ВЫСШЕЕ ОБРАЗОВАНИЕ

Г.Ф. БЫСТРИЦКИЙ, Б.И. КУДРИН

ПРЕДИСЛОВИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1 СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ И ИХ ВЫБОР

Глава 2 КОНСТРУКТИВНЫЕ СХЕМЫ И НАЗНАЧЕНИЕ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТРАНСФОРМАТОРА

Глава 4 РЕЖИМЫ РАБОТЫ ТРАНСФОРМАТОРА

ПРИЛОЖЕНИЯ.  Основные данные трансформаторов

Допущено

УМО по образованию в области энергетики и электротехники в качестве учебного пособия для студентов высших учебных заведений обучающихся по специальности 181300 «Электрооборудование и электрохозяйство предприятии организации и учреждении» направления 654500 «Электротехника электромеханика и электротехнологии»

Допущено

Министерством образования Российской Федерации в качестве учебного пособия для студентов учреждении среднего профессионального образования обучающихся по группам специальностей 1000 «Энергетика» 1800 «Электротехника» и специальности 2913 «Монтаж, наладка и эксплуатация электрооборудования промышленных и гражданских здании»

УДК 621.314.222.6

ББК 31.261.8 Б955

Рецензенты:

зав. кафедрой «Электроснабжение промышленных предприятий» Вятского государственного университета, д.т.н., проф. В,В. Черепанов;

зав. кафедрой «Электроснабжение промышленных предприятий» Ново московского РХТУ им. Д.И.Менделеева, к.т.н., доп. Б.В.Жилин

Быстрицкий Г.Ф.

Б955 Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов: Учеб. пособие для вузов: Учеб. пособие для сред. проф. образования /Г.Ф.Быстрицкий, Б.И.Кудрин. — М.:

Издательский» центр «Академия», 2003. — 176 с.

ISBN 5-7695-1143-5

Изложены требования, определяющие выбор числа и мощности трансформаторов главной понижающей и цеховых подстанций; рассмотрен! конструктивные схемы трансформаторов и назначение их основных элементов, а также характеристики трансформаторного масла, способы ег очистки и сушки. Представлены режимы работы трансформаторов и условия их включения после монтажа и ремонта.

Для студентов электроэнергетических специальностей вузов и средних профессиональных учебных заведений. Может быть полезно работникам, занимающимся эксплуатацией электрооборудования.

УДК 621.314.222.6

ББК 31.261.8

© Быстрицкий Г.Ф., Кудрин Б.И., 2003

© Образовательно-издательский центр «Академия», 2003

© Оформление. Издательский центр

ISBM 5-7695-1143-5

«Академия», 2003

ПРЕДИСЛОВИЕ

Силовые трансформаторы являются основными элементами систем электроснабжения и используются во всех отраслях экономики, включая промышлен­ность, жилищно-коммунальное и сельское хозяйство, отдельные учреждения, организации, фирмы. Надеж­ность электроснабжения различных потребителей и экономичность работы электрооборудования во мно­гом определяются правильным выбором вида и мощ­ности трансформаторов.

В учебном пособии рассмотрены общие условия, влияющие на выбор числа и мощности трансформа­торов, а также необходимые согласования и техни­ческие решения, которые должны учитываться при построении схемы электроснабжения. Так как транс­форматоры являются системообразующими элемен­тами и по своим техническим и конструктивным па­раметрам не подлежат частой замене, т.е. аварийный выход трансформатора из строя ставит под угрозу нор­мальное функционирование объекта, существует не­обходимость некоторой интуитивной (техноценоло-гической) оценки принимаемого решения по выбо­ру конкретного трансформатора.

В учебном пособии представлены материалы, по­зволяющие выбрать трансформаторы для установки на главных понижающих подстанциях (ГПП) пред­приятия и цеховых трансформаторных подстанциях (ТП), приведены схемы, основные конструктивные решения и характеристики различных видов транс­форматоров, а также характеристики и показатели трансформаторного масла, методы его очистки и суш­ки. Изложен современный подход к утилизации совтола, учитывающий сложность этой проблемы. Рас­смотрены номинальный, перегрузочный и аварий­ный режимы работы трансформатора. Даны примеры выбора трансформаторов для специфических условий эксплуатации.

В приложениях содержатся основные данные транс­форматоров на различные напряжения, позволяющие осуществить правильный их выбор для различных схем электроснабжения при курсовом и дипломном про­ектировании.

Учебное пособие предназначено для студентов высших учебных заведений, обучающихся по специаль­ности «Электрооборудование и электрохозяйство предприятий, организаций и учреждений» и студен­тов учреждений среднего профессионального обра­зования, обучающихся по группам специальностей «Энергетика», «Электротехника» и специальности «Монтаж, наладка и эксплуатация электрооборудо­вания промышленных и гражданских зданий».

Предисловие, гл. 2, 3, 5 и приложения написаны проф. Г.Ф.Быстрицким; введение, гл. 1, 4 — проф. Б.И.Кудриным.

ВВЕДЕНИЕ

Современные системы электроснабжения промышленных пред­приятий на напряжения 35, НО (154), 220 (330) кВ достаточно сложны, т.е. они имеют несколько уровней напряжений — УР (рис. В. 1), а следовательно, и большое число эксплуатируемых элект­родвигателей и трансформаторов.

Электрохозяйство предприятий с непрерывным технологическим процессом как техноценологическую систему для шести уровней напряжения (6УР... 1УР) можно описать с помощью следующих показателей:

• получасовой максимум нагрузки, МВт;
• коэффициент спроса, относительные единицы;
• число часов использования максимума нагрузки(чаще -электропотребление, кВт- ч);
• число установленных электродвигателей Д, шт.;
• средняя мощность (условного электродвигателя), кВт;
• электровооруженность труда, МВт • ч/чел.;
• производительность труда электротехнического персонала, МВт • ч/чел.

На соответствующей числовой оси каждый такой показатель пред­ставляется точкой, а вместе взятые основные показатели образуют многомерное пространство — основную нагрузку

которая характеризует электрохозяйство предприятия как систе­му (техноценоз), описываемую как основными показателями, так и дополнительными, определяемыми при его проектировании и эксплуатации.

Таким образом, электрохозяйство — это своеобразное техниче­ское сообщество, которое необходимо рассматривать при организа­ции электроменеджмента как единое целое, но всегда различное и всегда образованное самыми разнообразными трансформаторами. По­этому, теоретически стремясь к установке двух видов (типоразме­ров) трансформаторов, например мощностью 630 и 1000 кВ-А, фа­ктически следует считаться с необходимостью их разнообразия, ко­торое для крупного предприятия черной металлургии может быть охарактеризовано данными табл. В. 1, а для предприятий цветной ме­таллургии — табл. В.2.

Рис. В.1. Уровни напряжений системы электроснабжения промышленного предприятия: ИП — источник питания; ТЭЦ — теплоэлектроцентраль; КТП — комплектная трансформаторная подстанция; ЭП — электроприемник; РП — распределитель­ная подстанция; Т IIP — щит распределительный

В табл. В.1 общее число трансформаторов по заводу: 541 шту­ка-особь оказались представлены 48 видами (каждый трансфор­матор обозначается на схеме электроснабжения, имеет номер, паспорт и другую документацию, отражающую его «жизнь»).

Таблица B.I Видовое распределение трансформаторов на заводе черной металлургии

				Перечень трансформаторов (мощность,кВ - А — число, шт.)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 15 16 21 22> 23 30 263	6 16 3 2 3 2 5 2 2 1 1 1 1 1 1 1	6 32 9 8 15 12 16 18 15 16 21 22 23 30 263	0,1250 0,3333 0,0625 0,0417 0,0625 0,0417 0,1042 0,0417 0,0417 0,0209 0,0208 0,0208 0,0208 0,0208 0,0208 0,0208	40-1;          525-1;              800-1 2200 - 1;      2330 - 1;         2380 - 1 63-2;             230-2:             250-2 282-2;           315-2;            462-2 2800 - 2;       3420 - 2;       4780 - 2 5600-2;         7500-2;        15000-2 31500-2;     40500-2;        63000-2 200000-2;     520-3;           1300-3 3200-3;        1054-4;          6300-4 160-5;           750-5;           2430-5 478 - 6;       1700 - 6;           30-7 100 - 7;         320 - 7;         500 - 7 4000-7;        1800-8;        10000-8 60 - 9;         2500 - 9;         180 - 15 1250-16;      560-21;          400-22 1600 - 23;    630 - 30;      1000 - 263
Итого:	48	541	1,0000	541

Здесь— номер касты (очевидно, что с некоторого номера встречаются нулевые касты), где каждый извстретившихся видов трансформа­торов представлен равным (одинаковым) числом трансформато­ров-особей; — общее число трансформаторов в касте; - относительная частота появления касты по видам.

Например, каждый из 16 видов () трансформаторов (про­верьте) встретился как трансформатор-особь два раза (), тогда общее число трансформаторов в касте 32 шт. при относительной частоте появления касты по видам.

В табл. В.2 приведено распределение трансформаторов на заводе не в видовой, как в табл. В.1, а в ранговой форме. Ранг — это номер по порядку трансформаторов, установленных на заводе, в порядке убывания их числа. Из табл. В.2 видно, что характер отношения мощности и числа (частое —редкое) не меняется.

Данные табл. В.2 можно представить в видовой форме, а табл. В.1 — в ранговой, учитывая, что видовой и ранговый анали­зы необходимы для повышения эффективности эксплуатации, в частности при планировании ремонта, заказе комплектующих, масла, проводов, изоляционных материалов. В табл. В.1 распреде­ление по видам трансформаторов проведено только по мощно­сти, без учета их исполнения по охлаждению и напряжения (так, например, трансформаторы мощностью 1000 кВ-А с напряжени­ем 10/0,4 и 10/3 кВ учтены, как один вид).

Таблица В.2 Ранговое распределение трансформаторов на заводе цветной металлургии

Следует иметь в виду, что трансформаторы, как правило, ус­танавливаются парами, что приводит к смещению всех каст, в том числе первой и второй. Например, на предприятии коксохи­мического производства трансформаторы распределяются следу­ющим образом: 2*1000 - 37 шт.; 1*1000 - 1 шт.; 2*750 - 1 шт.; 2*630 - 1 шт.; 1*630 - 1 шт.; 2*560 - 1 шт.; 1*560 - 1 шт.; 2*400 - 2 шт.; 1*400 - 1 шт.; 1*320 - 1 шт.

Таблица В.З Сводные данные по составу электрооборудования металлургического завода

В табл. В.1 и В.2 приведены данные не самых крупных заводов. Например, схема для электроснабжения металлургического завода с нагрузкой 350 МВт (а есть и вдвое больше) содержит значитель­но больше высоковольтного оборудования, что характеризуют дан­ные табл. В.З. Анализируя эту таблицу, следует иметь в виду, что существуют стадии инвестиционного проектирования, на которых создается схема электроснабжения завода, определяются состав ос­новного оборудования, общая стоимость электроснабжения, необ­ходимые штаты и объекты централизованных электрических служб, и стадия проектирования, когда необходимо рассчитать каждый трансформатор и каждую высоковольтную ячейку.

Таким образом, рассчитывая электрическую мощность предпри­ятия и выбирая единичный трансформатор (трансформаторную под­станцию), следует учитывать реальные условия их эксплуатации: сложившуюся схему электроснабжения и установленное оборудо­вание, традиции и тенденции развития цеха, производства, пред­приятия.

Глава 1 СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ И ИХ ВЫБОР

1.1. Общие требования и условия работы

Силовые трансформаторы являются основой системы электро­снабжения крупных предприятий, имеющих в своем составе глав­ные понижающие подстанции — ГПП (5УР), и средних предпри­ятий, имеющих распределительные подстанции — РП на 6; 10 кВ (4УР) с разветвленными высоковольтными сетями и нескольки­ми трансформаторными подстанциями ТП на 6; 10 кВ (ЗУР). Про­изводственная деятельность мелких предприятий, как правило, имеющих в своем составе одну-две ТП на 6; 10/0,4 кВ, во многом зависит от надежной работы силовых трансформаторов [щитов и шкафов, распределительных пунктов РП на 0,4 кВ (2УР)]. В реаль­ных условиях каждый из шести уровней системы электроснабже­ния может быть границей раздела предприятие — энергосистема, решения по которой юридически согласовываются между энергоснабжающими организациями и потребителем (абонентом).

По расчетной электрической нагрузке Рр предприятия опреде­ляется необходимость сооружения ГПП (или ПГВ — подстанции глубокого ввода, или ОП — опорной подстанции электроснабже­ния предприятия). Наиболее распространенное число подстанций с напряжением пятого уровня на одном предприятии одна-две, но бывает до двух и более десятков. ГПП принимают электроэнер­гию от трансформаторов энергосистемы или, например, от блоч­ной ТЭЦ или гидроэлектростанции (ГРЭС). Высшее напряжение трансформаторов ГПП в России 35, ПО, 154, 220, 330 кВ; питание подводится по воздушным и кабельным линиям электропередач (ЛЭП). Отходящие от ГПП высоковольтные распределительные сети, рассчитанные на 6; 10 кВ (хотя могут быть и на 110 кВ), называют межцеховыми (заводскими). Обычный ряд мощностей ГПП: 10, 16, 25, 40, 63, 80, 100, 125 MB-А, а в отдельных случаях и выше.

Для электроснабжения потребителей напряжением до 1 кВ (220, 380, 500, 600 В) сооружают трансформаторные подстанции с высшим напряжением чаще всего на 6; 10 кВ (но существуют и подстанции с напряжением 3 и 20 кВ), которые обычно называ­ют цеховыми, а с учетом комплектной поставки (с трансформа­торами, щитом низкого напряжения и ошиновкой, вводным вы­соковольтным отключающим устройством) их обозначают КТП. Ряд применяемых мощностей ТП: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВ-А. Из-за больших токов короткого замыкания (КЗ) на стороне 0,4 кВ, вызывающих сложности коммутации и переда­чи электроэнергии приемникам, трансформаторы на 2500 кВ-А применяются только в специальных случаях.

Кроме трансформаторов, устанавливаемых на 5УР для присо­единения предприятия к энергосистеме, и трансформаторов, ус­танавливаемых на ЗУР, обеспечивающих потребителей низким (до 1 кВ) напряжением трехфазного переменного тока, суще­ствуют специальные подстанции со своими силовыми трансфор­маторами: печными, выпрямительными (для создания сети по­стоянного тока до 1,5 кВ), преобразовательными, сварочными и другими, которые могут использоваться и как ГПП, и как цехо­вые ТП, но в этой книге они не рассматриваются.

Решение о строительстве трансформаторной подстанции при­нимается в составе решения о строительстве завода (цеха). Осо­бенностью решения о строительстве трансформаторной подстан­ции является то, что она не выделяется, а рассматривается и ут­верждается как часть предприятия, сооружения — объекта, под­лежащего новому строительству, реконструкции, модернизации, расширению, перевооружению (далее все называется строитель­ством). Конечно, для электриков подстанции и сети являются са­мостоятельными объектами, согласование параметров которых с субъектами электроснабжения, а также их последующее проекти­рование, строительство и принятие в эксплуатацию осуществля­ются по отдельным срокам и графикам, не зависящим от основ­ного производства.

Принятие технического решения начинается с утвержденного технологического задания на строительство завода определенного состава. По технологическим данным оценивают параметры элект­ропотребления, определяют нагрузку по цехам (для выбора мощ­ности цеховых трансформаторов и выявления высоковольтных двигателей) и заводу в целом (для выбора ГПП, их числа и еди­ничной мощности трансформаторов на каждой подстанции). Го­товые решения служат материалом для получения технических условий от энергоснабжающей организации (энергосистемы). Од­новременно собирают следующие сведения: особенности энерго­системы и вероятных мест присоединения потребителей; данные по объектам-аналогам и месту строительства. Определяющими Данными на начальном этапе являются значение расчетного мак­симума нагрузки и число часов использования этого максимума, связанных с электропотреблением.

Исходными для окончательного выбора схемы электроснабже­ния (включающей в себя данные по силовым трансформаторам ГПП или трансформаторам ЗУР, если отсутствует необходимость в сооружении ГПП) служат следующие материалы:

• генеральный план завода, определяющий размещение основ­ных и вспомогательных производственных зданий и сооружений, основных подземных и наземных коммуникаций и являющийся ключевым документом при размещении трансформаторных под­станций (в отдельных случаях компоновка цехов влияет на мощ­ность единичного трансформатора), а также устанавливающий ус­ловия транспортировки трансформаторов (автомобильная или же­лезнодорожная), что особенно важно для ГПП;
• данные по электроемкости, удельным расходам электроэнер­гии, составу и характеру электрических нагрузок и электропри­емников как технологических механизмов, так и вспомогатель­ных устройств цехов и сооружений завода с выделением энерго­емких агрегатов (характер электрических нагрузок и особенно мощные энергоемкие агрегаты влияют, а в отдельных случаях оп­ределяют мощность, число и схему соединения обмоток транс­форматора);
• перечень объектов основного производственного, обслужива­ющего и подсобного назначения, а также энергетического хозяй­ства (включая сети и сооружения водоснабжения и канализации) с указанием производственных показателей и объемно-планиро­вочных архитектурных решений, сменности работы, структуры управления (все эти данные на выбор мощности трансформатора влияют незначительно, но на стадии разработки рабочих черте­жей определяют компоновку и размещение подстанции);
• данные по характеру производства, условиям пожаро- и взры-вобезопасности (включая температуру, влажность, запыленность, агрессивность выделяемых веществ, загрязнение атмосферы и грун­та), что при выборе трансформатора может определить повыше­ние класса его изоляции (например, по проектным соображени­ям следует выбрать трансформатор 110/10 кВ, но неблагоприят­ные условия эксплуатации могут потребовать установки транс­форматора 220 кВ, а следовательно, повлиять на стоимость и га­баритные размеры подстанции);
• требования к надежности электроснабжения отдельных произ­водств, цехов, агрегатов и механизмов с выделением потребителей особой группы I категории по надежности электроснабжения (ка­тегория потребителей определяет число трансформаторов на под­станции, которое обычно принимается не менее двух для потреби­телей I и II категорий с установкой третьего и четвертого транс­форматоров при наличии специальной технологической нагрузки);
• данные по нагрузкам сторонних потребителей, подключаемых к заводским сетям, а также по токам и мощностям короткогозамыкания на шинах источников питания, и требования к компен­сации реактивной мощности в сетях завода, устройствам релейной защиты, автоматики, связи и телемеханики. Эти данные во многом определяются требованиями, выдаваемыми в технических услови­ях энергоснабжающей организацией, и могут обусловить увеличе­ние мощности трансформатора (при значительной нагрузке сто­ронних потребителей) или изменение схемы его подключения (по условиям КЗ, компенсации, релейной защиты);
• геологические и климатические данные, т.е. характер грунта в различных районах площадки завода, его состав, состояние, тем­пература, удельное тепловое и электрическое сопротивления, глу­бина промерзания, уровень грунтовых вод, расчетная температу­ра почвы в зонах прокладки электрических коммуникаций, высо­та площадки завода над уровнем моря, сейсмичность (эти данные не определяют выбор мощности трансформатора, но они необхо­димы при выполнении рабочих чертежей, устройстве заземления, выполнении строительной части подстанций и сетей, сооруже­нии фундаментов под трансформатор);
• метеорологические условия, т.е. число грозовых дней в году, скорость ветра, влажность, гололедность, максимальная, мини­мальная и средняя температуры воздуха, а также наличие и ха­рактер загрязненности воздуха пылью, химически активными га­зами и парами, естественная освещенность (эти данные опреде­ляют место размещения подстанции, а в отдельных случаях и не­обходимость выбора специального трансформатора или повыше­ние класса его изоляции);
• основные чертежи (планы и разрезы) цехов и сооружений за­вода с указанием установки технологического и вспомогательно­го оборудования (необходимы на стадии выбора места установки трансформаторов);
• основные архитектурно-строительные чертежи зданий и соору­жений завода (необходимы при решении вопроса о встраивании, пристраивании, размещении в цехе или обоснования отдельной установки трансформатора);
• данные по силовому электрооборудованию (паспорта основ­ных агрегатов и расчеты по приводу) и электроосвещению объек­тов завода (требуются на стадии разработки рабочей документа­ции трансформаторной подстанции для унификации решений по силовому электрооборудованию);
• сведения по организации ремонта электрооборудования, воз­можности кооперации и специализации (необходимы для реше­ния вопросов по обслуживанию и ремонту трансформатора, в том числе капитального, организации трансформаторно-масляного хозяйства, установке специальных подъемно-транспортных уст­ройств и выделению соответствующих площадей при определе­нии габаритов подстанции);
• схема примыкающей районной энергосистемы с характери­стиками источников питания и сетей внешнего электроснабже­ния, позволяющая решить вопросы выбора мощности трансфор­матора и схемы его присоединения (размещение трансформатора следует увязывать с заходами ЛЭП).

Предложения (проектные проработки) по выбору трансфор­матора ЗУР (в диапазоне мощности 100...2500 кВ-А) определя­ются условиями потребителя, а для средних и крупных предприя­тий — особенностями энергосистемы, к сетям которой они под­ключены. Основными параметрами, определяющими конструктив­ное выполнение и построение сети являются:

• для линий электропередачи — номинальное напряжение, на­правление (откуда и куда), протяженность, число цепей и сече­ние провода;
• для подстанций — сочетание номинальных напряжений, чис­ло и мощность трансформаторов, схема присоединения к сети и компенсация реактивной мощности.

В России сложились две системы электрических сетей на номи­нальные напряжения 110 кВ и выше (ПО, 220, 500 кВ), принятая на востоке страны, и ПО (154), 330, 750 кВ, принятая в западной части страны. Для электроэнергетики страны это означает:

• увеличение потерь электроэнергии из-за повышения числа ее трансформаций, необходимость создания сложных коммутацион­ных узлов и ограничение пропускной способности межсистемных связей;
• дополнительную загрузку предприятий электропромышленно­сти, т. е. увеличение номенклатуры выпускаемых видов продукции;
• финансирование дополнительного строительства подстанций и линий передачи предприятиям, попавшим в зону «стыковки»;
• необходимость учета тенденций развития электрохозяйства, т.е. расчет и прогнозирование параметров электропотребления.

1.2. Выбор силовых трансформаторов

Для правильного выбора номинальной мощности трансформа­тора (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графиком, отражающим как максимальную, так и среднесуточ­ную активную нагрузки данной подстанции, а также продолжи­тельность максимума нагрузки. При отсутствии суточного графика с достаточной для практических целей точностью определяется расчетный уровень максимальной активной нагрузки подстанции (МВт).

Если при выборе номинальной мощности трансформатора на однотрансформаторной подстанции исходить из условия

(здесь— максимальная активная мощность на пятом году эксплуатации — сроке, в условиях рыночной экономики согласо­ванном с инвестором;— проектная расчетная мощность под­станции), то при графике работы с кратковременным пиком на­грузки (0,5... 1,0 ч) трансформатор будет длительное время недо­гружен. При этом неизбежно завышение номинальной мощности трансформатора и, следовательно, завышение установленной мощ­ности подстанции. В ряде случаев выгоднее выбирать номиналь­ную мощность трансформатора близкой к максимальной нагрузке достаточной продолжительности и в полной мере использовать его перегрузочную способность с учетом систематических пере­грузок в нормальном режиме.

Наиболее экономичной работа трансформатора по ежегодным издержкам и потерям будет в случае, когда в часы максимума он работает с перегрузкой. В реальных условиях значение допусти­мой нагрузки выбирают в соответствии с графиком нагрузки и коэффициентом начальной нагрузки, а также в зависимости от температуры окружающей среды, при которой работает транс­форматор.

Коэффициент нагрузки, или коэффициент заполнения суточ­ного графика нагрузки, практически всегда меньше единицы:

где— соответственно среднесуточные и макси­мальные мощности и токи.

В зависимости от характера суточного графика нагрузки (коэф­фициента начальной нагрузки и длительности максимума), экви­валентной температуры окружающей среды, постоянной времени трансформатора и вида его охлаждения, допустимы системати­ческие перегрузки трансформаторов.

На рис. 1.1 приведены фактический суточный график нагрузки и двухступенчатый, эквивалентный фактическому. С нуля часов начинается ночной провал нагрузки (от условно номинальной, равной 1,0), минимальный между 5 и 6 ч (для ряда объектов про­вал может быть в другие часы, например между 3 и 5 ч). С 6 ч начинается подъем нагрузки до дневной, обычно незначительно колеблющейся вокруг некоторого значения (но возможно и нали­чие утреннего пика нагрузки, например, между 9 и И ч). В 20 ч нагрузка достигает номинального значения (1,0), а затем превос­ходит его, образовав пиковую часть графика, и лишь к 24 ч вновь снижается до 1,0.

Реальный (фактический) график суточной нагрузки можно преобразовать в двухступенчатый. Для чего ввиду невозможности из-за ценологических свойств получить аналитическую зависимость

Рис. 1.1. Расчетные графики нагрузки: 1 — фактический суточный; 2 — двухступенчатый, эквивалентный фактическому

,

реальный график разбивают на интервалы, в которых нагрузка усредняется. Эти интервалы могут составлять от 3 мин до 0,5 ч. Интегрированием определяют площадь под фактическим гра­фиком, а затем строят эквивалентный, в данном случае для пери­одов 0... 20 ч и 20... 24 ч. Первый период характеризуется коэффи­циентом начальной нагрузки, равным 0,705 (физический смысл— отношение площади под графиком, характеризующим ра­боту трансформатора с номинальной нагрузкой в период 0...20 ч, к фактической нагрузке, представленной ступенью, составляющей по оси ординат 0,705 номинальной). Аналогично для второго пери­ода определяют коэффициент перегрузки= 1,27. При этом воз­никает вопрос о допустимости работы трансформатора в течение 4 ч с такой перегрузкой (следует иметь в виду, что трансформатор работал какое-то время с недогрузкой 40%).

Таким образом, перегрузки определяются преобразованием заданного графика нагрузки в график, эквивалентный ему в теп­ловом отношении. Допустимая нагрузка трансформатора зависит от начальной нагрузки, ее максимума и его продолжительности и характеризуется коэффициентом превышения (перегрузки), оп­ределяемым выражением

а коэффициент начальной нагрузки

где— эквивалентный максимум нагрузки;— эквивалент­ная начальная нагрузка, определяемая за 10 ч, предшествующие началу ее максимума.

