Тфнд 110 инструкция по эксплуатации

Трансформатор тока типа ТФНД-110М
На 110 кВ, 50-100 ÷ 400-800 А.
Инструкция по монтажу и эксплуатации

                    ТРАНСФОРМАТОР ТОКА
на ПО кв, 50—100-^400—800 а
типа ТФНДНОМ
инструкция
по монтажу и эксплуатации
СССР

I. КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ
1. Трансформаторы тока типа ТФНД110М на 110 кв (рис. 1),
представляют собой опорные трансформаторы, предназначенные
для установки на открытых подстанциях в сетях переменного
тока напряжением ПО кв при частоте 50 гц.
Трансформаторы пригодны также для работы при частоте
60 гц без ухудшения характеристик.
Номенклатурное обозначение трансформатора тока
составляется по следующей схеме: тип — обозначение сердечника —
номинальный первичный ток (оба значения). Например:
ТФНД110М-Д/Д/0,5—50—100.
Тип данного трансформатора расшифровывается таким
образом: Т — трансформатор тока, Ф — в фарфоровой покрышке,
Н — наружной установки, Д — для дифференциальной защиты,
ПО — напряжение в киловольтах, М — модернизированный.
Ниже приводится таблица трансформаторов типа ТФНД ПОМ
Номенклатурное обозначение
трансформатора
ТФНД110М~Д/Д/0,5-50-100
ТФ Н Д11 ОМ- Д/Д/0,5-75—150
ТФНД1 ШМ-Д/Д/0,5-100-200
ТФНДПОМ-ДД/0,5-150-300
ТФНД110М-Д/Д/0,5-200-400
ТФНДПОМ-Д/Д/0,5-300- 600
ТФНД1 ЮМ^Д/Д/0,5-400 -800
Номинальный
первичный ток,
а
50—100
75—150
100—200
150-300
200-400
, 300-600
400—800
Класс точности или обозначение
1-й
сердечник
д
д
д
д
д
д
д
сердечника
2-й
сердечник
д
д
д
д
д
д
д
3-й
сердечник
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
Эти трансформаторы имеют обмотки восьмерочного типа,
расположенные в фарфоровой покрышке изолятора, которая
3

itr}H$i/HdSD£ ил/од
i
\ч
1
да
\ш
Рис. 1. Общий вид трансформатора тока типа ТФНД1ЮМ
4

установлена на цоколе (рис. 2) и заполнена трансформаторным
маслом. Верхняя часть фарфоровой покрышки служит масло-
расширителем, допускающим колебания уровня масла,
вызванные изменением температуры; в нее же встроен переключатель
первичной обмотки.
Колебания уровня масла можно наблюдать по маслоуказа-
телю, сообщающемуся с масляной емкостью в покрышке.
Выводы первичной обмотки проходят сквозь отверстия в
верхней части покрышки. Выпуск масла из покрышки производится
через масловыпускатель, помещенный на цоколе
трансформатора. Крепление покрышки к цоколю и крышки к покрышке —
механическое, т. е. без
применения цементирующих
составов, причем уплотнение
остигается за счет
эластичных прокладок.
2. Первичная обмотка
выполняется из двух
одинаковых секций, соединяемых
последовательно или
параллельно, благодаря чему
каждый трансформатор имеет ^^Ь^убка бо1бодоб бто-
два номинальных первич- равных обмоток
ных тока, находящихся в
отношении 1 : 2. Рис. 2. Вид на цоколь сверху
Переключение с одного
коэффициента трансформации на другой производится только
после отключения трансформатора тока от сети.
3. Выводы первичной обмотки, имеющие метки Л\ и с/72,
представляют собой лопатки с четырьмя отверстиями под болты
для крепления подводящих проводов.
4. Выводы вторичной обмотки помещаются в коробке
выводов, встроенной в цоколь, и имеют метки Их и И2. В коробке
выводов расположен также вывод заземления „3",
предназначенный для изменения тангенса угла диэлектрических потерь
внутренней изоляции трансформатора. К нему присоединены
провода заземления всех трех сердечников.
5. Снизу к коробке выводов пристроена кабельная муфта для
разделки кабеля, идущего от приборов к выводам вторичной
обмотки трансформатора.
6. Каждой паре вторичных выводов соответствует щиток,
установленный на плите цоколя. На щитках указаны основные
технические данные и заводские номера.
7. Для автоматического уравновешивания давления внутри
трансформатора при колебаниях уровня масла на крышке
трансформатора установлен дыхательный клапан.
, болт заземления
5

II. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ
8. Номинальное напряжение 110 кв.
9. Номинальные первичные токи: 50—100; 75—150; 100—200;
150—300; 200—400; 300—600; 400—800 а.
10. Номинальный вторичный ток 5 а.
11- Три сердечника, из них два — Д — для
дифференциальной защиты и один — класса 0,5 (точность измерительного
сердечника).
12. Номинальные вторичные нагрузки сердечников, при
которых их точность соответствует классам 0,5 и 1, а также величины
10%-кратностей приведены в табл. 1.
Таблица 1
Класс точности или
обозначение сердечника
0,5
Д
Номинальная вторичная
нагрузка, ом
в классе 0,5
1,2
1,2
в классе 1
4
4
10% кратность при нагрузке
1,2 ом
10
—
0,8 ом
—
30
Примечание. \0% кратности даны срочностью ± 20%.
13. Термическая и динамическая устойчивость приведены
в табл. 2.
Таблица 2
Номинальный первичный
ток, а
50 -100 -г- 300-600
400-800
Однооекундная термическая
устойчивость (кратность)
75
60
Динамическая устойчивость
(кратность)
150
75
Примечания:
1. Односекундная термическая устойчивость дана в виде кратности
односекундного тока по отношению к номинальному току при номинальной
вторичной нагрузке и температуре окружающего воздуха не выше +35° С
с учетом предварительнрго нагрева номинальным током.
2. Динамическая устойчивость дана в виде кратности амплитуды
предельного сквозного тока короткого замыкания по отношению к амплитуде
номинального тока.
6

14. Испытательное напряжение 250 кв.
14а. Вес трансформатора, заполненного маслом, около
420 кг. Вес масла 100 кг,
III. ТРАНСПОРТИРОВКА И ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ ОСМОТР
ТРАНСФОРМАТОРА ДО МОНТАЖА
15. При перевозке трансформаторов следует соблюдать все
предосторожности, принимаемые при транспортировке крупных
бьющихся грузов. Отклонение от вертикального положения
больше чем на 15° недопустимо.
16. Для подъема трансформатора тока на его цоколе имеются
четыре рыма. Поднимать трансформатор за покрышку нельзя.
17. На место установки трансформатор доставляется в
собранном виде (без кабельной муфты, которая на время
транспортировки снимается и привязывается к цоколю), наполненный
маслом и упакованный в деревянный ящик.
18. По прибытии на место установки следует распаковать,
тщательно обтереть (особенно покрышку) сухой чистой тряпкой,
после чего внимательно осмотреть для выявления повреждений,
которые могли произойти при транспортировке.
19. При осмотре особое внимание обратить на покрышку и
выяснить, нет ли на ней трещин или разбитых юбок. Также
следует проверить целость стекла маслоуказателя и уровень масла.
20. Уровень масла при температуре окружающего воздуха
+ 20° С должен быть на красной чёрте стекла маслоуказателя.
При других температурах окружающего воздуха масло не
должно выхоДить за пределы уровня, видимого через стекло
маслоуказателя.
21. Если уровень масла не виден в маслоуказателе, это
свидетельствует о недостатке масла в трансформаторе. Для
определения действительного уровня масла необходимо снять крышку
и осмотреть уровень масла внутри трансформатора.
Если видимый уровень масла в трансформаторе настолько
низок, что не покрывает бумажно-масляной изоляции первичной
обмотки, трансформатор должен быть послан на завод для*
сушки под вакуумом, заполнения маслом и испытания
напряжением. В том случае, если заказчик имеет возможность
произвести у себя сушку обмоток под вакуумом, заполнение маслом и
испытание напряжением на 250 /се, он должен согласовать этот
вопрос с заводом и запросить производственно-техническую
инструкцию по сушке, пропитке и контрольным испытаниям
напряжением трансформаторов тока типа ТФН.
Если же уровень масла таков, что он находится выше
верхнего края бумажно-масляной изоляции, трансформатор следует
долить маслом до уровня согласно п. 20.
7

