Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Оборудование >> Контроль за состоянием трансформаторов

Испытания и определение состояния изоляции - Контроль за состоянием трансформаторов

Оглавление
Основные виды повреждений трансформаторов
Способы диагностики состояния трансформаторов
Контроль за показаниями контрольно-измерительных приборов и осмотры трансформаторов
Испытание и химический анализ трансформаторного масла
Хроматографический анализ растворенных в масле газов
Испытания и определение состояния изоляции
Испытания и определение состояния обмоток
Контроль за состоянием магнитопровода и бака
Контроль за состоянием высоковольтных вводов
Контроль за состоянием переключающих устройств
Контроль за состоянием вспомогательного оборудования
Ревизия трансформаторов
Комплексная оценка состояния трансформаторов

6. ИСПЫТАНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ

Профилактические испытания трансформаторов производятся в соответствии с требованиями ПТЭ и Норм испытаний электрооборудования [2] при каждом текущем и капитальном ремонте. Текущий ремонт трансформаторов с устройствами РПН производится ежегодно, без РПН - 1 раз в два года для главных трансформаторов электростанций и подстанций и трансформаторов собственных нужд и 1 раз в 4 года для всех других. Профилактические испытания в основном сводятся к испытаниям изоляции и измерениям переходных сопротивлений контактов. Нормируемый объем испытаний трансформаторов приведен в табл. 5.
На практике применяются и другие виды испытаний. Если есть признаки ухудшения изоляции или предположения о ее ухудшении, профилактические испытания производятся в период между ремонтами. Результаты испытаний сравнивают с установленными нормами а также с ранее измеренными значениями.
Испытания изоляции являются основным элементом всяких профилактических испытаний. Изоляция подвергается тепловым, механическим и электрическим воздействиям. При этом ускоряется протекание химических процессов (окисление), изменяется структура изоляции, снижается механическая прочность, происходит расслоение. Особенно вредные воздействия на изоляцию трансформаторов оказывают увлажнение и загрязнение.
Влага проникает в глубь изоляции, создавая опасность электрического пробоя. Полностью избежать вредных воздействий практически невозможно. В результате изоляция стареет и в ней возникают общие, (равномерно распределенные) и местные (сосредоточенные) дефекты. Даже такое эффективное средство диагностики состояния трансформаторов, как хроматографический анализ растворенных в масле газов, не говоря уже о внешнем осмотре, не позволяет выявить всех возможных дефектов изоляции. Именно этим вызвана необходимость проведения профилактических испытаний с отключением трансформатора.
Рассмотрим основные виды профилактических испытаний изоляции трансформаторов.
Измерение сопротивления изоляции производится с помощью мегаомметра и является одним из наиболее простых и распространенных видов испытаний. Оно может дать представление о среднем состоянии изоляции, при явных повреждениях указать на их наличие, а в некоторых случаях помогает определить место дефекта.

Таблица 5. Объем профилактических испытаний трансформаторов


проводимые измерения и проверки

Испытание

при вводе в эксплуатацию

при капитальном ремонте

при текущем ремонте

в межремонтный период

Сопротивление изоляции, коэффициент абсорбции

+

+

+

+

tgd

+

+

-

+

Емкость, С

+

+

-

-

Испытание повышенным напряжением

+

+

-

-

Сопротивление обмоток постоянному току

+

+

-

-

Коэффициент трансформации

+

+

-

-

Группа соединений и фазировка

+

+

-

-

Ток и потери холостого хода

+

+

-

-

Проверка переключающего устройства

+

+

+

-

Проверка бака давлением

+

+

-

-

Проверка устройства охлаждения

+

+

+

-

Проверка индикаторного силикагеля

+

+

+

+

Трансформаторное масло

+

+

+

+

Сопротивление изоляции, tg d, испытание повышенным напряжением и испытание масла вводов

+

+

-

+

Проверка качества уплотнения вводов

+

+

-

-

Проверка манометров вводов

-

-

-

+

 

Таблица 6. Соединение обмоток при измерении характеристик изоляции трансформатора


Измеряемые обмотки

Заземленные части

Двухобмоточные трансформаторы

НН

ВН, бак

ВН

НН, бак

ВН+НН

Бак

Трехобмоточные трансформаторы

НН

СН, ВН, бак

СН

ВН, НН, бак

ВН

НН, СН, бак

ВН+СН

НН, бак

ВН+СН+НН

Бак

Для измерения сопротивления изоляции трансформатора используются мегаомметры с напряжением 2,5 к В. Для трансформаторов 220 кВ и более целесообразно применять мегаомметр со стабилизирующей электронной приставкой. Если генератор мегаомметра имеет ручной привод, рукоятку надо вращать с частотой 120 об/мин. К зажиму Л (линия) подключают одну обмотку трансформатора, к зажиму 3 (земля) - все остальные обмотки, соединенные с баком или другим заземленным элементом (табл. 6).

