Быстрицкий Г.Ф., Кудрин Б.И. Силовые трансформаторы промышленных предприятий - файл n1.doc

Быстрицкий Г.Ф., Кудрин Б.И. Силовые трансформаторы промышленных предприятий
скачать (202.9 kb.)
Доступные файлы (3):
n1.doc413kb.20.08.2002 10:37скачать
n2.doc529kb.20.08.2002 10:51скачать
n3.doc28kb.18.08.2002 11:28скачать

n1.doc

1   2

2. КОНСТРУКТИВНАЯ СХЕМА И НАЗНАЧЕНИЕ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТРАНСФОРМАТОРА



2.1. Основные элементы трансформатора
Известно, что развитие энерговооруженности промышленных предпри­ятий, применение повышенного напряжения основных сетей энергосистемы и систем внутризаводского электроснабжения обусловливает рост парка си­ловых трансформаторов и их технических показателей

Трансформатор высокого напряжения представляет собой сложное уст­ройство, состоящее из большого числа конструктивных элементов, основ­ными из которых являются: магнитная система (магнитопровод), обмотки, изоляция, выводы обмоток, бак, охлаждающее устройство, механизм регули­рования напряжения, защитные и измерительные устройства. Конструктив­ная схема трансформатора и его элементы представлены на рис. 2.1.

В магнитной системе проходит магнитный поток трансформатора (от­сюда название «магнитопровод»). Магнитопровод является конструктивной и механической основой трансформатора. Он выполнен из отдельных листов электротехнической стали, изолированных друг от друга. В настоящее время применяется холоднокатаная сталь марок 3405, 3406, т.е. сталь с определен­ной ориентировкой зерен, допускающая индукцию до 1,7 Тл. Применение та­кой стали позволяет значительно уменьшить сечение магнитопровода за счет большой допустимой магнитной индукции, уменьшить диаметр витков об­мотки, уменьшить массу и габариты трансформаторов. Для изоляции листов трансформаторной стали широко применяется изоляция листов лаком с тол­щиной слоя 0,01 мм. Лаковая пленка создает достаточно надежную изоляцию между листами, обеспечивает хорошее охлаждение магнитопровода, облада­ет высокой нагревостойкостью и не повреждается при сборке.

Обмотки трансформаторов могут быть концентрическими и чередую­щимися. В первом случае обмотки ВН и НН выполняют в виде цилиндров и располагают на стержне концентрически одна относительно другой (рис. 2.2, а). Такое выполнение принято в большинстве силовых трансформаторов. Во втором случае обмотки ВН и НН выполняются в виде невысоких цилинд­ров с одинаковыми диаметрами и располагаются на стержне одна над другой (рис. 2.2, 6). Такая обмотка применяется для специальных электропечных трансформаторов и для сухих трансформаторов, так как обеспечивает лучшее охлаждение обмоток.

Изоляция трансформатора является ответственной частью, так как на­дежность работы трансформатора определяется в основном надежностью его изоляции. В масляных трансформаторах основной изоляцией является масло в сочетании с твердыми диэлектриками: бумагой, электрокартоном, гетинаксом. В сухих трансформаторах широко применяются новые виды изолирую­щих материалов повышенной нагревостойкости на основе кремнийорганических материалов.

В бак трансформатора помещают активную часть вместе с отводами и переключающими устройствами для регулирования напряжения. Основные части бака – стенки, дно и крышка. Крышку используют для установки вво­дов, выхлопной трубы, крепления расширителя, термометров и других элементов. На стенках бака укрепляют охладительные устройства – радиаторы.

Для уменьшения потерь от потоков рассеяния стальные баки экраниру­ются с внутренней стороны пакетами электротехнической стали или пласти­нами из немагнитных материалов (медь, алюминий).



Рис. 2.1. Конструктивная схема трансформатора ТМ: 1 – тележка с катками; 2 – бак, 3 – устройство РПН; 4 – термосифонный фильтр, 5 – воздухоочиститель; 6 – указатель уровня масла; 7 – расширитель; 8 – соединительная трубка; 9 – выхлопная труба; 10 – газовое реле; 11 – ввод НН; 12 – ввод ВН, 13 – обмотки высшего и низшего напряжения; 14 – радиаторы системы охлаждения; 15 – магнитопровод; 16 – кран для слива масла


Расширитель трансформатора представляет собой цилиндрический сосуд, соединенный с баком трубопроводом и служащий для уменьшения площади соприкосновения с воздухом. Объем расширителя составляет 9-10 % объема масла в трансформаторе и системе охлаждения. Бак трансфор­матора полностью залит маслом, изменение объема масла при нагреве и ох­лаждении приводит к колебанию уровня масла в расширителе, при этом воз­дух вытесняется или всасывается в расширителе. Масло очень гигроскопич­но, и если расширитель непосредственно связан с атмосферой, то влага из воздуха поступает в масло, резко снижая его изоляционные свойства. Для предотвращения этого расширитель связан с окружающей средой через силикагелевый воздухоосушитель. Силикагель поглощает влагу из всасываемо­го воздуха. Силикагелевый фильтр полностью не осушает воздух, поэтому постепенно влажность воздуха в расширителе повышается. Для предотвра­щения этого применяются герметичные баки с газовой подушкой из инертно­го газа или свободное пространство в расширителе заполняется инертным га­зом (азотом), поступающим из специальных эластичных емкостей. Возможно также применение специальной пленки – мембраны в расширителе на грани­це масло – воздух.

