Определение мест повреждения в кабельных линиях. Испытания КЛ

1. Определение мест повреждения в кабельных линиях. Испытания КЛ.

Кабельной линией электропередачи (КЛЭП) называется
линия для передачи электроэнергии или отдельных ее
импульсов, состоящая из одного или нескольких
параллельных кабелей с соединительными, стопорными
и концевыми муфтами (заделками) и крепежными
деталями, а для маслонаполненных кабельных линий,
кроме того, с подпитывающими аппаратами и системой
сигнализации давления масла.
Кабельной эстакадой называется надземное или
наземное открытое горизонтальное или наклонное
протяженное кабельное сооружение. Кабельная эстакада
может быть проходной или непроходной.

2.

• Кабельным сооружением называется сооружение, специально
предназначенное для размещения в нем кабелей, кабельных муфт,
а также маслоподпитывающих аппаратов и другого
оборудования, предназначенного для обеспечения нормальной
работы маслонаполненных кабельных линий. К кабельным
сооружениям относятся: кабельные туннели, каналы, короба,
блоки, шахты, этажи, двойные полы, кабельные эстакады,
галереи, камеры, подпитывающие пункты.
• Кабельным каналом называется закрытое и заглубленное
(частично или полностью) в грунт, пол, перекрытие и т. п.
непроходное сооружение, предназначенное для размещения в нем
кабелей, укладку, осмотр и ремонт которых возможно
производить лишь при снятом перекрытии.
• Кабельным туннелем называется закрытое сооружение
(коридор) с расположенными в нем опорными конструкциями
для размещения на них кабелей и кабельных муфт, со свободным
проходом по всей длине, позволяющим производить прокладку
кабелей, ремонты и осмотры кабельных линий.

3.

Силовой электрический кабель состоит из следующих основных
частей: токопроводящих жил, изоляции, оболочки и наружных
защитных покровов.
Токопроводящей жилой называется элемент кабеля,
предназначенный для прохождения электрического тока при
передаче электрической энергии. В зависимости от числа жил
силовые кабели могут быть одно-, двух-, трех- и
четырехжильными. Жилы изготавливаются из меди и алюминия.

4. Общие требования

• Проектирование и сооружение кабельных линий должны
производиться на основе технико-экономических расчетов с
учетом развития сети, ответственности и назначения линии,
характера трассы, способа прокладки, конструкций кабелей и т. п.
• При выборе трассы кабельной линии следует по возможности
избегать участков с грунтами, агрессивными по отношению к
металлическим оболочкам кабелей.
• Над подземными кабельными линиями в соответствии с
действующими правилами охраны электрических сетей должны
устанавливаться охранные зоны в размере площадки над
кабелями: для кабельных линий выше 1 кВ по 1 м с каждой
стороны от крайних кабелей;
• для кабельных линий до 1 кВ по 1 м с каждой стороны от
крайних кабелей, а при прохождении кабельных линий в городах
под тротуарами — на 0,6 м в сторону зданий сооружений и на 1 м
в сторону проезжей части улицы.

5.

Кабельные линии должны выполняться так, чтобы в процессе
монтажа и эксплуатации было исключено возникновение в них
опасных механических напряжений и повреждений, для чего:
- кабели должны быть уложены с запасом по длине, достаточным
для компенсации возможных смещений почвы и температурных
деформаций самих кабелей и конструкций, по которым они
проложены; укладывать запас кабеля в виде колец (витков)
запрещается;
- кабели, проложенные горизонтально по конструкциям, стенам,
перекрытиям и т. п., должны быть жестко закреплены в конечных
точках, непосредственно у концевых заделок, с обеих сторон
изгибов и у соединительных и стопорных муфт;
- кабели, проложенные вертикально по конструкциям и стенам,
должны быть закреплены так, чтобы была предотвращена
деформация оболочек и не нарушались соединения жил в муфтах
под действием собственного веса кабелей;

6.

• При прокладке кабельных линий непосредственно в земле кабели
должны прокладываться в траншеях и иметь снизу подсыпку, а
сверху засыпку слоем мелкой земли, не содержащей камней,
строительного мусора и шлака.
• При прокладке на глубине 1—1,2 м кабели 20 кВ и ниже (кроме
кабелей городских электросетей) допускается не защищать от
механических повреждений.
• Глубина заложения кабельных линий от планировочной отметки
должна быть не менее: линий до 20 кВ 0,7 м; 35 кВ 1 м; при
пересечении улиц и площадей независимо от напряжения 1 м.
• Допускается уменьшение глубины до 0,5 м на участках длиной до
5 м при вводе линий в здания, а также в местах пересечения их с
подземными сооружениями при условии защиты кабелей от
механических повреждений (например, прокладка в трубах).
• Прокладка кабельных линий 6—10 кВ по пахотным землям
должна производиться на глубине не менее 1 м, при этом полоса
земли над трассой может быть занята под посевы.

7.

• конструкции, на которые укладываются небронированные кабели,
должны быть выполнены таким образом, чтобы была исключена
возможность механического повреждения оболочек кабелей; в
местах жесткого крепления оболочки этих кабелей должны быть
предохранены от механических повреждений и коррозии при
помощи эластичных прокладок;
• кабели (в том числе бронированные), расположенные в местах, где
возможны механические повреждения (передвижение
автотранспорта, механизмов и грузов, доступность для посторонних
лиц), должны быть защищены по высоте на 2 м от уровня пола или
земли и на 0,3 м в земле;
• при прокладке кабелей рядом с другими кабелями, находящимися в
эксплуатации, должны быть приняты меры для предотвращения
повреждения последних;
• кабели должны прокладываться на расстоянии от нагретых
поверхностей, предотвращающем нагрев кабелей выше
допустимого, при этом должна предусматриваться защита кабелей
от прорыва горячих веществ в местах установки задвижек и
фланцевых соединений.

8.

• Каждая кабельная линия должна иметь свой номер или
наименование. Если кабельная линия состоит из нескольких
параллельных кабелей, то каждый из них должен иметь тот же
номер с добавлением букв А, Б, В и т. д. Открыто проложенные
кабели, а также все кабельные муфты должны быть снабжены
бирками с обозначением на бирках кабелей и концевых муфт
марки, напряжения, сечения, номера или наименования линии; на
бирках соединительных муфт — номера муфты и даты монтажа.
Бирки должны быть стойкими к воздействию окружающей
среды. На кабелях, проложенных в кабельных сооружениях,
бирки должны располагаться по длине не реже чем через каждые
50 м.
• На трассе кабельной линии, проложенной в незастроенной
местности, должны быть установлены опознавательные знаки.
Трасса кабельной линии, проложенной по пахотным землям,
должна быть обозначена знаками, устанавливаемыми не реже чем
через 500 м, а также в местах изменения направления трассы.

9. Проверка состояния изоляции

Основным методом контроля изоляции кабельной линии является испытание
ее повышенным напряжением. Цель испытания состоит в выявлении и
своевременном устранении развивающихся дефектов изоляции кабеля, муфт
и концевых заделок с тем, чтобы предупредить возникновения повреждений
работы кабеля.
Основным способом испытания изоляции кабельной линии является
испытание ее повышенным напряжением постоянного тока. Это объясняется
тем, что для испытания кабельной линии переменным током при равных
условиях потребовалась бы испытательная установка гораздо большей
мощности.
При проверке изоляции напряжение от мегомметра или от испытательной
установки подводится к одной из жил испытуемого кабеля, при этом
остальные его жилы надежно соединяются между собой и заземляются. У
трехжильных кабелей испытанию подвергается изоляция каждой жилы
относительно металлической оболочки и других заземленных жил. У кабелей
с резиновой изоляцией или с иным изолирующим покрытием испытанию
подвергается изоляция каждой жилы относительно остальных заземленных
жил.

10.

Кабельные линии напряжением 6, 10,20, 35 кВ
испытываются:
• вновь проложенные и после перекладки, перед засыпкой и
перед включением,
• находящиеся в эксплуатации: по графику (плановые
испытания), после ремонта, длительного отключения и т.п.
(внеплановые испытания).
Кабельные линии напряжением до 1 кВ испытываются:
• вновь проложенные - перед включением,
• после ремонта, запаривания, заливания и т.п. (внеплановые
испытания).

11.

Кабельные линии 6, 10, 20 и 35 кВ с бумажной изоляцией,
включая кабельные вставки и выкидки на воздушных
линиях, испытываются:
Кабели на напряжение 2-35 кВ:
а) 1 раз в год - для кабельных линий в течение первых 2
лет после ввода в эксплуатацию, а в дальнейшем:
- 1 раз в 2 года - для кабельных линий, у которых в течение
первых 2 лет не наблюдалось аварийных пробоев и
пробоев при профилактических испытаниях, и 1 раз в
год для кабельных линий, на трассах которых
производились строительные и ремонтные работы и на
которых систематически происходят аварийные пробои
изоляции;
- 1 раз в 3 года - для кабельных линий на закрытых
территориях (подстанции, заводы и др.);

12.

- во время капитальных ремонтов оборудования для
кабельных линий, присоединенных к агрегатам, и
кабельных перемычек 6-10 кВ между сборными
шинами и трансформаторами в ТП и РП;
б) допускается не проводить испытание:
- для кабельных линий длиной до 100 м, которые являются
выводами из РУ и ТП на воздушные линии и состоят из
двух параллельных кабелей;
- для кабельных линий со сроком эксплуатации более 15
лет, на которых удельное число отказов из-за
электрического пробоя составляет 30 и более отказов на
100 км в год;
- для кабельных линий, подлежащих реконструкции или
выводу из работы в ближайшие 5 лет;

13.

в) допускается распоряжением технического руководителя
энергопредприятия устанавливать другие значения
периодичности испытаний и испытательных напряжений:
- для питающих кабельных линий со сроком эксплуатации
более 15 лет при числе соединительных муфт более 10 на
1 км длины;
- для кабельных линий на напряжение 6-10 кВ со сроком
эксплуатации более 15 лет, на которых смонтированы
концевые заделки только типов КВВ и КВБ и
соединительные муфты местного изготовления, при
значении испытательного напряжения не менее 4 и
периодичности не реже 1 раза в 5 лет;
• - для кабельных линий на напряжение 20-35 кВ в течение
первых 15 лет испытательное напряжение должно
составлять 5 , а в дальнейшем - 4 .

14.

Кабели на напряжение 3-10 кВ с резиновой изоляцией:
а) в стационарных установках - 1 раз в год;
б) в сезонных установках - перед наступлением сезона;
в) после капитального ремонта агрегата, к которому
присоединен кабель.

15.

