Tema Nr. 1 (Transformatoarele de Curent)

CEZ DISTRIBUTIE CE 110 kV TG-JIU

TEMA Nr. 1: Trafo de curent 110 kV A.

Parti constructive, principiu de functionare

Transformatoarele de masura de curent au rolul de a schimba, intr-un raport dat, valoarea curentului care parcurge infasurarea primara. In acest sens infasurarea primara se conecteaza in serie cu circuitul primar si se compune dintr-un numar mic de spire. Infasurarea secundara se compunde dintr-un numar mai mare de spire, de sectiune corespunzatoare curentilor care o strabat.

Fig. 1. Schema de principiu a unui transformator de curent

1|Page Instruire PRAM 2015: Trafo de curent 110 kV

I – curentul curentul primar I – curentul curentul secundar W – nr nr de spire ale infasurarii primare w – nr nr de spire ale infasurarii secundare Principalele caracteristici tehnice ale transformatoarelor transformatoarelor de curent sunt urmatoarele: urmatoarele :

Curentul primar nominal I1n este curentul primar pentru care este determinat regimul nominal de functionare. Poate avea una din valorile: 5; 10; (12,5) 15; 20; (25); 30; 40; 50; (60); 75 A precum si multiplii zecimali ai acestor valori. Curentul secundar nominal I 2n 2n reprezinta curentul secundar pentru care este determinat regimul nominal de functionare si poate avea una din valorile, 1 sau 5 A. Tensiunea maxima de lucru Um reprezinta valoarea efectiva cea mai mare a tensiunii intre faze la care transformatorul de curent poate functiona in regim de lunga durata in conditii normale de exploatare. Raportul de transformare nominal Kn este raportul dintre curentul primar nominal si curentul secundar nominal

K n=I1n/I2n Raportul de transformare nominal este inscris de fabrica constructoare pe placuta indicatoare a transformatorului sub forma de fractie: la numarator curentul primar nominal si la numitor curentul secundar nominal. Eroarea de curent (eroare de raport) εi este eroarea pe care transformatorul de curent o introduce la masurarea curentului si care se datoreste faptului ca raportul de transformare real nu este egal cu raportul de transformare nominal. Este exprimata prin relatia:

εi = Kn(I2-I1)/I1 in care: Kn – este este raportul de trasformare nominal; I2 – curentul curentul secundar corespunzator la I 1; I1 – curentul curentul primar Eroarea de unghi δi este unghiul de defazaj dintre vectorul curentului primar si vectorul curentului secundar. Eroarea de unghi se considera pozitiva atunci cand vectorul curentului secundar este defazat inainte fata de vectorul curentului primar. Este exprimata de regula in minute. Clasa de precizie precizie reprezinta notarea conventionala a limitelor erorilor pe care transformatorul de curent trebuie sa le respecte in conditiile date. Sarcina secundara Z 2 este impedanta circuitului secundar cu indicarea factorului de putere. Sarcina secundara nominala Z 2n este sarcina secundara pentru care sunt garantate conditiile de precizie si functionare ale transformatorului de curent, Z 2 si Z 2n se exprima in ohmi. Puterea secundara nominala S 2n este puterea absorbita de sarcina secundara nominal in regim nominal de functionare si este data de expresia:


I – curentul curentul primar I – curentul curentul secundar W – nr nr de spire ale infasurarii primare w – nr nr de spire ale infasurarii secundare Principalele caracteristici tehnice ale transformatoarelor transformatoarelor de curent sunt urmatoarele: urmatoarele :

Curentul primar nominal I1n este curentul primar pentru care este determinat regimul nominal de functionare. Poate avea una din valorile: 5; 10; (12,5) 15; 20; (25); 30; 40; 50; (60); 75 A precum si multiplii zecimali ai acestor valori. Curentul secundar nominal I 2n 2n reprezinta curentul secundar pentru care este determinat regimul nominal de functionare si poate avea una din valorile, 1 sau 5 A. Tensiunea maxima de lucru Um reprezinta valoarea efectiva cea mai mare a tensiunii intre faze la care transformatorul de curent poate functiona in regim de lunga durata in conditii normale de exploatare. Raportul de transformare nominal Kn este raportul dintre curentul primar nominal si curentul secundar nominal

K n=I1n/I2n Raportul de transformare nominal este inscris de fabrica constructoare pe placuta indicatoare a transformatorului sub forma de fractie: la numarator curentul primar nominal si la numitor curentul secundar nominal. Eroarea de curent (eroare de raport) εi este eroarea pe care transformatorul de curent o introduce la masurarea curentului si care se datoreste faptului ca raportul de transformare real nu este egal cu raportul de transformare nominal. Este exprimata prin relatia:

εi = Kn(I2-I1)/I1 in care: Kn – este este raportul de trasformare nominal; I2 – curentul curentul secundar corespunzator la I 1; I1 – curentul curentul primar Eroarea de unghi δi este unghiul de defazaj dintre vectorul curentului primar si vectorul curentului secundar. Eroarea de unghi se considera pozitiva atunci cand vectorul curentului secundar este defazat inainte fata de vectorul curentului primar. Este exprimata de regula in minute. Clasa de precizie precizie reprezinta notarea conventionala a limitelor erorilor pe care transformatorul de curent trebuie sa le respecte in conditiile date. Sarcina secundara Z 2 este impedanta circuitului secundar cu indicarea factorului de putere. Sarcina secundara nominala Z 2n este sarcina secundara pentru care sunt garantate conditiile de precizie si functionare ale transformatorului de curent, Z 2 si Z 2n se exprima in ohmi. Puterea secundara nominala S 2n este puterea absorbita de sarcina secundara nominal in regim nominal de functionare si este data de expresia:


S2n=Z2n*In2 Infasurarile secundare ale transformatoarelor de curent se executa pentru puterile nominale indicate in tabelul 1 Tab 1 Puterile nominale ale secundarelor transformatoarelor Destinatia infasurarii secundare Masurare Protectie

Domeniul tensiunii nominale Clasa de precizie

60…220 [kV]

0.2 0.5 1 5P, 10P

Puterea [VA] 15; (20); 30 15; 30; (45); (50); 60 30; (45); (50); 60 30 + (45); (50); 60

Curentul primar nominal de saturatie I 1sn reprezinta valoarea maxima a curentului primar pentru care eroarea de curent a transformatorului la sarcina nominala si la cos ϕ=0,8 este 5% sau 10%. Curentul secundar nominal de saturatie I 2sn reprezinta curentul secundar 2sn corespunzator curentului primar nominal de saturatie.

Se defineste coeficientul de saturatie “n” raportul

. Acesta se inscrie pe placuta

indicatoare a transformatorului de curent. Valorile standardizate ale ceficientului de saturatie “n” sunt indicate in tabelul 2 Tab 2

Valorile coeficientului de saturatie “n” la transformatoarele de curent Destinatia infasurarii secundare Masurare Protectie

Domeniul tensiunii nominale

60…220 [kV] n < 10 sau n < 5 n > 30; n > 15; n > 10

Stabilitatea termica defineste termica defineste capacitatea transformatorului de curent de a suporta actiunea termica a curentilor de scurtcircuit in decursul unui interval de timp. Se exprima prin curentul limita termic It reprezentand curentul maxim garantat pentru care se asigura stabilitatea termica de 1 secunda, infasurarile secundare fiind scurtcircuitate. Se exprima in kA. Stabilitatea dinamica stabileste dinamica stabileste capacitatea transformatorului de curent de a rezista la actiunea mecanica a curentilor de scurtcircuit care trec prin infasurarile sale. Se exprima prin curentul limita dinamic Id care este valoarea de varf a primei alternante a curentului primar de scurtcircuit pentru care se asigura stabilitatea dinamica, infasurarile secundare fiind scurtcircuitate. Se exprima in kAmax. Valorile standardizate ale curentilor limita termic si dynamic sunt indicate in tabelul 3.


Tab 3 Valorile admisibile ale curentilor limita termici si dinamici la transformatoarele de curent Domeniul tensiunilor nominale (kV) 60…220

Curenti limita Termic It [kA] 120xIpn

Dinamic Id [kA] 2.5It

In tabelul 4 sunt indicate erorile admisibile ale transformatoarelor de curent. Tab 4. a Erorile transformatoarelor de curent: pentru infasurarile secundare de masura Erori tolerate Clasa de precizie

Curent primar in % din valoarea nominala

De curent εi (%)

120…100 0.1

±10 ±0.20 ±0.25 ±0.20 ±0.35 ±0.50 ±0.50 ±0.75 ±1.00 ±1.00 ±1.50 ±2.00 ±3.00

20 10

120…100 0.2

20 10

120…100 0.5

20 10

120…100 1.0

20 10

3.0

100…50

De unghi δi (minute)

Limitele sarcinii secundare Zs, fata de cea nominala la cosϕ=0,8*

±5 ±8 ±10 ±10 ±15 ±20 ±30 ±40 ±60 ±60 ±80 ±120

25…100

-

50…100 Tab. 4 . b

Erorile transformatoarelor de curent pentru infasurarile secundare de protectie Clasa de precizie

Eroarea de curent pentru curentul nominal εi (%)

5P 10P

±1 ±3

Defazajul pentru curentul nominal minute

centiradiani

±60

±108

-

-

Eroarea compusa pentru curentul I1=n*INP-εc(%) 5 10

Erorile de curent si de unghi cresc cu cat curentul primar este mai mic in raport cu curentul

primar nominal; astfel, la un curent primar de 10…20% din curentul primar nominal erorile de curent sunt mai mari decat in cazul in care curentul primar ar fi egal sau mai mare decat 20% din curentul primar nominal. La o depasire a curentului primar nominal de peste 20%, erorile cresc rapid datorita saturatiei circuitului magnetic al transformatorului.


