Обмотка и изоляция трансформаторов

Контрольная работа

1. Изоляция трансформаторов и ее эксплуатация

Изоляцию обмоток трансформатора выполняют из кабельной бумаги в несколько слоев. Наличие масла в трансформаторе определяет высокое качество этой изоляции.

Изоляция обмоток трансформатора в процессе эксплуатации теряет свою прочность под действием температуры. При этом, если изоляция не потеряла механической прочности, ее электрическая прочность не изменяется. Когда изоляция становится хрупкой и сухой, она легко разрушается под действием вибрации обмоток в нормальном режиме и при механических усилиях, возникающих при толчках нагрузки и КЗ.

Чем выше температура изоляции при работе трансформатора, тем скорее она теряет механические свойства, т.е. подвергается износу.

При превышение температуры охлаждающей среды над эквивалентной температурой, соответствующей нормальному износу изоляции (при ), повышенный износ изоляции определяют в соответствии с зависимостью на рис 0,01 и решают вопрос о допустимости этого износа. Если повышенный износ недопустим, то нагрузка на трансформатор должна быть соответственно уменьшена.

На износ изоляции и срок службы трансформатора оказывает большее влияние нагрузка трансформатора.

2. Контроль состояния изоляции

Кроме внешних осмотров состояния трансформатора необходимо при текущих ремонтах контролировать состояние изоляции активной части и трансформаторного масла согласно нормам испытания электрооборудования.

Характеристики изоляции трансформатора должны быть занесены в его паспорт с указанием температур обмоток и масла, при которых проводили измерения. К ним относятся сопротивление изоляции обмоток, — тангенс угла диэлектрических потерь, емкости обмоток относительно земли и по отношению друг к другу, относительный прирост емкости при изменении частоты или длительности разряда и характеристики масла, измеренные перед вводом в эксплуатацию, а также в процессе эксплуатации для каждого трансформаторы обмотки используют данные измерения сопротивления обмотки высшего напряжения постоянному току на заводе или примонтаже.

Для предотвращения увлажнения изоляции и ухудшения качества масла в эксплуатации необходимо периодически заменять сорбент в воздухоосушителях, термосифонных и адсорбционных фильтерах, не допуская значительного увлажнения его, поддерживать в исправном состоянии азотную и пленочную защиту масла (при наличии последних).

Основным критерием для суждения о допустимом состоянии изоляции при эксплуатации является сравнение характеристик изоляции и масла, измеренными при эксплуатации, с величинами, измеренными перед включением трансформатора. Если измерения сопротивления изоляции, тангенса угла диэлектрических потерь и отношение приводят к температуре предыдущих измерений по следующим формулам:

24 стр., 11784 слов

Диагностика высоковольтных силовых трансформаторов системы электроснабжения

... 2 Дефекты силовых трансформаторов Основными дефектами и их причинами повреждения силовых трансформаторов систем электроснабжения при эксплуатации более 20 лет по данным [12] являются: 1. Выгорание витковой изоляции и витков обмотки из-за ...

  • где , — соответственно тангенс угла диэлектрических потерь, сопротивление изоляции, отношение , измеренные при температуре ,;
  • , соответственно тангенс угла диэлектрических потерь, сопротивление изоляции и отношение , измеренные при температуре ,;
  • , , , — коэффициенты из табл. 0,01 для пересчета значений сопротивления изоляции, тангенса угла диэлектрических потерь и значения отношения , измеренные при других значениях температуры.

А

Коэффициент

Значение коэффициентов при разности температур,

1

2

3

4

5

6

1,03

1,04

1,05

1,06

1,08

1,1

1,09

1,13

1,15

1,12

1,17

1,2

1,15

1,22

1,25

1,31

1,50

1,55

Данные измерений и сопротивления изоляции по температуре допускается пересчитывать для трансформаторов и реакторов мощностью до 80 МВА и напряжением до 150 кВ при разности температур не более , а для трансформаторов и реакторов мощностью более 80 МВА и напряжением до 150 кВ, а также напряжением 220 кВ и выше не более . Значение считают удовлетворительным независимо от , измеренного при монтаже.

