Монтаж, наладка, эксплуатация и ремонт силового трансформатора

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ЮЖНЫЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

ЮЖНОГО ФЕДЕРАЛЬНОГО УНИВЕРСИТЕТА В г.ТАГАНРОГЕ

КАФЕДРА ЭЛЕКТРОТЕХНИКИ И МЕХАТРОНИКИ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по курсу: Монтаж, наладка, эксплуатация и ремонт электрооборудования систем электроснабжения промышленных предприятий

на тему: Монтаж, наладка, эксплуатация и ремонт силового трансформатора

ТАГАНРОГ 2011

Содержание

Введение

1. Транспортировка и хранение трансформатора

2. Конструктивное исполнение трансформатора

2.1 Активная часть трансформатора

2.2 Бак трансформатора

2.3 Расширитель и выхлопная труба

2.4 Система охлаждения ДЦ

2.5 Вводы

2.6 Переключающее устройство

2.7 Контрольно-измерительные приборы и аппаратура

3. Монтаж

3.1 Подготовка монтажа

3.2 Проверка фундаментов под монтаж

3.3 Монтаж трансформаторов

3.4 Сушка обмоток трансформаторов

4. Наладка и испытания трансформаторов

4.1 Объем приемо-сдаточных испытаний

4.2 Определение условий включения трансформаторов

4.3 Измерение характеристик изоляции трансформаторов

4.4 Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

4.5 Проверка коэффициента трансформации

4.6 Проверка группы соединений трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов

4.7 Измерение тока и потерь холостого хода

5. Эксплуатация трансформаторов

5.1 Организация обслуживания трансформаторов

5.2 Оперативное обслуживание трансформаторов

5.3 Техническое обслуживание трансформаторов

6. Классификация ремонтов трансформаторов

6.1 Текущий ремонт трансформаторов

6.2 Капитальный ремонт трансформаторов

6.3 Метод теории надежности

7. Расчет заземления

8. Утилизация оборудования

Заключение

Список использованных источников

Введение

Электрические сети России охватывают всю обжитую территорию страны и являются технологической основой Единой энергетической системы России, играющей важнейшую интегрирующую роль в топливно - энергетическом комплексе и государстве в целом. Единая национальная электрическая сеть, совместно с распределительными сетями, обеспечивает выдачу мощности электростанций в основные узлы нагрузки, создает технологическую основу для функционирования оптового рынка мощности и электроэнергии на условиях параллельной работы. В конечном итоге именно электрические сети в совокупности определяют надежное и устойчивое электроснабжение производственно - хозяйственного комплекса и населения России, а также параллельную работу ЕЭС России и электроэнергетических систем других государств.

Единая энергосистема (ЕЭС) России существенно отличается от ЕЭС бывшего Советского Союза по территории, установленной мощности электростанций, темпами роста электрических нагрузок, структуре электрический сетей по напряжениям, концентрации и размещению генерирующих мощностей. Территория ЕЭС уменьшилась в 2 раза, а установленная мощность электростанций - 40%.

Формирование рынка электроэнергии и мощности обуславливает повышение маневренных возможностей системообразующей электрической сети, т. е. создание многосторонних связей крупных электростанций с питающими узлами нагрузки, а также дополнительные требования к надежности и качеству электроснабжения. Эти факты предопределяют увеличение плотности электрических сетей высших напряжений (ВН), что несомненно оказывает влияние и на выбор напряжения.

Темпы роста электропотребления в России на рассматриваемую перспективу до 2020 г. Предполагаются существенно ниже, чем в период выработки основных принципов формирования ЕЭС бывшего Советского Союза (1950 - 1965 гг.), когда фактический рост составил 5,6 раза, а к 1980 г. Прогнозировалось увеличение еще в 6 раз (до 3000 млрд. кВт ч).

На период 2002 - 2020 гг. ИНЭИ РАН прогнозируется увеличение электропотребления от 1,2 - 1,4 до 1,5 - 1,8 раза. По отношению к 1990 г. Это составляет всего 1,1 и 1,4 раза соответственно. Таким образом, прогнозируемые в Росси темпы роста примерно в 2 - 3 раза ниже, чем фактические в ЕЭС бывшего Советского Союза на период 1965 - 1985 гг.

Вместе с тем практически прекращается рост концентрации генерирующих мощностей за счет увеличения единой мощности агрегатов и электростанций, а также сокращается их сооружение на новых площадках. В результате также уменьшается строительство новых крупных КЭС и АЭС. Наряду с этим рассматриваются возможности сооружения электростанций малой и средней мощности (10 - 50 МВт) на промышленных предприятиях и в отдельных отраслях, т.е. у «независимых производителей».

Изменилась и структура существующих сетей ЕЭС России по напряжениям. Протяженность сетей 220 кВ и выше к началу 2000 г. Достигла133,9 тыс. км.

Таким образом, в системообразующих сетях ЕЭС России в основном используются напряжения 220 - 500 кВ на долю которых, приходиться примерно 91% общей протяженности электрических сетей 220 кВ и выше. Известно, что параметры ВЛ выбираются при проектировании развития ЕЭС России. Однако оценка относительной экономической эффективности линий различных напряжений представляет интерес при выработки стратегии развития электрических сетей ЕЭС России.