Transformatoarele de curent pot avea doua regimuri de functionare, si anume: regimul normal de functionare si regimul de supracurent, cand functioneaza la suprasarcina sau cand in retea exista un regim de avarie. Precizia transformatorului de curent in functionarea normala este determinata de clasa de precizie, precizie, iar in regim de supracurent este determinata de coeficientul de saturatie “n” sau de caracteristica supracurent. Clasa de precizie pentru un transformator de curent este indicate prin acea cifra care corespunde erorilor maxime tolerate in conditiile stabilite. Clasa de precizie a transformatorului de curent este indicata in concordanta cu eroarea de curent maxima tolerata εi – tabelul 4. Indicatorul clasei de precizie reprezinta chiar eroarea de curent admisa in conditiile nominale de functionare. Caracteristica de supracurent reprezinta relatia dintre curentul secundar si curentul primar in regim de functionare de supracurent. Aceasta caracteristica, nelineara din cauza propietatiilor de nelinearitate ale circuitului magnetic, este reprezentata grafic in fig. 2. In abscisa este reprezentat curentul primar ca multiplu al curentului primar nominal, iar in ordonata – curentul curentul secundar ca multiplu al curentului secundar nominal. Caracteristica ideala de supracurent a transformatorului de curent este situata pe dreapta

εi=0 (curba 2) pana la un multiplu mic (3…5) din valoarea curentului primar nominal si apoi pe linia I2=const. In acest fel aparatele de masurat din secundarul transformatorului de curent sunt protejate impotriva efectelor daunatoare ale supracurentilor din retea. La secundarele pentru protectie ale transformatoarelor de curent, caracteristica de supracurent ar trebui situata pe linia εi=0 pana la valorile cele mai mari ale curentului primar pentru ca aparatele de protectie sa actioneze sigur si la curentii cei mai mari de scurtcircuit. In realitate, caracteristicile de supracurent sunt niste curbe care difera de cele ideale, vezi fig 2. Coeficentul de saturatie, conform definitiei date anterior, este definit de raportul n=

.

In fig 2, coeficientul de saturatie reprezinta intersectia dintre caracteristica de supracurent cu linia εi=10% luata pe abscisa.


Fig. 2 Caracteristica de supracurent a transformatorului de curent: 1 – caracteristica ideala pentru masurare 2- caracteristica ideala pentru protectie 3 – caracteristica reala pentru masurare 4- caracteristica reala pentru protectie

Transformatoarele de curent se clasifica dupa urmatoarele criterii: a)

Dupa principiul constructiv cu circuit magnetic inchis cu circuit magnetic deschis cu circuit magnetic in aer b) Dupa tensiunea de izolatie: 0,5(3); 6; 10; (15); 20; (25); 30; 35; 60; 110; 220; 400 kV; c) Dupa curentul primar nominal: 5; 10; (12,5); 15; 20; (25); 30; 40; 50; 75 A si multiplii zecimali ai acestor valori; d) Dupa curentul secundar nominal: 1 si 5 A;


e) f)

Dupa clasa de precizie la cele cu secundarul pentru masura: 0,1; 0,2; 0,5; 1; 3 ; 5; Dupa clasa de precizie la cele cu secundarul pentru protectie: 5P; 10P;

g)

Dupa puterea nominala: 1; (1,25) 1,5; 2,5; 5; 10; 15; (20); 30; (45); (50); 60; 90

VA; h) Dupa locul de montaj: in instalatii interioare si exterioare; i) Dupa felul izolatiei de baza: in portelan, in rasina, in ulei; j) Dupa modul de montare: transformatoare de curent tip suport si transformatoare de curent tip trecere; k) Dupa constructia infasurarii primare: transformatoare de curent cu infasurare monospirala si transformatoare de curent cu infasurarea multispirala; l) Dupa posibilitatea de comutare a infasurarii primare sau secundare: Cu infasurarea primara sau secundara necomutabila; Cu infasurarea primara sau secundara comutabila; In doua sau mai multe trepte; m) Dupa numarul infasurarilor secundare: cu o infasurare cu doua sau mai multe infasurari In ceea ce priveste transformatoarele cu izolatie de baza in ulei, ele pot fi:

n)

cu respiratie libera, cand uleiul din cuva transformatorului sau carcasa izolanta este in contact direct cu aerul atmosferic; etanse, cand uleiul din cuva transformatorului sau carcasa izolanta nu este in contact direct cu aerul atmosferic, etanseitatea fiind realizata cu un burduf sau o membrana din cauciuc care preia variatiile de volum ale uleiului din interior; Dupa tensiunea nominala de functionare: joasa tensiune medie tensiune inalta tensiune

Scheme de conexiuni ale transformatoarelor de curent. Pentru conectarea aparatelor de masurat si protectie, infasurarile secundare ale transformatoarelor de curent se pot lega intre ele in diferite moduri. Deoarece multe aparate de masurat si protectie sunt sensibile la valoarea amplitudinii curentului si la sensul, respectiv la defazajul vectorilor acestor marimi, este necesar sa se dea o atentie deosebita modului in care se executa conexiunile la transformatorul de curent. Din aceasta cauza bornele transformatoarelor de curent sunt marcate dupa anumite reguli stabilite prin norme de fiecare tara. La transformatoarele de curent de fabricatie romaneasca bornele infasurarii primare sunt

marcate cu literele “P1” si “P2”, iar bornele infasurarii secundare cu literele “s1” si “s2”. In instalatii se gasesc transformatoare de curent, marcate cu notatii mai vechi: “L1” si “L2” sau “L” si “K” pentru bornele infasurarilor primare respective “l1” si “l2” sau “l” si “k” pentru bornele infasurarilor secundare. Indicele “1” este folosit pentru a indica, in mod conventional, inceputul infasurarlor, iar 7|Page Instruire PRAM 2015: Trafo de curent 110 kV

indicele “2” sfarsitul infasurarilor. In cazul transformatoarelor cu mai multe infasurari, inaintea literelor “s1(l1, l)” si “s2(l2, k)” se inscriu cifrele 1…4 functie de numarul infasurarilor. In schemele electrice transformatorul de curent se reprezinta simplificat ca in fig 3, in care

P1, P2 reprezinta infasurarile primare, iar 1s1, 1s2….4s1, 4s2 reprezinta infasurarile secundare.

Fig. 3 Reprezentarea unui transformator in schemele electrice: a – schema detaliata b – schema simplificata c – simbolizare generala In general se respecta urmatoarea regula de legare in schemele electrice a transformatoarelor de curent (fig 4): aparatul sau releul se leaga la bornele infasurarii secundare, astfel incat sensul de curgere a curentului prin bobina aparatului sau releului sa fie acelasi ca in cazul cand acesta ar fi legat direct in circuitul primar – cand curentul circula in infasurarea primara de la borna P1 la borna P2, in infasurarea secundara curentul circula de la borna s2 la borna s1, adica in circuitul exterior legat la infasurarea secundara, curentul circula de la borna s1 la borna s2.


Fig. 4 Marcarea bornelor transformatoarelor de curent in schemele electrice a – legare directa b – legare prin transformator de curent

Schemele de legare ale transformatoarelor de curent sunt reprezentate in fig. 5.


Fig 5 Schemele de conexiune ale transformatoarelor de curent a – stea completa; b – stea incompleta; c – trunghi stea; d – diferentiala e – filtru de secventa homopolara; f- serie; g – parallel Schema de conectare in stea a transformatoarelor de curent si a releelor (fig. 5 a) foloseste transformatoare de curent pe toate fazele. Prin bobinele releelor inseriate pe cele trei conductoare de faza circula curentii secundari pe faza i n=IR/nc etc., iar prin bobina releului inseriat pe conductorul de nul circula triplul curentului de secventa homopolara 3i h=1/nc(IR+ IS+ IT). In aceasta schema, releele legate de faza sunt sensibile la toate categoriile de scurtcircuite, iar releul legat pe conductorul de nul numai la scurtcircuite monofazate, de aceea, schema este utilizata in retelele cu punctul neutru legat direct la pamant, unde pot aparea toate felurile de scurtcircuite. Schema de conectare in stea incompleta a transformatoarelor de curent si a releelor (fig 5 b) foloseste transformatoare de curent numai pe doua faze. Schema se poate realiza cu doua relee, legate pe fazele cu transformatoare sau cu trei relee, legate pe fazele cu transformatoare si