Если значение масла в эксплуатации отличается от значения масла, залитого при монтаже, то в результат измерения изоляции необходимо вводить поправку.

Фактическое значение изоляции с учетом влияния масла определяют по формуле:

  • где — фактическое значение изоляции (с учетом влияния масла);
  • измеренное значение изоляции;
  • К — коэффициент приведения, зависящий от конструктивных особенностей трансформатора и имеющий приближенное значение 0,45;
  • значение масла, залитого при монтаже, приведенное к температуре измерения характеристики изоляции с помощью коэффициента ;
  • — значение масла, залитого на заводе, приведенное к температуре измерения характеристики изоляции с помощью коэффициента , определяемого в зависимости от разности температур следующим образом:

Разность температур

1

2

3

4

5

10

15

Коэффициент перечеста значений масла

1,04

1,08

1,13

1,17

1,22

1,5

1,84

Разность температур

20

25

30

35

40

45

50

Коэффициент перечеста значений масла

2,25

2,75

3,4

4,15

5,1

6,2

7,5

Расчет:

Исходные данные:, Расчет фактического значения изоляции.

1. Приводим значение масла, измеренное на заводе, к температуре измерения характеристики изоляции:

( и соответствует разности температур ).

2. Приводим значение масла, измеренное после монтажа, к температуре измерения характеристики изоляции:

( и соответствует разности температур ).

3. Определяем фактическое значение изоляции:

При оценке состояния трансформатора следует также учитывать возможное влияние масла на сопротивление изоляции обмоток, а при замене масла в трансформаторе (в случае большого значения масла) влияние пропитки изоляции маслом с более высоким значением масла.

При резком ухудшении характеристик изоляции в эксплуатации следует выяснить причину, дополнительно измерив характеристики изоляции нагретого трансформатора и подробно испытав масло, включая определение значения в зависимости от температуры.

3. Сушка трансформатора

Трансформаторы, прошедшие ремонт с полной или частичной сменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов измерений.

Сушку изоляции трансформатора высокой температурой производят в вакуумных шкафах и в собственном баке или в специальных камерах. Наиболее совершенной является сушка в специальных вакуумных шкафах с применением глубокого вакуума (примерно 93,31 МПа), распространенная на заводах-изготовителях. В эксплуатации сушку производят в собственных баках без масла с применением вакуума и нагрева методом индукционных потерь в стали бака.

Вакуум ускоряет испарение влаги и облегчает условия ее выделения из изоляции. Кроме того, при вакууме понижается температура испарения влаги. Поэтому при сушке желательно поддерживать наиболее глубокий вакуум.

При сушке изоляции трансформатор предварительно нагревают до температуры 70-80 , после чего сердечник опускают в вакуумный шкаф. Затем дают пониженный вакуум (20 МПа) на 2 часа для удаления паров воды из шкафа. После этого температуру в шкафу снова повышают до 100-105 и этот режим поддерживают для трансформаторов напряжением до 35 кВ в течение 6 ч, до 110 кВ — 16 ч. Затем сушат при температуре 100-105 и вакууме 93,31 — 95,9 МПа от 12 до 72 ч в зависимости от степени увлажнения изоляции. В процессе сушки ежечасно измеряют сопротивление изоляции обмоток по отношению к сердечнику и друг к другу. Основным показателем является кривая изменения сопротивления.

В начале сушки наблюдается падение сопротивления изоляции, а затем подъем. Сушку считают законченной, если на протяжении 6 ч сопротивление остается постоянным при неизменяющейся температуре трансформатора.

По окончании сушки температура снижается до 80, вакуум поддерживается на прежнем уровне, и в шкаф до полного покрытия изоляционных частей трансформатора заливается чистое сухое масло.

Вакуум поддерживается в течение 3 ч для трансформаторов напряжением до 110 кВ. Подержав выемную часть трансформатора в масле 1 ч, ее вынимают, укрепляют обмотки и после промывания чистым маслом опускают в бак и снова заливают маслом.

