Испытания трансформаторов напряжения 6-500 кВ

Трансформаторы напряжения (ТН) классов 6-500 кВ предназначены для преобразования высокого первичного напряжения до стандартных значений 100 В, 100/√3 В или 100/3 В для питания измерительных приборов, счетчиков электроэнергии и устройств релейной защиты и автоматики (РЗА). От точности работы ТН зависит корректность коммерческого учета электроэнергии и правильность срабатывания защит. Согласно СТО 34.01-23.1-001-2017, требуется регулярный контроль метрологических характеристик и состояния изоляции трансформаторов напряжения.

Когда требуется испытание трансформаторов напряжения

Периодичность испытаний ТН по СТО 2017

Согласно СТО 34.01-23.1-001-2017 (раздел 12, таблица 12.1), трансформаторы напряжения классов 6-500 кВ подлежат испытаниям 1 раз в 4 года. Объем испытаний включает измерение сопротивления изоляции первичных и вторичных обмоток, испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты, проверку коэффициента трансформации, определение полярности выводов, измерение погрешности (класса точности) и внешний осмотр. Для ТН классов 110-500 кВ дополнительно проводится измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tgδ) изоляции. Дополнительные внеплановые проверки обязательны при истечении межповерочного интервала (4 года), после ремонта, при изменении условий эксплуатации и при подозрении на неисправность.

Внеплановые проверки и послеремонтный контроль

Внеплановые проверки трансформаторов напряжения проводятся при обнаружении несоответствия показаний приборов, при пересмотре схем учета электроэнергии, после коротких замыканий в первичных цепях и при срабатывании защит. Также проверка обязательна при вводе оборудования в эксплуатацию после длительного хранения (более 12 месяцев), после капитального ремонта смежного оборудования и при выявлении внешних признаков неисправности: трещины фарфорового покрытия, подтекание масла (для маслонаполненных ТН), следы перекрытия, повышенный нагрев корпуса.

Методы испытаний трансформаторов напряжения

Проверка коэффициента трансформации и полярности

Проверка коэффициента трансформации выполняется методом сравнения с эталонным трансформатором напряжения или с помощью переносного моста. Измерения проводятся на всех ответвлениях обмоток (если они предусмотрены конструкцией). Допустимое отклонение коэффициента трансформации от паспортного значения не должно превышать 0.5% для трансформаторов класса точности 0.5 и 1.0% для класса 1. Определение полярности выводов выполняется при первичном включении или после ремонта с помощью магнитоэлектрического прибора (гальванометра) — при подаче постоянного тока на первичную обмотку в момент включения стрелка гальванометра, подключенного к вторичной обмотке, должна отклоняться в сторону плюса (схема соответствует ГОСТ). Ошибочное подключение выводов приводит к неправильному измерению напряжения и сбоям в работе РЗА.

Измерение погрешности и контроль изоляции

Измерение погрешности трансформатора напряжения (определение класса точности) выполняется с использованием эталонного ТН и образцового вольтметра или специализированного стенда. Допустимые значения погрешности зависят от класса точности: для класса 0.5 — погрешность по напряжению ±0.5%, угловая погрешность ±20 минут; для класса 1 — погрешность по напряжению ±1.0%, угловая погрешность ±40 минут; для класса 3 — погрешность по напряжению ±3.0%, угловая погрешность не нормируется. Сопротивление изоляции первичных обмоток относительно корпуса и вторичных обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В, норма — не менее 500-1000 МОм. Испытание изоляции повышенным напряжением (1 мин) проводится по нормам: для ТН 6 кВ — 21 кВ, 10 кВ — 28 кВ, 15 кВ — 38 кВ, 20 кВ — 45 кВ, 35 кВ — 68 кВ, 110 кВ — 140 кВ, 220 кВ — 280 кВ, 330 кВ — 420 кВ, 500 кВ — 630 кВ. Для ТН 110 кВ и выше дополнительно измеряется тангенс угла диэлектрических потерь изоляции (tgδ), норма — не более 0.5-1.0% при 20°C в зависимости от типа изоляции.

Типовые дефекты трансформаторов напряжения

Деградация изоляции и частичные разряды

Основными дефектами трансформаторов напряжения являются деградация изоляции и развитие частичных разрядов. У маслонаполненных ТН это проявляется в снижении пробивного напряжения масла (ниже 20-25 кВ) и появлении растворенных газов (ацетилен C2H2, водород H2), что требует хроматографического анализа. У сухих ТН с литой эпоксидной изоляцией — в почернении компаунда, появлении трещин и сколов, снижении сопротивления изоляции ниже 500 МОм. Для ТН 110-500 кВ дополнительным критерием является рост tgδ выше 1.5-2.0% в эксплуатации. Внешними признаками дефекта являются потрескивание (частичные разряды), локальный перегрев корпуса (более 40-50°C), повышенные токи холостого хода и нагрев в режиме холостого хода. При снижении сопротивления изоляции ниже 300 МОм или росте tgδ более 2.5% трансформатор подлежит немедленной замене или ремонту.