Кабельные линии 10, 20 и 35 кВ с изоляцией из сшитого
полиэтилена, включая кабельные вставки, испытываются:
• перед включением КЛ в эксплуатацию;
• после ремонтов КЛ.
Испытания защитных пластмассовых оболочек кабелей
10-20 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена осуществляются:
• перед включением КЛ в эксплуатацию;
• после ремонтов основной изоляции КЛ;
• в случаях проведения раскопок в охранной зоне КЛ и связанного
с этим возможного нарушения целостности оболочек;
• периодически - через 2,5 года после включения в эксплуатацию
затем 1 раз в 5 лет.

16.

Испытание ПКЛ с помощью испытательных
лабораторий или переносных испытательных установок,
проводятся из РП. В случае невозможности проведения их
из РП (нет доступа и т.п.) испытания могут проводиться со
стороны центра питания. В этом случае в заявке должны
быть указаны причины необходимости проведения этих
работ с центра питания.
Допускается одновременное испытание
нескольких последовательно соединенных
распределительных КЛ с отключением силовых
трансформаторов, пучков параллельных КЛ, сдвоенных или
спаренных КЛ.
Кабельные выкидки и вставки испытываются без
отсоединения от ВЛ и при этом установленные на ВЛ
разрядники должны отсоединяться.

17.

18.

19.

• Для испытания кабельных линий постоянным
выпрямленным напряжением используются испытательные
установки, смонтированные на автомашинах и
малогабаритные переносные установки.
• Испытания кабельных линий с изоляцией из сшитого
полиэтилена производится переменным напряжением сверх
низкой частоты, которое генерируется специальными
установками .Эти установки могут выполняться как
стационарные, смонтированные на автомашине , и как
мобильные, перевозимые любым пригодным для этого
автомобильным транспортом .

20.

• Для проведения испытаний оболочки КЛ с изоляцией из
сшитого полиэтилена используются испытательные
установки - генераторы постоянного тока с
максимальным выходным напряжением до 5 кВ.
Допускается использовать высоковольтные
испытательные установки, предназначенные для
испытания КЛ с бумаго-масляной изоляцией, при
выполнении следующих условий:
• Контроль выходного напряжения должен осуществляться по
дисплею с цифровой индикацией или шкале
киловольтметра, где 5 кВ составляют не менее четверти
шкалы.
• Контроль тока утечки должен осуществляться по
микроамперметру, вручную отключая испытательную
установку при превышении значений тока более чем 300
мкА.

21.

При испытании изоляции напряжение прикладывается поочередно к каждой жиле
(фазе) кабельной линии, при этом две другие вместе с оболочкой заземляются.
Для сокращения общего времени испытания, при испытании коротких (до 1 км)
КЛ с изоляцией из сшитого полиэтилена, выполненных из одножильных кабелей,
можно, если позволяет мощность установки, объединить все три жилы и
осуществлять их испытания одновременно. При возникновении пробоя в
процессе испытания, повторить по фазное испытание каждой жилы для
выявления поврежденной

22.

• В период испытания каждой фазы КЛ с бумажной изоляцией,
периодически и на последней минуте испытания, производится
отсчет тока утечки по показанию микроамперметра.
• Если при испытании ток утечки будет нарастать или появляются
толчки тока, продолжительность испытания следует увеличить в
2 раза. В дальнейшем, если кабельную линию не удается довести
до пробоя при данном испытательном напряжении, то она
испытывается повышенным напряжением по нормам для новых
кабелей - 6-кратным напряжением в течение 10 минут каждая
фаза. Если же кабельная линия выдержала без пробоев это
испытание, то она может быть включена в работу по решению
главного инженера.

23.

• При испытании КЛ с изоляцией из сшитого полиэтилена контроль
токов утечки может не проводиться, однако, в процессе
испытания необходимо по киловольтметру контролировать
величину испытательного напряжения. Максимальные
отклонения стрелки киловольтметра при периодической смене
полярности в обоих направлениях относительно нуля ,
указывающее установленное значение испытательного
напряжения, в процессе испытания не должны снижаться более
чем на 15%.
• В случае если такое снижение будет зафиксировано, следует
увеличить время испытания до 1 часа. Если в течении этого
времени кабельная линия выдержала это испытание без
пробоев, она может быть включена в работу.

24.

• Кабельная линия напряжением 6, 10, 20 и 35 кВ, считается
пригодной к эксплуатации, если она выдержала испытательное
напряжение в течение времени, указанного в таблице (с учетом
дополнений ). Для кабельной линии, выполненной из 3-х
одножильных кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена,
дополнительно учитываются результаты испытания защитной
оболочки, которая должна выдерживать испытание постоянным
выпрямленным напряжением в соответствии с нормами п. 5
таблицы №1.
• При после ремонтном испытании кабельная линия напряжением
до 1 кВ считается выдержавшей испытание, если сопротивление
изоляции, измеренное мегаомметром на 2,5 кВ, не ниже 0,5 мОм.
При меньших значениях сопротивления, когда испытание
мегаомметром на 2,5 кВ не приводит к пробою изоляции КЛ,
следует провести испытание КЛ с использованием прожигающей
установки. Если в процессе испытания снижения сопротивления
изоляции добиться не удается, КЛ, по решению главного
инженера , может быть включена в работу.

25.

• При испытании оболочки одножильных кабелей с изоляцией
из сшитого полиэтилена, испытательное напряжение
прикладывается между экранами КЛ и землей. Для этого
экраны каждой из жил кабельной линии, во избежание
взаимного электрического контакта между собой и контуром
заземления, отсоединяются от контура заземления с двух
сторон линии и разводятся в разные стороны. Для экранов
кабельной линии 6-10 кВ, если они объединены на
строительных длинах (экраны кабелей 20 кВ и выше не
объединяются), достаточно обеспечить на обоих концах КЛ
только отсутствие контакта с контуром заземления. Рабочее
заземление испытательной установки подключается к
контуру заземления в ячейке РУ или, при работах из
котлована, к заземлению созданному из металлических
кольев.

26.

• Токи утечки и коэффициент асимметрии при испытании КЛс
бумажной изоляцией фиксируются для дополнительной оценки
изоляции, особенно для концевых заделок. Предельные значения
тока утечки и коэффициента асимметрии в зависимости от
испытательного напряжения приведены в таблице № 2.
Таблица № 2
Испытательное
напряжение, кВ
Предельные
значения токов
утечки, мА
Предельные значения
коэффициента
асимметрии
(Imax I Imin)
6
24
0,15
6
6
30
0,15
6
6
36
0,2
8
10
40
0,3
8
10
50
0,5
8
10
60
0,5
8
Кабели
напряжением,
кВ

27.

• В тех случаях, когда при испытании ток утечки или коэффициент
асимметрии превышает предельные значения необходимо
осмотреть концевые заделки и изоляторы на обеих концах КЛ,
устранить видимые дефекты (пыль, влага и т.п.), после чего, если
видимые дефекты не обнаружены, произвести повторное
испытание. Если при повторном испытании сохраняются
повышенные значения токов утечки и коэффициента асимметрии,
но не наблюдается толчков тока утечки и не происходит его
дальнейшего роста, кабельная линия может быть включена в
работу по решению главного инженера.
• Защитные оболочки каждой фазы КЛ с изоляцией из сшитого
полиэтилена должны выдерживать испытание постоянным
выпрямленным напряжением отрицательной полярности
величиной 5 кВ в течении 5 минут. Ток утечки не должен
превышать значение 200 мкА.

28.

• Особенности проведения испытания изоляции КЛ 6-10 кВ,
имеющих концевые заделки (КЗ) из термоусаживаемых
материалов:
• Если на ЦП на испытываемой КЛ установлена концевая заделка
из термоусаживаемого материала, то испытания разрешается
проводить из РП только при полностью обесточенной ячейке на
ПЦ.
• Подъем испытательного напряжения и отсчет токов утечки
осуществлять при поэтапном достижении испытательного
напряжения. На первом этапе, контролируя значения
испытательного напряжения по киловольтметру, плавно повышая
его до значения 5 кВ, после чего следует выдержать паузу 10-15
сек во время которой провести замер тока утечки, сначала по
шкале 10 мА, а затем по шкале 1 мА. Если ток по шкале 10 мА
будет выше 1 мА и нет тенденции к его снижению, испытания
следует прекратить. Повторные испытания необходимо будет
проводить со стороны ПЦ.

29.

• Если ток утечки по шкале 10 мА будет меньше 1 мА, следует
переключить прибор на шкалу 1 мА и замерить ток утечки, который
при исправном кабеле не должен превышать 500 мкА. После этого
подъем напряжения можно продолжить ступенями по 5 кВ, до
достижения испытательного напряжения. Контроль тока утечки
производится через каждые 5 кВ, аналогично указанному выше.
• Если в процессе испытания произошел пробой КЛ, необходимо
отключить испытательную установку от сети, не допуская
повторного поднятия напряжения, как на поврежденной фазе так и
на остальных не испытанных фазах.
• При испытании КЛ переменным напряжением 0,1 Гц, в отсутствии
возможности контроля токов утечки, следует немедленно
прекращать испытания при пробое или первых признаках
повышения нагрузки. То есть когда заданный уровень
испытательного напряжения не устанавливается в течении более 5
периодов на начальном этапе испытания или когда в процессе
испытания фиксируется снижение уровня более чем на 10% в
течении более 3-х периодов заданной частоты колебаний
испытательного напряжения.

30.

• Кабельные линии с бумажной изоляцией,
имеющие вставки кабелем с изоляцией из
сшитого полиэтилена длинною менее 15 метров
могут испытываться постоянным выпрямленным
напряжением в соответствии с нормами таблицы
1. При наличии вставки кабелем с изоляцией из
сшитого полиэтилена более 15 метров испытание
проводится переменным напряжением сверх
низкой частоты. При этом оболочка кабеля с
изоляцией из сшитого полиэтилена не
испытывается.

31. Виды и методы отыскания мест повреждений в КЛ

• Отыскание мест повреждения в кабельных линиях обычно
начинают с определения вида повреждения, на основании
которого выбирают метод поиска и устанавливается порядок
работ.
• По своему характеру повреждения в кабельных линиях
подразделяются на:
• повреждение изоляции, вызвавшее замыкание одной жилы
кабеля на землю;
• повреждение изоляции, вызвавшее замыкание жил кабеля
между собой или замыкание жил на землю;
• обрыв одной или нескольких жил без заземления или с
заземлением оборванных или необорванных жил;
• заплывающий пробой изоляции;
• повреждение кабеля в нескольких местах, каждое из которых
может быть отнесено к приведенным выше.

32.

• Методы отыскания мест повреждения в кабельных
линиях делятся на две группы:
• относительные методы, позволяющие определить
расстояние до места повреждения;
• абсолютные методы, дающие возможность указать
место повреждения непосредственно на трассе.
• Относительные методы применяются, как правило,
лишь для определения зоны повреждения. Для
уточнения места повреждения непосредственно на
трассе применяются абсолютные методы.
• Выбор конкретных методов при том или ином виде
повреждений выбирается с учетом напряжения пробоя и
переходного сопротивления в месте повреждения
(таблица 4.1).