В эксплуатации наиболее совершенной является сушка трансформаторов в его же баке без масла с применением вакуума, допустимого для данной конструкции (39,9-53,3 МПа).

Перед сушкой масло удаляют и бак насухо протирают. Выемную часть опускают в бак и крышку герметично крепят болтами. Для контроля за температурой на сердечнике устанавливают термопары сопротивления. Для нагрева на бак наматывают обмотку, причем под нее предварительно подкладывают тепловую изоляцию (асбест или стеклоткань).

Обмотку накладывают не на весь бак, а на 40 — 60% его высоты в нижней части трансформатора, чтобы температура распределялась более равномерно. Если нет асбеста или стеклоткани, подкладывают деревянные рейки толщиной 1 — 2 см. Провод для обмотки рекомендуется взять с асбестовой изоляцией. При трубчатых или ребристых баках обмотку наматывают поверх труб или ребер. Для дополнительного подогрева под дно бака ставят электропечь.

Обмотка, подключенная к источнику переменного тока (сеть 220 — 380 В) или к сварочному трансформатору, обтекается током, магнитный поток создает в стенках бака индукционные токи, нагревающие его.

Когда температура обмоток трансформатора достигает 85 — 100 , включается вакуум-насос, и образуется повышенный вакуум до 20 МПа для удаления паров из бака. В дальнейшем ежечасно вакуум уменьшают на 6 МПа и доводят до предельно допустимого для данного бака.

Сушка должна производиться при температуре обмоток не выше 100 и бака не выше 120. Регулирование следует производить включением и отключением обмотки или частичным отключением витков.

Сушку можно считать законченной, если сопротивление обмотки на протяжении 6 ч остается без изменения. По ее окончании температуру внутри бака снижают до 80 и трансформатор заливают сухим маслом под вакуумом. После того как трансформатор остынет до температуры окружающего воздуха, выемную часть его извлекают из бака для осмотра, расклиновки и затяжки креплений.

Сушку трансформатора можно производить без вакуума с применением интенсивной вентиляции выемной части горячим воздухом для удаления паров влаги. В этом случае трансформатор для утепления помещают в специальный шкаф, обитый внутри листовой сталью или асбестом. Нагрев производится за счет магнитных потерь в стали бака и дополнительно за счет электропечи, установленной снизу трансформатора. На крышке помещают вентилятор, отсасывающий воздух через отверстие для изоляторов или люков. При отсутствии вентилятора можно ограничиться естественной вентиляцией, для чего на крышку бака помещают вертикальную трубу высотой 2 — 2,5 м.

Горячий воздух, поступающий из шкафа в трансформатор через нижний вентиль, дополнительно подогревается электропечью снизу и, омывая в баке обмотки, выходит через верхнюю трубу. Температура воздушного потока должна быть около 105. Для ускорения сушки рекомендуется использовать эффект термодиффузии. Для этого температуру трансформатора периодически снижают до 50 — 60 и затем повышают до прежнего уровня. При ее снижении охлаждаются верхние слои изоляции, возникает перепад температуры между наружным и внутернними слоями, вызывающий выделение влаги из внутренних слоев и способствующий ускорению сушки.

Сушку можно производить в специальной камере без вакуума путем обдува выемной части трансформатора. Для этого выемную часть его помещают в камеру и нагревают с помощью электропечей, паровых змеевиков или воздуходувок. Температура при сушке должна достигать 100 — 105 . Для отсоса паров наверху шкафа устанавливают вытяжную трубу с задвижкой. Окончание сушки определяется так же, как и в предыдущих случаях.

Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт, могут быть включены в работу без контрольной подсушки или сушки при соблюдении условий проведения ремонта и времени пребывания активной части на воздухе в соответствий с данными табл. 0,07, а также при соответствии изоляционных характеристик масла и обмоток данным приведенным в табл 0,08-0,011.

