Файл: 1. Описание силового трансформатора тдн10000110 3 1 Элементы конструкции 3.rtf

Аналогичное повреждение может произойти и в том случае, если при ремонте ввода была плохо просушена бумажная изоляция.

Герметичные вводы менее трудоемки в эксплуатации и более надежны, чем негерметичные. В первые годы эксплуатации наблюдались повреждения вводов из-за образования алюминиевой пыли в сильфонах баков давления.

На устранение этого явления были направлены мероприятия, предусмотренные директивными материалами. Выполнение этих мероприятий не освобождает от необходимости продолжать контролировать характеристики изоляции, сравнивая результаты измерений с данными, полученными непосредственно после замены выносных баков давления..

Как в негерметичных, так и в герметичных вводах может иметь место нарушение герметичности в зоне крепления верхней контактной шпильки.

Нарушение может возникнуть вследствие неправильной сборки узла, превышения создаваемого гибким спуском радиального усилия над расчетным значением и т.д. Этот узел находится в самой верхней точке трансформатора, и избыточное давление масла в нем, особенно в холодное время (т.е. при минимальном уровне масла в баке-расширителе), близко к нулю. При неплотностях влага может из атмосферы просачиваться в масло, создавая увлажнение изоляции трансформатора.

Другим распространенным видом повреждения трансформаторов является повреждение устройств регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Нарушения в контактной системе избирателя могут возникать от неправильной регулировки контактов (недостаточное или чрезмерное нажатие, перекосы и др.), вследствие образования на контактах пленки окисла при редких переключениях и несвоевременно выполненных прокрутках устройства, при нарушениях в кинематической схеме.

Контактор устройства РПН может повреждаться при неправильной регулировке его контактной системы и кинематической схемы, а также вследствие несвоевременной замены трансформаторного масла. Время между срабатыванием вспомогательных и дугогасящих контактов контактора при переключении исчисляется десятыми долями секунды. Если масло в контакторе потеряло свои дугогасящие свойства, процесс гашения дуги затягивается и соседние отпайки (ответвления) регулировочной обмотки трансформатора могут оказаться замкнутыми не через дугогасящий резистор, а через электрическую дугу, что приводит к тяжелым авариям с деформацией обмоток трансформатора.

К повреждениям устройств РПН могут приводить увлажнение и загрязнение изолирующих деталей,

---

изготовление этих деталей из материалов, не предусмотренных технической документацией, ослабление креплений и т.д. Нередки отказы вследствие нарушений в работе приводов.

К наиболее тяжелым последствиям приводят повреждения обмоток и главной изоляции трансформаторов. Плохо просушенные электрокартон или витковая бумажная изоляция, грязное или увлажненное трансформаторное масло вызывают местное ослабление твердой изоляции с возникновением ползущего разряда или без него с последующим пробоем. К нарушению работы твердой изоляции приводит также несоблюдение размеров (между листами электрокартона и др.), разбухание слабо намотанной изоляции, нарушения в работе системы охлаждения, чрезмерные перегрузки трансформатора по току и напряжению и др. В связи с разнообразием причин и тяжелыми последствиями от повреждений витковой и главной изоляции своевременному выявлению этого вида нарушений в работе трансформаторов уделяется наибольшее внимание.

В связи с постоянным ростом энергетических мощностей растут мощности короткого замыкания (КЗ). Вследствие этого роста, а также при ослабленной запрессовке обмоток электродинамическая стойкость обмоток к воздействию внешних КЗ (называемых также "сквозными" КЗ) может оказаться недостаточной. В результате при внешних КЗ обмотка может деформироваться или разрушиться, хотя ее изоляция перед повреждением находилась в хорошем состоянии.

Повреждения в активной стали трансформатора приводят к менее тяжелым последствиям и связаны, как правило, с образованием короткозамкнутых контуров внутри бака. Контур может образоваться как внутри пакета магнитопровода, так и через какую-либо конструктивную металлическую деталь, например через прессующее кольцо и элементы заземления магнитопровода.

При современных бесшпилечных магнитопроводах короткозамкнутый контур обычно сцеплен не с главным потоком (замыкающимся только по активной стали), а с потоком рассеяния. Короткозамкнутый контур вызывает повышенный местный нагрев (местный перегрев), обычно в местах контактов, ухудшающий свойства трансформаторного масла. Если своевременно не устранить дефект. то может произойти повреждение твердой изоляции трансформатора.

---

Таблица 1 - Характерные повреждения трансформаторов

Элементы трансформатора	Повреждение	Возможные причины
Обмотки	Межвитковое замыкание	Естественное старение и износ изоляции; систематические перегрузки трансформатора; динамические усилия при сквозных коротких замыканиях
	Замыкание на корпус (пробой); междуфазное замыкание	Старение изоляции, увлажнение масла и понижение его уровня; внутренние и внешние перенапряжения; деформация обмоток вследствие динамических нагрузок при коротких замыканиях
	Обрыв цепи	Отгорание отводов обмотки в результате низкого качества соединения или электродинамических нагрузок при коротких замыканиях
Переключатели напряжения	Отсутствие контакта	Нарушение регулировки переключающего устройства
	Оплавление контактной поверхности	Термическое воздействие сверхтоков на контакт
	Перекрытие на корпус	Трещины в изоляторах; понижение уровня масла в трансформаторе при одновременном загрязнении внутренней поверхности изолятора
	Перекрытие между вводами отдельных фаз	Повреждение изоляции отводов к вводам или переключателю
Магнитопровод	Увеличение тока холостого хода	Ослабление шихтованного пакета магнитопровода
	«Пожар стали»	Нарушение изоляции между отдельными пластинами стали или изоляции стяжных болтов; слабая прессовка пластин; образование короткозамкнутого контура при повреждении изоляционных прокладок между ярмом и магнитопроводом; образование короткозамкнутого контура при выполнении заземления магнитопровода со стороны вдов обмоток ВН и НН
Бак и арматура	Течь масла из сварных швов, кранов и фланцевых соединений	Нарушение сварного шва от механических или температурных воздействий; плохо притерта пробка крана; повреждена прокладка под фланцем

---

И, наконец, существенное влияние на общую работоспособность трансформатора оказывают вспомогательные узлы и устройства. Так, например, повреждение маслонасоса в трансформаторах с системой охлаждения Ц и ДЦ (также НЦ и НДЦ) приводит к попаданию металлических частиц и других примесей в трансформаторное масло и, будучи несвоевременно выявленным, вызывает серьезные аварии. При нарушении резиновых и других уплотнений увлажняется трансформаторное масло. Неисправность стрелочного маслоуказателя приводит к недопустимому снижению или превышению уровня масла и т.д.

Приведенный краткий обзор основных видов повреждений показывает, что в большинстве случаев они развиваются постепенно. Следовательно, если правильно поставить работу по проверке состояния трансформаторов, возникающие дефекты можно выявить до того момента, когда будет превышена какая-то критическая точка. Тогда можно будет своевременно вывести трансформатор в ремонт, предотвратив возникновение аварии или отказа, не допустить недоотпуск электроэнергии, снизить время и расходы на ремонт.

2. Осмотр электроустановки

Осмотр трансформаторов (без отключения) производится: в электроустановках с постоянным дежурным персоналом - 1 раз в сут; в установках без постоянного дежурного персонала - не реже 1 раза в мес, а на трансформаторных пунктах - не реже 1 раза в 6 мес.

В зависимости от местных условий, конструкции и состояния трансформаторов указанные сроки их осмотра могут быть изменены лицом, ответственным за электрохозяйство.

Внеочередные осмотры трансформаторов производятся: при резком изменении температуры наружного воздуха (при резком понижении температуры окружающей среды масло может уйти из расширителя) и каждом отключении трансформатора действием газовой или дифференциальной защиты.

При осмотре трансформаторов должны проверяться: показания термометров и мановакуумметров; состояние кожухов трансформаторов и отсутствие течи масла, соответствие уровня масла в расширителе температурной отметке и наличие масла в маслонаполненных вводах; состояние маслоохлаждающих и маслосборных устройств, а также изоляторов; состояние ошиновки и кабелей, отсутствие нагрева контактных соединений; исправность устройств сигнализации и пробивных предохранителей; состояние сети заземления; маслоочистных устройств непрерывной регенерации масла, термосифонных фильтров и влагопоглощающих патронов, а также трансформаторного помещения.

---

Температуру масла трансформаторов мощностью менее 100 кВ А контролируют ртутными термометрами. При большей мощности трансформаторов для этой цели используют манометрические термометры, обладающие меньшей точностью, чем ртутные. Поэтому время от времени их показания сверяют с показаниями ртутных термометров.

По действующему ГОСТу температура верхних слоев масла при максимально допустимой температуре окружающего воздуха (35 °С) не должна превышать 95 °С, а превышение температуры масла над температурой окружающей среды не должно быть более 60 °С. Допускается работа силовых трансформаторов с отключенным дутьем, если температура верхних слоев масла не превышает 55 °С, а нагрузка трансформатора - 100 % номинальной мощности.

Однако при длительной работе трансформатора с предельной температурой сокращается срок его службы. Поэтому обычно устанавливают режим работы трансформаторов, при котором температура масла поддерживается на уровне 85 °С. Дальнейшее повышение температуры является признаком перегрузки трансформатора, его неисправности или недостаточного охлаждения. При работе трансформатора необходимо следить за уровнем и цветом масла, находящегося в трансформаторе: уровень масла должен находиться на контрольной черте; масло должно быть светло-желтого цвета.

При выполнении планового осмотра силового трансформатора в соответствующем порядке проверяется:

Наличие и работоспособность (по косвенным признакам) термосигнализаторов, маслоуказателей, газового, струйного реле, отсутствие признаков нарушения их работоспособности, отсутствие газа (воздуха) в газовом реле.

Состояние механического защитного кожуха и контрольного кабеля от газового реле.

Уровни масла в расширителях основного бака трансформатора и контактора, соответствие их температуре воздуха и масла трансформатора.

Соответствие положения технологических задвижек, перепускных кранов нормальному режиму работы трансформатора.

Полнота и достаточность мер по предотвращению хищений трансформаторного масла, деталей и узлов трансформатора.

Отсутствие течей масла.

Состояние маслоприемника, маслостоков, маслосборника, бортовых ограждений маслоприемника.

Состояние воздухоосушителей (комплектность, цвет индикаторного силикагеля, наличие масла в масляных затворах).

Состояние маслонаполненных вводов и изоляторов (отсутствие трещин, сколов, чистота фарфора, уровень давления масла, состояние воздухоосушителей вводов, отсутствие течей масла).

---