33.

• Разнообразие видов повреждений, а также методов и
средств их выявления привело к необходимости
соблюдения определенной последовательности работ,
предусматривающей следующие этапы:
• подготовку кабельной линии к проведению работ;
• предварительное определение вида повреждения;
• прожигание поврежденной части изоляции;
• уточнение вида повреждения и выбор метода поиска
места повреждения;
• определение зоны повреждения кабельной линии
относительными методами;
• уточнение места повреждения на трассе одним из
абсолютных методов.

34. Метод колебательного разряда

• Метод колебательного разряда основан на измерении реоиода
электромагнитных колебаний, возникающих в заряженном кабеле
при пробое изоляции в месте повреждения. Метод нашел
широкое распространение для определения расстояния до места
повреждения вида «заплывающий пробой». Чаще всего такие
повреждения появляются при испытании кабелей повышенным
напряжением.
• Определение расстояния до места повреждения методом
колебательного разряда проводится по схеме

35.

• Достоинством данного метода является:
• возможность измерения расстояния до места
повреждения вида «заплывающий пробой»;
• непосредственный отсчет расстояния до места
повреждения по шкале измерительного прибора;
• высокая скорость получения конечных результатов
измерения.
• Основными недостатками метода являются:
• необходимость высоковольтной установки;
• реакция аппаратуры только на ближайшее к месту
измерения повреждение;
• влияние неоднородностей линии на результаты
измерения.

36. Импульсный метод

• Импульсный метод основан на измерении времени пробега
электромагнитного импульса до места повреждения и обратно
• Измерение интервала времени между зондирующим и
отраженным импульсами осуществляется сравнением его с
известными отрезками времени на экране электронно-лучевой
трубки. Отсчет результатов измерения производится либо по
масштабу (рис. 4.10) линии разверстки (на этом принципе
работают приборы типа ИКЛ-5, Р5-1, Р5-1А), либо по шкале
калиброванной временной задержки развертки при совмещении
отраженного импульса (рис. 4.11) с заданной меткой (прибор Р55). В последнем случае электронно-лучевая трубка играет роль
нуль-индикатора.

37.

38.

• Основным достоинством импульсного метода является
то, что он позволяет достаточно точно определить не
только расстояние до места повреждения, но и уточнить
вид повреждения. Измерения отличаются простотой и
наглядностью. Одновременно можно определить
расстояние до нескольких повреждений в кабеле.
• К недостаткам метода следует отнести:
• наличие помех за счет неоднородностей в линии;
• увеличение погрешности измерения с увеличением
расстояния до места повреждения;
• необходимость предварительного снижения
переходного сопротивления в месте повреждения до
величины менее 200 Ом.

39.

Емкостной метод
Емкостной метод основан на измерении
емкостей поврежденной жилы по схеме моста
переменного тока (рис. 4.8). Метод применяется
для измерения расстояния до места обрыва одной или нескольких жил кабеля

40.

• Токоведущая жила кабеля, имеющая обрыв, подключается к мосту
переменного тока. Как известно из теории мостов такого типа, условием их
равновесия является
• Z1 * Z4 = Z3 * Z2 ,
• где Z1 - Z4 - комплексные сопротивления соответствующих плеч.
• На практике при определении расстояния до места повреждения могут иметь
место три характерных случая.
• Произошел разрыв жилы, но без заземления обеих ее частей. В этом случае
необходимо произвести измерение емкостей с обоих концов кабельной
линии. Расстояние до места повреждения определяется делением длины
кабеля пропорционально измеренным емкостям:
• Lx = LC1 /( C1 + C2),
• где Lx - расстояние до места обрыва;
• L - общая длина кабельной линии;
• C1, C2 - измеренные значения емкостей отдельных участков поврежденной
жилы.

41.

• 2. Произошел обрыв жилы с глухим заземлением одной из ее частей. В этом
случае измеряется емкость незаземленной части жилы C1 и емкость
неповрежденной жилы C. Расстояние до места повреждения определяется по
формуле
• Lx = LC1 /C.
• 3. Произошел обрыв всех трех жил, причем, измерить можно только емкость
одного участка оборванной жилы, а остальные имеют глухое заземление. При
таком повреждении расстояние до места повреждения определяется по
формуле
• Lx = 100C1 /Cо,
• где Cо - удельная емкость жилы для данного напряжения.
Поскольку величина удельной емкости кабелей, находящихся в эксплуатации,
как правило, отличается от данных, приводимых в справочниках, то
удовлетворительные результаты измерения можно получить только на
коротких кабельных линиях, длина которых не превышает 200 м.

42.

• К основным недостаткам метода следует отнести:
• зависимость емкости кабеля от состояния его изоляции;
• зависимость погрешности и определении расстояния от разницы
в длинах собственно кабеля и кабельной трассы;
• сложность и длительность производства измерений;
• необходимость вычислительных операций;
• зависимость измеренного значения емкости от величины
переходного сопротивления в месте повреждения. При
сопротивлении менее 5 Мом точность измерения резко
уменьшается.
• Поскольку емкостной метод по времени измерений и точности
значительно уступает импульсному методу, к нему прибегают
только при отсутствии аппаратуры для определения места
повреждения импульсным методом.

43. Петлевой метод

• Петлевой метод основан на принципе измерения соотношения сопротивлений
поврежденной и неповрежденной жил кабеля относительно точки замыкания
по схеме моста постоянного тока (рис.4.7). Метод применяется в тех случаях,
когда поврежденная жила не имеет обрыва и переходное сопротивление в
месте повреждения не превышает 1- кОм.
• При измерениях поврежденную 3 и неповрежденную 1 жилы соединяют
перемычкой 2, устанавливаемой на противоположном от места измерения
конце кабеля. Плечи моста образуются сопротивлениями R1 и R2 и
сопротивлениями жил кабеля rx и rl + rу, соответствующих отрезкам lx, l и lу. В
качестве источника питания схемы применяется аккумулятор, а при
повышенных переходных сопротивлениях – сухие анодные батареи. Чтобы в
месте повреждения не происходило окисления, способного вызвать
понижение тока в цепи, положительный полюс источника напряжения
подключается к земле, а отрицательный - к мосту

44.

45.

Основные недостатки метода:
необходимость хотя бы одной неповрежденной жилы;
сложность и длительность производства измерений;
относительный характер измерения (общая погрешность растет с
увеличением расстояния до места повреждения);
зависимость результатов измерения от величины переходного
сопротивления в месте повреждения кабеля;
влияние на результаты измерения блуждающих токов;
необходимость проведения вычислительных операций.
При обрыве поврежденной жилы кабеля петлевой метод не
применим.

46.

47.

48. . При повреждении одной фазы КЛ на оболочку с сопротивлением в месте повреждения близким к нулю следует применить следующую

технологию:
• определить расстояние до зоны повреждения приборами типа Р5-10, Рейс105, Рейс-205 или подобными им импульсными искателями повреждения, без
прожигания изоляции других фаз кабеля;
при расположении зоны повреждения в кабельном сооружении
(коллекторе) или на расстоянии от края кабельного сооружения не более 100
метров, для ОМП следует применять акустический метод или метод
накладной рамки;
в случае неуспешного применения метода накладной рамки, следует
произвести разрушение спая фаза - оболочка путем подачи импульсов от
батареи конденсаторов и двух других здоровых фаз. Предварительно эти фазы
должны быть испытаны повышенным выпрямленным напряжением, для КЛ 6
кВ не более 18 кВ, для КЛ 10 кВ не более 25 кВ - во избежание пробоя кабеля в
другом месте;
если в результате подачи импульсов удалось разрушить глухой спай, то для
ОМП следует применить акустический метод;

49.

применение силовых трансформаторов ТП, РТП непосредственно в качестве
мощного источника тока при разрушении нулевого переходного
сопротивления (спая) в месте повреждения кабеля категорически
запрещается;
• выпрямительные установки трехфазного тока для разрушения спая в месте
замыкания фазы на оболочку, при нахождении зоны повреждения кабеля, в
пределах 100 метров от начала или конца кабельного сооружения
(коллектора), могут быть использованы только при наличии регулятора тока
прожига (см. устройство по п. 7.8.);
если в процессе определения зоны повреждения зафиксировано, что место
повреждения расположено в грунте, можно вести прожигание, дожигание и
ОМП любым методом;
если зона повреждения падает на концевую воронку противоположного
конца кабеля, то следует переехать и подключить лабораторию с другого
конца КЛ, а при невозможности этого и необходимости прожигания, следует
выставить наблюдающего.

50. На автоматически отключившихся КЛ рекомендуется следующая технология ОМП:

определение расстояния до зоны повреждения приборами типа Р510, Рейс-105 или подобными импульсными искателями
повреждения;
в случае неуспешного применения импульсных искателей
повреждения, следует произвести испытание всех фаз повышенным
выпрямленным напряжением, предварительно включив и настроив
прибор типа Щ4120 или ЦР0200. Определение расстояния до места
повреждения этими приборами проводить при первых пробоях
изоляции.
если кабель в месте повреждения имеет сопротивление более
200 Ом и импульсным методом невозможно определить расстояние
до зоны повреждения, разрешается проводить прожигание
изоляции кабеля от испытательной и прожигательной установки, но
током не более, чем ЗА при условии его контроля в первичной цепи
установки (на стороне питания);

51.

при расположении зоны повреждения в кабельном сооружении
(коллекторе) или на расстоянии от края кабельного сооружения
не менее 300 метров (если зона определялась приборами типа
Щ4120 или ЦР0200), и если явное повреждение не обнаружено,
необходимо определять место повреждения акустическим
методом;
если повреждение акустическим методом не обнаружено, то
при ОМП индукционным методом разрешается использовать
генератор звуковой частоты на напряжение 115 В по бифилярной
схеме, при этом ток не должен превышать 10 А. Использование
высших ступеней напряжения запрещается. При невозможности
контроля выходного напряжения, использование для этих целей
звуковых генераторов с выходной мощностью более 1,5 кВтзапрещается.

52. На КЛ пробитой при испытаниях, рекомендуется следующая технология ОМП:

включение и настройка измерителя расстояния до места
повреждения кабеля типа Щ4120, ЦР0200 и определение
расстояния до места повреждения при первых пробоях
изоляции. При напряжении пробоя изоляции менее 15 кВ
следует подавать выпрямленное напряжение от
прожигательного устройства. При этом после первых пробоев
изоляции, выходное напряжение прожигательного устройства
должно быть снижено до нуля с целью предотвращения
возникновения процесса горения.
расстояние до зоны повреждения, измеренное по прибору
Щ4120, ЦР0200 позволяет определить, где находится зона
повреждения в грунте или кабельном сооружении,
дальнейшее ОМП должно производиться в соответствии с
предыдущей технологией.