Контрольную сушку обмоток трансформатора проводят:

1. При появлении признаков увлажнения масла или твердой изоляции, установленных осмотром или измерениями на трансформаторах, проходящих капитальный ремонт

2. Если продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформатора при капитальном ремонте превышает время, указанное в табл. 0,07

3. Если характеристики изоляции, измеренные при капитальном ремонте трансформатора, не соответствуют данным, приведенным в табл. 0,08-0,11

Продолжительность работ, связанных с пребыванием активной части на воздухе

Напряжение обмоток трансформатора

Продолжительность, ч, при относительной влажности воздуха.%

До 75

До 85

До 35 кВ

110-220 кВ

24

16

16

10

Наибольшие допустимые значения изоляции обмоток трансформаторов в масле

Характеристика трансформатора

Значения , %, при температуре,

10

20

30

40

50

60

70

Напряжение 35 кВ, мощность более 10 МВА и напряжение 110 кВ независимо от мощности

1,8

2,5

3,5

5

7

10

14

Напряжение 220 кВ независимо от мощности

1

1,3

1,6

2

2,5

3,2

4

Наибольшие допустимые значения изоляции обмоток трансформаторов в масле

Характеристика трансформатора

значения при температуре,

10

20

30

40

50

60

70

Напряжение до 35 кВ включительно независимо от мощности

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

1,7

1,8

Напряжение 110 кВ независимо от мощности

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

1,7

Наибольшие допустимые значения изоляции обмоток трансформатора без масла

Характеристика трансформатора

значения , %, при температуре,

10

20

30

40

50

Напряжение 110 кВ и выше независимо от мощности

8

12

18

29

44

Приращение отношений , измеренных в конце и начале ремонта (приведенных к одной температуре)

3

4

5

8,5

13

Сопротивление изоляции трансформаторов

Напряжение обмоток трансформатора

Значения , МОм, при температуре,

10

20

30

40

50

60

70

До 35 кВ

110 кВ

450

900

300

600

200

400

130

260

90

180

60

120

40

80

4. Эксплуатация трансформаторного масла

Состояние масла в трансформаторе характеризует состояние самого трансформатора, поэтому при эксплуатации систем промышленного электроснабжения производят надзор за состоянием масла.

Трансформаторы мощностью 160 кВА и более, а также маслонаполненные вводы должны работать с постоянно включенной системой защиты масла от увлажнения и окисления (термосифонными или адсорбционными фильтрами и воздухоосушителями или с азотной, пленочной или другой защитной) независимо от режима работы трансформатора.

При эксплуатации трансформатора под влиянием температуры и воздействия кислорода воздуха трансформаторное масло теряет свои первоначальные свойства. Происходит полимеризация масла, т.е. явления старения и окисления масла. Старение масла сопровождается выпадением шлама, который заполняет каналы между витками и слоями обмоток, служащие для циркуляции и охлаждения масла.

Трансформаторное масло в условиях эксплуатации должно обладать следующими показателями:

1. Плотность масла должна быть 0,896. Это требование обусловлено тем, чтобы выделяющаяся в трансформаторе в результате химических реакций и попадающая из атмосферы влага всегда находилась на дне, также как и частицы льда, и не снижала электрическую прочность масла.

2. Вязкость масла при температуре 50 должна быть равна 1,9 по Энглеру. Чем меньше вязкость масла, тем лучше условия охлаждения трансформатора.

3. Температура вспышки масла должна быть 140. За температурой вспышки в эксплуатации необходимо тщательно следить, так как снижение температуры вспышки масла характеризует аварийные процессы в трансформаторе. Если температура вспышки масла уменьшилась, то следует произвести очистку масла, регенерацию его или заливку трансформатора новым маслом. В случае снижения температуры вспышки масла и после принятых мер необходимо вскрыть и осмотреть трансформатор.

4. Температура застывания масла, зависящая от марки масла, должна указываться в заводской документации на трансформатор.

5. Механические примеси в масле должны отсутствовать.