10 | P a g e Instruire PRAM 2015: Trafo de curent 110 kV

pe conductorul de intoarcere. Prin conductorul de intoarcere circula curentul i0s=-1/nc(IR+ I T), adica curentul fazei S, egal cu I s/nc. In aceasta schema, releele legate pe conductoarele de faza sunt sensibile la toate scurtcircuitele polifazate, cum si la scurtcircuitele monofazate pe fazele respective, iar releul legat pe conductorul de intoarcere este sensibil numai la scurtcircuitele bifazate intre fazele R si S sau S si T. Schema se utilizeaza de regula perntru protectia contra scurtcircuitelor intre faze in retelele cu neutral izolat sau compensate. Schema de conectare a transformatoarelor de curent in triunghi si a releeelor in stea (fig. 5 c), prezinta urmatoarele caracteristici in functionare: Releele sunt parcurse de curenti si deci actioneaza la orice fel de scurtcircuite intre faze; Relatia dintre curentii secundari pe faza si curentii prin relee depinde de felul scurtcircuitelor, de exemplu, in cazul unui scurtcircuit trifazat (ca si in regim normal), curentii prin

relee sunt de √3 ori mai mari decat curentii pe faza si defazati fata de acestia cu 30°; Curentii de secventa homopolara se inchid in infasurarile legate in triunghi si deci nu trec prin relee, astfel ca, la scurtcircuitele monofazate, prin relee circula numai componentele de secventa directa si inversa ale curentului de scurtcircuit. Schema din fig. 5 c se foloseste la protectiile contra scurtcircuitelor polifazate. Schema cu doua transformatoare de curent si cu un releu alimentat cu diferenta curentilor (fig 5 d), se foloseste de asemenea pentru protectia contra scurtcircuitelor polifazate. Curentul prin releu este ir =1/nc(IR- IT)=iR-iT. In regim normal sau in cazul scurtcircuitelor trifazate, diferenta geometrica IR- IT este de √3 ori mai mare decat curentul pe faza. In cazul scurtcircuitelor bifazate, curentul prin releu depinde de fazele defectate, astfel:

-

la scurtcircuit R-T, ir =2IR/nc; la scurtcircuit R-S sau S-T, i r =iR sau ir =iT

In cazul scurtcircuitelor monofazate, pe faza fara transformator de curent, prin releu nu circula nici un curent. Aceasta schema este in mod special contraindicata pentru transformatoarelor de forta cu conexiunea stea-triunghi. Schema de conectare a transformatoarelor de curent ca filtru de secventa homopolara (fig. 5 e) se realizeza cu transformatoarele de curent de pe cele trei faze legate in paralel in secundar si cu releul inseriat pe conductorul care uneste bornele lor. In regim normal si in cazul scurtcircuitelor trifazate sau bifazate, suma curentilor pe cele trei faze este nula si de aceea prin releu nu circula decat curentul de dezechilibru cauzat de neidentitatea caracteristicilor transformatoarelor de curent. In cazul scurtcircuitelor monofazate, apare numai prin faza avariata un curent de scurtcircuit care, prin transformatorul respectiv, se transmite releului. Schema se utilizeaza la protectiile contra scurtcircuitelor monofazate, in retelele cu neutrul legat direct la pamant si pentru semnalizarea punerilor la pamant monofazate in retelele cu neutrul izolat sau compensat. Aceleasi rezultate se obtin si cu schema reprezentata in fig 5 a, care are releul pe conductorul neutru.


La legare in serie a infasurarilor secundare ale transformatoparelor de curent (fig. 5 f), schema folosita la transformatoarele de puteri mici, incluse in barele capsulate sau in izolatoarele transformatoarelor de forta, sarcina ce revine fiecarui transformator este 50% din sarcina secundara totala, deci se mareste sarcina secundara utila. Legarea in paralel a infasurarilor secundare ale transformatoarelor de curent (fig 5 g) face ca sarcina ce revine fiecaruia sa se dubleze (ceea ce constituie un dezavantaj), iar raportul de transformare sa se micsoreze de doua ori fata de cazul montajului cu un singur transformator. Conform normelor de tehnica securitatii, circuitele transformatoarelor de curent se leaga intotdeauna la pamant. B.

infasurarilor

secundare

ale

Verificarea transformatoarelor de curent

Pregatirea transformatoarelor pentru probe: Verificarea preventiva a transformatoarelor de curent se executa pe baza de autorizatie de lucru, cu scoaterea de sub tensiune a instalatiei. a) Separarea transformatoarelor trebuie efectuata atat pe partea de inalta tensiune (prin separarea lui vizibila din ambele parti cu ajutorul separatoarelor si prin demontarea legaturilor la bornele primare ale transformatoarelor), cat si pe partea secundara b) Verificarea aspectului exterior – Operatiile de verificare difera in functie de tipul transformatorului de masura: Pentru transformatoarele cu izolatie de hartie impregnate in ulei, in cuva metalica sau in carcasa izolanta  Controlul nivelului de ulei, prin urcarea pe scara la nivelul indicatorului de ulei;  Verificarea starii garniturilor la capacul trafo si la baza;  Verificarea lipsei fisurilor in carcasa de portelan sau in cazul bornelor primare si secundare din portelan;  Verificarea lipsei scurgerilor de ulei la capacul trafo sau la baza si controlul strangerii suruburilor de fixare;  Verificarea starii bornelor de joasa tensiune (lipsa scurgerilor de ulei pe la garniture si lipsa fisurarii bolturilor). Pentru transformatoarele cu izolatie din rasina epoxidica (uscate): Controlul starii exterioare a carcasei in rasina epoxidica, pentru  depistarea unor eventuale fisuri, crapaturi sau urme de arc electric pe suprafata transformatorului; Controlul starii bornelor primare si secundare  In cazul in care se constata urme de rugina, clemele se curate, iar  suruburile si piulitele se inlocuiesc cu altele noi. c) Curatarea transformatoarelor se face si in functie de tipul lor, astfel: Pentru transformatoarele in ulei, curatarea consta in simpla stergere cu o carpa curata si uscata atat a capului trafo, cat si a carcasei de portelan. In cazul scurgerilor de ulei pe carcasa, o curatare buna se poate obtine prin stergerea portelanului cu o carpa inmuiata in benzina de extractie (neofalina) sau alcool industrial. Stergerea va fi efectuata pana la indepartarea oricarei urme de umezeala de pe suprafata carcasei de portelan.. In ce priveste bornele secundare, acestea se vor sterge cu o carpa uscata, pana la indepartarea completa a prafului si a umiditatii.


Pentru transformatoarele in rasina epoxidica, operatia de curatire consta in stergerea lor cu o carpa curata si uscata, pana la indepartarea totala a prafului si a umiditatii de pe suprafata acestora si de pe bornele secundare. Executia probelor de verificare a transformatoarelor de curent Probele se executa de preferinta, in ordinea indicata in normativul PE116/94 1.

Incercarea uleiului din cuva

1.1.

Scopul probei

La transformatoarele cu izolatie interna formata din hartie si ulei electroizolant se executa, dupa caz, controlul curent sau analiza redusa a uleiului electroizolant, in vederea depistarii urmatoarelor cauze posibile de degradarea acestuia: umezirea lui in contact cu umiditatea ambianta, mai ales in cazul transformatoarelor de curent cu respiratie libera sau a celor cu filtru cu silicagel incorect exploatat oxidarea (imbatranirea) uleiului, datorita oxigenului din atmosfera ambianta sau oxigenului dizolvat in ulei, urmata de aparitia rezidurilor; poluarea lui, ca urmare a lipsei acuratetei de executie a transformatorului in fabrica, dizolvarii in timp a unor materiale care intra in componenta transformatorului sau a contaminarii lui cu particule solide sau gaze existente in mediul ambient. In asociere cu celelalte probe care au in vedere starea izolatiei globale a transformatorului (rezistenta de izolatie si tgΔ), verificarea uleiului permite tragerea unor concluzii corecte si in pr ivinta starii izolatiei solide din hartie electroizolanta a transformatorului 1.2.

Conditii specifice impuse la recoltarea probelor

Recoltarea probelor se face de regula in sezonul cald, la temperaturi ambiante intre 10° si 30°C, pe timp uscat si frumos (umiditate atmosferica relativa, sub 80%), pentru a se evita contaminarea probei. Se interzice recoltarea probelor pe timp de ploaie, ceata, bruma, vant puternic si praf. Recoltarea probelor de ulei se face, de preferinta imediat dupa deconectarea transformatorului (transformatorul de masura este inca in stare calda). In aceasta situatie, este de presupus ca eventuala umiditate in transformator mai este inca cedata de mediul mai cald (bobinajul), mediului mai rece (uleiul de transformator). 1.3.

Modul de recoltare a probei. Dispozitivul de recoltare

Probele se recolteaza numai de la busoanele speciale de golire si luare a probelor de ulei, situate la baza transformatorului. 1.4.

Metodologia de masurare

Masurarea se realizeaza cu trusa de rigiditate dielectrica tip MEGGER. Valorile admisibile pentru rigiditatea uleiului sunt indicate in tabelul 5


Tab 5 Momentul efectuarii probei Inainte de umplere Dupa umplere PIF In exploatare

Rigiditatea dielectrica minima admisibila [kV/cm] 60 – 110 kV 200 200 160 140

2.

Masurarea rezistentei de izolatie a infasurarilor

2.1.

Scopul probei

Masurarea are drept scop determinarea modificarilor care intervin in izolatia transformatorului de masura ca urmare a transportarii, depozitarii necorespunzatoare sau solicitarii ei in exploatare. In curent continuu, ca orice dielectric industrial, izolatia formata din hartie electrotehnica si ulei electroizolant are o rezistenta de izolatie finita, permitand trecerea unui curent de conductie permanent, chiar dupa ce fenomenul de polarizare instantanee sau lenta a dielectricului s-a produs (curentul de absortie prin dielectric a devenit nul). In exploatare, in locul curentului care strabate dielectricul, se prefera masurarea rezistentei in curent continuu, la o tensiune de masura data, care este denumita rezistenta de izolatie. Scaderea rezistentei de izolatie in exploatare se poate datora urmatoarelor cauze: umezirea partiala sau totala, in timp, a izolatiei; impurificarea izolatiei interne a transformatoarelor de masura cu produsele rezultate, ca urmare a degradarii uleiului electroizolant in timp; existenta unei cai conductoare, sub forma unui traseu carbonizat, al unei conturnari sau strapungeri. 2.2.