53. На КЛ, имеющей повреждение в виде растяжки одной, двух или трех жил без пробоя на оболочку, рекомендуется следующая технология

ОМП:
• определение расстояния до зоны повреждения приборами типа Р5-10, Рейс105, Рейс-205 или подобными импульсными искателями повреждения;
заземлить все три фазы на противоположном конце КЛ, место повреждения
определять акустическим методом;
если повреждение акустическим методом не обнаружено, то при ОМП
индукционным методом использовать генератор звуковой частоты на частоте
10 кГц, подключив его по схеме поврежденные фазы - оболочка. Наличие
муфты в предполагаемом месте повреждения является косвенным признаком
правильности его определения.
для повышения достоверности определения места повреждения
необходимо прослушать сигнал генератора звуковой частоты (ЮкГц),
включивего поочередно с обоих концов КЛ на поврежденные фазы-оболочка
при одинаковом токе. На трассе КЛ прослушать сигнал от генератора до его
прекращении с обеих сторон, после чего измерить расстояние между двух
полученных точек прекращения сигнала и разделить его пополам. В
полученной точке производить раскопку

54. При ОМП на КЛ с изоляцией из сшитого полиэтилена напряжением от 10 кВ и выше рекомендуется следующая технология:

• Перед определением места повреждения на КЛ необходимо провести
испытание изоляции всех трех жил кабеля относительно оболочки и выявить
поврежденную жилу.
Испытание следует проводить с помощью высоковольтной испытательной
установки выпрямленного напряжения. Испытываются все три жилы КЛ
напряжением не более 25 кВ, предварительно включив и настроив прибор
типа Щ 4120 или ЦР0200. Определение расстояния до места повреждения
этими приборами проводить при первых пробоях изоляции.
После выявления поврежденной жилы, при неуспешном определении
расстояния до места повреждения волновым методом, необходимо с
помощью прожигающей установки (с учетом требований п. 3.5. и п. 3.17.
данной инструкции), снизить сопротивление в месте пробоя до величины от 0
до 150 Ом. Это позволит для определения расстояния использовать приборы
Р-5-10, Рейс-105, Рейс-205.

55.

• В случае неуспешного применения импульсных искателей повреждения, если
кабель в месте повреждения имеет сопротивление более 200 Ом и
импульсным методом невозможно определить расстояние до зоны
повреждения, необходимо с помощью прожигающей установки снизить
сопротивление в месте повреждения или использовать импульсно-дуговой
метод.
При определении расстояния до места обрыва КЛ также используются
приборы Р-5-10, Рейс-105 и Рейс-205.
Место повреждения жилы на трассе КЛ определяют акустическим методом.
С помощью импульсно волнового генератора в поврежденную жилу КЛ
посылается высоковольтная волна от заряженного конденсатора, которая в
месте повреждения создает пробой. В предполагаемой зоне повреждения
мастер по измерениям с помощью акустического датчика и усилителя точно
определяет место повреждения.
В случае, если сопротивление в месте повреждения будет иметь величину от
0 до 100 Ом при определении повреждения может быть использован
индукционный метод при котором измеритель, перемещаясь по трассе
кабеля, фиксирует показание индикатора - над местом повреждения
произойдет резкое увеличение показания индикатора, (см. пп. 4.3.5
Методические указания по определению места повреждения силовых кабелей
напряжением до 10 кВРД 34.20.516.-90).

56. При определении в пучке кабеля с бумажной изоляцией (в раскопке или в коллекторе) необходимо выполнить следующие мероприятия

на противоположном конце КЛ от места подключения генератора установить
спецзаземление или защитное заземление на все три фазы;
на втором конце кабеля установить переносной генератор, подключить его
между двух, не имеющих обрывов, фаз;
искомый кабель определяется на месте с помощью накладной рамки;
в случае отсутствия в искомом кабеле двух целых имеющих связь между
собой или "землей" жил, его выделение необходимо проводить с помощью
акустической установки. Кабель в пучке в этом случае определяется по
наличию выбросов из него огня и искр.
при растяжке двух или трех жил включить переносной генератор между фаз,
установив максимальную частоту генерации 9600 - 10000 Гц. Открытый участок
кабеля должен быть не менее 2-х метров с обеих сторон от предполагаемого
места повреждения. Генератор поочередно устанавливать с двух концов
кабельной линии. Искомая кабельная линия определяется с помощью
накладной рамки с усилителем по наличию сигнала "скрутки" со стороны
подключения генератора. При отсутствии уверенного прослушивания двух
максимумов сигнала "скрутки" выделять КЛ в пучке запрещается, при
необходимости следует с обеих сторон расширить зону раскопки.

57. . При определении расположения одножильного кабеля в пучке (на раскопке или в коллекторе) необходимо выполнить следующие

мероприятия:
На противоположном конце выбираемого одножильного кабеля, соединить
предварительно отключенную жилу с контуром заземления. При этом не
следует соединять жилу непосредственно с экраном кабеля. В случае
недоступности контура заземления (например, в котловане, либо на кабеле,
не заведенном в сетевое сооружение) жилу следует соединить с
металлическим колом, забитым в землю и на этот кол подсоединить экран.
На ближнем конце определяемого кабеля установить переносной генератор
переменного напряжения пилообразной формы, подключив его по схеме:
жила - контур заземления.
После включения генератора необходимо провести пробное измерение в
начале кабельной линии. Для этого клещи с подключенным приемником
накладываются на определяемый кабель. Клещи охватывают кабель целиком,
ниже места разделки (недопустимо охватывать только жилу кабеля), таким
образом, чтобы направление маркировки - стрелки на корпусе клещей,
указывало в сторону конца кабеля. В этом случае стрелка на индикаторе
приемника будет периодически отклоняться вправо в зеленый сектор.

58.

• На месте проведения выбора искомого кабеля из пучка кабелей, клещами
поочередно охватываются отдельные кабели, при этом стрелка на корпусе
клещей должна быть направлена в сторону конца кабельной линии. При
поочередной проверке искомый кабель выявляется по появлению отчетливого
отклонения стрелки индикатора приемника в зеленый сектор. Это отклонение
должно быть практически таким же, как и при проверке в начале кабельной
линии. На остальных кабелях отклонение будет небольшим и
противоположного направления.
Следует помнить, что метод определения одножильного кабеля в пучке не
гарантирует отсутствия ошибок. В частности, характерной ошибкой при
выборе кабеля в пучке является случай, когда измерение проводится на
кабельной петле. В этом случае направление наводимого тока может
совпадать с направлением тока в искомом кабеле и наоборот направление
наводимого тока от петли искомого кабеля обратное и совпадает с
направлением наводимого тока от всех остальных соседних кабелей.

59.

• Для определения трасс и глубины залегания кабелей с бумажной изоляцией
используется индукционный метод (см. п.п. 4.3.1. и 4.3.2. Методические
указания по определению места повреждения силовых кабелей напряжением
до 10 кВ РД 34.20.516.-90). При этом звуковой генератор подключается по
схеме жила - контур заземления.
• При определении трассы КЛ мастер по измерениям, при горизонтально
расположённом индукционном датчике, передвигается по ней и слышит
максимальный сигнал в головных телефонах непосредственно над кабелем.
При вертикально расположенном индукционном датчике, измеритель слышит
в головных телефонах минимальный сигнал, который усиливается при
перемещении вправо или влево от трассы кабельной линии. Трасса КЛ
определяется по минимальному звучанию сигнала над кабелем в наушниках
приемной аппаратуры при вертикально расположенном индукционном
датчике.
• При определении глубины прокладки кабеля, точно над трассой кабеля
устанавливают индукционный датчик под углом 45° к плоскости земли.
Перемещая датчик перпендикулярно трассе, находят на поверхности земли
точку в которой пропадает звучание сигнала в головных телефонах. Расстояние
от этой точки до трассы равно глубине залегания кабеля.

60. Испытания масляных выключателей

Объектом испытания в масляных выключателях является,
прежде всего, фазная изоляция выключателей, состояние
контактов выключателей, временные характеристики
выключателей, и, при испытании выключателей на выкатном
элементе (тележке), соосность входа выключателей на тележке с
приёмными элементами ячейки КРУ, глубина входа и
равномерность входа по фазам, а также состояние контактов
ячейки и выключателя. Последние испытания обычно проводятся
именно для выкатного элемента ячейки, а не выключателя. Для
высоковольтных выключателей (на напряжение более 35кВ)
добавляется скорость движения траверсы и тангенс угла
диэлектрических потерь изоляции.

61. Объём испытаний масляных выключателей:

1. измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и
электромагнитов управления (К, М);
2. измерение сопротивления изоляции силовых частей
выключателей (К, М);
3. испытание изоляции повышенным напряжением промышленной
частоты (К);
4. испытание изоляции вторичных цепей и электромагнитов
управления (К);
5. испытание вводов (К, М);
6. оценка состояния внутрибаковой изоляции и изоляции
дугогасительных устройств баковых масляных выключателей 35кВ
(К);
7. проверка состояния контактов выключателя измерение
сопротивления постоянному току(К, Т, М);

62.

8. измерение сопротивления постоянному току шунтирующих
Резисторов дугогасительных устройств (К, Т, М);
9. проверка временных (при необходимости и скоростных)
характеристик выключателей (К);
10. измерение хода подвижных контактов с контролем
одновремённости замыкания контактов и определения при
необходимости вжима контактов (К, М);
11. проверка срабатывания электромагнитов управления при
пониженном напряжении (К);
12. испытание выключателей многократным включением и
отключением (К);
13. испытание трансформаторного масла (К, М);
14. испытание встроенных трансформаторов тока (М);
15. тепловизионный контроль (М).

63.

Внешний вид масляного выключателя типа ВМГ-133
представлен на рисунке 2. Выключатель установлен в ячейку
распределительного устройства. Привод выключателя
электромагнитный, установлен в низковольтном отсеке –
выключатель отделён от низковольтного отсека разделительной
стенкой.

64.

Масляные выключатели могут
устанавливаться на выкатные элементы
ячеек КРУ (рисунок 4 – выкатной элемент с
масляным выключателем типа HL,
производитель ABB).
Применение масляных выключателей в
распределительных
Устройством ограничено неудобствами
эксплуатации
этого оборудования – контроль уровня
масла, замена масла после отключения
токов КЗ, низкий коммутационный
ресурс и большие размеры выключателей.

65. Определяемые характеристики

Сопротивление изоляции.
В процессе эксплуатации измерения проводятся:
на масляных выключателях 6-10кВ – при ремонтных работах в
ячейках (присоединениях), где они установлены, проверка
изоляции вторичных цепей и электромагнитов управления может
проводится совместно с проверкой устройств релейной защиты.
На масляных выключателях 35кВ и выше – при проведении
ремонтных работ на присоединении.
Сопротивление изоляции измеряется в процессе пуско-наладочных
работ на выключателях всех напряжений и при капитальных
ремонтах.

66.

67. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты.