Системообразующие сети ЕЭС России сформировались во основном за счет линий выдачи мощности крупных электростанций и электроснабжения крупных питающих узлов сетей ВН, от которых осуществляется электроснабжение сети более низкого напряжения. Наряду с этим в ЕЭС по отдельным направления было сооружено несколько межсистемных связей, обеспечивающих реализацию межсистемного эффекта ЕЭС. Поэтому с определенной степенью условно можно рассматривать отдельно электрические сети для выдачи мощности и межсистемные электропередачи.

Категория электроснабжения I.

Установленные суммарные мощности электроприемников.

Таблица 1

Наименование цеха	Наименование электроприемников	Количество	Мощность одного приемника, кВт	Установленная суммарная мощность, кВт
Литейный цех Сварочный цех	Формовочные машины Центрифуги Транспортеры Кран-балки Воздуходувки Печи дуговые Сварочные посты Вентиляторы	30 5 15 8 3 3 25 12	50 100 50 10 600 5000 50 125	1500 500 750 80 1800 15000 1250 1500

Технические данные трансформатора. Таблица 2

Тип	Pн	Uн	Потери	Uк.з.	Iх.х.	Кол-во
		кВ	ДPх.х.	ДPк.з.
-	кВА		кВт	кВт	%	%	-
ТМ-1600/10	1600	10	3,3	18	5,9	1,3	1

1. Транспортировка и хранение оборудования

В инструкциях завода-изготовителя указываются условия и предельный срок хранения оборудования, при которых не нарушается его работоспособность. Перед приёмом на хранение следует убедиться в сохранности упаковки (консервации) и в случае необходимости восстановить ее, проверив комплектность. Нарушение условий хранения может привести к повреждению отдельных элементов оборудования, связанному с коррозией металлических деталей, окислением контактных поверхностей.

Масляные трансформаторы отправляются собранными и залитыми маслом. Крупные высоковольтные трансформаторы отправляются частично демонтированными (без расширителя и высоковольтных вводов), залитыми маслом ниже крышки. Надмасляное пространство внутри бака заполняется инертным газом или сухим воздухом.

Масляные трансформаторы (расширитель, выхлопная труба, маслоочистительные и термосифонные фильтры и т. п.) транспортируются без упаковки, должны быть защищены от попадания влаги. Вводы напряжением до 35 кВ комплектующая аппаратура и приборы, система охлаждения и запасные части отправляются упакованными вместе с трансформатором. Маслонаполненные вводы класса напряжения 66 - 750 кВ транспортируют в упаковке.

Сухие трансформаторы транспортируются в собственной упаковке.

После доставки масляного трансформатора к месту хранения проверяют состояние изоляции трансформатора и проводят его подготовку к монтажу или длительному хранению. При длительном нахождении активной части трансформатора без масла состояние изоляции ухудшается, а восстановление ее характеристик требует значительного времени и материальных затрат. трансформатор заземление утилизация ремонт

Уровень масла в расширителе трансформаторов должен находиться в пределах уровня по масло указателю. Пробивное напряжение масла марки ТК в баке трансформатора должно быть не ниже 50 кВ/мм, тангенс угла потерь (tgд) - не более 0,02 при 70°С. Пробивное напряжение масла в баке контактора устройства регулирования напряжения под нагрузкой должно быть не менее 45 кВ/мм, влагосодержание - не более 0,0025 %. При удовлетворительных результатах проверки свойств масла трансформатор разрешается хранить без ограничения срока.

У трансформаторов, не полностью залитых маслом, проверяется герметичность надмасляного пространства, пробивное напряжение, tgд и содержание влаги в масле. При отсутствии избыточного давления или вакуума бак проверяется на герметичность и при необходимости герметичность восстанавливается.

Силовые трансформаторы, а также трансформаторы тока должны храниться под навесом в собственных кожухах, герметически закрытых и залитых маслом. Комплектующую аппаратуру, сухие вводы напряжением 6 - 35 кВ хранят в заводской упаковке в закрытом сухом помещении. Маслонаполненные вводы хранят в вертикальном положении и следят за отсутствием течи и уровнем масла по маслоуказателю.

Оборудование маслоохладителей размещают под навесом, на открытом воздухе, при этом охладители и термосифонные фильтры должны иметь заглушки на фланцах. Вентиляторы и электрические двигатели с соответствующей консервацией хранят в ящиках.

Сроки хранения оборудования должны быть сведены к минимуму, поскольку время хранения входит в гарантийный срок и увеличивает стоимость оборудования.

Идеальным вариантом является монтаж, когда оборудование поступает с завода-изготовителя прямо на монтажную площадку, минуя стадию хранения.

2. Конструктивное исполнение трансформатора

В состав трансформатора входят следующие основные части:

а) Активная часть трансформатора

б) Бак трансформатора

в) Расширитель и выхлопная труба

г) Вводы

д) Переключающее устройство

е) Контрольно-измерительные приборы и аппаратура

ж) Система охлаждения

2.1 Активная часть трансформатора

Состоит из: магнитопровода, обмоток ВН, НН, РО, отводов ВН, НН и нейтрали.