В табл. 6 обозначены: ВН — обмотка высшего, СН — среднего, НН -низшего напряжения. В автотрансформаторах, имеющих общую обмотку ВН и СН и отдельную обмотку НН, соединения производятся как для двухобмоточного трансформатора.
схема замещения внутренней изоляции трансформатора

Рисунок 9. Простейшая схема замещения внутренней изоляции трансформатора
Зависимость сопротивления изоляции и тока в ней от времени
Рисунок 10. Зависимость сопротивления изоляции и тока в ней от времени при измерении мегаомметром (R1 и R2 - установившиеся значения при температурах t1 и t2 соответственно)

Если обмотка НН отсутствует, выполняется одно измерение. При профилактических испытаниях измерять сопротивление изоляции по всем перечисленным схемам нет необходимости.
Перед подачей напряжения от мегаомметра рекомендуется сначала раскрутить его генератор до полной скорости и лишь тогда подавать напряжение на трансформатор (это позволит правильно определить коэффициент абсорбции (см. ниже). При этом сначала произойдет быстрый заряд геометрической емкости Сг (рис. 9), определяемой конструкцией изоляции, затем будет плавно заряжаться емкость С, которая вместе с сопротивлением R характеризует наличие увлажнении, загрязнений и тд., и, наконец, протекающий ток установится и будет определяться сопротивлением изоляции постоянному току Ry. Этот установившийся ток называется током утечки. В соответствии с изменением тока будет изменяться и значение сопротивления, измеряемое мегаомметром. Изменение тока и сопротивления показано на рис. 10. Установившееся значение Ry достигается довольно долго. За сопротивление изоляции данной обмотки (или между обмотками) трансформатора принимают значение сопротивления R6 0, измеренное через 60 с после подачи испытательного напряжения. После измерения до проведения других испытаний нужно разрядить обмотку трансформатора. Существенное влияние на результаты измерения оказывает температура. Пересчет сопротивления изоляции R1 измеренного при температуре t1, к температуре t2 производится по формуле

R2=K2R1,

если t2>t1, или

R2=R1/K2,

если t2,t1. Коэффициент К2 определяется по табл. 7.

Однако температурные зависимости для разных трансформаторов так сильно отличаются одна от другой, что на практике не следует пользоваться пересчетом на разность температур более чем ± 5 °С. Нужно стремиться к измерению при той же температуре, что и при приемосдаточных испытаниях на заводе-изготовителе, достигая ее в процессе охлаждения трансформатора после отключения или прогрева.

Нормами ограничены минимальные значения сопротивления изоляции обмоток при вводе в эксплуатацию и после капитального ремонта (табл. 8).

При капитальном ремонте сопротивление изоляции обмоток трансформаторов до 35 кВ включительно мощностью до 10 000 кВА включительно не должно снизиться более чем на 40 %, для остальных трансформаторов — на 30 %. Более значительное уменьшение свидетельствует об увлажнении или загрязнении изоляции в процессе ремонта. Во всех случаях, в том числе, когда минимально допустимое значение сопротивления изоляции не оговорено, оно не должно уменьшаться по сравнению с предыдущим измерением более чем в 2 раза. При большем уменьшении необходимо выяснить причину этого и принять меры по восстановлению изоляции.

 

Таблица 7. Зависимость пересчетных коэффициентов от разности температур


Коэффициент

Значение коэффициента при δt=t2-t1, °С

1

2

3

4

5

10

15

20

25

30

K1(пересчет tg δиз)

1,03

1,06

1,09

1,12

1,15

1,31

1,51

1,75

2

2,3

K2(пересчет R60)

1,04

1,08

1,13

1,17

1,22

1,5

1,84

2,25

2,75

2,4

K3(пересчет tg δм)

 

Примечание. Если полученное Dt не указало в таблице, коэффициент определяется умножением коэффициента К', соответствующего ближайшей меньшей разности температур Dt , кратной 5 °С, на коэффициент К'' , соответствующий разности Dt -Dt'. Например, для Dt = 13 °С находим K'1=1,31 при Dt'=10 °С и К ''1=1,09 при Dt - δt'= 13 - 10 =3 0С, и тогда K1 = К'1K''1 = 1,31-1,09 =1,43.