6. Появление зольности (шламов) свидетельствует о старении масла, и в этом случае необходима замена масла или его регенерация.

7. Органические низкомолекулярные кислоты, вредно влияющие на бумажную изоляцию, в эксплуатации не должны превышать 0,4%. При превышении указанного предела следует заменить масло или его регенерировать.

8. Электрическая прочность масла, являющаяся особо важным показателем и частично зависящая от перечисленных показателей, должна соответствовать норме. Масло трансформатора, служащее теплопередающей средной, одновременно должно обеспечивать надежную изоляцию обмоток и выводов трансформатора.

По мере старения масла его плотность, вязкость и температура застывания увеличиваются, а электрическая прочность уменьшаться.

В трансформаторах под влиянием кислорода воздуха образуются продукты окисления масла, которые не только разрушают изоляцию обмоток, но и служат катализаторами дальнейшего окисления масла, находящегося в эксплуатации. Следовательно, непрерывное удаление из масла продуктов его старения является особо важной задачей. С этой целью проводят непрерывную автоматическую регенерацию масла, которая заключается в циркуляции масла через адсорбент (силикагель), обладающий способностью поглощать из масла продукты его старения и воду.

Непрерывную регенерацию масла осуществляют путем установки на трансформаторах термосифонных фильтров, заполненных силикагелем. Масло трансформатора, снабженного приспособлением для непрерывной регенерации, периодически проверяют на наличие низкомолекулярных кислот. Появление кислот означает, что адсорбент состарился. В этом случае производят замену силикагеля.

Трансформаторное масло, находящееся в эксплуатации, должно подвергаться анализу и измерению в сроки, указанные в табл. 0,12, и после текущего ремонта трансформаторов.

Масло из трансформаторов мощностью 400 кВА и более, работающих без термосифонных фильтров, должно подвергаться сокращенному анализу не реже 1 раза в год.

Внеочередное взятие пробы масла для анализа должно производиться при появлении признаков внутреннего повреждения трансформатора (выделение газа, внутренние посторонние шумы и др.).

Из герметизированных трансформаторов пробу масла отбирают в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

Рекомендуемая периодичность отбора проб трансформаторного масла

Место отбора проб

Номинальное напряжение, кВ

Периодичность отбора

Трансформаторы энергоблоков

110 и выше

Не реже 1 раза в год

Трансформаторы

До 220 (включительно)

Не реже 1 раза в 3 года

Выводы маслонаполненные, негерметичные

110 — 220

В течение первых двух лет эксплуатации 1 раз в год, в дальнейшем 1 раз в 3 года

Трансформаторное масло испытывают согласно методикам. Если характеристики изоляции трансформатора и вводов имеют худшие значения по сравнению с нормами, то определяют зависимость характеристик масла от температуры.

Очищать, доливать и регенерировать масло можно на отключенном и работающем трансформаторе.

При понижении в эксплуатации электрической прочности (пробивного напряжения) масла и повышении (по сравнению с установленными нормами), обнаружении в нем механических примесей, шлама и влаги масло в трансформаторах напряжением до 110 кВ можно очищать без снятия напряжения с трансформатора, но с принятием мер по предотвращению попадания воздуха в бак трансформатора. Очистку масла под напряжением необходимо проводить в соответствии с правилами.

Если масло в трансформаторе имеет повышенное значение , то необходимо выяснить причины его изменения и принять меры по восстановлению диэлектрических свойств масла одним из следующих способов:

1. Заменой силикагеля в адсорбных фильтрах

2. Обработкой масла вакуумным сепаратором (если причиной по вышенного значения являются растворенные в масле лаки)

3. Обработкой масла гранулированным сорбентом и с помощью фильтра тонкой очистки или промывкой его конденсатом.

5. Аварийные режимы и неисправности трансформаторов

трансформатор изоляция аварийный

Для предупреждения аварий и продления срока службы трансформатора в условиях эксплуатации необходимо следить за нагрузкой трансформатора, температурным режимом, поддерживать хорошее качество масла, а также проводить качественные осмотры и ремонты трансформаторов.