Эквивалентный максимум нагрузки (и эквивалентная началь­ная нагрузка) определяется по формуле

где— различные ступени средних значений нагрузок в долях номинального тока;— длительность этих на­грузок, ч.

Формулы (1.2) и (1.3) помогают упростить расчеты по сравне­нию с построением графиков, приведенных на рис. 1.1, если сту­пень задана или делаются проектные предположения. Следует также иметь в виду, чтоопределяется не за 20, а за 10 ч. Во всех случаях формула (1.4) дает правильный результат.

Допустимые систематические перегрузки трансформаторов определяются нагрузочной их способностью, задаваемой с помо­щью таблиц или графически. Коэффициент перегрузкидается в зависимости от средней годовой температуры воздуха, вида охлаждения и мощности трансформаторов, коэффициента началь­ной нагрузкии продолжительности двухчасового эквивалент­ного максимума нагрузки. Для других значенийдопуска­емыйможно определить по кривым нагрузочной способности трансформатора.

Если максимум графика нагрузки в летнее время меньше но­минальной мощности трансформатора, то в зимнее время допус­кается длительная 1 %-ная перегрузка трансформатора на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15 %. Суммарная систематическая перегрузка трансформатора не должна превышать 150%. При отсутствии систематических перегрузок допускается длительная нагрузка трансформаторов током на 5 % выше номи­нального при условии, что напряжение каждой из обмоток не будет превышать номинальное.

Допускается повышение напряжения трансформаторов сверх номинального:

• длительно — на 5 % при нагрузке не выше номинальной и на 10 % при нагрузке не выше 0,25 от номинальной;
• кратковременно (до 6 ч в сутки) — на 10% при нагрузке не выше номинальной.

Дополнительные перегрузки одной ветви за счет длительной недогрузки другой допускаются в соответствии с указаниями за­вода-изготовителя. Так, для трехфазных трансформаторов с рас­щепленной обмоткой на 110 кВ мощностью 20, 40 и 63 MB –А допускаются следующие относительные нагрузки: при нагрузке одной ветви обмотки, равной 1,2; 1,07; 1,05 и 1,03, нагрузка дру­гой ветви должна составлять соответственно 0; 0,7; 0,8 и 0,9.

Номинальная мощность каждого трансформатора двух трансформаторной подстанции, как правило, определяется аварийным режи­мом работы подстанции: при установке двух трансформаторов их мощ­ность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной пере­грузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей.

Номинальная мощность трансформатора, MB • А, на под­станции с числом трансформаторов n > 1 в общем виде определя­ется из выражения

где— расчетная мощность, МВт;— суммарная активная максимальная мощность подстанции на пятом году экс­плуатации, МВт;— коэффициент участия в нагрузке потре­бителей I и II категорий;— коэффициент допустимой ава­рийной перегрузки;— коэффициент мощности нагрузки. Для двух трансформаторной подстанции, т.е. при n = 2:

Для сетевых подстанций, где в аварийном режиме до 25 % по­требителей из числа малоответственных может быть отключено,обычно принимается равным 0,75...0,85 (единице он равен, когда все потребители I категории).

Рекомендуется широкое применение складского и передвиж­ного резерва трансформаторов, причем при аварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов на 40 % во время макси­мума общей суточной нагрузки продолжительностью не более 6 ч в течение не более 5 сут. При этом коэффициент заполнения су­точного графика нагрузки трансформаторовв условиях его пе­регрузки должен быть не более 0,75, а коэффициент начальной нагрузки— не более 0,93.

Коэффициент заполнения графика нагрузки определяется сле­дующим отношением:

где W— электропотребление (площадь под кривой нагрузки); Т — полное время по оси абсцисс.

Причем— такой коэффициент заполнения, который имеет наибольшее значение во время аварийных режимов в течение пя­ти суток подряд.

Так как, а, то их отношениевсегда меньше единицы и характеризует собой резервную мощ­ность трансформатора, заложенную при выборе его номинальной мощности. Чем это отношение меньше, тем меньше будет резерв установленной мощности трансформатора и тем более эффектив­ным будет использование трансформаторной мощности с учетом перегрузки.

Завышение коэффициента k приводит к завышению суммар­ной установленной мощности трансформаторов на подстанции. Уменьшение коэффициента возможно лишь до такого значения, которое с учетом перегрузочной способности трансформатора и возможности отключения неответственных потребителей позво­лит покрыть основную нагрузку одним оставшимся в работе транс­форматором при аварийном выходе из строя второго.

Таким образом, установленная мощность двух трансформаторной подстанции

В настоящее время существует практика выбора номинальной мощности трансформатора для двухтрансформаторной подстан­ции с учетом значения k = 0,7, т.е. с учетом условия

Формально запись (1.6) выглядит ошибочной: действительно, единицы измерения активной мощности — Вт, а полной (кажу­щейся) — В • А. Есть различия и в физической интерпретации S и Р. Но следует всегда полагать, что осуществляется компенсация реактивной мощности на шинах подстанций 5УР и ЗУР и что ко­эффициент мощностинаходится на уровне 0, 92. ..0, 95 (на уровне 0,42. ..0, 33). Тогда ошибка, связанная с упрощением (1.5) До (1.6), не превосходит инженерную ошибку 10 %, которая вклю­чает в себя и приблизительность значения 0,7, и ошибку в опре­делении фиксированного. Становится объяснимым выраже­ние (1.1), где активная и полная мощность не различаются.

Таким образом, суммарная установленная мощность двухтран­сформаторной подстанции

При значении k= 0,7 в аварийном режиме обеспечивается со­хранение около 98%без отключения неответственных потребителей. Однако учитывая высокую надежность трансформа­торов, можно считать вполне допустимым отключение в редких аварийных режимах какой-то части неответственных потреби­телей.

Условие покрытия расчетной нагрузки в случае аварийного вы­хода из строя одного трансформатора с учетом использования ре­зервной мощностисетей низкого (НН) и среднего (СН) на­пряжений определяется выражением

При аварии одного из двух и более параллельно работающих на подстанции трансформаторов оставшиеся в работе принимают на себя его нагрузку. Эти аварийные перегрузки не зависят от пред­шествовавшего режима работы трансформатора, являются крат­ковременными и используются для обеспечения прохождения максимума нагрузки.

Приведем допустимые кратковременные перегрузки масляных трансформаторов с системами охлаждения естественной масляной (М), дутьем (Д), дутьем с принудительной циркуляцией (ДЦ) и циркуляцией (Ц) сверх номинального тока (независимо от длитель­ности предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и места установки):

Перегрузка, % ...........…………………………...............30    45    60   75   100  200

Продолжительность перегрузки, мин ..................…....120   80    45    20    10    1,5

Для трех обмоточных трансформаторов и автотрансформаторов указанные перегрузки относятся к наиболее нагруженной обмотке.

1.3. Трансформаторы главных понижающих подстанций

Проектирование подстанций с высшим напряжением 35 ... 330 кВ, к которым относятся главные понижающие подстанции (ГПП), подстанции глубокого ввода, опорные и др. (рис. 1.2), осуще­ствляется на основе технических условий, определяемых схема­ми развития электросистемы (возможностями источников пита­ния) и электрических сетей района, а также схемами внешнего электроснабжения предприятия, т.е. присоединения к подстан­ции энергосистемы (рис. 1.3) или к ВЛ (рис. 1.4), схемами орга­низации их ремонта и применением системной автоматики и ре­лейной защиты.

На схеме электроснабжения крупного металлургического завода (см. рис. 1.2) с максимальной нагрузкой 800 МВт приведены 17 штук-особей ГПП, отличающиеся наименованием, мощностью транс­форматоров и схемными решениями. На схеме также указаны:

- две ТЭЦ — районная с трансформаторами связи 3*125 MB*A и заводская с блочными трансформаторами 80 МВ*А и транс­форматорами связи 1*31,5 МБ-Аи 1x60 МВ*А;

- две распределительные подстанции на 110 кВ;

- три районные подстанции энергосистемы, имеющие трансфор­маторы 2*240 MB*А, 2*180 МВ*А, 3*200 МВ*А.

Схема отражает фактическое разнообразие установленных транс­форматоров и объясняемую ценологическими свойствами систем электроснабжения крупных предприятий нумерацию ГПП не по порядку. При проектировании данного предприятия оптимизация по критериям гиперболического Н-распределения произведена не была.

На рис. 1.3 приведены схемы присоединения потребителей к под­станциям энергосистемы, которая все оперативные переключения производит выключателем Q. Самая простая схема показана на рис. 1.3, а, обычная — на рис. 1.3, б, редкая — на рис. 1.3, г. Наибо­лее распространена на ответственных районных подстанциях схема с двойной секционированной и обходной системами шин, что обес­печивает высокую надежность и маневренность управления с помо­щью выключателя Q1.

Варианты схем присоединения подстанций 5УР...ЗУР к воз­душной линии (на практике подключаются более трех, так как это не регламентируется по условиям надежности) изображены на рис. 1.4. Наиболее распространены схемы подключения, пока­занные на рис. 1.4, б, г, е. Наименее надежна схема на рис. 1.4, а, наиболее надежна схема на рис. 1.4, ж, но она требует наиболь­ших инвестиций. Схема на рис. 1.4, а при развитии предприятия обычно преобразуется в схемы рис. 1.4, б, г.

В качестве исходных данных при выборе трансформаторов ГПП необходимо знать:

• район размещения подстанции и загрязненность в нем атмос­феры;
• значения и рост нагрузки по годам с указанием ее распределе­ния по напряжениям;
• значение питающего напряжения;
• уровни и пределы регулирования напряжения на шинах под­станции, необходимость дополнительных регулирующих устройств;
• режимы заземления нейтралей трансформаторов, значения ем­костных токов в сетях на 10; 6 кВ;
• расчетные значения токов короткого замыкания;
• требующуюся надежность и технологические особенности по­требителей и отдельных электроприемников.

Выбор трансформаторов выполняется на расчетный период (пять лет с момента предполагаемого срока ввода в эксплуатацию). Даль­нейшее расширение подстанции, включая резерв территории, про­изводится с учетом возможности ее развития в последующие пять лет.

Рис.1.2.Схема электроснабжения крупного промышленного предприятия

Площадка подстанции должна размещаться вблизи центра элект­рических нагрузок, автомобильных дорог (для трансформаторов мощ­ностью 10 МВ*А и выше) и существующих инженерных сетей. Учитывается также наличие подъездных железнодорожных путей промышленных предприятий.

На подстанциях устанавливается, как правило, не более двух трансформаторов. Большее их число (см. рис. 1.2) допускается устанавливать на основе соответствующих технико-экономичес­ких расчетов и в тех случаях, когда на подстанциях требуются два средних напряжения, а по соотношению нагрузок, например 6 и 10 кВ, 10 и 3 кВ, не удается подобрать трансформатор с расщеп­ленными обмотками.

При наличии крупных сосредоточенных нагрузок и необходи­мости выделения питания ударных, резкопеременных и других специальных электрических нагрузок для производств, цехов и предприятий преимущественно с электроприемниками I катего­рии и особой группы I категории возможно применение трех и более трансформаторов с проведением соответствующего техни­ко-экономического обоснования. В первый период эксплуатации при постепенном росте нагрузки подстанций допускается установка одного трансформатора при условии обеспечения резерви­рования питания потребителей по сетям среднего и низкого на­пряжений.

Рис. 1.З. Схема присоединения потребителей к подстанциям энергосистемы:

а... г — соответственно с одной, двумя, тремя и четырьмя системами сборных шин; д — с двойной системой шин

Мощность трансформаторов выбирается такой, чтобы при от­ключении наиболее мощного из них оставшиеся в работе обеспе­чивали питание нагрузки во время ремонта или замены этого транс­форматора с учетом допустимой перегрузки оставшихся в работе и резерва по сетям среднего и низкого напряжений. При установ­ке двух трансформаторов и отсутствии резервирования по сетям среднего и низкого напряжений мощность каждого из них выби­рается с учетом загрузки трансформатора не более чем 70 % от суммарной максимальной нагрузки подстанции на расчетный пе­риод. При росте нагрузки сверх расчетного уровня увеличение мощности подстанции производится, как правило, путем замены трансформаторов более мощными.

Трансформаторы должны быть оборудованы устройством регу­лирования напряжения под нагрузкой. При отсутствии трансфор­маторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой допускается использование регулировочных трансформаторов.

Предохранители на стороне высокого напряжения подстанций 35; 110 кВ с двух обмоточными трансформаторами могут приме­няться при условии обеспечения селективности предохранителей и релейной защиты линий высокого и низкого напряжений, а также надежной защиты трансформаторов с учетом режима за­земления нейтрали и класса ее изоляции. Для трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ, нейтраль которых в процессе экс­плуатации может быть разземлена, установка предохранителей недопустима.

Рис. 1.4. Варианты схем присоединения подстанций 5УР... ЗУР к воздуш­ной линии (ВЛ):

а — к одной радиальной; б — к двойной радиальной; в — к двустороннему питанию по одной линии; г — к двустороннему питанию по двум линиям; д — с заходом на подстанцию с автоматической перемычкой; е — с заходом на под­станцию с неавтоматической перемычкой; ж — в рассечку каждой линии и с заходом обеих линий на подстанцию

Отделители на стороне высшего напряжения могут применяться как с короткозамыкателями, так и с передачей от­ключающего сигнала. Применение передачи отключающего сиг­нала должно быть обосновано (удаленностью от питающей под­станции, мощностью трансформатора, ответственностью линии, характером потребителя). При передаче отключающего импульса По высокочастотным каналам (кабелям связи) необходимо вы­полнять резервирование по другому высокочастотному каналу (ка-белю связи) или с помощью короткозамыкателя.

Распределительные устройства на 6; 10 кВ на двух трансформаторных подстанциях выполняются, как правило, с одной секционированной или двумя одиночными секционированными выключателями системами сборных шин с отходящими линия­ми. На одно-трансформаторных подстанциях РУ выполняются, как правило, с одной секцией. На стороне напряжений 6; 10 кВ под­станций должна предусматриваться раздельная работа трансфор­маторов.

При необходимости ограничения токов короткого замыкания (КЗ) на стороне напряжений 6; 10 кВ могут предусматриваться:

• применение трех обмоточных трансформаторов с максималь­ным сопротивлением между обмотками высшего и низшего на­пряжений и двух обмоточных трансформаторов с повышенным сопротивлением;
• применение трансформаторов с расщепленными обмотками на 6; 10 кВ;
• применение токоограничивающих реакторов в цепях вводов от трансформаторов.

Выбор варианта ограничения токов КЗ следует обосновать тех­нико-экономическим сравнением. Степень ограничения токов КЗ распределительных устройств на 6; 10 кВ определяется с учетом применения наиболее легкой аппаратуры, кабелей и проводни­ков и допустимых колебаний напряжения при резко переменных толчковых нагрузках.

При необходимости компенсации емкостных токов в сетях на 35, 10, 6 кВ на подстанциях должны устанавливаться заземляющие реакторы. При напряжении на 6; 10 кВ заземляющие реакторы под­ключаются к сборным шинам через выключатели и отдельные трансформаторы. Не допускается подключение заземляющих ре­акторов к трансформаторам собственных нужд, присоединенным к трансформаторам подстанций до ввода на шины низшего на­пряжения, а также к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями.

В закрытых распределительных устройствах на все напряжения должны устанавливаться воздушные, малообъемные масляные или элегазовые выключатели. Баковые выключатели устанавливаются, когда отсутствуют малообъемные выключатели с соответствующим током отключения. Могут применяться и другие типы выключате­лей после начала их серийного производства. В открытых распре­делительных устройствах на 330 кВ и выше должны устанавливать­ся воздушные выключатели.

При выборе аппаратов и ошиновки по номинальному току обо­рудования (синхронных компенсаторов, реакторов, трансформа­торов) необходимо учитывать нормальные эксплуатационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочную спо­собность оборудования. Аппаратура и ошиновка в цепи трансфор­матора должны выбираться, как правило, с учетом установки в перспективе трансформаторов следующего габарита.

Выбор местоположения, типа, мощности и других параметров ГПП в основном обусловливается значениями и характером элект­рических нагрузок и размещением их на генплане, а также произ­водственными, архитектурно-строительными и эксплуатационны­ми требованиями. Важно, чтобы ГПП располагалась возможно ближе к центру питаемых ими нагрузок, что сокращает протя­женность питающих и распределительных сетей электроснабже­ния предприятия, а следовательно, их стоимость и потери в них. Намеченное место расположения уточняется по условиям плани­ровки предприятия, ориентировочным габаритным размерам и типу подстанции (отдельно стоящая, пристроенная, внутренняя, закрытая, комплектная) и возможности подвода высоковольтных линий от энергосистемы (места ввода ЛЭП) к ГПП. Допускается смещение подстанции на некоторое расстояние от геометриче­ского центра питаемых ею нагрузок в сторону подвода линии от энергосистемы.

ГПП выполняется двух трансформаторной. Мощность трансфор­маторов определяется активной нагрузкой предприятия и реактив­ной мощностью, передаваемой от системы в период максимума нагрузок. Мощность трансформаторов выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них второй воспринял основную на­грузку подстанции с учетом допускаемой перегрузки в послеаварийном режиме и возможного временного отключения потребите­лей третьей категории. В соответствии с существующей практикой проектирования мощность трансформаторов на понижающих под­станциях рекомендуется выбирать из условия допустимой их пере­грузки в послеаварийных режимах до 60... 70 % (на время максиму­ма общей суточной нагрузки продолжительностью не более 6 ч в течение не более 5 сут), т.е. по условию [сравните (1.6) и (1.7)]

Масляные трансформаторы в большинстве случаев устанавли­ваются открыто, а РУ на 10 кВ — внутри помещения или пристраи­ваются к цеху (хотя в последние десятилетия наметилась тенден­ция закрытой установки трансформаторов).

При разработке схем коммутации ГПП предприятий средней мощности следует стремиться к их максимальному упрощению и применению минимума коммутационных аппаратов. Линии и трансформаторы, как правило, работают раздельно. На высшем напряжении ГПП рекомендуется следующая схема: мостик с вы­ключателем в перемычке и выключателями в цепи ВЛ.

На вторичном напряжении ГПП применяется одна система шин, секционированная выключателем, который в большинстве случаев оборудуется устройством автоматического включения резерва (АВР).

Большинство подстанций промышленных предприятий выпол­няется без сборных шин на стороне первичного напряжения по блочному принципу, реализуемому в виде схем:

• линия — трансформатор;
• линия — трансформатор — токопровод (магистраль).

Блочные схемы просты и экономичны. Установка на подстанци­ях промышленных предприятий, как правило, двух трансформато­ров удовлетворяет по надежности электроснабжение потребителей I категории.

На рис. 1.5 показаны схемы блочных ГПП, выполненных без перемычки (мостика) между питающими линиями 35; 110; 220; 330 кВ, с двух обмоточными трансформаторами. При конкрет­ном проектировании могут применяться трансформаторы с рас­щепленными обмотками, трех обмоточные и др. При напряжении 110 кВ в нейтрали трансформаторов устанавливается заземляющий разъединитель-разрядник, при 220 кВ нейтраль заземляется наглу­хо. При необходимости высокочастотной связи на вводах ВЛ уста­навливается аппаратура высокочастотной (ВЧ) обработки линии.

Схема соединений распределительных устройств ГПП со сто­роны высокого напряжения определяется скорее внешними тре­бованиями субъекта электроэнергетики и реальными сетями энер­госистемы, чем мощностью трансформатора. Однако возможность переключений предопределяет предпочтительность различных ре­жимов работы трансформатора, в том числе и аварийного, влияя тем самым на выбор его мощности. При этом могут применяться следующие схемы соединений:

• линия — трансформатор без коммутационной аппаратуры на ГПП;
• линия — трансформатор с предохранителем у трансформатора на высокой стороне или с отделителем;
• с перемычкой (мостиком) между двумя трансформаторами с ручным (на разъединителях) или автоматическим управлением выключателем. При транзите мощности может быть предусмотрен второй мостик.

Для подстанций, являющихся сетевыми узлами, в которые за­ходят три и более линий, применяются следующие схемы: двой­ной мостик с обходным выключателем, квадрат, расширенный квадрат, рабочая и обходная системы шин, две основные и третья обходная системы шин. Рассмотрим простейшие схемы, характер­ные для ГПП промышленных предприятий.

В качестве заземляющего разъединителя используется аппарат типа ЗОН-110. Нейтраль трансформатора заземляют через разрядник, ра­бочее напряжение которого должно быть равным половине рабоче­го напряжения ввода. Для напряжения 110 кВ можно использовать составную колонку из разрядников РВС-35 и РВС-20, соединенных последовательно фланцами (с проверкой по току проводимости).

Рис. 1.5. Безмостиковые схемы блочных ГПП: а — глухого присоединения; б — с разъединителем; в — с короткозамыкателем и разъединителем; г — с отделителем; и — с короткозамыкателем, отделителем

и ремонтным разъединителем; е — с силовыми выключателями

Схема, приведенная на рис. 1.5, а, является простейшей при ра­диальном питании и получила широкое распространение при за­крытом вводе кабельной линии в трансформатор (глухое присоедине­ние). Ее применение особенно целесообразно при загрязненной ок­ружающей среде, высокой стоимости земли, необходимости разме­щения подстанции глубокого ввода (ПГВ) на плотно застроенном участке, например, расширении или реконструкции предприятия. При повреждении в трансформаторе отключающий импульс его за­щиты вызывает отключение выключателя на питающей подстанции.

Глухое присоединение допускается при радиальном питании и Для воздушной линии (ВЛ), если территория, где она проходит с загрязненной атмосферой, а проектируемая ГПП и источник пита­ния эксплуатируются одной организацией. Обычно на спуске прово­дов от ВЛ к трансформатору в этом случае устанавливается разъеди­нитель (см. рис. 1.5, б), создающий ремонтный воздушный разрыв.

На рис. 1.5, в показана схема для воздушных линий с короткозамыкателями и ремонтными разъединителями. При возникнове­нии повреждения в трансформаторе короткозамыкатель включа­ется под действием релейной защиты (газовой, дифференциаль­ной), к которой не чувствительна защита головного участка ли­нии, и производит искусственное ее короткое замыкание, вызы­вающее соответственно отключение головного выключателя на этой линии, т. е. головной выключатель защищает не только линию, но и трансформатор.

Схема с отделителями (см. рис. 1.5, г) используется при магис­тральном питании для отпаечных ГПП. Отделитель в этом случае осуществляет оперативные отключения трансформатора.

На рис. 1.5, д показана схема, получившая наибольшее распро­странение из-за дешевизны и больших оперативных возможнос­тей: для воздушных линий с короткозамыкателями, отделителя­ми и ремонтными разъединителями. Эта схема применяется при питании от одной ВЛ нескольких подстанций с помощью так на­зываемых отпаек. В отдельных случаях она может быть применена и при радиальном питании, когда имеется реальная вероятность подсоединения в дальнейшем к этой линии других подстанций.

Последовательность работы такой схемы: замыкается коротко­замыкатель поврежденного трансформатора и отключается вы­ключатель на головном участке питающей магистрали, снабжен­ный автоматическим повторным включением (АПВ). С помощью вспомогательных контактов короткозамыкателя замыкается цепь привода отделителя поврежденного трансформатора, который дол­жен отключиться при обесточенной питающей линии, т.е. позже отключения головного выключателя, но ранее его АПВ — во вре­мя так называемой бестоковой паузы.

Если собственное время отключения отделителя меньше или равно времени действия защиты выключателя головного участка линии, то в схеме отключения отделителя необходимо предус­мотреть выдержку времени, иначе отделитель будет не способен отключить ток нагрузки и ток повреждения. Для фиксации отклю­чения головного выключателя питающей линии в схемах с при­менением отделителей в цепи короткозамыкателя используется трансформатор тока.

После отключения отделителем поврежденного трансформа­тора АПВ головного участка линии, имеющее необходимую вы­держку времени, вновь автоматически включает линию и тем са­мым восстанавливает питание неповрежденного трансформатора на данной подстанции и на всех других отпаечных подстанциях, подключенных к данной линии.

На рис. 1.5, е приведена схема с силовыми выключателями, ко­торая может быть применена как для отпаечных подстанций, пита­емых по магистральным линиям, так и для тупиковых подстанций, питаемых по радиальным линиям. Эта схема может оказаться целе­сообразной для подстанций, расположенных близко к источнику питания (применение короткозамыкателей в этих случаях приво­дит к значительным падениям напряжения на шинах источника питания).

Рис. 1.6. Схемы подстанций с перемычками между питающими линиями: а — с неавтоматизированной перемычкой со стороны питающих линий; б — для питания подстанций по транзитным линиям; в — с автоматикой в перемычке

для тупиковых подстанций

Схемы с перемычками между питающими линиями следует применять лишь при обоснованной необходимости устройства перемычек. В загрязненных зонах их следует избегать, так как на­личие дополнительных элементов, подвергающихся загрязнению, Увеличивает вероятность аварий на подстанции.

Достаточно распространена схема подстанций с отделителями и короткозамыкателями на линиях и с неавтоматизированной перемычкой из двух разъединителей, установленной со стороны пи­тающих линий (рис. 1.6, а). Эта перемычка позволяет:

• присоединить оба трансформатора к одной линии (при таком режиме при повреждении одного трансформатора отключаются оба);
• сохранить в работе трансформатор при повреждении пита­ющей его линии, переключив его на вторую линию (перекрест­ное питание);
• обеспечить питание подстанции на время ревизии или ремонта трансформатора.

В такой схеме вместо короткозамыкателя может быть использо­ван отключающий импульс. Схема, показанная на рис. 1.6, б, применяется при питании подстанций по транзитным линиям на 110; 220 кВ или по линиям с двусторонним питанием. Как вариант может быть применена схема со второй (показанной пунктиром) перемычкой со сторо­ны линий, выполненная разъединителями. Этот вариант схемы позволяет не прерывать транзит электроэнергии в периоды ремонта одного из выключателей на ПО; 220 кВ. Если в схеме пре­дусмотреть дополнительную установку отделителей в цепях транс­форматоров, то при повреждении трансформатор отключается от­делителем (в бестоковую паузу), а транзит мощности автоматиче­ски восстанавливается.