Рис. 2.2. Обмотки трансформатора: а – концентрическая; б – чередующаяся
Выхлопная (предохранительная) труба на крышке бака защищает его от разрыва при интенсивном выделении газа во время крупных повреждений внутри трансформатора (короткого замыкания). Верхний конец выхлопной трубы герметично закрывается диафрагмой из тонкого стекла или медной фольги. При взрывоопасных выделениях газа диафрагма разрушается, давле­ние в баке понижается, что и предохраняет его от деформации. Верхняя по­лость выхлопной трубы и воздушное пространство над поверхностью масла в расширителе соединены между собой трубкой. Это необходимо для вырав­нивания давлений с обеих сторон диафрагмы при изменении объема масла в нормальных эксплуатационных условиях.

Вместо выхлопной трубы в настоящее время находят применение меха­нические пружинные предохранительные клапаны, устанавливаемые на верхней части стенки трансформатора. Клапан срабатывает при повышении давления в баке до 80 кПа и закрывается при давлении ниже 35 кПа.

Маслоуказатель служит для контроля уровня масла в трансформаторе. Применяются плоские и трубчатые стеклянные маслоуказатели, работающие по принципу сообщающихся сосудов. На шкале маслоуказателя нанесены три контрольные риски, соответствующие уровням масла в неработающем трансформаторе при температурах –45, +15 и + 40° С. В корпус маслоуказа­теля встроен также специальный герметичный контакт (геркон), подающий сигнал в случае недопустимого понижения уровня масла в трансформаторе.

Термосифонный фильтр крепится к баку трансформатора и заполнен силикагелем или другим веществом, поглощающим продукты окисления масла. При циркуляции масла за счет разности плотностей горячего и холод­ного масла происходит непрерывная регенерация его. Адсорбентом может служить как силикагель, так и активная окись алюминия, алюмагель и др. Адсорбенты удерживают воду в своих порах, не вступая с ней в химическое соединение. Насыщенный водой адсорбент заменяется, а использованный ре­генерируется нагреванием до определенной температуры (400-500° С). Для индиксации насыщения силикагеля в него добавляют хлористый кобальт (около 3 %). Примесь хлористого кобальта придает составу голубую окраску. Появление розовой окраски является признаком насыщения состава водой

Количество адсорбента, засыпаемого в термосифоне фильтра трансфор­матора, составляет около 1 % количества залитого в него масла.

Антиокислительные присадки. Для предупреждения окисления масла кроме фильтров и азотной защиты применяются антиокислительные присад­ки. Они способствуют поддержанию масла в хорошем состоянии длительное время и благоприятно отражаются на состоянии других изоляционных мате­риалах трансформатора. Одной из лучших присадок является 2,6-дитретичный бутилпаракрезол, имеющий название ДБПК. Среди других антиокисли­тельных присадок можно использовать пирамидон (технический) в количест­ве 3 % от массы масла.

Срок службы масла с антиокислительными присадками увеличивается в 2-3 раза, стоимость их относительно недорогая, уход много проще, чем за другими видами защиты масла. Добавку присадок производят раз в 4-5 лет.
2.2. Системы охлаждения силовых трансформаторов
При работе трансформатора происходит нагрев обмоток и магнитопровода за счет потерь энергии в них. Предельный нагрев частей трансформато­ра ограничивается изоляцией, срок службы которой зависит от температуры нагрева. Чем больше мощность трансформатора, тем интенсивнее должна быть система охлаждения.

Краткое описание систем охлаждения трансформаторов приводится ни­же.

Естественное воздушное охлаждение трансформаторов осуществляется путем естественной конвекции воздуха и частичного лучеиспускания в воз­духе. Такие трансформаторы получили название «сухих» Условно принято обозначать естественное охлаждение при открытом исполнении С, при защитном исполнении – СЗ, при герметизированном исполнении СГ, с прину­дительной циркуляцией воздуха – СД.

Допустимое превышение температуры обмотки сухого трансформатора над температурой окружающей среды зависит от класса нагревостойкости изоляции и согласно ГОСТ 11677-85 должно быть не больше: 60 °С (класса А); 75 °С (класса Е), 80 °С (класса В); 100 °С (класса F); 125 °С (класса Н) Данная система охлаждения малоэффективна, поэтому применяется для трансформаторов мощностью до 1600 кВ∙А при напряжении до 15 кВ.

Естественное масляное охлаждение (М) выполняется для трансформа­торов мощностью до 16000 кВА включительно. В таких трансформаторах тепло, выделенное в обмотках и магнитопроводе, передается окружающему маслу, циркулирующему по баку и радиаторам, и передается окружающему воздуху. При номинальной нагрузке трансформатора температура масла в верхних, наиболее нагретых слоях не должна превышать + 95° С (ПТЭ).

