Электрические трансформаторы

Эксплуатация трансформаторов

нагрузки U2 = f(I2) при U1 = const и cos φ2 = const называется внешней характерис-тикой.

С изменением тока во вторичной обмотке (тока нагрузки I2) напряжение на вторичной обмотке изменяется.
Значение напряжения на вторичной обмотке определяется не падением напряжения, а потерей напряжения в обмотках.
Потеря напряжения есть арифметическая разность между первичным и приведенным вторичным напряжением:
ΔU'2 = U1 - U'2

не только от значений zк, cos φ2, но и от соотношения

значений rк и хк.
У трансформаторов средней и большой мощности  zк мало и хк > rк . 

и rк > хк .
Поэтому изменение напряжения у них более значительное и взаимное

расположение внешних характеристик при различных значениях коэффициента мощности потребителей существенно отличается от трансформаторов большой мощности. 

отдельных промышленных предприятий, цехов или рядом с ними устанавливаются трансформаторы,

понижающие напряжение до 220, 380 или 660 В, при котором работают большинство потребителей.
С целью сокращения длины проводов низковольтных сетей, а они имеют значительное сечение, и бесперебойного снабжения электроэнергией приемников целесообразно устанавливать не один трансформатор на один цех или промышленное предприятие, а несколько и включить их параллельно.
При аварийном выходе из строя или профилактическом ремонте одного из них остальные обеспечат электроэнергией приемники.
С той же целью бесперебойного снабжения промышленных предприятий на электрических станциях устанавливаются несколько трансформаторов, включенных параллельно.

При несоблюдении этого условия, и включении их на одни шины

произойдет междуфазное короткое замыкание.
2. Равенство первичных и вторичных напряжений, т.к. нельзя включить трансформатор на напряжение, которое не соответствует его классу изоляции.
3. Равенство коэффициентов трансформации, разница между ними должна быть в диапазоне ±0,5%).
4. Равенство напряжений короткого замыкания.
Напряжение короткого замыкания характеризует потери в обмотках трансформатора. Чем выше Uкз, тем больше сопротивление обмотки.
Соответственно, трансформатор, имеющий меньшее Uкз, будет “брать” на себя больше нагрузку и работать с постоянным перегрузом. Максимальное допустимое различие этих показателей, также регламентированное ПТЭЭП) - не более 10%.
5. Одинаковые группы соединения обмоток.
Его невыполнение приведет к появлению уравнительных токов, так как фазы будут сдвинуты на определенный угол.
Соотношение мощностей, параллельно подключаемых трансформаторов, должно различаться не более чем в три раза.
В противном случае, менее мощный трансформатор будет работать с перегрузом.

контролировать состояние его параметров:
величина нагрузки;
напряжение;
температура;
состояние изоляции и

масла.
Работа электрооборудования допускается лишь в том случае, если эти характеристики остаются в пределах нормы.
В трансформаторах с газовым реле крышка бака устанавливается таким образом, что бы она имела незначительный подъем (не менее 1 градуса) в направлении газового реле.
Правила технической эксплуатации силовых трансформаторов так же требуют, что бы маслопровод был расположен к расширителю под уклоном не меньшим, чем 2 градуса.
Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора должен находиться на отметке, соответствующей температуре масла трансформатора в данный момент.
Обслуживающий персонал должен вести наблюдение за температурой верхних слоев масла по термосигнализаторам и термометрам, которыми оснащаются трансформаторы с расширителем, а также за показаниями мановакуумметров у герметичных трансформаторов, для которых при повышении давления в баке выше 50 кПа (0,5 кгс/см2) нагрузка должна быть снижена.

