4.12.Обслуговування, ремонт і випробування вимірювальних трансформаторів
Вимірювальних трансформаторів оглядається без зняття напруги щодня - на підстанціях з постійним обслуговуючим персоналом і в терміни, затверджені головним інженером ЕЧ, на підстанціях без обслуговуючого персоналу, але не рідше за один раз на 10 днів.
Поточний ремонт трансформаторів виконується 1 раз на 3 роки. Капітальний ремонт - за наслідками випробувань і стану, а випробування проводяться 1 раз в 6 років.
Під час огляду ретельно перевіряють стан втулок висновків і їх глазурованої поверхні, арміровку ізоляторів і їх кріплення на кришці; відсутність течі масла з кожуха і з-під фланців вихідних ізоляторів; стан заземлень.
При огляді вимірювальних трансформаторів напруги (ТН), що працюють в схемах контролю ізоляції, можна визначити ознаки і вірогідні причини їх несправностей по приладах, що знаходяться на пульті. Наприклад, якщо напруга на одній з фаз має нормальне значення, а на двох інших - удвічі менше, то можливий обрив однієї фази обмотки ВН трансформатора або перегорання одного із запобіжників на стороні ВН.
При такому ж значенні напруги на одній з фаз і рівною нулю або значно меншому половини нормального на двох інших - можливий обрив однієї з фаз обмотки НН; розривши або порушення контакту в одному із сполучних дротів; перегорання запобіжника однієї з фаз НН. Якщо ж напруга двох фаз має нормальне значення, а третє в л/3 разів більше нормального (у схемі 3 однофазних трансформаторів, включених відкритим трикутником), то один з них неправильно включений в мережу або у нього неправильно розмічені затиски після ремонту.
Перевірку полярності трансформаторів струму (ТТ) проводять по схемі, приведеній на мал. 4.35. Неоднакові відхилення стрілки мілліамперметра при перевірці трифазного трансформатора свідчать про неправильне з'єднання його обмоток і необхідності ремонту.
Рисунок 4.35. Провірка полярності трансформаторів струму.
Поточний ремонт ТТ на напругу 35-110 кВ зводиться до зовнішнього огляду з перевіркою стану заземлення, контактних з'єднань, ущільнень, маслопоказникового пристрою і зливного крана, а також до чищення фарфорової ізоляції і відбору проби масла. При ремонті масляних ТН, окрім вказаних вище операцій, оглядають, зачистку і мастило запобіжників і чищення кожуха трансформатора.
Сухі ТН з литою ізоляцією типа ЗНОЛ-35БУХЛ1 в процесі експлуатації очищають від пилу, оглядають литу поверхню (відсутність сколовши і тріщин) і підтягають кріплення приєднань. У об'єм випробувань сухих ТН входить вимірювання струму холостого ходу, опори ізоляції мегаомметром на 1000 В, а також випробування електричної міцності ізоляції підвищеною напругою. Сухі вимірювальні трансформатори прості в обслуговуванні і не вимагають ремонту. Якщо в результаті перевірок виявляються які-небудь несправності, що перешкоджають подальшій експлуатації, то трансформатори просто замінюють.
Перед випробуваннями ТТ і ТН оглядають, причому огляд проводиться із зняттям напруги. При цьому перевіряють наявність заводської маркіровки висновків обмоток, а також таблички на корпусі. Закрашені або порушені позначення відновлюють. Візуально визначають правильність включення первинних обмоток прохідних ТТ і монтажу (відповідно до написів «верх», «низ») вбудованих і шинних; кріплення висновків на них, а також на клемних складках. Перевіряють виконання заземлення вторинних обмоток Тт. При цьому звертають особливу увагу на заземлення електрично зв'язаних між собою ТТ, які повинні мати одне єдине заземлення на клемной збірці, а також заземлення ТТ диференціального захисту. Візуально визначають справність ізоляції і проводів ланцюгів струму і напруги в межах камери.
Опір ізоляції ТТ і ТН вимірюють мегаомметром в наступній послідовності: обмотки трансформатора-корпус; обмотки ВН - обмотки НН; жили проводів від висновків до збірного клемника на камері щодо землі і між собою; жили кабелю від камери розподільного пристрою до затисків панелі захисту щодо землі і між собою.
Якщо напруга первинної обмотки трансформаторів вище 1000 В, використовують мегаомметр на 2500 В; вторинні обмотки, а також первинні до 1000 В перевіряють мегаомметром на 500-1000 В. Результати вимірювань порівнюються з попередніми. У разі зниження опору ізоляції з'ясовують причини і усувають їх. На закінчення вимірюють опір ізоляції ланцюгів всього приєднання щодо землі, мінімальне значення якого повинне бути не нижче 1 МОм. Крім того, 1 раз на два роки ізоляцію вторинних обмоток ТТ і ТН випробовують підвищеною напругою 1000В.
Перевірку коефіцієнта трансформації або визначення погрішності проводять при першому включенні. В процесі експлуатації коефіцієнт трансформації вимірюють при повній перевірці захисту, якщо виявлено відхилення характеристики холостого ходу більш ніж на 20 % від заводської. Коефіцієнт трансформації багатообмотувальних трансформаторів перевіряють для всіх вторинних обмоток на одному (максимальною) відпаюванні, при цьому решта вторинних обмоток повинна бути закорочена.
При вимірюванні визначають дійсний коефіцієнт трансформації КТ як відношення струмів в первинній І1 і вторинною І2 обмотках. Різниця між номінальним КН і істинним КТ коефіцієнтами трансформації характеризується струмовою погрішністю τТ = ( КН/КТ – 1 )100%, яка не повинна перевищувати величини, допустимої для даного класу обмотки.
Як джерело живлення при перевірці коефіцієнта трансформації всіх ТТ і ТН з Ін до 1000 А можна використовувати блок К-501, апарати типу АТТ-5, АТТ-6 або АТТД-2.
Вимірювання тангенса кута діелектричних втрат tgδ ізоляції обмоток проводять у вимірювальних трансформаторів напруги 35 кВ і вище, у яких обидва виведення первинної обмотки розраховано на номінальну напругу; у ТТ всієї напруги з основною ізоляцією, виконаною з паперу, бакеліту або бітумінозних матеріалів, а також у ТТ мазкі ТФН і ТФЗН - при незадовільних показниках якості масла. При цьому звертають увагу на характер зміни tgδ і місткості з часом.
Трансформаторне масло випробовують тільки у трансформаторів 35 кВ і вище, при напрузі нижче 35 кв пробу не відбирають, а повністю замінюють його, якщо воно не задовольняє нормативам профілактичних випробувань (табл. 4. 14).
По пункту 6 випробовується тільки масло ТТ, яке має підвищене значення опору ізоляції.
Характеристику намагнічування Е2 = f(I02) трансформаторів струму залежно від номінального струму (при номінальній частоті і синусоїдальній формі напруги) визначають по схемах, приведених на мал. 4.36, за допомогою приладів К-501 і К-500. По схемі 4.36, а вимірюють струм в первинній обмотці, а ЕДС - у вторинній; по схемі 4.36, би - навпаки. У обох випадках зміряні значення струму і ЕДС приводять до одного і тому ж числу витків, найчастіше до витків вторинної обмотки. При великому коефіцієнті трансформації випробування проводять по спрощеній схемі мал. 4.36, в. Проте при цьому вольтметр вимірює не ЕДС, а сумарну величину - ЕДС плюс падіння напруги на активному і індуктивному опорі вторинної обмотки трансформатора струму. Характеристика, побудована в результаті вимірювань по такій схемі розташовуватиметься вище істинною, особливо в зоні глибокого насичення сердечника. Тому випробування по спрощеній схемі можна проводити тільки в тих випадках, коли повний опір ланцюгу намагнічення більше повного опору вторинної обмотки.
Рисунок 4.36. Схеми випробовування ( а; б; в ) ы хараутеристика холостого ходу трансформатора струму ( г ): 6,7,17,18 – клеми приладів К – 501 і К – 500
Струм намагнічення вимірюють приладами, що реагують на діюче значення струму (наприклад, електромагнітними), а ЕДС - вольтметром, що реагує на діючу або середню випрямлену напругу, але проградуйованим в діючих значеннях синусоїдальної напруги. При першому включенні знімають 10-15 точок характеристики, змінюючи струм від нульового значення до номінального, при подальших планових перевірках - 5 або 8 крапок. Отриману характеристику холостого ходу (мал. 4.36, г) порівнюють з паспортною, відмінність більш ніж на 20% указує на наявність несправностей (міжвітковоє замикання, пошкодження магнітопровода і т.п.).
Після закінчення випробування трансформаторів струму і напруги приєднують всі дроти згідно маркіровці і підтягають контакти на шинах. Після включення під напругу у ТН перевіряють чергування фаз за допомогою фазопоказника.