На стержнях трансформатора, являющихся несущей конструкцией активной части, концентрически располагаются обмотки в следующей последовательности от стержня - НН, ВН и РО.

Изоляция между обмотками маслобарьерного типа. Изоляция обмоток от ярма магнитопровода, ярмовых балок-кольца выполнена из электротехнического картона. Магнитопровод трансформатора, трехстержневой, однорамный набирается из листов рулонной холоднокатанной электротехнической стали с жаростойким изоляционным покрытием с обеих сторон листов.

Активная сталь магнитопровода трансформатора заземляется через ярмовые балки на бак трансформатора. Для лучшего охлаждения магнитопровода в нем предусмотрены каналы.

Прессовка стержней горизонтальных ярм осуществляется ярмовыми балками стягиваемые между собой стальными полубандажами стяжными шпильками. Шпильки и полубандажи изолированы от ярмовых балок и магнитопровода.

Для точной установки активной части (магнитопровода с обмотками и отводами) в баке нижние полки нижних ярмовых балок имеют отверстия или вырезки под шипы, приваренные к дну бака.

Обмотки трансформатора выполняются из медного или алюминиевого провода, изолированного кабельной бумагой. Обмотки имеют цилиндрическую форму и расположены концентрически на стержне магнитопровода. Дистанционные прокладки из электротехнического картона, устанавливаемые между витками или катушками (секциями) обмоток - образуют горизонтальные масляные каналы.

Главная изоляция маслобарьерного типа т.е. изоляция между обмотками, а также изоляция обмоток от заземляющих частей и отводов представляет собой чередование масляных промежутков с изоляционными цилиндрами. Между цилиндрами и шайбами размещаются промежуточные электрокартонные рейки и прокладки, которые образуют вертикальные масляные каналы. Масляные каналы способствуют лучшей циркуляции масла, охлаждению обмоток и магнитопровода. Осевая пресовка обмоток осуществляется при помощи нажимных колец и пресующих винтов. Пресующие винты располагаются на нижних полках верхних ярмовых балок.

2.2 Бак трансформатора

Бак трансформатора сварная конструкция овальной формы. На баке имеются элементы для крепления радиаторов системы охлаждения, приборов цепей управления, защиты и сигнализации, задвижка для заливки и слива масла из бака, кран для взятия пробы масла из бака, пробка для спуска остатков масла из бака. На баке приварены приспособления для подъема трансформатора, а также упоры для установки домкратов.

Разъем бака трансформатора располагается снизу. На крышке бака устанавливаются вводы, выхлопная труба, маслопровод, соединяющий расширитель с баком, расширитель, датчик термосигнализатора, трансформаторы тока встроенные, трубки газоотводной системы.

2.3 Расширитель и выхлопная труба

Расширитель служит для обеспечения постоянного заполнения бака трансформатора маслом, при изменении температуры во время работы трансформатора и для уменьшения поверхности соприкосновения масла с воздухом. С целью защиты масла от окисления и увлажнения к расширителю с помощью трубы подсоединен воздухоосушительный фильтр.

С торцов расширителя установлены два стрелочных маслоуказателя, которые служат для контроля уровней масла в трансформаторе РПН.

Выхлопная труба служит для предохранения бака от разрыва при внезапном газовом толчке, возникающем в следствии интенсивного разложения масла во время повреждения внутри трансформатора.

2.4 Система охлаждения ДЦ

В системе охлаждения ДЦ циркуляция масла осуществляется насосами, перекачивающими нагретое масло из бака трансформатора через радиаторы в которых масло охлаждается воздухом, продуваемым вентиляторами через радиаторы.

Охлаждение вида Д представляет собой автоматически управляемую систему, которая осуществляется шкафом типа ШАОТ.

2.5 Вводы

Ввод линейных концов обмотки высокого напряжения (ВН) производится с помощью маслонаполненных герметичных вводов класса напряжения 110кВ.

Соединение нейтральных концов обмоток ВН производится внутри трансформатора. Вывод нейтрали осуществляется вводом класса напряжения 35кВ.

Вывод концов обмотки низкого напряжения НН производится вводами класса напряжения 20кВ. Соединение отводов НН в треугольник осуществлена под крышкой трансформатора.

2.6 Переключающее устройство

На трансформаторе установлено переключающее устройство (ПУ) типа РС-4 с приводом МЗ-4 выпускаемое Болгарией. ПУ полностью встроено в бак трансформатора и служит для регулирования напряжения на стороне 10кВ под нагрузкой. Контактор переключающего устройства РС-4 от внутренних повреждений защищается струйным реле типа «Бухгольца».

Отводы от регулировочной обмотки (РО) присоединены к контактам предизбирателя и избирателя переключающего устройства.

Переключение положений избирателя и предизбирателя производится моторным приводом с помощью вертикального и горизонтального валов и угловой коробки.

Переключение положений ПУ РПН может осуществляться автоматически, дистанционно или вручную рукояткой при этом трансформатор должен быть полностью отключен.

2.7 Контрольно-измерительные приборы и аппаратура

Трансформатор комплектуется следующей аппаратурой: двумя трансформаторами тока на каждом «ВН» и «РО», реле для газовой защиты трансформатора и контактора устройства РПН, двумя стрелочными указателями, двумя термосигнализаторами, шкафом автоматического управления дутьем, автоматическим устройством для регулирования напряжения под нагрузкой.