Таблица 8. Минимальное сопротивление изоляции обмоток трансформаторов по[2]


Вид испытаний

Номинальные данные трансформатора

Минимальное R60 , МОм, при температуре обмоток, °С

Напряжение, кВ

Мощность, кВА

10

20

30

40

50

60

70

При вводе в эксплуатацию

<35

<10000

450

300

200

130

90

60

40

>10000

900

600

400

260

180

120

80

110-750

Всех мощностей

Не менее 50% значения, указанного в паспорте

После капитального ремонта

<35

Всех мощностей

450

300

200

130

90

60

40

110

Всех мощностей

900

600

400

260

180

120

80

 

Коэффициент абсорбции выражается отношением сопротивления изоляции, измеренного через 60 с после подачи напряжения от мегаомметра, к сопротивлению, измеренному через 15 с, т.е. Каб=R60/R15 (см. рис. 10). Он характеризует степень увлажнения и загрязнения изоляции. Для сухой изоляции этот коэффициент равен 1,5-2, для сильно увлажненной он близок к единице. Коэффициент абсорбции зависит от температуры, приближаясь к единице при 80 °С. Поэтому измерения должны производиться при температуре 10-30 °С. При вводе в эксплуатацию и после капитального ремонта изоляция считается удовлетворительной, если Kаб >1,3.
Измерение емкости и тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток трансформатора производится для схем, указанных в табл. 6. Понятие tg d было определено в § 4 (см. рис. 4). Иногда требуется определить емкость и tg d "по зонам", т.е. выделить определенную зону. В этом случае помимо двух основных используется третий зажим измерительного моста - "Экран". Например, если требуется определить емкость или tg d между обмотками ВН и НН двухобмоточного трансформатора, то эти обмотки подсоединяют к измерительным зажимам А и С (см. рис. 5,а), а бак - к зажиму 3. Кроме нормальной схемы моста, применяют так называемую перевернутую схему (рис. 5, б}, в которой испытуемый объект заземлен. В частности, такая схема используется всегда, когда измерение производится между обмоткой и баком.
Измерения по зонам производят для трансформаторов напряжением 110 кВ и более. Схемы присоединения обмоток и подключения моста приведены в табл. 9. В этом случае измерения по схемам, приведенным в табл. 6, не обязательны. Измерения производят на трансформаторе, залитом маслом, через 0,5 - 2 суток после заливки. В трансформаторах с принудительной циркуляцией масла в этот период следует произвести перемешивание масла путем включения насосов.
Рассмотрим подробнее измерение с помощью моста типа Р5026. Па высоком напряжении (а при испытаниях трансформаторов это имеет место довольно часто) мост используется с внешним образцовым воздушным конденсатором Р5023. Схемы соединений приведены на рис. 11. Они полностью соответствуют схемам на рис. 5. Обозначения зажимов на схемах приняты согласно маркировке моста и образцового конденсатора. Зажим Сх на рис. 11 соответствует точке А на рис. 5, зажим ВП конденсатора - точке С.

При измерениях емкости и tg d соблюдают правила, предусмотренные для испытаний электрооборудования повышенным напряжением, тем более, что аппаратура, необходимая для измерения, располагается в непосредственной близости от объекта.

Таблица 9. Присоединение обмоток при измерении характеристик изоляции трансформатора по зонам


Измеряемая зона

Схема включения моста

Подключение трансформатора

Подключение моста

к измерительной схеме

к экрану

к источнику питания

к земле

точка А

точка С

Двухобмоточные трансформаторы

НН-БАК

Перевернутая

НН

-

ВН

D

С

НН-ВН

Нормальная

НН

ВН

БАК

C

Э, D

ВН-БАК

Перевернутая

ВН

-

НН

D

C

Трехобмоточные трансформаторы

НН-БАК

Перевернутая

НН

-

СН, ВН

D

C

НН-СН

Нормальная

НН

СН

БАК, ВН

C

Э, D

СН-БАК

Перевернутая

СН

-

ВН, НН

D

C

СН-ВН

Нормальная

СН

ВН

БАК, НН

C

Э, D

ВН-БАК

Перевернутая

ВН

-

СН, НН

D

C

Особое внимание требуется при измерении по перевернутой схеме, когда значительное число элементе моста находится под напряжением. Корпус моста установлен вне ограждения, но его задняя стенка должна быть расположена на уровне ограждения, а высоковольтный ввод с подходящим к нему экранировании соединительным кабелем — в огражденной зоне. В ней же находится испытательный трансформатор Т и образцовый конденсатор Р5023.

Включение моста переменного тока

Рисунок 11. Включение моста переменного тока Р5026 при измерении емкости и tg d внешним конденсатором Р5023: а - по прямой схеме; б - по перевернутой схеме

 

Питание испытательного трансформатора

рис. 12. Питание испытательного трансформатора при измерении емкости и tg d

Привод, идущий от испытательного трансформатора к образцовому конденсатору, а также соединительные кабели моста, находящиеся под высоким напряжением, не должны касаться заземленных предметов и быть удалены от них не менее чем на 100-150 мм. Их можно крепить на изоляторах или бакелитовых трубках длиной не менее 200-250 мм.
При измерениях по любой схеме устройства отключения испытательного трансформатора (кнопка, переключатель и т.д.) должны быть под рукой у оператора. Трансформатор Т и его регулирующее устройство можно приближать к мосту, но не менее чем на 0,5 м. При этом нужно убедиться, что они не оказывают недопустимых электромагнитных влияний. Корпус моста, корпус и один вывод вторичной обмотки трансформатора Т, корпус регулировочного устройства обязательно заземляют.
Испытательный трансформатор должен давать напряжение 6, 10 кВ и более и иметь мощность S = U2wCx (Сх выражено в фарадах, w = 314 при 50 Гц). Этому условию удовлетворяют трансформаторы напряжения НОМ-10, НОМ-6 и др. Для повышения мощности можно включить параллельно два одинаковых трансформатора. На низковольтные обмотки этих трансформаторов подается напряжение 100 В (или 173 В) от регулировочного устройства, в качестве которого могут быть приняты ЛАТР-1М, РНО-250-2 (при мощности до 2 кВА), РНО-250-5, РНО-250-10. Схема включения приведена на рис. 12. Выключателем S1 подают напряжение, переключателем S2 изменяют полярность подключения, если это требуется.

Емкость изоляции в испытуемой зоне определяется по формуле

Cx=k0C0/R3

а тангенс угла диэлектрических потерь
tgdx= k2*C4,

где коэффициенты k1 и k2 определяются положением ручек магазина сопротивления моста.

Измеренная таким образом емкость изоляции обмоток трансформатора не нормируется и, вообще говоря, не является показателем состояния изоляции. Если емкость существенно отличается от значений, полученных при прошлых испытаниях, это говорит, как правило, об ошибке в схеме испытаний или при измерениях. Предельные значения tg d приведены в табл. 10.
В эксплуатации tg d измеряется у силовых трансформаторов 110 кВ и выше, а при меньшем напряжении — если мощность не менее 31500 кВА. При этом его значение не нормируется, но должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения состояния изоляции, в частности при расчетном определении ее влагосодержания. Сравнение значений tg d с заводскими (паспортными) или другим данными должно производиться строго при одной и той же температуре. Если измерения проведены при разной температуре, то результаты пересчитывают. Как и в случае пересчета R60, если температура t2 на которую нужно пересчитать tg d, больше той (t1), при которой выполнены измерения, то:

tgd2= К1 tgd1,
если же t2 <t1, то tgd2= tgd1/К1,

где К1 — коэффициент, зависящий от разности температур (согласно табл.7).

Характеристики изоляции (это относится к измерению R60 и tg d) измеряют при температуре изоляции не ниже +10 °С, если иное не указано в паспорте трансформатора. При установившейся или медленно падающей температуре за температуру изоляции принимают температуру верхних слоев масла. При других условиях температуру измеряя методом сопротивления по постоянному току.
Тангенс угла диэлектрических потерь, хотя и позволяет оценивать загрязнение и увлажнение твердой изоляции и масла, может привести к неправильным выводам. В практике, например, имеют место случаи, когда при капитальном ремонте изоляция трансформатора сушится и удовлетворительно, но за счет заливки почти идеально "сухого" и и чистого масла общий tg d (а также сопротивление изоляции и коэффициент абсорбции) доводится до удовлетворительного значения. Такие трансформаторы в эксплуатации имеют пониженную надежность. Поэтому косвенная оценка влагосодержания твердой изоляции трансформатора по значению, например, tg d, не может быть признана достаточной.

Измерение влагосодержания твердой изоляции.

После изготовления твердая изоляция (картон) трансформатора имеет малое влагосодержание (W < 1 %). Нормами лимитируется влагосодержание твердой изоляции после капитального ремонта. Так, для трансформаторов с высшим напряжением 110—220 кВ сушка не требуется, если влагосодержание твердой изоляции не превышает 3 %, а для 330—500 кВ — 1,5 %. В процессе эксплуатации влагосодержание может увеличиваться в 1,5-2 раза. Для крупных трансформаторов эта величина указана в заводской документации.
При увеличении влагосодержания происходит повреждение твердой изоляции вследствие появления в ней частичных разрядов. Может возникнуть ползущий разряд и, в конечном счете, пробой изоляции.
Внешний вид изоляции не связан с ее влагосодержанием. Молекулы бумаги в процессе старения полимеризуются, т.е. укрупняются. Бумага становится хрупкой, ломкой, и ее можно принять за тщательно высушенную. На самом же деле она может иметь очень высокое влагосодержание.
Наиболее надежным средством определения влагосодержания является прямое его измерение в лаборатории. Для этого из трансформатора отбирают образцы общей массой до 100—200 г. Используют специальные образцы, расположенные под соответствующим люком на крышке трансформатора, или вырезанные куски картона (от экрана на боковом ярме или другой части по согласованию с заводом-изготовителем). Образцы не должны долго находиться вне масла. Взятые образцы должны быть немедленно помещены в заранее приготовленную банку, залиты маслом из того же трансформатора и плотно закрыты. Как видно, этот способ определения влагосодержания твердой изоляции связан с необходимостью разгерметизации трансформатора. Поэтому он используется большей частью при монтаже, капитальном ремонте или для выяснения причин происшедшей аварии.
ВНИИЭ и ПО "Запорожтрансформатор" провели исследования маслобарьерной изоляции, позволившие получить зависимость между tg d изоляции обмоток трансформатора, tg dм масла и влагосодержанием твердой изоляции W [7]. На основании полученных зависимостей можно определить предельно допустимый tg d диэлектрических потерь, соответствующий указанным выше допустимым значениям влагосодержания твердой изоляции при капитальном ремонте при разных характеристиках масла (табл.11).
Если проверяется tg d изоляции при 60 °С, следует воспользоваться данными трансформаторного масла для 70 °С (tg dм 70), а при температуре изоляции 30 ° С использовать tg d при температуре, отличной от 30 или 60 ° С, следует пересчитать на ближайшую из этих температур по коэффициенту К1, как было описано выше.

 

Таблица 10. Предельные значения тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток трансформатора


Вид испытаний

Номинальные данные трансформатора

tg d ,%, при температуре обмоток, 0С

Напряжение, кВ

Мощность кВА

10

20

30

40

50

60

70

При вводе в эксплуатацию

<35

<6300

1,2

1,5

2

2,5

3,4

4,,5

6

100-750

>10000

0,8

1

1,3

1,7

2,3

3

4

 

Всех мощностей

<1 или <130% значения, указанного в паспорте

После капитального ремонта

<35

>10000

1,8

2,5

3,5

5

7

10

14

110-150

Всех мощностей

1,8

2,5

3,5

5

7

10

14

220-500

Всех мощностей

1

1,3

1,6

2

2,,5

3,2

4

Можно решить и обратную задачу - определить влагосодержание твердой изоляции по измеренным значениям tgd изоляции и масла. На рис. 13, а приведена номограмма* зависимостей для трансформаторов 110—220 кВ для случая, когда tg d изоляции обмоток измерялся при 30 °С (или приведен к этой температуре), а tg dм масла - при 20 °С. На рис. 13 б - г изображены номограммы для других случаев.

