Автор: Лизунова С.Д.
Теги: электротехника электрические машины и аппараты электронно-и аппаратостроение электроника ток силовые трансформаторы
ISBN: 5-98073-004-4
Год: 2004
Текст
СИЛОВЫЕ
ТРАНСФОРМАТОРЫ
справочная книга
ЭНЕРГОИЗДАТ
СИЛОВЫЕ
ТРАНСФОРМАТОРЫ
Справочная книга
Под редакцией С. Д. ЛИЗУНОВА и А. К. ЛОХАНИНА
МОСКВА
ЭНЕРГОИЗДАТ
2004
УДК 621.314.21(03)
ББК 31.261.8
С36
Книга издается при финансовой поддержке Всероссийского электротехни-
ческого института
Авторы и составители: Г. Н. Александров8, В. Ш. Аншин1, А. Е. Воронов1,
Л. Л. Глазунова2, И. С. Диханов3, С. Д. Кассихин5, Л. В. Лейтес2, С. Д. Лизунов1,
А. К. Лоханин2, А. И. Лурье2, Г. А. Маликова1, Т. И. Морозова2, Ю. С. Пинталь6,
В. В. Порудоминский1, В. В. Соколов4, Ю. П. Строганов1, В. И. Тищенко1,
Я. Л. Фишлер7, Л. Н. Шифрин1, Г. Я. Шнейдер1
Примечание:
1 — ОАО «Электрозавод», 2 — ВЭИ, 3 — ВИТ, 4 — НИЦ «Запорожсервис», 5 — ЗАО «Изо-
лятор», 6 — МЭИ (Технический университет), 7 — Уралэлектротяжмаш, 8 — С.П.б. ТПУ.
Силовые трансформаторы. Справочная книга / Под ред.
С36 С. Д. Лизунова, А. К. Лоханина. М.: Энергоиздат, 2004. — 616 с.
ISBN 5-98073-004-4
В книге изложены основные практические вопросы современных высо-
ковольтных трансформаторов. Авторы подготовили и систематизировали ма-
териал справочной книги, основываясь на собственном многолетнем опыте и
многочисленных публикациях в отечественной и зарубежной периодической
литературе.
Книга рассчитана на специалистов в области электроэнергетического
оборудования, инженерно-технических работников трансформаторных заво-
дов, персонала энергетических систем, связанного с эксплуатацией трансфор-
маторов, а также может быть использована как пособие для студентов энер-
гетических вузов.
ISBN 5-98073-004-4
© ГУП «Всероссийский электротехнический институт», 2004
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие........................ 15
Глава первая. Охлаждение .......... 16
1. Потери в трансформаторе ........ 16
1.1. Составляющие потерь ....... 16
1.2. Потери короткого замыкания . 16
1.3. Потери холостого хода...... 16
2. Нормы нагрева................... 16
2.1. Основные принципы установ-
ления норм нагрева трансформато-
ров ............................ 16
2.2. Условия окружающей среды . . 17
2.3. Изоляционные материалы,
применяемые в трансформагоросг-
роении и нормы нагрева трансфор-
маторов ........................ 17
2.4. Стандарты, нормирующие тре-
бования, связанные с нагревом и ох-
лаждением трансформаторов....... 18
3. Системы охлаждения трансформа-
торов ............................. 18
3.1. Обозначение систем охлажде-
ния ............................ 18
3.2. Естественная циркуляция мас-
ла и воздуха (система М)........ 18
3.3. Естественная циркуляция мас-
ла и принудительная циркуляция
воздуха (система Д) ............ 19
3.4. Принудительная циркуляция
масла и воздуха (система ДЦ).... 19
3.5. Система с направленной цир-
куляцией масла в обмотках (система
НДЦ) ........................... 20
3.6. Система с принудительной цир-
куляцией масла и воды (система Ц) . 21
4. Процессы теплопередачи и тепло-
вые расчеты ....................... 21
4.1. Общее понятие о теплообмене,
простейшая модель процессов теп-
лопередачи ..................... 21
4.2. Реальные условия теплопереда-
чи в обмотках и магнитопроводе . . 24
4.3. Особенности передачи тепла
при принудительной циркуляции
масла и воздуха и направленной
циркуляции масла ............... 25
4.4. Нестационарные (переходные)
процессы нагрева и охлаждения ... 26
4.5. Тепловой расчет обмоток и маг-
нитопровода ................... 29
4.5.1. Основные принципы рас-
чета 29
4.5.2. Краткая характеристика
обмоток ................... 29
4.5.3. Тепловой расчет катушеч-
ных обмоток ............... 30
4.5.4. Тепловой расчет цилинд-
рических обмоток .......... 31
4.5.5. Тепловой расчет магнит-
ной системы................ 31
4.6. Наружное охлаждение и вопро-
сы выбора систем охлаждения .... 31
Литература к главе 1........... 32
Глава вторая. Нагрузочная способ-
ность ............................ 33
1. Общие положения ............... 33
2. Определения.................... 33
2.1. Распределительный трансфор-
матор ......................... 33
2.2. Силовой трансформатор сред-
ней мощности................... 33
2.3. Большой силовой трансформа-