3. Монтаж

3.1 Подготовка монтажа

Перед началом монтажа следует ознакомиться с проектом оборудования и аппаратов, техническими условиями для монтируемой аппаратуры, чертежами и нормами завода, требованиями заказчика, а также со стандартами и нормами.

Способы монтажа разнообразны ввиду большого диапазона мощностей, конструктивных решений, типов и форм исполнения оборудования. В России функционируют специализированные организации по производству электромонтажных работ, действующие по договорам подряда с заказчиком. Монтажные организации занимаются монтажными, пусконаладочными работами, разработкой научно-технических проектов, изготовлением изделий и конструкций, не выпускаемых промышленностью серийно. Для выполнения электромонтажных работ необходимо провести разработку:

· технического проекта на базе изучения проектно-сметной документации электрической части объекта;

· экономического обоснования;

· проекта организации работ;

· проекта производства работ (ППР);

· необходимых чертежей, монтажных схем и технологических карт на проведение работ;

· сетевых графиков проведения монтажных и пусконаладочных работ.

На основании ППР оформляются спецификации и заявки на необходимые монтажные механизмы, оборудование и приспособления, инструменты и монтажные материалы, электрические конструкции, блоки и узлы, подлежащие изготовлению на заводах и в монтажно-заготовительных мастерских.

В процессе подготовки к монтажу необходимо обеспечить:

· комплектование и своевременную доставку на объекты материально-технических ресурсов;

· контроль за поступлением материалов и комплектующих изделий;

· контроль за своевременным исполнением заказов, а также за качеством работ;

· комплектование и доставку готовой продукции мастерских на монтажные объекты.

Инженерная подготовка производства выполняется специальными группами подготовки - прорабами и мастерами, на которых возложено руководство монтажными работами, функции получения, проверки, обработки, учета и хранения проектной и сметной документации. При необходимости группа корректирует проект с целью повышения уровня индустриализации монтажных работ, а также возможной замены нестандартных конструкций на типовые.

Основной документ электромонтажных работ - утвержденный Проект электроустановки (ПЭ). В строгом соответствии с ним должны производиться все электромонтажные работы. Изменения в проект можно внести только по согласованию с проектной организацией - автором проекта. К главным документам относятся действующие ПУЭ и строительные нормы и правила. На их основе разрабатываются ППР, монтажные инструкции и технологические карты, а также заводские инструкции на оборудование и материалы. Выполнение электромонтажных работ на объектах без ППР не допускается.

Крупный проект производства работ по монтажу электрооборудования должен содержать:

· локальный сетевой график электромонтажных работ;

· график движения рабочей силы;

· строительный генеральный план энергетического объекта (схем энергоснабжения, водоснабжения, мастерских, складов, бытовых помещений);

· ведомость физических объемов электромонтажных работ;

· укрупненные калькуляции трудовых затрат;

· ведомость основного оборудования с указанием сроков комплектации;

· ведомость основных вспомогательных материалов;

· ведомость конструкций и изделий, подлежащих изготовлению;

· ведомость монтажных машин, механизмов, аппаратов;

· технологические карты работ, выполняемых по новой технологии;

· схемы такелажа крупногабаритного и тяжеловесного оборудования;

· решения по технике безопасности, требующие проектной разработки;

· краткую пояснительную записку, содержащую необходимые обоснования принятых в ППР основных решений и методов производства работ.

Объем электромонтажных работ при составлении ППР определяется по рабочим чертежам и сметам, а потребность в материальных ресурсах - по спецификациям, составленным по рабочим чертежам и действующим нормативным документам.

Монтажные инструкции - это директивные документы, регламентирующие технологию выполнения работ в общем виде.

Технологические карты содержат технологическую последовательность выполнения работ и описание приемов и методов труда, перечень механизмов, приспособлений и инструментов, график трудового процесса, калькуляцию затрат труда, схемы организации рабочих мест, нормы времени и расценки на выполнение работ. Технологические карты содержат следующие разделы:

· технико-экономические показатели монтажных работ;

· организация и технология выполнения монтажных процессов;

· организация, методы труда рабочих, их количественный и квалификационный состав;

· материально-технические ресурсы (ведомость материалов, изделий, машин, механизмов, инструментов);

· калькуляция трудовых затрат.

Проектная техническая документация анализируется заказчиком, который обязан поставить на ней подпись и штамп «Разрешается к производству работ».

Электромонтажные работы выполняются в два этапа: 1) заготовительные; 2) электромонтажные. Перед началом работ на объекте проводятся:

· подготовительные работы по освоению монтажной площадки;

· подготовка производственных, складских, бытовых помещений и монтажной площадки;

· организация временного энергоснабжения объектов электромонтажа;

· мероприятия по технике безопасности, охране труда и противопожарной безопасности.

3.2 Проверка фундаментов под монтаж

Фундамент должен быть массивным, чтобы воспринимать статические и динамические нагрузки от работающего оборудования, не допуская сдвигов и вибраций при его работе. Строители должны нанести на фундаменты их главные (продольную и поперечную) оси и отметку верхней поверхности фундамента относительно нулевого репера.