Испытание изоляции повышенным напряжением проводится при
капитальных ремонтах выключателей. Испытание вторичных цепей
и электромагнитов управления может при проверке цепей
релейной защиты присоединения в объёме, соответствующем виду
проверки.
Значение испытательного напряжения для вторичных цепей и
электромагнитов управления должно составлять 1кВ, при условии,
что данные устройства рассчитаны на напряжение не ниже 60В.
У масляных выключателей на напряжение 6-10кВ испытанию
подвергаются межконтактные промежутки – так называемое
испытание «на разрыв». При испытании выключателя «на
разрыв» испытательное напряжение равно напряжению для
испытания основной изоляции.
Выключатели на напряжение выше 35кВ испытанию повышенным
напряжение промышленной частоты не подвергаются.

68.

69. Испытание вводов и оценка состояния внутрибаковой изоляции и изоляции дугогасительных устройств баковых масляных выключателей

35кВ..
Испытание вводов производится в соответствии с «Методикой испытания вводов
и изоляторов». Измерение тангенса угла диэлектрических потерь вводов
производится при полностью собранном выключателе. Допустимые значения
tg изоляции вводов приведены в таблице 3.
При снижении значения тангенса вводов более чем на 5% ниже допустимого –
изоляция подлежит сушке.
Измерение производится при полностью собранном выключателе.

70. Измерение сопротивления постоянному току

• Состояние силовых контактов определяют путём измерения
сопротивления постоянному току полюсов выключателей.
Сопротивление постоянному току каждого полюса выключателя
должно быть не более нормируемого в технической документации на
соответствующее оборудование.
Ориентировочные данные сопротивлений полюсов выключателей в
зависимости от номинального тока выключателей указаны в таблице 4.
Для некоторых типов выключателей заводом-изготовителем может
нормироваться другое значение сопротивления, поэтому необходимо
ориентироваться на данные паспорта именно данного выключателя.
Данные таблицы 4 приведены для одного полюса выключателя. При
измерении необходимо обращать внимание на отсутствие
дополнительных токоведущих элементов в цепи - например
токоведущих шин, подключенных к полюсам выключателя. При
наличии дополнительных элементов необходимо вносить поправки в
измеренные данные.

71.

72.

73.

74. Проверка временных и скоростных характеристик выключателей.

Проверка временных характеристик масляных выключателей
производится при номинальном напряжении оперативного тока.
Временные параметры включения и отключения выключателей
должны соответствовать паспортным данным на конкретный тип
выключателей и данным приведённым в таблице 5.

75.

76.

77.

78. Проверка регулировочных характеристик выключателей (измерение хода подвижных контактов, определение вжима контактов и

одновремённости
замыкания фаз).
Проверка производится в объёме, определённом в заводской
инструкции на данный тип выключателя. При отсутствии заводских
данных ориентироваться следует на данные таблицы 6. В любом
случае заводские данные предпочтительнее.

79.

80.

81.

Проверка срабатывания привода при пониженном напряжении.
Электромагниты управления должны срабатывать при напряжении:
включения - 0,85Uном при переменном токе и 0,8Uном при
постоянном токе отключения - 0,7Uном при постоянном токе и
0,65Uном при переменном токе.
Проверка выключателей многократным включением и
отключением.
Данное испытание проводится при номинальном напряжение на
выводах электромагнитов управления. Число циклов включенияотключения для масляных выключателей равно 3-5.

82.

• Испытание трансформаторного масла из баков
выключателя.
Масло из баков маломасляных выключателей на
напряжение до 35кВ после выполнения ими предельного
числа отключений токов КЗ заменяется свежим без
проведения испытаний. На практике число отключений
токов КЗ для выключателей типа ВМГ-133 и им подобных
устанавливается в пределах 7-8.
У баковых масляных выключателей на напряжение
110кВ и выше масло испытывается также после выполнения
ими предельно допустимого числа коммутаций токов КЗ или
нагрузки. Количество отключений токов КЗ для
выключателей такого типа устанавливается в соответствии с
требованиями заводских инструкций.

83.

Условия испытаний и измерений
Испытание производят при температуре окружающей среды не ниже +10С.
Влажность окружающего воздуха имеет значение при проведении высоковольтных
испытаний, т.к. конденсат на изоляторах может привести к пробою изоляции и,
соответственно, к выходу из строя оборудования (как испытательного, так и испытуемого).
Атмосферное давление особого влияние на качество проводимых испытаний не
оказывает, но фиксируется для занесения данных в протокол.
Средства измерений.
Измерение сопротивления изоляции производят мегаомметрами на напряжение 2500В.
Измерение сопротивления постоянному току полюсов выключателей производится
мостами постоянного тока (например Р 333), которые позволяют произвести замеры с
точностью до 0,001 Ом, микроомметрами типа Ф4104-М1. При отсутствии данных
приборов возможно использовать метод амперметра – вольтметра с источником
постоянного тока, который может обеспечить достаточный ток для проведения данных
испытаний. Аналогичные приборы используются для проверки характеристик контактов
выкатного элемента и ячейки. Испытание повышенным напряжением промышленной
частоты производят с помощью различных установок, которые состоят из следующих
элементов: испытательного трансформатора, регулирующего устройства, контрольно
измерительной и защитной аппаратуры.

84.

. К таким аппаратам можно отнести установку АИИ
– 70, АИД – 70, а также различные высоковольтные испытательные
трансформаторы, которые обладают достаточным уровнем защиты
и надлежащим уровнем подготовлены для проведения испытаний.
Для проверки соосности входа контактов используют специальные
приспособления, поставляемые в комплекте с КРУ. Эти
приспособления имеют вид металлического прута с разметкой. По
делениям можно ориентировочно определить глубину входа
подвижных контактов в неподвижные.

85.

Порядок проведения испытаний и измерений.
Измерение сопротивления изоляции.
Измерение сопротивления силовых частей выключателей
производится по схеме, представленной на рисунке 5.
Измерение производится пофазно, при этом две свободные фазы
заземляются. Выключатель включается, на все фазы выключателя
устанавливается заземление. Мегаомметр подключается к одной из
фаз, заземление с этой фазы снимается и производится измерение.
Значение сопротивления изоляции фиксируется через 60 секунд.
Аналогичным образом производится измерение сопротивления
изоляции стационарно установленных выключателей.
Сопротивление изоляции вторичных цепей выключателя и
электромагнитов управления может проверяться как в отдельности
(на полностью выведенном выключателе с отсоединёнными
вторичными цепями), так и в собранном виде, например, совместно
с проверкой устройств релейной защиты и цепей сигнализации.

86.

87.

Причём для выключателей стационарного исполнения второй
вариант предпочтительней.
В то время как для выключателей на выкатных элементах (тележках
КРУ) проще измерять сопротивление изоляции на полностью
выкаченном и отсоединённым от всех цепей выключателе.
Измерение сопротивления изоляции на отключенном выключателе
(на разрыв) не производится.

88. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты.

Испытание производится в два этапа – сначала производится пофазное испытание
основной изоляции выключателя, затем производится испытание выключателя «на
разрыв».
Для проведения испытания основной изоляции выключатель, также как и в опыте
измерения сопротивления изоляции, включается, все фазы заземляются.
Подготавливается испытательная установка, подключается к испытательному объекту.
Снимается установленное ранее заземление. Производится плавное поднятие
напряжения до необходимого уровня (напряжение поднимается скачком до 1/3
необходимой величины, затем увеличение производится плавно со скоростью 1-2кВ в
секунду вплоть до необходимого уровня испытательного напряжения), напряжение
выдерживается в течение 1 минуты, и, затем, плавно понижается до нуля. На испытанную
фазу выключателя устанавливается заземление, испытательная установка отсоединяется и
подключается к следующей фазе.
На рисунке 6 показана схема проведения для проведения испытания основной изоляции
масляного выключателя на выкатном элементе напряжением промышленной частоты.

89. Испытания выключателей нагрузки

90.

Для проведения испытания выключателя «на разрыв» собирается
аналогичная схема, только в этом случае выключатель отключён,
фаза объединены, с одной стороны установлено заземление, а на
другую сторону выключателя подаётся испытательное напряжение.
Смысл испытания выключателя «на разрыв» - проверка
изоляционных свойств масла в баке. Если с маслом всё нормальноиспытание пройдёт успешно.
Продолжительность испытания и в том и в другом случае – 1минута.

91. Проверка состояния контактов выключателя (измерение сопротивления постоянному току силовых контактов) и измерение сопротивления

электромагнитов управления
Проверка сводится к измерению сопротивления основных контактов
выключателя с помощью микроомметров или мостов постоянного тока.
Места замеров на выключателях показаны на рисунке 7. Измерение
производится непосредственно на полюсе – измеряется сопротивление
контактов самого выключателя. Измеренное сопротивление сравнивается с
нормируемыми значениями и на результатах сравнения оценивается
состояние контактной системы выключателя.
Измерение можно произвести с помощью моста постоянного тока.
Измерение производится аналогичным образом, главное – необходимо
обеспечить надёжный контакт с измеряемой цепью.
Для оценки состояния контактов выкатного элемента производится
измерение полного полюса. Измерение производится аналогичным образом,
как и при измерении полюса выключателя, но в данном случае необходимо
измерить сопротивление как можно ближе к розеточным группам выкатного
элемента. Значение сопротивления полного полюса выкатного элемента не
должно превышать значение сопротивления полюса выключателя более чем
на 50 мкОм.

92. Измерение сопротивления основных контактов выключателей (рис.7)

93.

Измерение сопротивления электромагнитов
(соленоидов включения и отключения) выключателя
производят с помощью моста постоянного тока
полностью выделив измеряемую часть из схемы
управления. Измерение актуально для электромагнитных
приводов (на постоянном токе) и менее актуально (но
проводится всё равно) для пружинных и иных
конструкций
приводов выключателей.
В первом случае для постоянного тока значение
сопротивления в дальнейшем используется для проверки
работы выключателя при пониженном напряжении (для
расчёта гасящих резисторов – смотри ниже и для
проверки отсутствия замкнутых витков). Во втором
случае измерение проводится для определения
работоспособности катушки.

94.

Проверка временных и регулировочных характеристик выключателей
Данная проверка производится при номинальном напряжении
оперативного тока. Используя секундомер, который подключают на
силовые контакты выключателя, засекают время включения
выключателя после подачи сигнала от ключа. При этом ключ должен
одновременно подать сигнал на пуск секундомера и на включения
выключателя.
Схема не приводится, так как всё зависит от используемого
оборудования.
Проверка регулировочных характеристик выключателей (полного хода,
вжима) производится на выключателях типа ВМГ-133 и им подобных с
открытым расположением подвижного контакта – свечи. Проверка
производится в соответствии с рисунком 8.
Предварительно на каждый полюс выключателя подключается лампа
накаливания (или любого другого типа, к примеру светодиодные
индикаторы и т.п.), при этом горшки выключателя объединяются. На
лампы через полюса выключателя подаётся напряжение (обычно 12В
для безопасности), таким образом, чтобы в момент замыкания контактов
лампы загорелись.