Ошибки вторичных цепей и искажение сигнала

Ошибки во вторичных цепях трансформаторов напряжения являются наиболее частой причиной искажения сигналов и неправильной работы устройств РЗА и учета. Основные дефекты: обрывы и короткие замыкания вторичных цепей, нарушение полярности, неправильная фазировка, утечки на землю, повышенное переходное сопротивление в контактах (более 0.1 Ом). Особую опасность представляют несанкционированные ответвления и дополнительные нагрузки, снижающие класс точности. При проверке вторичных цепей измеряется сопротивление изоляции каждой цепи мегаомметром на 1000 В (норма — не менее 1 МОм), проверяется целостность цепей, фазировка и полярность в точках подключения приборов и защит. Отклонение напряжения на вторичных обмотках от номинального (100 В) в рабочем режиме не должно превышать ±10%.

Оформление результатов и анализ состояния

Протокол испытаний трансформатора напряжения

Протокол испытаний трансформатора напряжения оформляется в соответствии с требованиями СТО 34.01-23.1-001-2017 и включает три обязательных раздела. Первый раздел — паспортные данные: тип трансформатора, заводской номер, номинальное первичное и вторичное напряжение, класс точности, номинальная нагрузка (ВА), класс напряжения, год выпуска. Второй раздел — результаты измерений: коэффициент трансформации на всех ответвлениях, отклонение от паспортных данных (%), полярность выводов, погрешность по напряжению (%) и угловая погрешность (минуты) для каждой фазы, сопротивление изоляции обмоток (МОм), результаты испытания повышенным напряжением, для ТН 110 кВ и выше — значение tgδ (%). Третий раздел — заключение о техническом состоянии, соответствии заявленному классу точности, рекомендации по дальнейшей эксплуатации, срок следующей проверки (4 года). Протокол подписывается руководителем электролаборатории и заверяется печатью.

Рекомендации по эксплуатации и классу точности

При удовлетворительных результатах испытаний (коэффициент трансформации и погрешность соответствуют паспортным данным, изоляция выдержала испытательное напряжение) трансформатор напряжения допускается к дальнейшей эксплуатации с назначением следующей проверки через 4 года. При превышении допустимых значений погрешности трансформатор подлежит регулировке (если конструкцией предусмотрена) или замене на трансформатор с соответствующим классом точности. При снижении сопротивления изоляции ниже 500 МОм рекомендуется просушка изоляции. При снижении ниже 300 МОм или росте tgδ более 2.5% трансформатор подлежит ремонту или замене. Для трансформаторов, используемых в цепях коммерческого учета электроэнергии, обязательно соблюдение класса точности 0.5 (погрешность ±0.5%). При обнаружении дефектов во вторичных цепях необходимо устранить их до ввода трансформатора в работу.

Практические особенности испытаний трансформаторов напряжения

Испытания трансформаторов напряжения согласно СТО 34.01-23.1-001-2017 являются обязательным методом контроля точности измерений и состояния изоляции для оборудования классов 6-500 кВ. Для трансформаторов, работающих в цепях коммерческого учета электроэнергии, класс точности должен быть не хуже 0.5, для цепей релейной защиты — не хуже 3. Регулярная проверка коэффициента трансформации и погрешности позволяет выявить отклонения, которые могут привести к неправильному учету электроэнергии (недопоступление средств) или ложным срабатываниям защит. Отклонение коэффициента трансформации на 1% при напряжении 500 кВ дает погрешность учета, исчисляемую миллионами киловатт-часов. Для высоковольтных ТН 110-500 кВ особое значение приобретает контроль tgδ и хроматографический анализ масла, позволяющие выявить деградацию изоляции на ранней стадии и предотвратить аварийный выход оборудования из строя. Своевременная диагностика изоляции ТН и контроль состояния вторичных цепей предотвращает выход оборудования из строя и обеспечивает надежную работу систем релейной защиты и автоматики. Комплексный подход к испытаниям трансформаторов напряжения, включающий метрологическую проверку и электрические измерения, гарантирует достоверность учета электроэнергии и корректность работы устройств РЗА.

Дополнительно при диагностике трансформаторов напряжения рекомендуется выполнять тепловизионный контроль под нагрузкой. Перегрев корпуса более чем на 20-30°C относительно температуры окружающей среды указывает на внутренние дефекты — короткозамкнутые витки или деградацию изоляции. Для маслонаполненных трансформаторов напряжения обязателен периодический анализ масла: пробивное напряжение (не менее 20-25 кВ), влагосодержание (не более 15-25 г/т), хроматографический анализ растворенных газов. Появление ацетилена C2H2 или рост водорода H2 указывает на развивающийся дефект. Для ТН 110-500 кВ анализ масла проводится 1 раз в 2 года. При замене трансформатора напряжения необходимо соблюдать полярность подключения и фазировку. Неправильное подключение может привести к перевороту вектора напряжения на 180°, что вызовет сбои в работе устройств синхронизации и релейной защиты.