должна быть соединена с воздушной полостью расширителя.
Уровень мембраны предохранительной трубы

должен быть выше уровня расширителя.
Мембрана выхлопной трубы при ее повреждении может быть заменена только на идентичную заводской.
 Стационарные установки пожаротушения должны находиться в состоянии готовности к применению в аварийных ситуациях и подвергаться проверкам по утвержденному графику.
Гравийная засыпка маслоприемников трансформаторов (реакторов) должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться.
При загрязнении гравийной засыпки (пылью, песком и т.д.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью.
При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной более 3 мм, появлении растительности или невозможности его промывки должна осуществляться замена гравия.

должны быть указаны подстанционные номера.
На группах однофазных трансформаторов подстанционный номер

указывается на средней фазе. На баки группы однофазных трансформаторов наносится расцветка фаз.
На дверях трансформаторных пунктов и камер с наружной и внутренней стороны должны быть указаны подстанционные номера трансформаторов, а также с наружной стороны должны быть предупреждающие знаки.
Двери должны быть постоянно закрыты на замок.
Осмотр и техническое обслуживание высоко расположенных элементов трансформаторов и реакторов (более 3 м) должны выполняться со стационарных лестниц с перилами и площадками наверху с соблюдением правил безопасности.
Включение в сеть трансформатора (реактора) должно осуществляться толчком на полное напряжение.
Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, могут включаться в работу вместе с генератором подъемом напряжения с нуля.

графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей и минимума потерь

должно определяться число одновременно работающих трансформаторов.
В распределительных электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно измерения нагрузок и напряжений трансформаторов производят в первый год эксплуатации не менее 2 раз в период максимальных и минимальных нагрузок, в дальнейшем - по необходимости.
Резервные трансформаторы должны содержаться в состоянии постоянной готовности к включению в работу.
Нейтрали обмоток напряжением 110 кВ трансформаторов должны работать, как правило, в режиме глухого заземления.
Иной режим работы нейтралей трансформаторов напряжением 110 кВ и способы их защиты устанавливает энергоснабжающая организация.
При автоматическом отключении трансформатора действием защит от внутренних повреждений трансформатор можно включать в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных дефектов (повреждений).
В случае отключения трансформатора от защит, действие которых не связано с его внутренним повреждением, он может быть включен вновь без проверок.

должен быть произведен наружный осмотр трансформатора и отбор газа из

реле для анализа и проверки на горючесть.
Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявления причины его срабатывания трансформатор должен быть разгружен и отключен в кратчайший срок.
Если газ в реле негорючий и признаки повреждения трансформатора отсутствуют, а его отключение вызвало недоотпуск электроэнергии, он может быть включен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал.
Продолжительность работы трансформатора в этом случае устанавливает ответственный за электрохозяйство Потребителя.
По результатам анализа газа из газового реле, анализа масла и других измерений и испытаний необходимо установить причину срабатывания газового реле на сигнал, определить техническое состояние трансформатора и возможность его нормальной эксплуатации.
Масло в расширителе трансформаторов (реакторов), а также в баке или расширителе устройства регулирования напряжения под нагрузкой (далее - РПН) должно быть защищено от соприкосновения с воздухом.

увлажнение масла, эти устройства должны быть постоянно включены, независимо от

режима работы трансформатора.
Трансформаторы мощностью 1000 кВ×А и более должны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных и адсорбных фильтрах.
Масло маслонаполненных вводов негерметичного исполнения должно быть защищено от окисления и увлажнения.
При необходимости отключения разъединителем (отделителем) тока холостого хода ненагруженного трансформатора, оборудованного устройством РПН, после снятия нагрузки на стороне Потребителя переключатель должен быть установлен в положение, соответствующее номинальному напряжению.
Для масляных трансформаторов и трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком допускается продолжительная нагрузка любой обмотки током, превышающим на 5 % номинальный ток ответвления, если напряжение не превышает номинальное напряжение соответствующего ответвления. 
Продолжительные допустимые нагрузки сухих трансформаторов устанавливаются в стандартах и технических условиях конкретных групп и типов трансформаторов.

также трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком допускаются систематические перегрузки, значение

и длительность которых регламентируются инструкциями заводов-изготовителей.
В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:
Масляные трансформаторы:
перегрузка по току, %                                  30         45        60      75        100
длительность перегрузки, мин.                  120       80        45      20        10
Сухие трансформаторы:
перегрузка по току, %                                  20         30        40      50        60
длительность перегрузки, мин.                  60         45        32      18        5

слоев масла должна быть не выше:
у трансформаторов с системой

масляного охлаждения с дутьем и принудительной циркуляцией масла (ДЦ) - 75 °С;
с системами масляного охлаждения (М) и масляного охлаждения с дутьем (Д) - 95 °С;
у трансформаторов с системой масляного охлаждения с принудительной циркуляцией масла через водоохладитель (Ц) температура масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70 °С.
На номинальную нагрузку включение трансформаторов допускается:
с системами охлаждения М и Д - при любой отрицательной температуре воздуха;
с системами охлаждения ДЦ и Ц - при температуре окружающего воздуха не ниже минус 25 °С. 
При более низких температурах трансформатор должен быть предварительно прогрет включением на нагрузку до 0,5 номинальной без запуска системы циркуляции масла. 
Система циркуляции масла должна быть включена в работу только после увеличения температуры верхних слоев масла до минус 25 °С.

электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться при температуре масла 55 °С или

токе, равном номинальному, независимо от температуры масла.
Отключение электродвигателей вентиляторов производится при снижении температуры верхних слоев масла до 50 °С, если при этом ток нагрузки менее номинального.
Устройства регулирования напряжения под нагрузкой должны быть в работе, как правило, в автоматическом режиме.
Их работа должна контролироваться по показаниям счетчиков числа операций.
По решению ответственного за электрохозяйство Потребителя допускается дистанционное переключение РПН с пульта управления, если колебания напряжения в сети находятся в пределах, удовлетворяющих требования Потребителей.
Переключения под напряжением вручную (с помощью рукоятки) не разрешаются.
Переключающие устройства РПН трансформаторов разрешается включать в работу при температуре верхних слоев масла выше -20 °С (для наружных резисторных устройств РПН) и выше -45 °С - для устройств РПН с токоограничивающими реакторами, а также для переключающих устройств с контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованным устройством искусственного подогрева. 

без возбуждения (ПБВ), правильность выбора коэффициента трансформации должна проверяться не

менее 2 раз в год - перед наступлением зимнего максимума и летнего минимума нагрузки.
Осмотр трансформаторов без их отключения должен производиться в следующие сроки:
главных понижающих трансформаторов подстанций с постоянным дежурством персонала - 1 раз в сутки;
остальных трансформаторов электроустановок с постоянным и без постоянного дежурства персонала - 1 раз в месяц;
на трансформаторных пунктах - не реже 1 раза в месяц.
В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов указанные сроки могут быть изменены техническим руководителем (ответственным за электрохозяйство) Потребителя.
Внеочередные осмотры трансформаторов производятся:
после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, сильный ветер и др.);
при работе газовой защиты на сигнал, а также при отключении трансформатора газовой или (и) дифференциальной защитой.

термосигнализаторов, мановакуумметров и других); 
состояние внешней изоляции трансформатора (отсутствие трещин и

сколов фарфора, степень загрязнения поверхности); 
состояние ошиновки, кабельных вводов и доступных для наблюдения контактных соединений; 
состояние фланцевых соединений маслопроводов и отсутствие течи масла;
 наличие и уровень масла в расширителе и маслонаполненных вводах;  состояние контура заземления; 
состояние маслоприемных устройств (гравийной засыпки); 
при закрытой установке трансформаторов проверяется состояние помещения, исправность вентиляции, наличие средств пожаротушения.