95. Проверка регулировок контактов выключателя

1). Подвижный полюс
выключателя в отключенном
состоянии
2). Подвижный полюс в момент
соприкосновения с розеточным
контактом
3). Выключатель во включенном
положении
4). Подвижный полюс
выключателя в отключенном
состоянии с отметками хода
В отключенном состоянии выключателя на свече (подвижном контакте) в
месте входа в горшок производится отметка – обычной отвёрткой
проводится линия на рисунке 8 – 1. С помощью привода вручную
начинается операция включения выключателя (на пружинном приводе
необходимо для этого разгрузить пружину). В момент зажигания лампы
(соприкосновение свечи с розеточным контактом) на свече снова
проводится линия – на рисунке 8 – 2. Далее выключатель включается до
фиксации и выполняется третья линия на свече – на рисунке 8 – 3.

96.

Выключатель отключается и линейкой измеряется расстояние
между линиями. Полный ход контакта – расстояние между крайними
линиями. Вжим – между верхней и средней.
При проведении регулировочных испытаний одновременно можно
провести испытаний на одновременность замыкания различных фаз
выключателя. Для этого при включении индикатора на первой фазе
(точнее при включении первого из индикаторов или лампочки на любой
из фаз) на свече этого полюса ставят отметку – как уже было описано
выше. Продолжают плавно включать выключатель до включения
индикатора на другой или других фазах – в момент включения
индикаторов на той фазе где индикатор включился первым на свече
ставят ещё одну дополнительную отметку. Если включение двух других
фаз произошло не одновременно, то такие же дополнительные отметки
ставят и на той фазе, на которой включение индикатора произошло
вторым. После полного включения и отключения выключателя
измеряют расстояние между этими дополнительными отметками – это
и будет разновремённость замыкания контактов выключателя в мм.

97.

• Все вышеперечисленные испытания возможны на выключателях с наружным
ходом свечи (подвижным контактом). На выключателях бакового исполнения
корпус бака опускается (масло подсливается до уровня, необходимого для
дальнейшего опускания бака, или сливается совсем). Дальнейшие испытания
аналогичны вышеописанным – выключатель по немного включается вручную,
при этом с помощью измерительного инструмента измеряется ход контактов и
разновремённость их включения.

98.

Проверка срабатывания привода при пониженном напряжении
Проверка проводится на масляных выключателях оснащённых
электромагнитным приводом. Данная проверка производится с
выключателями оснащёнными пружинными приводами при условии
взведённого положения пружины привода.
Принцип проверки основан на проверке возможности включения и
отключения выключателя при пониженном напряжении оперативного тока.
Проверка производится в следующем порядке:
1. Производится оценка потребляемой мощности электромагнита по
параметрам измеренного сопротивления катушки;
2. В соответствии с потребляемой мощностью подбирается
автотрансформатор (ЛАТР) для регулирования напряжения и выпрямительное
устройство, при наличии мощного электромагнита включения (например на
приводах типа ПС-10 и ПЭ-11, не говоря уже и приводах мощных
выключателей типа МКП) подбирается дополнительное сопротивление или
так называемый гасящий резистор. При включении добавочного
сопротивления в цепь выключателя и подаче сигнала на включение
напряжение на соленоиде включения должно быть не более допустимого;
3. Собирается схема в соответствии с рисунком 9 и производится пробное
включение (отключение) выключателя.

99.

С помощью ЛАТРа напряжение снижается до уровня 0,85Uном для
электромагнитов включения на переменном токе и 0,8Uном для
электромагнитов включения на постоянном токе. Для электромагнитов
отключение напряжение соответственно должно быть 0,65Uном и 0,7Uном.
При включении выключателя напряжение на зажимах ЭМУ снизится до
требуемой величины за счёт падения напряжения в схеме испытательной
установки. Электромагнит отключения гораздо меньше электромагнита
включения, поэтому при отключении выключателя напряжение установки
сразу устанавливают на нормируемом уровне.
Испытательная установка подключается к зажимам питания ШП (шинок
питания электромагнитов управления, если таковые выполнены отдельно), или
непосредственно на контакты промежуточного реле управления
электромагнитом включения выключателя. При этом необходимо проверить,
что штатное питание с этих зажимов отключено.
Для электромагнита отключения необходимо выделить цепь из общей
схемы РЗА для включения испытательной схемы.
При наличии в схеме оперативного тока аккумуляторной батареи данное
испытание можно произвести без применения ЛАТРа и выпрямительного
блока. Для этого питание испытательной схемы подают от соответствующего
количества аккумуляторов батареи.

100.

101.

Проверка соосности контактов выкатного элемента и
ячейки и характеристик этих контактов
(сопротивления).
Эта проверка производится только в том случае,
если есть возможность открыть доступ к контактам при
вкаченной ячейке. Такая возможность есть на ячейках
К-104, К-304.

102. Испытания трансформаторов и реакторов

• В зависимости от характеристик и условий транспортировки все
трансформаторы подразделяются на следующие группы:
1-я группа. Трансформаторы мощностью до 1000 кВ А
напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемые с
маслом и расширителем;
2-я группа. Трансформаторы мощностью от 1600 до 6300 кВ•А
включительно на напряжение до 35 кВ включительно,
транспортируемые с маслом и расширителем;
3-я группа. Трансформаторы мощностью 10000 кВ•А и выше,
транспортируемые с маслом без расширителя;
4-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые
полностью залитыми маслом;
5-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые
без масла с автоматической подпиткой азотом;
6-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые
частично залитыми маслом без расширителя

103.

• По характеристикам и геометрическим размерам все
трансформаторы подразделяются на следующие габариты:
I габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 5100 кВ•А;
II габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью
135 - 500 кВ•А;
Ш габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью
750 - 5600 кВ•А;
IV габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью
7500 кВ•А и более и трансформаторы напряжением от 35 до 121
кВ любой мощности;
V габарит. Трансформаторы напряжением от 121 до 330 кВ
любой мощности;
VI габарит. Трансформаторы напряжением 500 и 750 кВ любой
мощности.

104.

Особенности конструкции трансформатора отражаются в обозначении его
типа и систем охлаждения по ГОСТ 11677-85*.
Тип трансформатора
Автотрансформатор (для однофазных О, для
трехфазных Т)
Расщепленная обмотка низшего напряжения
Условное обозначение видов охлаждения
Защита жидкого диэлектрика с помощью азотной
подушки без расширителя
Исполнение с литой изоляцией
Трехобмоточный трансформатор
Трансформатор с РПН
Сухой трансформатор с естественным воздушным
охлаждением (обычно вторая буква в обозначении
типа), либо исполнение для собственных нужд
электростанций (обычно последняя буква в
обозначении типа)
Кабельный ввод
Фланцевый ввод (для комплектных
трансформаторных подстанций)
Условное
обозначение
А
Р
(см. табл. ниже)
3
Л
Т
Н
С
К
Ф

105.

Система охлаждения
Сухие трансформаторы
Естественное воздушное при открытом исполнении
Естественное воздушное при защищенном
исполнении
Естественное воздушное при герметичном
исполнении
Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха
Масляные трансформаторы
Естественная циркуляция воздуха и масла
Принудительная циркуляция воздуха и естественная
циркуляция масла
Естественная циркуляция воздуха и принудительная
циркуляция масла с ненаправленным потоком масла
Естественная циркуляция воздуха и принудительная
циркуляция масла с направленным потоком масла
Принудительная циркуляция воздуха и масла с
ненаправленным потоком масла
Принудительная циркуляция воздуха и масла с
направленным потоком масла
Принудительная циркуляция воды и масла с
ненаправленным потоком масла
Принудительная циркуляция воды и масла с
направленным потоком масла
Условное
обозначение
С
СЗ
СГ
СД
М
Д
МЦ
НМЦ
ДЦ
НДЦ
Ц
НЦ

106.

• Например: условное обозначение трансформатора
ТРДН-40000/110 - трехфазный двухобмоточный
трансформатор с расщепленной обмоткой низшего
напряжения, с масляным охлаждением, с дутьем и
естественной циркуляцией масла, с РПН, номинальной
мощностью 40000 кВ•А, класса напряжения 110 кВ.

107.

В соответствии с требованиями ПУЭ объем приемо-сдаточных испытаний
трансформаторов включает следующие работы:
1. Определение условий включения трансформаторов.
2. Измерение характеристик изоляции.
3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
а) изоляции обмоток вместе с вводами;
б) изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок
(производят в случае осмотра активной части).
4. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.
5. Проверка коэффициента трансформации.
6. Проверка группы соединения трехфазных трансформаторов и полярности выводов
однофазных трансформаторов.
7. Измерение тока и потерь холостого хода:
а) при номинальном напряжении;
б) при малом напряжении.
8. Проверка работы переключающего устройства и снятие круговой диаграммы.
9. Испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением.
10. Проверка системы охлаждения.
11. Проверка состояния силикагеля.
12. Газировка трансформаторов.
13. Испытание трансформаторного масла.
14. Испытание включением толчком на номинальное напряжение.
15. Испытание вводов.

108.

Определение условий включения трансформаторов
• Объем проверки состояния изоляции и условия включения без сушки зависит
от мощности, напряжения и условий транспортировки трансформаторов.
1-я группа. В нее входят трансформаторы мощностью до 1000 кВ•А
напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и
расширителем.
Условия включения без сушки трансформаторов этой группы:
а) уровень масла - в пределах отметок маслоуказателя;
б) значение R60 /R15 не ниже 1.3 при температуре при 10-30 С;
в) характеристика масла должны соответствовать п.п. 1 - 6 табл. 2.14;
г) если условие "а)" не соблюдено, но обмотки трансформатора и
переключателей покрыты маслом, или если не выполнены условия "б)" или
"в)", но в масле нет следов воды и пробивное напряжение масла ниже, чем
требуемое, но не более чем на 5 кВ, дополнительно определяется отношение
С2 / C50 или tgδ обмоток в масле, которые должны удовлетворять нормам,
приведенным в табл. 2.1.

109.

• Достаточным для включения без сушки является соблюдение
одной из следующих комбинаций:
для трансформаторов мощностью до 100 кВ•А
1) "а", "б";
2) "б", "г";
3) "а", "г";
для остальных трансформаторов 1-й группы
1) "а", "б", "в";
2) "б", "в", "г";
3) "а" "в" "г";
4) "а", "б", "г".
• Для трансформаторов мощностью до 100 кВ•А включительно
достаточно провести испытание масла только на пробивное
напряжение. Кроме того, в масле не должно быть следов воды.

110.