Перед монтажом следует проверить готовые фундаменты на их соответствие проектной документации: правильность положения по основным осям.

Затем приступают к разметке главных осей фундамента. Для этого используются оседержатели (рис. 1, где 1 - стойка; 2 - груз;

3 - скоба; 4 - гайка; 5 - несущий ролик; 6 - струна; 7 - нитка; 8 - отвес; 9 - осевая плашка), состоящие из стойки 1, закрепленной на ней скобы 3, в которой на оси крепится несущий ролик 5. Через ролик перебрасывается стальная струна 6 с грузом 2, по которой можно перемещать нить 7 с отвесом 8. Схема разметки главных осей показана на рис. 2, где А-А - главная продольная ось; В-В - главная поперечная ось. После разметки главные оси наносят на фундамент, используя для отметок нити с отвесами.

Рисунок 1.

По нанесенным на фундамент осям проверяют размеры колодцев под фундаментные болты (рис. 3, где 1 - ниша; 2 - фундамент; 3 - фундаментный болт; 4 - фундаментная плита; 5 - цементная подливка; 6 - колодец; 7 - анкерная плитка), а также правильность их выполнения и расположения по отношению к главным осям.

Рисунок 2. Рисунок 3.

Горизонтальность фундаментов определяется с помощью уровней или нивелира.

3.3 Монтаж трансформаторов

Монтаж трансформаторов, особенно мощных, является сложной трудоемкой работой, которая требует предварительной подготовки. Трансформаторы мощностью до 1600 кВ·А отправляются с заводов-изго-товителей полностью собранными и залитыми маслом; при мощности 2500 кВ·А и выше трансформаторы транспортируются с демонтированными узлами и деталями, а наиболее мощные - без масла.

Некоторые трансформаторы мощностью 63 МВ·А имеют бак с верхним разъемом и надставкой (рис. 4, где а - гладкий бак; б - ребристый; в - трубчатый; г - с радиаторами; д - с верхним разъемом; е - усиленный с несущей балкой), демонтируемой на время транспортирования. Бак закрывают «транспортной» крышкой, которая заменяется во время монтажа.

При транспортировке железнодорожным транспортом боковой поверхности трансформаторов придают форму железнодорожного габарита.

До начала монтажа необходимо подготовить фундамент под трансформатор, помещение трансформаторно-масляного хозяйства, баки для хранения масла, приспособления и инвентарь; трансформаторное масло (высушеное); средства пожаротушения и противопожарный пост на время прогрева и сушки трансформатора.

На электростанциях и подстанциях напряжением 35...750 кВ применяется открытая установка трансформаторов. Закрытую установку используют в районах интенсивного загрязнения атмосферы и районах жилой застройки для ограничения шума.

Трансформатор устанавливается на фундамент таким образом, чтобы его крышка имела уклон 1...1,5%, обеспечивающий беспрепятственное поступление газа из трансформатора в маслопровод, идущий к газовому реле. Уклон создается обычно установкой подкладок под катки или непосредственно под дно бака.

Для закрытой установки трансформаторов используется либо отдельное здание, либо трансформаторные камеры - помещения в общем здании энергетического объекта. Камера снабжается индивидуальной вентиляционной системой, не связанной с другими вентиляционными системами здания. Система рассчитывается на отвод тепла, чтобы разность температур на входе и выходе из помещения не превышала 15°С.

Проверяют влагосодержание образцов изоляции, которые закладываются в трансформаторы мощностью более 80 МВ·А. Влагосодержание образца изоляции толщиной 3 мм должно быть не более 1 %.

Монтаж составных частей трансформатора производится без ревизии активной части.

После монтажа составных частей трансформаторов, транспортируемых без масла, остатки трансформаторного масла сливают через донную пробку, бак герметизируют для последующего вакуумирования и заливки или доливки масла. Для трансформаторов, имеющих азотную или пленочную защиту, заливка масла производится через дегазационную установку.

Монтаж охлаждающей системы. При монтаже охлаждающей системы типа Д (охлаждение масляное с дутьем) на баке устанавливают кронштейны, электродвигатели с вентиляторами (рис. 5, где 1 - стенка бака; 2 - двигатель; 3 - растяжка; 4 - бобышка; 5 - кронштейн; 6 - скоба; 7 - крепление кабеля; 8 - трехжильный кабель; 9 - распределительная коробка; 10 - электронасос; 11 - камеры для масла; 12 - калорифер; 13 - вентилятор; 14 - диффузор; 15 - струйное реле), монтируют электрическую схему; после установки радиаторов открывают радиаторные краны.

Рисунок 5.

Система охлаждения ДЦ поставляется в навесном или выносном исполнении (рис. 6, где а - выносные охлаждающие устройства (ОУ); б - навесные ОУ; в - расположение навесных охладительных устройств на баке трансформатора IV габарита; 1 - термосифонный фильтр; 2 - охладитель; 3 - масляный насос; 4 - стойка выносных ОУ; 5 - бак трансформатора; 6 - дутьевые вентиляторы).

Одновременно с монтажом системы охлаждения производится: установка термосифонных фильтров, расширителя, выхлопной трубы, присоединение воздухоосушителя к расширителю, установка газового реле и сигнальных манометрических термометров.

