Контроль за состоянием магнитопровода и бака - Контроль за состоянием трансформаторов

8. КОНТРОЛЬ ЗА СОСТОЯНИЕМ МАГНИТОПРОВОДА И БАКА

Хотя хроматографический анализ растворенных в масле газов является довольно эффективным способом контроля состояния магнитопровода (см, § 5), его применение не устраняет необходимости использования традиционных способов контроля, особенно после ремонта.
Сопротивление изоляции ярмовых балок, прессующих колец и доступных стяжных шпилек измеряется для выявления в них возможных замыканий. Измерение согласно [2] производится мегаомметром на напряжение 1000—2500 В при вводе в эксплуатацию (в случае осмотра активной части) и после капитального ремонта. Значение сопротивления не нормируется. На дефект указывает резкое снижение сопротивления изоляции.
В крупных трансформаторах при ремонте, требующем замены обмоток. производят измерение сопротивления поперек пакета железа магнитопровода с целью проверки качества изоляции между листами. Результаты сравнивают с данными завода-изготовителя. Такая проверка позволяет решить вопрос о необходимости переизолировки листов при перешихтовке.
Измерение тока и потерь холостого хода. Методика измерения была описана в § 7. Повышенный ток холостого хода свидетельствует о некачественной сборке или перешихтвке магнитопровода. Обычно это является следствием увеличенных зазоров в стыках или заложения меньшего количества железа, чем предусмотрено документацией. Ток холостого хода при ремонте трансформатора со сменой обмоток почти всегда больше, чем вновь изготовленного трансформатора.
Потери холостого хода могут увеличиваться не только за счет дефектов в обмотке, рассмотренных в § 7, но и от замыкания, листов электротехнической стали магнитопровода. Замыкание листов может происходить вследствие износа изоляции между отдельными листами под воздействием вибраций, имеющих место в эксплуатации, а также вследствие дефектов этой изоляции или наличия заусенцев на кромке листов.
Определение причин местных перегревов позволяет выявить и устранить источники повышенного выделения углеводородов (чаще этилена) и другие нежелательные явления, предупредить развитие повреждения. Местные перегревы в магнитопроводе, конструктивных элементах или на отдельных участках бака встречаются чаще, чем в обмотке. Сначала нужно произвести тщательный осмотр активной части. Сильные перегревы вызывают изменение цвета металла, появления цветов побежалости трансформатора. При меньших перегревах в этом месте будут осаждаться продукты разложения масла черного цвета. Следует также проверить чистоту масляных каналов между пакетами и в других элементах магнитопровода, так как их сужение по каким-либо причинам вызывает общий повышенный нагрев масла в активной части, определяемый по температуре верхних слоев масла.

Рисунок 20. Схема включения резистора в короткозамкнутый контур:
1 - бак трансформатора; 2 — магнитопровод.

Если при осмотре источника повышенного перегрева не найдено, следует проверить отсутствие или наличие короткозамкнутого контура. Магнитопровод, как правило, соединен с баком и заземлен в одной точке - точка М магнитопровода (рис. 20) соединена с точкой Б заземленного бака трансформатора. Если вследствие повреждения изоляции возникает заземление магнитопровода во второй точке (между К1 и К2) образуется короткозамкнутый контур (на рис. 20 обозначен пунктиром).

Под влиянием потока рассеяния в контуре протекает ток, вызывая повышенный нагрев металла, особенно в месте равного разъема бака, если он пересекается контуром.
Если предполагается наличие короткозамкнутого контура, следует отсоединить проводник, заземляющий магнитопровод (между точками М и Б), и проверить изоляцию. Если такой проверкой будет установлено, что образовалось второе заземление магнитопровода (но в одной какой-либо точке), в рабочую заземленную цепь включается резистор R, сопротивление и мощность которого должны быть согласованы с заводом-изготовителем. При наличии нескольких точек заземления магнитопровода необходимость и объем ремонта согласовываются с заводом-изготовителем.
Местные перегревы могут возникнуть в конструктивных элементах или в баке от наведенных токов при ослаблении каких-либо болтовых соединений, смещении соответствующих экранов. Такие явления достаточно редки, но требуют кропотливой работы по выявлению очага и особенно причин перегревов.
Испытание бака вместе с радиаторами на маслоплотность производится при вводе в эксплуатацию и при капитальном ремонте трансформатора. С помощью трубы или дополнительной емкости создается столб масла, высота которого должна превышать уровень заполненного расширителя не менее чем на 0,6 м, а для волнистых баков или баков с пластинчатыми радиаторами - 0,3 м. Продолжительность испытания не менее 3 ч при температуре масла не ниже 10 °С. При испытании не должно быть течи масла.
Испытание на маслоплотность производится также путем создания избыточного давления 10 кПа (0,1кгс/см2). В трансформаторах с пленочной защитой избыточное давление создается внутри гибкой оболочки. В других трансформаторах создается избыточное давление азота в надмасляном пространстве.