тор ........................... 34
2.4. Режим циклических нагрузок . 34
2.5. Кратковременная аварийная
нагрузка....................... 34
3. Основные ограничения и воздей-
ствия режимов нафузок, превыша-
ющих номинальные значения .... 34
3.1. Последствия воздействия на-
грузки выше номинальной........... 34
3.2. Предельные значения тока и
температуры ................... 36
3.3. Специальные ограничения ... 36
3.3.1. Распределительные
трансформаторы (мощностью
до 2500 кВ • А)............ 36
3.3.2. Трансформаторы сред-
ней мощности .............. 37
3.3.3. Большие трансформаторы . 37
4. Определение температуры ....... 38
4.1. Непосредственное измерение тем-
пературы наиболее нагретой точки . . 38
4.2. Расчетные тепловые характе-
ристики ....................... 38
4
Содержание
5. Старение изоляции.............. 40
5.1. Закон теплового старения... 40
5.2. Относительная скорость тепло-
вого старения ................. 40
5.3. Расчет уменьшения срока служ-
бы 41
6. Окружающая температура (темпера-
тура окружающей среды)............. 41
6.1. Средневзвешенная (эквивален-
тная) окружающая температура 0Е . . 42
6.2. Окружающая температура для
расчета температуры наиболее на-
гретой точки................... 42
6.3. Непрерывно меняющаяся ок-
ружающая температура........... 42
6.4. Поправки окружающей темпе-
ратуры для трансформаторов, уста-
новленных в помещениях ........ 42
7. Графики и таблицы допустимых на-
грузок ............................ 43
7.1. Принятые допущения........ 43
7.2. Метод преобразования факти-
ческого графика нагрузки в эквива-
лентный двухступенчатый график . . 44
7.2.1. График нагрузки с одним
максимумом................. 44
7.2.2. График нагрузки с двумя
максимумами равной амплиту-
ды, но различной продолжитель-
ности ..................... 44
7.2.3. Графики нагрузки с пос-
ледовательными максимумами . 44
7.3. Нормальная продолжительная
нагрузка 44
7.4. Нормальный циклический на-
грузочный режим ............... 44
7.5. Аварийная циклическая нагруз-
ка ............................ 50
Литература к главе 2........... 50
Приложение 2.1. Эквивалент-
ные мощности и полные сопротив-
ления короткого замыкания авто-
трансформаторов ............... 50
Приложение 2.2. Трансформа-
торы средней и большой мощности
с охлаждением OF, / = 8 ч. Допусти-
мые нагрузки и соответствующее су-
точное сокращение срока службы . . 51
Глава третья. Регулирование напря-
жения ............................. 53
1. Требования стабилизации напряже-
ния и регулирование напряжения в
энергосистемах и в электроустанов-
ках потребителей................... 53
2. Трансформаторы с переключением
ответвлений без возбуждения ....... 54
3. Регулирование под нагрузкой
(РПН) ............................. 57
3.1. Принципы выполнения уст-
ройств РПН.................... 57
3.2. Основные схемы устройств РПН 58
4. Схемы трансформаторов с РПН ... 64
4.1. Трансформаторы со встроен-
ным регулированием напряжения . 64
4.2. Автотрансформаторы со встро-
енным регулированием напряжения
и линейные регулировочные транс-
форматоры ........................ 65
5. Типы и элементы конструкции уст-
ройств РПН........................ 66
5.1. Классификация устройств
РПН........................... 66
5.2. Контакторы устройств РПН и
условия их работы............. 67
5.3. Электрические приводные ме-
ханизмы переключающих устройств 68
5.4. Компоновка переключающих
устройств на трансформаторе.... 69
6. Автоматический контроль напряже-
ния на трансформаторах............ 70
7. Особенности испытаний и эксплуата-
ции регулируемых трансформаторов . 70
7.1. Испытания регулируемых транс-
форматоров и переключающих уст-
ройств ........................... 70
7.2. Общие вопросы эксплуатации
и контроль износа переключающих
устройств..................... 71
8. Обзор современного состояния и
перспективы развития переключаю-
щих устройств..................... 72
8.1. Производство переключающих
устройств в Российской Федерации
и странах СНГ................. 72
8.2. Производство переключающих
устройств в других странах..... 72
8.3. Перспективы развития пере-
ключающих устройств........... 72
9. Термины и определения, относящи-
еся к устройствам переключения от-
ветвлений трансформаторов (пере-
ключающим устройствам)............ 73
Литература к главе 3.......... 75
Глава четвертая. Снижение потерь.