Рисунок 6.

Расширитель (рис. 7, где 1 - кронштейн; 2 - газовое реле; 3, 9 - патрубки; 4 - кран; 5 - фланец газового реле; 6 - трубка; 7 - предохранительная труба; 8 - расширитель; 10 - крышка бака), транспортируемый отдельно, должен быть проверен. Маслоуказатель (рис. 8, где 1 - болт; 2 - нижнее колено; 3 - прокладка из электрокартона; 4, 9 - резиновые прокладки; 5, 8 - втулки; 6 - стальная трубка; 7 - стеклянная трубка; 10 - верхнее колено; 11 - пробковый кран) расширителя устанавливают со стороны, предусмотренной заводом.

Для защиты трансформаторов от утечки масла из расширителя устанавливают реле уровня.

Рисунок 7.

После установки маслоуказателя и реле уровня масла расширитель испытывают на герметичность, заполнив его сухим маслом, выдерживают 3 ч и заливают маслом охлаждающую систему.

Окончив монтаж, производят измерение сопротивления изоляции обмоток и определяют коэффициент абсорбции, tg д изоляции и т.д. Сопротивление изоляции необходимо сравнить со значением, измеренным в заводских условиях: для неувлажненной изоляции R_60'' > R_60''зав.

Рисунок 8.

Ревизия трансформатора включает совокупность работ по вскрытию, осмотру, устранению неисправностей и герметизации активной части трансформатора. Чтобы избежать увлажнения изоляции, ограничивают продолжительность нахождения активной части трансформатора вне бака при температуре 0°С. Ревизия производится при температуре активной части трансформатора 20°С и выше. При температуре ниже 0°С трансформатор с маслом подогревают до 20°С. Время ревизии может быть увеличено вдвое по сравнению с указанными выше нормами, если температура окружающего воздуха выше 0°С, влажность ниже 75 % и температура активной части трансформатора превышает температуру окружающей среды не менее чем на 10°С. Ревизия трансформатора в зависимости от его мощности, класса напряжения, конструкции и условий монтажа может выполняться:

· подъемом активной части из бака трансформатора;

· осмотром активной его части внутри бака;

· подъемом верхней съемной части бака трансформатора.

Осмотр трансформатора производят в закрытом помещении, проверяют масло, затяжку стяжных шпилек ярма, креплений отводов, барьеров, переключающих устройств, осевую прессовку обмоток. Равномерно по всей окружности производят подпрессовку обмоток (клиньями или под тягиванием винтов).

Рисунок 9.

Устраняют неис-правности в изоляции обмоток, отводов и других изоляционных элементов. Прове-ряют сопротивление изоляции обмоток между собой и относительно магнитопровода, сопротивление изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей и полубандажей ярма относительно активной части трансформатора и ярмовых балок (рис. 9, где 1 - верхнее ярмо; 2 - ярмовая балка; 3 - электрокартонная изоляция ярма; 4 - медная контактная пластина) и схему заземления.

После проведения измерений и проверок активную часть трансформатора промывают сухим трансформаторным маслом и опускают в бак, после чего уплотняют места соединений. При установке активной части трансформатора в бак проверяют правильность расположения направляющих деталей относительно стенок бака.

3.4 Сушка обмоток трансформаторов

Для определения возможности включения трансформаторов без сушки влажность изоляции контролируют по результатам измерений емкости изоляции с помощью приборов контроля влажности типа ПКВ.

Степень увлажнения изоляции определяется по значению отношения емкости изоляции при частоте 2 Гц к емкости изоляции при частоте 50 Гц (С₂ / С₅₀) и его отклонению от некоторых нормируемых значений.

Емкость изоляции трансформаторов можно определить по времени разряда, поэтому для определения степени увлажнения изоляции используют прибор типа ЕВ (емкость - время), принцип работы которого основан на однократном заряде и разряде емкости изоляции обмоток.

Метод позволяет определить даже незначительное увлажнение. В этом случае оценка производится по значению прироста емкости ДС за время разряда, равное 1 с, по отношению к геометрической емкости С.

В трансформаторах мощностью 80 МВ·А и выше для количественной оценки увлажнения твердой изоляции на заводе используется ее макет. Он состоит из набора пластин электроизоляционного картона толщиной 0,5...3,0 мм, установленного на верхней ярмовой балке. По содержанию влаги в макете судят о степени увлажнения изоляции, а по содержанию влаги в образцах различной толщины - о глубине ее проникновения в изоляцию трансформатора.

Для контрольной подсушки трансформаторов разработан метод низкотемпературной обработки изоляции, основанный на интенсивном удалении паров воды из твердой изоляции при помощи низкотемпературной ловушки паров в условиях глубокого вакуума. Оптимальная интенсивность испарения достигается при температуре от -70 до -80°С на поверхности ловушки. В качестве хладагента для ловушки используется смесь сухого азота с ацетоном. Ловушка подключается к трансформатору через патрубки для залива и слива масла. Для сушки достаточно температуры изоляции +20°С.