Доливку следует производить чистым, просушенным маслом,
не бывшим в употреблении, удовлетворяющим ГОСТу 982—56 и
с пробивным напряжением не ниже 35 кв (при испытании в
стандартном разряднике).
Порядок взятия пробы и испытания масла производится
согласно соответствующим инструкциям.
Примечание. Во время доливки масла должна быть исключена
всякая возможность попадания в трансформатор влаги, пыли и т. п.
По окончании доливки крышка трансформатора с
уплотняющей прокладкой снова ставится на место.
Перед навинчиванием гаек резьба специальных болтов-
якорьков", при помощи которых осуществляется механическое
крепление крышки, должна быть смазана, затяжку гаек-„якорь-
ков" производить гаечным ключом с регулируемым крутящил
моментом так, чтобы крутящий момент не превышал 1 кем.
22. Затем следует проверить уплотнения, т. е. выяснить, не
просачивается ли масло между цоколем и покрышкой и между
покрышкой и крышкой; следует проверить уплотнения выводов,
маслоуказателя и заглушки отверстия, расположенного против
отверстия, через которое проходит корпус маслоуказателя;
необходимо проверить уплотнение масловыпускателя в цоколе. В
случае обнаружения просачивания масла следует осторожно
подтянуть соответствующие болты и гайки.
При этом болты механического крепления покрышки следует
подтягивать постепенно, один за другим, на небольшую
величину (за один прием не более чем на Vie оборота).
Подтягивание только одного из болтов недопустимо, так как
неравномерный затяг болтов может привести к поломке
покрышки.
23. Необходимо проверить также уплотнение между
крышкой и гайкой дыхательного клапана. В случае ослабления
уплотнения гайку необходимо подтянуть.
24. Следует также осмотреть выводы первичной обмотки и
проверить состояние контактных площадок.
- 25. В случае обнаружения повреждений покрышки или
серьезных повреждений других деталей, а также при
невозможности остановить просачивание масла сквозь уплотнения
подтягиванием болтов и гаек, трансформатор надлежит послать на
завод для переборки или замены.
IV. МОНТАЖ ТРАНСФОРМАТОРА
26. Трансформаторы ТФНДПОМ должны быть установлены
на жесткой горизонтальной площадке или же на рельсах,
укрепленных на этой площадке. В площадке должно быть отверстие
8

для прохода кабеля и штыри или упоры для прикрепления
цоколя трансформатора к площадке, чтобы избежать
возможных перемещений его от ветра или от динамических усилий при
коротком замыкании в сети.
Примечание. Штыри и упоры для крепления трансформатора в
комплект, поставляемый заводом, не входят.
27. Устанавливать трансформатор следует так, чтобы выводы
первичной обмотки не испытывали изгибающих усилий от
подводящих шин.
Рис. 3. Схемы переключений первичной обмотки: А — меньший коэффициент
трансформации; Б — больший коэффициент трансформации
28. Перед присоединением к трансформатору шин или
проводов все контакты трансформатора должны быть тщательно
очищены от грязи и окислов.
29. Подвод кабеля к выводам вторичной обмотки
осуществляется через специальную муфту, в которой производится
разделка кабеля. Муфта рассчитана на кабель диаметром не
более 25 мм. После разделки концов кабеля муфта заливается
компаундом.
30. Секции первичной обмотки соединяются на заводе обычно
параллельно, т. е. на больший коэффициент трансформации
(рис. 3). Если желательно использовать трансформатор на
меньший коэффициент трансформации, секции необходимо
переключить на последовательное соединение. Переключение секции
производится следующим образом:
а) снимается крышка трансформатора;
б) снимаются планки, прижимающие два гибких
переключаемых конца обмоток (они заканчиваются гнутыми планками,
предохраняющими концы от „распушивания"); эти концы под-
9

соединяются согласно одной из схем, имеющихся на табличках,
помещенных на внутренней стороне крышки трансформатора;
в) устанавливается на место крышка с уплотняющей
прокладкой.
Примечание. При открытой крышке должна быть исключена всякая
возможность попадания внутрь трансформатора пыли, влаги и т. д.
31. Цоколь трансформатора необходимо заземлить, для чего
шину заземления следует присоединить к имеющемуся на нем
болту с меткой „3".
V. ПОДГОТОВКА К ЭКСПЛУАТАЦИИ
32. Перед включением трансформатору на рабочее напряже
ние следует осмотреть его еще раз, причем особое внимание
обратить на чистоту покрышки и качество контактных
соединений.
33. Уровень масла должен соответствовать данным,
указанным в п. 20.
34. Кроме того, необходимо взять пробу масла. Масло для
пробы следует брать из масловыпускателя, для чего с
последнего нужно снять глухую гайку и слегка вывернуть болт так,
~чтобы из небольшого отверстия в нижней части
масловыпускателя потекло масло. Вывинчивать болт до конца не следует.
Порядок взятия пробы должен соответствовать инструкциям.
Масло должно удовлетворять требованиям, указанным в п. 21.
Если масло не удовлетворяет этим требованиям, необходимо
произвести замену масла по специальной заводской инструкции,
которую следует запросить у завода-
35. Недопустимо включение в сеть не заполненного маслом
трансформатора.
VI. ПРАВИЛА ЭСПЛУАТАЦИИ
36. Трансформатор должен все время содержаться в чистоте.
Необходимо периодически обтирать покрышки от пыли, копоти
и т. д. (при отключенном от сети трансформаторе).
37. Уровень масла не должен выходить за пределы стекла
маслоуказателя при температуре окружающего воздуха
выше —35° С.
38. Не менее двух раз в год следует производить осмотр
трансформатора и брать пробу масла, причем пробивное
напряжение масла должно быть не ниже 30 кв (при испытании
согласно п. 21), а тангенс угла диэлектрических потерь — не
выше 0,009 при 20° С и напряжении 1 кв.
10

Примечание. Пробу масла брать лишь после отключения
трансформатора от сети
39. Во время работы трансформатора тока вторичные
обмотки его должны быть всегда замкнуты на приборы или
закорочены. В противном случае при прохождении тока по первичной
обмотке на разомкнутых концах вторичной обмотки возникает
напряжение, опасное для обслуживающего персонала и
изоляции вторичной обмотки. При размыкании вторичной обмотки
включенного трансформатора его сердечник может
намагнититься, вследствие чего возрастут погрешности
трансформатора. В таких случаях для получения гарантированной точности
сердечник следует размагнитить.
40. Все результаты осмотров трансформатора, а также
оезультаты проб масла должны заноситься в журнал, ведущийся
а каждой станции или подстанции.
Внешторгиздат — Л0-1545
Тип № 7 ЛСНХ Зак 211


                

Трансформатор тока типа ТФНД-110М

Инструкция на трансформаторы тока типа ТФНД-110М

Трансформатор тока типа ТФНД-110М
На 110 кВ, 50-100 ÷ 400-800 А.
Инструкция по монтажу и эксплуатации