Схема с автоматикой в перемычке, приведенная на рис. 1.6, в, может быть применена для тупиковых подстанций, если короткозамыкатель невозможно использовать по техническим причинам, а стоимость оборудования для передачи отключающего импульса соизмерима со стоимостью выключателя.

Эта схема может быть применена также при включении транс­форматоров в рассечку транзитных линий или линий с двусто­ронним питанием при сравнительно небольших расстояниях между отпайками или между головным выключателем питающей под­станции и отпайкой. При этом повреждение трансформатора не нарушает питания всех других подстанций, связанных с этими линиями.

Схемы с выключателями в электроснабжении промышленных предприятий раньше применялись редко, так как капитальные затраты в этом случае выше, чем при использовании схем с отде­лителями и короткозамыкателями. Однако повышение надежнос­ти электроснабжения и оперативности управления в условиях рыночной экономики оказались более важными факторами, что привело к увеличению использования схем с выключателями. Применение выключателей в общем случае определяют следующие факторы:

• условия само запуска электродвигателей, так как время действия автоматики в схемах с отделителями больше, чем в схемах с вы­ключателями, что может оказаться недопустимым для некоторых производств с непрерывным технологическим процессом;
• усложнение систем защиты и автоматики в схемах с отделителя­ми при подпитке со стороны напряжения 6; 10 кВ места короткого замыкания на линии на 110; 220 кВ или на ответвлении от нее;
• недостаточная надежность отделителей и короткозамыкателей, что существенно при работе в загрязненных зонах и районах Край­него Севера;
• дальнейшее развитие проектируемой подстанции, требующее применения сборных шин на 110; 220 кВ;
• включение трансформаторов в рассечку транзитных линий или линий с двусторонним питанием;
• невозможность по техническим причинам применения корот­козамыкателей и большая стоимость устройств и кабелей, исполь­зуемых для передачи отключающего импульса (с учетом его резер­вирования), соизмеримая со стоимостью схемы с выключателями.

При отсутствии перечисленных условий, определяющих при­менение выключателей, рекомендуется использование простей­шей блочной схемы ГПП без перемычек. Но в любом случае необ­ходимо учитывать мнение инвестора и требования эксплуатаци­онных служб, предпочитающих схемы, показанные на рис. 1.5, в и 1.6, в, т.е. схемы без короткозамыкателей.

Мощность трансформаторов, присоединяемых по приведенным схемам, должна находиться в пределах коммутационной способ­ности разъединителей и отделителей по отключению тока холо­стого хода, а при использовании силовых выключателей она оп­ределяется их параметрами.

В цеховых ТП применяются трехфазные силовые трансформа­торы с высшим напряжением 6; 10 кВ (реже 20; 35 кВ), с есте­ственным охлаждением, заполненные маслом, негорючей жид­костью (совтолом, что сейчас запрещено) или сухой изоляцией. Трансформаторы могут быть открытого типа (с открытыми изо­ляторами и расширительным баком), предназначенные для уста­новки в специальной камере или наружной установки; а также закрытого типа для комплектных трансформаторных подстанций (КТП) (с токоведущими частями, закрытыми кожухом, без рас­ширительного бака, с азотной подушкой под небольшим избы­точным давлением в корпусе).

Цеховые трансформаторные и преобразовательные подстанции могут быть пристроенными, встроенными или отдельно стоящи­ми. Пристроенной называется подстанция, непосредственно при­мыкающая к основному зданию, встроенной — вписанная в общий контур здания, внутрицеховой — расположенная внутри про­изводственного здания (открыто или в отдельном закрытом поме­щении). Подстанции или их части, устанавливаемые в закрытом помещении, относятся к внутренним электроустановкам, а под­станциям, устанавливаемые на открытом воздухе — к наружным.

Для питания однофазной нагрузки применяют трехфазные трансформаторы. При этом необходимо учитывать, что ток в наи­более нагруженной фазе не должен быть более номинального, а нейтраль должна нагружаться:

• не более 25 % — при схеме соединения обмоток Y/Y₀—12;
• не более 40% — при схеме соединения обмоток Y/Z—12;
• не более 75 % — при схеме соединения обмоток Д/Y₀—11.

В большинстве случаев для цеховых ТП применяют трансфор­маторы масляные. Сухие трансформаторы, эле газовые и трансформаторы с него­рючей жидкостью в 2 — 2,5 раза дороже масляных, поэтому их при­меняют только в тех местах, где нельзя установить масляные:

• ниже первого этажа более чем на 1 м или выше второго этажа;
• в помещениях категории В по пожароопасности (масляные раз­решается устанавливать только в помещениях категорий Г и Д).

Сухие трансформаторы также не устанавливают в администра­тивных зданиях из-за чрезмерного шума. Современные комплектные трансформаторные подстанции внутреннего (КТП) и наружного (КТПН) исполнения состоят из следующих основных узлов:

• шкафов ввода высшего напряжения (внутренней установки ВВ-1, ВВ-2, ВВ-3 и наружной установки ВВН-1 и ВВН-2);
• трансформаторов;
• распределительного устройства низшего напряжения.

Схема включения трансформаторов с шкафами ввода высокого напряжения ВВ-1 глухим присоединением показана на рис. 1.7, а, схема включения с шкафами ВВ-2 (соответственно ВВН-1) при­ведена на рис. 1.7, б, а схема включения с шкафами ВВ-3 (соот­ветственно ВВН-2) — на рис. 1.7, в.

Каждый из группы трансформаторов ЗУР предприятия (цеха), питаемых от распределительной подстанции 4УР и главной по­нижающей подстанции 5УР, подключается по одной из схем, показанных на рис. 1.7. Но все они вместе могут подключаться по радиальной (рис. 1.8) или магистральной (рис. 1.9) схемам пи­тания.

При радиальной схеме распределения электроэнергии напря­жением 6; 10 кВ рекомендуется глухое присоединение трансфор­матора (блок линия — трансформатор), за исключением следующих случаев:

• питание ТП осуществляется от пункта, находящегося в веде­нии другой организации;
• установка отключающего аппарата необходима по условиям защиты (например, газовой или от однофазных коротких замы­каний).

Рис. 1.7. Схемы включения трансформаторов КТП (КТПН) в электри­ческую сеть: а — с шкафами ВВ-1; б — с шкафами ВВ-2 (ВВН-1); в — с шкафами ВВ-3 (ВВН-2)

Рис. 1.8. Радиальная схема питания трансформаторов ЗУР

Рис. 1.9. Магистральная схема питания трансформаторов ЗУР

При магистральной схеме распределения электроэнергии на­пряжением 6; 10 кВ установка отключающего аппарата обязатель­на, за исключением следующих случаев:

• магистраль представляет собой воздушную линию и обеспече­на достаточная чувствительность ее защиты на головном участке к повреждениям в трансформаторе;
• обеспечена необходимая степень резервирования электропри­емников (применены схемы двойной магистрали и резервирования на стороне низкого напряжения ТП, т. е. если на двух трансформаторной подстанции мощность одного трансформатора достаточна для питания электроприемников I и II категорий и установлена отключающая аппаратура со стороны низшего напряжения, а сек­ции шин ТП оборудованы автоматом включения резерва АВР).

На стороне напряжения трансформаторов 6; 10 кВ при необхо­димости в качестве отключающих аппаратов, как правило, уста­навливают шкафы с выключателями нагрузки и предохранителя­ми, а для трансформаторов небольшой мощности (до 250 кВ*А) иногда устанавливают только разъединители.

К одной магистрали обычно подключают 3—4 трансформатора единичной мощностью до 1000 кВ*А, 2 — 3 трансформатора еди­ничной мощностью 1000 или 1600 кВ*А. Трансформаторы мощнос­тью 2500 кВ*А, как правило, запитывают но радиальным линиям.

Обычно на двух трансформаторных цеховых подстанциях транс­форматоры работают раздельно и применяется одиночная секци­онированная система шин. АВР на стороне низшего напряжения цеховых ТП, как правило, используется при наличии электроприемников I категории и значительной длине питающих линий от источника питания до ТП.

В ряде случаев трансформаторы на цеховых ТП включаются на параллельную работу для обеспечения пуска и самозапуска круп­ных электродвигателей, а также для снижения колебаний напря­жения при питании электроприемников с резкопеременной или ударной нагрузкой, например в сварочных цехах и т. п. В настоя­щее время в качестве вновь сооружаемых цеховых подстанций чаще всего используются комплектные ТП с закрытыми трансформа­торами (КТП). В зависимости от условий производства КТП рас­полагаются либо в отдельном специальном помещении, либо от­крыто в цехе с легким ограждением (например, сетчатым), если позволяет окружающая среда.

В связи с ростом удельных нагрузок все большее применение находят КТП с трансформаторами мощностью 1600 и 2500 кВ*А вместо трансформаторов мощностью 1000 кВ*А, что сокращает число трансформаторов с системах электроснабжения, упрощает схему электроснабжения (особенно при напряжении 660 В) и дает значительный экономический эффект.

Суммарная мощность трансформаторов с масляным охлажде­нием, установленных на каждой цеховой подстанции, не должна превышать 6500 кВ*А (допускается установка не более трех КТП), на втором этаже — 1000 кВ*А, на наружной — 3200 кВ*А. При необходимости большей мощности на цеховых ТП устанавливают трансформаторы с охлаждением негорючей жидкостью (но не совтол!), что упрощает и удешевляет строительную часть и повы­шает надежность ТП при эксплуатации. На действующих пред­приятиях имеется много цеховых подстанций старого типа с от­крытыми трансформаторами, которые установлены в специаль­ных камерах или на открытом воздухе.

Внутрицеховые ТП могут сооружаться только в помещениях с производством категорий Г и Д по пожароопасности, а в помещениях с производством категории В — по специальному разре­шению пожарного надзора. Нельзя устанавливать КТП под помещениями с мокрым технологическим процессом (мойками, ду­шевыми и т.п.), без принятия специальных мер против попадания влаги на электрооборудование, например выполнения гидроизоляции потолка КТП, а также под и над помещениями ограниченных размеров (менее помещения подстанции), в которых мо­жет длительно (более 1 ч) находиться значительное число людей (более 50 чел.).

Рис. 1.10. Компоновка КТП: а — однотрансформаторной встроенного типа; б — двухтрансформаторной пристроенного типа; в — двухтрансформаторной, отдельно стоящей

В качестве цеховых подстанций, как правило, ис­пользуют КТП, обеспечивающие возможность производства ин­дустриального монтажа независимо от готовности строительно -монтажных работ в целом по цеху. В последнее время стали выпус­кать объемные КТП.

Цеховые ТП могут быть встроенными, пристроенными и от­дельно стоящими. На рис. 1.10 показана компоновка КТП, а на рис. 1.11 габаритные размеры встроенной трансформаторной под­станции на 10 кВ с двухтрансформаторной КТП. Отдельно сто­ящие ТП нерациональны и применяются вынужденно для элект­роснабжения некоторых цехов со взрывоопасной или агрессив­ной средой, а также на мелких предприятиях с небольшими раз­бросанными по территории объектами. Для пристроенных и встро­енных ТП, если позволяют производственные условия, окружа­ющая среда, условия пожарной безопасности и архитектуры, необходимо размещать трансформаторы снаружи цеха. Внутрице­ховые ТП устанавливаются около колонн, в «мертвой» зоне пере­мещения кранов и специальных пролетах (в современных круп­ных совмещенных цехах) с учетом возможной реконструкции и замены технологического оборудования.

В основном число и мощность трансформаторов на ТП зави­сит от значения и графика суммарной нагрузки, но с учетов компенсации реактивной мощности, плотности нагрузки и кате­гории надежности электроприемников. Цеховые ТП, если позво­ляет нагрузка и категория электроприемников, рекомендуетсявыполнять одно-трансформаторными и в крайнем случае — двух трансформаторными.

Рис. 1.11. Встроенная ТП с двух трансформаторной КТП: ВУСП — выпрямительное устройство сети постоянного тока; КРУ — комплект­ное распределительное устройство; ЭПП — электропомещение подстанции; ККУ— коммутационное контрольное устройство

Если основную нагрузку (80...85%) составляют электроприем­ники I и II категорий, на ТП должно быть не менее двух трансфор­маторов. На ТП устанавливается также не менее двух трансформа­торов для приемников любой категории надежности, при следу­ющих условиях:

• суточный или годовой график нагрузок очень неравномерный, а работа цеха, предприятия односменная или сезонная, т. е. когда выгодно в ненагруженные часы (сезон) отключать один транс-Форматор;
• лимитированы габаритные размеры ТП и оборудования;
• возможен дальнейший рост нагрузок, а установка более мощ­ного трансформатора в будущем невыгодна или невозможна.

Цеховые ТП могут иметь три и более трансформаторов в виде исключения в следующих случаях:

• при наличии мощных электроприемников, сосредоточенных в месте (прокатные станы, компрессорные и т.п.), для обес­печения питания которых недостаточно мощности двух трансформаторов;
• если невозможно рассредоточить ТП по условиям окружающей среды или размещения технологического оборудования (некоторые цеха нефтехимических производств, текстильные фабрики);
• при раздельном питании силовой и осветительной нагрузок, если их центры близки;
• если элекгроприемники резко различаются по характеру и режиму работы и не могут быть запитаны от общих трансформаторов (на­пример, когда наряду с общей силовой и осветительной нагрузками имеются электросварочные установки значительной мощности).

Мощность трансформатора необходимо выбирать с таким рас­четом, чтобы его загрузка соответствовала наиболее экономично­му режиму, который в значительной степени зависит от стоимо­сти потерь электроэнергии. Рекомендуются следующие степени загрузки трансформаторов цеховых ТП:

• 0,65...0,75 в случае преобладания электроприемников I и II категорий и наличии двух и более трансформаторов;
• 0,1...1,0 в случае преобладания электроприемников II и III категорий и наличии одного трансформатора;
• 0,9...0,95 в случае преобладания II и III категорий и наличии двух трансформаторов.

При напряжении 380 В и плотности нагрузки до 0,3 Кв*А/м: целесообразно применять трансформаторы мощностью до 1000 кВ*А, а при плотности нагрузки 0,3...0,5 кВ*А/м² - трансформаторы мощностью 1000 или 1600 кВ*А. При плотности нагрузки более 0,5 кВ*А/м² технико-экономическим определяют, какой мощнос­ти целесообразно применять трансформатор: 1600 или 2500 кВ*А.

Мощность трансформаторов цеховых ТП выбирается по значе­ниям максимальных нагрузок суточного графика с учетом ком­пенсации их реактивной мощности, резервирования в послеаварийном режиме потребителей I и II категорий по шинам на 0,4; 0,66 кВ ТП или перемычки на 0,4; 0,66 кВ между соседними под­станциями с пропускной способностью 15...20 % от Sp, а также с учетом перегрузочной способности трансформаторов в послеаварийном режиме.

Трансформаторы цеховых ТП с ударной резко переменной на­грузкой выбираются по максимальной расчетной нагрузке на ос­новании специальных расчетов.

Порядок выбора цеховых трансформаторов следующий

• определяется Sp или Рр любым способом, изложенным ранее, с учетом компенсации реактивной мощности на стороне низкого напряжения;
• намечаются стандартные мощности трансформаторов для дан­ной ТП (в основном в диапазоне 400... 1600 кВ*А) и их число в зависимости от общей мощности нагрузки, категории электро­приемников и удельной плотности нагрузки;
• для двух трансформаторных и резервированных одно-трансформаторных подстанций проверяется коэффициент загрузки транс­форматоров и ЛЭП в нормальном и послеаварийном режимах.

В послеаварийном режиме для трансформаторов допускаются перегрузки в зависимости от охлаждения и эквивалентной температуры окружающего воздуха, а также от продолжительности работы с перегрузкой в течение суток. Эти перегрузки определяются по паспорту, а более точно — по суточным графикам нагрузки за характерные сутки (зимние и летние). При проверке загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме следует иметь в виду, что на период ликвидации аварии разрешается отключать часть потребителей III категории.

Число трансформаторов N_ТР связано с расчетной нагрузкой Sp и их номинальной мощностью следующим образом:

где— коэффициент загрузки трансформатора;— эко­номически целесообразная номинальная мощность трансформатора.

Реактивная мощность протекающая через один трансфор­матор, определяется по условию минимума потерь активной мощ­ности без участия активных сопротивлений кабельных линий с напряжением сети 10 кВ для группы изтрансформаторов (на­пример, одного цеха) с одинаковой номинальной мощностью:

где— расчетная нагрузка для объекта (цеха, производства, предприятия);— мощность компенсирующих устройств (бата­рея конденсаторов, синхронных электродвигателей).

В этом случае можно определить число трансформаторов N, необходимое для каждого подразделения (цеха) предприятия:

где— активная (силовая до 1 кВ и осветительная) расчетная нагрузка цеха.

При проверке. Ориентируясь на взаимное располо­жение нагрузок на генплане и значения N, необходимо подобрать нагрузки, для которыхдает целое число трансформаторов (причем в первую очередь для потребителей I категории). В прак­тике проектирования и эксплуатации выбор трансформаторов ЗУР чаще производится под естественный коэффициент мощности. Это объясняется меньшей надежностью компенсирующих устройств по сравнению с трансформаторами, а также требованиями по от­ключению компенсирующих устройств по режимным условиям энергосистемы.

Преобразовательные подстанции предназначены для преобра­зования переменного тока промышленной частоты в постоянный или трехфазный (однофазный) повышенной или пониженной частоты.

Рис. 1.12. Принципиальная схема выпрямительного агрегата ВАК-2500/450: ТТ — трансформатор тока; КЗ — короткозамыкатель; ИТТ — измерительный трансформатор тока; П — предохранитель

Для преобразования переменного тока в постоянный приме­няются следующие преобразователи, постепенно сменявшие друг друга по мере развития электротехники: машинные, ртутные и полупроводниковые. В настоящее время электромашинным пре­образователям отводится область обеспечения питанием специ­альных электроприемников, для которых требуется высокое каче­ство выпрямленного напряжения, остальные электроприемники, как правило, получают питание от полупроводниковых выпрями­тельных установок. В качестве примера на рис. 1.12 приведена прин­ципиальная схема выпрямительного агрегата.

Наиболее распространенными являются выпрямительные агре­гаты на полупроводниках (в основном кремниевых), которые от­личают следующие достоинства:

• высокий КПД (98...99%);
• возможность питания преобразовательных установок практи­чески любым, имеющимся на предприятии напряжением в диа­пазоне 6...35 кВ;
• малые габаритные размеры и масса;
• высокая надежность, долговечность и постоянная готовность к работе;
• устойчивая внешняя характеристика преобразователя;
• отсутствие вредных воздействий на окружающую среду (по срав­нению с ртутными выпрямителями).

В то же время указанные установки имеют и ряд недостатков:

• зависимость напряжения выпрямленного тока от напряжения переменного тока питающей сети;
• чувствительность вентилей к перегрузкам по току и напряже­нию;
• генерацию высших гармоник напряжения и тока в питающую сеть.

Несмотря на указанные недостатки, полупроводниковые вы­прямители в настоящее время вытеснили практически все другие виды источников постоянного тока для питания электроприем­ников (кроме специальных установок).

Глава 2 КОНСТРУКТИВНЫЕ СХЕМЫ 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.

Рис. 2.1. Конструктивная схема мас­ляного трансформатора:

1-выхлопная труба; 2-газовое реле; 3-ввод НН; 4-ввод ВН; 5-обмот­ки высшего и низшего напряжений; 6-радиаторы системы охлаждения; 7-магнитопровод; 8-кран для слива мас­ла; 9-тележка с катками; 10-бак; 11-устройство регулирования под на­ грузкой (РПН); 12-термосифонный фильтр; 13-воздухоосушитель; 14-указатель уровня масла; 15-расши­ритель;  16-соединительная трубка

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 масляного трансформатора пред­ставлено на рис. 2.1.

В магнитной системе транс­форматора проходит магнитный поток. 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 ориентацией зерен, допускающая индукцию до 1,7 Тл. Применение такой стали позволяет значительно уменьшить сечение магнитопровода за счет большой допустимой магнитной индукции, а также диаметр витков обмотки, массу и габа­ритные размеры трансформаторов. Для листов трансформаторной ста­ли широко применяется изоляция 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, б). Такая обмотка применяется для специальных элект­ропечных трансформаторов и для сухих трансформаторов, так как обеспечивает лучшее охлаждение обмоток.

Изоляция трансформатора очень важна, т. е. 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.

Рис. 2.2. Обмотки трансформатора:

а-концентрические; б-чередующиеся

Рис. 2.3. Воздухоосушитель:

1-стенка бака; 2-труба для при­соединения воздухоосушителя; 3-соединительная гайка; 4-смотро­вое окно патрона с индикаторным силикагелем; 5-масляный затвор; 6-указатель уровня масла в затворе

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 охлаждающие устройства -радиаторы.

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

Расширитель трансформатора представляет собой цилиндриче­ский сосуд, соединенный с баком трубопроводом и служащий для уменьшения площади соприкос­новения масла с воздухом. Объем расширителя составляет 9...10Й: объема масла в трансформаторе и системе охлаждения. Бак трансфор­матора полностью залит маслом, изменение объема которого при нагреве и охлаждении приводит к колебанию уровня масла в расши­рителе, при этом воздух вытесня­ется из расширителя или всасы­вается в него. Масло очень гигрос­копично, и если расширитель не­посредственно связан с атмосфе­рой, то влага из воздуха поступает в масло, резко снижая его изоляционные свойства.

Рис. 2.4. Схемы конструктивного выполнения азотной защиты масла в трансформаторах:

а-система с переменным давлением азота над поверхностью масла; б-систе­ма с нормальным атмосферным давлением азота и эластичным резервуаром; 1-бак трансформатора; 2-эластичный резервуар; 3-козлы для подвешивания резервуара

Для предот­вращения этого расширитель связан с окружающей средой через силикагелевый воздухоосушителъ (рис. 2.3). Силикагель поглощает влагу из всасываемого воздуха. Силикагелевый фильтр полностью не осушает воздух, поэтому постепенно влажность воздуха в рас­ширителе повышается. Для предотвращения этого применяют гер­метичные баки с газовой подушкой из инертного газа или сво­бодное пространство в расширителе заполняют инертным газом (азотом), поступающим из специальных эластичных емкостей (рис. 2.4). Возможно также применение специальной пленки-мем­браны в расширителе на границе масло —воздух.

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 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.

Рис. 2.5. Передвижной адсорбер для регенерации масла:

1-кран для выпуска воздуха; 2-вы­ход масла; 3-фильтрующее устрой­ство; 4-цапфы для поворота корпуса; 5-корпус адсорбера; 6-зернистый адсорбент; 7-перфорированное дно с сеткой; 8-вход масла

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 ⁰С. 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 заполняется силикагелем или другим веществом, поглоща­ющим продукты окисления мас­ла. При циркуляции за счет раз­ности плотностей горячего и хо­лодного масла' происходит непрерывная его регенерация. Адсор­бентом может служить как силикагель, так и активный оксид 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 инди­кации насыщения силикагеля в него добавляют хлористый ко­бальт (около 3%). Примесь хлористого кобальта придает составу

Рис. 2.6. Схема установки для регенерации масла в трансформаторе, находящемся в работе:

1-трансформатор; 2-подогреватель; 3-адсорбер; 4-фильтр-пресс

голубую окраску. Появление розовой окраски является признаком насыщения состава водой. Количество адсорбента, засыпаемого в термосифонный фильтр трансформатора, составляет около 1 % залитого в него масла.

Для очистки масла в работающем трансформаторе, находящемся под напряжением, часто используются передвижные адсорберы (рис. 2.5 и 2.6). Расход масла в них составляет 250... 400 л/ч.

Для предупреждения окисления масла кроме фильтров и азот­ной защиты применяются антиокислительные присадки, спо­собствующие поддержанию качества масла длительное время и защищающие другие изоляционные материалы трансформатора. Одной из лучших присадок является 2,6-дитретичный бутил паракрезол, имеющий название ДБПК. Антиокислительной при­садкой может также служить пирамидон (технический) в коли­честве 3 % от массы масла.

Срок службы масла с антиокислительными присадками увели­чивается в 2 — 3 раза, стоимость их относительно небольшая, уход намного проще, чем за другими видами защиты масла. Добавку присадок производят раз в 4...5 лет.

2.2. Трех обмоточные трансформаторы

Трех обмоточные трансформаторы применяют в основном в качестве понижающих трансформаторов мощностью до 100 MB*А с высшим напряжением до 220 кВ. Мощности обмоток высшего, среднего и низшего напряжений составляют соответственно 100/100/100, 100/100/67 и 100/67/100% от номинальной мощно­сти трансформатора. Сумма нагрузок обмоток среднего и низшего напряжений не должна пре­вышать номинальной мощно­сти трансформатора.

Рис. 2.7. Размещение обмоток (а) и схема замещения (б) трехфазного трансформатора   с   расщепленной обмоткой низшего напряжения

Обмотки трех обмоточных трансформаторов размещают на стержнях концентрически в следующем порядке: обмотку высшего напряжения — сна­ружи; обмотку низшего напря­жения — внутри, у стержня; обмотку среднего напряже­ния — между обмотками выс­шего и низшего напряжений. При таком расположении на­пряжение КЗ между обмотками высшего и среднего напряжений имеет минимальное значение, что позволяет передать большую часть мощности в сеть среднего напряжения с минимальными по­терями. Напряжение КЗ между обмотками высшего и низшего на­пряжений относительно велико, что способствует ограничению тока КЗ в сети низшего напряжения.

Разновидностью трех обмоточного трансформатора является трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения. В таком трансформаторе (рис. 2.7, а) обмотка низше­го напряжения каждой фазы выполняется из двух частей (ветвей), расположенных симметрично по отношению к обмотке высшего напряжения. Номинальные напряжения ветвей обмотки одинако­вы. Мощность каждой обмотки низшего напряжения составляет часть номинальной мощности трансформатора (при двух ветвях — 1/2, при трех ветвях — 1/3). В трехфазных трансформаторах обе части расщепленной обмотки размещены на общем стержне соот­ветствующей фазы одна над другой, а в однофазных трансформа­торах части обмотки размещены на разных стержнях. Каждая ветвь расщепленной обмотки имеет самостоятельные выводы. Допуска­ется любое распределение нагрузки между ветвями расщепленной обмотки, например при двух ветвях одна ветвь может быть полно­стью нагружена, а вторая отключена, или обе ветви нагружены полностью.