Aparatura si metodologia de masurare

Masurarea rezistentei de izolatie la PIF si in exploatare se executa in principal cu megohmetrul de 2500V timp de un minut, respectand urmatoarele indicatii: Se conecteaza inductorul intre infasurarea primara si cuva transformatorului de masura conform schemei din fig 6


Fig 6 Schema de montaj a inductorului Se conecteaza inductorul intre fiecare infasurare si cuva transformatorului de conform schemei din fig 7

Fig 7 Schema de montaj a inductorului Se conecteaza inductorul intre infasurarea primara si fiecare infasurare secundara conform schemei din figura 8

Fig 8 Schema de montaj a inductorului Se conecteaza inductorul intre infasurarile secundare conform schemei din figura 9


Fig 9 Schema de montaj a inductorului Pentru conectarea megohmetrului la transformatorul de masura verificat se utilizeaza cordoanele proprii ale aparatului. Acestea vor fi prevazute cu papuci la ambele capete, iar pentru operativitate, masurarea se poate efectua prin atingerea bornelor obiectului verificat. In acest caz se pot utiliza testeri speciali confectionati, care se conecteaza la cordoanele de masura. 2.3.

Interpretarea rezultatelor

Atat curentul de conductie, cat si rezistenta de izolatie a unui dielectric, depind de dimensiunile lui geometrice. Din acest motiv, pentru compararea valorilor obtinute la PIF si in exploatare ar trebui normate valori limita nu numai pentru fiecare tip de transformator de masura in parte, dar si pentru fiecare schema de masura posibila. Avand in vedere acest aspect, valorile masurate pentru rezistenta de izolatie nu se pot compara decat cu valori masurate anterior pe acelasi aparat sau pe aparate de acelasi tip. In interpretarea rezultatelor trebuie sa se tina seama de temperatura transformatorului in momentul masurarii, stiut fiind ca rezistenta de izolatie scade relativ mult cu cresterea temperaturii. Din acest motiv, se recomanda efectuarea masuratorilor la temperaturi cuprinse intre 10°C si 30°C.

Rezultatele obtinute se compara cu cele de la PIF, nefiind tolerate fata de acestea, scaderi sub:

-

50%, la transformatoarele de curent cu UN≤110kV; 70%, la transformatoarele de curent cu UN≥110kV.

In exploatare, daca datele de la PIF lipsesc, pot fi luate in considerare urmatoarele valori minime ale rezistentei de izolatie:

pentru infasurarea primara 5000 MΩ la transformatoarele de curent de 110-400kV; 2000 MΩ la transformatoarele de curent de 6-35 kV pentru infasurarile secundare 50 MΩ intre infasurari sau fata de cuva. -


3.

Masurarea tangentei unghiului de pierderi dielectrice (tgΔ) ale izolatiei principale

3.1.

Scopul probei

Conform normativului PE 116/94, proba se executa la transformatoarele de curent de 110400 kV, cu respiratie libera sau etanse. Ca si celelalte probe care au drept scop stabilirea modificarilor intervenite in starea generala a izolatiei transformatoarelor cu izolatie hartie -ulei (rezistenta de izolatie si calitatea uleiului electroizolant), masurarea tgΔ are drept scop depistarea, in principal, a unei eventuale umeziri a izolatiei interne a transformatoarelor cu respiratie libera, la care uleiul intra in contact direct cu aerul atmosferic sau a transformatoarelor etanse, la care variatiile de volum ale uleiului sunt preluate de catre un burduf. Tangenta unghiului de pierderi dielectrice, cunoscuta in literatura de specialitate si sub denumirea de factorul de pierderi dielectrice, este definita prin raportul dintre componenta activa si reactiva a curentului care strabate un material electroizolant:

tgΔ=Ia/Ir In cazul hartiei electroizolante impregnate cu ulei si umezita, componenta activa a curentului ce strabate izolatia creste mult, conducand la o crestere proportionala a tgΔ. Intrucat, in functie de conditiile ambiante si de incarcarea transformatorului, mediul cel mai umed poate fi izolatia de hartie sau uleiul electroizolant, este necesar ca toate probele care vizeaza umezirea transformatorului, si anume: rezistenta de izolatie; prelevarea uleiului pentru verificarea rigiditatii dielectrice; masurarea tgΔ sa se faca asociat. La echipamentele cu izolatia interna formata din hartie electroizolanta impregnate cu ulei,

tgΔ pune in evidenta, in egala masura, modificarile intervenite ca urmare a imbatranirii termice a hartiei electroizolante. Factorul de pierderi dielectrice global al izolatiei transformatoarelor de masura este influentat de calitatea uleiului electroizolant cu care acestea sunt umplute, care poate prezenta valori foarte ridicate in exploatare, ca urmare a oxidarii lui in prezenta oxigenului atmosferic sau a umezirii lui peste anumite limite, in prezenta umiditatii ambiante. Din acest motiv, analiza rezultatelor verificarilor de izolatie trebuie facuta pe ansamblul probelor nedistructive. 3.2. Scheme care transformatoarele de curent

permit

masurarea

factorului

de

pierderi

dielectrice

la

Conexiunea cea mai des utilizata la masurarea factorului de pierderi dielectrice la transformatoarele de curent este infasurarea de inalta tensiune scurtcircuitata fata de secundarele scurtcircuitate legate la soclul metalic (cuva), la care se conecteaza si eventualele ecrane existente, adica:


IT-(jt+C+E) Aceasta conexiune permite determinarea unei tgΔ globale, cuprinzand atat starea hartiei electroizolante, cat si a uleiului. Conexiunea este foarte avantajoasa din urmatoarele motive: necesita un numar redus de masuratori; permite utilizarea unei scheme normale la puntea de masura, mult mai usor de ecranat si manipulat, determinariile fiind mult mai putin eronate de influentele electrostatice si electromagnetice exterioare. Singura conditie impusa de aceasta schema este izolarea transformatorului fata de pamant, pe durata probei. O schema similara se poate adopta si in cazul masurarii transformatoarelor reparate sau reconditionate in atelier, avand in vedere ca, pentru a nu influenta rezultatele, este suficienta introducerea sub soclul transformatorului a unei placi de sticlotextolit sau pertinax de 1 cm grosime si care sa asigure urmatoarele conditii de izolare:

-

o rezistenta de izolatie fata de pamant a transformatorului de 10MΩ; o tensiune de tinere de 50Hz – 1min de 2kV.

In figura 10 este data schema normal a puntii de inalta tensiune tip Schering

Fig 10 Schema normala a puntii Schering : T – Transformatorul de alimentare; G – Indicatorul de echilibru; Zx – obiectul de masurat; CN – condensatorul etalon; C’1p, C’’1p, R’1p, R’’1p – capacitatile si rezistentele parazite datorate conductorului de inalta tensiune; C’2p, C’’2p, R’2p, R’’2p – capacitatile si rezistentele parazite dintre conductoarele de legatura ale obiectului si condensatorului etalon la punte, fata de ecrane, precum si ale bratelor R 3 si R4 ale puntii fata de ecran


In aceasi figura au fost indicate si curentii paraziti care se scurg, sub influenta tensiunii proprii de alimentare a puntii, prin capacitatile parazite, dintre firul de inalta tensiune si bratele ecranate R3 si R4 ale puntii (I’1p si I’’1p), precum si curentii I’2p si I’’2p care se scurg prin capacitatile parazite ale firelor de legatura cu puntea ale obiectului de incercat, si ale condensatorului etalon. In privinta curentilor I’1p si I’’1p, in cazul puntilor actuale in care bratele actuale 3 si 4 ale puntii sunt ecranate printr-un invelis metallic pus la pamant, acestia se scurg direct la pamant, fara a mai produce o falsa dezechilibrare a puntii, prin inchiderea lor la pamant prin bratele R3 si R4 ale puntii. Ecranarea conductorului de inalta tensiune reduce aproape in totalitate erorile de masurare ale trusei la tensiunea de alimentare a puntii de 10 kV.

Pentru adaptarea aceleasi conexiuni la determinarea tgΔ la transformatoarele de curent din exploatare, care nu au soclul izolat fata de pamant, utilizarea schemei normale nu mai este posibila. In astfel de cazuri se utilizeaza schema “rasturnata” a puntii de inalta tensiune care permite masurarea obiectelor cu un electrod pus la pamant.

Fig 11 Schema rasturnata a puntii Schering


Fig 12 Masurarea tgΔ la transformatorul de curent CESU – 110 kV, in schema rasturnata a puntii Schering

3.3.

Conditii in care se excuta masurarea

Conditiile in care se executa masurarea tgΔ la transformatoarele de masura sunt date in normativul PE116/94. Fata de acesta, trebuie facute in plus urmatoarele precizari: Masurarea se executa numai dupa ce toate legaturile exterioare la transformatorul ce urmeaza a fi verificat atat pe partea primara, cat si pe partea secundara, au fost indepartate. Masurarea se executa numai pe timp frumos si uscat (temperatura ambianta de 10°C si umiditatea sub 80%), in caz contrar, rezultatele putand fi eronate datorita umezirii bornelor secundare sau carcasei de portelan. In timpul probei este necesar ca temperatura uleiului din transformator sa fie cuprinsa intre

10 si 30°C, valori limita prevazute in normative. Nu se pot efectua masuratori pe timp de burnita, ceata, roua, bruma etc.