Контрольная подсушка изоляции в масле может проводиться путем нагрева обмоток постоянным током или токами короткого замыкания. Возможна также сушка токами нулевой последовательности. Происходит нагрев бака и магнитопровода за счет потерь в них от магнитных потоков нулевой последовательности. Нагрев производится при температуре верхних слоев масла не выше 70…80°С.

Сушка изоляции трансформатора без масла применяется, когда изоляция сильно увлажнена, на активной части трансформатора или на баке обнаружены следы воды, состояние изоляции существенно хуже допустимых значений.

Одним из наиболее распространенных является индукционный метод сушки изоляции в собственном баке при слитом масле (рис. 10, где 1 - активная часть трансформатора; 2 - намагничивающая обмотка из изолированного провода; 3 - асбест для утепления бака; 4 - вытяжная труба; 5 - бак; 6 - заземление бака; 7 - дополнительные электропечи) в условиях пониженного давления. На боковой поверхности бака 5 размещается намагничивающая обмотка 2, соединенная с источником переменного тока. При протекании по обмотке переменного тока возникает переменный магнитный поток, вызывающий потери в стальном баке и, следовательно, его нагрев.

Сушка продолжается до прекращения выделения влаги в охладительной колонке, присоединенной к вытяжной трубе и достижения характеристиками изоляции нормированных значений, которые должны поддерживаться в течение 6...8 часов. Температура обмоток при этом сохраняется в диапазоне 95...105°С (давление в баке не более 665 Па).

Рисунок 10.

При сушке активной части трансформатора в специальной камере сухим воздухом при атмосферном давлении поток воздуха создается с помощью воздуходувок, а его нагрев осуществляется с помощью электрических печей или теплообменников с паром.

В приложении представлены акты:

· акт о приемке-передаче оборудования в монтаж;

· акт освидетельствования монтажных работ;

· акт освидетельствования скрытых работ по монтажу заземляющих устройств;

· акт о приемке и монтаже силового трансформатора

4. Наладка и испытания трансформаторов

После окончания монтажа трансформатора перед включением необходимо убедиться в исправности цепей управления, защиты, сигнализации и автоматики. Первое включение должно носить пробный характер, при этом принимаются меры по автоматическому отключению в случае проявления дефектов.

Сигнальные контакты газовых реле при первом включении трансформатора следует пересоединить «на отключение» (обычно они работают «на сигнал»). Пробное включение трансформатора на рабочее напряжение допускается не ранее чем через 12 ч после последней доливки его маслом и продолжается не менее 30 мин. Наблюдают за состоянием трансформатора, затем его отключают, после чего включают три-четыре раза подряд для отстройки защит от бросков намагничивающего тока. Трансформаторы с дутьевой циркуляционной системой охлаждения (типа Д, ДЦ, Ц) можно включать с отключенной системой охлаждения. При этом контролируют температуру масла в верхних слоях, которая не должна превышать 75єС.

После опробования трансформатора на холостом ходу проводится его фазировка, которая заключается в проверке чередования фаз трансформатора и их соответствия фазам питающей сети. При удовлетворительных результатах пробного включения трансформатор может быть включен под нагрузку и сдан в эксплуатацию.

4.1 Объем приемо-сдаточных испытаний

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.

16. Испытание встроенных трансформаторов тока.

Общие технические требования к трансформаторам и автотрансформаторам определены ГОСТ 11677-75, в котором предусмотрены также программы приемо-сдаточных, типовых и периодических испытаний, проводимых на заводе-изготовителе. Методика испытаний регламентируется ГОСТ 3484-77, ГОСТ 22756-77, ГОСТ 8008-75. При вводе в эксплуатацию маслонаполненные трансформаторы мощностью до 1,6 МВ*А испытываются по п.п. 1, 2, 4, 8, 9, 11-14. Маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1,6 МВ*А, а также ответственные трансформаторы собственных нужд электростанций независимо от мощности, испытываются в полном объеме, предусмотренном настоящим параграфом. Сухие и заполненные совтолом трансформаторы всех мощностей испытываются по п.п. 1-8, 12, 14. Перед началом испытаний необходимо провести внешний осмотр трансформаторов, в процессе которого проверить исправность бака и радиаторов, состояние изоляторов, уровень масла, положение радиаторных кранов и крана на маслопроводе к расширителю, целость маслоуказательного стекла, заземление трансформатора.

4.2 Определение условий включения трансформаторов

Вопрос о допустимости включения трансформатора без сушки должен решаться по результатам испытаний с учетом условий, в которых находился трансформатор до и во время монтажа. При определении условий включения трансформатора следует руководствоваться инструкцией "Трансформаторы силовые. Транспортировка, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию" (РТМ 16.800.723-80). 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;

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 tgд обмоток в масле, которые должны удовлетворять нормам, приведенным в табл. 3.

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.

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. 4.

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. 3;

в) значения R60, С2 /С50 или tgд, измеренные после заливки маслом, должны удовлетворять нормам табл. 3 или значения R60 и tgд, 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.

Допустимые значения характеристик изоляции обмоток трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно, залитых маслом.

Таблица 3.

