На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Ремонт и обслуживание трансформаторов

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 22.10.2012. Сдан: 2012. Страниц: 15. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Введение
Одним из важнейших преимуществ  переменного тока перед постоянным является легкость и простота, с  которой можно преобразовать  переменный ток одного напряжения в  переменный ток другого напряжения. Достигается это посредством  простого и остроумного устройства – трансформатора, созданного в 1876 г. замечательным русским ученым Павлом Николаевичем Яблочковым.
П.Н. Яблочков предложил способ “дробления света” для своих свечей при помощи трансформатора. В дальнейшем конструкцию трансформаторов разрабатывал другой русский изобретатель И.Ф. Усагин, который предложил применять  трансформаторы для питания не только свечей Яблочкова, но и других приемников.
Важная роль в развитии электротехники принадлежит М.О. Доливо-Добровольскому. Он разработал основы теории многофазных  и, в частности, трехфазных переменных токов и создал первые трехфазные электрические машины и трансформаторы. Трехфазный трансформатор современной  формы с параллельными стержнями, расположенными в одной плоскости, был сконструирован им в 1891 г. С тех  пор происходило дальнейшее конструктивное усовершенствования трансформаторов, уменьшалась их масса и габариты, повышалась экономичность. Основные положения  теории трансформаторов были разработаны  в трудах Е. Арнольда и М. Видмара.
Цель выпускной работы заключается в изучении трансформаторов, их применения, ремонта и эксплуатации.
 

 
 
 
 
 
Глава 1. Общие  сведения о трансформаторах
 
      Назначение трансформаторов
 
Трансформатором называется статический электромагнитный аппарат, преобразующий переменный ток одного напряжения в переменный ток другого  напряжения той же частоты. Трансформаторы позволяют значительно повысить напряжение, вырабатываемое источниками  переменного тока, установленными на электрических станциях, и осуществить  передачу электроэнергии на дальние  расстояния при высоких напряжениях (110, 220, 500, 750 и 1150 кВ). Благодаря этому  сильно уменьшаются потери энергии  в проводах и обеспечивается возможность  значительного уменьшения площади  сечения проводов линий электропередачи.
В местах потребления электроэнергии высокое напряжение, подаваемое от высоковольтных линий электропередачи, снова понижается трансформаторами до сравнительно небольших значений (127, 220, 380 и 660 В), при которых работают электрические потребители, установленные  на фабриках, заводах, в депо и жилых  домах. На э. п. с. переменного тока трансформаторы применяют для уменьшения напряжения, подаваемого из контактной сети к  тяговым двигателям и вспомогательным  цепям.
Кроме трансформаторов, применяемых  в системах передачи и распределения  электроэнергии, промышленностью выпускаются  трансформаторы: тяговые (для э. п. с), для выпрямительных установок, лабораторные с регулированием напряжения, для  питания радиоаппаратуры и др. Все эти трансформаторы называют силовыми.
Трансформаторы используют также для включения электроизмерительных приборов в цепи высокого напряжения (их называют измерительными), для электросварки  и других целей.
Трансформатор предназначен для преобразования (трансформации) электрической энергии одного напряжения в электрическую энергию другого. Широкое применение нашли силовые  трансформаторы для повышения напряжения (повысительные) на электростанциях  и для понижения напряжения на подстанциях. Кроме того, изготовляют  специальные трансформаторы, применяемые  для плавки и сварки металла. Распространены трансформаторы для измерения высоких  напряжений и больших токов.
В зависимости от уровня напряжения и мощности различают  трансформаторы масляные и сухие. По конструкции они разделяются  на однофазные и трёхфазные.
Трансформаторы – это  наиболее распространённые устройства в современной электротехнике. Трансформаторы большой мощности  составляют основу систем передачи электроэнергии от электростанций в линии электропередачи. Они  повышают напряжение переменного тока, что необходимо для экономной  передачи электроэнергии на значительные расстояния. В местах распределения  энергии между потребителями  применяют трансформаторы, понижающие напряжение до требуемых для потребителей значений. Наряду с этим, трансформаторы являются элементами электроустановок, где они осуществляют преобразование напряжения питающей сети до значений необходимых для работы последних.
Трансформатором называется статическое электромагнитное устройство, имеющее две или более обмоток  связанных индуктивно, и предназначенные  для преобразования посредством  электромагнитной индукции одной или  нескольких систем переменного тока в одну или несколько других систем переменного тока. Обмотку, присоединённую к питающей сети, называют первичной, а обмотку, к которой присоединяется нагрузка – вторичной. Обычно все  величины, относящиеся к первичной  обмотке трансформатора помечают индексом 1, а относящиеся ко вторичной – индексом 2.
Первичную обмотку трансформатора подсоединяют к питающей сети переменного  тока. Ток первичной обмотки имеет  активную и индуктивную составляющие. При разомкнутой вторичной обмотке, вследствие действия индуктивной составляющей тока, возникает магнитный поток, который намагничивает сердечник. Активная составляющая тока определяется потерями, возникающими, в местах стали, при перемагничивании сердечника. Наибольшая часть потока сцеплённого с первичной  обмоткой, сцеплена также со всеми  обмотками фазы и является потоком  взаимоиндукции между обмотками, или  главным рабочим потоком. Другая часть полного потока сцеплена не со всеми витками первичной и  вторичной обмоток. Её называют потоком  рассеивания.
ЭДС обмотки пропорциональна  числу её витков. Отношение ЭДС  первичной и вторичной обмоток  называется коэффициентом трансформации, который пропорционален отношению  чисел витков первичной и вторичной  обмоток.
Силовой трансформатор является в энергосистеме одним из важнейших элементов, определяющих надежность электроснабжения. Его способность нести надлежащую нагрузку зависит от состояния отдельных узлов и отсутствия дефектов, которые могли бы перейти в повреждение трансформатора. Отказ крупного силового трансформатора в работе может привести к аварии в энергосистеме с широкомасштабными последствиями.
В настоящее время положение  в мировой энергетике характеризуется некоторыми особенностями, объясняющими повышенное внимание к надежности работы оборудования энергосистем, и в том числе силовых трансформаторов [1].
Развитие свободного рынка  электроэнергии во многих странах мира (большинство энергокомпаний в мире к настоящему времени являются частными) привело к усилению конкурентной борьбы между компаниями, производящими, передающими и распределяющими электроэнергию. Это в свою очередь привело к стремлению любыми средствами повысить рентабельность производства и снизить расходы на эксплуатацию парка оборудования. Для основного оборудования энергосистем прямым последствием этого явилось снижение капитальных вложений в обновление парка оборудования, стремление как можно дольше эксплуатировать уже работающее оборудование.
Другой особенностью настоящего момента, также вызываемой, главным  образом, конкуренцией, являются повышенные требования к качеству электроснабжения потребителей, к надежности работы оборудования. Эти требования противоречат желанию продлить срок работы установленного оборудования, и компромиссные решения являются весьма непростыми.
Особенностями эксплуатации трансформаторов в странах СНГ  в последние годы являются относительно низкие нагрузки, наличие в сети зон с повышенными рабочими напряжениями (особенно в сетях 500 кВ), отказ от регулярных профилактических ремонтов, прекращение замены силикагеля в адсорбционных фильтрах, снижение квалификации исполнителей внеплановых ремонтных работ.
Одним из главных  путей поддержания эксплуатационной надежности в таких условиях является организация  эффективного контроля состояния работающего оборудования.
 
 
 

 
 
 
1.2  Устройство трансформаторов
Трансформаторы в зависимости  от конфигурации магнитопровода подразделяют на стержневые, броневые и тороидальные.
В стержневом трансформаторе (рис. 2, а) обмотки 2 охватывают стержни  магнитопровода 1; в броневом (рис. 2,б), наоборот, магнитопровод 1 охватывает частично обмотки 2 и как бы бронирует  их; в тороидальном (рис. 2, в) обмотки 2 намотаны на магнитопровод 1 равномерно по всей окружности.

Рис. 2. Устройство стержневого (а), броневого (б) и тороидального (в) трансформаторов
Трансформаторы большой  и средней мощности обычно выполняют  стержневыми. Их конструкция более  простая и позволяет легче  осуществлять изоляцию и ремонт обмоток. Достоинством их являются также лучшие условия охлаждения, поэтому они  требуют меньшего расхода обмоточных проводов. Однофазные трансформаторы малой мощности чаще всего выполняют  броневыми и тороидальными, так  как они имеют меньшую массу  и стоимость по сравнению со стержневыми  трансформаторами из-за меньшего числа  катушек и упрощения процесса сборки и изготовления. Тяговые трансформаторы с регулированием напряжения на стороне  низшего напряжения — стержневого  типа, а с регулированием на стороне  высшего напряжения — броневого  типа.

Рис. 3. Магнитопроводы однофазного  тягового (а) и силового трехфазного (б) трансформаторов: 1 — стержень; 2 — ярмовые балки; 3 — стяжные  шпильки; 4 — основание для установки  катушек; 5 — ярмо
Магнитопроводы трансформаторов (рис. 3) для уменьшения потерь от вихревых токов собирают из листов электротехнической стали толщиной 0,35 или 0,5 мм. Обычно применяют горячекатаную сталь  с высоким содержанием кремния  или холоднокатаную сталь. Листы  изолируют один от другого тонкой бумагой или лаком. Стержни магнитопровода трансформатора средней мощности имеют  квадратное или крестовидное сечение, а у более мощных трансформаторов  — ступенчатое, по форме приближающееся к кругу (рис.4, а). При такой форме  обеспечивается минимальный периметр стержня при заданной площади  поперечного сечения, что позволяет  уменьшить длину витков обмоток, а следовательно, и расход обмоточных проводов. В мощных трансформаторах  между отдельными стальными пакетами из которых собираются стержни, устраивают каналы шириной 5—6 мм для циркуляции охлаждающего масла. Ярмо, соединяющее  стержни, имеет обычно прямоугольное  сечение, площадь которого на 10—15% больше площади сечения стержней. Это  уменьшает нагрев стали и потери мощности в ней.
В силовых трансформаторах  магнитопровод собирают из прямоугольных  листов. Сочленение стержней и ярма обычно выполняют с взаимным перекрытием  их листов внахлестку. Для этого  листы в двух смежных слоях  сердечника располагают, как показано на рис. 4, б, г, т. е. листы стержней 1, 3 и ярма 2, 4 каждого последующего слоя перекрывают стык в соответствующих  листах предыдущего слоя, существенно  уменьшая магнитное сопротивление  в месте сочленения. Окончательную  сборку магнитопровода осуществляют после  установки катушек на стержни (рис. 4, в).
В трансформаторах малой  мощности магнитопроводы собирают из штампованных листов П- и Ш-образной формы или из штампованных колец (рис. 5, а—в).

Рис. 4. Формы поперечного  сечения (а) и последовательность сборки магнитопровода (б — г)
Большое распространение  получили также магнитопроводы (рис. 5,г—ж), навитые из узкой ленты  электротехнической стали (обычно из холоднокатаной стали) или из специальных железо-никелевых  сплавов.

Рис. 5. Сердечники однофазных трансформаторов малой мощности, собранные из штампованных листов (о, б), колец (в) и стальной ленты (г—ж)
 

Обмотки. Первичную и вторичную  обмотки для лучшей магнитной  связи располагают как можно  ближе друг к другу: на каждом стержне 1магнитопровода размещают либо обе  обмотки 2 и 3 концентрически одну поверх другой (рис.6,а), либо обмотки 2 и 3 выполняют  в виде чередующихся дисковых секций — катушек (рис.6,б). В первом случае обмотки называют концентрическими, во втором — чередующимися, или дисковыми. В силовых трансформаторах обычно применяют концентрические обмотки, причем ближе к стержням обычно располагают  обмотку низшего напряжения, требующую  меньшей изоляции относительно магнито-провода  трансформатора, снаружи — обмотку  высшего напряжения.
В трансформаторах броневого  типа иногда применяют дисковые обмотки. По краям стержня устанавливают  катушки, принадлежащие обмотке  низшего напряжения. Отдельные катушки  соединяют последовательно или  параллельно. В трансформаторах  э. п. с, у которых вторичная обмотка  имеет ряд выводов для изменения  напряжения, подаваемого к тяговым  двигателям, на каждом стержне располагают  по три концентрических обмотки (рис.6, в). Ближе к стержню размещают  нерегулируемую часть 4 вторичной обмотки, в середине — первичную обмотку 5 высшего напряжения и поверх нее  — регулируемую часть 6 вторичной  обмотки. Размещение регулируемой части  этой обмотки снаружи упрощает выполнение выводов от отдельных ее витков.
В трансформаторах малой  мощности используют многослойные обмотки  из провода круглого сечения с  эмалевой или хлопчатобумажной изоляцией, который наматывают на каркас из электрокартона; между слоями проводов прокладывают изоляцию из специальной бумаги или  ткани, пропитанной лаком.
 


Рис. 6. Расположение концентрических (а), дисковых (б) и концентрических  трехслойных (в) обмоток трансформатора
Непрерывную спиральную обмотку  используют в качестве первичной (высшего  напряжения) и регулируемой части  вторичной обмотки (низшего напряжения). Эта обмотка состоит из ряда последовательно  соединенных плоских катушек, имеющих  одинаковые размеры. Катушки расположены  друг над другом. Между ними устанавливают  прокладки и рейки из электрокартона, которые образуют горизонтальные и вертикальные каналы для прохода охлаждающей жидкости (масла).
Для повышения электрической  прочности при воздействии атмосферных  напряжений две первые и две последние  катушки первичной (высоковольтной) обмотки обычно выполняют с усиленной  изоляцией. Усиление изоляции ухудшает охлаждение, поэтому площадь сечения  проводов этих катушек берут большей, чем для остальных катушек  первичной обмотки.
Винтовую параллельную обмотку  используют в качестве нерегулируемой части вторичной обмотки. Ее витки  наматывают по винтовой линии в осевом направлении подобно резьбе винта. Обмотку выполняют из нескольких параллельных проводов прямоугольного сечения, прилегающих друг к другу  в радиальном направлении. Между  отдельными витками и группами проводов располагают каналы для прохода  охлаждающей жидкости.
 


Рис. 7. Непрерывная спиральная (а) и винтовая (б) обмотки мощных трансформаторов электрического подвижного состава: 1 — выводы; 2,6 — каналы для  прохода охлаждающей жидкости; 3 — катушки; 4 — опорные кольца; 5 — рейки; 7 — бакелитовый цилиндр; 8 — проводники обмотки
Главная особенность силовых  трансформаторов - использование бумажно-масляной изоляции с охлаждением циркулирующим  маслом в баке, защищенном от I окружающего воздуха. Большие мощности трансформаторов и их классы напряжения определяют высокую степень использования активных материалов, способных выдерживать опасные тепловые воздействия и высокие напряженности электрического и магнитного полей, а также большие механические воздействия при КЗ в сети, от которых трансформатор, в отличие от генератора, не защищен предвключенным реактивным сопротивлением.
Отсюда при эксплуатации возникает необходимость учета  неизбежного старения бумажной изоляции, жесткого контроля, ведущего к быстрому старению и нагреву изоляции, периодической  подпрессовке обмоток, тщательного  изолирования масла от воздействия  окружающего воздуха (защита от увлажнения). И все это - при недоступности  активной части трансформатора.
По основным видам конструкции (форме сердечника) трансформаторы делятся на стержневые (охватываемые обмоткой) и броневые (охватывающие обмотку). Трансформаторы броневого  типа широко применяются за рубежом.
По видам изоляции и  хладагента основную часть занимают силовые трансформаторы с бумажно-масляной изоляцией и охлаждением с  естественной или принудительной, направленной циркуляцией масла. Для размещения в пожароопасных зонах используются трансформаторы с полимерной (сухой) изоляцией и воздушным охлаждением, с элегазовой изоляцией и, в самое  последнее время, с обмоткой кабельного типа, имеющей полиэтиленовую изоляцию.
 
 
1.3  Принцип работы трансформаторов
Принцип работы трансформатора связан с принципом электромагнитной индукции. Ток поступающий на первичную  обмотку создает в магнитопроводе магнитный поток.
Работа трансформатора основана на явлении электромагнитной индукции. На одну из обмоток, называемую первичной  обмоткой подаётся напряжение от внешнего источника. Протекающий по первичной  обмотке переменный ток создаёт  переменный магнитный поток в  магнитопроводе, сдвинутый по фазе, при синусоидальном токе, на 90° по отношению к току в первичной  обмотке. В результате электромагнитной индукции, переменный магнитный поток  в магнитопроводе создаёт во всех обмотках, в том числе и в  первичной, ЭДС индукции пропорциональную первой производной магнитного потока, при синусоидальном токе сдвинутой  на 90° по отношению к магнитному потоку. Когда вторичные обмотки  ни к чему не подключены (режим холостого  хода), ЭДС индукции в первичной  обмотке практически полностью  компенсирует напряжение источника  питания, поэтому ток через первичную  обмотку невелик, и определяется в основном её индуктивным сопротивлением. Напряжение индукции на вторичных обмотках в режиме холостого хода определяется отношением числа витков соответствующей  обмотки w2 к числу витков первичной  обмотки w1: U2=U1w2/w1.
При подключении вторичной  обмотки к нагрузке, по ней начинает течь ток. Этот ток также создаёт  магнитный поток в магнитопроводе, причём он направлен противоположно магнитному потоку, создаваемому первичной  обмоткой. В результате, в первичной  обмотке нарушается компенсация  ЭДС индукции и ЭДС источника  питания, что приводит к увеличению тока в первичной обмотке, до тех  пор, пока магнитный поток не достигнет  практически прежнего значения. В  этом режиме отношение токов первичной  и вторичной обмотки равно  обратному отношению числа витков обмоток (I1=I2w2/w1,) отношение напряжений в первом приближении также остаётся прежним.
Схематично, выше сказанное  можно изобразить следующим образом:
U1 > I1 > I1w1 > Ф > ?2 > I2.
Магнитный поток в магнитопроводе трансформатора сдвинут по фазе по отношению к току в первичной  обмотке на 90°. ЭДС во вторичной  обмотке пропорциональна первой производной от магнитного потока. Для синусоидальных сигналов первой производной от синуса является косинус, сдвиг фазы между синусом и  косинусом составляет 90°. В результате, при согласном включении обмоток, трансформатор сдвигает фазу приблизительно на 180°. При встречном включении  обмоток прибавляется дополнительный сдвиг фазы на 180° и суммарный  сдвиг фазы трансформатором составляет приблизительно 360°.
Трансформаторы имеют  магнитопроводящие сердечники и  токопроводящие обмотки. Для лучшего  охлаждения сердечники и обмотки  мощных трансформаторов погружаются  в бак, наполненный маслом. Сердечники трансформаторов состоят из стержней, на которых размещаются обмотки, и ярм, которые служат для проведения потока между стержнями. Различают  два вида сердечников: стержневой и  броневой.
Броневой сердечник имеет  разветвлённую магнитную систему, вследствие этого поток в ярме составляет половину от потока стержня, на котором расположены обмотки.
Трёхфазные трансформаторы выполняются обычно стержневыми. Их сердечники состоят из расположенных  в одной плоскости трёх стержней, соединённых ярмами. Магнитная система  таких трансформаторов несколько  несимметрична, так как магнитная  проводимость потока крайних стержней и среднего – является неодинаковой.
Вследствие изменения  потока, в контурах стали сердечника индуктируется ЭДС, вызывающая вихревые потоки, которые стремятся замкнуться по контуру стали, расположенному в  поперечном сечении стержня. Для  уменьшения вихревых токов, сердечники трансформатора набираются из изолированных  прямоугольных пластин электротехнической стали толщиной 0,5мм или 0,35мм. Для  уменьшения зазоров в местах стыков, слои сердечника, набранные различными способами, чередуются через один. После сборки, листы верхнего ярма вынимаются и на стержнях устанавливаются обмотки, после чего ярмо вновь заштыховывается. Листы сердечника изолируются лаком или бумагой, имеющей толщину 0,33мм, и стягиваются при помощи изолированных шпилек.
В большинстве случаев  в трансформаторах электропередач применяются так называемые концентрические  обмотки, имеющие вид размещённых  концентрически полых цилиндров. Обычно ближе к сердечнику размещается  обмотка низшего напряжения, требующая  меньшей толщины изоляции сердечника.
По способу охлаждения трансформаторы разделяются на масляные, обмотки которых погружены в  масло и сухие, охлаждаемые воздухом. Мощные силовые трансформаторы имеют  масляное охлаждение. Трансформатор  в большинстве случаев не является твёрдым телом, а содержит большое  количество жидкого масла, которое  оказывает значительное влияние  на теплопередачу.
В большинстве случаев  в трансформаторах электропередач применяются так называемые концентрические  обмотки, которые имеют вид размещенных  концентрически полных  цилиндров (одна в другой). Обычно ближе к сердечнику размещается обмотка низшего  напряжения, требующая меньшей толщины  изоляции сердечника.
В трансформаторах мощностью  до 560 кВ·А концентрическая обмотка  выполняется по типу цилиндрической обмотки, а в большинстве случаев  имеющей два слоя. Слои обмотки  выполняются из провода круглого или прямоугольного сечения. Провод наматывается впритык по винтовой линии  вдоль образующей цилиндра.
В трансформаторах больших  мощностей концентрическая обмотка  низшего напряжения выполняется  по типу винтовой, в которой между  двумя соседними по высоте витками  оставляется канал.
В трансформаторах на напряжение 35 кВ и более применяют концентрическую  обмотку, выполненную по типу непрерывной, в которой, в отличие от винтовой, каждый виток состоит из нескольких концентрически намотанных витков обмотки. Катушки этой обмотки наматываются непрерывно одним проводом без пайки. При воздействии осевых сжимающих  усилий, возникающих при внезапных  коротких замыканиях, наиболее надежными  являются непрерывные обмотки.
 
 

1.4  Опыт холостого хода 
 
Для испытания трансформатора служит опыт холостого хода и опыт короткого замыкания.
При опыте холостого хода трансформатора его вторичная обмотка  разомкнута и тока в этой обмотке  нет (/2—0).
Если первичную обмотку  трансформатора включить в сеть источника  электрической энергии переменного  тока, то в этой обмотке будет  протекать ток холостого хода I0, который представляет собой малую  величину по сравнению с номинальным  током трансформатора. В трансформаторах  больших мощностей ток холостого  хода может достигать значений порядка 5— 10% номинального тока. В трансформаторах  малых мощностей этот ток достигает  значения 25—30% номинального тока. Ток  холостого хода I0 создает магнитный  поток в магнитопроводе трансформатора. Для возбуждения магнитного потока трансформатор потребляет реактивную мощность из сети. Что же касается активной мощности, потребляемой трансформатором при холостом ходе, то она расходуется на покрытие потерь мощности в магнитопроводе, обусловленных гистерезисом и вихревыми токами.
Так как реактивная мощность при холостом ходе трансформатора значительно  больше активной мощности, то коэффициент  мощности cos ? его весьма мал и  обычно равен 0,2-0,3.
По данным опыта холостого  хода трансформатора определяется сила тока холостого хода I0, потери в стали  сердечника Рст и коэффициент  трансформации К.
Силу тока холостого хода I0 измеряет амперметр, включенный в  цепь первичной обмотки трансформатора.
При испытании трехфазного  трансформатора определяется фазный ток  холостого хода.
О потерях в стали сердечника Pст судят по показаниям ваттметра, включенного в цепь первичной  обмотки трансформатора.
Коэффициент трансформации  трансформатора равен отношению  показаний вольтметров, включенных в цепь первичной и вторичной  обмоток.
 
1.5  Схема трансформатора на холостом ходу
 
 
 
 

Рис. 8. – Схема однофазного  трансформатора
Холостым ходом трансформатора называется режим работы, когда к  первичной обмотки трансформатора приложено напряжение, а вторичная  обмотка находится в разомкнутом  состоянии, следовательно, ток в  первичной обмотке является намагничивающим, при этом величина его незначительна  и составляет 5–8% от величины номинального тока. При холостом ходе трансформатора, не обращая внимания на падение напряжения в первичной обмотке трансформатора I01·z1, можно принять, что э.д.с. в  обеих обмотках трансформатора численно равны напряжениям на их зажимах:
E1 ? U01 и E2 ? U02.
Разделим э.д.с. первичной  обмотки на э.д.с. вторичной обмотки, получим:
E1/E2=W1/W2, следовательно, э.д.с., индуктируемые в обмотках трансформатора, пропорциональны числам витков  обмоток.
Так как при холостом ходе E1 ? U01 и E2 ? U02, то можно записать:
E1/E2 ? U01/U02=W1/W2.
Значит, и напряжение на первичной  стороне U1, а также и на вторичной  стороне U2 трансформатора пропорциональны  числам витков обмоток трансформатора.
 
1.6  Опыт холостого короткого замыкания трансформатора
 
 
При коротком замыкании вторичной  обмотки сопротивление трансформатора очень мало и ток короткого  замыкания во много раз больше номинального. Такой большой ток  вызывает сильный нагрев обмоток  трансформатора и приводит к выходу его из строя. Поэтому трансформаторы снабжаются защитой, отключающей его  при коротких замыканиях.
При опыте короткого замыкания  вторичная обмотка трансформатора замкнута накоротко, т. е. напряжение на зажимах вторичной обмотки равно  нулю. Первичная обмотка включается в сеть с таким пониженным напряжением, при котором токи в обмотках равны номинальным. Такое пониженное напряжение называется напряжением короткого замыкания и обычно равно 5,5% от номинального значения.
По данным опыта короткого  замыкания определяют величину потерь в меди Ям, т. е. потерь на нагрев обмоток. Чаще проводят опыт трехфазного короткого  замыкания, при котором подводимое напряжение снижается до 10—20% от U ном  для электродвигателей с фазным ротором и до 20—30% для электродвигателей  с коротко- замкнутым ротором. Можно  также проводить опыт короткого  замыкания при однофазном токе, подводя  напряжение поочередно к двум выводам  статорной обмотки (ротор заторможен).
При проведении опыта однофазного  короткого замыкания у фазных двигателей ротор их замыкают накоротко  и затормаживают, а к двум фазам  статора подводят напряжение, равное 50—60% от номинального. Величина подводимого  напряжения во всех случаях проведения опыта короткого замыкания должна быть такой, чтобы ток в обмотках двигателя был номинальный. Продолжительность  опыта короткого замыкания нужно  сокращать до минимума.
Из данных опытов холостого  хода и короткого замыкания определяют номинальный кпд.
 
1.7 Надежность силовых трансформаторов
 
 
Требования к надежности силового трансформатора в большой  мере зависят от степени его влияния  на работу конкретной электростанции или электрической сети, энергосистемы  в целом [3].
Особенно высокие требования предъявляются к трансформаторам  большой мощности, входящим в состав блока «генератор-трансформатор». Работа блока зависит от работы блочного трансформатора и выход его из строя приводит к отключению блока, что может быть причиной развала энергосистемы. Для блоков АЭС невозможность выдавать мощность при работающем реакторе вообще является аварийной ситуацией [1]. Не меньшая ответственность за работу сети в целом лежит на крупных автотрансформаторах межсистемных связей и узловых подстанций.
Контроль состояния таких  трансформаторов выполняется наиболее полно, зарубежом наиболее совершенные  системы контроля обслуживают именно повышающие трансформаторы большой  мощности на электростанциях. Для таких  трансформаторов целесообразно  применять даже весьма сложные и  дорогие контрольно-диагностические  системы, например, автоматическую систему  отбора проб масла, анализа содержащихся в них газов и постановки диагноза, стоимость которой составляет до 10 % стоимости всего трансформатора [3].
Трансформаторы меньшей  мощности, как правило, легче резервируются, их выход из строя отражается на конкретных потребителях, но не на всей сети. Соответственно и системы контроля охватывают меньшее число выявляемых дефектов, основная оценка состояния  производится при периодических  обследованиях с отключением  трансформатора.
Но данным Генеральной  инспекции по эксплуатации РАО «ЕЭС России», доля повреждений при технологических  нарушениях в эксплуатации маслонаполненного  оборудования в 1996 г, составила 4,8, в 1997 1-5,4, а в 1998 г.-6,1 %, число повреждений с 1996 по 1999 гг. выросло на 143 % [4].
По данным НИЦ «ЗТЗ-Сервис», анализ отказов трансформаторов  мощностью 80 МВ-А и выше и шунтирующих  реакторов в 1998- 1999 гг. «оказал, что  удельное число отказов в этот период для блочных трансформаторов  ТЭС и ГЭС составило 0,86 % в год, а аварий - 0,22 % в год (данные по 2030 трансформаторам). Удельная повреждаемость силовых трансформаторов магистральных линий оставили соответственно 1,5 и 0,25 %, региональных сетей - 1,5 и 0,48 %.
Близкие но значению результаты дает анализ надежности оборудования, проводимый ВИИИЭ. За 19924995 гг. удельная повреждаемость из-за отказа силовых  трансформаторов классов напряжения 330-750 кВ составляла 2,2 % в год (аварийные  выходы из строя составляли примерно половину случаев).
Силовые трансформаторы имеют  меньшую повреждаемость, чем другие виды основного оборудования. Так, наиболее распространенные турбогенераторы  типа ТВВ мощностью 160-800 МВт за 19924996 гг. имели удельную повреждаемость из-за отказа 25-40% на генератор в год, гидрогенераторы мощностью 60 МВт  и выше -7,3 % на генератор в год, маслонаполненное оборудование - около 5 % в год на аппарат [1].
Та же закономерность свойственна  зарубежным трансформаторам, например данные компании 81еп1епз/Ки/и показывают, что доля простоев из-за повреждений  генератора в 7-8 раз выше, нем из-за повреждений блочного трансформатора.
Суммарная мощность силовых  трансформаторов в энергосистемах СНГ на всех уровнях напряжений за счет нескольких ступеней трансформации  в 6-6,5 раза превышает установленную  мощность генераторов, Так как повреждаемость трансформаторов непосредственно  влияет на. надежность энергосистемы  в целом, понятно особое внимание к поддержанию их работоспособности. Этого требует и статистика повреждений: аварии по вине трансформаторов в  электрических сетях вызывают 80-90 % недоотпуска электроэнергии, а  на электростанциях - 10-20 %.
 
1.8 Дефекты силовых трансформаторов
 
 
Силовой трансформатор является ответственным элементом сети, на работу которого влияют как сильные  внешние воздействия, так и анормальные  режимы работы энергосистемы. Рассмотрим эти воздействия и их последствия.
Грозовые  и коммутационные перенапряжения, вызывающие повреждения главной   и   витковой   изоляции   при   недостаточных   запасах   их   электрической прочности.
Повышения рабочего напряжения из-за некомпенсированной емкости ВЛ СВН и УВН, приводящие к перевозбуждению трансформаторов.
Длительное повышение  напряжения становится в последнее  время весьма актуальным.
Недостаточный объем  средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения в сетях 330-750 кВ ЕЭС стран СНГ  в условиях спада производства электроэнергии в последние годы создает трудности  с поддержанием допустимых уровней  напряжения, особенно в режимах минимальных  нагрузок. Подъем напряжения из-за недостаточной  компенсации на ВЛ 500 кВ может достигать 550 кВ. Повышение напряжения ведет  к длительному перевозбуждению  магнитопровода.
Еще один неблагоприятный  фактор в нынешних сетях 330-750 кВ -распространенная практика неиспользования устройств  РПН (или использования его только для сезонных переключений). В таких  случаях к возможному перевозбуждению  от некомпенсированных линий может  добавиться еще 3-5 % и оно станет еще  более опасным.
Перевозбуждение магнитной системы вызывает повышенный нагрев как самого сердечника, так  и конструкционных стальных деталей, что опасно для контактирующей с  ними изоляции.
Токи  КЗ, оказывающие ударные механические воздействия на обмотки. Серьезным влиянием со стороны сети является воздействие на трансформатор токов КЗ, вызывающих деформацию обмоток при их динамической нестойкости. В настоящее время такие повреждения трансформаторов занимают заметное место. По расчетам примерно 1,7 % автотрансформаторов 220-500 кВ I раз в год может подвергаться опасным воздействиям тока КЗ, особо опасных для автотрансформаторов е пониженной электродинамической стойкостью. Такая группа «риска» оценивается в 25 % общего количества автотрансформаторов 330-750 кВ подстанций стран СНГ [8].
Токи  намагничивания при включении, вызывающие повреждения обмоток из-за электрических  и механических переходных процессов. Включение трансформатора в сеть само но себе является причиной броска тока при намагничивании сердечника. Так, из-за броска тока при включении со стороны ВН трансформатора блока АЭС мощностью 1000 МВ-А на несколько секунд для генераторов создается режим форсировки возбуждения. Бросок тока включения зависит в первую очередь от остаточной индукции в сердечнике трансформатора, которая в свою очередь зависит от конструкции сердечника. Разрабатываются способы ликвидации и снижения бросков тока.
Сейсмические  воздействия на трансформатор. Большое внимание в последнее время уделяется сейсмостойкости мощных трансформаторов, разработке методов испытания их на сейсмостойкость. Примером трансформатора с повышенной сейсмостойкостью может служить трансформатор для Рогунской ГЭС, спроектированный ПО «Запорожтрансформатор». Он рассчитан на сейсмичность до 9 баллов по 12-балльной шкале.
Воздействия геомагнитных токов на трансформатор. После нескольких серьезных аварий трансформаторов в сетях Северной Америки были исследованы воздействия геомагнитных бурь, вызывающих появление в длинных линиях токов порядка сотен ампер очень низкой частоты, которые действуют аналогично постоянному току. Это относится к протяженным ЛЭП, ориентированным в меридиональном направлении. Геомагнитные токи в первую очередь воздействуют на измерительные трансформаторы тока, что ведет к массовым ложным срабатываниям релейной зашиты. Однако при анализе последствий таких аварий отмечались также и местные перегревы массивных деталей и бака силовых трансформаторов из-за перенасыщения сердечника при протекании больших постоянных токов по обмотке [1].
Перегрузка  трансформатора по току. Большое влияние на срок службы трансформатора из-за старения изоляции оказывает режим нагрузки. Максимально допустимую температуру наиболее нагретых точек определяют два ограничивающих фактора старение целлюлозно-бумажной изоляции под воздействием продолжительного нагрева и возникновение газовых пузырьков на поверхности бумажной изоляции при быстром повышении температуры. Например, по рекомендациям института электроэнергетики США ЕРШ кратковременно допускается температура 180°С, выше которой возможно возникновение пузырьков газа; продолжительно допускается температура 140 °С, выше которой существует опасность быстрого старения бумажной изоляции. Большинство зарубежных специалистов считают возможным допускать температуру не выше 140°С из общих соображений надежности трансформатора.
Влияние тепловых перегрузок для украинских трансформаторов  не критично для условий нашей  страны с зимним максимумом нагрузки и сравнительно холодным климатом. При правильном выборе трансформаторов  классический тепловой износ витковой изоляции на практике не проявляется. Кроме того, нагрузки наших трансформаторов  за последние пять лет из-за резкого  спада промышленного производства снизились в среднем с 60-70 % до 20-40 %. Сохранилось незначительное количество подстанций с нагрузками 60-70 %.
Имевшие место 30-35 лет назад многочисленные аварии из-за полного теплового износа витковой изоляции торцевых частей обмоток трансформаторов 110-500 кВ происходили при нагрузке ниже номинальной и были обусловлены  грубым дефектом конструкции обмоток.
Опасные тепловые воздействия перегрузок, особенно в  жаркое время года, могут стать  причиной повреждений герметичных  вводов ВН, нижняя часть которых находится в наиболее нафетых верхних слоях масла. Такие повреждения, характерные образованием внутри покрышки желтого налета, наблюдались в последнее время довольно часто.
 
Виды дефектов силовых трансформаторов
Трансформаторы  входят в состав основного оборудования электростанций, повышающих, понижающих и распределительных подстанций, различного вида преобразовательных устройств  и т.д. Различное назначение, нередко  связанное с различиями в конструкции, разнообразные условия работы и  другие особенности требуют различного подхода к эксплуатации трансформаторов [9].
Но где бы ни находились и как бы ни эксплуатировались  трансформаторы, "болезни" у них, как правило, общие. Уровень эксплуатации определяет не характер возможных повреждений, а возможность как можно более  раннего выявления проявляющихся  отклонений от нормы, проведения требуемого объема профилактических работ, качественного  ремонта. Естественно, что чем выше уровень эксплуатации, тем меньше неприятностей доставляют трансформаторы.
Рассмотрим наиболее характерные повреждения, которые  могут возникнуть в любых масляных трансформаторах. Повреждения или  отклонения от нормального режима работы могут быть вызваны различными причинами; недоработкой конструкции, скрытыми дефектами  изготовления, нарушениями правил перевозки, технологии монтажа или правил эксплуатации, некачественным ремонтом. В большинстве  случаев повреждение происходит не сразу, а после более или  менее длительного воздействия  неблагоприятного фактора. Своевременное  выявление возникающего дефекта  позволяет принять меры по предупреждению его развития и сохранению работоспособного состояния трансформатора.
Наиболее распространенным видом повреждения силовых трансформаторов  напряжением 110 кВ и более является повреждение высоковольтных вводов [10]. В настоящее время эксплуатируются негерметичные и герметичные маслонаполненные вводы, а также вводы с твердой изоляцией.
Наиболее слабым узлом негерметичных вводов является система защиты масла от воздействия  влаги с помощью масляного  гидрозатвора и силикагелевого воздухоосушителя. При длительной эксплуатации, особенно в случае несвоевременной замены силакагеля, масло увлажняется, ухудшаются его изоляционные характеристики, в  результате чего могут возникнуть частичные  разряды в масле. В дальнейшем по поверхности бумажной изоляции начинает образовываться так называемый "ползущий" разряд, при приближении которого к заземленной части происходит пробой изоляции с возникновением короткого  замыкания.
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.
Как в негерметичных, так и в герметичных вводах может иметь место нарушение  герметичности в зоне крепления  верхней контактной шпильки. 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 [9]. 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 [9].
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 оказывается недостаточной. В результате при внешних КЗ обмотка может деформироваться или разрушиться, хотя ее изоляция перед повреждением находилась в хорошем состоянии [11].
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 [13 ]. Если своевременно не устранить дефект, то может произойти повреждение твердой изоляции трансформатора.
Существенное влияние  на общую работоспособность трансформатора оказывают также вспомогательные  узлы и устройства [11]. Так, например, повреждение маслонасоса в трансформаторах  с системой охлаждения Ц и ДЦ 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 тд.
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.
За период с 1997 по 2000 г. в "ЕЭС России" было проанализировано в общей сложности 712 отказов и технических нарушений силовых трансформаторов напряжением 35 - 750 кВ.
В табл. 1.1 приведено  распределение повреждений силовых  трансформаторов по узлам и классам  напряжений, при этом их число составило: 29% для 35 кВ; 47% для 110 кВ; 19% для 220 кВ; 2% для 330 кВ; 3% для 500 кВ; 0% для 750 кВ.
Как следует из табл. 1.1, наибольшую повреждаемость имеют: высоковольтные вводы - 22%, обмотки - 16%, устройства РПН - 13,5%, что подтверждает вышесказанное, Значительная доля отказов  приходится на течи (11%) и упуск трансформаторного  масла (23%).
Так как выявление  всех видов дефектов не удается обеспечить как по техническим, так и по экономическим  причинам, главное внимание уделяется  выявлению наиболее часто проявляющихся  и наиболее опасных для работоспособности  трансформатора дефектов.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Глава 2. Технология обслуживания, ремонт силовых трансформаторов
 
 
 
2.1 Техническое  обслуживание, монтаж трансформаторов
 
Монтаж трансформатора производят на специально оборудованной монтажной  площадке вблизи его собственного фундамента (целесообразно на фундаменте), а  также на ремонтной площадке ТМХ  или на постоянном или переменном торце машинного зала электростанции. Монтажную площадку обеспечивают источником электроэнергии необходимой мощности и связью с емкостями масла  со стороны стационарного маслохозяйства (либо емкости располагаются вблизи площадки). Территория монтажной площадки должна предусматривать работы подъемно-технологического оборудования, а также свободное  размещение вблизи бака трансформатора подготовленных к установке комплектующих  узлов.
При работе на открытом воздухе  вблизи трансформатора устанавливают  инвентарное помещение для персонала, хранения инструмента, приборов материалов. Площадку оборудуют средствами пожаротушения, телефоном. Освещенность сборочной (монтажной) площадки должна обеспечивать работу в три смены. Монтаж крупных трансформаторов  следует производить по проекту  организации работ, разработанному с учетом конкретных условий. В объем  монтажных работ входит подготовка комплектующих узлов и деталей.
При подготовке к установке  на трансформатор вводов кВ проверяют  отсутствие трещин и повреждений  фарфоровых покрышек, поверхность которых  очищают от загрязнений; затем ввод испытывают испытательным напряжением  переменного тока, соответствующим  классу напряжения ввода.
Для маслонаполненных вводов 110 кВ и выше объем подготовительных работ обусловлен способом защиты масла  ввода от соприкосновения с окружающим воздухом.
Герметичные маслонаполненные вводы проверяют внешним осмотром на отсутствие течи и на целостность  фарфоровых покрышек и других элементов  конструкции, располагаемых с внешней  стороны ввода, при этом давление масла измеряют по показаниям манометра. Согласно инструкции завода-изготовителя приводят давление во вводе до требуемых  значений в зависимости от температуры  окружаю щего воздуха. При необходимости  производят долив или слив масла  из ввода. Долив масла может производиться  с помощью ручного маслонасоса. Перед присоединением маслонасоса  перекрывают вентили со стороны  ввода и бака давления, а в переходник вместо пробки вворачивают штуцер с  резьбой М 14x1,5. Затем приоткрывают вентиль бака давления и под струей масла из переходника надевают шланг  на штуцер. Насосом подают масло  в бак давления, следя за показаниями  манометра. Отсоединение насоса производят в следующей последовательности: перекрывают вентиль со стороны  бака давления, выворачивают штуцер на переходнике и, приоткрыв вентиль  со стороны бака давления, под струей масла вворачивают пробку. Открывают  вентили на вводе и баке давления. При регулировании давления во вводе, замене манометра или замене поврежденного  бака давления и других операциях  нельзя допускать проникновения  окружающего воздуха во ввод. Подпитку ввода производят дегазированным маслом необходимого качества. Аналогично производят операции по частичному сливу (доливу) масла в герметичные вводы, не имеющие бака давления.
силовой трансформатор электромагнитный
 
2.2 Ремонт силовых трансформаторов
Текущий ремонт силового трансформатора с отключением его от питающей сети производят в порядке реализации планово-предупредительного ремонта.
Периодичность текущих ремонтов силовых трансформаторов зависит  от их технического состояния и от условий эксплуатации. Сроки текущих  ремонтов устанавливаются в местных  инструкциях предприятия. Однако такие  ремонты надо производить не реже одного раза в год.
Текущий ремонт силовых трансформаторов  с отключением от питающей сети включает наружный осмотр трансформатора, устранение обнаруженных дефектов, а также очистку  изоляторов и бака. Спускают грязь  из расширителя, доливают при необходимости  в него масло и проверяют правильность показаний маслоуказателя. Проверяют  спускной кран и уплотнения, осматривают  охлаждающие устройства и чистят их, проверяют состояние газовой  защиты и целость мембраны выхлопной  трубы. Проводят также необходимые  измерения и испытания.
При хорошо выполненном текущем  ремонте не должно быть аварийных  выходов из строя трансформаторов, а продолжительность их эксплуатации должна возрастать.
У каждого силового трансформатора, находящегося в работе, происходит постепенный износ имеющихся  в нем изоляционных материалов. Износ  изоляции ускоряется вместе с повышением нагрузки. При неполной загрузке силового трансформатора износ его изоляции замедляется. За счет этого допускается  в отдельные периоды перегрузка трансформатора, которая не сокращает  нормальный срок его работы.
Величину допустимой перегрузки силового трансформатора в отдельные  часы суток за счет его недогрузки в другие часы определяют по диаграммам нагрузочной способности трансформатора. Такие диаграммы составлены для  силовых трансформаторов с естественным масляным и принудительным воздушным  охлаждениями исходя из нормального  срока износа изоляции трансформаторов  от нагрева. Для пользования указанными диаграммами необходимо располагать коэффициентом суточного графика нагрузки трансформатора, который определяется по заданному суточному графику по формуле.
Чтобы использовать фактор, допускающий увеличение нагрузки силового трансформатора в отдельные часы зимних пик за счет недогрузки трансформатора в летнее время года, пользуются следующим положением: на каждый процент  недогрузки трансформатора в летнее время допускается 1 % перегрузки трансформатора в зимнее время, но не более 15%. Общая  перегрузка трансформатора, которая  может быть принята при использовании  обоих указанных факторов, не должна превышать 30%.
Все вышесказанное относится  к допускаемым перегрузкам силовых  трансформаторов в условиях их нормальной эксплуатации. Иначе решается вопрос о допустимых перегрузках силовых  трансформаторов в аварийных  случаях.
Указанные аварийные перегрузки допускаются независимо от величины предшествующей нагрузки и температуры  охлаждающей среды. Для сухих  трансформаторов допускаются следующие  аварийные перегрузки: 20% в течение 60 мин и 50% в течение 18 мин.
Современные силовые трансформаторы при номинальном первичном напряжении работают с большими величинами магнитной  индукции. Поэтому даже небольшое  увеличение первичного напряжения вызывает повышенный нагрев стали трансформатора и может угрожать его целости. В связи с этим при эксплуатации трансформатора величина подведенного напряжения ограничивается и ее необходимо контролировать. Максимально допустимое превышение первичного напряжения принимается  для трансформаторов равным 5% от напряжения, соответствующего данному  ответвлению.
Особенностью силовых  трансформаторов, работающих с принудительным охлаждением масла, является быстрое  повышение температуры масла  при прекращении работы системы  охлаждения. Однако учитывая значительную теплоемкость трансформаторов, допускают их работу в аварийных режимах при прекращении циркуляции масла или воды, а также при остановке вентиляторов дутья. Предельная длительность работы трансформаторов в указанных условиях определяется местными инструкциями. В инструкциях учитываются как результаты предыдущих испытаний, так и заводские данные трансформаторов. Но при всех условиях работу трансформаторов при прекращении системы охлаждения допускают не больше, чем в течение одного часа.
Величина сопротивления  изоляции обмоток силовых трансформаторов  не нормируется, тем не менее эта  характеристика относится к числу  важнейших показателей состояния  трансформатора и ее систематически контролируют, сравнивая с величиной, которая имела место при вводе  трансформатора в эксплуатацию. Измерения  производят при одинаковой температуре  и одинаковой продолжительности  испытания (обычно 1 мин). Величина сопротивления  изоляции обмоток трансформатора считается  удовлетворительной, если она составляет не менее 70% от первоначального значения.
Необходимым условием обеспечения  нормального срока службы силового трансформатора является контроль за его нагрузкой. Если вести эксплуатацию силового трансформатора, не превышая допускаемых для него нагрузок, примерный  срок службы силового трансформатора составляет около 20 лет. Необходимо при  этом иметь в виду, что систематические  недогрузки силовых трансформаторов  с целью удлинения срока его  службы имеют и свои отрицательные  стороны: за это время конструкция  трансформатора морально стареет. Чтобы  контролировать нагрузку трансформаторов  мощностью 1000 та и выше, устанавливают  амперметры, шкала которых соответствует  допускаемой перегрузке трансформатора.
Температуру масла трансформаторов  мощностью менее 1000 ква контролируют ртутными термометрами. При большей  мощности трансформаторов для этой цели также используют манометрические  термометры. Их устанавливают для удобства контроля за температурой на высоте 1,5л от земли. Так как манометрические термометры обладают меньшей точностью, чем ртутные, время от времени производится сверка их показаний с показаниями ртутных термометров.
При неправильном включении  трансформаторов на параллельную работу могут возникать короткие замыкания, а также неравномерное распределение  нагрузки между работающими трансформаторами. Чтобы этого не произошло, в трансформаторах, включаемых на параллельную работу, должно соблюдаться:
а) равенство коэффициентов  трансформации;
б) совпадение групп соединения;
в) равенство напряжений короткого замыкания;
г) отношение мощностей  трансформаторов, не превышающее 3;
д) совпадение фаз соединяемых  цепей (фазировка).
Проверку приведенных  рекомендаций производят по заводским  данным трансформаторов, включаемых на параллельную работу. Если проверка подтверждает наличие указанных условий, то приступают к фазировке трансформаторов, после  чего их можно включать на параллельную работу.
Фазировка трансформаторов  производится перед их включением в  эксплуатацию после монтажа или  капитального ремонта со сменой обмоток. Перед тем как включить трансформатор  после капитального или текущего ремонта, проверяют результаты предписанных испытаний и измерений. Релейную защиту трансформатора устанавливают  на отключение. После этого тщательно  осматривают трансформаторную установку. При осмотре установки обращают внимание на состояние системы управления и сигнализации, а также на положение  коммутационной аппаратуры. Проверяют, не оставлены ли где-либо переносные закоротки и заземления. Опробуют действия привода выключателя путем  однократного включения и отключения, без чего приступать к оперированию разъединителями не разрешается.
Пробное включение трансформатора в сеть производят толчком на полное напряжение. Такое включение опасности  для трансформатора не представляет, так как при наличии в нем  повреждений он под действием  защиты своевременно отключится от сети.
 
2.3 Основные виды повреждений и текущий ремонт трансформаторов.
 
 
Наибольшее количество повреждений  наблюдается в устройствах обмоток, главной и продольной изоляции, вводов и переключателей.
Поступивший в ремонт трансформатор  осматривают. Знакомятся с эксплуатационно-технической  документацией, обращая особое внимание на сведение о работе и дефектах трансформатора в эксплуатации, результаты предыдущего ремонта и особые требования, предъявляемые заказчиком.
При внешнем осмотре могут  быть установлены некоторые неисправности  трансформатора: поверхностное перекрытие; пробой или разрушение изоляторов, ввод, вздутие бака, образовавшееся вследствие механических усилий внутри трансформатора при его аварии; нарушение  швов бака или уплотнений, наличие  и течи масла; неисправности работы маслоуказателя, сливного крана и  другие дефекты.
 
Определение основных физико-химических свойств трансформаторного масла.
В случае отсутствия паспортных данных поступившего в ремонт трансформатора необходимо провести испытание трансформаторного  масла на основные физико-химические свойства.
Масло для испытания отбирают из специально предусмотренного крана  в чистую сухую стеклянную посуду, предварительно слив 2 – 3 л масла  и ополоснув им посуду. Масло испытывают на пробой на специальной установке. Для трансформаторов с номинальным  напряжением до 15 кВ пробивное напряжение должно быть не менее 25 кВ при условии  выполнения шести проб. Проводят сокращённый  химический анализ для проверки соответствия их приведённым в таблице.
 
Измерение сопротивления  изоляции обмоток.
Измерения выполняют мегаомметром 1000В. Для двухобмоточных трансформаторов  измеряют сопротивление изоляции между  обмоткой ВН и баком при заземленной  обмотке НН, между обмоткой НН и  баком при заземленной обмотке  ВН, между соединенными между собой  обмотками ВН и НН и баком. Сопротивление  изоляции при 10єС должно быть в пределах 800 – 600 МОм.
 
Определение коэффициента трансформации.
Коэффициент трансформации  определяют методом двух вольтметров. На вводы НН подают напряжение порядка 100 – 400 В. С помощью вольтметров  V1 и V2 измеряют поочередно напряжение на всех ступенях напряжения обмоток ВН и НН. Вольтметр V2  присоединяется через трансформатор напряжения. Определяют коэффициент трансформации для всех фаз и ступеней. Допустимое отклонение коэффициента от расчетного  должно быть – 0,5%, отклонение по фазам 1 – 2%.
Определение группы соединения обмоток.
Определение группы выполняют  методом двух вольтметров V1 и V2. Вводы А и а испытуемого трансформатора соединяют. К одной из обмоток подводят напряжение 220 В и измеряют поочередно напряжения между вводами в-В, в-С и с-В. По измеренным напряжениям и полученным коэффициентам трансформации по справочным таблицам находят группу  соединения обмоток.
 
Испытание прочности  изоляции между обмотками ВН и  НН и каждой из них относительно бака.
С помощью автотрансформатора Т1, подключенного к сети переменного  тока промышленной частоты 50 Гц, плавно поднимают напряжение трансформатора Т2 до 35 кВ для масляных трансформаторов  и 23 кВ для сухих с номинальным  напряжением 10 кВ. Если в течение 1 м  не наблюдается потрескивания или  перекрытия, стрелки вольтметра и  амперметра не изменяют своих показаний, плавно
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.