Достоинством трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего напряжения является большое сопротивление корот­кого замыкания между ветвями, что дает возможность ограни­чить ток КЗ на стороне низшего напряжения, например на под­станциях.

Одной из характеристик трансформатора с расщепленной об­моткой является коэффициент расщепления , который для слу­чая двух ветвей равен отношению сопротивления короткого замы­кания между ветвями расщепленной обмотки Z_2-3 к сопротивлению короткого замыкания между обмоткой высшего напряжения и параллельно соединенными ветвями расщепленной обмотки:

Для однофазных трансформаторов коэффициент расщепления , а для трехфазных трансформаторов . Сопротивле­ния лучей в схеме замещения трансформатора с обмоткой низше­го напряжения, расщепленной на две ветви (рис. 2.7, б), могут быть определены из следующих выражений:

после подстановки в которые соответствующих значений k_p по­лучим:

для однофазных трансформаторов

для трехфазных трансформаторов

Автотрансформатор представляет собой многообмоточный трансформатор, у которого две обмотки связаны электрически. В энергосистемах применение получили трех обмоточные автотран­сформаторы — трехфазные и группы из однофазных. Их широко используют по соображениям экономического порядка вместо обычных трансформаторов для соединения эффективно заземленных сетей с напряжени­ем 110 кВ и выше при отношении номиналь­ных напряжений, не превышающем 4.

На рис. 2.8 представлена принципиальная схема двух обмоточного автотрансформатора.

Рис. 2.8. Принципи­альная схема двух обмоточного автотранс­форматора

Обмотка А—А m называется последователь­ной, а обмотка А m — X— общей. Вывод А явля­ется выводом высшего напряжения, вывод А m — выводом среднего напряжения. Обмот­ки трехфазных автотрансформаторов (или групп из трех однофазных автотрансформа­торов) соединяют в звезду с заземленной нейтралью X.

Обозначим общее число витков в обеих обмотках автотрансформатора череза

число витков в общей обмотке через . Тогда число витков в последовательной обмотке будет . Отношение представляет собой коэффициент трансформации автотрансфор­матора.

Последовательную и общую обмотки рассматривают как пер­вичную и вторичную обмотки трансформатора. В отличие от трансформатора, где вся мощность с первичной стороны передается на вторичную сторону магнитным полем, в автотрансформаторе часть мощности передается непосредствен­но — без трансформации — через контактную связь между после­довательной и общей обмотками. Полную мощность, передавае­мую с первичной стороны автотрансформатора на вторичную, на­зывают проходной, а мощность, передаваемую магнитным по­лем, — трансформаторной.

Проходная мощность для схемы, показанной на рис.2.8,

Сумма трансформаторной и электрической мощностей равна проходной мощности автотрансформатора:

Отношение трансформаторной мощности к проходной, назы­вается коэффициентом типовой мощности автотрансформатора:

Под номинальной мощностью автотрансформатора понимают его проходную мощность при номинальных условиях. Соответствующую номинальной мощности трансформаторную (электромагнитную) мощность называют типовой мощностью. Размеры и мас­са автотрансформатора определяются не проходной, а трансфор­маторной мощностью. Чем ближе к единице отношение , тем меньше трансформаторная мощность при заданной проход­ной мощности. Следовательно, замена трансформатора соответ­ствующим автотрансформатором становится все выгоднее.

Преимущества автотрансформаторов перед трансформаторами той же проходной мощности заключаются в следующем:

• для изготовления автотрансформатора требуется меньше меди, стали и изоляционных материалов, поэтому стоимость автотранс­форматора меньше;
• потери мощности в автотрансформаторе меньше, а его КПД выше;
• габаритные размеры автотрансформатора меньше, что позво­ляет строить их большей проходной мощности и облегчает транс­портировку.

Перечисленные преимущества автотрансформаторов тем заметнее, чем меньше разность высшего и среднего напряжений.

Все сказанное ранее относится к двух обмоточным автотрансформаторам.

2.3. 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.

Приведем краткое описание систем охлаждения трансформа­торов. Естественное воздушное охлаждение трансформаторов осуществ­ляется посредством 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 герметичном исполнении СГ, с принудительной циркуляцией воздуха (дутьем) — 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 для класса А, 75 °С — для класса Е, 80 °С — для класса В, 100 °С — для класса F, 125 °С — для класса Н. Данная система охлаждения малоэффективна, поэтому применяется для трансформаторов мощностью до 1600 Кв*Апри напряжении до 15 кВ.

Естественное масляное охлаждение (М) выполняется для транс­форматоров мощностью до 16000 кВ*А. В таких трансформаторах тепло, выделенное в обмотках и магнитопроводе, передается мас­лу, циркулирующему по баку и радиаторам, а затем — окружаю­щему воздуху. При номинальной нагрузке трансформатора в соот­ветствии с Правилами технической эксплуатации (ПТЭ) темпера­тура масла в верхних, наиболее нагретых слоях не должна превы­шать +95°С.

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. 2.9) поме­чают 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 % от номинальной, а температура верх­них слоев масла не более 55 °С, а так­же независимо от нагрузки при отри­цательных температурах окружающего воздуха и температуре масла не выше 45 °С (ПТЭ). Максимально допустимая температура масла в верхних слоях при работе трансформатора с номинальной нагрузкой 95°С.

Рис. 2.9. Принципиальная схе­ма охладителя системы Д: 1-бак трансформатора; 2-радиаторы охладителя; 3-вен­тилятор обдува

Форсированный обдув радиаторных труб улучшает условия охлаждения масла, а следовательно, обмоток и магнитопровода трансформатора, что позволяет изготовлять такие трансфор­маторы мощностью до 80 000 кВ*А.

Масляное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители (ДЦ) применяется 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. 2.10).

Благодаря высокой скорости циркуляции масла, большой по­верхности охлаждения и интенсивному дутью охладители облада­ют большой теплоотдачей и компактностью. Такая система охлаж­дения позволяет значительно уменьшить габаритные размеры 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) принципиально устроено так же, как охлаждение ДЦ, но в от­личие от последнего охладители в этой системе состоят из трубок, по которым циркулирует вода, а меж­ду трубками движется масло.

Рис. 2.10. Принципиальная схе­ма охладителя системы ДЦ:

1-бак трансформатора; 2-мас­ляный электронасос; 3-адсорб­ционный фильтр; 4-охладитель; 5-вентилятор обдува

Температура масла на входе в маслоохладитель не должна превы­шать 70 °С. Чтобы предотвратить попадание воды в масляную систему транс­форматора, давление масла в мас­лоохладителях в этом случае должно превышать давление циркулирующей в них воды не менее чем на 0,02 МПа (2 Н/см²). Эта система охлаждения эффектив­на но имеет довольно сложное конструктивное исполнение и поэтому применяется для мощных трансформаторов (160 MB • А и более).

Условное обозначение трансформаторов различного типа (автотрансформаторов)

На рис. 2.11... 2.17 представлены общие виды некоторых транс­форматоров разной мощности. Обозначение трансформатора состоит из букв и цифр. Буквами обозначаются: число фаз (О — однофазный, Т — трехфазный); вид охлаждения (табл. 2.1) и число обмоток, работающих на самостоя­тельные сети, если оно больше двух (трех обмоточный трансформа­тор обозначают буквой Т). Выполнение одной из обмоток с устрой­ством РПН обозначают дополнительно буквой Н. При обозначе­нии автотрансформатора добавляют букву А перед буквами обозначения трансформатора.

Таблица 2.1 Условные обозначения видов охлаждения трансформаторов

Рис. 2.11. Сухой силовой трансформатор

Исполнение трансформатора с естествен­ным масляным охлаждением и защитой при помощи азотной по­душки, без расширителя, обозначают дополнительной буквой 3 пос­ле обозначения вида охлаждения (например, ТМЗ), трансфор­матор с расщепленной обмоткой НН — дополнительной буквой Р после обозначения числа фаз (например, ТРДН); трансфор­маторы для собственных нужд электростанций — дополнитель­ной буквой С (например, ТРДНС).

Рис. 2.12. Общий вид трансформаторов ТМ-5600/10 и ТМ-5600/35

Рис. 2.13. Общий вид трансформатора с регулированием напряжения под на­грузкой ТДН-10000/35 (я) и эскиз крышек трансформаторов ТДН-1500/35, ТДН-2000/35 (б); общий вид трансформаторов от ТДНГ-10000/110 до ТДНГ-20000/110 (в) и эскиз крышки трансформатора ТДНГ-31500/110 (г):

1-термосифонный фильтр; 2-вентилятор обдува; 3-приводной механизм РПН; 4-коробка контактов

Рис. 2.14. Общий вид трансформаторов ТМ-3200/10 и ТМ-3200/35

Цифрами в обозначении трансформатора указывают номиналь­ную мощность в киловольт-амперах и через косую черту класс напряжения обмотки ВН в киловольтах. Кроме того, в обозначе­нии указывают: год выпуска рабочих чертежей трансформаторов Данной конструкцию (две последние цифры); климатическое ис­полнение и категорию размещения (ГОСТ 15150—69).

Рис. 2.15. Общий вид трансформаторов: а - от ТМ-20 до ТМ-50; б - от ТСМ-20 до ТСМ-100

Примеры условного обозначения трансформаторов различно­го типа:

• ТМ-100/10-78У1 — трехфазный двух обмоточный трансфор­матор с естественным масляным охлаждением, номинальной мощ­ностью 100 кВ*А, класс напряжения 10 кВ, конструкция 1978 г., для умеренного климата, категория размещения 1;
• ТРДНС-32000/35-80У1 — трехфазный двух обмоточный транс­форматор, с расщепленной обмоткой НН, охладителем систем Д, с устройством регулирования под нагрузкой (РПН), предназна­ченной для собственных нужд электростанций, номинальной мощностью 32 MB-А, класс напряжения 35 кВ, конструкция 1980 г., Для умеренного климата, категория размещения 1;

Рис. 2.16. Общий вид трансформаторов от ТМ-180 до ТМ-320/6-10 и от СМ-180 до ТСМ-500 (а) и эскизы крышек трансформаторов ТМ-180/35 и ТМ-320/35 (б); ТМ-560/10 и ТМ-560/35  (в) и от ТМ-750 до ТМ-1800 (г)

• ТСЗ-100/10-79УЗ — трехфазный сухой трансформатор защищенного исполнения номинальной мощностью 100 кВ*А, класс напряжения 10 кВ, конструкция 1979 г., для умеренного климата, категория размещения 3 .

Рис. 2.17. Общий вид трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой ТМН-560/35, ТМН-1000/35, ТМН-1800/35 (а) и эскизы крышек трансформаторов ТМН-3200/35 (б) и ТМН-5600/35 (в):

1-газовое реле; 2-термосигнализатор; 3-заземление; 4-переключающее устройство; 5-съемная рукоятка переключающего устройства

2.4. Регулирование напряжения трансформаторов

Для нормальной работы потребителей необходимо поддержи­вать определенный уровень напряжения на шинах подстанции В электрических сетях предусматриваются различные 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 НИ (СН) подстанций напряжение, близкое к номинальному, когда первичное напряжение отклоняется по тем или иным причинам номинального. Переключение ответвлений может происходить 0 возбуждения (ПБВ), т.е. после отключения всех обмоток от 6е3 ^ а или под нагрузкой (РПН).

Устройствами ПБВ снабжаются почти все трансформаторы небольшой мощности. Они позволяют регулировать напряжение ступенями относительно номинального на ±5 %. С помощью ручных трёхфазных и однофазных переключателей.

Устройство ПБВ не позволяет регулировать напряжение в течении суток, так как это потребовало бы частого отключения трансформатора, для переключения ответвлений, что по условиям эксплуатации недопустимо. Обычно ПБВ используется только для сезонного регулирования напряжения.

Регулирование под нагрузкой 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. 2.18, а).

Регулирование напряжения в автотрансформаторах имеет не­которую особенность. Если ответвления выполнить в нейтральной точке (рис. 2.18, б), то это позволит 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 число витков в обмот­ках ВН и СН, что приводит к резким изменениям индукции в сердечнике и колебаниям напряжения на обмотке НН.

Рис. 2.18. Схемы РПН трансформаторов:

а- включения регулировочных ступеней; б — регулирования напряжения в автотрансформаторе (показана одна фаза); ответвления в нейтрали (без реверса); в- ответвления на линейном конце обмотки СН (с реверсом); Ab — основная обмотка; bc — ступень грубой регулировки; de- ступени плавной регулировки; П — переключатель; И — избиратель

Независимое регулирование в автотрансформаторе можно осу­ществить с помощью регулировочной обмотки на линейном конце среднего напряжения (рис. 2.18, 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.

2.5. 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 — 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 (трех обмоточного трансформатора) или НН изображается часо­вой стрелкой и указывает группу в часовом обозначении.

В условном обозначении группы соединения обмоток транс­форматоров первая буква указывает соединение обмотки ВН, а буквы через косую определяют соединение обмотки НН для двух обмоточного (например, Y н/Д) или соединение обмоток СН " НН для трех обмоточного трансформатора (например, Yн/Yн/Д, где Y н — звезда с нейтралью), цифры указанные через тире харак­теризуют угол сдвига фаз линейных ЭДС в часовом обозначении (для двух обмоточного трансформатора пишут одну цифру, а для трех обмоточного — две: первая — группа соединения между об­мотками ВН и СН, вторая — между обмотками ВН и НН).

Группа обозначается на заводском щитке трансформатора. Н° если к одному из двух параллельных трансформаторов с одинаковыми группами соединений подключить фазы сети не в соответ­ствии с обозначением фаз на вводах трансформатора, то вторич­ное напряжение будет иметь различный сдвиг фаз. Циклическим перемещением фаз на вводах можно получить для одного и того же трансформатора три различные группы соединений.

Стандартные схемы и группы соединения обмоток ВН, СН и трансформаторов приведены на рис. 2.19 ... 2.27.

Рис. 2.19. Схемы и группы соединения обмоток трехфазных двух обмоточных трансформаторов

Рис. 2.20. Схемы и группа соединения обмоток однофазных двух обмоточных трансформаторов

Рис. 2.21. Схемы и группы соединения обмоток трехфазных трех обмоточных трансформаторов

Рис. 2.22. Схемы и группа соединения обмоток трехфазных трех обмоточных автотрансформаторов

Рис. 2.23. Схемы и группы соединения обмоток трехфазных двух обмоточных трансформаторов с расщепленной обмоткой НН

2.24. Схемы и группа соединения обмоток однофазных двух обмоточных трансформаторов с расщепленной обмоткой

Рис. 2.25. Схемы и группа соединения обмоток однофазных двух обмоточных автотрансформаторов

Рис. 2.26. Схема и группа соединения обмоток трехфазных двух обмоточных автотрансформаторов

Рис. 2.27. Схема и группа соединения обмоток однофазных двух обмоточных автотрансформаторов

Группы, отличные от стандартных, можно получить соедине­нием однофазных трансформаторов в трехфазные группы при из­менении начал и концов обмоток.

2.6. 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 стандартных допусков);
• равенство напряжений КЗ (в пределах стандартных допусков);
• тождественность групп соединения обмоток.

Параллельно могут работать трансформаторы в следующих со­четаниях:

• только двух обмоточные;
• только трех обмоточные на всех трех обмотках;
• двух обмоточные с трех обмоточными, 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

где— разность вторичных напряжений первого и второго трансформаторов;и— полные сопротивления КЗ первого и второго трансформаторов. Полное сопротивление КЗ трансформатора определяют по формуле

где—напряжение КЗ.

Пример. Два трансформатора с разными значениями вторичных Напряжений включают на параллельную работу. Трансформаторы Имеют следующие технические данныеMB*A;кВ;кВ; 8,5 %; группа соединения обмоток Y/Д — 11. Определить уравнительный ток после включения трансформаторов на параллельную работу.

Решение. Найдем номинальные токи трансформаторов:

Полные сопротивления КЗ трансформаторов определим по формуле (2.2):

Разность вторичных напряжений. Уравнительный ток найдем по формуле (2.1):

Уравнительные токи, загружая обмотки трансформаторов, уве­личивают потери энергии и снижают суммарную мощность под­станции, поэтому прохождение их нежелательно. У трансформато­ров, включаемых на параллельную работу, коэффициенты транс­формации не должны отличаться более чем на ±0,5%.

Различие в значениях напряжений КЗ трансформаторов обус­ловливает распределение между ними общей нагрузки пропорци­онально их номинальным мощностям и обратно пропорциональ­но напряжениям КЗ:

где S — общая нагрузка;и— реальные нагрузки трансфор­маторов;и— номинальные мощности трансформато­ров;и— напряжения КЗ трансформаторов;— экви­валентное напряжение КЗ параллельно включенных трансформа­торов.

Из формулы (2.3) следует, что большую нагрузку принимает на себя трансформатор с меньшим значением напряжения КЗ.

Пример. На параллельную работу включают два трансформато­ра с S _ном2 = S _ном1  = 40 МВ*А; ;. Суммарная нагрузка потребителей S 80 MB*А. Определить распределения нагрузки между трансформаторами.

Решение. Найдем эквивалентное напряжение КЗ:

Определим нагрузки трансформаторов:

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 тем, что при изготовлении трансформаторов возможно отступле­ние в размерах обмоток, влияющих на (в пределах производ­ственных допусков).

Не рекомендуется включение на параллельную работу транс­форматоров с отношением номинальных мощностей более трех. Объясняется это тем, что даже при небольших эксплуатационных перегрузках трансформатор меньшей мощности может оказаться сильно перегруженным в процентном отношении, особенно в том случае, если у него меньше U_кз1.

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

Уравнительный ток во вторичной обмотке определяется по фор­муле

где-угол сдвига векторов вторичных напряжений трансфор­маторов;и— номинальные токи первого и второго трансформаторов.

Пример. Определить уравнительный ток, предположив, что на параллельную работу были ошибочно включены два трансформатора, имеющих одинаковые технические данные (;), при наличии сдвига векторов линейных Напряжений в их вторичных обмотках (например, при группах соединений Y /Д-11 и Y /Д-1).

Решение. В этом случае уравнительный ток во вторичной обмотке

Если предположить, что, то уравнительный ток достигнет почти семикратного номинального значения, т.е. па­раллельная работа трансформаторов с разными группами соеди­нений обмоток невозможна.

2.7. 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, умножая на экономический коэффициент Кэ, который пока­зывает потери активной мощности в киловаттах, связанные с про­изводством и распределением 1 квар реактивной мощности. В рас­пределительных сетях промышленных предприятий на 6; 10 кВ эко­номический коэффициент принимается равным 0,12.

Учитывая сказанное, на подстанциях промышленных предпри­ятий число одновременно включенных трансформаторов одина­ковых конструкции и мощности определяется следующими нера­венствами:

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

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

где - полная нагрузка подстанции, кВ*А;-номи­нальная мощность одного трансформатора, кВ*А; n - число параллельно включенных трансформаторов;-активные потери холостого хода, кВт;— активные потери КЗ, кВт; -реактивные потери холостого хода, квар;— реактивные потери КЗ, квар.

Реактивные потери холостого хода вычисляются по формуле

Реактивные потери КЗ вычисляются по формуле

Если установленные трансформаторы не однотипны или раз­личны по мощности, то для выбора экономического режима их работы пользуются кривыми приведенных потерь. На рис. 2.28 по­казаны кривые приведенных потерь двух параллельно установлен­ных на подстанции трансформаторов Tpl и Тр2, причем номи­нальная мощность второго больше номинальной мощности пер­вого. Кривые приведенных потерь каждого трансформатора стро­ятся на основании уравнения

где— приведенные потери, кВт;— действительная нагрузка на подстанции, кВ*А; S_ном - 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:

Из рис. 2.28 видно, что в целях Уменьшения потерь при увеличе­нии нагрузки в точке А выгодно включить в работу Тр2 вместо Тр 1, 1 в точке В следует включить в Работу оба трансформатора Tpl ИТР2.

Рис. 2.28. Кривые приведенных потерь трансформаторов

2.8. 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 для электроснабжения обще­ственных зданий, сооружений, транспорта.

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

В Приложении 7 приведены данные сухих трансформаторов общего назначения мощностью от 10 до 160 кВ*А на напряжения до 660 В.

В Приложении 8 приведены данные сухих пожаробезопасных трехфазных силовых трансформаторов с напряжением от 6 до 15,75 кВ, мощностью от 160 до 1600 кВ*А. Трансформаторы об щего назначения в пределах класса напряжения 10 кВ могут иметь ВН 6,0; 6,3; 10,0 и 10,5 кВ (кроме трансформаторов мощностью 250, 1000 и 1600 кВ*А с ВН 13,8 и 15,75 кВ), а низшее напряже­ние НН 0,4 кВ. Трансформаторы для собственных нужд электро­станций имеют ВН 6,0; 6,3; 10,0 и 10,5 кВ и НН 0,4 кВ.

Обмотки отечественных трансформаторов типа ТСЗ выполня­ются из алюминиевого провода, а серии ТСЗС — из медного про­вода с изоляцией класса В по нагревостойкости (ГОСТ 8865—70) Все трансформаторы имеют ПБВ ±2*2,5%, осуществляемое пу­тем перестановки контактных пластин на панелях зажимов, рас­положенных внутри кожуха. Каждый трансформатор имеет защит­ный кожух, предохраняющий его активную часть от попадания посторонних предметов, но обеспечивающий доступ охлаждающего воздуха.

После прекращения выпуска и вывода из эксплуатации транс­форматоров, изоляцией в которых служила негорючая токсич­ная и канцерогенная жидкость совтол (зарубежные жидкие ана­логи: аскарель, клюфен, пиранол, делор и др.), отрицательно воздействующая на окружающую среду, вопрос производства сухих трансформаторов высокого класса нагревостойкости стал первостепенным.

Один из путей удовлетворения спроса на пожаробезопасные и экологически чистые трансформаторы — выпуск сухих трансфор­маторов с изоляцией из синтетических арамидных материалов.

В настоящее время в качестве изоляции широко применяется «номекс» (фирма «Дюпон», США) материал, представляющий со­бой ароматический полиамид, известный под названием арамид.

В России в последние годы получили распространение сухие трансформаторы «Trihal» (фирма «Шнейдер Электрик», Франция) с литой изоляцией. Это изоляция класса F. Она заливается в ваку-yjvte, состоит из эпоксидной смолы на основе бифенола с вязкос­тью, обеспечивающей хорошее качество пропитки обмоток; ан­гидридного отвердителя; активного порошкового наполнителя из кремнезема (двуокиси кремния) и тригидрата алюминия, кото­рые тщательно смешиваются со смолой и отвердителем (кремне­зем усиливает механическую прочность литой изоляции и улуч­шает теплоотдачу). Обмотка низкого напряжения такого транс­форматора изготавливается из алюминиевой (или медной) лен­ты, а обмотка высокого напряжения выполняется из изолирован­ного алюминиевого (или медного) провода.

В приложении 9 представлены основные данные трансформа­торов «Trihal», которые могут быть двух исполнений: без защит­ного кожуха и в металлическом кожухе (рис. 2.29 и 2.30), а в табл. 2.2 и 2.3 приведены их габаритные размеры.

Эти трансформаторы сертифицированы в России.

Кроме сухих пожаробезопасных трансформаторов в ряде стран широко применяются трансформаторы, диэлектриком в которых служат экологически нейтральные негорючие синтетические и кремнийорганические жидкости (КОЖ) собственного производ­ства. Например, жидкость «Формел НФ» (Великобритания), обладающая полной невозгораемостью и допустимым уровнем ток­сичности.

Рис. 2.29. Трансформаторы «Trihal» без защитного кожуха (IPOO) на 6; 10 кВ/400 В

Таблица  2.2 Габаритные размеры трансформаторов «Tribal» различной мощности без защитного кожуха

Трансформаторы, заполненные КОЖ, дороже масляных, но дешевле сухих. В настоящее время в ПО «Кремнийполимер» (Украина) осво­ено производство КОЖ марки ПСМ-100 (ГОСТ 13032—77).

В России ОАО «Уралэлектротяжмаш» выпускает силовые транс­форматоры, заполняемые негорючим экологически чистым ди­электриком «Midel 7131». Эта электроизоляционная охлаждающая жидкость прошла сертификацию в Минздраве России и рекомен­дована для электротехнической промышленности.

Рис. 2.30. Трансформаторы «Trihal» в металлическом кожухе (IP31) на 6; 10 кВ/400 В

Таблица  2.3 Габаритные размеры трансформаторов «Trihal» различной мощности в металлическом кожухе

Для жидкости «Midel 7131» характерны следующие основные свойства:

• биологическая расщепляемость, низкая токсичность, беспроб­лемная утилизация;
• низкий коэффициент термического расширения;
• небольшая зависимость диэлектрических свойств от влажности;
• высокая температура воспламенения;
• отсутствие токсичных газов при горении.

Трансформаторы с заполнением жидкостью «Midel 7131» ши­роко используются для замены трансформаторов с заполнением аскарелями (совтолом и др.) и применяются там, где требуется высокая пожаробезопасность — в жилых и служебных, и некото­рых производственных помещениях (см. приложение 10).

Основные характеристики жидкости «Midel 7131»

Пробивное напряжение, кВ    55

Влагосодержание, мг/кг     80

Тангенс угла диэлектрических потерь при90°С            0,03

Плотность при 20 °С, кг/дм³   0,98

Кинематическая вязкость, мм²/с:

при 100 °С   6

при 40 °С    33

при-20 °С   1700

Кислотное число, КОН на 1 г жидкости, мг    0,02

Общее содержание кислот на 1 г, мг   0,2

Содержание мути, %     0,001

Температура вспышки, °С    257

Температура воспламенения, °С    310

Температура застывания, °С    -48

Коэффициент теплового расширения,10-4/°С    7,5

Способности к кристаллизации  - не кристаллизуется

Класс опасности для воды    0

2.9. Совтоловые трансформаторы и их утилизация

В электроэнергетике промышленных предприятий для повыше­ния пожарной безопасности трансформаторных подстанций ранее использовались и продолжают эксплуатироваться в довольно боль­шом количестве до настоящего времени трансформаторы с негорю­чим жидким диэлектриком (наполнителем) совтолом (полихлорби-финилом — ПХБ). Достоинством совтола являются не горючесть и хорошие диэлектрические свойства, сохраняющиеся в течение всего срока работы электрооборудования. Применение совтола взамен тра­диционно используемого трансформаторного масла позволило в свое время значительно уменьшить стоимость строительной части элект­ротехнических помещений, повысить пожарную безопасность объек­тов и снизить затраты на эксплуатацию электрооборудования.