При обнаружении во время осмотра трансформатора неисправностей обслуживающий персонал обязан немедленно принять меры для их устранения, поставить в известность ответственное за эксплуатацию лицо (главного энергетика, начальника цеха и т.д.) и сделать об этом запись в соответствующих журналах.

Несправностями, которые могут быть причиной вывода трансформатора в ремонт, являются:

1. Течь масла или недостаточный уровень его в расширителе\

2. Ненормальный шум и потрескивание внутри трансформатора

3. Больше обычного нагрев верхних слоев масла

4. Резкое ухудшение качества масла

5. Трещина на вводе

6. Нарушение работы охладителей или вентиляторов обдува. Течь масла из бака трансформатора приводит в действие газовую защиту и вызывает разрушение обмоток изоляции.

Ненормальный шум внутри трансформатора является следствием ослабления прессовки магнитопровода трансформатора в связи с вибрацией его частей при перемагничивании. Это также может быть результатом повышенного питающего напряжения, которое можно снизить переключением ответвления.

Потрескивание в трансформаторе указывает на перемежающееся замыкание обмотки на корпус или на обрыв заземления магнитопровода.

Повышенный нагрев трансформатора при номинальной нагрузке и нормальных условиях охлаждения может быть следствием внутренних повреждений, таких, как витковое замыкание, «пожар» стали и т.д.

Резкое ухудшение качества масла в трансформаторе может служить причиной пробоя обмоток на корпус. При резком повышении температуры масла необходимо проверить правильность действия термометров путем замера температуры заведомо исправным и проверенным другим термометром, а также выяснить характер работы устройства искусственного маслоохлаждения и состояние вентиляционных камер. Полезно сравнить по записям данную температуру с ранее измеренной при аналогичных нагрузках. Если при исправном состоянии маслоохладительных устройств температура масла будет выше на 10 и более, то трансформатор должен быть выведен из работы, так как это указывает на наличие внутренних повреждений.

К ненормальным режимам работы трансформаторов относят аварийные перегрузки и работу однофазных трансформаторов по несимметричным схемам.

6. Аварийные перегрузки

В исключительных случаях при выходе из строя одного работающего трансформатора и отсутствии резерва допускаются аварийные перегрузки (независимо от длительности предшествующей нагрузки, температуры охлаждающей среды и места установки).

Для трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц можно допускать кратковременную перегрузку в соответствии с кривой зависимости, представленной на рис. 0,11. Для трансформаторов с естественным охлаждением (сухих) допустимую кратковременную перегрузку определяют по кривой зависимости, представленной на рис. 0,12.

В аварийных случаях (для систем охлаждения М, Д, ДЦ и Ц), если коэффициент начальной нагрузки не более 0,93, можно перегружать трансформаторы в течение не более 5 сут подряд на 40% сверх номинального тока на время максимумов нагрузки. Однако при этом продолжительность перегрузки в каждые сутки не должна превышать 6 ч (суммарная продолжительность непрерывной перегрузки или с перерывами).

В этом случае следует принять все меры по увеличению охлаждения трансформатора (включить все вентиляторы дутья, резервные охладители и т.д.).

При аварийных перегрузках трансформаторов мощностью более 80 МВА (рис. 0,11, 0,12) необходимо установить дополнительное наблюдение за состоянием трансформатора, в том числе за нагревом бака. После аварийных перегрузок следует провести внеочередную проверку масла.

Нагрузка трансформаторов мощностью до 1000 кВА, работающих в установках без местного обслуживающего персонала (ТП городских электросетей, КТП сельских электросетей и т.п.), должна быть измерена 2 раза в год в период максимальных и минимальных нагрузок.

На основании результатов измерений решается вопрос о допустимости эксплуатации трансформатора с учетом его возможных перегрузок или о замене его более мощным.