Характеристика изоляции	Мощность трансформатора, кВА	Температура обмотки, °С
		10	20	30	40	50	60	70
Наименьшее допустимое сопротивление изоляцииR60, Ом
	? 6300	450	300	200	130	90	60	40
	? 10000	900	600	400	260	180	120	80
Наибольшее допустимое значение tgд	? 6300	1,2	1,5	2,0	2,5	3,4	4,5	6,0
	? 10000	0,8	1,0	1,3	1,7	2,3	3,0	4,0
Наибольшее допустимое значение отношенияС2 /C50	? 6300	1,1	1,2	1,3	-	-	-	-
	? 10000	1,05	1,15	1,25

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 tgд масла. У трансформаторов 5-й группы производится также отбор пробы остатков масла со дна бака и проверка его пробивного напряжения.

2. Определение отношения ДС/С в начале и конце работ, при которых активная часть соприкасается с воздухом.

3. Измерение сопротивления изоляции R60 и tgд 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.

Для трансформаторов всех групп до и во время монтажа производится внешний осмотр и проверка наличия пломб на кранах и у пробки для отбора пробы масла, проверка уровня масла в трансформаторе.

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. 4.

Условия включения сухих трансформаторов определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

4.3 Измерение характеристик изоляции трансформаторов

Для оценки состояния изоляции трансформатора в процессе монтажа перед пуском, после ремонта и в процессе эксплуатации проводятся следующие испытания:

· измерение сопротивления изоляции обмоток через 60 с после приложения постоянного напряжения (R_60'');

· определение отношения значений сопротивлений изоляции, измеренных через 60 и 15с после приложения к ним постоянного напряжения (определение коэффициента абсорции K_абс=R_60''/R_15'');

· измерение угла диэлектрических потерь tgд изоляции обмоток при приложении к ним переменного напряжения;

· измерение изоляционных характеристик масла: пробивного напряжения, угла

· диэлектрических потерь и влагосодержания масла;

· определение влагосодержания установленных внутри бака трансформатора образцов твердой изоляции;

· определение отношения емкостей изоляции обмоток, измеренных при приложении напряжений частоты 2 и 50 Гц (С₂/С₅₀);

· измерение прироста абсорбционной емкости (ДС/С).

Оценка состояния изоляции производится на основании комплекса испытаний. Значения сопротивления изоляции R_60'' и отношения R_60''/R_15'' позволяют выявить грубые дефекты в изоляции перед включением трансформатора под напряжение, возникшие, например, в результате местных загрязнений, увлажнения или повреждения изоляции. В сочетании с другими показателями эти характеристики позволяют оценить степень увлажнения изоляции.

Измерение сопротивления изоляции обмоток производится при температуре не ниже +10єС мегаомметром класса 1000 В в трансформаторах класса напряжения до 35 кВ и мощностью до 16 МВ·А, и класса 2500 В с пределами измерения 0...10 000 МОм -- во всех остальных. При этом за температуру изоляции в масляных трансформаторах принимают температуру масла в верхних слоях, в сухих -- температуру окружающего воздуха.

Измерения сопротивления изоляции для двухобмоточного трансформатора проводятся по следующей схеме: первое измерение между обмоткой ВН и баком при заземленной обмотке НН (сокращенная запись схемы измерения ВН-бак, НН); второе: НН-бак, ВН; третье -- ВН + НН-бак (рис. 11, где 1 -- мегаомметр; 2 -- вводы ВН; 3 -- вводы НН; 4 -- бак трансформатора).

Допустимые значения сопротивления изоляции R60 коэффициент абсорбции R60 /R15 тангенс угла диэлектрических потерь tgд и отношения С2 /C50 и ДС/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.

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 ДС /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 ДС и С.

Перед измерением характеристик изоляции необходимо протереть поверхность вводов трансформаторов. При измерениях во влажную погоду рекомендуется применять экраны. Перед измерением характеристик изоляции измеряют значения Rиз, ДС 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. 3.

При измерении характеристик обмоток трансформатора R60 tgд и масла tgд следует учитывать поправочные коэффициенты табл. 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. 3 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. 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; 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. 5

Таблица 5.

Разность температур t2-t1, °С	Значения	Разность температур	Значения
	К1	К2	К3		К1	К2	К3
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

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 .

Для сухих трансформаторов R60 при температуре 20-30°С должно быть не ниже: при номинальном напряжении трансформатора до 1 кВ - 100 МОм; 6 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.

Значение коэффициента для разности температур не указанной в таблице определяется умножением коэффициентов, сумма разности температур которых равна рассматриваемой разности (например: коэффициент, соответствующий разнице температур 8°С определяется умножением коэффициентов соответственно для разностей температур 3°С и 5°С.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgд. Тангенс угла диэлектрических потерь tgд обмоток измеряют мостом переменного тока P5026 по перевернутой схеме (см. рис. 12, где Тр - испытательный трансформатор; СN - образцовый конденсатор; Сх - испытываемый объект; G - гальванометр; R3- переменный резистор; R4 - постоянный резистор; С4 - магазин емкостей.) в последовательности согласно табл. 2. Перевернутая (обратная) схема применяется для измерения диэлектрических потерь объектов, имеющих один заземленный электрод. Измерение tgд на трансформаторах, залитых маслом, можно проводить при напряжении, не превышающем 2/3 заводского испытательного напряжения испытываемой обмотки.