Таблица 2.1. Допустимые значения характеристик изоляции
обмоток трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно,
залитых маслом
Характеристика
изоляции
Мощность
Температура обмотки, °С
трансформатора,
10 20 30 40 50 60 70
кВА
Наименьшее
допустимое
≤ 6300
сопротивление
≥ 10000
изоляции R60, МОм
Наибольшее
≤ 6300
допустимое значение
≥ 10000
tgδ
Наибольшее
≤ 6300
допустимое значение
≥ 10000
отношения С2 /C50
450 300 200 130 90 60 40
900 600 400 260 180 120 80
1,2 1,5 2,0 2,5 3,4 4,5 6,0
0,8 1,0 1,3 1,7 2,3 3,0 4,0
1,1 1,2 1,3 1,05 1,15 1,25
-
-
-

111.

• 2-я группа. В нее входят трансформаторы мощностью от 1600 кВ•А до
6300 кВ•А включительно на напряжение до 35 кВ включительно,
транспортируемые с маслом и расширителем.
Условия включения без сушки трансформаторов этой группы те же, что
и для трансформаторов 1-й группы. Кроме того, при испытании по п. б)
значение R60 должно соответствовать табл. 2.1.
3-я группа. В эту группу входят трансформаторы мощностью 10000
кВ•А и более, транспортируемые с маслом без расширителя.
Условия включения трансформаторов этой группы без сушки:
а) трансформатор должен быть герметичным;
б) характеристики масла должны соответствовать п.п. 1 - 6 табл. 2.14;
в) значения R60, С2 /С50 или tgδ, измеренные после заливки маслом,
должны удовлетворять нормам табл. 2.1 или значения R60 и tgδ,
приведенные к температуре изоляции при измерении этих
характеристик на заводе, не должны отличаться более чем на 30% в
сторону ухудшения от значений, указанных в заводском протоколе

112.

• 4-я – 6-я группы. В эти группы входят трансформаторы на напряжение 110 кВ и
выше всех мощностей, транспортируемые полностью залитыми маслом (4-я
группа), без масла (с автоматической подпиткой азотом, 5-я группа) и частично
залитыми маслом (без расширителя, 6-я группа).
Для трансформаторов 4 - 6 групп производятся следующие измерения
характеристик изоляции:
1. Отбор пробы масла из трансформатора, испытания его в объеме
сокращенного анализа, измерение tgδ масла. У трансформаторов 5-й группы
производится также отбор пробы остатков масла со дна бака и проверка его
пробивного напряжения.
2. Определение отношения ΔС/С в начале и конце работ, при которых активная
часть соприкасается с воздухом.
3. Измерение сопротивления изоляции R60 и tgδ изоляции и определение
отношения R60/ R15. При решении вопроса о допустимости включения
трансформаторов 4-й – 6-й групп без сушки необходимо руководствоваться
"Инструкцией по транспортировке, выгрузке, хранению, монтажу и введению
в эксплуатацию силовых трансформаторов общего назначения на напряжение
110 - 500 кВ" (РТМ 16.687.000-73) и заводскими инструкциями.

113.

• В соответствии с инструкциями "Транспортирование, хранение, монтаж и ввод
в эксплуатацию силовых трансформаторов на напряжение до 35 кВ
включительно без ревизии их активных частей" (ОАХ 458.003-70) и
"Инструкцией по транспортировке, выгрузке, хранению, монтажу и введению
в эксплуатацию силовых трансформаторов общего назначения на напряжение
110 - 500 кВ" (РТМ 16.687.000-73) трансформаторы в зависимости от группы, к
которой они относятся, и от характера отклонений от инструкций должны быть
подвергнуты контрольному прогреву, контрольной подсушке или сушке в
одном из следующих случаев:
а) при признаках увлажнения масла, с которым прибыл трансформатор, или
нарушении герметичности;
б) если продолжительность хранения на монтаже без масла или без доливки
масла превышает время, указанное в инструкциях;
в) если время пребывания активной части трансформатора на воздухе
превышает время, указанное в инструкции;
г) если на активной части или в баке трансформатора обнаружены следы воды
или значительное увлажнение изоляции;
д) если индикаторный силикагеля потерял голубой цвет;
е) если измеренные характеристики изоляции не соответствуют нормам табл.
2.1.
Условия включения сухих трансформаторов определяются в соответствии с
указаниями завода-изготовителя.

114.

• Измерение характеристик изоляции трансформаторов - Испытания
трансформаторов и реакторов
• Допустимые значения сопротивления изоляции R60 коэффициент абсорбции
R60 /R15 тангенс угла диэлектрических потерь tgδ и отношения С2 /C50 и ΔС/С
регламентируется указанной инструкцией "Трансформаторы силовые.
Транспортировка, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию" (РТМ
1б.800.723-80).
Температурный режим при проведении измерений. Характеристики изоляции
допускается измерять не ранее, чем через 12 часов после окончания заливки
трансформатора маслом.
Характеристики изоляции измеряются при температуре изоляции не ниже
10°С у трансформаторов на напряжение до 150 кВ мощностью до 80 МВ•А и
при температуре не менее нижнего значения, указанного в паспорте, у
трансформаторов на напряжение выше 150 кВ или мощностью более 80
МВ•А. Для обеспечения указанной температуры трансформатор подвергается
нагреву до температуры, превышающей требуемую на 10°С. Характеристики
изоляции измеряются на спаде температуры при отклонении ее от требуемого
значения не более, чем на 5°С. Температура изоляции определяется до
измерения характеристик изоляции. В качестве температуры изоляции
трансформатора, не подвергавшегося нагреву, принимается температура
верхних слоев масла

115.

• Характеристики изоляции измеряются при температуре
изоляции не ниже 10°С у трансформаторов на
напряжение до 150 кВ мощностью до 80 МВ•А и при
температуре не менее нижнего значения, указанного в
паспорте, у трансформаторов на напряжение выше 150
кВ или мощностью более 80 МВ•А. Для обеспечения
указанной температуры трансформатор подвергается
нагреву до температуры, превышающей требуемую на
10°С. Характеристики изоляции измеряются на спаде
температуры при отклонении ее от требуемого значения
не более, чем на 5°С. Температура изоляции
определяется до измерения характеристик изоляции. В
качестве температуры изоляции трансформатора, не
подвергавшегося нагреву, принимается температура
верхних слоев масла.

116.

• Для трансформаторов на напряжение выше 35 кВ, залитых маслом,
в качестве температуры изоляции следует принимать температуру
фазы "В" обмотки "ВН", определяемую по ее сопротивлению
постоянному току.
При нагреве трансформатора указанное сопротивление измеряется
не ранее чем через 60 мин. после отключения нагрева обмотки током
или через 30 мин после отключения внешнего нагрева.
При определении температуры обмотки по сопротивлению
постоянному току рекомендуется температуру обмотки вычислять
по формуле где: Rх измеренное сопротивление обмотки при
температуре tх; R0 - сопротивление обмотки, измеренное на заводе
при температуре t0 (паспортные данные трансформатора).
При определении соотношения ΔС /С трансформаторов на
напряжение 110 кВ и выше в качестве температуры изоляции
принимается среднесуточная температура, измеренная
термометром (или термопарой) на верхнем ярме магнитопровода
непосредственно после измерения ΔС и С.

117.

• Перед измерением характеристик изоляции необходимо
протереть поверхность вводов трансформаторов. При
измерениях во влажную погоду рекомендуется
применять экраны. Перед измерением характеристик
изоляции измеряют значения Rиз, ΔС и С проводов,
соединяющих приборы с трансформатором. Длина
проводов должна быть как можно меньше, поэтому
приборы нужно располагать по возможности ближе к
трансформатору. Характеристики изоляции измеряют по
схемам и в последовательности, указанной в табл. 2.2.

118.

Таблица 2.2. Схемы измерения характеристик силовых трансформаторов
Последов
ательност
ь
измерени
й
1
2
3
4
5
Двухобмоточ Трехобмоточн
Шунтирующи
ные
ые
Автотрансфор
Заземляющие
е
трансформато трансформато
маторы
реакторы
реакторы
ры
ры
Обмо 3аземля Обмо Заземля Обмо Заземля Обмо Заземля Обмо Заземля
тки,
ем
тки,
емые
тки,
емые
тки,
емые
тки,
емые
на
части
на
части
на
части
на
части
на
части
котор трансфо котор трансфо котор трансфо котор трансфо котор трансфо
ых рматора ых рматора ых рматора ых рматора ых рматора
произ
произ
произ
произ
произ
водят
водят
водят
водят
водят
изме
изме
изме
изме
изме
рения
рения
рения
рения
рения
Бак,
Бак,
Бак,
НН Бак, ВН НН
НН
ВН
Бак
ВН
СН, ВН
ВН, СН
НН
ВН+
Бак
ВН Бак, НН СН
СН Бак, НН
ВН, НН
ВН+
(ВН
Бак,
СН+
+НН)
Бак
ВН
Бак
НН, СН НН
*
(ВН
+ Бак, НН
СН)*
(ВН
+
Бак
СН+
НН)*

119.

• При измерении характеристик обмоток трансформатора R60 tgδ и
масла tgδ следует учитывать поправочные коэффициенты табл.
2.3.
При измерении все выводы обмотки одного напряжения
соединяются вместе, остальные обмотки и бак трансформатора
должны быть заземлены.
Измерение сопротивлений R60 и R15. Измерение сопротивлений
R60 и R15 проводят перед измерением остальных характеристик
трансформатора. Сопротивление изоляции измеряют по схемам
табл. 2.2 мегаомметром на 2500 В с верхним пределом измерения
не ниже 10000 МОм. Измеренное значение R проводов должно
быть не меньше верхнего предела измерения мегаомметра. Перед
началом измерения все обмотки должны быть заземлены не
менее чем на 5 мин., а между отдельными измерениями - не
менее, чем на 2 мин.

120.

• Значения R60 изоляции, измеренные при монтаже (при заводской
температуре или приведенные к этой температуре) для
трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно, залитых
маслом, должны быть не менее значений, указанных в табл. 2.1; для
трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше - не менее 70%
значения, указанного в паспорте трансформатора. Значения R60,
измеренные при температуре t1, на монтаже, приводят к
температуре измерения t2 на заводе с помощью коэффициента К2,
значения которого приведены в табл. 2.3
• где R60 - измеренное значение R601 приведенное к температуре
заводских измерений.
Данные измерений R60 допускается пересчитывать по температуре
для трансформаторов мощностью до 80 МВ А и на напряжение до
150 кВ при разности температур не более +10°С, а для
трансформаторов большей мощности и на напряжение выше 150 кВ
- при разности температур не более +5°С .

121.

• Для сухих трансформаторов R60 при температуре 20-30°С
должно быть не ниже: при номинальном напряжении
трансформатора до 1 кВ - 100 МОм; б кВ - 300 МОм; 10 кВ —
500 МОм.
Коэффициент абсорбции R60/R15 обмоток для трансформаторов
мощностью менее 10000 кВ•А, напряжением до 35 кВ
включительно при температуре 10-30°С должен быть не ниже 1,3.
Для остальных трансформаторов - соответствовать заводским
данным.