Трансформаторы с дутьевым охлаждением масла (Д) при аварийном отключении всех вентиляторов дутья допускают работу с номинальной нагрузкой в течение времени:

Температура окружающего воздуха,

-15

-10

0

+10

+20

+30

Допустимая длительность нагрузки, ч

60

40

16

10

6

4

Для трансформаторов, не соответствующих требованиям ГОСТ, указанные длительности нагрузок относятся к температуре окружающего воздуха, которая на 5 ниже значений, приведенных выше.

Трансформаторы мощностью до 250 МВА с охлаждением ДЦ и Ц при аварийном прекращении искусственного охлаждения (прекращении работы вентиляторов при системе охлаждения ДЦ, циркуляции воды при системе охлаждения Ц или при одновременном прекращении работы водяных и масляных насосов охлаждения Ц и вентиляторов, насосов при системе охлаждения ДЦ) допускают работу с номинальной нагрузкой в течение 10 мин (или режим ХХ в течение 30 мин).

Если по истечении указанного времени температура верхних слоев масла не достигнет 80, допускается поддерживать номинальную нагрузку до достижения температуры верхних слоев масла до 80, но не более 1 ч после прекращения искусственного охлаждения.

7. Работа газовой защиты трансформаторов

Из всех видов защит трансформатора наиболее часто действует газовая защита, которую устанавливают на трансформаторах, имеющих расширители, и осуществляют с помощью поплавковых, лопастных и чашечных газовых реле. Газовая защита является единственной защитой трансформаторов от «пожара» стали магнитопровода, возникающего при нарушении изоляции между листами ситали.

Газовая защита действует на сигнал или на отключение трансформатора при внутренних повреждениях, сопровождаемых обильным выделением газообразных продуктов вследствие разложения изоляционных материалов. При появлении сигнала газовой защиты необходимо немедленно включить в работу резервный трансформатор, а затем осмотреть работающий. Газовая защита приводится в действие обычно из-за:

1. Попадания в трансформатор воздуха из-за неплотных соединений в системе масловодяного охлаждения или появления вместе с маслом при его очистке.

2. Недостатка масла, понижения его уровня, что может произойти из-за течи или охлаждения трансформатора.

3. Газообразования внутри трансформатора вследствие разложения масла под действием высокой температуры

4. Возникновения сквозных КЗ, сопровождаемых толчком масла через газовое реле (ложное действие реле).

Случаи ложного действием газового реле возможны из-за неисправностей цепей вторичной коммутации, после заливки свежего масла и при разности давлений воздуха в расширителе и выхлопной трубе.

Если в реле накапливается газ, то судить о характере повреждения можно после проверки газа на горючесть и отбора проб газа для проведения химического анализа. Пробу газа проверяют — это явное доказательство наличия продуктов разложения масла и изоляции и, следовательно, наличия повреждения различных внутренних частей газ принимает различную окраску: бело-серую при разложении бумаги или картона, желтую при разложении дерева и черную при разложении масла.

При эксплуатации могут наблюдаться потрескивания внутри трансформатора, свидетельствующие о том, что между обмотками или их ответвлениями и корпусом происходят разряды (обмотки и металлические части магнитопроводов в трансформаторах представляют собой обкладки конденсатора).

Это явление возникает в результате замыканий обмоток или ответвлений на корпус трансформатора при перенапряжениях или обрыве сети заземления. В этом случае трансформатор должен быть немедленно отключен, после чего газ необходимо проверить на горючесть и отобрать пробу газа для проведения химического анализа.

Если признаков повреждения (потрескивания, щелчки внутри бака, выброс масла) не выявлено, а сигнал газовой защиты появился, то отбирать пробы газа на анализ можно без отключения трансформатора. При обнаружении горючего газа или газа, содержающего продукты разложения, трансформатор должен быть немедлено отключен, после чего на нем должны быть проведены измерения и испытания.

Если проверкой установлено, что выделяется негорючий газ и в нем отсутствуют продукты разложения, то устанавливают наблюдение за работой трансформатора и последующим выделением газа. При учащении появления газа в реле и работы защиты на сигнал трансформатор следует отключить.

