Совмещение достигается соединением между собой одноименных выводов А и а обмотки ВН и НН. Для исключения возможных ошибок при испытании трехфазных трансформаторов необходимо обращать внимание на симметрию трехфазного напряжения питания. Подачу напряжения допускается производить со стороны любой из обмоток. Метод применим для однофазных и трехфазных трансформаторов. Применяются также методы постоянного тока и фазометра.
Проверку электрической прочности изоляции производят в период монтажа и в дальнейшем в процессе эксплуатации.
В момент приложения повышенного напряжения в изоляции трансформатора создается увеличенная напряженность поля, что способствует выявлению дефекта. Характерными недостатками, обнаруживаемыми при проверке изоляции, являются:
· нарушение (сокращение) расстояния между гибкими неизолированными отводами обмоток НН в месте их подсоединения к шпильке ввода;
· местные увлажнения и загрязнения (наличие посторонних предметов) изоляции, особенно на участках отводов НН;
· наличие в трансформаторе воздушных пузырей и др.
Изоляцию обмоток вместе с вводами испытывают повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 мин, поочередно приложенным к каждой обмотке при заземленных на бак и закороченных остальных обмотках.
Мощность испытательного трансформатора зависит от зарядной мощности испытываемой обмотки и определяется ее емкостью и значением испытательного напряжения и выбирается из условия допустимости нагрева измерительного трансформатора емкостным током испытуемого объекта.
В зависимости от класса «напряжения трансформаторы до 35 кВ испытываются без предварительного нагрева, т.е. в холодном состоянии.
При испытательных напряжениях, превышающих 100 кВ, или при испытании трансформаторов со значительной емкостью, которая может исказить коэффициент трансформации испытательного трансформатора, измерение испытательного напряжения производят на стороне ВН с помощью шаровых разрядников или измерительных трансформаторов. В процессе испытания дефекты в трансформаторе при пробое изоляции выявляют по характерному звуку, выделению газа и дыма, по результатам газохроматографического анализа масла, по показаниям приборов измерений частичных разрядов (электрическим или акустическим методом).
В эксплуатации после ремонта с полной или частичной заменой обмоток при наличии испытательных средств производят испытание внутренней изоляции обмоток (витковой, межкатущечной) трансформатора индуктированным напряжением повышенной или промышленной частоты. При испытании напряжение подводят к одной из обмоток, другие остаются разомкнутыми.
Измерение потерь и напряжения короткого замыкания производится в эксплуатации в целях определения и нормирования значений ик и Рк трансформаторов, прошедших ремонт с заменой обмоток. По значению ик с последующим расчетом сопротивления КЗ Zк можно выявлять повреждение обмоток (деформацию) и необходимость вывода трансформатора в ремонт.
Опыт КЗ проводят, как правило, при токе не менее 25 % номинального тока на номинальной ступени напряжения обмоток, а для трансформаторов с регулированием напржения под нагрузкой - и на крайних положениях переключателя ответвлений.
Фазировку проводят перед включением трансформаторов на параллельную работу после монтажа или проведенного ремонта. Проверяют при этом допустимость параллельной работы как самих трансформаторов, так и трансформаторов с энергосистемой.
При фазировке поочередно производят измерение напряжений между фазой подключаемого трансформатора и тремя фазами сети в целях отыскания совпадающих фаз, между которыми напряжение должно быть равно нулю. Для снижения опасности измерение обычно производят на стороне НН.
Для фазировки при вводе в работу используют два метода - прямой и косвенный:
· при прямом методе фазировку производят непосредственно на находящейся под рабочим напряжением ошиновке трансформатора или на несвязанных с этой ошиновкой аппаратах, оборудовании;
· при косвенном методе при фазировке используют трансформаторы напряжения, присоединенные к фазируемым частям электроустановки, и фазировку производят во вторичных цепях трансформаторов напряжения. Косвенный метод фазировки менее опасен, но более трудоемок.
Фазировка считается законченной в случае совпадения всех трех фаз (нулевые показания вольтметра).
Методы испытаний трансформаторного масла. Масло в силовых трансформаторах, особенно мощных, находится под периодическим контролем. При комплексном обследовании трансформатора состояние масла определяет его работоспособность.
Свежее трансформаторное масло имеет светло-желтый или светлый цвет и определенные нормируемые показатели, определяющие физико-химические и диэлектрические свойства.