Inainte de inceperea masuratorii, se curata suprafata carcasei de portelan, de preferinta cu alcool, si se sterg bornele de joasa tensiune pana la uscarea lor complete. In mod normal, masurarea tgΔ trebuie facuta la tensiunea nominala a transformatorului, aceasta fiind de obicei, tensiunea la care se fac determinarile si in fabrica. In exploatare nu este posibil efectuarea masuratorilor la tensiunea de lucru si in consecinta masuratoarea se va executa la tensiunea de 10kV si la tensiunea nominala a obiectului incercat.


3.4.

Executia masurarii

Pentru masurare se utilizeaza puntea DOBLE M4100, iar conexiunea transformatorului in timpul masurarii este: infasurarea de inalta tensiune scurtcircuitata, fata de secundarele scurtcircuitate si legate la cuva, la care se conecteaza si eventualele ecrane existente. Fig 13

Fig. 13 Modalitatea de testare GST Ground Read & Blue pentru transformatoarele de curent 110 kV Trusa M4100 foloseste un generator de unda sinusoidala interna si un amplificator de putere de 3KVA pentru a genera un semnal de test izolat de 0-12 kV. Trusa masoara apoi tensiunea si curentul echipamentului de test utilizand o impedanta de referinta. Trusa calculeaza si reda rezultatele testului transformand datele culese in marimi vectoriale (amplitudine si faza) si aplicand teoria conventionala a circuitelor in curent alternativ. Toate rezultatele obtinute – inclusive pierderile de putere, factorul de putere si capacitatea – sunt derivate din vectorii de tensiune curent. Pentru a elimina interferentele, trusa utilizeaza tehnici de ecranare si de anulare, inclusive inversarea sincronizarii liniei si modularea frecventei de linie. Tehnica FM presupune efectuarea testelor la o frecventa sinusoidala mai mare si la una mai mica decat decat frecventa liniei si realizarea unei medii a rezultatelor. Inainte de calcularea rezultatelor, instrumentul foloseste detectarea sincrona pentru a elimina orice interferenta a componentelor curentului din setul de date achizitionate. Detectarea sincrona este un procedeu matematic ce separa o singura componenta a frecventei untr-un


semnal. Este asemanatoare unui filtru trece-banda setat la frecventa de test. Detectarea sincrona este de asemenea utila in filtrarea armonicilor si zgomotelor din se mnalul de test. De regula rezultatele masuratorilor se compara cu cele initiale, considerandu-se normal o dublare a tangentei unghiului de pierderi dielectrice la 5 ani. In caz ca aceste valori lipsesc se pot utiliza ca referinta valorile din tabelul 6. Valori admise pentru TC 110 kV Ocazia verificarii

tgΔ a izolatiei principale masurata cu puntea de 10kV

PIF In eploatare Reconditionate

3.5.

Tabelul nr 6

Etans 1.2% 3% 1.2%

Respiratie libera 1.5% 5% 1.5%

Masuri suplimentare de protectia muncii

Intrucat urmeaza ca in timpul incercarii sa se aplice o tensiune de 10 kV , este necesar sa se respecte cu strictete toate indicatiile referitoare la acest gen de lucrari, din IPSM nr 1 din 2007

“Instructiuni proprii de securitatea muncii” 4. Incercarea izolatiei infasurarilor secundare ale transformatoarelor de curent cu tensiune alternativa marita 4.1.

Scopul probei

Incercarea izolatiei de curent se executa cu scopul de a se determina integritatea izolatiei infasurarilor secundare fata de partile legate la pamant ale transformatorului sau fata de alte infasurari secundare. Aceasta proba pune in evidenta slabirea, ca urmare a imbatranirii sau degradarii sub actiunea conditiilor de mediu (umeziri, depuneri de praf), a izolatiei infasurarilor secundare fata de masa sau fata de alte infasurari secundare 4.2.

Modul de executie a incercarii

Fig 14 Schema de incercare cu tensiune marita a infasurarilor secundare la transformatoarele de curent, utilizand trusa de 2 kV


In vederea incercarii, se desfac legaturile la transformatorul ce urmeaza sa fie incercat, atat pe partea primara, cat si pe partea secundara. Infasurarea ce urmeaza sa fie incercata se scurtcircuiteaza si se leaga la borna de 2 kV a trusei. Infasurarile celelalte, inclusive infasurarea primara, se scurtcircuiteaza si se leaga la pamant. Se alimenteaza trusa de 2 kV de la retea si se creste lent tensiunea, pana la valoarea tensiunii de incercare.

Încercarea se executa cu: - 2 kV – 1 min., pentru înfasurarile având un curent nominal de 5A; - 4 kV – 1 min, pentru înfasurarile având un curent nominal de 1 A si o putere nominala egala sau mai mare de 30 VA, în cazul în care furnizorul nu indica alte tensiuni de încercare. Tensiunea se aplica succesiv între fiecare înfasurare secundara si celelalte legate la soclul /cuva) transformatorului. Dupa scurgerea timpului de incercare, se coboara lent tensiunea si se deconecteaza trusa de la retea. Se descarca infasurarea incercata cu o stanga legata la pamant, dupa care se desface montajul, refacandu-se schema initiala de functionare a transformatorului de curent. 4.3.

Interpretarea rezultatelor probelor

In timpul probei nu trebuie sa apara strapungeri sau conturnari exterioare sau interioare. Transformatoarele la care nu apar fenomenele de mai sus se considera corespunzatoare si pot ramane in instalatii. Transformatoarele la care apar necorespunzatoare, urmand sa fie inlocuite. 4.4.

fenomenele

de

mai

sus

vor

fi

declarate

Masuri specifice de protectia muncii

Intrucat urmeaza ca in timpul incercarii sa se aplice o tensiune de 2-4 kV, este necesar sa se respecte cu strictete toate indicatiile referitoare la acest gen de lucrari, din IPSM nr 1 din 2007

“Instructiuni proprii de securitatea muncii” 5.

Incercarea izolatiei infasurarilor primare cu tensiune alternativa marita

5.1.

Scopul probei

Incercarea izolatiei infasurarilor de inalta tensiune cu tensiune alternativa marita aplicata se executa cu scopul de a se evidentia eventualele defecte concentrate aparute intre infasurarea primara si partile puse la pamant ale transformatorului, la transport, montaj sau exploatare. Incercarea izolatiei dintre sectiunile infasurarii primare se efectueaza cu scopul de a se determina in ansamblu calitatea acesteia. Aceasta incercare nu pune in evidenta defecte


concentrate ale izolatiei intre sectiuniile infasurarii primare, ci numai starea generala a izolatiei dintre acestea. 5.2.

Aparatura necesara si scheme de incercare.

Avand in vedere tensiunile de incercare impuse prin normativul PE 116/94, infasurarea primara a transformatoarelor de curent poate fi incercata in conditii de exploatare la locul de montaj numai pentru transformatoarele cu tensiuni pana la 35 kV inclusiv, Peste aceasta tensiune , infasurarea primara a transformatoarelor de curent poate fi incercata numai in cadrul atelierelor de reparatie trafo. Schema de incercare pentru transformatoarele de curent 6 – 35 kV, utilizand laboratorul mobil, este prezentata in figura 15

Fig 15. Schema de incercare cu tesniune marita a izolatiei primare la transformatoarele de curent, utilizand laboratorul mobil Schema de incercare pentru transformatoarele de curent cu tensiuni nominale de 110 – 400 kV este similara cu cea prezentata in figura 15, cu singura deosebire ca, in locul laboratorului mobil, apare sursa de inalta tensiune fixa a atelierului in care se efectueaza incercarea.

Fig 16. Schema de masurare a rezistentei de izolatie dintre sectiunile infasurarii primare la transformatoarele de curent


5.3.

Modul de lucru si interpretarea rezultatelor

a.

Izolatia principala

Tensiunea se aplica timp de 1 min intre bornele infasurarii primare legate intre ele si soclu (cuva) plus bornele infasurarii secundare legate la pamant. Valorile tensiunii de incercare: Pentru transformatoarele din tara Tabelul nr 7

m (kV)

,2

2

17,5)

4

36)

42)

72)

23

45

20

înc

8

6,2

4,2

5

3

2

26

07

14

10

(kV)

-

Pentru transformatoarele din strainatate

Transformatoarele din import se vor încerca cu 90% din tensiunea de încercare în fabrica. b.

Sectiunile înfasurarilor primare comutabile

Izolatia între înfasurarile primare comutabile se încearca cu megohmetrul de 2500 V. Se considera corespunzator transformatorul de curent care in cursul incercarilor nu prezinta conturnari sau strapungeri sau la care in timpul incercarii nu se aud zgomote din interiorul cuvei. 6.

Masurarea rezistentei ohmice a infasurarilor transformatorului de curent

6.1.

Scopul probei

Aceasta proba se executa obligatoriu la punerea in functie, dupa repararea infasurarilor si facultativ, la anumite interval de timp. Prin masurarea rezistentei ohmice se verifica rezistenta de contact a infasurarilor la borne, continuitatea infasurarilor, lipsa unor scurtcircuite intre spire. 6.2.