мере необходимости.
Периодичность текущих ремонтов устанавливает технический руководитель Потребителя.
Капитальные ремонты

(планово-предупредительные - по типовой номенклатуре работ) должны проводиться:
трансформаторов 110 кВ и выше мощностью 125 МВА и более не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию с учетом результатов диагностического контроля, в дальнейшем - по мере необходимости;
остальных трансформаторов - в зависимости от их состояния и результатов диагностического контроля.
Внеочередные ремонты трансформаторов должны выполняться, если дефект в каком-либо их элементе может привести к отказу. 
Потребитель, имеющий на балансе маслонаполненное оборудование, должен хранить неснижаемый запас изоляционного масла не менее 110 % объема наиболее вместимого аппарата.
Периодичность отбора проб масла трансформаторов и реакторов напряжением 110 и 220 кВ для хроматографического анализа газов, растворенных в масле, должна соответствовать методическим указаниям по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле трансформаторного оборудования.

работы при:
сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри трансформатора;
ненормальном и постоянно

возрастающем нагреве трансформатора при нагрузке ниже номинальной и нормальной работе устройств охлаждения;
выбросе масла из расширителя или разрыве диафрагмы выхлопной трубы;
течи масла с понижением его уровня ниже уровня масломерного стекла.
Трансформаторы выводятся из работы также при необходимости немедленной замены масла по результатам лабораторных анализов.

изоляция обмоток, фактически определяющая ресурс (срок службы) трансформатора.
Основным фактором,

влияющим на старение изоляции, является ее нагрев, обуславливающий термический износ изоляции.
Существует так называемое 6-градусное правило: увеличение температуры изоляции на 6 градусов сокращает срок ее службы вдвое. 
Это правило справедливо в диапазоне температур 80... 140°С.
Наиболее интенсивный нагрев изоляции обмоток происходит при перегрузке трансформаторов.
Перегрузки, обусловленные неравномерным суточным графиком нагрузки трансформатора, называются систематическими.
Перегрузки, обусловленные аварийным отключением какого-либо элемента системы электроснабжения, называются аварийными перегрузками.

эксплуатации регламентируется Руководством по нагрузке силовых масляных трансформаторов (ГОСТ 14209-97).

При этом учитываются система охлаждения трансформатора, температура охлаждающей среды, график нагрузки трансформатора и другие факторы.










Естественная циркуляция масла в трансформаторе (а) и тепловая диаграмма трансформатора (б)

принята неизменной (вертикальная прямая 1).
Температура масла и температура витков

обмотки увеличиваются практически линейно по высоте обмотки.
Превышение температуры масла над температурой воздуха (прямая 2) в верхней части обмотки достигает величины ΔTоа.
В силу дополнительных потерь в верхней части обмотки будет находиться наиболее нагретая точка обмотки h.
 Превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над температурой масла (зависимость 3) в верхней части обмотки достигает величины ΔTh0.
Допустимость работы трансформатора в режиме перегрузки оценивается сопоставлением температуры масла в верхней части обмотки TО и температуры наиболее нагретой точки обмотки Th с их предельными значениями.
Эти предельные значения для распределительных трансформаторов (мощность до 2,5 МВА и напряжение до 35 кВ) и трансформаторов средней мощности (до 100 МВА) приведены в табл.
В табл. указаны предельные перегрузки трансформаторов, обуславливающие предельные температуры Tomах и Thmax при температуре воздуха Tа=20°С.

года.
При одной и той же нагрузке трансформатора увеличение температуры

воздуха вызовет увеличение температуры масла и обмотки.
Таким образом, термический износ изоляции определяется как нагрузкой трансформатора, так и температурой окружающего воздуха.
При инженерных расчетах режимов перегрузки трансформаторов используется эквивалентная температура воздуха.
Это условно постоянная температура, которая в течение рассматриваемого периода времени вызывает такой же износ изоляции, как и действительная изменяющаяся температура за тот же период времени.