Электрооборудование с совтоловым заполнением снято с про­изводства в 1985 г. и запрещено к применению ввиду высокой ток­сичности для человека и окружающей среды и больших трудно­стей утилизации совтола.

Совтол представляет собой пожаро- и взрывобезопасную элек­троизоляционную жидкость, обладающую токсическими свойства­ми. Длительное вдыхание его паров может вызвать хроническое отравление организма человека. По внешнему виду это прозрач­ная, бесцветная или желтоватая жидкость, не содержащая воды и механических примесей и имеющая следующие характеристики:

Плотность при 20 °С, г/см   31,56

Тангенс угла диэлектрических потерь

при 90 "С, %, не более   12

Электрическая прочность при 65 °С, кВ, не менее    30

Кислотное число КОН на 1 г совтола, мг, не более    0,01

Вязкость кинематическая, сСт, не более:

при 65 "С                                                                             14

при 90 °С                                                                              6

Удельная теплоемкость при 20 °С, Дж/(кг*К)                 1,6

Теплопроводность при 20 °С, Вт/(м*К)                         0,14*10^-8

Коэффициент теплового расширения, 1/°С                    0,0006

В табл. 2.2 приведены основные технические данные совтоловых трансформаторов, которые выпускались Чирчикским транс­форматорным заводом типа ТНЗ для установки в помещениях.

В России в настоящее время отсутствуют предприятия, занима­ющиеся ремонтом трансформаторов и другого электрооборудова­ния с совтоловым заполнением, и при обнаружении во время экс­плуатации каких-либо дефектов в обмотке или корпусе бака дан­ное оборудование выводится из работы и подлежит утилизации.

Таблица 2.4 Основные технические данные трехфазных двух обмоточных совтоловых трансформаторов

Рис. 2.31. Схема высокотемпературной установки ВС-ТВ для утилизации совтола:

A - камера высокотемпературного горения; Ml — сжигаемые газы в камере дожигания; М2 — впрыскиваемый нейтрализующий раствор NaOH; МЗ — то­почный газ; М4 — отработанный раствор NaOH; 1 — керосин; 2— кислород; 3 — овтол; 4— воздух; 5— нейтрализующая жидкость (раствор NaOH); 6— нейтра-'изатор; 7 — камера окончательной очистки газов; 8 — точка отбора отработан-Юго расвора NaOH; 9 — пробоотборник; 10— блок измерения содержания О2 (избыток), СО, NOX, SO2; 11 — автоматизированный газовый анализатор; 12 — Измеритель температуры топочного газа; 13 — вытяжная труба; 14 — расходомер; - холодильник;  16 — сборник конденсата; 17 — фильтр и стационарный объемный вытяжной вентилятор 18 — система отбора проб газов для определе­ния содержания диоксинов и ПХБ

ЦНИИМаш разработана схема утилизации (сжигания) совтола на высокотемпературной установке ВС-ТВ. Согласно технологиче­ской инструкции после слива совтола из трансформатора обмотки, магнитопровод (активное железо) и внутренности корпуса транс­форматора должны промываться растворителем, который при этом загрязняется и также подлежит утилизации (сжиганию). Только после промывки обмотки и внутренних частей корпуса можно разбирать и сдавать на утилизацию черный и цветной металлический лом.

На рис. 2.31 представлена схема высокотемпературной уста­новки ВС-ТВ для утилизации совтола. В процессе сжигания проводится непрерывный контроль темпера­туры газов и содержания СО, NO, NO2, SO2, O2 в отходящих газах.

Результаты работы данной высокотемпературной установки подтверждают, что совтол сгорает в ней на 99,99 %.

2.10. Трансформаторы малой мощности

К трансформаторам малой мощности относят однофазные транс­форматоры выходной мощностью 4 кВ*А и ниже, трехфазные транс­форматоры мощностью 5 кВ*А и ниже. Эти трансформаторы при­меняются в устройствах радиотехники, электроники, автоматики, связи, промышленного электропривода для понижения напряже­ния в рабочих цепях с целью обеспечения их безопасной работы, а также для питания бытовых электроприборов и т. д. Номенклатура этих трансформаторов чрезвычайно многообразна.

В табл. 2.5... 2.8 приведены характеристики и параметры широко применяемых трансформаторов малой мощности, поставляемых

Таблица 2.5 Параметры трансформаторов, предназначенных для питания цепей управления, сигнализации и местного освещения (см. рис. 2.32, а)

Таблица 2.6 Параметры трансформаторов, предназначенных для питания выпрямителей цепей управления (см. рис. 2.32, б)

Таблица 2.7 Параметры трансформаторов, предназначенных для питания цепей местного освещения или цепей управления (см. рис. 2.32, б)

Таблица 2.8 Параметры трансформаторов, предназначенных для работы в цепях динамического торможения (см. рис. 2.32, в)

Рис. 2.32. Схемы соединения обмоток трансформаторов типа ОСМ:

а — для питания цепей управления, сигнализации и местного освещения; б — для питания выпрямителей цепей управления; в — для работы в цепях динами­ческого торможения

по заказам и предназначенных для питания цепей управления элек­троприводов и других потребителей электроэнергии, ламп мест­ного освещения, низковольтных цепей сигнализации и вы­прямителей, собранных по двухполупериодной схеме (рис. 2.32).

Эти трансформаторы изготавливаются в соответствии с ГОСТ 16710—76 и имеют типовое обозначение ОСМ — однофазные, сухие, многоцелевого назначения. Их климатическое исполнение согласно ГОСТ 15150—69 обозначается: для умеренного клима­та — УЗ (температура окружающей среды от -45 до +40 °С), тропикостойкие — ТЗ (от -10 до +45 °С) и холодостойкие — ХЛЗ (от -60 до +40 °С). Конструкция, электрические параметры, габаритные и установочные размеры для трансформаторов всех трех исполне­ний одинаковы. Допустимое превышение напряжения для пита­ющей сети не более 10 %, для тока нагрузки — не более 5 % при сохранении мощности не выше номинальной. Допустима также

Таблица 2.9 Параметры трансформаторов типа ОСМ

Примечание. Допуск для тока холостого хода +30%, для напряжения короткого замыкания +10%.

Таблица 2.10 Габаритные размеры, мм, и масса трансформаторов типа ОСМ (см. рис. 2.33)

вибрация мест крепления транс­форматоров с частотой до 60 Гц и ускорением не более 10 м/с².

Номинальные первичные на­пряжения трансформаторов типа ОСМ — 220, 380 и 660 В, вторич­ные — в соответствии с табл. 2.5... 2.8. Возможно сочетание любого из указанных первичных напряжений с любым (любыми при двух вто­ричных обмотках) из вторичных. Токи холостого хода и напряже­ния короткого замыкания опре­деляются по табл. 2.9, габаритные размеры и массы — по рис. 2.33 и табл. 2.10.

Рис. 2.33. Габаритные и установоч­ные размеры трансформаторов типа ОСМ

Глава 3 ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА

3.1. Характеристики и показатели трансформаторного масла

Трансформаторным (изоляционным) маслом заполняются баки силовых трансформаторов и реакторов, масляных выключателей, измерительные трансформаторы и вводы.

Масло в трансформаторах и реакторах используется в качестве охлаждающей среды и изоляции. На трансформаторных подстан­циях находят применение масла различных марок, выпускаемые по стандартам и техническим условиям. Масла различных марок существенно отличаются по своим диэлектрическим свойствам, поэтому каждое из них предназначается для заливки в оборудова­ние определенных классов напряжения.

Трансформаторное масло подразделяется: на свежее сырое (без присадок или стабилизированное присад­кой) в том виде, в каком оно поставляется заводом:

• регенерированное;
• чистое сухое (свежее сырое или регенерированное масло либо смесь этих масел после подсушки);
• эксплуатационное (показатели которого соответствуют нормам на масло, находящегося в эксплуатации с момента ввода в экс­плуатацию до момента слива на регенерацию);
• отработавшее (у которого после некоторого периода эксплуа­тации показатели не соответствуют нормам на эксплуатационное масло).

Основные физико-химические и диэлектрические свойства трансформаторных масел следующие.

Электрическая прочность является одной из основных характерис­тик масла, которая определяется по пробивному напряжению. Для све­жего масла пробивное напряжение должно быть не менее 30 кВ. Сни­жение пробивного напряжения свидетельствует, как правило, о за­грязнении масла водой, воздухом, волокнами и другими примесями.

Тангенс угла диэлектрических потерь (tgδ) характеризует свой­ства трансформаторного масла как диэлектрика. Диэлектрические потери характеризуют его качество и степень очистки свежего масла, а в процессе эксплуатации — степень его загрязнения и старения. Ухудшение диэлектрических свойств (увеличение tgδ) приводит к снижению изоляционных характеристик трансформатора в целом.

Цвет масла у большинства масел светло-желтый. Темный цвет свежего масла характеризует отклонения в технологии его изго­товления на заводе. Цвет масла используется для ориентировоч­ной оценки его качества как в отечественной, так и в зарубежной практике.

Механические примеси - нерастворенные вещества, содержа­щиеся в масле в виде осадка или в взвешенном состоянии. Это -волокна, пыль, продукты растворения в масле компонентов, при­меняемых в конструкции трансформатора (лаков, красок и т.п.). Другие примеси появляются в масле после внутренних поврежде­ний трансформатора (электрической дуги, мест перегревов) в виде обуглившихся частиц. По мере старения в масле накапливается шлам, который, осаждаясь на изоляции, ухудшает ее диэлектри­ческие свойства.

Влагосодержание как показатель состояния масла тщательно контролируется в эксплуатации. Ухудшение этого показателя сви­детельствует о потере герметичности трансформатора или о его работе в недопустимом нагрузочном режиме (интенсивном старе­нии изоляции под воздействием значительных температур).

Температура вспышки масла характеризует степень его испаря­емости. В эксплуатации она постепенно увеличивается за счет улету­чивания легких фракций. Температура вспышки для обычных транс­форматорных товарных масел колеблется в пределах 130... 150 °С, а для арктического масла от 90 до 115 "С и зависит от упругости их насыщенных паров. В отношении пожарной безопасности большую роль играет температура самовоспламенения — это температура, при которой масло при наличии воздуха над поверхностью загорается самопроизвольно без поднесения пламени, температура самовосп­ламенения трансформаторных масел составляет 350...400°С.

Кислотное число масла — это количество едкого кали (КОН), выраженного в миллиграммах, необходимое для нейтрализации свободных кислот в 1 г масла. Этот показатель характеризует сте­пень старения масла, о чем свидетельствует появление в нем кис­лотных соединений. Кислотное число не должно превышать 0,25 мг КОН на 1 г масла.

Водо-растворимые кислоты и щелочи, содержащиеся в масле, сви­детельствуют о его низком качестве. Они могут образовываться в процессе изготовления масла при нарушении технологии производства, а также в процессе эксплуатации в результате его окис­ления. Эти кислоты вызывают коррозию металла и ускоряют старение изоляции.

Стабильность проверяется в эксплуатации при получении партий свежего масла путем проведения его искусственного ста­рения (окисления) в специальных аппаратах. Стабильность масла характеризует его долголетие, т.е. срок службы, и определяется двумя показателями — процентным содержанием осадка и кис­лотным числом.

Температура застывания проверяется для трансформаторных масел, работающих в северных районах. Это наибольшая темпера­тура, при которой масло застывает настолько, что при наклоне пробирки под углом 45° его уровень в течение 1 мин остается неизменным. Недопустимое повышение вязкости масла из-за сни­жения температуры окружающего воздуха может стать причиной повреждения подвижных элементов конструкции трансформато­ра (маслонасосов, РПН), а также ухудшает теплообмен, что при­водит к перегреву и старению изоляции (особенно витков) токоведущих частей трансформатора.

Газосодержащие масла в герметичных трансформаторах должно соответствовать нормам. Измерение суммарного газосодержания производится с помощью хроматографа. Косвенно по этому пока­зателю определяется герметичность трансформатора. Повышение содержания газа (в том числе воздуха) в масле приводит к ухуд­шению его свойств: возрастанию интенсивности окисления масла кислородом воздуха и, кроме того, некоторому снижению элек­трической прочности изоляции активной части трансформатора.

Плотность определяется для расчета массы поступившего на пред­приятие масла. Она характеризует содержание ароматических угле­водородов, т.е. восприимчивость масел к присадкам, их гигроско­пичность, сопротивляемость воздействию электрического поля и др.

Вязкость характеризует подвижность масла при температурных колебаниях в трансформаторе. Из-за ухудшения вязкости наруша­ется теплообмен в трансформаторе, ускоряется старение изоля­ции, возрастает сопротивление подвижным элементам конструк­ции трансформатора (например, устройств РПН).

Показатель преломления контроля содержания в масле нафте-ноароматических углеводородов. Основные показатели качества трансформаторного масла пред­ставлены в табл. 3.1. Отечественные масла марок Т-750, Т-1500 и ГК по качеству яв­ляются конкурентами зарубежным маслам.

Смешение трансформаторных масел. Специальные исследова­ния, проведенные отечественными научными организациями, показали, что при смешении масел различных марок в любых от­ношениях они не образуют смесей с отрицательными свойствами т.е. между их компонентами не происходит образования новых хи­мических и межмолекулярньгх связей. На практике перед смешени­ем различных масел необходимо проверять tgδ их пробной смеси,

Таблица 2. 1.  Предельно допустимые значения показателей качества трансформаторного масла

• Проба трансформаторного масла,  предназначенная для определения tgd, дополнительной обработке не  подвергается.
• ** Условия определения стабильности масла против окисления следующие: для марок Т-750 и Т-1500 — длительность 30 ч,  температура окисления   130 "С,  расход  кислорода  50  см3/мин; для  марок ТСп,  ТКп,  ТАп  - соответственно   14  ч, 120°  и  200  см3/мин;  для  марки   ГК —  соответственно   14  ч,   155 °С  и  50  см3/мин.
• *** Для трансформаторов с азотной защитой допускается после заливки не производить проверку газосодержания масла. В процессе эксплуатации проверку газосодержания допускается производить приборами, имеющимися на установке по дегазации масла, или хроматографическим методом.

чтобы убедиться, что этот показатель не превосходит нормируе­мых значений.

Не допускается смешение свежих и эксплуатационных масел в силовых трансформаторах на напряжение 110 кВ и выше, если tg5 их пробной смеси превышает tgδ одного из компонентов.

3.2. Очистка и сушка трансформаторного масла

Как правило, в новые или прошедшие капитальный ремонт трансформаторы заливается свежее или восстановленное (отвеча­ющее всем требованиям) трансформаторное масло. Масло, при­бывшее вместе с трансформатором, проверяется по первым шести показателям, приведенным в табл. 3.1. Масло, прибывшее с нефте­перегонного завода или базы централизованного хранения нефте­продуктов, проверяется по всем показателям табл. 3.1.

Масло, предназначенное к заливке в трансформаторы, при не­обходимости дополнительно очищается, обезвоживается и дега­зируется.

Очистка от примесей, находящихся в нерастворенном состоя­нии (воды, шлама, угля, волокна и т.п.) может осуществляться путем отстоя масла, центрифугирования, фильтрования и сушки. Для очистки масла от эмульгированной воды используются маслоочистительные установки серий ПСМ и СМ (табл. 3.2).

Очистка заключается в основном в удалении из масла механи­ческих примесей и шлама, при этом из него удаляется и опреде­ленное количество влаги. Очистка масла производится в два этапа. На первом этапе из масла удаляются взвешенные частицы, обна­руживаемые визуально. Для этой цели используется установка ПСМ-1-3000 или ее новая модификация ПСМ-2-4. Эти установки работают на принципе центрифугирования и называются центри­фугами или сепараторами. На втором этапе масло проходит более глубокую очистку с применением фильтр-пресса, где оно очища­ется фильтрованием. В современных маслоочистительных установ­ках фильтр-пресс (табл. 3.3) является составной частью, последо­вательно соединенной с центрифугой.

В последнее время для очистки масла от механических приме­сей используют фильтры герметичной конструкции типа ФГН-30, ФГН-60 и ФГН-120 (табл. 3.4).

Очищенное масло проверяют по методике, сущность которой заключается в определении массы механических примесей, задер­жанных мембранными лавсановыми фильтрами при фильтрации.

Передвижными установками для очистки масла от механических примесей являются рамные фильтр прессы ФП-2-3000, ФП-4-4 и ФПР-2,2-315/169 (табл. 3.5). Очевидно, что качество очистки масла от механических примесей во многом определяет­ся видом фильтрационного материала (табл. 3.6).

Таблица 3.2 Характеристики некоторых маслоочистительных установок

Таблица 3.3 Характеристики фильтр прессов разной производительности негерметичной конструкции для очистки масла от механических примесей

Таблица 3.4 Характеристики некоторых фильтров герметичной конструкции для очистки масла от механических примесей

Таблица 3.5 Характеристики фильтр прессов передвижных установок

Таблица 3.6.  Характеристики основных фильтрационных материалов

При фильтровании через фильтр прессы трансформаторное мас­ло под давлением 0,4...0,6 МПа продавливается насосом через пористую среду (бумагу, картон) с большим количеством капил­ляров, задерживающих в себе частички воды и примесей разме­ром более 10... 15 мкм.

Помимо механических примесей, необходимо удалить из мас­ла влагу. Для этого применяют сушку распылением в вакууме (рис. 3.1). Сущность метода заключается в том, что в специальной вакуумной камере производится тонкое распыление увлажненно­го масла. Образующиеся при этом пары воды отсасываются ваку­умным насосом, а осушенное масло выпадает в виде капель на дно камеры.

Предохранение масла от увлажнения в процессе эксплуатации трансформатора осуществляется с помощью воздухоосушительных фильтров, конструкция которых может быть четырех модифика­ций: с массой силикагеля 1, 2, 3 и 5 кг. В резервуары с маслом вместимостью до 60 м3 устанавливают по одному фильтру с массой силикагеля 5 кг, а в резервуары вместимостью более 60 м3 — по два фильтра с массой силикагеля по 5 кг.

Рис. 3.1. Схема вакуумной (холодной) сушки трансформаторного масла:

1 - маслоуказательное стекло; 2 — бак сырого грязного масла; 3 — масляные насосы (Рм = 2...3 кг/см²); 4 — подогреватель масла (t м = 50...60 °С); 5— центрифуга и фильтр-пресс; 6 — вакуумный бак чистого масла; 7 — масло указательное стекло; 8 — распылитель масла (форсунка); 9 — вакуумметр; 10 — вакуумный насос (Рвак = 5... 15 мм рт. ст.)

Таблица 3.7 Характеристики силикагеля технического (ГОСТ 3956—76)

Примечания:

• Мелкопористый силикагель может поставляться с показателем потерь при высушивании не более 2%.
• Первая буква в обозначении марки силикагеля означает: К — крупный, Ш — шихта, М — мелкий, А — активированный.
• Для контроля относительной влажности среды применяется силикагель-индикатор (ГОСТ 8984—75): цвет зерен от синего до светло-голубого; размер зерен 1 ...3,5 мм; количество зерен размером 1 ...3,5 мм не менее 95%; влагоемкость при 20 "С и относитель­ной влажности 20% — 8... 13 мг/см3, 35% — 13...20 мг/см3 и 50% — 20...28 мг/см3.
• Наряду с отечественными марками силикагеля в термосифонных и адсорбционных фильтрах трансформаторов может при меняться гранулированный силикагель марки TC-TROCKEN-PERLENTR производства ФРГ, имеющий насыпную плотность 440 г/дм3, механическую прочность 98,4% и влагоемкость при относительной влажности 100% не менее 81,2%.

Таблица 3.8 Емкость термосифонных фильтров для регенерации масла

В качестве сорбента в фильтрах применяют мелкопористый си-ликагель (табл. 3.7). Силикагель марок КСКГ и ШСКГ имеет мень­шую влагоемкость по сравнению с силикагелем марки КСМК.

При выборе массы осушающего реагента и фильтра необходи­мо учитывать объем масла в резервуаре или трансформаторе, влаж­ность окружающего воздуха, вид токовой нагрузки (переменная или постоянная), а также в определенной мере размер зерен силикагеля, поскольку их диаметр колеблется в пределах 2,8... 7 мм.

В эксплуатации воздухоосушительные фильтры выбирают ис­ходя из расчета 0,5... 1 кг силикагеля на 1000 кг масла, залитого в защищаемое оборудование (трансформатор).

В соответствии с ГОСТ 11677—85 масляные трансформаторы мощностью 1000 кВ*A и более также должны быть снабжены тер-мосифонными фильтрами для регенерации масла (табл. 3.8).

3.3. Метод глубокой сушки трансформаторного масла

В последнее время для глубокой сушки масла широко применяется адсорбционный метод, основанный на применении в качестве сорбентов различных цеолитов как природного происхож­дения (называемых клиноптилолитами), так и искусственных, получаемых промышленно. Цеолиты являются водными алюмосили­катами кальция или натрия, содержащими огромное количество пор с размером молекул, поэтому при низкой концентрации вла­ги и повышенной температуре они имеют в несколько раз боль­шую влагоемкость (18...25 %), чем другие сорбенты (силикагель, активированный оксид алюминия и др.).

Сушка трансформаторного масла наиболее эффективно про­изводится с применением цеолита марки NaA, размер пор кото­рого не превышает 4 А (4x10'8 см). Следующим по размеру пор после цеолита марки NaA является цеолит марки СаА. Реже используются цеолиты марок NaX и СаХ, с размером пор около 8...9 А, так как наряду с водой и другими низкомолекулярными соединениями они поглощают из масла ионол, что нежелательно.

Устройство цеолитовой установки показано на рис. 3.2. Основ­ной частью этой установки является батарея параллельно соеди­ненных адсорберов (цилиндров), в которых находится цеолит. На входе адсорберов устанавливаются фильтр, маслонасос и масло-подогреватель, а на выходе — еще один фильтр. При пропускании сырого масла через слой высушенного цеолита молекулы воды поглощаются его порами и удерживаются в нем. На практике цеолитовая установка имеет производительность по маслу от 1600 до 2500 л/ч, состоит из четырех адсорберов, загруженных 50 кг цеолита. Перед использованием цеолиты просушиваются при тем­пературе 400...450 °С. При этой же температуре цеолиты просуши­ваются после их отработки и насыщения влагой. При просушке

Рис. 3.2. Схема цеолитовой установки для сушки масла:

1-маслонасос; 2 — подогреватель масла; 3 — фильтры механической очистки; 4 — цеолитовый фильтр-адсорбер; 5 — манометр; 6 — расходомер

Таблица 3. 9.  Характеристики природных и синтетических цеолитов (сорбентов)

Таблица 3.10 Характеристики установок для очистки, сушки и регенерации масла на цеолитах

* До косой черты указана производительность при пробивном напряжении масла ниже 20 кВ, после косой черты — при пробивном напряжении выше 20 кг

** До косой черты указана производительность при регенерации, после ко­сой — при вакуумной сушке (сорбентом в этом случае является силикагель, количество которого в двух адсорберах не менее 100 кг).ее 100 кг).

цеолита сухой нагретый воздух подается в адсорберы в направлении сверху вниз. При таком направлении потока воздуха выгорания остатков масла не приводит к значительному перегреву цеолита, и его структура сохраняется, не разрушаясь. Перед сушкой отработанного цеолита стремятся максимально слить масло из адсорберов, продувая их в том же направлении холодным воздухом. Сушка свежих цеолитов происходит в течение 8...9 ч, а промас-нных-10...12ч.

 Характеристики цеолитов представлены в табл. 3.9. В табл. 3.10 представлены характеристики установок для очистки сушки и регенерации трансформаторного масла на цеолитах.

 Технические данные передвижной установки ТНВ-1 для вос­становления цеолита следующие:

Температура продуваемого через адсорбер воздуха, °С    350...400

Количество продуваемого воздуха, м³/с                              1,5

Количество адсорберов с восстанавливаемым цеолитом, шт    1

Время разогрева массы цеолита нагретым воздухом, ч          2,5...3

Цикл восстановления цеолита, ч                                                  6...8

Мощность нагревателя,кВт                                                         20

Полная мощность установки, кВт                                                 23

Напряжение питающей сети, В                                                   380

Размеры адсорберов, мм                                               d= 750, Н= 2350

Масса, кг                                                                                500

3.4. Заливка трансформаторов маслом

Масло, заливаемое или доливаемое в трансформатор, должно соответствовать нормам, приведенным в табл. 3.1.

Трансформаторы на напряжение до 35 кВ включительно зали­вают без вакуума при температуре масла не ниже 10 °С; при этом температура активной части трансформатора должна быть выше температуры масла.

Трансформаторы на напряжение до 110 кВ заливают без вакуума при температуре масла не ниже 10 ⁰С. Перед заливкой или долив­кой масла устанавливают расширитель, выхлопную трубу, газоот­водный трубопровод и другие устройства, необходимые для этого. Расширитель укомплектовывают масло указателем и воздухоосушителем. Собирают схему заливки трансформатора и подсоединяют маслопровод к вентилю, расположенному в нижней части бака.

Для подачи масла рекомендуется использовать маслоочистительные установки. Маслопроводы должны быть предварительно очищены и промыты маслом. Включив в работу маслоочистительную установку (маслонасос), подают масло в трансформатор со скоростью не более 3 т/ч до достижения необходимого уровня его в расширителе.

Требуемый уровень зависимости от температуры масла в трансформаторе и устанавливается по имеющимся на указателе уровня контрольным меткам. При заливке трансформаторов для временного хранения скорость подачи масла не ограничивается.

Таблица 3.11.  Оборудование, рекомендованное для очистки масла от примесей, и температура подогрева его при очистке

Примечания:

1. ФП — фильтр-пресс; Ц-кл — центрифуга с барабаном, собранным для кларификации.

2. При последовательном включении центрифуги и фильтр-пресса первой как правило, ставят центрифугу.

3. Температуру входящего масла при последовательном включении центри­фуги и фильтр-пресса указывают для центрифуги.

4. Очистку масла, содержащего значительное количество воды, следует про­водить сначала методом пурификации, а затем — кларификации (или фильтр прессом).