Капитализация потерь ............ 76
1. Введение ..................... 76
2. Снижение потерь............... 76
2.1. Потери в трансформаторах ... 76
2.2. Потери холостого хода..... 76
2.3. Аморфная сталь........... 77
2.4. Нагрузочные потери ...... 78
2.4.1. Снижение потерь в про-
воде 78
2.4.2. Снижение добавочных
потерь.................... 78
Содержание
5
2.4.3. Расчетное определение
потока рассеяния ........... 79
2.5. Измерение потерь........... 79
2.5.1. Измерение потерь холос-
того хода................... 79
2.5.2. Измерение нагрузочных
потерь...................... 80
3. Капитализация потерь............ 80
3.1. Полная стоимость трансформа-
тора и его оптимизация.......... 80
3.2. Коэффициент капитализации.
Удельная капитализированная стои-
мость потерь.................... 81
3.3. Оценка удельной капитализи-
рованной стоимости потерь холос-
того хода и нагрузочных потерь ... 82
4. Оптимизация полной стоимости ... 83
5. Заключение ..................... 85
Литература к главе 4 ........... 85
Глава пятая. Схемы соединения об-
моток. Параллельная работа ........ 86
1. Условия эксплуатации............ 86
2. Векторная диаграмма напряжений
трансформатора..................... 87
3. Группы соединения обмоток....... 88
4. Измерение группы соединения об-
моток ............................. 92
5. Фазировка и кольцевание сети .... 94
6. Коэффициент трансформации, цир-
кулирующий ток .................... 96
7. Распределение тока нагрузки .... 99
8. Экономика параллельной работы ... 99
9. Схема замещения и особенности
трехобмоточных трансформаторов и
автотрансформаторов................100
10. Данные, необходимые для опреде-
ления возможности параллельной
работы ............................103
Литература к главе 5 ...........103
Приложение 5.1. Условия па-
раллельного включения трансфор-
маторов ........................103
Литература к приложению 5.1....103
Глава шестая. Автотрансформаторы 104
1. Основные принципы...............104
2. Эквивалентные размеры ..........104
3. Регулирование напряжения в авто-
трансформаторах ...................105
3.1. Регулирование на стороне ВН
или СН..........................105
3.2. Регулирование напряжения в
нейтрали........................107
3.3. Сравнение методов регулирова-
ния на основе типовой мощности . 108
4. Напряжение короткого замыкания
автотрансформаторов.................НО
5. Режимы работы автотрансформато-
ров .............................. 111
5.1. Расположение обмоток авто-
трансформаторов ............... 111
5.2. Режимы работы............. 112
6. Особенности перенапряжений в ав-
тотрансформаторах ................ 113
7. Третичная обмотка автотрансфор-
матора ........................... 115
7.1. Стабилизация междуфазовых
напряжений при несбалансирован-
ной нагрузке .................. 115
7.2. Подавление третьей и кратной
ей гармоник ................... 116
7.3. Уменьшение сопротивления
нулевой последовательности .... 116
7.3.1. Сопротивление нулевой
последовательности со стороны
обмотки, соединенной в звезду
с заземленной нейтралью, при
разомкнутой вторичной об-
мотке ................... 116
7.4. Подключение источников ре-
активной мощности или питание
местных сетей................. 117
8. Преимущества и недостатки авто-
трансформаторов ................. 118
8.1. Преимущества............. 118
8.2. Недостатки............... 118
8.3. Условия применения автотран-
сформаторов .................. 118
Литература к главе 6.......... 119
Глава седьмая. Импульсные перена-
пряжения ........................ 120
1. Введение ..................... 120
2. Расчет начального распределения
напряжения....................... 120
3. Индуктивные параметры схемы ... 122
4. Перенапряжения в однородных об-
мотках .......................... 123
5. Факторы, влияющие на снижение
перенапряжений в обмотках ....... 129
6. Наведенные перенапряжения...... 131
7. Особенности переходных процессов
в автотрансформаторах............ 131
8. Особенности переходных процессов
в трехфазных трансформаторах с изо-
лированной нейтралью............. 132
Литература к главе 7.......... 132
Глава восьмая. Изоляция.......... 133
1. Введение ..................... 133
2. Выбор изоляции между обмотками
трансформатора .................. 135
2.1. Изоляция в средней части об-
моток ........................ 135
2.2. Изоляция края обмотки .. 138
6
Содержание
2.3. Определение размеров изоля-
ционных промежутков главной изо-
ляции .........................138
2.4. Оценка электрической про-
чности маслобарьерной изоляции
при длительном воздействии рабо-
чего напряжения................139
3. Изоляция отводов...............140
3.1. Изолированный отвод-плос-
кость .........................140
3.2. Изоляционный промежуток
между отводом и обмоткой ......141
3.3. Изоляция крепления отводов . . 142
3.4. Выбор изоляционных проме-
жутков от отводов до заземленных
деталей с острыми кромками......143
4. Продольная изоляция............145
4.1. Межкатушечная изоляция .... 145
4.2. Витковая изоляция.........146
Литература к главе 8...........147
Приложение 8.1. Зависимость
напряжения зажигания частичных
разрядов в изоляции масляных
трансформаторов от времени......147
Литература к приложению 8.1....150
Глава девятая. Трансформаторное
масло.............................151