изолирует находящиеся под напряжением узлы активной части; 
охлаждает нагревающиеся при

работе узлы активной части; 
предохраняет твердую изоляцию обмоток от увлажнения.
 Эксплуатационные свойства масла и его качество определяются химическим составом масла.
Вновь поступившее масло должно иметь сертификат предприятия-поставщика, подтверждающий соответствие масла стандарту.
Для масла, прибывшего вместе с трансформатором, соответствие стандарту подтверждается записью в паспорте трансформатора.
При каждом осмотре трансформаторов проверяется температура верхних слоев масла, контролируемая по термометрам или термосигнализаторам.
Эта температура не должна превышать 95°С. В противном случае нагрузка трансформатора должна быть снижена.

зависимости от объема делятся на три вида.
1. Испытания на электрическую прочность. Здесь

определяется пробивное напряжение масла Uпр, визуально (качественно) определяется содержание механических примесей и влаги.
Масло заливается в маслопробойник и отстаивается в течение 20 минут для удаления из него воздушных включений. Напряжение на электродах маслопробойника плавно повышается до пробоя масла. С интервалом 10 мин. выполняются шесть пробоев. Первый пробой не учитывается, а среднее арифметическое пяти других пробоев принимается за пробивное напряжение масла.
Снижение пробивного напряжения свидетельствует об увлажнении масла, наличии в нем растворенного воздуха, загрязнении масла волокнами от твердой изоляции и другими примесями.
2. Сокращенный анализ масла. Дополнительно к п.1 определяются температура вспышки масла и кислотное число.
Температура вспышки паров масла в закрытом тигле характеризует фракционный состав масла и служит для обнаружения в трансформаторе процессов разложения масла.

выраженное в мг и необходимое для нейтрализации кислот, содержащихся в

1 г масла. Старение масла сопровождается увеличением в нем содержания кислотных соединений, поэтому кислотное число характеризует степень старения масла.
3. Полный анализ масла. Дополнительно к п.2 определяются, количественное определение влаги и механических примесей, тангенс угла диэлектрических потерь, содержание водорастворимых кислот и щелочей, содержание антиокислительных присадок, температура застывания, газосодержание и другие показатели.
Величина диэлектрическиех потерь характеризует степень загрязнения и старения масла.
Влагосодержание тщательно контролируется при эксплуатации трансформаторного масла.
Ухудшение этого показателя характеризует нарушение герметичности трансформатора или его работу в недопустимом нагрузочном режиме.
В последнем случае происходит интенсивное старение целлюлозной изоляции и выделение ею влаги под воздействием повышенной температуры.
Кроме того, масло содержит химически связанную воду, которая может выделяться в виде свободной воды в результате старения масла и под воздействием повышенной температуры.

процессов в масле. Этот показатель косвенно характеризует и герметичность трансформатора. 
Температура

застывания актуальна для масла, эксплуатируемого в районах крайнего севера.
Различают масло свежее, регенерированное (восстановленное) и эксплуатационное.
Характеристики свежего и регенерированного масла практически не отличаются.
Для эксплуатационного масла установлены нормально допустимые и предельно допустимые показатели качества.
Нормально допустимые показатели гарантируют нормальную работу оборудования.
При показателях масла, приближающихся к предельно допустимым, необходимо принять меры по восстановлению эксплуатационных свойств масла или провести его замену.
Для определения показателей масла берется его проба в сухую, чистую, стеклянную емкость вместимостью около 1 л с притертой стеклянной пробкой.
Масло берется из нижних слоев через специальный сливной кран.
Предварительно сливается некоторое количество масла (2...3 л) для ополаскивания стеклянной емкости.
На емкости должна быть этикетка с указанием оборудования, из которого взята проба, даты, причины отбора пробы и фамилии лица, отобравшего пробу масла.