Для лучшей отдачи тепла в окружающую среду бак трансформатора снабжают ребрами, охлаждающими трубами или радиаторами в зависимости от мощности.

Масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла (Д) применяется для более мощных трансформаторов. В этом случае в навесных охладителях из радиаторных труб (рис. 2.3) помещают вентиляторы. Венти­лятор засасывает воздух снизу и обдувает нагретую верхнюю часть труб. Пуск и останов вентиляторов осуществляется автоматически в зависимости от нагрузки и температуры нагрева масла. Трансформаторы с таким охлаж­дением могут работать при полностью отключенном дутье, если нагрузка не превышает 100 % номинальной, а температура верхних слоев масла не более + 55° С, а также при минусовых температурах окружающего воздуха и при температуре масла не выше + 45° С независимо от нагрузки (ПТЭ). Макси­мально допустимая температура масла в верхних слоях при работе с номи­нальной нагрузкой + 95° С.



Рис. 2.3. Принципиальная схема охладителя системы Д:

1 – бак трансформатора; 2 – радиаторы охладителя;

3 – вентилятор обдува



Рис. 2.4. Принципиальная схема охладителя системы ДЦ:

1 – бак трансформатора; 2 – электронасос; 3 – адсорбный

фильтр; 4 – охладитель; 5 – вентиляторы обдува
Форсированный обдув радиаторных труб улучшает условия охлаждения масла, а следовательно, обмоток и магнитопровода трансформатора, что по­зволяет изготовлять такие трансформаторы мощностью до 80000 кВ∙А.

Масляное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители (ДЦ) применяются для трансформаторов мощ­ностью 63000 кВ∙А и выше.

Охладители состоят из тонких ребристых трубок, обдуваемых снаружи вентилятором. Электронасосы, встроенные, в маслопроводы, создают непре­рывную принудительную циркуляцию масла через охладители (рис. 2.4).

Благодаря большой скорости циркуляции масла, развитой поверхности охлаждения и интенсивному дутью охладители обладают большой теплоот­дачей и компактностью. Такая система охлаждения позволяет значительно уменьшить габариты трансформаторов. Охладители могут устанавливаться вместе с трансформатором на одном фундаменте или на отдельных фунда­ментах рядом с баком трансформатора.

Масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла (Ц) принудительно устроено также, как система ДЦ, но в отличие от последнего охладители состоят из трубок, по которым циркулирует вода, а между труб­ками движется масло.

Температура масла на входе в маслоохладитель не должна превышать + 70° С.

Чтобы предотвратить попадание воды в масляную систему трансформа­тора, давление масла в маслоохладителях должно превышать давление цир­кулирующей в них воды не менее чем на 0,02 МПа (2 Н/см2). Эта система ох­лаждения эффективна, но имеет более сложное конструктивное выполнение и выполняется на мощных трансформаторах (160 MB∙А и более).
Условные обозначения типов трансформаторов (автотрансформаторов)
Обозначение состоит из двух букв и цифр. Буквенное обозначение со­держит следующие данные в указанном ниже порядке: число фаз (О – однофазный; Т – трехфазный); вид охлаждения ­– в соответствии с табл. 2.1; число обмоток, работающих на самостоятельные сети, если оно больше двух (трехобмоточный трансформатор обозначают буквой Т), выполнение одной из об­моток с устройством РПН обозначают дополнительно буквой Н. Для обозна­чения автотрансформатора добавляют букву А впереди букв, указанных выше. Исполнение трансформатора с естественным масляным охлаждением с вшитой при помощи азотной подушки, без расширителя, обозначают допол­нительной буквой З после вида охлаждения (например, ТМЗ). С расщеплен­ной обмоткой НН - дополнительной буквой Р после числа фаз (например, ТРДН): для собственных нужд электростанций буквой С (например, ТРДНС).

В цифровом обозначении в виде дроби указывают номинальную мощность в киловольт-амперах (числитель) и класс напряжения обмотки ВН в киловольтах (знаменатель). Кроме того, в обозначении указывают: год выпуска рабочих чертежей трансформаторов данной конструкции (две послед­ние цифры); климатическое исполнение и категории размещения по ГОСТ 15150-69.

Таблица 2.1

Виды охлаждения трансформаторов и их условные обозначения


№ п/п

Охлаждение

Условные обозначения

1

Сухие трансформаторы

Естественное воздушное:

при открытом исполнении

при защищенном исполнении

при герметичном исполнении

С

СЗ

СГ

2

Масляные трансформаторы

Естественная циркуляция воздуха и масла

Принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла

Естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла

Принудительная циркуляция воздуха и масла

Принудительная циркуляция воды и естественная цир­куляция масла Принудительная циркуляция воды и масла

М

Д

МЦ

ДЦ

MB

Ц

3

Трансформаторы с негорючим жидким диэлектриком

Естественное охлаждение негорючим жидким диэлек­триком Охлаждение негорючим жидким диэлектриком с дутьем

Н

НД


Примеры условных обозначений типов трансформаторов:

1. ТМ-100/10-78У1 – трехфазный двухобмоточный трансформатор, с ох­лаждением М, номинальной мощностью 100 кВ∙А, класса напряжения 10 кВ, конструкция 1978 г., исполнение У, категория 1;

2. ТРДНС-32000/35-80У1 – трехфазный двухобмоточный трансформа­тор, с расщепленной обмоткой НН, с охлаждением Д, с РПН, исполнения для собственных нужд электростанций, номинальной мощностью 32 MB А, клас­са напряжения 35 кВ. конструкция 1980 г., исполнения У, категории 1;

3. ТСЗ-100/10-79УЗ – трехфазный сухой трансформатор защищенного исполнения, номинальной мощностью 100 кВ∙А, класса напряжения 10 кВ. конструкция 1979 г., исполнения У, категория 3.
2.3. Регулирование напряжения трансформаторов
Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать опре­деленный уровень напряжения на шинах подстанции. В электрических сетях предусматриваются способы регулирования напряжения, одним из которых является изменение коэффициента трансформации трансформаторов.

Обмотки трансформаторов снабжаются дополнительными ответвления­ми, с помощью которых можно изменять коэффициент трансформации, что дает возможность поддерживать на шинах НН (СН) подстанций напряжение близкое к номинальному, когда первичное напряжение отклоняется по тем или иным причинам от номинального. Переключение ответвлений может происходить без возбуждения (ПБВ), т.е. после отключения всех обмоток от сети или под нагрузкой (РПН)

Устройствами ПБВ снабжаются почти все трансформаторы небольшой мощности. Они позволяют регулировать напряжение ступенями относитель­но номинального ± 5 %. Применяются ручные трехфазные и однофазные пе­реключатели.

Устройство ПБВ не позволяет регулировать напряжение в течение су­чок, так как это потребовало бы частого отключения трансформатора для производства переключений, что по условиям эксплуатации практически не­допустимо. Обычно ПБВ используется только для сезонного регулирования напряжения.

Регулирование под нагрузкой (РПН) позволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Устройство РПН предусматрива­ет регулирование напряжения в различных пределах в зависимости от мощ­ности и напряжения трансформаторов (от ± 10 до ± 16 % ступенями прибли­зительно по 1,5 %).

Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН, так как меньший по значению ток позволяет облегчить переключающее устройство. Для рас­ширения диапазона регулирования без увеличения числа ответвлений приме­няют ступени грубой и тонкой регулировки (рис. 2.5, а).

Регулирование напряжения в автотрансформаторах имеет некоторую особенность. Если ответвления выполнить в нейтральной точке (рис. 2.5, б), то это позволяет облегчить изоляцию переключающего устройства и рассчитать его на меньший ток, так как в общей обмотке автотрансформатора проходит разность токов. Такое регулирование называется связанным, т.е. при переключении ответвлений одновременно меняется количество витков ВН и СН, Это приводит к резким изменениям индукции в сердечнике и колебани­ям напряжения на обмотке НН.

Независимое регулирование в автотрансформаторе можно осуществить, с помощью регулировочной обмотки на линейном конце среднего напряже­ния (рис. 2.5, в). В этом случае переключающее устройство должно быть рас­считано на полный номинальный ток, а изоляция его – на полное напряжение средней обмотки.

Устройство переключателя РПН приводится в действие дистанционно со щита управления и автоматически от устройств регулирования напряжения.

Рис. 2.5. Схема РПН трансформаторов: а) схема включения регулиро­вочных ступеней; Abосновная обмотка; bcступень грубой регулировки; deступени плавной регулировки; П – переключатель; И – избиратель;

б) схема регулирования напряжения в автотрансформаторе (показана одна фаза ответвления в нейтрали без реверса);

в) ответвления на линейном конце обмотки СМ (с реверсом)
2.4. Группы соединений обмоток трансформатора
Группы соединений обмоток трансформаторов определяются и характеризуются взаимным угловым смещением линейных векторов ЭДС в обмотках ВН, СН и НН. Смещение этих векторов определяется схемой соединения обмоток в звезду или треугольник и направлением их намотки.

Соединяя обмотки ВН, СН и НН по этим схемам и изменяя направления их намотки, получают различные группы соединения обмоток трансформаторов. При различных соединениях обмоток в звезду и треугольник можно получить 12 различных углов сдвига фаз линейных ЭДС от 0 до 330° через каждые 30°, т.е. получить 12 различных групп.

Для определения угла сдвига фаз удобно пользоваться часовым обозначением, которое принято стандартным. Часовое обозначение векторов ЭДС заключается в следующем: вектор линейной ЭДС обмотки ВН изображается на часовом циферблате минутной стрелкой и всегда устанавливается на 0 (12) ч, а вектор линейной ЭДС обмотки СН (трехобмоточного трансформатора) или НН изображается часовой стрелкой и указывает группу в часовом обозначении.

Схемы и группы соединения обмоток трансформаторов условно обозначают в виде дроби, где в числителе пишется буква, указывающая соединение обмотки ВН, а в знаменателе – буква, определяющая соединение обмотки НН (для двухобмоточного), или (для трехобмоточного трансформатора), буквы, указывающие соединение обмоток СН и НН (например Yн / Yн / Д).