122.

• При измерении характеристик обмоток трансформатора R60 tgδ и
масла tgδ следует учитывать поправочные коэффициенты табл.
2.3.
Таблица 2.3. Значения коэффициентов для пересчета характеристик обмоток
и масла
Разность Значения
Значения
Разность
температур
К1 К2 К3 температур К1 К2 К3
t2-t1, °С
1
1,03 1,04 1,04
20
1,75 2,25 2,25
2
1,06 1,08 1,08
25
2,0 2,75 2,75
3
1,09 1,13 1,13
30
2,3 3,4 3,4
4
1,12 1,17 1,17
35
- 4,15
5
1,15 1,22 1,22
40
- 5,1
10
1,31 1,5 1,5
45
- 6,2
15
1,51 1,84 1,84
50
- 7,5

123.

• Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ. Тангенс угла
диэлектрических потерь tgδ обмоток измеряют мостом переменного тока
P5026 по перевернутой схеме (см. рис. 2.1) в последовательности согласно
табл. 2.2.
• Рис. 2.1. Перевернутая (обратная) схема включения моста переменного тока.
Тр - испытательный трансформатор; СN - образцовый конденсатор; Сх испытываемый объект; G - гальванометр; R3- переменный резистор; R4 постоянный резистор; С4 - магазин емкостей.

124. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

Испытанию повышенным напряжением промышленной частоты подвергается
изоляция обмоток трансформатора вместе с вводами. Испытательные
напряжения приведены в табл. 2.6.
Таблица 2.6. Испытательное напряжение промышленной частоты внутренней
изоляции силовых трансформаторов и реакторов с нормальной изоляцией и
трансформаторов с облегченной изоляцией (сухих и маслонаполненных)
Испытательное напряжение по отношению к корпусу
Класс
и другим обмоткам, кВ, для изоляции
напряжения
обмотки, кВ
нормальной
облегченной
до 0,69
4,5
2,7
3
16,2
9
6
22,5
14,4
10
31,5
21,6
15
40,5
33,3
20
49,5
45
35
76,5
110
180
150
207
220
292,5
330
414
500
612
Примечание: данные табл. 1.8.11 ПУЭ. Продолжительность испытания 1 мин.

125.

• Испытание повышенным напряжением изоляции
обмоток маслонаполненных трансформаторов не
обязательно.
Испытание сухих трансформаторов обязательно и
производится по нормам табл. 2.6 для аппаратов с
облегченной изоляцией.
Импортные трансформаторы разрешается испытывать
напряжением, указанным в табл. 2.6 лишь в тех случаях,
если они не превышают напряжения, которым данный
трансформатор был испытан на заводе.
Изоляция импортных трансформаторов, которую
поставщик испытал напряжением ниже указанного в
ГОСТ-18472-82, испытывается напряжением, значение
которого устанавливается в каждом случае особо.

126.

Рис. 2.2. Схема испытания главной изоляции повышенным напряжением
Значения испытательных напряжений приведены в табл. 2.6, 2.7.

127.

Таблица 2.7. Заводское испытательное напряжение
промышленной частоты для обмоток трансформатора
Объект испытания
Трансформаторы с нормальной
изоляцией и вводами на
номинальное напряжение
Трансформаторы с облегченной
изоляцией, в том числе сухие
Испытательное напряжение, кВ,
при номинальном напряжении
испытываемой обмотки, кВ
до 0,69 3 6 10 15 20 35
5
18 25 35 45 55 85
3
10 16 24 37
-
-

128. Измерение сопротивления обмоток постоянному току

• Измерения сопротивления постоянному току производятся
мостовым методом или методом амперметра-вольтметра (см.
рис. 2.3).
Метод амперметра-вольтметра. Измерения производятся
приборами с классом точности 0,5. Пределы измерений
приборов должны быть выбраны такими, чтобы отсчеты
проводились во второй половине шкалы. Величина тока не
должна превышать 20% номинального тока объекта измерения
во избежание искажения результатов измерения из-за нагрева.
Для исключения ошибок, обусловленных индуктивностью
обмоток, сопротивление нужно измерять при полностью
установившемся токе.

129.

Рис. 2.3. Схема измерения сопротивления постоянному току
обмоток трансформатора методом амперметра-вольтметра.
а - для малых сопротивлений; б - для больших сопротивлений.

130.

• При измерениях сопротивления обмотки, обладающей большой
индуктивностью, методом амперметра-вольтметра
рекомендуется применять схему измерения, позволяющую
снизить время установления тока в измерительной цепи
временной формировкой тока. Это достигается шунтированием
реостата (или части его) в течение нескольких секунд.
Сопротивление реостата берут не менее чем в 8 - 10 раз
большее, чем сопротивление обмотки.
Мостовой метод. Измерения производятся мостами типа Р333,
Р369, MО-70, P329. При измерении сопротивления мостами в
цепь питания рекомендуется включать дополнительное
сопротивление снижая тем самым постоянную времени цепи, что
ведет к уменьшению времени установления тока. В этих случаях
для получения необходимого тока должна быть применена
аккумуляторная батарея более высокого напряжения. Во
избежание повреждения моста, гальванометр включают при
установившемся значении тока, а отключают до отключения тока.

131.

• Сопротивление постоянному току измеряется для всех ответвлений обмоток
всех фаз. При наличии выведенной нейтрали измерение производится между
фазовым выводом и нулевым. Измеренное линейное значение
сопротивления между линейными выводами пересчитывается на фазное по
формулам при соединении обмоток трансформатора в звезду
• при соединении обмоток трансформатора в треугольник
• где Rф, - приведенное фазовое сопротивление;
Rизм - измеренное сопротивление между линейными выводами.
• Сопротивления обмоток постоянному току различных фаз на одноименных
ответвлениях не должны отличаться друг от друга или от предыдущих
(заводских) результатов измерений более, чем ±2%. Кроме того, должна
соблюдаться одинаковая по фазам закономерность изменения сопротивления
постоянному току по ответвлениям в различных положениях переключателя.
Этим проверяется правильность подсоединения ответвлений к
переключателю и его работы.

132.

• Таблица 2.8. Средние значения фазных сопротивлений обмоток
трансформатора постоянному току при t=20°С
Мощность,
кВ·А
10
20
25
30
50
50
100
180
180
250
250
320
320
400
Напряжение, кВ
0,4
3
6
10
35
ТМ 0,18 15,0 60,0 100,0
ТМ 0,08 6,0 25,0 67,0
ТСМ
33,0
ТМ 0,25
40,0
ТМ 0,03 2,0 10,0 26,0
ТМА 0,025
8,75
ТМ 0,45 0,9 3,6 10,0
ТМ 0,008 0,54 1,5
5,1
ТМА 0,01
1,27 3,6
ТМ
1,54
ТМА 0,003
0,9
4,4
ТМ 0,004 0,23 0,8
2,5
ТМА 0,003
0,6
1,5
ТМ 0,02 0,1
Тип
110
-
220
-

133.

560
ТМ 0,002
0,3
0,8
560
ТМА 0,001
0,8
630
ТМ
0,7
1000
ТМ 0,0008 0,17 0,7
1000
TCЗC 0,0006 0,26
1800
ТМ 0,004
0,3
3200
ТМ
0,25 0,16
4000
ТМ
0,08 0,09
5600
ТМ
0,03 0,07
10000
ТДМ
- 0,017 0,007
4,15
10000
ТДТ
0,57 0,424 4,40
15000
ТДГ
0,005 2,9
15000 ТДНГ
0,004 3,0
16000 ТДНГ
- 0,015
2,1
31500 ТДНГ
- 0,012
1.1
40000 ТРДЦ
40500
ТДГ
60000
ТДГ
90000 ТДГН
- 0,003
240000 АТЦТГ - 0,0048
0,145
0,75
0,299

134. Проверка коэффициента трансформации

• Коэффициент трансформации силовых трансформаторов определяют для
проверки соответствия паспортным данным и правильности подсоединения
ответвлений обмоток к переключателю. Проверка производится на всех
ступенях переключения. Коэффициент трансформации должен отличаться не
более, чем на 2% от значений, полученных на том же ответвлении на других
фазах, или от данных завода-изготовителя. Для трансформаторов с РПН
разница между коэффициентом трансформации не должна превышать
значения ступени регулирования.
• Из предусмотренных ГОСТ-3484-77 методов определения коэффициента
трансформации в практике наладочных работ используется метод двух
вольтметров. По этому методу к одной из обмоток трансформатора
подводится напряжение и двумя вольтметрами одновременно измеряется
подводимое напряжение и напряжение на другой обмотке трансформатора.
Подводимое напряжение не должно превышать номинальное и в то же время
должно составлять не менее 1% номинального напряжения. Для трехфазных
трансформаторов измерения можно проводить при трехфазном и
однофазном возбуждении.

135.

• При испытаниях трехфазных трансформаторов измеряют линейные
напряжения на одноименных зажимах обоих обмоток. Если возможно
измерить фазные напряжения, то коэффициент трансформации можно
определить по фазным напряжениям одноименных фаз. При однофазном
возбуждении трансформатора с соединением обмоток звезда-треугольник
коэффициент трансформации измеряют с поочередным закорачиванием
одной из фаз, соединенных в треугольник. Измерения проводятся на
свободной паре фаз. Коэффициент трансформации определяется по формулам
• где k1ф, k2ф,kЗф фазные коэффициенты трансформации;
UАВ, UВС, UАС, Uab, Ubc, Uac - измеренные напряжения на обеих обмотках
трансформатора.
• Переход к линейному коэффициенту трансформации осуществляется по
формуле

136.

• При однофазном возбуждении трансформатора с соединением обмоток
звезда с нулевым выводом - треугольник напряжение подводится поочередно
к каждой фазе, при этом не нужно закорачивать фазы. В этом случае
определяется фазный коэффициент трансформации
• Схемы измерения коэффициентов трансформации однофазных
трансформаторов и трехфазных с различными схемами соединения обмоток
приведены на рис. 2.4.
Коэффициент трансформации находят для всех ответвлений обмоток и всех
фаз. При испытаниях трехобмоточных трансформаторов достаточно
определить коэффициент трансформации для двух пар обмоток.

137.

138.

139.

140.

Рис. 2.4. Схемы измерения коэффициента трансформации силовых
трансформаторов.
а - однофазных; б - трехфазных по трехфазной схеме возбуждения; в трехфазных с соединением обмоток Υ/ Υ по однофазной схеме возбуждения; г трехфазных с соединением обмоток Υ/Δ по однофазной схеме возбуждения;
д - трехфазных с соединением обмоток Υ/Δ, по однофазной схеме озбуждения.