1. Введение.......................151
2. Применение трансформаторного
масла.............................151
3. Характеристики трансформаторно-
го масла..........................152
3.1. Физические характеристики ... 152
3.2. Химические характеристики ... 153
3.3. Основные диэлектрические ха-
рактеристики ...................154
3.3.1. Электрическая прочность
масла ......................154
3.3.2. Диэлектрические потери
и электропроводность........155
3.3.3. Влияние влаги на диэлек-
трические потери в масле....156
3.4. Причины повышенных диэлек-
трических потерь в свежих маслах . . 157
3.5. Причины повышения tgS масла
при старении в эксплуатации, свя-
занные с его качеством ........157
3.5.1. Влияние кислородосодер-
жащих соединений на tgS масла 158
3.6. Характеристики масла при низ-
ких температурах ...............158
3.7. Газостойкость трансформатор-
ного масла......................160
3.8. Электрическая прочность мас-
ла при импульсном напряжении ... 161
4. Старение трансформаторных масел .161
4.1. Влияние температуры на ско-
рость окисления масла..........162
4.2. Влияние продуктов окисления
на целлюлозную изоляцию........162
4.3. Совместимость масла с тверды-
ми материалами.................162
5. Контроль масла в эксплуатации ... 163
5.1. Введение.................163
5.2. Состояние масла в эксплуата-
ции ...........................163
5.3. Защита масла от увлажнения . 164
5.4. Контроль масла в эксплуатации 164
5.4.1. Периодичность и объем
испытаний масла в эксплуата-
ции .......................164
5.4.2. Испытания масла из
трансформаторов в эксплуата-
ции ........................165
6. Обработка, регенерация и замена
масла .............................168
6.1. Обработка масла ...........168
6.2. Регенерация масла..........168
6.3. Замена масла ..............169
7. Причины ухудшения характеристик
масла в высоковольтных вводах ... 169
7.1. Процессы воскообразования в
бумажномасляной изоляции негер-
метичных высоковольтных вводов,
заполненных маслом марки ГК . . . 169
7.2. Причины повреждения вводов
на напряжение 110—750 кВ на сило-
вых трансформаторах и шунтирую-
щих реакторах......................170
Литература к главе 9............171
Приложение 9.1. Показатели
качества свежих отечественных
трансформаторных масел .........172
Приложение 9.2. Требования
к качеству свежих масел, подготов-
ленных к заливке в новое электро-
оборудование ...................174
Приложение 9.3. Требования к
качеству эксплуатационных масел . . 176
Приложение 9.4. Нормативы
МЭК 60296(1982) для свежего транс-
форматорного масла ............ 178
Приложение 9.5. Стандартные
методы испытаний жидких диэлект-
риков ..........................180
Приложение 9.6. Характерис-
тики масла некоторых европейских
фирм ...........................182
Приложение 9.7. Специфика-
ция трансформаторных масел в со-
ответствии с американскими стан-
дар гам и ASTM..................184
Глава десятая. Сушка и дегазация
изоляции на заводе................ 186
1. Требования к сушке .............186
2. Сушка обмоток ..................187
Содержание
7
3. Сушка трансформаторов.........188
3.1. Вакуумная сушка .........188
3.2. Вакуумная сушка в парах теп-
лоносителя ...................190
Приложение 10.1. Равновесное
влагосодержание по данным разных
авторов.......................193
Литература к главе 10 ........194
Глава одиннадцатая. Стойкость
при токах короткого замыкания.....195
1. Введение. Общие замечания, требо-
вания к стойкости трансформаторов
при коротких замыканиях (КЗ) .... 195
2. Ток КЗ, напряжение КЗ ........195
3. Электромагнитные силы.........200
4. Магнитное поле................203
5. Осевые силы в обмотках........205
6. Радиальные силы в обмотках ...211
7. Тангенциальные силы ..........215
8. Термическая стойкость трансфор-
маторов при КЗ ..................218
9. Испытания на стойкость при КЗ . . 220
10. Отраслевая методика расчета и сис-
тема программ РЭСТ(ВЭИ) для рас-
чета электродинамической стойкос-
ти трансформаторов при КЗ.........225
Литература к главе 11 ........225
Приложение 11.1...............226
Глава двенадцатая. Токи включе-
ния .............................227
1. Введение......................227
2. Схема замещения для расчета режи-
мов трансформаторов с насыщени-
ем стали ........................227
3. Расчет процесса включения транс-
форматора на холостой ход (XX) . . 229
4. Формула для максимального броска
тока XX и параметры, входящие в
эту формулу......................231
5. Затухание бросков намагничиваю-
щего тока .......................233
6. Рекомендации по снижению брос-
ков намагничивающего тока.........235
7. Магнитное поле, электродинами-
ческие силы в присутствии намаг-
ничивающего тока.................239
Литература к главе 12 ........241
Приложение 12.1 ..............242
Глава тринадцатая. Ограничение
шума и вибраций трансформаторов и ре-
акторов .........................243
1. Введение......................243
2. Физические основы звука и вибра-
ции 243
2.1. Характеристики звука.....243
2.2. Распространение звука.....244
2.3. Характеристики вибрации . . . 246
3. Источники вибрации и шума в транс-
форматорах ....................... 247
3.1. Магнитострикция .......... 248
3.2. Электромагнитные силы .... 248
3.3. Влияние системы охлаждения 249