Рядом с дробью через дефис пишется одно или два числа, характеризующие угол сдвига фаз; линейных ЭДС в часовом обозначении. Для двухобмоточного трансформатора пишут одно число, для трехобмоточного – два. Для трехобмоточных трансформаторов первое число указывает группу между обмотками ВН и СН, а второе – между обмотками ВН и НН.

Группа обозначается на заводском щитке трансформатора и в проверке не нуждается. Однако, если к одному из двух параллельных трансформаторов, имеющих одинаковые группы соединении, подключить фазы сети не в том порядке как это указано обозначениями фаз на вводах трансформатора, то на вторичной стороне получится напряжение с различным сдвигом фаз. Циклическим перемещением фаз на вводах можно получить для одного и того же трансформатора три различные группы соединений.

ГОСТ на трансформаторы и автотрансформаторы предусматривает производство трансформаторов с схемами и группами соединения обмоток ВН, СН и НН, приведенными на рис. 2.6-2.11.


Рис. 2.6. Схемы и группы соединения обмоток трехфазных двухобмоточных трансформаторов


Рис. 2.7. Схема и группа соединения обмоток однофазных двухобмоточных трансформаторов

Рис. 2.8. Схемы и группы соединения обмоток трехфазных трехобмоточных трансформаторов


Рис. 2.9. Схема и группа соединения обмоток трехфазных трехобмоточных автотрансформаторов

Рис. 2.10. Схемы и группы соединения обмоток трехфазных двухобмоточных трансформаторов с расщепленной обмоткой НН


Рис. 2.11. Схемы и группы соединения обмоток однофазных двухобмоточных трансформаторов с расщепленной обмоткой НН
Группы соединений, отличных от стандартных, могут быть получены при присоединении однофазных трансформаторов в трехфазные группы при изменении начал и концов обмоток.
2.5. Параллельная работа трансформаторов
В системах электроснабжения промышленных предприятий во многих случаях эксплуатации электрооборудования возникает необходимость парал­лельной работы трансформаторов. Параллельная работа трансформаторов с нагрузками, пропорциональными их номинальным мощностям, возможна при следующих условиях:

- равенство первичных и вторичных напряжений (равенство коэффици­ентов трансформации в пределах допусков ГОСТа);

- равенство напряжений КЗ (в пределах допусков ГОСТа);

- тождественность групп соединения обмоток.

Трансформаторы должны допускать параллельную работу в следующих сочетаниях: двухобмоточных между собой, трехобмоточных между собой на всех трех обмотках, а также двухобмоточных с трехобмоточными, если экс­плуатирующей организацией предварительным расчетом установлено, что ни одна из обмоток параллельно соединенных трансформаторов не нагружается выше ее нагрузочной способности на тех ответвлениях и в тех режимах, в ко­торых предусматривается параллельная работа.

При включении на параллельную работу трансформаторов с различны­ми коэффициентами трансформации напряжения на зажимах их вторичных обмоток будут различными. Разность вторичных напряжений вызывает про­хождение уравнительных токов. Значение уравнительного тока может быть подсчитано по формуле
Iу = ∆U / (ZК1 + ZК2), (2.1)
где U = U1U2разность вторичных напряжений трансформаторов; ZК1 и ZК2 полные сопротивления КЗ первого и второго трансформаторов, опреде­ляемые по формуле
ZК = (UКЗ%Uном) / 100Iном, (2.2)
где UКЗ% – напряжение КЗ.
Пример 1. Два трансформатора с разными значениями вторичных на­пряжений включаются на параллельную работу. Трансформаторы имеют следующие технические данные: S1 = S2 = 40 МВ∙А; U1 = 10,5 кВ; U2 = 10 кВ, Uк1 = Uк2 = 8,5 %; группы соединений обмоток У/Д-11. Определить уравни­тельный ток после включения трансформаторов на параллельную работу.

Решение. Номинальные токи трансформаторов

_

I1 = (40∙106)/(?3 ∙10500) = 2202 А;

_

I2 = (40∙106)/(?3 ∙10000) = 2312 А.
Полные сопротивления КЗ трансформаторов
Zк1 = (8,5∙10500)/(100∙2202) = 0,405 Ом;
Zк2 = (8,5∙10000)/(100∙2312) = 0,367 Ом.
Разность вторичных напряжений ∆U = 10500 – 10000 = 500 В. Уравнительный ток
Iу = 500/(0,405+0,367) = 647,6 А.
Уравнительные токи, загружая обмотки трансформаторов, увеличивают потери энергии и снижают суммарную мощность подстанции, поэтому про­хождение их недопустимо. Согласно ГОСТа у трансформаторов, включае­мых на параллельную работу, коэффициенты трансформации не должны от­личаться более чем на ± 0,5 %.