Стабильность масла (сохранение начальных свойств) в действующих трансформаторах с течением времени постепенно снижается. Если в начале эксплуатации изменение свойств масла почти не обнаруживается (при отсутствии дефекта в трансформаторе), то в дальнейшем значительное снижение стабильности приводит к изменениям, видимым при простом осмотре, - масло заметно мутнеет. Масло с ухудшенными показателями имеет увеличенное кислотное число и зольность, в нем появляются нежелательные компоненты (низкомолекулярные кислоты), которые в свою очередь ухудшают свойства бумажной изоляции и взаимодействуют с металлами. В таком масле появляются осадки, которые еще интенсивнее ухудшают изоляционные характеристики трансформатора. Поэтому важно своевременное определение восприимчивости масла к старению.
Электрическая прочность является одной из основных характеристик масла, которая определяется по пробивному напряжению. Испытания проводятся в стандартном разряднике, представляющем собой два плоских или сферических электрода диаметром 25 мм, расположенных взаимно параллельно в фарфоровой ванночке на расстоянии 2,5 мм друг от друга. Для испытаний можно использовать аппараты АИИ-70, АИМ-80 либо другого типа.
Для свежего масла пробивное напряжение должно быть не менее 30 кВ. Масло с таким пробивным напряжением может быть залито в ряд трансформаторов без специальной подготовки. Для трансформаторов 35 кВ и выше требования более жесткие.
Снижение пробивного напряжения свидетельствует, как правило, о загрязнении масла водой, воздухом, волокнами и другими примесями. Практически любое повреждение в трансформаторе со временем приводит к снижению пробивного напряжения масла.
Тангенс угла диэлектрических потерь масла (tg d масла) характеризует свойства трансформаторного масла как диэлектрика. Диэлектрические потери для свежего масла характеризуют его качество и степень очистки, а в эксплуатации - степень загрязнения и старения масла. Ухудшение диэлектрических свойств (увеличение tg d) приводит к снижению изоляционных характеристик трансформатора в целом.
Для определения tg d масло заливают в специальный сосуд с цилиндрическими или плоскими электродами. Измерение производят с применением моста переменного тока Р525 или Р5026, а также другого типа.
Изготовитель трансформаторного масла нормирует tg d при температуре 90 °С. Для комплексной оценки состояния трансформатора и его узлов в эксплуатации tg d целесообразно измерять при всех трех температурах, т.е. при 20, 70 и 90 °С.
Пробивное напряжение и тангенс угла диэлектрических потерь определяют в электротехнической лаборатории. Они не всесторонне характеризуют степень годности и степень старения масла. Поэтому в химической лаборатории проверяют дополнительно ряд физико-химических показателей трансформаторного масла. В их числе следующие.
Цвет масла у большинства масел светло-желтый. У высококачественных масел, изготовляемых в настоящее время (марки ГК или Т-1500), цвет светлый.
В эксплуатации под влиянием ряда факторов (в частности, нагрева, загрязнений, электрического поля) из-за образующихся смол и осадков масло темнеет. Темный цвет свежего масла характеризует отклонения в технологии изготовления масла на заводе-изготовителе. Показатель цвета масла служит для ориентировочной оценки его качества как в отечественной, так и в зарубежной практике.
Механические примеси - нерастворенные вещества, содержащиеся в масле в виде осадка или во взвешенном состоянии. Волокна, пыль, продукты растворения в масле компонентов, применяемых в конструкции трансформатора (краски, лаки и т.п.), просматриваются на просвет в стеклянном сосуде после предварительного встряхивания. Другие примеси появляются в масле после внутренних повреждений (электрической дуги, мест перегревов) в виде обуглившихся частиц. При очень сильном загрязнении масло подлежит восстановлению или замене.
По мере старения в масле появляются осадки (шлам), которые, осаждаясь на изоляции, ухудшают ее изоляционные свойства.
Примеси у большинства трансформаторов проверяют на просвет визуально. Если они не обнаруживаются, то считается, что их количество не превышает 50 г на 1 т масла. У особо ответственных трансформаторов (более 750 кВ) предельно нормируемое количество примесей составляет 5-15 г/т. Такое количество примесей можно фиксировать только с применением более точных методов контроля, например некоторое количество масла пропускается через фильтр, который взвешивается до и после прокачки масла; разность массы показывает количество осадка.
Влагосодержание как показатель состояния масла тщательно контролируется в эксплуатации. Ухудшение этого показателя свидетельствует о потере герметичности трансформатора или о работе в недопустимом нагрузочном режиме (интенсивное старение изоляции под воздействием значительных температур).
Влагосодержание определяется по количеству водорода, выделяющегося при взаимодействии масла с гидридом кальция за определенное время.