3.4. Влияние конструкции и режи-
мов работы .................... 250
3.4.1. Зависимость шума транс-
форматора от размеров магнит-
ной системы................ 250
3.4.2. Влияние массы и элект-
рической мощности.......... 250
3.4.3. Влияние индукции.... 251
3.4.4. Влияние бака........ 251
3.4.5. Влияние режимов работы
трансформатора............. 251
3.4.6. Качество питающего на-
пряжения .................. 252
4. Методы измерений............... 252
4.1. Контроль шума трансформато-
ров 252
4.2. Контроль вибраций......... 255
4.3. Средства виброакустических
измерений и испытаний.......... 255
4.3.1. Аппаратура для измере-
ния шумовых характеристик . . 255
4.3.2. Аппаратура для измере-
ния вибрационных характерис-
тик 256
5. Методы снижения шума трансфор-
маторов .......................... 256
5.1. Улучшение магнитных характе-
ристик электротехнической стали и
конструкции магнитной системы . . 257
5.2. Возможности снижения шума
обмоток........................ 258
5.3. Снижение шума, создаваемого
баком.......................... 258
5.4. Снижение шума вентиляторов 258
5.5. Снижение шума трансформато-
ров малой мощности ............ 258
5.6. Вибро- и звукоизоляция актив-
ной части.................... 259
6. Снижение вибрации шунтирующих
и заземляющих реакторов ....... 259
7. Внешние меры снижения шума . . . 260
8. Активное подавление шума..... 261
9. Заключение................... 262
Литература к главе 13........ 262
Глава четырнадцатая. Устрой-
ства контроля, защиты и охлаждения
(комплектующие изделия).......... 263
1. Классификация комплектующих
изделий трансформаторов .......... 263
2. Контрольные и сигнальные уст-
ройства .......................... 263
8
Содержание
2.1. Указатели уровня масла (масло-
указатели) .....................263
2.2. Термодатчики ..............264
2.3. Манометры и мановакууммет-
ры 265
2.4. Встроенные трансформаторы
тока...........................265
3. Защитные устройства............267
3.1. Расширители...............267
3.2. Клапан предохранительный ...269
3.3. Реле давления ............269
3.4. Газовое реле .............270
3.5. Клапан отсечной...........272
3.6. Устройство КИВ............272
4. Устройства защиты масла от воз-
действий окружающей среды.........273
4.1. Воздухоосушитель..........273
4.2. Пленочная защита..........274
4.3. Герметичные трансформаторы
с гофрированными баками ......274
5. Средства очистки масла.........275
5.1. Термосифонный и адсорбцион-
ный фильтры ....................276
5.2. Маслоочистительный фильтр . . 277
6. Охлаждающие устройства .........277
6.1. Система охлаждения с естест-
венной циркуляцией масла М
(ONAN).........................278
6.2. Система охлаждения с естест-
венной циркуляцией масла и при-
нудительной циркуляцией воздуха
(с дутьем) Д(ОЫАЕ).............279
6.3. Система охлаждения с прину-
дительной циркуляцией масла и с
дутьем ДЦ (OFAF) ..............279
6.4. Система охлаждения с прину-
дительной циркуляцией масла и во-
ды LI(OFWF) . /................280
6.5. Групповые охлаждающие уст-
ройства .......................282
6.6. Электронасосы ............282
7. Трубопроводная запорная арматура 283
7.1. Плоские затворы...........283
7.2. Вентили...................283
7.3. Задвижки..................283
7.4. Пробки ...................284
8. Системы мониторинга состояния
трансформаторов ..................284
Литература к главе 14..........284
Приложение 14.1. Технические
характеристики.................285
Глава пятнадцатая. Высоковоль-
тные вводы .......................290
1. Общие сведения о высоковольтных
вводах .......................... 290
2. Основные технические характери-
стики вводов......................294
3. Конструкции вводов.............297
4. Контроль состояния вводов в экс-
плуатации ........................303
Литература к главе 15 ........303
Глава шестнадцатая. Испытания 304
1. Введение .....................304
2. Виды испытаний................304
3. Подготовка трансформаторов к ис-
пытаниям .........................305
4. Испытательные нормы ..........306
4.1. Испытание электроизоляцион-
ной жидкости .................306
4.2. Основные характеристики
трансформатора................306
4.3. Испытания изоляции перемен-
ным напряжением...............307
4.4. Испытания импульсными на-
пряжениями ...................307
4.5. Испытания переключающих
устройств.....................310
4.6. Испытание бака на плотность .311
4.7. Испытания на нагрев......311
4.8. Испытания на механическую
прочность.....................312
4.9. Измерение сопротивления ну-
левой последовательности......312
5. Методы испытаний..............312
5.1. Измерение сопротивлений об-
моток постоянному току........312
5.2. Проверка коэффициента транс-
формации и группы соединения об-
моток ........................313
5.3. Измерение потерь и тока холос-
того хода, потерь и напряжения ко-
роткого замыкания ............314
5.4. Измерение сопротивления ну-
левой последовательности......315
5.5. Измерения диэлектрических
характеристик изоляции........316
5.6. Испытания электрической про-
чности изоляции...............316
5.7. Испытание на нагрев.....319
5.8. Механические испытания бака
и активной части..............322
5.9. Испытания переключающих
устройств .....................