Metode utilizate, scheme de incercare

Masurarea rezistentei ohmice se poate executa prin mai multe metode. In aceste instructiuni se recomanda utilizarea a doua metode: metoda puntii metoda voltmetru – ampermetru Masurarea rezistentei ohmice a infasurarilor primare la transformatoarele de curent de 6 – 400 kV si a infasurarilor secundare avand curent nominal de 5 A (trafo de curent 6 – 400 kV, rezistente ohmice mici): 

Metoda puntii duble (Thomson) Schema de masurare este data in figura 17 a si b. Puntea dubla. Schema de principiu a unei astfel de punti este data in figura 18.


Modul de manevrare al puntii duble consta in reglarea raportului rezistentelor r1/r2 si r1’ si

r2’, mentinand calitatile r1=r1’ si r2=r2’. Fiecare dintre aceste rezistente trebuie sa fie de cel putin 10 ohmi; se regleaza cursorul g in pozitia pentru care rezistenta r este egala cu valoarea presupusa a rezistentei rx care se verifica; se inchide intrerupatorul k si se regleaza curentul din circuitul bateriei, cu ajutorul reostatului R; se apasa butonul B si se regleaza cursorul g, pana se aduce acul galvanometrului in pozitia de zero.

Fig 17. Masurarea rezistentei ohmice cu Puntea de teren: 1 – punte de masura, 2 – cordoanele de masura 3 – Transformatorul de verificat


Fig 18. Schema de principiu a puntii duble: R1, r2, r1’, r2’ – rezistentele de precizie Rx – rezistenta de verificat; G – galvanometrul cu ac indicator; B – butonul cu retinere; R – reostatul; K – intrerupatorul; E – bateria de curent continuu Verificarea rezistentei masurate este data de relatia:

Rx=r*r1/r2 valoare care se poate citi direct pe punte Deoarece rezistentele de contact din punctele a, d, e, h se afla dincolo de limitele rezistentelor rx si r, este inlaturata influenta pe care ar putea-o avea rezistentele de contact asupra valorii masurate. De asemenea, nu intervin erorile datorita cordoanelor de legatura, deoarece sunt inseriate cu rezistente a caror valoare este de cel putin 10 ohmi. Cordoanele de legatura avand o sectiune minima de 6mm 2, sunt prevazute la capete cu papuci si sunt conectate cate doua in fiecare borna a infasurarii verificate. Transformatorul verificat este separat de circuitele primare si secundare ale instalatilor. 

Metoda volmetrului si ampermetrului

Shema de masura este data in figura 19


Fig. 19 Masurarea rezistentelor ohmice ale infasurarilor primare (a) si ale unei infasurari secundare (b) prin metoda voltmetru-ampermetru; mV – milivoltmetrul de curent continu; A – ampermetrul de curent continuu; R – reostatul de reglaj; E – bacteria de acumulatoare; H – heblul In schema de masurare din figura 19: mV este milivolmetrul de curent continuu de clasa 0,5 – 1, avand rezistenta interna mare, cu domeniul de masura: 0 – 12 mV; 0 – 6 mV; 0 – 1,2 mV. mA – ampermetrul de curent continuu de clasa 0,5, cu domeniul de masura de 0 – 5 A R – reostatul de reglaj de 100 ohmi, 5 A; E – Bateria de acumulatoare de 12 V, 40Ah; H – Heblu bipolar. Rezistenta masurata se calculeaza cu expresia R = U/(I-U/RV) unde: V – tensiunea masurata la bornele transformatorului; I – curentul masurat de ampermetru; Rv – Rezistenta interna a milivolmetrului 6.3.

Conditiile de executie a probei

Masurarea se executa numai dupa deconectarea tuturor legaturilor primare si secundare. In timpul masurarii unei infasurari, celelalte infasurari raman libere (deschise).


Pentru a evita erorile de masura datorate incalzirii infasurarii masurate, curentul prin infasurare, nu va depasii 20% din curentul nominal al acesteia, corespunzator clasei de precizie garantate. NOTA La metoda volt – ampermetrului se vor respecta urmatoarele reguli: Inchiderea si deschiderea curentului se va face numai cu voltmetrul deconectat (conectarea voltmetrului se va efectua dupa inchiderea circuitului, iar deconectarea volmetrului se va efectua inainte de deschiderea circuitului). In acest fel se evita deteriorarea volmetrului din cauza tensiunilor induse. Manevrele de deschidere sau inchidere ale circuitului se vor efectua dup ce se fixeaza valoarea maxima a rezistentei reostatului; Dupa conectarea circuitului, se asteapta stabilizarea indicatiilor aparatelor; Suprafetele de contact trebuie bine curatate cu smirghel (cu granulatie fina) Contactele se vor efectua prin strangerea lor corespunzatoare Montajul se va efectua cat mai aproape posibil de locul de fixare a trasformatorului de verificat. 6.4.

Interpretarea rezultatelor

Transformatoarele sunt considerate corespunzatoare daca valorile masurate nu difera cu mai mult de 2% de valorile de referinta. Pentru efectuarea comparatiei valorilor calculate cu valorile de referinta, este necesar sa se faca recalcularea la temperature initiala a valorilor masurate. Recalcularea rezistentei ohmice la temperatura de referinta se face cu formula:

R0=Rm[1+δ(t m-to)] δ cu=0,00393 unde: Rm - este valoarea rezistentei masurate la temperatura la care s-a executat masurarea tm - temperatura la care s-a executat masurarea t0 – temperatura initiala Daca valoarea masurata este extrem de mica in comparatie cu valoarea de referinta, infasurarea are spire in scurtcircuit. 7.

Verificarea polaritatii infasurarilor

7.1.

Scopul verificarii

Ca si in cazul transformatoarelor de tensiune, verificarea polaritatii are drept scop depistarea unor eventuale inversiuni de borne, nesesizate la livrarea transformatorului din fabrica


sau dupa efectuarea unor reparatii in atelier. Din acest motiv, ea se executa numai la PIF, dupa reparatia sau reconditionarea transformatoarelor in atelier, cu demontarea legaturilor interioare la bornele secundare. 7.2.

Principiul metodei, aparatura de masura si modul de lucru.

Pentru determinarea polaritatii bornelor transformatoarelor de curent se foloseste metoda curentului continuu. Aceasta se bazeaza pe faptul ca la o polaritate corecta a bornelor secundare, un impuls de scurta durata, de polaritate cunoscuta, injectat la bornele primare va fi transformat corect, fiind regasit si la bornele secundare cu aceeasi polaritate, cu ajutorul unui miliampermetru. Pentru transformatoarele de curent cu miezul toroidale separate pentru fiecare infasurare, fara intrefier, cu infasurari secundare pentru 5A si 1A, schema pentru determinarea polaritatii bornelor este data in figura 20.

Fig 20. Schema de principiu pentru determinarea polaritatii bornelor trafo de curent prin metoda curentului continuu: S- bateria de 4,5 V; B – butonul de revenire; mA – miliampermetru; TC – transformatorul de curent verificat 8.

Verificarea raportului de transformare la transformatoarele de curent

8.1.

Scopul verificarii

Verificarea raportului de transformare la transformatoarele de curent are ca scop sa determine daca in cursul transportului de la fabricant la locul de montaj in interiorul transformatorului au aparut modificari care sa afecteze raporul de transformare. De asemenea, la transformatoarele cu mai multe conexiuni primare, verificarea are ca scop sa determine daca transformatorul se afla pe conexiunea corecta, ceruta de schema primara la functionare. Aceasta, deoarece eclisele de comutatie ale unor transformatoare de curent nu sunt accesibile decat dupa demontarea unor piese mecanice care necesita un volum de munca ridicat (capace, burdufe). 8.2.

Modul de executie si schema de montaj

Pentru efectuarea masuratorilor pot fi folosite mai multe metode. La verificarile ce se executa in teren, este preferata utilizarea metodei indirecte figura 21.


Fig. 21. Schema de motaj pentru verificarea raportului de transformare la TC 110 kV

Montajul presupune existenta autotransformatorului AT (8A/250V), a trusei de curenti primari TC – 1200, de 1200 A ai a unui transformator de curent etalon f101e, cu clasa de precizie 0,2. Ampermetrele A1 si A2 trebuie sa aiba clasa 0,2 – 0,5. Raportul de transformare se masoara in mod succesiv pentru fiecare infasurare secundara, celelalte fiind scurtcircuitate si legate la masa. In principiu, verificarea se executa pentru un curent primar egal cu cel nominal. Este recomandat sa se obtina insa si valorile raportului de transformare pentru 0,1 I PN; 0,2 IPN si 1,2 IPN .

nTC=(nTCe*IA2)/IA1 In care nTC reprezinta raportul de transformare al transformatorului ce se verifica; nTCe – raportul de transformare al transformatorului de curent etalon; IA1 – curentul masurat in secundarul transformatorului de curent ce se verifica; IA2 – curentul masurat in secundarul transformatorului etalon; Daca transformatorul dispune de mai multe sectiuni primare, atunci raportul de transformare se verifica numai pentru conexiunea ce va fi utilizata in exploatare. Aceasta conexiune trebuie mentionata in buletinele de verificare. Rezultatele obtinute trebuie comparate cu cele din buletinul de fabrica sau cele de pe placuta cu datele tehnice ale transformatorului respective. Rezultatele diferite de cele nominale pot evidentia scurtcircuite intre spirele infasurarii secundare, borne sau legaturi slabite, defecte de fabricatie, etc. 9.