Открыв воздухоспускные пробки на баке и составных частях трансформатора, выпускают воздух; повторно проверяют отсут­ствие воздуха через 12ч отстоя масла. Если после выпуска воздуха уровень масла в расширителе понизился ниже требуемого, масло доливают через предназначенный для этого патрубок, располо­женный в верхней части бака, или через расширитель. После за­ливки и отстоя масла отбирают пробу для его анализа. Показатели залитого масла должны соответствовать требованиям табл. 3.1.

Очистка трансформаторного масла производится центрифуги­рованием или фильтрацией при циркуляции его из одного бака в другой. Для удаления из масла механических примесей и незначи­тельного количества влаги используют центрифугирование спо­собом кларификации, а для удаления значительного количества влаги — центрифугирование способом пурификации. Фильтрацией очищается масло от механических примесей, продуктов разло­жения и небольшого количества влаги.

Оборудование, применяемые для очистки масла, и необходимые температуры подогрева его при очистке указаны в табл. З.Ч

Глава 4 РЕЖИМЫ РАБОТЫ ТРАНСФОРМАТОРА

4.1. Общие сведения о старении изоляции

Продолжительное воздействие тепла, влаги, кислорода вызыва­ет старение изоляционных материалов трансформатора, прежде всего тех, основой которых является целлюлоза (электроизоляци­онная бумага), а также и тех, где основой являются волокнистые текстильные материалы, пластмассы, тканевые материалы, элас­томеры. Термические свойства диэлектриков, определяемые клас­сом нагревостойкости, обусловливают срок службы трансформато­ра, который в зависимости от условий в процессе эксплуатации укорачивается или удлиняется. Важнейшим фактором, определя­ющим срок службы трансформатора, является режим работы.

Процесс старения материалов - необратимое изменение их физико-химических, механических свойств и структуры при экс­плуатации и длительном хранении. Старение обусловливает изме­нение исходных электрических, механических и химических свойств материала. Однако степень снижения электрической проч­ности, вызванная процессом старения, не велика. В то же время возникающие при этом изменения механических характеристик изоляционных материалов (прочности на разрыв, числа выдер­живаемых перегибов) делают трансформатор чувствительным к неизбежно возникающим при коротком замыкании перемещени­ям проводников, вызываемым динамическими усилиями, про­порциональными квадрату тока (чем и опасны токи КЗ).

Поэтому в трансформаторе с состарившейся изоляцией легко может возникнуть витковое замыкание. Степень снижения предела прочности изоляции при растяжении по сравнению с исход­ным его значением становится существенной уже после относительно непродолжительного времени старения, особенно если трансформатор работает достаточно часто и длительно с перегрузкой.

Время, по истечении которого изоляционный материал приходит в негодность, называется его сроком службы. Согласно закону Аррениуса, который показал, что константа скорости хими­ческой реакции меняется в зависимости от температуры по экс­поненциальному закону, срок службы любого изоляционного материала определяется выражением

где С — число лет эксплуатации; А и В — постоянные, устанавли­ваемые экспериментально для изучаемого изоляционного мате­риала (А — безразмерная величина, В измеряется в градусах Кель­вина); Т - термодинамическая температура, К.

Для диапазона температур 80. ..140 °С, имеющих место при эксплуатации трансформаторов с изоляцией класса А, для опре­деления срока ее службы справедлива формула Монтзингера:

где D — постоянная, ; р — коэффициент;— температура изоляции, принимаемая по наиболее нагретой точке, °С.

В рекомендациях Международной электротехнической комис­сии (МЭК) по нагрузочной способности значение постоянной р, необходимое для определения срока службы, не указано, так как не было согласовано из-за расхождения во мнениях по физиче­ским свойствам изношенного изоляционного материала (по со­временной научной терминологии — из-за свойств самоорганиза­ции, фрактальности, ценологических, хаоса).

Однако существует единое мнение о том, что в диапазоне тем­ператур от 80 до 140 °С каждые 6 °С прироста температуры •& вызы­вают сокращение срока службы изоляции вдвое, т.е. ее износ удваивается (шестиградусное правило старения изоляции). Это означает, что если в диапазоне 80...140°С температуресоот­ветствует срок службы Е, то при температуре°С срок служ­бы составит 0,5Е, т.е.

Откуда постоянная р, входящая в формулу Монтзингера будет равна 0, 1155 "С'1 (чаще просто р = 0,115).

Если в качестве базовой выбрана такая температура, для которой срок службы принимается нормальным, то отношение этого срока к сроку службы, соответствующему любой другой тем­пературе, называемое относительным износом изоляции, обо­значают через. Обычно срок службы изоляции трансформатора определяют, ориентируясь на номинальную температуру в его наиболее нагретой точке, принимаемую равной 98⁰С (эта темпе­ратура связана с кипением воды при 100 °С). Заводы-изготовители могут указывать другую номинальную температуру в наиболее нагретой точке.

При нормальной нагрузке и максимальной температуре охлаждающей среды (среднесуточной температуре воздуха 30°С и температура воды у входа в охладитель 25°С) максимально допустимые значения температуры верхних слоев масла не должны превышать:

• 95°С в трансформаторах (и реакторах), имеющих естественное масляное или дутьевое охлаждение;
• 75°С в трансформаторах (и реакторах), имеющих охлаждение с принудительной циркуляцией масла и воздуха (если завод-изго­товитель не указывает другое значение);
• 70°С в трансформаторах, имеющих масляно-водяное охлажде­ние с принудительной циркуляцией масла (если не указано дру­гое значение).

Используя формулу Монтзингера (4.1), находим

Пусть⁰С. Эта температура соответствует температуре наиболее нагретой точки трансформаторапри температуре охлаждающей среды°С, превышении средней температу­ры обмотки°С, осевом перепаде температуры масла в обмотке°С. Значения, ,,,характери­зуют некоторое нормальное состояние трансформатора в котором он может находиться, т.е. эксплуатироваться. Изменения значе­ния температуры охлаждающей среды, на другое значение изме­нит срок службы трансформатора.

Таким образом, трансформатор с температурой в наиболее на­гретой точке, равной 98 °С, стареет нормально. Срок службы изо­ляции в этом случае составит десятки лет (20 и более). Следова­тельно, если принять°С, получим окончательную форму­лу для расчета относительного износа изоляциипри неизменной температуре:

Расчет температуры наиболее нагретой точки трансформатора упрощен и справедлив, строго говоря, только для однородной обмотки (с одинаковыми катушками и охлаждающими каналами катушек), у которой превышения средней температуры каждой катушки над температурой прилегающих слоев масла одинаковы, температура масла изменяется вдоль высоты обмотки по линейному закону.

Фактически это не так, что очевидно из рис. 4.1, где показаны температурные переходные процессы при нагрузки с 60 до 100 % (который может происходить, например, при аварийных режимах).

Рис. 4.1. Переходные процессы при наборе трансформатором нагрузки с 60 до 100 % и температуре воздуха 6 °С с °С/с: 1 — изменение температуры масла в верхней части бака; 2 — изменение задава­емого уровня температуры на выходе адаптивного задатчика интенсивности; 3 — изменение температуры наиболее нагретой точки; 4 — изменение перепада температуры по баку; 5 — изменение расхода воздуха на охладитель; 6 — отводи­мая от трансформатора мощность на одну фазу

Если при неизменной нагрузке в течение времени t температу­ра охлаждающей средыc резко изменяется, то температура наи­более нагретой точкитакже изменяется, хотя и с некоторым запаздыванием, обусловленным тепловой постоянной времени трансформатора. В таких случаях при определениинеобходи­мо исходить из эквивалентной температуры охлаждающей среды (а не из среднеарифметической), взятой за некоторый проме­жуток времени.

Эквивалентная температура охлаждающей среды определяется исходя из следующих допущений:

• срок службы трансформатора зависит только от температуры наиболее нагретой точки;
• изменение температуры охлаждающей среды влияет на изме­нение температуры наиболее нагретой точки таким же образом, как изменение нагрузки;
• прирост температуры охлаждающей среды на 6 °С уменьшает срок службы изоляции вдвое, т.е. в такой же степени, как возрастании температуры на 6 °С из-за увеличения нагрузки.

При правильно организованной эксплуатации следует вести у эквивалентной нагрузки трансформатора и эквивалентной температуры охлаждающего воздуха. Последняя для рассматриваемого

Рис. 4.2. Зависимость эквивалентной температурыот средней годовой температуры воздуха: 1 — летней; 2 — годовой; 3 — зимней

Рис. 4.3. Зависимость эквивалентных месячных температурот средней годовой температуры воздуха: I...XII — месяцы года

Рис. 4.4. Зависимость эквивалент­ных месячных температурот средней месячной температуры воздуха

периода набора нагрузки определяется по средней годовой темпе­ратуре воздуха для данной местностипо рис. 4.2 ... 4.4. Данные по средней годовой температуре воздуха приводятся в соответ­ствующих метеорологических справочниках.

4.2. Тепловая диаграмма трансформатора

Тепловой режим трансформатора, находящегося под нагрузкой характеризуется тепловой диаграммой, которая наглядно показывает изменение температуры масла и обмотки по высоте трансформатора.

Согласно действовавшему до 1985 г. ГОСТ 14209—69* для транс­форматоров с различными системами охлаждения установлены нормированные значения:

• температуры охлаждающей среды;
• превышения температуры масла над температурой охлаждающей среды (в верхних слоях маслаи в средней по высоте части трансформатора);
• превышения температуры обмотки в верхних слоях маслаи в средней части трансформатора (средняя температура обмот­ки) ;
• температуры обмотки в наиболее нагретой точкеи со­ответствующего превышения температуры;
• превышения температуры в наиболее нагретой точке обмотки над средней температурой обмоткии над температурой обмот­ки в верхних слоях масла;
• градиент превышения температуры обмотки над температурой масла g.

ГОСТ 14209—85 сохраняет математическую модель расчета тем­пературы масла в верхних слоях, температуры наиболее нагретой точки обмотки и относительного износа изоляции, установлен­ную ГОСТ 14209—69. Сохранены шестиградусное правило старе­ния изоляции, максимально допустимые температуры масла в верхних слоях при систематических нагрузках (95 °С) и при ава­рийных перегрузках (115°С), нормированное (базовое) значение температуры обмотки в наиболее нагретой точке (98 °С). Сохранен также вид тепловой диаграммы трансформатора.

Установлены следующие ограничения на максимально допус­тимую температуру в наиболее нагретой точке обмотки:

• 160 °С — для аварийных перегрузок трансформаторов на 110 кВ и ниже;
• 140 °С — для аварийных перегрузок трансформаторов на 110 кВ и выше;
• 140 °С — для систематических нагрузок.

Максимально возможные систематические перегрузки - 1,5, аварийные — 2,0. Максимально допустимые систематические на­грузки и аварийные перегрузки трансформаторов определяются по таблицам в зависимости от времени (длительности) перегруз­ки и соотношения начальной и повышенной нагрузок.

Тепловые диаграммы для трансформаторов с системами охлаж­дения М и Д, ДЦ и Ц при номинальных условиях даны на рис. 4.5.

При отклонении режима трансформатора от номинального возникает необходимость расчета температур обмотки и масла.

рис. 4.5. Тепловые диаграммы трансформаторов с различными системами

охлаждения: а — с системами М и Д; 6 — с системами ДЦ и Ц

Для трансформаторов справедливо соотношение

где— потери мощности в трансформаторе.

При номинальном режиме потери

откуда, используя номинальную мощность трансформатора в от­носительных единицах, можно записать:

тогда

где Рхх — мощность холостого хода; Ркз — мощность короткого замыкания;;— полная номинальная мощность в отн. ед.

Согласно ГОСТ 14209—69 и рекомендациям МЭК при расче­тах нагрузочной способности трансформаторов принимают d = 5. Согласно рекомендациям МЭК в (4.2) можно принимать m = 0,9 для трансформаторов с системами охлаждения М и Д и m = 1 для трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц.

Для превышения температуры обмотки в наиболее нагретой точкенад температурой масласправедливо соотношение

где— потери мощности в обмотке.

Поэтому

Или

Температура обмотки в наиболее нагретой точке определяется аналогично:

Согласно рекомендациям МЭК n = 0,8 для трансформаторов с системами охлаждения М и Д и n = 0,9 для трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц.

ГОСТ 14209—69 на основании использования тока нагрузки и номинального тока трансформатора дает несколько иное соотно­шение:

Коэффициенты b и m для разных систем охлаждения следу­ющие:

                                                  М     Д       ДЦ и Ц

b ............................................. 1,1     1,1       1,31

m ............................................ 0,8     0,9       1,0

4.3. Нагрев трансформаторов при неравномерном графике нагрузки

При неравномерном графике нагрузки трансформатора его теп­ловой режим непрерывно изменяется, причем законы изменения температуры масла и температуры обмотки отличаются друг от друга, что объясняется их различной теплоемкостью и другими физическими факторами.

Пусть имеется двухступенчатый график нагрузки трансформа­тора (рис. 4.6, а). Превышение температуры масла (индексы «М» опущены) в верхних слоях можно исходя из рис. 4.6, б записать следующим образом:

рис. 4.6. Нагрев масла трансформатора при многоступенчатом графике нагрузки: а — график нагрузки; б — изменение температуры масла

где— установившиеся превышения температуры мас­ла в верхних слоях соответственно при нагрузках трансформатора, Т — постоянная времени нагрева трансформатора;-промежуток времени нагрева при нагрузке S трансформатора.

Постоянная времени нагрева трансформатора равна отноше­нию его полной теплоемкостик полной теплоотдаче, ко­торая в свою очередь равна отношению суммарных потерь в стали и меди трансформатора к установившемуся превышению темпе­ратуры масла в верхних слоях, т.е.

Для трансформаторов с медной обмоткой

Для трансформаторов с алюминиевой обмоткой

где— масса обмотки, т;— масса бака с радиаторами или охладителями, т;— масса масла, т;— масса магнитопровода, т.

Ориентировочно постоянные времени нагрева трансформато­ров можно принять по табл. 4.1. Их значения мало изменяются от конструкции к конструкции, так как определяются массами сердечника и обмотки.

Для определения температуры масла при многоступенчатом графике нагрузки трансформатора (рис. 4.7) необходимо в общем случае составить систему из п уравнений (где п — число ступеней графика), аналогичную (4.4), и решить ее при условии, что.

Решение такой системы позволяет найти начальное превышение температуры маслаи превышение температуры маслав любой ступени:

Таблица 4. 1. Постоянные времени нагрева различных трансформаторов (ГОСТ 14209-69)

где,— интервал времени от начала графика нагрузки до конца i -и ступени; — установившееся превышение температу­ры масла в верхних слоях при неизменной нагрузке, равной на­грузке i -го интервала; п — число ступеней графика нагрузки.

Постоянная времени нагрева обмотки значительно меньше по­стоянной времени нагрева трансформатора и составляет несколь­ко минут. Поэтому можно считать, что температура обмотки в наиболее нагретой точке в моменты ступенчатого изменения на­грузки меняется также скачком от одного установившегося значения

Рис. 4.7. Нагрев масла трансформатора при многоступенчатом графике нагрузки

Рис. 4.8. Нагрев масла и обмотки трансформатора в наиболее нагретой точке при двухступенчатом графике нагрузки к другому, а далее изменяется соответственно изменению тем­пературы масла (рис. 4.8).

Значениеопределяется по выражению (4.3).

4.4. Нагрузочная способность трансформатора

Силовые трансформаторы выпускаются в соответствии с ря­дом номинальных мощностей. Номинальная мощность трехфаз­ного трансформатора определяется номинальным током и номи­нальным напряжением:

Расчетный срок службы трансформатора в 25 лет обеспечива­ется при соблюдении условий

где- нагрузка трансформатора;- напряжение сети, к которой подключен трансформатор;— температура охлажда­ющей среды.

Реальные условия эксплуатации трансформаторов существенно отличаются от нормированных, поэтому возникает вопрос о допу­стимых перегрузках, происходящих в случае нарушений одного или одновременно нескольких условий, перечисленных ранее, т. е.

Перегрузки по напряжению нормально должны исключаться схемой и режимом работы электрической сети, а также защитны­ми устройствами. Поэтому обычно рассматривается только допу­стимость перегрузок по мощности (току) в условиях изменяющейся температуры охлаждающей среды.

Различают систематические и аварийные перегрузки. Первые Могут иметь место систематически при неравномерном суточном графике нагрузки трансформатора, вторые — при аварийной ситуации. Во втором случае требуется обеспечить электроснабжение Потребителей, несмотря на наличие перегрузки трансформатора.

Допустимость систематических перегрузок лимитируется износом изоляции, поэтому требуется, чтобы, т. е. средний из с изоляции должен быть меньше или равен расчетному при Данных условиях. При этом ГОСТ 14209—69 вводит дополнительные ограничения:

Последнее условие лимити­руется параметрами ввод0в трансформатора и параметрами устройств РПН (регулирования коэффициента трансформации под нагрузкой) и ПБВ (пере­ключения без возбуждения).

Допустимость аварийных пе­регрузок лимитируется не изно­сом изоляции, а предельно до­пустимыми температурами для обмотки и масла:

Рис. 4.9. График нагрузочной способ­ности трансформатора с системой охлаждения ДЦ (Ц)

Вопрос о допустимости си­стематических перегрузок реша­ется с учетом графиков нагру­зочной способности трансфор­маторов. ГОСТ 14209—69 содер­жит 36 таких графиков для трансформаторов с системами

охлаждения М, Д, ДЦ и Ц при условии, что постоянная времени нагрева этих трансформаторов равна 2,5 или 3,5 ч, а эквивалент­ная температура охлаждающей среды изменяется от -10 до +40 ⁰С.

На рис. 4.9 в качестве примера приведен график нагрузочной способности трансформатора с системой охлаждения ДЦ (Ц) и постоянной времени нагрева 3,5 ч при эквивалентной температуре охлаждающей среды 20 °С, а на рис. 4.10 и 4.11 приведено семей­ство графиков нагрузочной способности масляных трансформато­ров с системами охлаждения соответственно М и Д, ДЦ и Ц. На этих графиках даны семейства кривыхпри различных длительностях перегрузки. Коэффициенты начальной К₁ и повы­шенной К₂ нагрузок находятся по следующим выражениям:

гдеи— эквивалентные токи соответственно начальной и повышенной нагрузок;и— эквивалентные мощности соответственно начальной и повышенной нагрузок.

Эквивалентный ток и эквивалентная мощность определяются по формулам

Рис. 4.10. Графики нагрузочной способности масляных трансформаторов с системами охлаждением М и Д:

а — при эквивалентной температуре°С; б — при⁰С; в — при°С; г — при°С; д — при°С

где— соответственно ток, полная мощность и продолжительность п-й ступени графика нагрузки трансформатора.

При К₂ > 1,5 кривые на графиках показаны пунктиром, так как на работу трансформатора с перегрузками более 50 % требуется согласие завода-изготовителя.

Для пользования графиками нагрузочной способности реальный график нагрузки трансформатора необходимо преобразовать в эквивалентный двухступенчатый.

Рис. 4.11. Графики нагрузочной способности масляных трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц:

а — при эквивалентной температуре°С; б — при°С; в — при°С; г — при°С; д — при°С

При этом возможны три ва­рианта:

• суточный график содержит один максимум нагрузки в зоне перегрузки, где;
• суточный график содержит два максимума нагрузки в той же зоне причем больший максимум нагрузки является вторым по времени:
• суточный график в указанной зоне содержит два максимум нагрузки, причем больший максимум нагрузки является первым по времени.

В первом вариантеопределяется для зоны, где, а— для зоны продолжительностью 10 ч, предшествующей режиму перегрузки.

Во втором вариантеопределяется для зоны, гдево время второго максимума нагрузки, а— для предшествующей зоны продолжительностью 10 ч, включая первый максимум нагрузки в той мере, в какой он в эту зону входит.

В третьем вариантеопределяется для зоны, гдево время первого максимума нагрузки, а- для последующей зоны продолжительностью 10 ч, включая второй максимум в той мере, в какой он входит в эту зону.

Г ОСТ 14209—69 разрешает использовать так называемое однопроцентное правило систематических перегрузок: если максимум типового (среднего) графика нагрузки трансформатора в летнее время меньше его номинальной мощности, то в зимнее время допускается дополнительная однопроцентная перегрузка транс­форматора на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15 % (причем должно соблюдаться условие).

При работе трансформатора может частично или полностью отказать система принудительного охлаждения (вентиляторы, на­сосы). При этом, естественно, нагрузка трансформаторов должна быть снижена по значению или длительности. Соответствующие рекомендации содержатся в ГОСТ 14209—69.

Различают два типа аварийных перегрузок:

• кратковременные — независящие от предшествующей нагруз­ки, температуры охлаждающей среды и места установки транс­форматора;
• длительные — зависящие от предшествующей нагрузки.

Кратность и длительность кратковременных аварийных пере­грузок для трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц связаны следующим образом:

Кратность перегрузки .................... 1,3    1,45   1,6   1,75    2,0    3,0

Длительность перегрузки, мин ..... 120     80     45    20      10     1,5

При аварийных режимах работа с перегрузкой трансформа­торов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц (в случае, если коэффициент начальной нагрузки К\ не превышает 0,93), до­пускается в течение не более 5 сут. Перегрузка на 40 % во время максимумов нагрузки для этих трансформаторов допускается, если общая продолжительность последних не превышает 6 ч в сутки. При этом должны быть приняты все возможные меры для уси­ления охлаждения трансформаторов (включение вентиляторов, насосов системы охлаждения, резервных охладителей и т.п.).

4.5. Выбор мощности силовых трансформаторов для дуговых сталеплавильных печей

Выбор мощности силового трансформатора для группы дуговых сталеплавильных печей (ДСП) с одинаковой номинальной мощностью S_HOM до 25 MB*А осуществляется формулой

где1,3 — кратность Z из табл. 4.2;— выбираемая мощность Левого трансформатора;— размах колебаний мощности N дуговых сталеплавильных печей (N — число печей в группе);

Таблица 4 2 Допустимая кратность Z действующего расчетного пикового тока к номинальному для силовых трансформаторов разной мощности

kn — коэффициент, учитывающий возрастание размаха колеба­ний мощности при увеличении числа ДСП в группе; — раз­мах колебаний мощности единичной ДСП.

При пользовании табл. 4.2 следует иметь в виду нелинейный характер зависимости числа ударных толчков п от кратности Z . Поэтому, например, при числе ударных толчков 12 в сутки сле­дует помнить, что 12 ближе к 10, чем к 1000.

Коэффициент размаха колебаний мощности изменяется при увеличении числа ДСП в группе следующим образом:

Число ДСП                                   2        3        4        5

Значение коэффициента kn 1,19   1,31   1,41    1,5

Размах колебаний мощности единичной ДСП

где— кратность тока мощности эксплуатационного ко­роткого замыкания.

Выбор мощности силового трансформаторадля группы ДСП с одинаковой номинальной мощностьюболее 25 MB*А до 100 MB*А определяется формулой

где 1,1 — кратность Z из табл. 4.2.

Выбор мощности силового трансформаторадля группы ДСП с одинаковой номинальной мощностьюболее 100 MB*А осу­ществляется с учетом систематических ударных толчков мощности, превышающих номинальную мощность трансформаторакоторые необходимо согласовывать с заводом-изготовителем.

Выбор мощности силового трансформатора, для группы ДСП с одинаковой номинальной мощностьюпри наличии специальных трансформаторов с коэффициентом перегрузкипо пиковой мощности определяется формулой

Выбор мощности силового трансформаторадля группы ДСП различной номинальной мощностьюопределяется выражением

где- максимальная мощность ДСП в группе.

Прогнозируемые значения размахов колебаний мощности ДСП, определяющие ударные толчки нагрузки последних, во многом определяют технические решения при проектировании систем электроснабжения предприятий с электросталеплавильным про­изводством.

При оценке размахов колебаний мощности ДСП рекомендует­ся учитывать вероятностный характер совпадения режимов рас­плавления печей. Экспериментальными исследованиями установ­лено, что вероятность совпадения режимов расплавления у m ДСП, из их общего числа, равного п, распределяется по биноминально­му закону:

где— число сочетаний из п элементов по m

где— суммарная продолжительность работы единичной ДСП в режиме расплавления; Т — период работы единичной ДСП.

Обработка статистических данных показала, что гистограммы Размахов колебаний токов ДСП (и, следовательно, размахов ко­лебаний мощности) могут быть аппроксимированы экспоненци­альным, а в ряде случаев и нормальным законом, причем размах колебаний с вероятностью не ниже 0,95 не превосходит номинального тока (мощности) печного трансформатора.

Если среднее значение размахов колебаний мощности единичной ДСП равно, а среднеквадратичное отклонение размахов колебаний равно а, то при использовании нормального закона значения размахов колебаний мощности ДСП, определяемые с достаточно большой вероятностью их не превышения, будут меньше тех же величин, определенных по экспоненциальному закону. Например, с вероятностью 0,95 размах колебаний мощности ДСП, распределяемый по нормальному закону,, а по экспоненциальному закону.

Те же величины, определенные с вероятностью не превышения 0,99, равны;.

Значенияопределяются на основе обычных представлений математической статистики. Таким образом, использование экспоненциального закона обес­печивает гарантированную оценку верхней границы размахов ко­лебаний мощности ДСП.

Переходя к определению параметров экспоненциального рас­пределения, отметим, что они характеризуются значительным разбросом своих значений и зависят как от технологических фа­кторов, так и от мощности ДСП. Однако для определения верх­ней границы возможных размахов колебаний мощности целесо­образно принять экспоненциальную функцию распределения ве­роятности вида

где-относительное значение размаха колебаний мощности единичной ДСП;— абсолютное значение размаха колебаний мощности;— номинальная мощность печного трансформатора;— параметр распределения.

Установлено с вероятностью не ниже 0,95, что размах колебаний не превосходит, т. е. прив (4.7) значение, откуда

Подставив у в (4.7), получили функцию распределения

и соответствующую ей плотность распределения.

При наличии п ДСП с вероятностями, определяемыми (4.5), одновременно в режиме расплавления находится m ДСП, а ре­зультирующий размах колебаний определяется суммой размахов колебаний m этих печей.