Трансформаторы тока типа ТФНД-110М на 110 кВ, представляют собой опорные трансформаторы, предназначенные для установки на открытых подстанциях в сетях переменного тока напряжением 110 кВ при частоте 50 гц.
Трансформаторы пригодны также для работы при частоте 60 гц без ухудшения характеристик.
Номенклатурное обозначение трансформатора тока составляется по следующей схеме: тип – обозначение сердечника – номинальный первичный ток (оба значения).
Например: ТФНД110М-Д/Д/0,5–50–100.
Тип данного трансформатора расшифровывается таким образом: Т – трансформатор тока, Ф – в фарфоровой покрышке, Н – наружной установки, Д – для дифференциальной защиты, 110 – напряжение в киловольтах, М – модернизированный.
Эти трансформаторы имеют обмотки восьмерочного типа, расположенные в фарфоровой покрышке изолятора, которая установлена на цоколе и заполнена трансформаторным маслом. Верхняя часть фарфоровой покрышки служит масло-расширителем, допускающим колебания уровня масла, вызванные изменением температуры; в нее же встроен переключатель первичной обмотки.
Колебания уровня масла можно наблюдать по масло-указателю, сообщающемуся с масляной емкостью в покрышке.
Выводы первичной обмотки проходят сквозь отверстия в верхней части покрышки. Выпуск масла из покрышки производится через масло-выпускатель, помещенный на цоколе трансформатора. Крепление покрышки к цоколю и крышки к покрышке – механическое, т. е. без применения цементирующих составов, причем уплотнение достигается за счет эластичных прокладок.
Первичная обмотка выполняется из двух одинаковых секций, соединяемых последовательно или
параллельно, благодаря чему каждый трансформатор имеет два номинальных первичных тока, находящихся в отношении 1 : 2.
Переключение с одного коэффициента трансформации на другой производится только после отключения трансформатора тока от сети.
Выводы первичной обмотки, имеющие метки Л1 и Л2, представляют собой лопатки с четырьмя отверстиями под болты для крепления подводящих проводов.
Выводы вторичной обмотки помещаются в коробке выводов, встроенной в цоколь, и имеют метки И1 и И2. В коробке выводов расположен также вывод заземления «3», предназначенный для изменения тангенса угла диэлектрических потерь внутренней изоляции трансформатора. К нему присоединены провода заземления всех трех сердечников.
Снизу к коробке выводов пристроена кабельная муфта для разделки кабеля, идущего от приборов к выводам вторичной обмотки трансформатора.
Каждой паре вторичных выводов соответствует щиток, установленный на плите цоколя. На щитках указаны основные технические данные и заводские номера.
Для автоматического уравновешивания давления внутри трансформатора при колебаниях уровня масла на крышке трансформатора установлен дыхательный клапан.

Содержание

1. Краткое описание трансформаторов тока ТФНД-110М
2. Основные технические данные трансформаторов тока ТФНД-110М
3. Транспортировка и предварительный осмотр трансформатора до монтажа
4. Монтаж трансформатора
5. Подготовка к эксплуатации
6. Правила эксплуатации трансформаторов тока ТФНД-110М
Рисунок 1. Общий вид трансформатора тока типа ТФНД-110М
Рисунок 2. Вид на цоколь сверху
Рисунок 3. Схемы переключений первичной обмотки трансформаторов тока ТФНД-110М

Источник

64841-16: Трансформаторы тока ТНДМ-110, ТНД-110

Трансформаторы тока ТФНД предназначены для преобразования силы переменного тока и передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и управления в электрических установках переменного тока частотой 50 Гц.

Производитель / Заявитель

ПО «Уралэлектротяжмаш», г.Екатеринбург

Скачать

Применение

Трансформаторы тока ТФНД предназначены для преобразования силы переменного тока и передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и управления в электрических установках переменного тока частотой 50 Гц.

Подробное описание

Принцип действия трансформаторов тока ТФНД основан на явлении электромагнитной индукции переменного тока.

Трансформаторы тока ТФНД (далее — трансформаторы) изготовлены в период с 1955 г. по 1989 г. Являются однофазными трансформаторами, состоящими из первичной и вторичной обмоток, помещенных в фарфоровую покрышку, заполненную трансформаторным маслом. В качестве маслорасширителя используется верхняя часть фарфоровой покрышки. Колебания уровня масла контролируют с помощью маслоуказателя, установленного в верхней части крышки. Основание трансформаторов представляет собой металлический сварной цоколь, с одной стороны которого расположена клеммная коробка.

Крепление фарфоровой покрышки к основанию механическое.

Таблица 1 — Основные метрологические и технические характеристики трансформаторов тока ТФНД

Источник

Трансформаторы тока ТФНД-110М-II

Картинка с сайта: tok.detektorpoligraf.ru

Трансформаторы тока ТФНД-110М-П (далее по тексту — трансформаторы тока) предназначены для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока промышленной частоты.

Скачать

Информация по Госреестру

Производитель / Заявитель

ПО «Запорожтрансформатор», Украина (изготовлены с 1969 по 1976 гг.), 69069, Украина, г. Запорожье, Днепропетровское шоссе, 3

Назначение

Трансформаторы тока ТФНД-110М-П (далее по тексту — трансформаторы тока) предназначены для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических цепях переменного тока промышленной частоты.

Описание

Принцип действия трансформаторов тока основан на явлении электромагнитной индукции переменного тока. Ток первичной обмотки трансформаторов тока создает переменный магнитный поток в магнитопроводе, вследствие чего во вторичной обмотке создается ток, пропорциональный первичному току.

Трансформаторы тока представляют собой опорную конструкцию. Выводы первичной обмотки расположены на верхней части трансформаторов тока. Выводы вторичной обмотки расположены на корпусе трансформатора тока и закрываются защитной металлической крышкой с целью ограничения доступа к измерительной цепи.

Общий вид средства измерений и схема пломбировки от несанкционированного доступа приведены на рисунке 1.

Программное обеспечение

Таблица 1 — Метрологические характеристики трансформаторов тока ТФНД-П0М-П

Источник

Тфнд 110м технические характеристики

Трансформаторы тока серии ТФЗМ наружной установки используется в открытых распределительных устройствах. Предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты и управления в установках переменного тока напряжением 33, 35, 66, 110, 132, 150, 220 и 500 кВ, частоты 50 или 60 Гц.
Трансформаторы опорной конструкции подразделяются на: одноступенчатые для номинальных напряжений 33-220 кВ и каскадные для номинального напряжения 500 кВ, с одной вторичной обмоткой для измерения и с одной или несколькими вторичными обмотками для защиты, с одним или несколькими коэффициентами трансформации, получаемыми путем изменения числа витков первичной или вторичной обмоток. Трансформатор состоит из первичной и вторичной обмоток, собранных в единый комплект, закрепленный в металлической подставке, с помощью которой вторичные обмотки установлены на цоколе. Первичная обмотка и комплект вторичных обмоток изолированы друг от друга бумажно-масляной изоляцией и помещены в фарфоровую покрышку, заполненную трансформаторным маслом.
трансформаторов, предназначенных для работы с двумя и тремя коэффициентами трансформации, предусмотрена возможность переключений на первичной обмотке путем соединения шин наружными или внутренними перемычками, на вторичной стороне (ТФЗМ33А Т1, ТФЗМ110Б-III У1, ТФЗМ110Б-III ХЛ1, ТФЗМ110Б-IV У1, ТФЗМ110Б-IV ХЛ1, ТФЗМ110Б-IV Т1) путем присоединения к необходимым выводам вторичной обмотки. Верхняя цилиндрическая часть трансформаторов представляет собой расширитель для масла, который обеспечивает компенсацию его температурных изменений.
Для наблюдения за уровнем масла установлен маслоуказатель. На крышке трансформатора имеется воздухоосушитель, предотвращающий свободный доступ воздуха в трансформатор и являющийся влагопоглощающим фильтром.
Опорой трансформаторов, на которой монтируются элементы конструкции, является цоколь, на котором предусмотрен болт заземления. Крепление фарфоровой покрышки к цоколю механическое. Уплотнение соединений достигается за счет прокладок из маслостойкой резины. Слив и отбор проб масла осуществляется через масловыпускной патрубок. Коробка выводов вторичных обмоток расположена на одной из стенок цоколя. В нижней части коробки выводов находятся отверстия для установки кабельной муфты, которая рассчитана для разделки в ней концов подводимого кабеля диаметром не более 25 мм. Табличка с паспортными данными трансформатора, электрическими схемами и техническими данными вторичных обмоток расположена на цоколе.
Для трансформаторов ТФЗМ220Б-III У1, ТФЗМ220Б-III ХЛ1, ТФЗМ500Б-I У1, ТФЗМ500Б-I ХЛ1, ТФЗМ500Б-II У1 предусмотрен экран, обеспечивающий стабильность разрядных характеристик и координации разрядного напряжения. Трансформаторы на напряжение 500 кВ выполнены в виде двух ступеней: нижней и верхней. Верхняя ступень состоит из первичной и вторичной обмоток, имеет цоколь для соединения с нижней ступенью и общий для двух ступеней расширитель для масла. Нижняя ступень имеет: первичную и четыре вторичных обмотки; два цоколя: верхний для соединения с верхней ступенью и нижний временный расширитель на время транспортирования и хранения. Между выводами промежуточных обмоток устанавливается разрядник вентильный, предназначенный для защиты изоляции от токов неудаленных коротких замыканий. Трансформатор типоисполнения ТФЗМ500Б-II У1 имеет конструкцию, допускающую установку неподвижных контактов подвесного разъединителя и заземлителя.