Determinarea erorilor de unghi si de raport

Proba se executa cu punti special prin metoda de compensare (Scherin - Alberti), metode diferentiale (Hohle) etc. Valorile limita ale erorilor admisibile sunt date in tabelele 8 si 9.


Tabelul nr 8

Clasa de precizie

Curent primar in % din valoarea nominala

Erori tolerate

De curent εi (%)

120…100 0.1

±10 ±0.20 ±0.25 ±0.20 ±0.35 ±0.50 ±0.50 ±0.75 ±1.00 ±1.00 ±1.50 ±2.00 ±3.00

20 10

120…100 0.2

20 10

120…100 0.5

20 10

120…100 1.0

20 10

3.0

100…50

De

unghi

(minute)

δi

Limitele sarcinii secundare Zs, fata de cea nominal la cosϕ=0,8*

±5 ±8 ±10 ±10 ±15 ±20 ±30 ±40 ±60 ±60 ±80 ±120

25…100

-

50…100 Tabelul nr 9

Clasa de precizie

Eroarea de curent pentru curentul nominal εi (%)

5P 10P

±1 ±3

Defazajul pentru curentul nominal minute

centiradiani

±60

±108

-

-

Eroarea compusa pentru curentul I1=n*INP-εc(%) 5 10

In timpul verificarilor, drept sarcina secundara se foloseste un set de impedante constituit din rezistente si bobine de reactanta, al caror raport este astfel ales, incat factorul de putere al circuitului sa aiba valoarea cos ϕ=0.8. In tabelul nr 9 apare notiunea de eroare compusa “εc”care are drept scop aprecierea preciziei infasurarilor de protectie. Pentru calculul erorii compuse se utilizeaza formula:

in care : este raportul de transformare nominal; T – perioada curentului; i p si i s – valorile instantanee ale curentilor din primarul si secundarul transformatorului de curent; Ip – valoarea efectiva a curentului primar. Eroarea compusa tolerata este de 5% la infasurarea de protectie a carei clasa de precizie este 5P si de 10% pentru cea 10P.


10.

Ridicarea curbei volt – amper (caracteristica de magnetizare)

10.1. Scopul incercarii Aceasta proba se executa in mod obligatioriu la punerea in functie a transformatoarelor de curent sau cu ocazia unor reparatii accidentale ale infasurarilor, fiind facultativa in exploatare. Executia ei are ca scop: a. Depistarea unor scurtcircuite, ca urmare a unor defectiuni intervenite in timpul transportului, montajului sau in exploatare. Prezenta unui defect de acest tip este pusa in evidenta de modificarea alurei caracteristicii de magnetizare figura 22

Fig 22. Alura caracteristicii de magnetizare pentru: a - transformator de curent normal b - transformator de curent cu scurtcircuit intre spirele infasurarii secundare b. depistarea unor inversiuni ale infasurarilor secundare la livrarea din fabrica, in cazul transformatoarelor cu mai multe infasurari secundare de protectie sau de masura (eventual inversarea prizelor, in cazul infasurarilor secundare la care pentru modificarea raportului de transformare se utilizeaza mai multe prize). In cazul in care erorile de raport si de unghi sunt mici, toate infasurarile de protectie si masura incadrandu-se in clasa 0,5, sunt posibile inversari ale infasurarilor de masura cu cele de protectie sau a infasurarilor de protectie intre ele. O verificare a destinatiei fiecarui secundar este posibila prin ridicarea caracteristicilor de magnetizare pentru toate infasurarile secundare si pentru toate prizele, stiut fiind ca la acelasi curent de magnetizare infasurarea cu coeficientul de saturatie cel mai ridicat va prezenta tensiunea de magnetizare cea mai ridficata (figura 23).


Fig 23. Caracterisiticile de magnetizare pentru un transformator cu trei infasurari: a - infasurarea de masura, n<10; b – infasurarea de protectie, n>10; c – infasurarea de protectie, n>20 c. alegerea unor transformatoare de curent cu caracteristica de magnetizare similara pentru realizarea unor scheme de protectie prin relee. Cazuri tipice din acest punct de vedere sunt protectiile care impun un curent de dezechilibru minim transversal (protectii racordate la filtre de curent homopolar), protectiile diferentiale de bare etc d. calculul exact al coeficientului de saturatie al infasurarii de scurtcircuit sau recalcularea lui, in cazul reducerii sarcinii secundare. Pentru efectuarea determinarii coeficientului de saturatie se poate utiliza metoda indirecta (de mers in gol). 10.2. Metodologia ridicarii caracteristicilor de magnetizare Pentru ridicarea caracteristicilor de magnetizare (curbelor volt-amper) se utilizeaza montajul din figura 24. Alimentarea se face cu o tensiune practic sinusoidala, de freventa industriala. Se creste tensiunea in trepte, incepand de la valoarea zero a acesteia, citindu-se de fiecare data curentul de mers in gol. Pentru evitarea eventualei magnetizari remanente a miezului magnetic, caracteristica de magnetizare se ridica in sensul crescator, evitandu-se coborarea tensiunii pe parcurs sau intreruperea circuitului. Ridicarea caracteristicii se efectueaza de obicei pana la un curent de mers in gol egal cu curentul nominal al transformatorului. Dupa ridicarea caracteristicii, tensiunea se aduce in valoarea zero.


Fig. 24 Schema de principiu pentru ridicarea caracteristicilor de magnetizare (curba volt-amper) Ridicarea caracteristicilor se face pentru fiecare infasurare secundara in parte. Atat infasurarea primara, cat si infasurarile secundare care nu se verifica raman deconectate fata de restul circuitelor. Cu valorile citite se traseaza caracteristicile volt-ampermetrice in coordonate normale sau longitudinale. Curba obtinuta trebuie sa fie asemanatoare ca forma cu curba 1 din figura 25. In cazul in care se obtine o dreapta – 2- , transformatorul de curent respectiv este necorespunzator.

Fig. 25 Caracteristici volt-ampermetrice: 1 - corecta; 2 - eronata


11.

Masurarea sarcinii secundare

Proba se executa numai dupa ce s-a terminat montajul si sunt conectate toate aparatele si releele. In cazul statiilor exterioare, este necesar ca sarcina secundara sa fie masurata din cutia de cleme a celulei sau chiar direct de la bornele infasurarilor secundare ale transformatoarelor de curent respective. Asa cum se observa in figura 26, masurarile se executa pe fiecare faza in parte, dupa ce in prealabil au fost deconectate legaturile spre secundarele transformatoarelor de curent. Cu ajutorul trusei curent-tensiune, se regleaza un curent egal cu curentul secundar nominal. Citindu-se tensiunea masurata U, se poate calcula puterea secundara pe faza respectiva, cu relatia:

S=U-ISN

(VA)

Valoarea obtinuta nu trebuie sa depaseasca puterea secundara S N, pentru clasa de precizie respectiva. In cazul cand curentul nu se inchide pe una din faze, rezulta ca pe faza respectiva, circuitul este intrerupt. Daca toate fazele sunt incarcate egal (fig. 26), trebuie sa se obtina rezultate identice. In caz contrar, rezulta ca exista portiuni de circuit scurtcircuitate sau relee montate gresit. In cazul fazelor incarcate inegal prin proiect, acest lucru trebuie sa se refle cte in rezultatele obtinute in urma masuratorilor.

Fig. 26 Schema de masurare a sarcinii secundare


PARTICULARITATI CONSTRUCTIVE ALE TRANSFORMATOARELOR DE CURENT

Din punct de vedere a modului de asigurare a izolării între primar şi secundar, transformatoarele de curent se pot clasifica

în:

a. transformatoare cu secundar izolat (tip inversat); b. transformatoare cu primar izolat (“ac de păr” sau tip U); c. transformatoare cu primar izolat (tip buclă); d. transformatoare cu izolaţie gazoasă. Transformatoare de curent cu secundar izolat (JOF 123; TAG si IMB)

Acest tip de transformatoare sunt cele mai economice şi cele mai utilizate. Construcţia lor asigură un cuplaj magnetic strâns între primar şi secundar, mai ales atunci când primarul se reduce la o simplă bară. Simetria câmpului magnetic în miez este atunci aproape perfectă, conducând la obţinerea unor precizii de măsură foarte ridicate. Ca dezavantaj al acestei variante este rezistenţa lor seismică scăzută, ceea ce limitează masa totală admisibilă a circuitelor magnetice. Numărul acestora poate fi până la şase, conducând la variante constructive cu până la şase secundare, utilizate pentru funcţii diferite (protecţii de distanţă, protecţii diferenţiale de bare, contorizare etc.). Secundarele sunt bobinate pe circuite magnetice de formă toroidală, realizate în general din tablă silicioasă cu cristale orientate. Miezurile înfăşurărilor de protecţie prezintă în general unul sau mai multe întrefieruri necesare pentru a asigura o comportare bună în regim tranzitoriu şi o demagnetizare corectă în absenţa curentului. Mumetalul este utilizat numai pentru transformatoarele de precizie; în acest caz, datorită caracteristicii de magnetizare dreptunghiulare, se asigură protecţia echipamentelor de măsură prin limitarea valorii curentului secundar la supracurenţi mari prin primar. Miezul este înfăşurat cu hârtie gofrată pentru a nu distruge izolaţia înfăşurării secundare, uniform repartizată pe circumferinţa sa. Toate miezurile cu bobinajele secundare sunt rigidizate împreună printr -un bandaj exterior şi acoperite de un ecran electrostatic (realizat din bandă de ţesătură de cupru sau format dintr -o cutie din tablă de aluminiu) conectat la masă. Firele de conectare ale secundarelor trec printr -un tub metalic care asigură continuitatea ecranului electrostatic din zona de tensiune ridicată până la cutia de borne. Izolaţia principală este de tip hârtie -ulei şi este acoperită la exterior cu un ecran electrostatic conectat electric la primar. Ansamblul astfel format este introdus într -o anvelopă etanşă. Caracteristicile dielectrice sunt obţinute printr -o uscare riguroasă a părţilor componente, urmată de o impregnare sub vid în ulei mineral de bună calitate care este în prealabil condiţionat (degazat). La partea superioară a transformatorului există un dispozitiv de compensare care ar e rolul de a asigura funcţionarea la presiune de ulei constantă prin preluarea variaţiilor de volum ale acestuia datorită modificării temperaturii. Avantaje: -izolator exterior economic; -cuplaj bun între primar şi secundar; -curenţi primari ridicaţi (primar bară de secţiune mare); -rezistenţă mare la solicitări electrodinamice. Dezavantaje: -secţiune a miezului limitată; -rezistenţă scăzută la solicitări seismice (greutatea concentrată la partea

superioară).