При экспоненциальном распределении вероятностей некото­рой случайной величины распределение вероятностей суммы tn таких величин подчинено закону Эрланга m-порядка с функцией распределения

Поскольку значение т само является случайной величиной по формуле полной вероятности функция распределения колебаний мощности п ДСП

Для расчета по (4.8) необходима информация о значениях ве­рности по (4.6). При оценке верхней границы размаха колебаний мощности ДСП следует принимать р = 0,5. Таким образом, по (4.8) можно определить размах колебаний мощности ДСП при любой вероятности их не превышения.

Для выбора мощности трансформаторов ГПП по условию ди­намической устойчивости вероятность размаха колебаний следует принимать равной вероятности, соответствующей не превышению эксплуатационного тока короткого замыкания.

Проведенные расчеты для различного числа п показали, что если с вероятностью р значение размаха колебаний мощности единичной ДСП не превышает, то для п ДСП при той же вероятности размах колебаний мощности

т.е. значениеявляется коэффициентом увеличения раз­маха колебаний мощности для п ДСП.

Для р = 0,95 был получен коэффициент, что является, очевидно, частным случаем рассмотренной выше задачи.

Таким образом, мощность трансформатора для питания груп­пы ДСП

где.

4.6. Контроль состояния трансформатора

Любой силовой трансформатор эксплуатируется годами (изве­стны случаи работы трансформатора в течение 40 и более лет) в самых различных режимах и при разных внешних воздействиях. Это разнообразие не может быть представлено аналитически. Не­обходима некоторая система оценки состояния трансформатора, организованная на предприятии.

Внешние исследования силовых трансформаторов проводятся в пределах, оговоренных нормативно-технической и конструкторской Документацией. Однако опыт эксплуатации определяет необходимость оценки изношенного оборудования в следующих случаях:

• когда близок или наступил срок окончания эксплуатации согласно «Системе технического обслуживания и ремонта»;
• если из-за интенсивной работы происходит физический износ;
• когда имеет место амортизационный или моральный износ.

В этих случаях возникает необходимость предварительной оценки 'стояния изношенного электрооборудования для разработки плана достаточно эффективных методов дальнейших испытаний или мероприятий по поддержке функционирования электрооборудования. Приведем некоторые приемы, позволяющие оценивать из­ношенное оборудование.

Внешние исследования включают в себя: контроль показаний измерительных приборов; проверку уровня, давления, темпера­туры и цвета масла; взятие проб масла; проверку исправности средств сигнализации, защиты, автоматики и газового реле; ви­зуальный контроль поверхностей вводов и изоляторов, ошинов­ки, кабелей и контактных соединений.

Исследования осуществляются осмотром, простейшими и спе­циальными приборами. Наиболее эффективен тепловизорный кон­троль, включающий в себя термографию. Опыт эксплуатации сви­детельствует, что выявить начало развития одного из основных дефектов высоковольтных вводов — отложение металлосодержащих коллоидных частиц на фарфоре — позволяет обнаружение зоны повышенного (на 1...2°С) нагрева, возникающей при по­явлении даже незначительных полос осадка.

Термография производится в процессе эксплуатации, когда обнаруживается та или иная аномалия и делаются предположе­ния о возможных неисправностях, например:

• локальные нагревы на стенках бака силового трансформатора, могут возникать из-за разрушения изоляции шпилек или обрыва шинок заземления;
• аномальным считается повышение температуры, которого нет на соседних фазах или на похожих силовых трансформаторах;
• наблюдаемое неравномерное распределение тепловых потерь по высоте обмотки и локальные нагревы на стенках бака свидетель­ствуют о возможности ускоренного старения изоляции отдельных катушек или витков;
• перегревы крайних обмоток высоковольтных вводов говорят о раз­бухании дополнительной бумажной изоляции или шлакообразовании;
• повышение температуры корпуса маслонасоса возможно из-за трения крыльчаток, дефекта подшипников, виткового замыка­ния в обмотке электродвигателя;
• нарушение плавного повышения температуры по высоте тер­мосифонного фильтра свидетельствует о возможном шлакообразовании, случайно закрытой задвижке или работе силового транс­форматора в режиме холостого хода;
• при низкой температуре труб радиаторов возможны неисправ­ность плоского крана радиатора, или ошибочное его закрытие коррозия труб и шлакообразование;
• резкое падение температуры в маслопроводе после газового или отсечного клапана говорит о возможности дефекта расположенного у газового реле;
• нагрев расширителя герметичного маслонаполненного высоковольтного ввода возможен при образовании короткозамкнутого контура внутри расширителя;
• продольный нагрев на поверхности фарфоровой покрышки, начиная от верхнего фланца, возможен при появлении частичных разрядов из-за увлажнения верхней части остова высоковольтного ввода;
• нарушении герметичности прокладок масло расширителя и попадании влаги;
• неравномерность температуры на поверхности высоковольтного ввода может возникать из-за разбухания или смещения его бумаж­ной основы, а также из-за шлакообразования на уступах его осто­ва или нарушения циркуляции масла в нем.

Контроль за состоянием маслоочистительных и масло сборных устройств (маслоочистительного фильтра, бумажной изоляции об­моток) во время эксплуатации осуществляется экспресс-анали­зом на увлажнение масла по изменению цвета индикаторного силикагеля, который при впитывании влаги розовеет и приобретает яркую окраску.

Если же предполагается проводить анализ масла для определе­ния количества фурановых соединений, по которым оценивается степень полимеризации бумажной изоляции обмоток, то забор проб масла из силового трансформатора необходимо проводить до смены термосифонных фильтров. (При наличии в силовом транс­форматоре термосифонного фильтра образующиеся фурановые продукты адсорбируются и распадаются из-за кислой среды на силикагеле, а информация о старении изоляции может поступать только при установлении динамического равновесия между про­дуктами поглощения и выделения сорбента.)

Проверку действия систем охлаждения, РПН, маслонасосов и двигателей приводов необходимо производить периодически и тщательно, так как по статистике нарушения в работе устройств РПН и ПБВ составляют 14... 24%, а элементов системы охлажде­ния - 8,6 %.

Основными узлами, где появляются дефекты силовых трансформаторов, являются устройства регулирования напряжения. Опыт эксплуатации РПН показывает, что при нормальном газовыделе­нии из-за плохого состояния контактов РПН возможно быстрее Развитие аварии на силовых трансформаторах. С этим парадоксом необходимо считаться.

Если силовой трансформатор имеет систему принудительной Циркуляции масла, то забор проб масла следует проводить как при включенной, так и при выключенной системе циркуляции (степень загрязнения масла механическими примесями определя­тся по температурной зависимости). Если старый силовой Реформатор имеет сильное загрязнение активной части, то при Сличении принудительной циркуляции масла произойдет снижение его пробивного напряжения.

Выявление и локализацию частичных разрядов электрическими и акустическими методами необходимо осуществлять в силовых трансформаторах напряжением 330 кВ и выше, однако известны случаи их выявления и при более низком напряжении. Частичные разряды — опасный вид развивающихся внутренних дефектов си­ловых трансформаторов, т. е. появление частичных разрядов между обмоткой и барьерной изоляцией, это свидетельствует о понижении эффективной циркуляции масла в канале. При этом необ­ходима проверка работы системы охлаждения и анализ масла. Если же уровень устойчивых частичных разрядов превышает уровень помех в пять и более раз, значит имеется опасный развивающий­ся дефект трансформатора.

В трансформаторах различного типа существуют характерные зоны повышенной вибрации, и требуется производить оценку уров­ня и характера шума в этих зонах.

При вибрации всего бака силового трансформатора возможно нарушение жесткости установки трансформатора на катках или фундаменте. В этом случае необходимо проверить положение баш­мака или установить дополнительные прокладки. Если же в режи­ме нагрузки усиливается вибрация силового трансформатора, или изменяется частота вибрации, или появляется модулированный шум, это свидетельствует об ухудшении запрессовки обмоток и магнитопровода.

Если присутствуют резонансные колебания (шум) на частотах до 100 Гц, значит вибрации вызваны вентиляторами и маслонасосами, однако возможно и то, что они связаны с электродина­мическими процессами (магнитострикцией в магнитопроводе и электродинамическими процессами в обмотке). Причинами резо­нансных колебаний на частотах 300 и 500 Гц могут быть рас прессовка или дефект сборки магнитопровода.

Если при переходе от режима холостого хода к режиму нагруз­ки вибрация бака силового трансформатора уменьшается, значит вибрационные дефекты отсутствуют. Если частота и амплитуда виб­рации превышают контрольное значение, пропорциональное квад­рату тока, то возможно ослабление узлов крепления или потеря радиальной устойчивости обмоток. Если это превышение проис­ходит постепенно (от замера к замеру), то имеет место снижение запрессовки обмотки.

При отключении электродвигателей вентиляторов силового трансформатора с системой охлаждения Д по ГОСТ 11677— допускается его нагрузка до 50 % от номинальной мощности (при отключении электродвигателей вентиляторов возможна локализация источника шума).

Результаты внешнего исследования вносят в карту осмотра, которой предусмотрены соответствующие показатели состояния отдельных частей и деталей и обнаруженные во время внешнего исследования дефекты. Обнаруженные дефекты записываются журнале дежурного персонала.

Ресурсная диагностика силовых трансформаторов должна осуществляться обязательно. Минимальная оценка их состояния вклю­чает в себя внешний осмотр и взятие проб масла, а также диагно­стику в объеме межремонтных испытаний. Второй уровень иссле­дования — контроль внутреннего состояния трансформатора может осуществляться с привлечением специализированных подраз­делений. На этом уровне диагностирования технического состоя­ния трансформатора ставится цель: более точно, чем на первом уровне оценить его физический и моральный износ и обосновать возможность продолжения эксплуатации, а также выявить внут­ренние развивающиеся и аварийные дефекты.

Ресурсная диагностика включает в себя три этапа исследо­вания:

• лабораторный — физико-химический анализ масла и хрома-тографический анализ растворенных газов;
• тестовый — испытание и контроль параметров без включения и с отключением напряжения;
• аналитический — диагностика состояния по полученным ре­зультатам исследований и экспертных запросов.

Лабораторный этап состоит из анализа взятых при внешнем исследовании проб масла и заполнения соответствующих форм для последующего хранения результатов. Анализ проб осуществ­ляется с целью определения свойств масла как элемента изоля­ции и охлаждающей среды трансформатора, РПН, высоковольт­ных вводов и дугогасящей среды в устройствах РПН, а также как источника информации о внутреннем состоянии оборудования.

Результаты лабораторных испытаний масла позволяют выде­лить две области его эксплуатации: область нормального состоя­ния и область риска.

Нормальное состояние масла соответствует интервалу от пре­дельных значений его характеристики после заливки до значе­ний, ограничивающих область нормального состояния масла в экс­плуатации. Состояние масла, гарантирующее надежную работу трансформатора минимально, определяется контролем трех по­казателей — пробивного

Глава 5 ВКЛЮЧЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОСЛЕ МОНТАЖА И РЕМОНТА

5.1. Общие сведения

Для обеспечения нормальной работы силовых трансформато­ров на промышленных предприятиях их установка должна быть выполнена в соответствии с требованиями ПУЭ. Правильная экс­плуатация силовых трансформаторов обеспечивает бесперебойное снабжение промышленных потребителей электроэнергией, а так­же рациональное и экономное ее расходование.

В условиях эксплуатации к силовым трансформаторам предъяв­ляются следующие требования.

1. Трансформатор должен обеспечивать надежное электроснаб­жение потребителей (предприятия, цеха и т.п.). Выполнение это­го условия обеспечивается при проектировании систем электро­снабжения промышленных предприятий правильным, техниче­ски и экономически обоснованным выбором числа и мощности трансформаторов для главных понижающих и цеховых подстан­ций с учетом категорий потребителей.
2. Режим работы трансформатора должен быть экономически целесообразным. Выполнение этого условия определяется обеспе­чением минимума потерь мощности в трансформаторах при рабо­те по заданному графику нагрузки и достигается соответствующей загрузкой и устранением холостого хода трансформатора, отклю­чением трансформаторов, работающих с малой загрузкой и т.д.
3. Установка трансформатора должна обеспечивать в условиях эксплуатации его пожаробезопасность. Выполнение этого условия зависит от соблюдения всех требований, предусмотренных соот­ветствующими нормами и правилами.
4. Трансформатор должен быть снабжен соответствующими ви­дами защиты от различных повреждений и ненормальных режимов работы (от внутренних повреждений, многофазных замыканий в обмотках и на их выводах, сверхтоков в обмотках, обуслов­ленных внешними КЗ или возможными перегрузками, понижения уровня масла и т.п.).

Кроме различных видов защиты трансформатор должен быть снабжен соответствующими измерительными приборами, обеспечивающими эксплуатационному персоналу возможность наблю­дения как за режимами работы трансформатора, так и за режимами работы всей системы электроснабжения промышленного пред­приятия.

5.2. Методы контроля влажности изоляции трансформатора

Проверка влажности изоляции трансформаторов включает в себя определение сопротивления изоляции через 60 мин после вклю­чения, коэффициенту абсорбции обмоток,тан­генса угла диэлектрических потерь обмоток, отношения емкостей обмоток при частотах 50 и 2 Гц (С₂/С₅₀), а также от­ношения емкостей обмоток в нагретом и холодном состояниях (Сгор/Схол) и относительного прироста емкости по временипо отношению к емкости (С) обмоток при одной и той же темпе­ратуре.

При оценке влажности изоляции трансформаторов необходи­мо выполнять следующие условия.

• Состояние изоляции трансформаторов определять по комп­лексу измерений, с тем чтобы преимущества одного метода вос­полняли недостатки другого.
• Характеристики изоляции измерять в соответствии со схемами измерения, приведенными в табл. 5.1.
• При измерениях все вводы обмоток одного напряжения со­единять вместе. Остальные обмотки и бак трансформатора зазем­лять. Измерения начинать с сопротивленийи.
• Характеристики изоляции трансформаторов с маслом изме­рять при температуре верхних слоев масла не ниже 10 °С.
• Температуру трансформаторов без масла измеряют термомет­ром, установленным в кармане термосигнализатора на крышке бака; при этом карман заполняют трансформаторным маслом. Если температура масла ниже 10 °С, то для измерения характеристик изоляции трансформатор подогревают.

При нагреве трансформатора с маслом температуру изоляции принимают равной температуре обмотки ВН, определяемой по со­противлению этой обмотки постоянному току; это измерение про­изводят не ранее чем через 60 мин после отключения нагрева обмотки током или через 30 мин после отключения внешнего нагрева.

При нагреве трансформатора без масла и определении значениятемпературу изоляции измеряют термометром (или термопарой) на верхнем ярме магнитопровода непосредственно после изерения величини.

Для получения значений, указанных в протоколе заводского испытания, трансформатор необходимо нагреть до температуры, превышающей заводскую не менее чем на 10 °С; измерение ха­рактеристик изоляции производят при спаде температуры.

Таблица 5 Схемы измерения характеристик изоляции трансформаторов

Измерение характеристик изоляции производить не ранее чем через 12 ч после окончания заливки трансформатора маслом. Пе­ред измерениями требуется протереть поверхности вводов транс­форматора. Относительную влажность воздуха определять аспирационным или комнатным психрометром по таблицам, прилагаемым к приборам.

Нормы отбраковки изоляции трансформаторов на напряжение до 35 кВ

Тангенс угла диэлектрических потерь изоляции обмотокдля вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов, залитых мас­лом, не должен превышать значений, указанных в табл. 5.2.

Пересчет значений, измеренных на заводе при температуре t ₂, для приведения их к температуре измерения на монтаже а также для определения нормированных значенийпри температурах, некратных десяти, производят с помощью коэффици­ентазначения которого приведены в табл. 5.3.

Таблица 5.2 Максимально допустимые значения изоляции обмоток трансформаторов, %, при различных температурах

Примечание. Значения, указанные в таблице, относятся ко всем об­моткам данного трансформатора.

Таблица 5.3 Значения коэффициентовпри различных значениях t ₂ – t ₁

Примеры.

1. Трансформатор мощностью 10 000 кВ*А на 35 кВ. Данные заводского протокола: (при измерении по схеме ВН — бак, НН) при температуре 60 °С равен 1,2%. Температура изоляции трансформатора при измерении на монтаже 20°С.  Находим t ₂ – t ₁ = 60 - 20 = 40 °С; тогда по табл. 5.3 k ₁ = 3, откуда= 1,2/3,0 = 0,4 %. Значениена монтаже не должно превы­шать 130 % от 0,4 %, т.е. он должен быть не выше 0,4 - 1,3 = 0,52%.
2. Для трансформатора мощностью 1600 кВ*А на 35 кВ при из­мерении на монтаже= 1,2 %. Температура изоляции трансфор­матора 15⁰С. Поскольку в табл. 5.2 даны нормированные значениятоль­ко при температурах, кратных десяти, для проведения сравне­ния определяют нормированное значениепри 15 °С, для чего указанное в таблице значение, например при 20 °С, приво­дят к температуре 15°С с помощью коэффициента k _1. Тогда t ₂ – t ₁ = 20 - 15 = 5°С, a k ₁ = 1,15; следовательнопри 15°С равен 1,5/1,15 = 1,3, т.е. измеренное значение удовлетворяет нормам. Сопротивление изоляции обмоток, для вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов, залитых маслом, не должно быть менее значений, указанных в табл. 5.4. Пересчет значений, измеренных на заводе при температуре t ₂, для приведения их к температуре измерения на монтаже t ₁, а также для определения нормированных значенийпри тем­пературах, некратных десяти, производят с помощью коэффици­ент k ₁, значения которого приведены в табл. 5.5.

Таблица 5.4 Минимально допустимые значения сопротивлений обмоток трансформаторов, МОм, при различных температурах

Таблица 5.5 Значения коэффициентов k₂ при различных значениях t ₂ – t ₁

Примеры.

1. Трансформатор мощностью 16 000 кВ*А на 35 кВ. Данные заводского протокола: (при измерении по схеме ВН — бак, НН) равно 300 МОм при t ₂ = 55 °С. Температура изоля­ции трансформатора при измерении на монтаже 20 °С. Находим t ₂ – t ₁ = 35 °С; тогда (по табл. 5.5) k₂ = 4,15. Сопротив­ление изоляции, приведенное к 20 °С, МОм. Сопротивление изоляции на монтаже должно быть не ниже 70 % этого значения, т.е. не менееМОм.
2. Для трансформатора мощностью 6300 кВ*А на 35 кВ при из­мерении на монтаже= 500 МОм. Температура изоляции транс­форматора 13 °С. Поскольку нормированные значенияданы только при тем­пературах, кратных десяти, для сравнения необходимо опреде­лить нормированное значениепри 13 °С, для чего указанное в табл. 5.4 значение, например при 20 °С, приводят к темпера­туре 13 °С с помощью коэффициента k₂. В этом случае t ₂ – t ₁ = 20-13=7°С, a k₂ = 1,36. Следовательнопри 13 °С равно 300*1,36 = 408 МОм, т.е. измеренное значение (500 МОм) удовлетво­ряет нормам. Отношениедля трансформаторов мощностью менее 10000 кВ*А при температуре 10...30 °С должно быть не ниже 1,3.

Таблица 5.6 Минимально допустимое пробивное напряжение пробы масла трансформатора

Пробивное напряжение пробы остатков масла в трансформаторах на 110 кВ, транспортируемых без масла, должно быть не менее 50 кВ.

Пробивное напряжение проб масла из трансформаторов должно удовлетворять требованиям, приведенным в табл. 5.6. Отношение(для трансформаторов, поступивших на пред­приятие без масла или при необходимости осмотра активной ча­сти трансформатора со сливом масла) значений, измеренных в конце ревизии, и приращение значений, измеренных в конце и начале ревизии (приведенных к одной температуре), не должно превышать значений, указанных в табл. 5.7.

Пересчет значения, измеренного в конце ревизии при температуре t ₁ обмотки ВН для приведения его к температуре t ₂ обмотки ВН, измеренной в начале работ, производят с помощью коэффициента k₃, значения которого приведены в табл. 5.8.

Пример. Начальное значениеобмотки трансформатора мощностью 10000 кВ*А на 35 кВ при температуре обмотки 20°С равно 4%. Значение, измеренное в конце работ при темпе­ратуре обмотки 15°С, равно 6%. Находим разницу температур t ₂ – t ₁ = 5°С; тогда по табл. 5.8 k₃ = 1,25. Значение, приведенное к 20 °С будет 6*1,25 = 7,5 %.

Таблица 5.7 Максимально допустимое отношениезначений обмоток трансформаторов, измеренных в конце ревизии (и приращение значений, измеренных в конце и начале ревизии)

Мощность и класс напряжения трансформатора	, %, при температуре изоляции, °С
	10	20	30	40	50
До 35кВ мощностью до 6300 кВ*А	13(4)	20 (6)	30(9)	45(13,5)	75 (22)
До 35 кВ мощностью 10000 кВ*А и более и на 110 кВ независимо от мощности	8(3)	12(4)	18(5)	29 (8,5)	44(13)

Примечание. Значенияотносятся ко всем обмоткам данного транс-Ч^РМатора; их измеряют по схемам, приведенным в табл. 5.1.

Таблица 5.8 Значения коэффициентов k₃

Таблица 5.8 Максимально допустимые значения, %, обмоток трансформаторов в масле при различных температурах обмоток

Разность значенийв конце и начале работ, приведенная к 20 °С, будет 7,5 - 4 = 3,5 %, т.е. эта разность не превышает 4% (см. табл. 5.7).

Величинадля вновь вводимых в эксплуатацию трансфор­маторов, залитых маслом, измеренная на монтаже, не должна пре­вышать значений, указанных в табл. 5.9.

Нормы отбраковки изоляции трансформаторов на напряжение 110 кВ

Значенияизоляции обмоток, измеренные на монтаже при заводской температуре или приведенные к одинаковой темпера­туре (если температура при измерении отличается от заводской), должны быть не более 130 % от данных заводского протокола ис­пытаний.

Для приведения значений, измеренных на заводе, к темпе­ратуре измерения при монтаже производят пересчет с учетом ко­эффициента k₁, значения которого приведены в табл. 5.3.

Значения сопротивления изоляции обмоток, измеренные на монтаже при заводской температуре (если температура при изме­рении отличается от заводской), должны быть не менее 70 % от данных заводского протокола.

Для приведения значений, измеренных на заводе, к тем­пературе изоляции при монтаже производят пересчет при помо­щи коэффициента k ₂, значения которого приведены в табл. 5. 5.

Значения пробивного напряжения пробы масла трансформатор®6 приведены в табл. 5.6, а значения— в табл. 5.7.

5.3. Условия включения трансформаторов в эксплуатацию без сушки

Решение вопроса о включении трансформатора в эксплуата­цию после монтажа или ремонта зависит от его мощности, на­пряжения, условий транспортировки (с расширителем или без него, с маслом или без масла), а также от условий, в которых находился трансформатор до начала монтажа и в период его вы­полнения. Ревизию трансформатора начинают с проверки его герметич­ности (табл. 5.10). Условия включения трансформаторов пяти групп (I...V) без сушки приведены в табл. 5.11... 5.14.

Таблица 5.10 Методы проверки герметичности трансформаторов

Примечание. Результаты проверки герметичности оформляют актом (или протоколом) и учитывают при решении вопроса о введении трансформатора в аксплуатанию без сушки.

Таблица 5.11 Условия включения трансформаторов I и II групп без сушки (I группа — трансформаторы мощностью до 1000 кВ*А на напряжение до 35 кВ, транспортируемые с маслом и расширителем; II группа — трансформаторы мощностью 1600...6300 кВ*А на напряжение до 35 кВ, транспортируемые с маслом и расширителем)

Герметичность	Пробивное напряжение масла	и		обмоток
а	б	в	г	д
1. Уровень масла в расширителе в пределах отметок масло указателя	1. Не менее 25 кВ (действующее значение) для трансформаторов напряжением до 15кВ и не менее 30 кВ для трансформаторов на­пряжением до 35 кВ	должно соот­ветствовать нормам (табл. 5.4); при t = 10...30 °С	При невыполнении условий а-1, 6-1 или в дополнительно опре­деляют отношениеобмоток в мас­ле, которое должно удовлетворять нормам (табл. 5.9)	Если значение не соответствует данным табл. 5.9, измеряют обмоток в масле, кото­рый должен удовлетво­рять нормам табл. 5.2
2. Уровень масла ниже отметок масло указателя, но обмотки переключателя покрыты маслом	2 . На 5 кВ ниже по сравнению со значениями, указанными в п.1	-	-	-

Примечание. Для включения трансформаторов этих групп без сушки достаточно выполнение одной из следующих комбина­ций: 1) а-1, 6-1, в; 2) а-2, 6-1, в, г (или д); 3) а-1, 6-2, в, г (или д); 4) а-1, 6-1, г (или д). Для трансформаторов мощностью до 100 кВ*А достаточно выполнение комбинаций: 1) а-1, 6-1; 2) а-2, 6-1 (или д); 3) а-1, 6-2, г (или д).

Таблица 5.12 Условия включения трансформаторов III группы (мощностью 10000 кВ*А и более на напряжение до 35 кВ, транспортируемых с маслом без расширителя) без сушки

Герметичность	Пробивное напряжение масла	и		обмоток
а	б	в	г	д
Проверка герметичности уплотнений в соответствии с указаниями, приведенными в табл. 5.10	Не менее 25 кВ (действующее значение) для трансформаторов напряжением до 1 5 кВ и не менее 30 кВ для трансформаторов напряжением до 35 кВ	должно соответствовать нормам (табл. 5.4) или не должно отличаться от данных заводского протокола, приведенных к температуре измерения на монтаже в соответствии с табл. 5.4, более чем на 30 % в сторону понижения	Отношение должно быть не более значений, указанных в табл. 5.9	Если значениене удовлетворяет нормам, измеряетсяобмотки, который должен соответствовать данным табл. 5.9 или не должен отличаться от данных заводского протокола, приведенных к температуре измерения на монтаже в соответствии с табл. 5.2, более чем на 30 % в сторону увеличения

Примечание. Для включения трансформаторов этой группы без сушки достаточно выполнения условий, приведенных в графах а, б, в, г (или д).