ТФЗМ Х-Х-Х/Х-Х/Х Х:

Т — трансформатор тока;
Ф — фарфоровая покрышка;
З — вторичная обмотка звеньевого типа;
М — маслонаполненный;
Х — номинальное напряжение, кВ;
Х — категория электрооборудования по степени загрязнения внешней изоляции (А, Б, В);
Х — номер конструктивного варианта исполнения;
Х — номинальный класс точности;
Х — номинальный первичный ток, А;
Х — номинальный вторичный ток, А;
Х — климатическое исполнение (У, ХЛ, Т) и категория размещения (1) по ГОСТ 15150-69.

Картинка с сайта: tok.detektorpoligraf.ru

Трансформаторы тока ТФНД-110М-11 (далее — трансформаторы) предназначены для передачи сигнала измерительной информации средствам измерений, устройствам защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических установках переменного тока промышленной частоты.

Скачать

Информация по Госреестру

Производитель / Заявитель

ПО «Запорожтрансформатор», Украина, г.Запорожье

Назначение

Трансформаторы тока ТФНД-110М-11 (далее — трансформаторы) предназначены для передачи сигнала измерительной информации средствам измерений, устройствам защиты, автоматики, сигнализации и управления в электрических установках переменного тока промышленной частоты.

Описание

Трансформаторы относятся к классу измерительных преобразователей. Принцип действия трансформаторов основан на преобразовании силы переменного тока посредством электромагнитной индукции при неизменной частоте и без существенных потерь мощности.

Трансформаторы являются однофазными, состоящими из первичной и вторичной обмоток, помещенных в фарфоровую покрышку, заполненную трансформаторным маслом. В качестве маслорасширителя используется верхняя часть фарфоровой покрышки. Колебания уровня масла контролируют с помощью маслоуказателя, установленного в верхней части крышки. Основание трансформаторов представляет собой металлический сварной цоколь, с одной стороны которого расположена клеммная коробка.

Крепление фарфоровой покрышки к основанию механическое.

Общий вид трансформаторов с обозначением места пломбирования от несанкционированного доступа и места нанесения знака поверки представлен на рисунке 1.

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики трансформаторов представлены в таблице 1.

Таблица 1 — Метрологические и технические характеристики трансформаторов

Номинальный первичный ток /1ном, А

Номинальный вторичный ток /2ном, А

Номинальное напряжение ином, кВ

Наибольшее рабочее напряжение, кВ

Количество вторичных обмоток для измерений

Класс точности вторичных обмоток для измерений

Номинальная вторичная нагрузка ^2ном с индуктивно-активным коэффициентом мощности cos ф2=0,8, В-А

Номинальная частота переменного тока, Гц

Номинальный коэффициент безопасности КБном вторичных обмоток для измерений, не более

Габаритные размеры, (длинахширинахвысота), мм, не более

Масса, кг, не более

Рабочие условия измерений:

— температура окружающего воздуха, °С

— относительная влажность воздуха при температуре окружающего воздуха +30 °С, %

Средняя наработка на отказ, ч

Знак утверждения типа

наносится методом трафаретной печати на табличку технических данных трансформатора и типографским способом на титульный лист паспорта.

Комплектность

Комплектность трансформаторов представлена в таблице 2.

Таблица 2 — Комплектность трансформаторов

Трансформатор тока ТФНД-110М-11, зав. №№ 1918, 1920, 1959

Поверка

осуществляется по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки». Основные средства поверки:

— трансформатор тока измерительный лабораторный ТТИ-5000.5 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27007-04);

— прибор сравнения КНТ-05 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37854-08);

— магазин нагрузок МР3027 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 34915-07).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, и (или) в паспорт, и (или) на корпус трансформаторов.

Трансформаторы тока ТФНД предназначены для преобразования силы переменного тока и передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и управления в электрических установках переменного тока частотой 50 Гц.

Производитель / Заявитель

ПО «Уралэлектротяжмаш», г.Екатеринбург

Скачать

Применение

Трансформаторы тока ТФНД предназначены для преобразования силы переменного тока и передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и управления в электрических установках переменного тока частотой 50 Гц.

Подробное описание

Принцип действия трансформаторов тока ТФНД основан на явлении электромагнитной индукции переменного тока.

Трансформаторы тока ТФНД (далее — трансформаторы) изготовлены в период с 1955 г. по 1989 г. Являются однофазными трансформаторами, состоящими из первичной и вторичной обмоток, помещенных в фарфоровую покрышку, заполненную трансформаторным маслом. В качестве маслорасширителя используется верхняя часть фарфоровой покрышки. Колебания уровня масла контролируют с помощью маслоуказателя, установленного в верхней части крышки. Основание трансформаторов представляет собой металлический сварной цоколь, с одной стороны которого расположена клеммная коробка.

Крепление фарфоровой покрышки к основанию механическое.

Таблица 1 — Основные метрологические и технические характеристики трансформаторов тока ТФНД

Источник

Общие технические сведения по измерительным трансформаторам тока

Измерительные трансформаторы применяют в установках переменного тока для питания обмоток измерительных приборов, реле защиты и автоматики, приборов контроля, сигнализации и др.

Измерительные трансформаторы разделяют на трансформаторы тока (ТТ) и трансформаторы напряжения (ТН).

Трансформаторы тока бывают: катушечные (типы ТКЛ, ТК); проходные многовитковые (типы ТПФМ, ТПФМУ); проходные одновитковые (тип ТПОЛ); проходные шинные (тип ТПШФ) и др.

Некоторые типы трансформаторов тока выполняют с двумя сердечниками. Трансформаторы тока изготовляют следующих классов точности: 0,5; 1; 3; 10. Универсальные по использованию трансформаторы тока имеют номинальный вторичный ток 5 А. В некоторых трансформаторах тока сердечники, предназначенные для релейной защиты — дифференциальной и земляной, обозначаются соответственно буквами Р, Д или З.

Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению установки, где они должны быть включены, по номинальному току, номинальной мощности вторичной обмотки, коэффициенту трансформации и классу точности. Для того чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо его нагрузить приборами и проводкой во вторичной цепи на соответствующую классу точности мощность. Выбранный трансформатор тока проверяют на режим короткого замыкания (табл. 1— 5).

Таблица 1. Трансформаторы тока для внутренней установки

Номинальное напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Варианты исполнения вторичных обмоток

Класс точности или обозначение вторичной обмотки

Номинальная нагрузка, ВА, в классе точности

Источник

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие

«Российский государственный концерн по производству электрической

и тепловой энергии на атомных станциях»

(КОНЦЕРН «РОСЭНЕРГОАТОМ»)

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО КОНТРОЛЮ СОСТОЯНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА НА ОСНОВЕ ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО АНАЛИЗА РАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ (ХАРГ) В МАСЛЕ

РД ЭО 0597-2004

Дата введения 01.06.2006

1 НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящие методические указания относятся к системе контроля и диагностики состояния трансформаторов тока с бумажно-масляной изоляцией классов напряжения 110-750 кВ разных конструкций, установленных на объектах концерна. Особенности конструкций трансформаторов тока представлены в Приложении А.