Различие в значениях напряжений КЗ трансформаторов, обуславливает распределение между ними общей нагрузки пропорционально их номиналь­ным мощностям и обратно пропорционально напряжениям КЗ:
S = S1 + S2 = (Sном1/UК1 + Sном2/UК2)UК, (2.3)
где Sобщая нагрузка; S1 и S2реальные нагрузки трансформаторов; Sном1 и Sном2 номинальные мощности трансформаторов; UК1 и UК2 – напряжения КЗ трансформаторов; UК эквивалентное напряжение КЗ параллельно вклю­ченных трансформаторов.

Из формулы (2.3) следует, что большую нагрузку примет на себя транс­форматор с меньшим значением напряжения КЗ.
Пример 2. На параллельную работу включается два трансформатора мощностью Sном1 = Sном2 = 40 МВ∙А, имеющих напряжения КЗ UК1 = 8,5 %; UК2 = 7,5 %. Суммарная нагрузка потребителей S = 80 МВ∙А. Определить распределение нагрузки между трансформаторами.

Решение. Эквивалентное напряжение КЗ
UК = S’ / (Sном1/UК1 + Sном2/UК2) = 80/(40/8,5 + 40/7,5) = 7,97%;
нагрузки трансформаторов
S’1 = (Sном1/UК1)∙U’К = (40∙7,97)/8,5 = 37,5 MB∙А,
S2 = (Sном2/UК2)∙UК = (40∙7,97)/7,5 = 42,5 MB∙А.
Наилучшее использование установленной мощности трансформаторов может быть только при равенстве напряжений КЗ. Однако в эксплуатации допускается включение на параллельную работу трансформаторов с откло­нением напряжений КЗ от их среднего значения, но не более чем на ± 10 %. Это допущение связано с возможным отступлением (в пределах производст­венных допусков) при изготовлении трансформаторов в размерах обмоток, влияющий на UК.

Не рекомендуется включение на параллельную работу трансформаторов с отношением номинальных мощностей более трех. Объясняется это тем, что даже при небольших эксплуатационных перегрузках трансформатора мень­шей мощности может оказаться сильно перегруженным в процентном отно­шении и, особенно в том случае, если он имеет меньшее UК.

Параллельная работа трансформаторов, принадлежащих к разным груп­пам соединений, невозможна по той причине, что между их вторичными об­мотками возникает напряжение, обусловленное углом сдвига ? между векто­рами вторичных напряжений.

Уравнительный ток Iу2 определяется по формуле
Iу2 = 200sin(?/2) / (UК1/Iном1+UК2/Iном2), (2.4)
где ? – угол сдвига векторных вторичных напряжений трансформаторов; Iном1 и Iном2 – номинальные токи первого и второго трансформаторов.
Пример 3. Определить уравнительный ток, предположив, что на парал­лельную работу были ошибочно включены два трансформатора, имеющих одинаковые технически данные (Iном1 = Iном2 = Iном; UК1 = UК2 = UК), при нали­чии сдвига векторов линейных напряжений вторичных обмоток на угол 60° (например, при группах соединений Y/Д-11 и Y/Д-1).

Решение. Уравнительный ток будет иметь значение
Iу2 = (200∙0,5) / (2UК / Iном) = (50/UК)∙Iном.
Если предположить, что UК = 7,5, то уравнительный ток достигнет почти семикратного номинального значения. Поэтому параллельная работа транс­форматоров с разными группами соединений обмоток невозможна.
2.6. Экономический режим работы трансформаторов
На подстанциях промышленных предприятий с двумя и более транс­форматорами в зависимости от суммарной нагрузки экономически целесооб­разно иметь на параллельной работе такое число трансформаторов, при кото­ром КПД каждого из них приближался к максимальному значению.

Известно, что на покрытие потерь при передаче реактивной мощности затрачивается активная мощность. Поэтому при определении наиболее вы­годного по потерям числа параллельно включенных трансформаторов реактивные потери переводят в активные путем умножения на экономический коэффициент Кэ. Он показывает потери активной мощности в киловаттах, связанных с производством и распределением 1 квар реактивной мощности. В распределительных сетях промышленных предприятий 6-10 кВ экономи­ческий коэффициент принимается равным 0,12.

Учитывая сказанное, на подстанциях промышленных предприятий с трансформаторами одинаковых конструкций и мощности число одновремен­но включенных трансформаторов можно определить следующими неравен­ствами:

- при возрастании нагрузки к п параллельно работающим трансформато­рам выгодно подключать еще один трансформатор, если

____________________________

?S > S­ном?n(n+1)∙(PXX+ КэQXX)/(PКЗ+ КэQКЗ); (2.5)

- при снижении нагрузки, наоборот, целесообразно отключить один из трансфор­маторов, если

____________________________

?S < S­ном?n(n–1)∙(PXX+ КэQXX)/(PКЗ+ КэQКЗ), (2.6)
где ?S – полная нагрузка подстанции, кВ∙А; S­ном – номинальная мощность одного транс­форматора, кВ∙А; п – число параллельно включенных транс­форматоров, РXX – активные потери XX, кВт, PКЗактивные потери КЗ, кВт; QXXреактивные потери XX, квар; QКЗреактивные потери КЗ, квар.

Реактивные потери в стали вычисляются по формуле
QXX = (iXX,%/100)∙S­ном.
Реактивные потери КЗ вычисляются по формуле
QКЗ = (uКЗ,%/100)∙S­ном.