Таблица11. Допустимые значения tg d изоляции обмоток трансформаторов при капитальном ремонте


Класс напряжения трансформатора, кВ

Допустимое влагосодержание твердой изоляции после капитального ремонта, %

Измеренная характеристика масла

Предельно допустимая характеристика изоляции обмоток

tg d м

Температура при измерении,°С

tg d

Соответствующая температура, °С

110

3

0,2

20

0,6

30

0,7*

20

1,1

30

2

70

1,5

60

7*

70

3,1

60

330-500

1,5

0,2

20

0,4

30

0,5*

20

0,8

30

2

70

0,9

60

5*

70

1,8

60

* Допустимые значения tg d масла по табл. 1

Рассмотрим пользование номограммами на приме трансформатора 110 кВ 60 МВА. При испытаниях получено: tg dм = 0,1 при 20 °С. Пересчитаем tg d изоляции обмоток на 30 °С Dt =42 - 30 = 12 °С, из табл.5 K1 =К'1, К''1= 1,31*1,06 =1,39; tg d30 = tg d42/K1 = 0,7/1,39 = 0,51. На рис. 13а откладываем соответствующую точку Y. Соединяем прямой линией точки Х (tg dм =0,1) и Y. Продолжаем эту линию до пересечения с осью W в точке Z. По шкале определяем: W = 3,05. Следовательно, трансформатор может эксплуатироваться, но при капитальном ремонте, очевидно, потребуется сушка изоляции, и к этому надо готовиться заблаговременно. Естественно, определенное по номограмме значение влагосодержания твердой изоляции должно рассматриваться как ориентировочное.
* Номограммы составлены по результатам предварительных исследований

Увлажненность изоляции можно оценивать по отношению С2/С50 (отношение емкости при частоте 2 Гц к емкости при частоте 50 Гц, измеряемое прибором типа ПКВ), или DС/С (отношение изменения емкости за определенный промежуток времени к измеренному значению, которое может быть измерено прибором ПКВ-8 и др). Отношение DС/С используется, главным образом, для контроля сушки трансформатора.
Испытание изоляции обмоток повышенным напряжением производится приложением напряжения промышленной частоты 50 Гц в течение 1 мин. При вводе в эксплуатацию масляных трансформаторов и при капитальном ремонте без смены обмоток испытания не обязательны. Значения испытательного напряжения при вводе в эксплуатацию при ведены ниже:


Класс напряжения, кВ

35

110

150

220

330

Испытательное напряжение, кВ

76,5/72,3

200

230-275

325-400

По данным завода-изготовителя

 

Номограмма для оценки влагосодержания твердой изоляции трансформаторов
Рисунок 13. Номограмма для ориентировочной оценки влагосодержания твердой изоляции трансформаторов класса напряжения 110-500 кВ в зависимости от tg d изоляции обмоток и tg dм масла:

а - U=110 -220 кВ, tg d при 30 °С, tg dм при 20 °С;
б - U= 110-220 кВ, tg d при 60°С, tg dм при 70 °С;
в - U=330 - 500 кВ, tg d при 30 °С, tg dм при 20 °С;
г - U=330-500кВ, tgd при 60°С, tg dм при 70 °С

Для трансформаторов класса напряжения 35 кВ в знаменателе указано испытательное напряжение в эксплуатации. Для 150 и 220 кВ испытательное напряжение зависит от исполнения трансформатора.
Для испытания изоляции повышенным напряжением используются специальные трансформаторы. Испытания выполняются специально подготовленными и допущенными к этому виду работ бригадами. Перед испытанием вводы трансформаторов должны быть очищены и протерты. Необходимо проверить расстояния между заземленными и токоведущими частями. Особое внимание необходимо уделить проверке расстояний между ножами и губками разъединителей, чтобы не допустить перекрытия на другие участки электроустановки.
Изоляция считается выдержавшей испытания, если не обнаружено колебаний стрелки миллиамперметра (указывающей на наличие частичных разрядов), резкого возрастания тока, характерного потрескивания и разрядов, указывающих на начало пробоя изоляции, или если не произошел пробой изоляции, при котором показания возрастают до значения, определяемого имеющимся в схеме резистором, а показания вольтметра снижаются. Испытания изоляции повышенным напряжением позволяют выявить скрытые дефекты изготовления обмотки или сборки трансформатора, которые не обнаруживаются другими методами.



 
« Конденсаторные установки промышленных предприятий   Механизмы и приспособления для воздушных линий 35 кВ и выше »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.