РД вводится впервые.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ И ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА

2.1 Нормативные ссылки

— ГОСТ 7746-89 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

— РД 34.45-51.300-97. «Объем и нормы испытаний электрооборудования».

— РД 34.46.303-98. «Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов».

— РД 153-34.0-46.302-00. «Методические указания по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле трансформаторного оборудования».

— МЭК 60599:1999 «Эксплуатационное электрооборудование, заполненное минеральным маслом — руководство по интерпретации анализов растворенных и свободных газов».

— МЭК 60422:2003 «Руководство по контролю и обслуживанию минеральных изоляционных масел в электрическом оборудовании».

2.2 Список методической литературы

Методические указания по контролю изоляции электрооборудования под рабочим напряжением. АО «Техносервис-электро». М. 1996 г.

— Трансформатор тока серии ТФРМ классов напряжения 330-750 кВ. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ВЛИЕ.670105.002 ТО, 1986 г.

— Трансформатор тока серии ТФУМ. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ОВЛ 412.079 ТО, 1986 г.

— Трансформаторы тока. Трансформатор тока ТФКН-330. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ОВЛ 412.079 ТО. 1971. Запорожский завод высоковольтной аппаратуры (ЗЗВА).

— Трансформаторы тока серии ТФНД. Паспорт ОВЛ. 468.233. 1977. (ЗЗВА).

— Трансформатор тока серии ТФЗМ 110-500. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ВЛИЕ.670105.001 ТО. 1984. ЗЗВА.

— Трансформаторы тока 750 кВ типа ТРН-750 У1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ОВЛ 140.148 ТО. 1974. ЗЗВА.

— Программа комплексного обследования технического состояния трансформаторов тока типа ТФРМ-750, 1НИЦ. Д10.550.01, НИЦ «ЗТЗ-Сервис», 2000.

— Опорные маслонаполненные трансформаторы тока. Методика отбраковки. ОАХ 119.463.050, 1994, ВИТ (Запорожье, Украина).

— Документ СИГРЭ TF 15/12-01-11 Последние разработки по интерпретации ХАРГ, 2004.

3 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

3.1 Дефект

Несоответствие свойств и характеристик оборудования заданным, требуемым или ожидаемым его свойствам и характеристикам, определенным в технической документации. Такое несоответствие может приводить к ускоренному ухудшению состояния или отказу как самого оборудования, так и оборудования с ним связанного.

3.2 Дефектное состояние

Аномальное изменение состояния оборудования, приводящее к нарушению его функциональной работоспособности в заданных условиях эксплуатации.

3.3 Дефект, не обусловленный развивающимся повреждением

Несоответствие, приводящее к изменению состояния, при котором еще не происходит деструкция основных материалов и заметное образование продуктов деструкции (увлажнение, газонасыщение, окисление масла и др.) которые возможно восстановить посредством сушки, дегазации, регенерации и пр.

3.4 Развивающийся дефект (повреждение)

Отклонение, приводящее к необратимому изменению состояния (повреждению) с образованием газообразных, твердых и жидких продуктов деструкции, для устранения которого требуется частичный либо полный ремонт с заменой изоляции.

3.5 Развивающийся дефект, не приводящий непосредственно к нарушению функциональной работоспособности оборудования

Примером такого дефекта может быть возникновение аномального контура в магнитном потоке рассеяния и местный перегрев масла, старения масла и бумажно-масляной изоляции, не приводящее к значительному увеличению диэлектрических потерь в изоляционном остове.

3.6 Развивающийся дефект, приводящий к нарушению функциональной работоспособности оборудования

Примером такого дефекта могут быть разряды в конденсаторном остове.

3.7 Критическое дефектное состояние

Состояние оборудования, при котором неизбежен его отказ.

3.8 Критическое дефектное состояние, требующее немедленного вывода оборудования из работы

Состояние оборудования, при котором неизбежен его отказ с катастрофическими последствиями (взрывом и пожаром).

4 МЕХАНИЗМ ГАЗООБРАЗОВАНИЯ.

КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ГАЗЫ

Разрушение изоляционных материалов в маслонаполненном аппарате происходит вследствие локального выделения аномальной энергии, которое сопровождается образованием продуктов деградации, в том числе и газообразных, определяемых методом ХАРГ.

4.1 Разложение масла

Минеральные изоляционные масла представляют собой смесь различных углеводородных молекул, содержащих химические группы СН3, СН2 и СН, соединенные молекулярными связями углерод-углерод (С-С). Воздействие повышенной температуры и разрядов приводит к разрыву химических связей между отдельными атомами этих молекул. Разрыв связей углерод — углерод (С-С) и углерод — водород (С-Н) происходит с образованием нестабильных фрагментов молекул в форме активных радикалов, таких как H*,СН3*, СН2*,СН* или С*, которые, в результате быстрых рекомбинаций (объединяясь), образуют молекулы газов, таких как водород (Н-Н), метан (СН3-Н), этан (СН3-СН3), этилен (СН2=СН2), ацетилен (СН=СН). Другими продуктами разложения масла являются углеводородные газы С3, С4, С5, жидкие продукты, твердые частицы, в том числе частицы углерода, а также X-воски.

Состав газов и его изменения определяются энергией, выделяющейся в зоне дефекта.

Наименьшая энергия требуется для разрыва наиболее слабой связи С-Н, что происходит, например, при воздействии частичных разрядов. В результате разрыва связи и рекомбинации образуется преимущественно водород.

Разрыв связей С-С приводит к образованию насыщенных углеводородных газов метана, этана, пропана.

Разрыв двойных связей С=С обуславливает образование этилена, что требует выделения более высокой энергии.

Образование ацетилена, газа с тройной связью между атомами углерода, требует воздействия температуры выше 800 °С либо разрядов большой мощности.

Выделение частиц углерода происходит при температуре 500-800 °С и особенно заметно при возникновении дугового разряда в масле.

4.2 Местный нагрев в масле

Состав газов и скорость выделения газов при местном нагреве металла и пиролиза масла, например, при перегреве плохого контакта, зависит от температуры в месте нагрева и нагреваемой площади. Соответственно, определенное температурное воздействие вызывает характерное распределение газов, что позволяет однозначно идентифицировать дефект.

4.3 Старение масла

Нагрев больших объемов масла до сравнительно невысоких температур приводит к его окислительному старению. При старении масла в нем образуются преимущественно окись (СО) и двуокись углерода (СО2), сопровождаемые поглощением кислорода и выделением незначительных количеств воды.

4.4 Газовыделение из новых масел

В некоторых новых маслах возможно заметное выделение газов при воздействии рабочих температур, что связано с наличием нестабильных молекул.

Выделение газов может быть результатом термической обработки, например, в процессе пропитки изоляции маслом. В большинстве случаев основным побочным газом является водород, но в некоторых маслах наблюдается преимущественное выделение метана и этана, а также окиси и двуокиси углерода. Другой причиной выделения газов может быть воздействие повышенной напряженности электрического поля, например, при испытаниях трансформаторов тока одноминутным напряжением и повышенная тенденция газовыделения масла в электрическом поле.

4.5 Разложение целлюлозных материалов

Старение целлюлозных материалов происходит под действием трех механизмов: окисления с выделением воды и кислот; гидролиза, вызывающего разрыв межмолекулярных связей (деполимеризацию) и выделение воды и фурановых соединений; и пиролиза, протекающего при температуре выше 120-130 °С, также вызывающего деполимеризацию изоляции и выделение воды, фурановых соединений, СО, СО2 и кислот.

5 КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ГАЗЫ

Обязательный спектр газов:

Рекомендуемые дополнительные газы:

Хроматографический анализ растворенных газов в масле трансформаторов тока выполнять в соответствии с «Методическими указаниями по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов».

6 ТИПЫ ДЕФЕКТОВ В ТРАНСФОРМАТОРНОМ ОБОРУДОВАНИИ

Понятие бездефектного трансформатора определяется техническими требованиями в отношении предельно-допустимых термических и электрических воздействий, а также состоянием оборудования, при соблюдении которого газы в нем, кроме ацетилена, образуются на уровне не выше 2-3 кратного предела их обнаружения.

Дефектное состояние трансформатора может быть определено посредством измерения продуктов деградации, главным образом, газов которые являются результатом аномального рассеяния энергии. Вид аномального процесса: нагрев (пиролиз масла), частичные разряды, искрение или дуга обуславливает различные виды химической деградации молекул масла и соответственно характерно отличающийся состав газов.

С учетом рекомендаций МЭК и СИГРЭ аномальные процессы в маслонаполненном трансформаторном оборудовании, вызывающие деградацию материалов и соответствующие виды дефектов, подразделяются и кодируются следующим образом:

Т1 — Термический дефект в диапазоне температур 150°С < Т < 300 °С

Преимущественно образуются насыщенные углеводородные газы, требующие минимальной энергии. Характерными газами являются пропан, метан, водород. Информативным газом, позволяющим выявить нагрев в таком диапазоне температур, может быть бутен-1, концентрация которого может достигать до 90% от всех образующихся газов. По мере роста температуры растет относительное количество этилена.

Т2А — Термический дефект в диапазоне температур 300 °С < Т < 500 °С

Скорость образования газов увеличивается. Концентрация этилена относительно насыщенных углеводородных газов — метана, этана и водорода, с ростом температуры растет быстрее и при температуре 400-500 °С и выше этот газ является характерным.

Т2Б — Термический дефект в диапазоне температур 500 °С < Т < 700 °С

Происходит увеличение скорости выделения газов, изменение состава газов (группа этилена), образование твердых продуктов деградации (углерод).

Т3 — Термический дефект в диапазоне температур Т > 700 °С

Увеличивается скорость образования этилена. Энергии при температуре выше 700 °С достаточно для образования незначительных количеств ацетилена. Относительная концентрация этана значительно снижается. При температуре выше 800 °С увеличивается скорость образования ацетилена. Возможно интенсивное выделение пузырьков газа.

ЧР — Частичные разряды в масле

Частичные разряды сопровождаются выделением водорода, который является характерным газом, и в значительно меньшем количестве метана. Этилен и этан при этом присутствуют в следовых количествах. Рост интенсивности частичных разрядов сопровождается увеличением относительной концентрации этилена и этана и появлением следов ацетилена. В маслах с высоким содержанием парафиновых углеводородов возможно образование x-восков — желеобразных продуктов разложения масла.

Р1 — Разряды в масле малой энергии

При интенсивном искрении, при заметном увеличении в первую очередь концентрации ацетилена и в меньшей степени этилена и этана, характерным газом остается водород.

Р2 — Разряды в масле большой энергии (дуговые разряды)

При дуговом разряде в масле образуются преимущественно водород (60-65 %) и ацетилен (25-28 %), а также некоторое количество этилена (5-6 %), метана (3-4 %) и этана (<0,5 %).

Pи — разряд по поверхности и в толще изоляции (ползущий разряд)

Характеризуется заметно большим выделением энергии по сравнению с разрядом в масле и газовым составом электрического и термического характера с преимущественным выделением водорода, метана, а также этилена и ацетилена.

Разрушение изоляции сопровождается также образованием СО и СО2

ТИ — пиролиз (перегрев) целлюлозной изоляции

Нагрев целлюлозной изоляции до температуры 130-150 °С ведет к образованию газов СО и СО2 и при температуре 300 °С заканчивается полной карбонизацией.

7 ДИАГНОСТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ РАСТВОРЕННЫХ В МАСЛЕ ГАЗОВ

7.1 Характерные газы

Н2 — характеризует частичные разряды в масле.

СН4, С2Н6, С3Н8, С4Н8 — характерные газы при пиролизе масла при 150-300 °С.

С2H4 — симптом перегрева масла от 350 — 500 °С с возможным образованием углерода.

С2Н2 — возникновение перегрева с температурой 800-1200 °С (сопровождается выделением этилена и других углеводородов), образование пузырьков газа, сильные разряды или дуга в масле (сопровождается выделением водорода).

СО, СО2 — указывают на деструкцию целлюлозной изоляции или окислительного старения масла. Разрушение целлюлозы сопровождается выделением фурановых производных.

7.2 Характерные отношения газов

СН4/Н2 — частичные разряды

Для случаев, когда водород и метан являются ключевыми газами, это отношение указывает на наличие частичных разрядов. Величина отношения составляет 0,1 и менее. Как вспомогательное, это отношение используется при диагностировании термических дефектов, при которых оно больше 1.

С2Н2/С2Н4 — разряды, дуга

Отношение указывает на наличие разрядов средней и большой мощности, достаточной для образования ацетилена в заметных количествах. При таких дефектах величина отношения больше единицы и растет с ростом мощности разрядов. Для устойчивого дугового разряда значение отношения достигает пяти.

СО2/СО — разрушение целлюлозы

Отношение окислов углерода может быть индикатором разрушения целлюлозной изоляции. При термическом повреждении бумаги с температурой в зоне дефекта менее 150 °С это отношение превышает десять, а при температурах превышающих 250 °С, меньше трех. Отношение дает достоверные результаты при достаточно высоких концентрациях этих газов, не менее 5000 мкл/л СО2 и 500 мкл/л СО. При этом процесс сопровождается выделением фуранов.

Оба газа образуются не только в результате термического повреждения бумаги, но и при старении масла, особенно в негерметичном оборудовании со свободным доступом кислорода.

O2/N2 — герметизация

Эти газы могут попадать в масло или в результате прямого контакта с воздухом в негерметичном оборудовании, или при нарушении герметичности в герметичном оборудовании.

При условии достижения равновесной растворимости кислорода и азота, отношение этих газов в масле отражает состав воздуха и приблизительно равно 0,5.

7.3 Скорость образования газов

Скорость образования газов определяется в мкл/л (объем)/час, сутки, месяц, год; мл/час, сутки, месяц, год.

Количество газов, образующихся при ЧР, искрении, скользящих и ползущих разрядах зависит от типа дефекта и типа масла. Ориентировочно на 1 кДж энергии при воздействии ЧР в масле выделяется 20-50 мл газа, а при ползущем разряде более 100 мл газа.

Скорость выделения газа при перегреве бумаги значительно повышается при температуре выше 130-140 °С.

8 МЕХАНИЗМ ПОВРЕЖДЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

С БУМАЖНО-МАСЛЯНОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ

Различаются два типичных механизма:

8.1 Ионизационный пробой

Возникает в ослабленном месте, чаще всего из-за наличия пузырьков воздуха, в виде критической ионизации. При наличии достаточно большой энергии происходит разрушение материалов, выделение газов. Потери на ионизацию обуславливают рост измеряемого тангенса угла диэлектрических потерь с увеличением испытательного напряжения. В то же время измерения при напряжении 10 кВ обычно не указывают на наличие дефекта. Пробой развивается в течение десятков (иногда нескольких сотен) часов.

Эффективные диагностические характеристики: величина кажущегося заряда ЧР, частота их повторения и особенно энергия ЧР при непрерывном контроле; ХАРГ, особенно пробы с верхней части трансформатора, а также измерение tgδ и емкости изоляции остова при рабочем напряжении и прироста tgδ при увеличении напряжения.

Этот вид повреждения оказывается более характерным для рымовидных конструкций.

8.2 Тепловой пробой

Возникает в зоне повышенных диэлектрических потерь из-за термической нестабильности бумажно-масляной массы, обусловленной наличием остаточной влаги или ее образованием, а также образованием полярных продуктов старения.