Рис. 2.12. Кривые приведенных потерь трансформаторов:

1 – для трансформатора Т1; 2 – для трансформатора Т2,

3 – для двух трансформаторов
Если установленные трансформаторы не однотипны или различны по мощности, то для выбора экономического режима их работы пользуются кривыми приведенных потерь. На рис. 2.12 показаны кривые приведенных потерь двух параллельно установленных трансформаторов Т1 и T2 на под­станции, причем номинальная мощность второго больше номинальной мощ­ности первого. Кривые приведенных потерь для каждого трансформатора по­строены на основании уравнения
Р' = (PXX+ КэQXX)+(PКЗ+ КэQКЗ)∙(SІ / SІ­ном), (2.7)
где Р’ – приведенные потери, кВт; S – действительная нагрузка на подстан­ции, кВ∙А; S­ном номинальная мощность каждого трансформатора, кВ∙А.

Кривые приведенных потерь двух параллельно включенных трансфор­маторов при распределении нагрузки между ними пропорционально номи­нальным мощностям строятся на основании следующего уравнения:
?Р' = ?(PXX+ КэQXX)+?(PКЗ+ КэQКЗ)∙(?SІ / ?SІ­ном), (2.8)
Из рис. 2.12 видно, что в целях уменьшения потерь при увеличении на­грузки в точке А выгодно включить в работу Т2 вместо T1, а в точке В следу­ет включить в работу оба трансформатора T1 и Т2.
2.7. Сухие трансформаторы и трансформаторы с негорючим жидким наполнителем
В настоящее время потребность в пожаробезопасных, экологически чистых силовых трансформаторах достаточно высока.

Сухие трансформаторы больших мощностей и классов напряжения находят все более широкое применение. Они необходимы в электроустановках промышленных предприятий, в частности нефтехимической, металлургической, машиностроительной, целлюлозно-бумажной отраслей, а также особенно для электроснабжения общественных зданий, сооружений, транспорта (универмаги и общественные центры, насосные станции, спортивные и культурные сооружения, линии метрополитена, аэровокзалы и др.).

Отечественные сухие трансформаторы с естественным воздушным охлаждением предназначены для установки в сухих закрытых помещениях с относительной влажностью воздуха не выше 80 % при отсутствии в атмосфере помещений агрессивных веществ и пыли.

В приложении 6 приведены данные сухих трансформаторов общего назначения мощностью от 10 до 160 кВ∙А на напряжении до 660 В.

В приложении 7 приведены данные сухих пожаробезопасных трехфазных силовых трансформаторов классов напряжения от 6 до 15,75 кВ, мощностью от 160 до 1600 кВ∙А. Трансформаторы общего назначения в пределах класса напряжения 10 кВ могут иметь ВН 6,0; 6,3; 10,0 и 10,5 кВ, кроме мощностей 250, 1000 и 1600 кВ∙А, напряжения ВН 13,8 и 15,75 кВ, напряжения НН 0,4 кВ. Трансформаторы собственных нужд электростанций имеют ВН 6,0; 6,3; 10,0 и 10,5 кВ и НН 0,4 кВ.

Обмотки отечественных трансформаторов серии ТСЗ выполняются из алюминиевого, а серии ТСЗС – из медного провода с изоляцией класса нагревостойкости В по ГОСТ 8865-70. Все трансформаторы имеют ПБВ ±2Ч15%, осуществляемое путем перестановки контактных пластин на панелях зажимов, расположенных внутри кожуха. Каждый трансформатор имеет защитный кожух, предохраняющий активную часть трансформатора от попадания посторонних предметов и допускающий доступ охлаждающего воздуха.

После прекращения выпуска и вывода из эксплуатации трансформаторов заполненных негорючей токсичной и канцерогенной жидкостью типа совтол (зарубежные жидкие аналоги: аскарель, клюфен, пиранол, делор и др.), воздействующей на экологию окружающей среды, вопрос применения сухих трансформаторов высокого класса нагревостойкости стал первостепенным.

Один из путей удовлетворения спроса в пожаробезопасных и экологически чистых трансформаторах – создание сухих трансформаторов с изоляцией из синтетических арамидных материалов.

В настоящее время широкое применение нашел материал «номекс» (фирма «Дюпон», США), представляющей собой ароматический полиамид, известный под названием «арамид».

В России в последние годы получили распространение сухие трансформаторы с литой изоляцией «Trihal» (фирма «Шнейдер Электрик», Франция). Литая изоляция класса F, залитая в вакууме, состоит из эпоксидной смолы на основе бифенола необходимой вязкости, обеспечивающей хорошее качество пропитки обмоток; ангидридного отвердителя; активного порошкового наполнителя, состоящего из кремнезема (двуокись кремния) тригидрата алюминия, тщательно смешанных со смолой и отвердителем; кремнезем усиливает механическую прочность литой изоляции и улучшает теплоотдачу. Обмотка низкого напряжения изготавливается из алюминиевой ленты (или медной); обмотка высокого напряжения выполняется из изолированного алюминиевого провода (или медного).