Совместное срабатывание газовой и дифференциальной защит трансформатора говорит о серьезных повреждениях внутри трансформатора.

8. Аварии, связанные с пожаром трансформаторов

При грозовом заряде и перекрытии ввода трансформатора может возникнуть пожар трансформатора. Масло, вытекающее под давлением, загорается.

При возникновении пожара трансформатора необходимо снять с него напряжение (если он не отключился от действия защиты), вызавать пожарную команду, известить руководство предприятия и приступить к тушению пожара. При тушении пожара следует принять меры для предотвращения распространения огня, исходя из создавшихся условий. При фонтанировании масла из вводов и поврежденных уплотнений необходимо для уменьшения давления масла спустить часть масла в дренажные устройства. При невозможности ликвидировать пожар основное внимание должно уделяться защите от огня расположенных рядом трансформаторов и другого неповрежденного оборудования.

Тушить пожар трансформатора рекомендуется с использованием распыленной воды, химической пены и других средств пожаротушения.

9. Испытания трансформаторов

Испытания трансформаторов разделяют на приемосдаточные и профилактические.

Приемосдаточные испытания проводят в период монтажа и после него в целях проверки соответствия трансформаторов ГОСТ и техническим условиям на поставку, проверки качества оборудования и монтажа для решения вопросов о возможности ввода трансформатора в эксплуатацию, снятия характеристик изоляции, что необходимо в дальнейшем для оценки состояния трансформатора при эксплуатация.

Профилактические испытания в условиях эксплуатации проводят, как правило, в период текущих или капитальных ремонтов в целях проверки состояния трансформаторов, находящихся в эксплуатации, и качества выполнения ремонта.

При необходимости профилактические испытания проводят между ремонтами для контроля состояния изоляции трансформатора, если есть признаки ее ухудшения. Ухудшение характеристик изоляции может быть вызвано увлажнением изоляции при неполной защите масла трансформатора от соприкосновения с окружающим воздухом или снижением качества масла и т.д.

Объем испытаний устанавливают в соответствии с «Нормами испытаний электрооборудования». Обычно в программу испытаний включают:

1. Измерение сопротивлений обмоток трансформаторов постоянному току по схеме «моста» или по методу падения напряжения (с помощью вольтметра и амперметра)

2. Измерение коэффициента трансформации с помощью специальных «мостов» (компенсационный метод) или методом двух вольтметров, один из которых присоединяют к обмотке низшего напряжения, а другой — к обмотке высшего напряжения (обнаруживают КЗ витков обмоток между собой или закорачивание части обмотки)

3. Проверку группы соеддинений обмоток

4. Измерение характеристики изоляции обмоток и масла (сопротивление изоляции, , емкости обмоток относительно земли и друг друга, относительный прирост емкости при измерении частоты или длительности разряда)

5. Испытание изоляции повышенным напряженнием (обнаруживают дефект изоляции)

6. Измерение потерь и тока ХХ при номинальном напряжении

7. Измерение потерь и напряжения КЗ

Объем и последовательность испытаний зависят от целей и возможности их проведения.

Результаты всех испытаний оформляют в виде протоколов, в которых кроме результатов измерений и испытаний указывают типы приборов и схемы, по которым проведены испытания, температуру обмоток, масла и т.п. Эти данные необходимы для сопоставления результатов испытаний, проводимых в различное время. Протоколы испытаний хранят в течение всего времени эксплуатации трансформатора.

Результаты испытаний сравнивают с установленными нормами. Когда измеряемая величина не нормируется, она должна быть сопоставлена с данными предыдущих измерений на однотипном оборудовании, с результатами остальных испытаний и т.п.

Результаты испытаний не являются единственным и достаточным критерием для оценки состояния трансформатора и решения вопроса о возможности включения его в эксплуатацию. Окончательно этот вопрос решают на основании комплексного рассмотрения всех результатов испытаний, сведений о предыдущей работе трансформатора, данных осмотра и ремонта.