Процесс вызывает повышение диэлектрических потерь, особенно при повышении температуры, а также рост температуры.

Внутренняя температура 140-150 °С может рассматриваться как граница между работоспособным и опасным состояниями.

Повреждение может развиваться годами, но резко ускориться после изменения условий (например, повышения температуры) и затем развиться до пробоя в течение сотен (десятков) часов.

Развитие повреждения сопровождается выделением продуктов перегрева изоляции. Ионизация и сопутствующие явления (рост интенсивности ЧР, газовыделение) возникают преимущественно на завершающей стадии.

Соответственно, наиболее эффективными диагностическими характеристиками являются изменение тангенса угла потерь при рабочих условиях; увеличение температуры, а также продукты старения и пиролиза масла и перегрева изоляции.

Этот вид повреждения оказывается более характерным для U-образных конструкций ТТ.

9 ВЫЯВЛЕНИЕ ДЕФЕКТОВ В ТРАНСФОРМАТОРАХ ТОКА С ПОМОЩЬЮ ХАРГ

9.1 Характерные дефекты в трансформаторах тока, выявляемые ХАРГ представлены в таблице 1.

Таблица 1

9.2 Диагностические сценарии развития дефектов

9.2.1 Тепловой пробой: увеличение tgδ основной изоляции — увеличение tgδ при повышении температуры, повышение tgδ масла — повышение температуры поверхности — резкий рост tgδ и температуры, выделение продуктов деструкции целлюлозы (СО, СО2, фурфурол) — саморазогрев — появление ЧР — выделение газов.

9.2.2 Ионизационный пробой: возникновение и прогрессирующий рост ЧР (до 1000-3000 пКл) — приращение tgδ основной изоляции с ростом испытательного напряжения — выделение газов (преимущественно Н2) — резкий рост интенсивности ЧР, сопровождающийся ростом tgδ при пробое изоляции между обкладками и выделением газов.

Характерными газами являются Н2 (ключевой газ), СН4 и СО, сопутствующие повреждению изоляции.

Концентрации газов в пробах из верхней части трансформатора тока обычно существенно выше, чем в пробах их нижней части.

9.2.3 Старение масла и бумажно-масляной массы изоляции: характеризуется ростом СО2 и СО.

9.2.4 Повреждение изоляции линейного вывода разрядами: характеризуется появлением в масле ацетилена и сопровождается резким снижением сопротивления изоляции, а также возникновением высокочастотных колебаний напряжения, сопутствующих обычно коммутациям разъединителя.

10 ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТЬ ДИАГНОСТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК

Выделение газов происходит на стадии рассеяния аномальной энергии, обусловленной возникновением разрядов или диэлектрического перегрева. Отсюда следует, что для трансформаторов тока анализ газов является, как правило, вторичной диагностической процедурой, подтверждающей опасность явления и распознающей его механизм.

В таблице 2 показаны наиболее чувствительные диагностические характеристики, определенные по данным ресурсных испытаний трансформаторов тока 330-500 кВ.

Таблица 2 — Симптомы развития характерных дефектов в трансформаторах тока по данным ресурсных испытаний

11 БЕЗДЕФЕКТНЫЙ ТРАНСФОРМАТОР ТОКА

Бездефектное состояние трансформатора тока при расчетных условиях работы характеризуется уровнем частичных разрядов не более 10 пКл, а tgδ основной изоляции — не более 0,35% при температурах 20-60° С. Уровень газов в бездефектном трансформаторе тока как правило не превышает значений, приведенных в таблице 3.

Таблица 3 — Типичный уровень концентраций газов в бездефектном трансформаторе тока

12 ДОПУСТИМОЕ СОДЕРЖАНИЕ ГАЗОВ В МАСЛЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

Граничные концентрации устанавливаются на базе опыта эксплуатации оборудования. Граничные значения концентраций газов в ТТ получают путем статистического анализа результатов профилактического контроля. В качестве граничного значения характеристики аппарата, сохраняющего функциональную работоспособность в эксплуатации без отказов и повреждений, принимают значение характеристики по интегральной функции распределения при F = 0,9 (т.е. у 90 % всех работающих аппаратов рассмотренной группы значения характеристики более низкие). Предполагается, что аппараты, в которых концентрации газов выше граничных значений, могут характеризоваться повышенным риском повреждения и требуют дополнительного обследования. Граничные концентрации газов для трансформаторов тока в эксплуатации приведены в таблице 4.

Таблица 4 — Граничные концентрации растворенных в масле газов в трансформаторах тока, находящихся в эксплуатации

13 ВЛИЯНИЕ РАЗНЫХ ФАКТОРОВ НА УРОВЕНЬ КОНЦЕНТРАЦИЙ И СОСТАВ ГАЗОВ

13.1 Тип масла

Большая часть трансформаторов тока серии ТРН залита маслом ТКп. Трансформаторы тока серии ТФРМ до 1986 года заливались преимущественно маслом Т-750, а после 1986 года маслом ГК. Масла с повышенным составом ароматических углеводородов (ТКп, Т-750) характеризуются склонностью к ускоренному окислению в условиях влияния электрического поля более высокой напряженности, чем в силовых трансформаторах. Соответственно, развитие процессов, связанных с прогрессирующим ростом диэлектрических потерь в трансформаторах тока, которые залиты такими маслами, является более вероятным. Масло ГК более стойко к окислительному старению, но имеет тенденцию к образованию большего количества газов, особенно Н2.

13.2 Тип оборудования

В трансформаторах тока серии ТФЗМ вероятные повреждения связаны в основном с развитием частичных разрядов в масле, а также с нагревом контактов. Коды дефектов ЧР, Р1, Т1.

В трансформаторах тока серии ТФУМ более вероятными являются дефекты, связанные с диэлектрическим нагревом, особенно в зоне установки магнитопровода. Код дефекта Т1. Ионизационные процессы в трансформаторах тока серии ТФУМ могут иметь место при резком снижении электрической прочности изоляционной системы, например при повышении влагосодержания, при попадании воздуха, или при загрязнении поверхности проводящими частицами. Коды дефектов ЧР, Р1, Р2.

В трансформаторах тока серии ТФРМ более вероятными являются дефекты, связанные с ионизационными процессами.

13.3 Срок службы

Зависимость роста концентрации газов от времени эксплуатации существует и для трансформаторов тока. Одной из причин роста концентрации газов в процессе эксплуатации трансформаторов тока является нормальное окислительное старение масла. При нормальном окислительном старении масла скорость нарастания газов незначительна и превышение предельно допустимых концентраций, приведенных в таблице 4, менее, чем за 5 лет эксплуатации, означает возникновение локального дефекта в оборудовании.

13.4 Периодичность контроля

Контроль содержания растворенных газов в масле трансформаторов тока класса напряжения 220 — 750 кВ должен выполняться в следующие сроки и при следующих условиях:

— после введения в работу (по согласованию с заводом изготовителем);

— после длительного (более 3 лет) хранения с целью оценки проникновения воздуха. Выполняется для герметичного оборудования;

— после 1 года эксплуатации (по согласованию с заводом изготовителем);

— один раз в 5 лет для нормально работающего оборудования;

— для идентификации дефекта при росте тангенса угла диэлектрических потерь изоляции остова или масла выше установленных норм;

— при снижении сопротивления изоляции линейных выводов ниже установленных норм;

— при обнаружении относительного повышения температуры при тепловизионном обследовании;

— при комплексном обследовании оборудования, а также при решении вопроса о продлении эксплуатации по истечении установленного срока службы.

14 ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ХАРГ

14.1 Концентрации отдельных газов для полученного результата ХАРГ сравнить с концентрациями, приведенными в таблице 4. Если концентрации ни одного из газов не превышают граничные концентрации, продолжить нормальную эксплуатацию. Если концентрация хотя бы одного из газов или нескольких газов превышает предельно допустимые концентрации, выполнить повторный анализ для подтверждения наличия дефекта в трансформаторе тока.