6. Испытательные стенды и их обору-
дование ..........................322
6.1. Силовое оборудование.....323
6.2. Средства измерений......324
6.3. Специальное оборудование для
управления и регулирования ...326
Литература к главе 16 .......326
Глава семнадцатая. Установка на
месте эксплуатации ..............327
1. Введение .....................327
2. Опыт эксплуатации, как критерий
качества работ при монтаже.....327
Содержание
9
2.1. Механизм ухудшения состоя-
ния изоляции в процессе транспор-
тирования, хранения и монтажа . . . 328
2.2. Увлажнение при прямом кон-
такте с сырым воздухом.........328
3. Перевозка и разгрузка трансформа-
торов ............................328
3.1. Перевозка железнодорожным
транспортом....................328
3.2. Перевозка автомобильным
транспортом....................329
3.3. Перевозка транспортом других
видов..........................329
3.4. Погрузочно-разгрузочные и та-
келажные работы................330
4. Хранение и консервация трансфор-
маторов ..........................330
5. Опасность ухудшения качества изо-
ляции при транспортировании и
хранении..........................331
5.1. Увлажнение................331
5.2. Снижение пропитанности изо-
ляции .........................331
5.3. Насыщение изоляции газом ... 331
6. Методы защиты изоляции от увлаж-
нения при перевозке и хранении . . 332
6.1. Выбор методов и условий хра-
нения ............................332
6.2. Защита от увлажнения при
вскрытии бака .................332
7. Контроль увлажнения изоляции
после хранения....................333
7.1. Оценка увлажнения изоляции
во время транспортирования и хра-
нения .........................333
7.2. Методы определения влагосо-
держания изоляции .............333
8. Порядок проведения монтажных ра-
бот ..............................333
8.1. Подготовительные работы. До-
кументальное сопровождение мон-
тажных работ...................334
8.2. Монтаж составных частей .... 335
9. Обработка изоляции трансформато-
ров перед вводом в эксплуатацию . 336
9.1. Требования к состоянию изоля-
ции перед вводом в эксплуатацию . 336
9.2. Вакуумная обработка активной
части.............................336
9.3. Прогрев трансформатора....337
9.4. Методы сушки изоляции.....337
9.4.1. Циркуляция горячего су-
хого масла.................338
9.4.2. Термовакуумная диффу-
зия 338
9.4.3. Метод холодного вакуума 338
9.4.4. Метод разбрызгивания
масла......................338
9.4.5. Циклическая сушка...339
9.4.6. Сушка горячим воздухом 339
9.4.7. Критерии окончания
сушки.................. 339
9.5. Заливка маслом и пропитка . . 339
9.6. Обработка масла ........ 340
9.6.1. Методы сушки масла . . . 340
9.6.2. Очистка масла от механи-
ческих частиц ................ 340
10. Испытания трансформаторов перед
вводом в эксплуатацию ............ 341
11. Опробование и ввод в эксплуатацию 343
Приложение 17.1. Контроль и
оценка состояния изоляции транс-
форматоров перед вводом в эксплу-
атацию ...................... 344
Приложение 17.2. Объем про-
верок и требования к трансформа-
торному маслу. Вакуумирование и
заливка трансформатора маслом . . 345
Приложение 17.3. Отбор и оп-
ределение влагосодержания деталей
макета твердой изоляции...... 345
Приложение 17.4. Подсушка
изоляции трансформатора с исполь-
зованием установки «Иней»..... 346
Приложение 17.5. Ревизия
трансформатора с подъемом съем-
ной части бака и активной части . . 348
Приложение 17.6. Сушка изо-
ляции трансформатора индукцион-
ным методом.................. 348
Литература к главе 17........ 348
Глава восемнадцатая. Координа-
ция изоляции ................... 349
1. Уровень напряжения .......... 349
2. Уровень изоляции электрооборудо-
вания ....................... 350
3. Процедура координации изоляции 351
4. Снижение уровня изоляции...... 354
Приложение 18.1 ............. 355
Литература к главе 18........ 371
Глава девятнадцатая. Состояние
изоляции в эксплуатации......... 372
1. Ухудшение состояния изоляции в
эксплуатации................. 372
2. Влагосодержание.............. 372
2.1. Источники воды в трансформа-
торе ........................ 372
2.2. Распределение воды в изоля-
ции ......................... 373
2.3. Снижение электрической про-
чности ...................... 376
2.4. Классы влагосодержания .... 378
2.5. Влияние на механическую про-
чность и скорость температурного
старения .................... 378
3. Газосодержание............... 379
10
Содержание