Таблица 5.13 Условия включения трансформаторов IV группы (на напряжение 110 кВ всех мощностей, транспортируемых с маслом без расширителя) без сушки

Герметичность	Пробивное напряжение масла		обмоток
а	б	в	г	д
Проверка герметичности уплотнений в соответствии с указаниями, приведенными табл. 5.10	Не менее 55 кВ (действующее значение)	не должно отли­чаться от данных завод­ского протокола, при­веденных к температуре измерения на монтаже в соответствии с табл. 5.4, более чем на 30 % в сторону  уменьшения	обмоток не должен отличаться от данных заводского протокола, приведенных к температуре измерения на монтаже в соответствии с табл. 5.2, более чем на 30 % в сторону увеличения	При необходимости осмотра активной части трансформатора со сливом масла определить отношение в конце ревизии и приращение отношения , определенного в конце и начале ревизии (приведенные к одной температуре). Они должны соответствовать нормам, указанным в табл. 5.7

Примечание. Для включения трансформаторов этой группы без сушки достаточно соблюдения одной из следующих комби­наций условий: 1) а, б, в, г (если ревизию активной части не производили); 2) а, б, в, г, д (если производили ревизию активной части со сливом масла).

Измерениеиобмоток производят после заливки трансформатора маслом.

Таблица  5.14 Условия включения трансформаторов V группы (на 110 кВ всех мощностей, транспортируемых без масла) без сушки

Герметичность	Пробивное напряжение масла		Состояние индикатора увлажнения	обмоток
а	б	в	г	д	е
Проверка герметичности уплотнений в соответствии с указаниями, приведенными в табл. 5.10	1. Пробивное напряжение остатков масла со дна бака должно быть не менее 50 кВ (действующее значение) 2. При соблюдении условий а, 6-1, г, е разрешается заливка трансформатора маслом (обмотка должна быть покрыта маслом). Пробивное напряжение из нижней части бака, должно быть не менее 55 кВ	, измеренное после заливки трансформатора маслом, не должно отличаться от данных заводского протокола, приведенных к температуре измерения на монтаже в соответствии с табл. 5.4, более чем на 30 % в сторону уменьшения	Индикаторный силикагель для не увлажненного трансформатора должен иметь голубой цвет	обмоток, измеренный после заливки трансформатора маслом, не должен отличаться от данных заводского протокола, приведенных к температуре измерения на монтаже в соответствии с табл. 5.2, более чем на 30% в сторону увеличения	Отношение АС/ С, определенное в конце ревизии, и приращение отношения ДС/С, ревизии (приведенные к одной температуре), должны соответствовать нормам, указанным в табл. 5.7

Примечание. Для включения трансформаторов этой группы без сушки необходимо соблюдение требований, приведенных в графах а, 6-1, 6-2, в, г, д, е. Измерениеиобмоток выполняют после заливки маслом.

5.4. Контрольный прогрев и контрольная подсушка трансформаторов в масле

При установке на объектах контрольный прогрев в масле выпол­няют для силовых трансформаторов всех мощностей на напряже­ния до 110 кВ в следующих случаях:

• наличие признаков увлажнения масла, с которыми прибыл трансформатор, или при значениях (для трансформаторов транспортируемых без масла), превышающих нормы (см. табл. 5.12)
• время пребывания активной части трансформатора на воздухе превышает значения, указанные в табл. 5.15;
• характеристики изоляции не соответствуют нормам.

Контрольный прогрев трансформатора производят с маслом без вакуума до температуры верхних слоев масла, превышающей высшую из температур, указанных в паспорте трансформатора, на 5 °С при нагреве методом постоянного тока или методом ко­роткого замыкания и на 15 °С при нагреве индукционным мето­дом. Температура верхних слоев масла (в обоих случаях) не долж­на превышать 75 "С. Контрольный прогрев заканчивают при тем­пературе верхних слоев масла, превышающей на 5 °С температу­ру, до которой производят прогрев.

Контрольную подсушку трансформатора в масле, т. е. контрольный прогрев, но с применением вакуума 46,5 кПа (350 мм рт. ст.) при температуре верхних слоев масла 80 °С производят, если в резуль­тате контрольного прогрева без вакуума характеристики изоля­ции не соответствуют нормам.

Через каждые 12 ч контрольной подсушкой в течение 4 ч спе­циальным шестеренчатым масляным насосом производительнос­тью не менее 4...6 м³/ч обеспечивается циркуляция масла через трансформатор. Подсушку прекращают, когда характеристики изо­ляции будут соответствовать нормам, но не ранее чем через 36 ч

Таблица 5.15 Допускаемая продолжительность пребывания активной части трансформатора на воздухе

после достижения температуры 80°. Продолжительность контрольного прогрева или контрольной подсушки не более 48 ч. Если а это время характеристики изоляции не достигнут требуемых значений, трансформатор подлежит сушке.

Контрольный прогрев (или контрольную подсушку) трансфор­матора выполняют одним из следующих методов:

• индукционным нагревом за счет вихревых потерь в стали бака;
• прогревом постоянным током;
• прогревом токами короткого замыкания.

В качестве дополнительного нагрева рекомендуется применять электронагревательные печи закрытого типа, установленные под дном трансформатора (из расчета 1...2 кВт на 1 м² поверхности дна бака).

Прогрев постоянным током по сравнению с методом индук­ционных потерь имеет значительные преимущества:

• сокращение материальных ресурсов и затрат труда при подго­товке к процессу;
• сокращение расхода электроэнергии;
• обеспечение возможности постоянного контроля температуры обмоток.

Для прогрева трансформатора постоянным током необходимо пропустить через его обмотки ток, близкий к номинальному, при этом обычно используют только обмотки ВН и СН. Наиболее це­лесообразно использование схем прогрева, в которых обмотки всех трех фаз трансформатора обтекаются прогревающим током, что обеспечивается соответственно параллельным или последователь­ным их соединением. Иногда применяют менее эффективные схе­мы прогрева с последовательным соединением обмоток только двух фаз или схемы, в которых две фазы соединяются параллель­но, а третья включается последовательно с ними.

Использование указанных схем соединения обмоток для про­грева возможно для трансформаторов, у которых звезда и треу­гольник выведены на крышке, или для трансформаторов с регу­лировкой напряжения под нагрузкой.

Напряжение, необходимое для прогрева, определяется в зави­симости от схемы соединения обмоток трансформаторов:

• при параллельном соединении всех трех фазных обмоток
• при двух фазах, соединенных параллельно и включенных последовательно с третьей,
• при двух крайних фазах, включенных последовательно,
• при трех фазах, включенных последовательно,

где— максимальный фазный ток прогреваемой обмотки, А.— сопротивление фазы обмотки при 15 ⁰С, Ом; k = 0,8...0,9 -1 коэффициент, учитывающий изменения сопротивленияпри нагреве.

Начинать прогрев до достижения температуры верхних слоев масла 40 °С разрешается током, равным 1,2 от номинального.

Сопротивлениекаждой фазы обмотки, входящей в схему про­грева, определяют по технической документации или измерением.

Источниками постоянного тока на монтаже могут быть генера­торы возбуждения (резервные) и сварочные генераторы .

Прогрев трансформатора постоянным током запрещается до получения результатов измерений:

• тока холостого хода при пониженном напряжении;
• сопротивления обмоток постоянному току и коэффициента трансформации на выбранном положении переключателей;
• сопротивления изоляции обмоток, а также в случае обнаруже­ния каких-либо дефектов на активной части.

При прогреве постоянным током контролируют температуру верхних слоев масла - по термометрическому сигнализатору и температуру tr обмотки — измерением ее омического сопротив­ления Rr и пересчетом по формуле

где R и t — сопротивление и температура обмотки, приведенные в паспорте трансформатора.

Бак трансформатора и обмотки, не участвующие в прогреве (если они электрически не связаны с прогреваемыми обмотка­ми), надежно заземляют; также заземляют и закорачивают обмот­ки трансформаторов тока.

Нагрев продолжается не менее 10 ч, считая с момента включе­ния трансформатора на прогрев. Прогрев трехфазных трансформаторов методом короткого за­мыкания производится по схемам включения обмоток, приведен­ным на рис. 5.1.

При потерях мощности короткого замыканияменее 500 кВт и температуре обмоток 75 °С необходимая мощность для прогрева трехфазных трансформаторов

а при> 500 кВт мощность прогрева= 0,49.

Рис. 5.1. Схемы включения обмоток для контрольного прогрева токами короткого замыкания: а — двух обмоточных трансформаторов (1 и 2); б — трех обмоточных трансформа­торов (3...8)

Когда мощности обмоток, участвующих в прогреве, не равны и питание подается на обмотку меньшей мощности или равны, ток прогрева

где— номинальный линейный ток питаемой обмотки, А.

Когда мощности обмоток не равны и питание подается на об­мотку большей мощности, ток прогрева

где— номинальная мощность (большая) питаемой обмот­ай, кВт;- номинальная мощность (меньшая) обмотки, замкнутой накоротко, кВт.

При этом ток прогрева.

Когда мощности обмоток не равны и питание подается на об­мотку большей мощности или равны, напряжение прогрева транс­форматора

где— напряжение КЗ пары обмоток, участвующих в прогреве, %;- оминальное напряжение питаемой обмотки, кВ.

Когда мощности участвующих в прогреве обмоток не равны и питание подается на обмотку меньшей мощности, напряжение прогрева

Прогрев трансформатора методом короткого замыкания (так же, как и прогрев постоянным током) запрещается в случае об­наружения указанных выше дефектов на активной части. Прогрев производят с установленными вводами, расширителем, выхлоп­ной трубой и маслом, залитым до нормального уровня.

5.5. Сушка трансформаторов

Как правило, трансформаторы, прошедшие ремонт с полной или частичной сменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов измерений. Сушку изоляции трансформатора высокой температурой про­изводят в вакуумных шкафах и собственном баке (без масла) или специальных камерах.

Процесс сушки изоляции трансформаторов состоит в искус­ственном создании условий, при которых влага перемещается из внутренних слоев изоляции к поверхности, а с поверхности в окружающую среду. Перемещение влаги внутри материала про­исходит в соответствии с физическими законами от более влаж­ных слоев к менее влажным и от более нагретых к менее нагре­тым. Перемещения влаги с поверхности изоляции в окружа­ющую среду происходит под действием разности давлений пара на поверхности изоляционного материала и в окружающем про­странстве.

Таким образом, в процессе сушки необходимо повышать дав­ление пара у поверхности материала, что достигается его нагре­вом, и понижать давление в окружающем пространстве посред­ством создания вакуума или вентиляции сушильного простран­ства сухим воздухом.

Рис. 5.2. Схема сушки трансформатора в камере при помощи воздуходувки: 1 — вентилятор; 2 — нагреватель; 3 — искроуловитель; 4 — утепленная камера; 5 — регулировочный шибер; 6 — термометры; 7 — термопара на обмотке

При сушке изоляции сухим воздухом активную часть транс­форматора помещают в хорошо утепленную и защищенную из­нутри от возгорания камеру (рис. 5.2). Сухой воздух в камеру пода­ется от воздуходувки и удаляется через вытяжное отверстие, унося с собой пары воды. Температура входящего в камеру воздуха долж­на быть не выше 105"С, а выходящего — не ниже 80...90°С. Для контроля за температурой используются термометры. Количество воздуха, подаваемого в камеру за 1 мин, должно быть в 1,5 раза больше объема камеры.

В эксплуатации наиболее часто применяется сушка трансфор­матора в его же баке без масла с применением вакуума, допусти­мого для данной конструкции (рис. 5.3).

Перед сушкой масло удаляют и бак насухо протирают. Выем­ную часть опускают в бак, крышку которого герметично крепят болтами. Для контроля за температурой на сердечнике и баке ус­танавливают термодатчики сопротивления (рис. 5.4). Для нагрева на бак наматывают обмотку, предварительно подложив под нее тепловую изоляцию (асбест или стеклоткань).

Обмотку накладывают не на весь бак, а на 40... 60 % его высоты в нижней части трансформатора, чтобы температура распределя­лась более равномерно. Если нет асбеста или стеклоткани, подкладывают деревянные рейки толщиной 1... 2 см. Провод для обмотки рекомендуется брать с асбестовой изоляцией. На трубчатые или ребристые баки обмотку наматывают поверх труб или ребер. Для дополнительного подогрева под дно бака ставят электропечь (табл. 5.16).

Рис. 5.3. Схема сушки трансформатора в собственном баке под вакуумом:1 — теплоизоляция бака; 2 — вакуумметр; 3 — витки индукционной обмотки; 4— охладительная колонка; 5 — вакуум-насосы; 6 — фильтр для очистки подса­сываемого воздуха; 7 — бачок для слива масла

Сушка происходит следующим образом. Обмотка, подключен­ная к сети переменного тока с напряжением 220...380 В или сва­рочному трансформатору, обтекается током. Образующийся при этом магнитный поток создает в стенках бака индукционные токи, нагревающие его.

Когда температура обмоток трансформатора достигает 85... 100 °С, для удаления паров из бака включается вакуум-насос, со­здающий разрежение до 20 кПа. В дальнейшем ежечасно вакуум увеличивают на 6 кПа и дово­дят до предельно допустимого для данного бака.

Рис. 5.4. Точки (1...22) установки термодатчиков на активной части и баке трансформатора

Сушка должна происходить при температуре обмоток транс­форматора не выше 100 ⁰С, а бака не выше 120 "С. Регулиро­вание температуры производит­ся включением и отключение обмотки или частичным отключением ее витков.

Таблица 5.16 Зависимость мощности электропечей для подогрева дна бака от его периметра

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

Для ускорения сушки рекомендуется использовать эффект тер­модиффузии. Для этого в процессе сушки температуру поверхнос­тей активной части периодически снижают до 50...60 °С и затем повышают до прежнего уровня. При снижении температуры ох­лаждаются верхние (наружные) слои изоляции, возникает пере­пад температур наружных и внутренних слоев, вызывающий вы­деление влаги из внутренних слоев и способствующий ускорению процесса сушки.

Расчет намагничивающей обмотки для сушки трансформатора индукционными токами производится следующим образом.

Требуемая мощность сушки определяется по формуле

где k — коэффициент теплоотдачи, равный 5 Вт/м² для утеплен­ного и 12 Вт/м² для не утепленного бака; F — поверхность бака; t окр — температура окружающего воздуха.

Число витков однофазной намагничивающей обмотки

А - коэффициент, определяемый по удельному расходу мощно­сти;— подводимое напряжение, В; l — периметр бака, м; h — высота боковой поверхности бака

Значения коэффициента А приведены в табл. 5.17. Ток в обмотке при однофазном источнике питания

гдепринимается равным 0,53.

Таблица 5. 17 Зависимость коэффициента А для баков с толщиной стенки 6 мм и более от удельного расхода мощности на сушку трансформатора

Для намотки на бак применяется провод марок ПР, ПРГ или АПР, сечение которого определяется по формуле, мм², где— удельная плотность тока, А/мм², для провода марок ПР и ПРГ принимается равным 3... 6 А/мм², а для провода марки АПР -2...5 А/мм².

Число витков трехфазной обмотки определяется по следующим формулам:

гдеи- число витков, укладываемых в верхней и нижней частях бака;— число витков, укладываемых в средней части бака.

Ток в намагничивающих обмотках

5.6. Включение сухих и сов толовых трансформаторов на напряжение до 15,75 кВ

Сухие трансформаторы хранят в закрытом, сухом, проветрива­емом помещении при температуре не ниже 5 °С и относительной влажности воздуха не более 80 %.

При проверке состояния сухого трансформатора и подготовке его к включению необходимо:

• произвести внешний осмотр, снять консервирующую смазку, тщательно продуть трансформатор чистым воздухом и протереть обратив особое внимание на чистоту изоляторов;
• мегомметром на напряжение 1000 В проверить изоляцию стяжек или шпилек, прессующих магнитопровод, и стальных колец, прессующих обмотки, и убедиться в отсутствии замыканий их с магнитопроводом трансформатора;
• измерить сопротивление обмоток постоянному току на всех ответвлениях. Сопротивления аналогичных ответвлений разных фаз не должны отличаться друг от друга более чем на 2 % (если нет специальных указаний в паспорте трансформатора);
• проверить коэффициент трансформации на всех ответвлениях обмоток;
• измерить сопротивление изоляции каждой обмотки трансфор­матора относительно других обмоток, соединенных с его зазем­ленным корпусом.
• Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при темпе­ратуре 20... 30 °С должно соответствовать нормам, указанным в табл. 5.18, или быть не более чем на 30 % меньше значений заводского протокола.

Сопротивление изоляции следует измерять мегомметром на напряжение 2500 В; для трансформаторов напряжением 10 кВ и ниже допускается применять мегомметр на 1000 В.

Если сопротивление изоляции обмоток трансформаторов ниже значений, указанных в табл. 5.18, необходимо произвести сушку трансформатора одним из следующих методов:

• токами короткого замыкания;
• в специальном шкафу с электрическим обогревом;
• при помощи воздуходувки с применением фильтров и искрогасительных камер.

Сушку следует продолжать до тех пор, пока сопротивление изоляции обмоток при температуре 85... 100 °С не будет постоян­ным в течение не менее 8... 12 ч.

Температуру обмоток определяют измерением сопротивления обмоток постоянному току или двумя-тремя термопарами (спир­товыми термометрами), установленными в наиболее нагретых местах: в канале между обмотками, под верхним ярмом магнитопровода.

Трансформаторы мощностью до 400 кВ*А, снабженные жесткой рамой (салазками), следует перемещать по монтажной площадке на монтажных катках или трубах; трансформаторы мощностью 630 кВ*А и более — на тележке с переставными гладким катками.

Таблица 5.18 Предельное сопротивление изоляции сухих трансформаторов различных классов напряжения

Трансформаторы должны устанавливаться в закрытом не запыленном, невзрывоопасном помещении с достаточным притоком чистого воздуха на расстоянии не менее 200 мм от стен или других предметов.

Окружающая среда не должна содержать агрессивных испаре­ний; относительная влажность воздуха в помещении не должна превышать 80 %.

Совтоловые трансформаторы хранят в заводской упаковке в месте, защищенном от атмосферных осадков. При подготовке совтолового трансформатора к включению необходимо:

• произвести внешний осмотр;
• проверить герметизацию, для чего открыть кран между баком трансформатора и мановакуумметром и замерить избыточное дав­ление, которое должно составлять 2 Па (0,2 кгс/м²);
• снизить избыточное давление до нуля или снять вакуум через специальную пробку в верхней части бака;
• заменить временную стальную заглушку на крышке над реле дав­ления специальной стеклянной диафрагмой, предварительно уста­новив реле давления. Стеклянную диафрагму заменять в минималь­ный срок во избежание увлажнения совтола;
• проверить уровень совтола по температурной отметке соответ­ствующего указателя (при несоответствии уровня совтола нормам слить его избыток через нижний вентиль или долить через верх­ний вентиль до нужного уровня);
• взять пробу совтола и проверить его электрическую прочность, которая должна быть не ниже 30 кВ при температуре (65 + 3) "С, в противном случае необходимо произвести замену совтола (электрическая прочность совтола определяется средним зна­чением, полученным из пяти последовательно проведенным пробоям);
• проверить сопротивление изоляции обмоток с помощью мегом­метра на напряжение 2500 В;
• измерить сопротивление постоянному току на всех ответвле­ниях обмоток.

По монтажной площадке трансформаторы следует перемешать на монтажных катках или трубах, установленных на жесткую раму (салазки). Общие правила работы с совтолом. Применяемые шланги, прокладки и другие материалы должны быть стойкие к совтолу.

5.7. Техническая документация и включение трансформаторов

При сдаче трансформатора в эксплуатацию оформляют:

1. Комплект технической документации завода-изготовителя, на основании которой выполняется монтаж.
2. Акт приемки фундамента трансформатора под монтаж.
3. Акт приемки в монтаж силового трансформатора.
4. Протокол определения возможности ввода в эксплуатацию трансформатора без ревизии активной части.
5. Протокол ревизии трансформатора (если таковая произво­дилась).
6. Протоколы измерений характеристик изоляции.
7. Протокол сушки трансформатора (если таковая производи­лась).
8. Протокол испытания и промывки охлаждающих устройств трансформатора (радиаторов, системы охлаждения ДЦ, Ц).
9. Протокол анализа физико-химических свойств трансформа­торного масла.
10. Протоколы проверки в лаборатории газового реле, реле уров­ня масла, реле KS-1000 (переключающего устройства типа РС-3), термометрических сигнализаторов (термометров) и всех измери­тельных приборов.
11. Протоколы испытаний трансформатора и защитных устройств.
12. Протокол испытания на герметичность давлением столба масла полностью смонтированного трансформатора. Оформление указанной документации обеспечивают:

• монтажная организация (п. 1, 2, 7, 8, 12);
• наладочная организация (п.11);
• монтажная и наладочная организации (п. 3... 6);
• предприятие-заказчик (п. 9 и 10).

Примечание. Если между окончанием монтажа и включением трансформатора на 110 кВ прошло более 3 мес, наладочная организация по заданию предприятия-заказчика выполняет повторно измерение сопротивления изоляции,ивсех его обмоток, а также измерение сопротивления обмоток постоянному току в рабочем положении переключателей.

Включение трансформаторов. Включение трансформатора на 110 кВ под напряжение допускается не ранее чем через 12ч после последней доливки масла. На время пробного включения транс­форматора максимальную защиту устанавливают с нулевой вы­держкой времени, сигнальные контакты газовой защиты пере соединяют на отключение выключателя. До пробного включения трансформатора проверяют:

• уровень масла в расширителе и маслонаполненных вводах;
• состояние изоляторов (отсутствие повреждений, грязи, краски);
• отсутствие посторонних предметов на трансформаторе;
• открыты ли радиаторные краны, кран маслопровода, газового реле а также задвижки (верхняя и нижняя) систем охлаждения ДЦ и Ц;
• отсутствие воздуха в трансформаторе (отвинчиванием пробок на вводах, люках и других частях), а также в газовом реле;
• заземление бака;
• отсутствие течи масла;
• правильность положения указателей на всех переключателях на­пряжения, а в трансформаторах с РПН — схему управления при­водом переключающего устройства;
• соблюдение всех требований техники безопасности.

Включение трансформатора производят толчком на номиналь­ное напряжение не менее чем на 30 мин, при этом его прослуши­вают и наблюдают за состоянием. Нормальная работа трансформатора сопровождается умерен­ным, равномерным звуком, без резкого гудения или повышенно­го местного шума и треска внутри него.

Трансформатор отключают в следующих случаях: сильном (или неравномерном) шуме или потрескивании внутри него; ненор­мально возрастающей температуре масла; выбросе масла из рас­ширителя или разрыве диафрагмы выхлопной трубы; течи масла, вызывающей резкое снижение его уровня в расширителе, и при других явных признаках нарушения нормального состояния.

После снятия напряжения изменяют уставку максимальной защиты и сигнальные контакты газовой защиты на сигнал, после чего несколько раз включают и отключают трансформатор толч­ком на полное номинальное напряжение для проверки отстройки его защиты от бросков намагничивающего тока.

При удовлетворительных результатах пробного включения транс­форматор ставится под нагрузку и принимается в эксплуатацию.

ПРИЛОЖЕНИЯ.  Основные данные трансформаторов

Приложение 1

Двухобмоточные трехфазные трансформаторы мощностью от 25 до 25 000 кВ*А на напряжение 6; 10 кВ (ГОСТ 11920—85Е)

Приложение 3

Трансформаторы трехфазные мощностью до 125000 кВ*А, на напряжение 110 кВ с регулированием напряжения под нагрузкой (ГОСТ 12965—85Е)

Приложение 4

Трех обмоточные трансформаторы

Примечания:

- Структура условного обозначения: Т-трехфазный, Д-принудительная циркуляция воздуха и естествен­ная масла,   Т-трех обмоточный,   Н - регулирование   напряжения   под нагрузкой.

- Мощность каждой из обмоток (ВН, СН и НН) составляет по 100% от номинальной.

 Приложение 5

Комплектные трансформаторные подстанции

Примечание. Буква М в обозначении типа трансформатора — магистральные, Н — наружной установки.

Приложение 6

Параметры КТПП Самарского завода

Примечание. Буква П в обозначении типа трансформатора — для объектов промышленности.

Приложение 7

Трансформаторы трехфазные сухие мощностью от 10 до 160 кВ*А, напряжением до 660 В

Приложение 8

Трансформаторы силовые трехфазные сухие защищенные общего назначения мощностью от 160 до 1600 кВ*А на напряжение от 6 до 15,75 кВ

Приложение 9

Трансформаторы сухие для электрических распределительных сетей с литой изоляцией «Tribal» (Франция). Номинальная мощность указана для естественного охлаждения, при принудительной вентиляции она может быть увеличена на 40%.

Приложение 10

Трансформаторы с негорючим жидким наполнителем (ОАО «Уралэлектротяжмаш») на 6; 10 кВ*

^*Т — трехфазный; Н — охлаждение естественное негорючим диэлектриком; Э — экологически чистый диэлектрик; 3 - герметизированный.

 Приложение 11

Допуски на технические параметры различных трансформаторов (ГОСТ 11677-85)

Примечание. Отсутствие отрицательного допуска для тока холостого хода и потерь означает, что значения эти снизу не ограничены.

Приложение 12

Габариты трансформатора

Приложение 13

Приближенные значения полных сопротивлений обмоток масляных трансформаторов ZTp, Ом, при различных схемах соединения обмоток

Примечания: Данные таблицы относятся к трансформаторам с обмот­ками НН 400/230 В.

При расчете системы зануления в сетях до 1 кВ и, в частности при вычис­лении сопротивления петли фаза —нуль, необходимо знать полное сопротивле­ние обмоток трансформаторов.

 Приложение 14

Допустимый уровень звука L_A, дБ (А), не более, для трансформаторов с охлаждением видов М, MB и Ц, а также Д и ДЦ (при отсутствии охладителей с принудительным обдувом) в зависимости от мощности и номинального напряжения

Примечание. Для трансформаторов, уровни звуков которых превышают до­пустимые значения на рабочих местах, мероприятия по снижению шума до са­нитарной нормы определяет ГОСТ 12.1.003—83.

Приложение 15

Понижающие трансформаторные подстанции различной мощности на напряжение 10/0,4 кВ для нужд сельских районов

Примечание. ПТМА — трансформаторная подстанция мачтовая с автоматическими выключателями; ПТС — трансформатор­ная подстанция одно-столбовая; ПТСП — трансформаторная подстанция с комплексным аппаратом ПВР; ПТСУ — трансформатор­ная подстанция одно-столбовая упрощенного типа; КТПСО — комплексная трансформаторная подстанция столбовая однофазная.