14.2 При подтверждении превышения граничных концентраций установить характер дефекта при помощи характерных газов и характерных отношений газов. Для уточнения характера дефекта использовать графический метод (РД 153-34.0-46.302-00, Приложение 3).

14.3 Сравнить полученные результаты с предыдущими данными, а также сданными, полученными на однотипном оборудовании.

14.4 Выполнить измерения диэлектрических и изоляционных характеристик изоляционной системы трансформатора тока. По результатам таких измерений и результатам ХАРГ оценить симптомы дефектного состояния. Определить влагосодержание масла и степень его старения.

14.5 Решение о возможности продолжения эксплуатации или выведения трансформатора тока из эксплуатации принимать на основании анализа всех результатов проведенных испытаний и измерений, а также конструктивных особенностей трансформаторов тока.

14.6 Обратиться за консультацией на завод изготовитель или в специализированную сервисную организацию.

Приложение А

(справочное)

ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

С учетом конструктивных особенностей трансформаторов тока диагностические подходы могут отличаться в зависимости от вида конструкции. Среди конструкций отечественного производства имеются три основных вида:

Звеньевая конструкция с изоляцией обмоток бумажно-масляного типа, рисунок А.1.

Рисунок А.1 — Общий вид звеньевой конструкции трансформатора тока

Трансформаторы тока серии ТФЗМ (старое обозначение — ТФНД) на напряжения классов 35, 110, 150 и 220 кВ в одноступенчатом исполнении и класса напряжения 500 кВ (старое обозначение — ТФНКД) — в двухступенчатом исполнении.

ТФЗМ в одноступенчатом исполнении конструктивно состоит из первичной и нескольких вторичных обмоток. Изоляция (ленты кабельной бумаги) нанесена поровну на первичную и вторичные обмотки, поэтому рабочее напряжение распределяется по изоляции обмоток равномерно.

Первичная обмотка выполнена из двух или четырех секций, соединяемых в зависимости от необходимого коэффициента трансформации тем или иным способом.

Защита масла — расширитель с воздухоосушительным фильтром. ТФЗМ-500 кВ состоит из двух отдельных ступеней, имеет один общий масло-расширитель, верхняя и нижняя ступени соединены маслопроводом

В конструкции ТФЗМ измерения tgδ основной изоляции (С1) практически не характеризуют состояние изоляции обмоток, поскольку можно оценить только небольшую часть бумажно-масляной изоляции между первичной и вторичной обмотками. Емкость С1 мала (см. таблицу А.1), так что измерения мостом весьма не точны. Кроме того, порой на результат измерений оказывают подавляющее влияние утечки на землю, что приводит к снижению значений tgδ, измеренных по нормальной схеме.

Соответственно, основным средством для оценки состояния изоляции этих ТТ являются характеристики масла и содержание газов в масле.

Таблица А.1

U-образная конструкция с изолированной первичной обмоткой, рисунок А.2.

Рисунок А.2 — Общий вид ТТ серии ТФУМ

Составляет основу парка трансформаторов тока 220-330 кВ, выпущенных в 60-х — начале 70-х гг.

Трансформаторы тока U-образной конструкции типа ТФУМ (обозначение до 83 года — ТФКН) представляет собой опорную конструкцию с U-образной первичной обмоткой с наложенной кабельно-конденсаторной изоляцией. Трансформаторы тока этого типа изготавливаются на токи 500, 1000 или 2000 А с секционной первичной обмоткой и четырьмя вторичными обмотками, находящимися в нижней части. Вышеуказанные номинальные токи обеспечиваются внешним соединением секций наружным переключателем.

Трансформаторы тока типа ТФКН производились в негерметичном исполнении (защита масла — расширитель с воздухоосушительным фильтром ), а ТФУМ — в герметичном.

Основная изоляция накладывается на первичную обмотку и выполняется из лент кабельной бумаги, разделенных конденсаторными обкладками из алюминиевой фольги на 14 основных слоев по 3,6 мм каждый. Поверх 14-й обкладки наложены тонкий слой кабельной бумаги и заземляемая конденсаторная обкладка (15-я обкладка). Последняя и предпоследняя обкладки в необходимых случаях могут быть использованы для измерения напряжения, в противном случае они заземляются.

Состояние изоляции ТФКН контролируется на трех изоляционных промежутках: С1 — основная изоляция между первичной обмоткой и предпоследней измерительной обкладкой, С2 — изоляция между предпоследней и последней обкладками (измерительный конденсатор) и С3 — изоляция между последней обкладкой и цоколем, включая масляный промежуток (наружные слои). На ТФУМ выводится только последняя обкладка, т.е., кроме С1, можно контролировать промежуток С3.

Расположение первичной изолированной обмотки по высоте трансформатора тока позволяет эффективно использовать термовизионный контроль при выявлении дефектов, связанных с ростом диэлектрических потерь.

Хорошие диагностические возможности конструкции позволяют эффективно контролировать состояние трансформатора тока непосредственно под напряжением.

ХАРГ для этой конструкции в большинстве случаев является дополнительным средством для идентификации опасности дефектов, выявленных, например, по результатам контроля диэлектрических потерь.

Рымовидная конструкция с изолированной вторичной обмоткой, рисунок А.3.

Рисунок А.3 — Общий вид конструкции ТТ серии ТФРМ

Трансформаторы тока типа ТРН и ТФРМ: ТФРМ (ТРН)-330; ТФРМ-500 и ТФРМ-750 (двухступенчатое исполнение). Основная бумажная изоляция с промежуточными конденсаторными обкладками накладывается на комплект вторичных обмоток с трубой-подставкой, придающей конструкции рымовидную форму.

Конструкция ТФРМ позволяет контролировать основную изоляцию между потенциальной обкладкой, соединенной с первичной обмоткой, и последней «0» обкладкой — промежуток С1, а также промежуток «0»-обкладка — цоколь», заземляемый при работе.

Кольцевая часть изоляции и обмотки располагаются в маслорасширителе.

ТФРМ изготавливают в герметичном исполнении. Герметизирующее устройство расположено в верхней части.

Конструкции трансформаторов тока имеют существенно отличающиеся узлы герметизации:

До 1976 г. (ТФРМ-330) и до 1978 г. (ТФРМ-500) защита масла осуществлялась с помощью силикагелевого осушителя. Соответственно, воздушные газы могли свободно проникать внутрь.

До 1983г. применялся узел герметизации в виде «мешка» из фторолоновой лакоткани в металлическом баке (Тип I). В этой конструкции доступ кислорода ограничен, однако наличие воздушной подушки обуславливает высокое содержание азота.

До 1987-88 гг. применялась «мембрана» (диафрагма) из фторолоновой лакоткани или литой резины, «лежащей» на масле (Тип II).

До 1992 г. устанавливалась «резиновая диафрагма» между верхним и нижним баками узла герметизации, причем масло под и над диафрагмой сообщалось через патрубки (Тип III).

С 1992 был увеличен объем расширителя, а также значительно расширены отверстия, через которые сообщалось масло между расширителем и баками узла герметизации.

Имеются также отличия в конструкции маслоотборных устройств.

Идентификация узла герметизации существенна для определения уровня надежности и может осуществляться по номеру и году выпуска трансформатора тока.

Особенности конструкции предопределяют неравномерное распределение газов по высоте трансформатора тока. В наиболее частом случае развития повреждения в изоляции трансформатора тока концентрация газов в верхней части значительно выше, чем в нижней.

Парк трансформаторов тока на блоках АЭС

В таблице А.2 дана информация о составе парка трансформаторов тока, установленных на блоках АЭС.

Таблица А.2

* Работают в классе напряжения 220 кВ.

Основу парка составляют ТТ серии ТФРМ. Звеньевая конструкция эксплуатируется в основном на Ново-Воронежской АЭС. Две группы ТФЗН-500 установлены на Балаковской АЭС взамен ТФРМ-500. Трансформаторы тока U-образной конструкции установлены на Кольской АЭС.