периодический контроль состояния, испытания, регенерация - обусловили широкое использование в

распределительных сетях 6...35 кВ трансформаторов герметичного исполнения (ТМГ), изготавливаемых с номинальной мощностью до 1600 кВ*А.
Эти трансформаторы полностью заполнены маслом и не имеют расширителя.
Температурные изменения объема масла воспринимаются гофрированным баком.
В трансформаторах ТМГ контакт масла с окружающей средой полностью отсутствует, что исключает его увлажнение, окисление и шламообразование.
Масло практически не меняет своих свойств в течение всего срока службы трансформатора.
Поэтому при эксплуатации таких трансформаторов отсутствует необходимость периодического взятия проб и испытаний масла.
 В настоящее время альтернативой трансформаторному маслу являются жидкие диэлектрики Midel 7131, Софексил ТСЖ и другие.
Экологически чистый диэлектрик Midel 7131 (пробивное напряжение 55 кВ, кислотное число 0,02 мг КОН/г, температура вспышки 257°С) применяется там, где требуется высокая пожаробезопасность - в жилых, служебных, некоторых производственных помещениях.

ОАО "Уралэлектротяжмаш" использует смесь из минерального трансформаторного масла и Midel

7131.
Этой фирмой изготавливаются трансформаторы, полностью заполненные Midel 7131.
Экологически чистый диэлектрик Софексил ТСЖ (пробивное напряжение 35 кВ, температура вспышки 300°С) является пожаробезопасным.
В условиях сурового российского климата явным преимуществом Софексил ТСЖ является низкая температура застывания -75°С.
Температура застывания стандартного трансформаторного масла -45°С.
Недостаточно низкая температура застывания масла может привести к перегреву и повреждению трансформатора при его запуске в суровых климатических условиях (Сибирь, районы крайнего Севера).
Трансформаторы с экологически чистыми жидкими диэлектриками дороже традиционных масляных трансформаторов, но дешевле сухих трансформаторов и успешно конкурируют с последними в части пожарной безопасности в распределительных сетях 6...35 кВ.

эксплуатации трансформаторов ставит вопрос о выборе такого аналитического метода, который

смог бы обеспечить надежное качественное и количественное определение содержащихся в трансформаторном масле соединений.
В наибольшей степени этим требованиям отвечает хроматография, представляющая собой комплексный метод, объединивший стадию разделения сложных смесей на отдельные компоненты и стадию их количественного определения.
По результатам этих анализов проводится оценка состояния маслонаполненного оборудования.
Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет выявить дефекты трансформатора на ранней стадии их развития, предполагаемый характер дефекта и степень имеющегося повреждения.
Состояние трансформатора оценивается сопоставлением полученных при анализе количественных данных с граничными значениями концентрации газов и по скорости роста концентрации газов в масле.
Этот анализ для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше должен осуществляться не реже 1 раза в 6 месяцев.

являются: водород Н2, ацетилен С2Н2, этан С2Н6, метан СН4, этилен

С2Н4, окись СО и двуокись СО2 углерода.
водород характеризует дефекты электрического характера (частичные, искровые и дуговые разряды в масле);
ацетилен - перегрев активных элементов;
этан - термический нагрев масла и твердой изоляции обмоток в диапазоне температур до 300°С;
этилен - высокотемпературный нагрев масла и твердой изоляции обмоток выше 300°С;
окись и двуокись углерода - перегрев и разряды в твердой изоляции обмоток.
С помощью анализа количества и соотношения этих газов в трансформаторном масле можно обнаружить следующие дефекты в трансформаторе.
1. Перегревы токоведущих частей и элементов конструкции магнитопровода.
 Основные газы: этилен или ацетилен. Характерные газы: водород, метан и этан. Если дефектом затронута твердая изоляция, заметно возрастают концентрации окиси и двуокиси водорода.