В приложении 8 представлены основные данные трансформаторов «Trihal»; трансформаторы имеют два исполнения: без защитного кожуха; в металлическом кожухе.

Данные трансформаторы сертифицированы в России.

Кроме сухих пожаробезопасных трансформаторов в ряде зарубежных стран получили развитие трансформаторы с заливкой экологически нейтральными негорючими синтетическими и кремнийорганическими жидкостями (КОЖ) собственного производства. К таким жидкостям относятся новая жидкость, названная «формел НФ», обладающая полной невозгораемостью и допустимым уровнем токсичности (Великобритания).

Трансформаторы с заполнением КОЖ дороже масляных, но дешевле сухих. ПО «Кремнийполимер» (г. Запорожье) освоил производство КОЖ марки ПСМ-100 по ГОСТ 13032-77.

В России ОАО «Уралэлектротяжмаш» выпускает силовые трансформаторы с заполнением негорючим экологически чистым диэлектриком «Midel 7131»; эта электроизоляционная охлаждающая жидкость прошла сертификацию в Минздраве РФ и рекомендована для электротехнической промышленности.

Жидкость «Midel 7131» имеет следующие основные характеристики:

- хорошая экологическая совместимость, т.е. биологическая расщепляемость, низкая токсичность, беспроблемная утилизация;

­­- хорошие термохимические свойства, т. е. низкий коэффициент терми­ческого расширения;

- хорошие диэлектрические свойства, т. е. небольшая зависимость ди­электрических свойств от влияния влаги;

- высокая температура воспламенения;

- нет образования токсичных газов от горения.


Ниже приведены основные свойства жидкости «Midei 7131».

№ п/п

Наименование параметра

Величина

Размерность

1

Величина пробивного напряжения

55

кВ

2

Влагосодержание

80

мг/кг

3

Тангенс угла диэлектрических потерь при 90°С

0,03



4

Плотность при 20° С

0,98

кг/дм3

5

Кинематическая вязкость:

при 100°С

при 40°С

при –20°С


6

33

1700



мм2

6

Кислотное число, КОН

0,02

мг/г

7

Общее содержание кислот, КОН

0,2

мг/г

8

Содержание мути

? 0,001

%

9

Температура вспышки

257

°С

10

Температура воспламенения

310

°С

11

Температура застывания

–48

°С

12

Коэффициент теплового расширения

7,5

10–4 °С

13

Отсутствие кристаллизации

Heт кристалл­лизации



14

Класс опасности для воды

0




Трансформаторы с заполнением жидкостью «Midel 7131» широко ис­пользуются для замены трансформаторов с Заполнением аскорелями (типа совтол и др.) и применяются в местах, где требуется высокая пожаробезопасность (жилые и служебные помещения, производственные помещения в ряде промышленных отраслей) (см. Приложение 9).

{ Приложения – в файле Прил4.doc!!! }

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ



1. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. М: Энерго­атомиздат, 1995.

2. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / Под ред. И.А.Бадмштейна, С.А.Баженова. М.: Энергоатомиздат, 1989.

3. Рожкова Л.Д., Козулин B.C. Электрооборудование станций и подстанций. М: Энергоатомиздат, 1987.

4. Алексеенко Г.В., Ашрятов А.К., Перемен Е.В., Фрид Е.С. Испытание мощных трансформаторов и реакторов. М.: Энергия, 1978.

5. Справочник по монтажу электроустановок промышленных предприятий. Под ред. В.В. Белоцерковца, В.К. Добрынина, В.Д. Никельберга. Кн. первая. М: Энергоиздат, 1982.

6. Мандрыкин С.А., Филатов А.А. Эксплуатация и ремонт электрооборудования станций и сетей. М.: Энергоатомиздат, 1983.

7. Грудинский П.Г., Мандрыкин С.А., Улицкий М.С. Техническая эксплуатация основного электрооборудования станций и подстанций. М.: Энергия, 1974.

СОДЕРЖАНИЕ



ПРЕДИСЛОВИЕ.....................................................................................................................3

1. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ И ИХ ВЫБОР........................................................................................................................4

1.1 Общие требования и условия работы.........................................................................4

1.2. Трансформаторы главных понизительных подстанций........................................10

1.3. Цеховые подстанции третьего уровня системы электроснабжения.....................................................................................................15

2. КОНСТРУКТИВНАЯ СХЕМА И НАЗНАЧЕНИЕ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТРАНСФОРМАТОРА...................................................................................................21

2.1 Основные элементы трансформатора......................................................................21

2.2. Системы охлаждения силовых трансформаторов..................................................24

2.3. Регулирование напряжения трансформаторов......................................................27

2.4. Группы соединений обмоток трансформатора......................................................29

2.5. Параллельная работа трансформаторов.................................................................33

2.6. Экономический режим работы трансформаторов.................................................35

2.7. Сухие трансформаторы и трансформаторы с негорючим жидким наполнителем............................................................................................................37

ПРИЛОЖЕНИЯ ...................................................................................................................39

Список литературы...............................................................................................................40
1   2


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации