Фото и видео

Новости (архив)


Контакты

contact@forca.ru

Содержание материала

д)                 Влияние различных факторов на результаты измерения емкости и tg δ обмоток трансформатора

Емкости и tg δ обмоток зависят от температуры изоляции. Характер изменения этих величин в функции температуры зависит от ряда факторов: структуры изоляции, свойств изоляционных материалов и содержания в изоляции посторонних примесей (влаги и пр.). В общем случае tg δ и емкость обмоток трансформатора с повышением температуры возрастают, причем характер их изменения от температуры в сильной мере зависит от увлажненности изоляции трансформатора (рис. 8-18).

Рис. 8-18. Зависимость tg δ от температуры ϑм.в.с для промежутка НН—ВН + бак трансформатора типа ТДГ-15000/110 в увлажненном состоянии и после сушки.
1 — в увлажненном состоянии; 2 — после сушки.
Зависимость tgδ от температуры, построенная в полулогарифмическом масштабе, практически оказывается прямой, причем для увлажненной 1 и неувлажненной 2 изоляции углы наклона прямых неодинаковы.

Рис. 8-19. Температурная зависимость tg δ силовых трансформаторов.
1 — принятая в СССР: 2 — принятая в США (по AIEE № 505).

На рис. 8-19 показана температурная зависимость tg δ обмоток масляного трансформатора, принятая в СССР [Л. 8-7] для пересчета при сравнении данных заводских испытаний с результатами измерения при вводе трансформатора в эксплуатацию. Там же дана для сравнения температурная зависимость tg δ обмоток силовых трансформаторов, рекомендуемая американским стандартом [Л. 8-8]. Для построения сравнимых кривых значение tgδ, соответствующее ее температуре изоляции +20°C, условно принято равным единице.

Таблица 8-6
Поправочный коэффициент для пересчета tg δ


Разность температур, °С

5

10

15

20

25

30

35

Коэффициент изменения

1,15

1,31

1,51

1,75

2,0

2,3

2,65

При сравнении результатов измерений tg δ обмоток трансформаторов перед вводом в эксплуатацию с данными заводских испытаний на практике попользуются поправочным коэффициентом из табл. 8-5, которая соответствует сплошной кривой на рис. 8-19. Указанное сравнение допустимо только в том случае, когда измерение tgδ как на заводе-изготовителе, так и при вводе в эксплуатацию было произведено с погрешностью не более ±5%, как это предписано, например, ГОСТ 6581-75 в части измерения угла диэлектрических потерь жидких диэлектриков, иначе не исключены ошибочные выводы.
Электрическая емкость изоляции обмоток трансформатора, так же как и емкость конденсатора, в общем случае зависит от температуры. Температурная зависимость емкости конденсатора с бумажно-масляной изоляцией при измеренных колебаниях температуры имеет прямолинейный характер [Л. 8-9] и может быть выражена формулой:
(8-9)
где а — температурный коэффициент (для обычных конденсаторов с бумажно-масляной изоляцией а=0,0004-- 0,0006С-1); Δϑ — перепад температуры, С.
На рис. 8-20 дана температурная зависимость емкости изоляции обмоток трансформатора с увлажненной изоляцией и после сушки по данным измерений при напряжении 10 кВ, 50 Гц. При увлажненной изоляции емкость с повышением температуры возрастает в степени больше единицы, причем у более увлажненной изоляции 4 рост круче, чем у менее увлажненной 2. При неувлажненной изоляции (после сушки) температурная зависимость емкости близка к прямой с незначительным ростом при повышении температуры.
Зависимость tgδ обмоток масляного трансформатора имеет сложный характер. При исследовании этой зависимости [Л. 8-10] получены две кривые (рис. 8-21). Кривая 1 характерна для диэлектрических потерь, вызванных движением ионов преимущественно в жидкой изоляции. Снижение потерь с повышением напряжения объясняется «оскудением» ионного потока. 

Кривая 2 получена, когда в изоляции имеются добавочные диэлектрические потери из-за наличия в ней газовых включений, причем точка излома кривой указывает на наличие ионизации газовых включений (§ 8-1).
В сложной изоляции трансформатора могут существовать в той или иной мере оба вида потерь. Поэтому характер их изменения от напряжения (в бумажно-масляной изоляции), зависящий от соотношения указанных потерь, может быть различным для разных зон изоляции.
На рис. 8-22 показаны зависимости tg δ от напряжения обмотки 110 кВ двухобмоточного трансформатора, полученные из данных измерений по зонам изоляции согласно табл. 8-4. Кривая 1 (рис. 8-22) для зоны изоляции между обмотками ВН И НН с преобладанием жидкого диэлектрика (масла) аналогична кривой 1 на рис. 8-21, а кривая 3 (рис. 8-22) для зоны изоляции между обмоткой ВН и баком с преобладанием твердой (ярмовой) изоляции аналогична кривой 2 на рис. 8-21. Кривая 2 (рис. 8-22) для промежутка ВН—HH-+-бак (жидкая изоляция между обмотками ВН и НН и твердая между обмоткой ВН и ярмами) занимает промежуточное положение между кривыми 1 и 3.
Характер кривых по зонам изоляции изменяется, если изоляция трансформатора дефектна (наличие влаги, газовых включений, загрязнений и т. п.). На рис; 8-23 даны кривые измерения tg δ обмотки ВН трансформатора 110 кВ с дефектной изоляцией.
Сравнение кривых, полученных при контрольных измерениях по зонам изоляции, с типовыми для заведомо исправного трансформатора позволяет судить о состоянии изоляции испытываемого трансформатора, например. перед испытанием высоким напряжением. С этой целью на заводе имени К. Либкнехта (ГДР) при испытании трансформаторов 110 и 220 кВ снимались графики зависимости от напряжения значений tg δ обмоток по зонам изоляции при напряжениях (0,5—1,3). Результаты служили для оценки состояния изоляции трансформатора перед испытанием электрической прочности изоляции обмоток высоким напряжением.