3.1. Растворимость газов в транс-
форматорном масле ..............379
3.2. Снижение электрической про-
чности масла, содержащего раство-
ренный газ .....................380
4. Содержание твердых частиц в масле 381
4.1. Источники образования твер-
дых частиц, их состав..............381
4.2. Оценка результатов определе-
ния количества частиц...........381
4.3. Влияние частиц на электричес-
кую прочность ..................382
5. Старение изоляции...............383
5.1. Старение трансформаторного
масла......................383
5.2. Старение целлюлозной изоля-
ции ............................383
6. Заключение.................386
Литература к главе 19......386
Глава двадцатая. Пожаробезопас-
ность .............................387
1. Введение........................387
2. Статистические данные о поврежда-
емости трансформаторов ............387
3. Предотвращение разрыва бака масло-
наполненных грансформаторов вслед-
ствие внутреннего повреждения .... 388
4. Характеристики предохранительно-
го клапана.........................391
5. Защитное устройство фирмы Sergi
(transformer protector).............392
6. Пожаробезопасные трансформато-
ры с элегазовой изоляцией .........395
6.1. Введение ..................395
6.2. Конструкция эле1азовых транс-
форматоров .....................395
6.3. Высоковольтные элегазовые транс-
форматоры большой мощности .... 396
6.4. Преимущества элегазовых
трансформаторов ................398
7. Пожаробезопасные распределитель-
ные трансформаторы с малогорючей
экологически безопасной жидкос-
тью ...............................398
7.1. Краткий обзор..............398
7.2. Физико-химические характе-
ристики жидкости ПЭТ............399
7.3. Характеристики огнестойкости
жидкости ПЭТ отечественного про-
изводства ......................400
7.4. Характеристики токсичности
жидкости ПЭТ и возможности ее
утилизации .....................400
7.5. Электрические характеристики
изоляции трансформаторов, зали-
тых жидкостью ПЭТ..............401
7.6. Влагосодержание малогорючих
жидкостей.......................402
8. Заключение......................402
Приложение 20.1. Защитные
устройства фирмы Sergi с примене-
нием пожаротушения .............403
Приложение 20.2. Характери-
стики некоторых малогорючих жид-
костей, применяемых в трансфор-
маторах ........................405
Литература к главе 20 ......... 406
Глава двадцать первая. Диагнос-
тика в эксплуатации .............. 407
1. Задачи диагностики..............407
2. Изменения в трансформаторе в те-
чение эксплуатации.................407
2.1. Ухудшение состояния изоля-
ции в эксплуатации..............407
2.2. Изменение механического со-
стояния ........................409
3. Методология диагностики .......409
3.1. Концепции обслуживания обо-
рудования ......................409
3.2. Оценка состояния трансформа-
торов по результатам периодических
испытаний.......................409
3.3. Система двухступенчатых про-
филактических испытаний (обслу-
живание по состоянию)...........411
3.4. Концепция функциональной
диагностики.....................412
3.5. Приемы диагностики........414
3.5.1. Сравнение с исходными
данными.....................414
3.5.2. Анализ тенденции изме-
нения характеристик.........414
3.5.3. Статистический метод . . 414
3.5.4. Количественное опреде-
ление состояния. Модель де-
фекта ......................414
3.5.5. Ранжирование оборудо-
вания по состоянию..........414
3.5.6. Составление модели де-
фектов .....................415
3.5.7. Анализ конструкции .... 415
3.5.8. Оценка условий эксплуа-
тации оборудования ........ 415
3.5.9. Некоторые особенности
конструкции, влияющие на диа-
гностические характеристики . 416
4. Диагностические характеристики . . 417
4.1. Диагностические характеристи-
ки, основанные на измерении элек-
тромагнитных параметров транс-
форматора ......................417
4.1.1. Определение коэффици-
ента трансформации .........417
4.1.2. Измерение тока и потерь
холостого хода .............417
4.1.3. Измерение сопротивле-
ния короткого замыкания .... 417
Содержание
И
4.1.4. Измерение потерь корот-
кого замыкания ............418
4.1.5. Измерение сопротивле-
ния обмоток постоянному току 418
4.2. Характеристики изоляции .... 418
4.2.1. Возможность обнаруже-
ния дефектов по характеристи-
кам изоляции ............. 418
4.2.2. Тангенс угла диэлектри-
ческих потерь и емкость изоля-
ционного промежутка .......419
4.2.3. Сопротивление изоляции . 420