Transformator cu secundar izolat


Transformatoarele cu primar izolat în U (CESU 110 kV)

Transformator cu primar izolat în U Acestea au circuitul primar în formă de U realizat în general din ţeavă de aluminiu; dacă sunt necesare mai multe spire circuitul primar este în general realizat din cablu. Ţeava primară

constituie armătura interioară care se găseşte la potenţialul liniei, peste ea fiind dispusă izolaţia de hârtie-ulei acoperită la rândul ei cu o armătură exterioară conectată la masă ; o armătură suplimentară poate fi adăugată (pentru anumite soluţii constructive) pentru a se crea posibilitatea unei măsurări a tensiunii prin divizor capacitiv. Anvelopa exterioară constă dintr -un izolator cilindroconic deasupra căruia se găseşte un cap de borne metalic care conţine bornele primare şi celula de dilatare a uleiului; partea inferioară poate fi o simplă placă metalică sau o cuvă, în funcţie de dimensiunile miezului. Circuitele magnetice pot fi în număr mare (în funcţie de necesităţi) şi cu secţiune mare (uneori masa lor depăşind 500 kg) atunci când transformatorul trebuie să se 39 | P a g e Instruire PRAM 2015: Trafo de curent 110 kV

comporte bine pentru regimuri tranzitorii severe. Masa secundarelor fiind concentrată la bază, rezistenţa seismică a acestui tip de transformator de curent este foarte bună. Asimetria circuitului primar în raport cu miezul magnetic impune o repartiţie specială a circuitului secundar pe miez pentru a se evita saturarea locală a acestuia. Avantaje: -izolare simplă; -număr şi secţiuni de miez mari; -rezistenţă seismică bună. Dezavantaje: -izolator scump; - înfăşurare secundară neuniform repartizată; -schimbare dificilă a raportului de transformare prin prize primare; -rezistenţă scăzută la eforturi electrodinamice.

Transformatoare cu primar izolat tip buclă (CESO 123 kV)

Transformator cu primar izolat tip bucla

Este asemănător din punct de vedere constructiv cu transformatorul cu primar în U. Diferenţa dintre cele două variante constă în modul de realizare a primarului: pe zona de trecere de înaltă tensiune conductoarele primarului sunt coaxiale ceea ce produce o comportare foarte bună la solicitările electrodinamice; la bază se formează o buclă pe care sunt dispuse mai multe miezuri (în general simetric). Ca şi în cazul transformatoarelor în U miezurile pot avea secţiuni foarte mari. Pentru uşurinţă de montare miezurile şi înfăşurările secundare sunt realizate din două părţi amovibile; înfăşurările secundare sunt repartizate neuniform pe miez pentru a se evita saturările locale. Datorită structurii coaxiale a conductoarelor primare pe zona de trecere izolatorul are dimensiuni optime, ceea ce reduce costul acestuia.


Avantaje: -izolare simplă; -izolator economic; -rezistenţă bună la eforturi electrodinamice; -rezistenţă seismică bună. Dezavantaje: -schimbare a raportului de transformare prin prize primare imposibilă; -bobinaj secundar repartizat neuniform; -preţ de cost mare. Transformatoare de curent cu izolaţie gazoasă (din SF6)

Transformator cu izolatie gazoasa

Un dezavantaj general al transformatoarelor cu izolaţie de tip hârtie-ulei este numărul relativ mare de defecte; din această cauză s-a dezvoltat producţia de transformatoare de curent cu izolaţie din SF6 care au o fiabilitate mai mare dar sunt mai scumpe. Modelul folosit este de tip inversat (cu secundarul izolat), la care secundarele sunt situate într -o cutie metalică îndeplinind şi funcţia de ecran electrostatic. Aceasta este suspendată pe o structură tronconică din aluminiu conectată la masă prin care trec şi conexiunile secundarelor. Primarul este redus la o bară care trece prin centrul circuitelor magnetice. Un ecran electrostatic şi un inel conectate la primar asigură o uniformizare a câmpului la nivelul trecerilor. Astfel se înlătură posibilitatea apariţiei unor descărcări locale în zonele cu câmp intens, mărind prin aceasta tensiunea de ţinere între primar şi părţile aflate la tensiune scăzută. Anvelopa exterioară impune o realizare foarte corectă din punct de 41 | P a g e Instruire PRAM 2015: Trafo de curent 110 kV

vedere al formelor, stării suprafeţelor, etanşeităţii, rezistenţei la presiune ceea ce creşte preţul de cost al transformatorului. Avantaje: -fiabilitate mare; -dimensiuni reduse; -rezistenţă electrodinamică ridicată. Dezavantaje: -tehnologie de realizare grea; -preţ de cost mare.

Transformatoare de curent tip CESU 110kV Este un transformator cu izolatie in ulei. Izolatia de inalta tensiune, formata din hartie electroizolanta, este uscata si impregnata sub vid, apoi scufundata – impreuna cu izolatia de joasa tensiune – in ulei electroizolant. Infasurarea primara este comutabila in raportul 1:2 pentru gama

standardizata a curentilor de 50…600A, iar pentru curentul primar de 1250 A infasurarea este necomutabila. In figura 27 este prezentata o sectiune printr-un transformator de curent, cu infasurarea multispirala in cuva de portelan, cazul transformatorului de curent tip CESU 110 kV . Transformatorul se compune dintr-un izolator de portelan 1, care constituie si cuva transformatorului. Infasurarea primara 2 impreuna cu miezul magnetic si infasurarile secundare 4 au forma cifrei opt. Transformatorul este umplut cu ulei electroizolant 2. Pe capacul metallic se afla bornele primare P1 si P2, scoase in exteriorul transformatorului prin izolatoarele de trecere 7, indicatorul nivelului uleiului. In interiorul corpului se gaseste un dispozitiv de comutatie 6 al infasurarii primare, care permite conectarea in serie sau in paralel a sectiunilor infasurarii primare. Dispozitivul de comutare este realizat prin placute (eclise) care fac legatura intre bornele primare ca in fig. 27 si 28. Bornele secundare se afla intr-o cutie 5 dispusa pe peretele lateral 8 al caruciorului. In fig. 29 este reprezentata o vedere a transformatorului tip CESU – 110 kV.


Fig 26. Sectiunea printr-un transformator de curent Tip CESU 110 kV


Fig 27. Dispozitiv de comutare cu eclise a infasurarii primare la transformatorul de curent (conexiune serie)

Fig. 28. Dispozitiv de comutare cu eclise a infasurarii primare la transformatorul de curent (conexiune paralel)


Fig. 29 Transformatorul de curent CESU – 110 kV 1 – bornele infasurarii primare; 2 – cutia de borne secundare; 3 – buson de umplere; 4 – vizor nivel de ulei; 5 – eticheta; 6 – soclu metallic


Transformatoare de curent PFIFFNER tip JOF 123kV Partea activa a transformatorului de curent se afla in carcasa din partea de sus a acestuia. Izolatia de inalta tensiune este formata din hartie electroizolanta, uscata si impregnata sub vid, apoi scufundata in ulei electroizolant. Variatiile de volum ale uleiului din interiorul carcasei transformatorului, sunt preluate de burduful din otel inoxidabil motat deasupra carcasei. Nivelul de ulei in interiorul transformatorului este indicat pe vizorul acestuia. Toate partile metalice impreuna cu flansele transformatorului de curent, sunt realizate dintr-un aliaj special de aluminiu. Toate trasformatoarele de curent au izolatia exterioara asigurata de portelan fie de materiale composite. Realizarea ermetica a carcasei transformatorului, asigura protectia izolatiei de hartie impregnata, impotriva influentelor atmosferice. Cutia de borne a infasurarilor secundare este prevazuta cu capac si se afla in partea inferioara a transformatorului de curent. Dimensiunile de constructive sunt unele generoase facand usoara conectarea cablelor secundare. Modificarea raportului de transformare se realizeaza din placutele montate pe infasurarea primara pentru raport de 1:2 sau 1:2:4. Acest tip de comutator este realizat pe carcasa exterioara a transformatorului langa bornele primare ale acestuia.



Transformatoare de curent Trench tip IOSK 123kV Acest tip de transformatoare sunt dimensionate pentru tensiuni nominale cuprinse intre 72,5….550 kV.



Tema Nr. 1 (Transformatoarele de Curent)

Recommend Documents