Рис. 8-20. Зависимость емкости C50 от ϑм.в.с для промежутка ВИНН + бак и НН—ВН + бак от обмоток трансформатора типа ТДГ-15000/110 в увлажненном состоянии и после сушки.
1 — ВН—НН+бак после сушки; 2 — то же в увлажненном состоянии; 3 — НН— ВМ + бак после сушки; 4 — то же в увлажненном состоянии.

Рис. 8-21. Зависимость tg δ изоляции обмоток масляного трансформатора от напряжения.
1 — для зоны жидкой изоляции; 2 — при наличии в изоляции газовых включений.

Рис. 8-22. Зависимость tg δ от напряжения обмотки ВН (110 кВ) трансформатора типа KDUF-40001/110 (ГДР) по зонам изоляции при 22,5°С.
1 — зона ВН — НМ; 2 — промежуток ВН-НН+бак; 3 — зона ВН — бак.

Рис. 8-23. Кривые tg δ обмотки ВН трансформатора 110 кВ с загрязненной изоляцией в зависимости от испытательного напряжения.
1 — для промежутка ВН—НН, бак заземлен; 2 — то же ВН—НН+бак; 3 — то же ВН — бак, обмотка НН заземлена.

При испытании трансформаторов с главной изоляцией кабельного типа на МЭЗ производились аналогичные измерения tg δ обмоток по зонам изоляции при напряжениях до 1,5. При приемо-сдаточных испытаниях трансформаторов с маслобарьерной изоляцией на МЭЗ и 3T3 tgδ обмоток измеряют при напряжении не более 10 кВ и частоте 50 Гц.
Снятие ионизационных характеристик на трансформаторах с маслобарьерной изоляцией считают неоправданным, так как измерения при напряжениях до 1,36Uном не дают существенных преимуществ, но требуют дополнительных затрат времени и средств. В этих трансформаторах дефекты, распределенные во всем объеме изоляции (увлажнение, загрязнение посторонними примесями и пр.), можно обнаружить по значению tg δ (измерениями при более низких напряжениях): местные дефекты в изоляции, вызывающие незначительное увеличение диэлектрических потерь, не всегда обнаруживаются и при снятии ионизационных характеристик высоким напряжением.
На трансформаторах с конструкцией изоляции кабельного типа целесообразно снимать ионизационные характеристики при напряжении до (1,3-+-1,5)Uном с целью выявления газовых включений и других распределенных дефектов в изоляции до испытания электрической прочности высоким напряжением. Такие измерения полезно также проводить отдельно на трансформаторных вводах с бумажно-масляной изоляцией для классов напряжений 60 кВ и выше [Л. 8-11].
При длительной работе трансформатора в эксплуатации происходит возрастание диэлектрических потерь вследствие постепенного старения его твердой и жидкой изоляции, что вызывает постепенное повышение tg δ обмоток и масла.
В заключение приведем в табл. 8-6 результаты измерения емкости и tg δ обмоток для некоторых типов силовых трансформаторов класса напряжения 220—750 кВ по данным протоколов приемо-сдаточных испытаний на ЗТЗ. Измерения были сделаны мостом типа МД-16 (по схеме на рис. 8-9,б) при напряжениях 3—10 кВ и частоте 50 Гц.
Из табл. 8-6 следует, что даже в нагретом состоянии изоляции значения tgδ находятся в начале предела измерения моста (0,5%) и при абсолютной погрешности 0,3% относительная погрешность измерения может доходить до 40—75%.

Результаты измерения емкости и tg δ обмоток

По результатам измерений с указанной погрешностью нельзя правильно судить о состоянии изоляции трансформатора как перед испытаниями высоким напряжением, так и при вводе трансформатора в эксплуатацию.
Если выпускавшиеся ранее (I960 г.) силовые трансформаторы классов напряжения 220—500 кВ в нагретом состоянии имели значение tgδ обмоток в пределах 1,3— 2% [Л. 8-12], то измерение емкости и tg δ обмоток этих трансформаторов мостом типа МД16 было еще оправдано. Теперь в связи с пониженным уровнем изоляции и повышенным качеством термовакуумной обработки изоляции трансформаторов классов напряжения 220— 750 кВ значения tg δ обмоток снизились в 3—4 раза, и поэтому мост типа МД 16 по своей низкой чувствительности стал непригодным для контроля состояния изоляции трансформаторов этого класса напряжения.
Для измерения емкости и tg δ силовых трансформаторов классов напряжения 220—750 кВ следует применять более точные мосты, например мост типа Р525 для измерения по прямой схеме и по зонам при измеряемой емкости не более 20 000 пФ, или мосты для измерения по схеме с заземленной диагональю, например подобные мосту типа 2801 фирмы «Теттекс» или типа ЕНСТ-2 (§ 8-3,б).