устройств; ослаблением крепления электростатического экрана; ослаблением и нагревом контактных соединений

отводов обмотки низкого напряжения или шпильки проходного изолятора ввода; лопнувшей пайкой элементов обмотки; замыканием проводников обмотки и другими дефектами.
Перегрев элементов конструкции магнитопровода может определяться: неудовлетворительной изоляцией листов электротехнической стали; нарушением изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок с образованием короткозамкнутого контура; общим нагревом и недопустимыми местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах; неправильным заземлением магнитопровода и другими дефектами.
2. Дефекты твердой изоляции. Эти дефекты могут быть вызваны перегревом изоляции от токоведущих частей и электрическими разрядами в изоляции.
При перегреве изоляции от токоведущих частей основными газами являются окись и двуокись углерода, их отношение СО2/СО, как правило, больше 13; характерными газами с малым содержанием являются водород, метан, этилен и этан; ацетилен, как правило, отсутствует.
При разрядах в твердой изоляции основными газами являются ацетилен и водород, а характерными газами любого содержания - метан и этилен.
При этом отношение СО2/СО, как правило, меньше 5.

дуговые разряды. При частичных разрядах основным газом является водород; характерными

газами с малым содержанием - метан и этилен. При искровых и дуговых разрядах основными газами являются водород и ацетилен; характерными газами с любым содержанием - метан и этилен.
После выявления дефекта и его подтверждения не менее чем двумя-тремя последующими измерениями следует планировать вывод трансформатора из работы прежде всего с дефектами группы 2.
Чем раньше выведен из работы трансформатор с развивающимся дефектом, тем меньше риск его аварийного повреждения и объем ремонтных работ.
Если по результатам диагностики трансформатор должен быть выведен из работы, но по каким-то объективным причинам это невозможно осуществить, его следует оставить на контроле с учащенным отбором проб масла и хроматографическим анализом газов.
Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет выявлять не только развивающиеся дефекты в трансформаторе, но и общее состояние изоляции его обмоток.
Метод жидкостной хроматографии позволяет определять и контролировать требуемое содержание в трансформаторном масле антиокислительных присадок, защищающих масло и другие изоляционные материалы трансформатора от старения.

испытания трансформатора проводятся после выполнения его капитального ремонта с целью

проверки качества ремонта, а также с целью проверки характеристик трансформатора на соответствие требованиям нормативных документов.
Программа испытаний трансформаторов имеет следующее содержание:
1. Определение характеристик изоляции обмоток.
2. Испытания изоляции обмоток повышенным напряжением.
3. Испытания повышенным напряжением изоляции элементов магнитопровода и вторичных цепей защитной и измерительной аппаратуры.
Эта изоляция испытывается относительно заземленных частей трансформатора напряжением 1 кВ в течение 1 мин.
4. Измерения сопротивлений обмоток постоянному току.
Эти измерения проводятся для выявления дефектов в паяных соединениях обмоток и контактах переключающих устройств.  Измерения производятся на всех ответвлениях РПН.
Сопротивления разных фаз на соответствующих ответвлениях должны отличаться между собой не более чем на 2%.

или полной заменой обмоток выполняется проверка коэффициентов трансформации.
Коэффициенты трансформации

разных фаз на соответствующих ответвлениях должны отличаться между собой или от данных завода-изготовителя не более чем на 2%.
6. После ремонта, связанного с частичной или полной заменой обмоток проверяется группа соединений обмоток.
7. Измерение тока и потерь холостого хода проводятся у трансформаторов мощностью более 1000 кВ*А (опыт холостого хода). Эти измерения проводятся с целью выявления витковых замыканий в обмотках, замыканий в элементах магнитопровода и замыканий магнитопровода на бак трансформатора.
8. Испытание бака трансформатора на герметичность проводится гидравлическим давлением столба масла высотой h= 0,6 м над уровнем заполненного расширителя или созданием избыточного давления 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя. Продолжительность испытаний не менее 3 ч. Температура масла должна быть не ниже +10°С. При испытаниях не должно быть течи масла.
9. Испытания трансформаторного масла.

номинальное напряжение.
В процессе 3...5 - кратного включения не должны

иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.
Одним из показателей состояния трансформатора служит характер издаваемого им шума.
Не должно быть потрескиваний внутри бака; гудение должно быть равномерным без периодических изменений уровня или тона.
11. Испытания трансформатора под нагрузкой в течение 24 ч.