4.2.4. Абсорбционные характе-
ристики ...................420
4.3. Частичные разряды ........421
4.4. Переходные и частотные харак-
теристики обмоток..............423
4.4.1. Метод низковольтных им-
пульсов (НВИ)..............423
4.4.2. Метод частотного анализа
(МЧА)......................423
4.5. Вибрационные характеристики 423
4.6. Тепловизионное обследование 424
4.7. Диагностика трансформатор-
ного оборудования под рабочим на-
пряжением ......................425
4.8. Диагностика состояния пос-
редством измерения характеристик
масла...........................425
5. Диагностика состояния трансфор-
маторов по результатам анализа рас-
творенных в масле газов ...........428
5.1. Классификация дефектов.....428
5.2. Диагностические характеристи-
ки растворенных в масле газов .... 428
5.3. Диагностические схемы опре-
деления типа дефекта ...........428
6. Диагностика увлажнения изоляции 429
6.1. Распределение влаги в транс-
форматоре ......................429
6.2. Оценка степени увлажнения
по температурной миграции влаги
в масло.........................430
6.3. Оценка влажности барьеров по
данным измерения сопротивления
изоляции (методика НИЦ ЗТЗ —
Сервис) ....................... 432
7. Диагностика состояния вводов .... 433
Литература к главе 21 .............433
Глава двадцать вторая. Методы
продления срока службы.............434
1. Срок службы трансформатора.
Оценка фактического ресурса изо-
ляции ..........................434
1.1. Срок службы трансформаторов . 434
1.1.1. Особенности состояния пар-
ка силовых трансформаторов . . . 434
1.1.2. Категории окончания эф-
фективного срока службы .... 435
1.2. Технический срок службы . . . 435
1.2.1. Снижение электрической
и механической прочности изо-
ляции ................... 435
1.2.2. Механическое ослабле-
ние креплений............ 436
1.2.3. Изменение состояния ос-
това 436
1.2.4. Ухудшение состояния
комплектующих узлов....... 436
1.3. Тепловое старение....... 436
1.3.1. Механизм и продукты
старения................. 436
1.3.2. Основные задачи диа-
гностики старения........ 438
1.4. Оценка фактического ресурса
изоляции..................... 438
1.4.1. Нормирование ресурса по
условию снижения степени по-
лимеризации (СП)......... 438
1.4.2. Оценка ресурса изоляции
по изменению СП.......... 438
1.4.3. Измерение степени поли-
меризации ............... 439
1.4.4. Учет температурного про-
филя обмоток ............ 440
1.5. Влияние эксплуатационных
факторов на скорость старения ... 441
1.5.1. Режимы работы и ско-
рость старения........... 441
1.5.2. Влияние защиты от окру-
жающего воздуха и состояния
изоляции ................ 441
1.6. Оценка степени старения изо-
ляции с помощью измерения фура-
новых производных ........... 441
1.6.1. Фурановые производные
как показатели старения изоля-
ции 441
1.6.2. Определение значений
СП через концентрацию фура-
новых производных........ 442
1.6.3. Выявление повышенного
нагрева и старения изоляции . 444
2. Методы продления срока службы
трансформаторов ................ 445
2.1. Экономические методы про-
дления эксплуатации парка транс-
форматоров .................. 445
2.1.1. Метод продленной жизни 445
2.1.2. Метод ранжирования . . . 446
2.2. Методы продления срока служ-
бы крупных трансформаторов .... 446
2.2.1. Учет индивидуальных от-
личий ................... 446
2.2.2. Методы продления срока
службы................... 446
12
Содержание
3. Модернизация и реконструкция . . .447
3.1. Устранение характерных де-
фектов .......................447
3.1.1. Устранение короткоза-
мкнутых контуров в остове и
других потенциальных источ-
ников образования горючих га-
зов в масле.................447
3.1.2. Устранение перегрева
электромагнитных шунтов .... 448
3.2. Реконструкция системы дыха-
ния, улучшение герметичности .... 448
3.2.1. Предотвращение прямого
проникновения влаги.........448
3.2.2. Предотвращение перели-
ва масла из расширителя через
воздухоосушитель ...........448
3.2.3. Реконструкция расшири-
теля бака контактора РПН . . . .448
3.3. Замена высоковольтных вво-
дов 448
3.4. Модернизация системы охлаж-
дения ...........................449
3.5. Усовершенствование системы
контроля и защит.................449
4. Обновление состояния изоляцион-
ной системы .....................449
4.1. Цели и задачи обновления . . . .449
4.2. Улучшение состояния транс-
форматора посредством сушки, де-
газации и фильтрации масла.......450
4.2.1. Дегазация и осушка масла
с помощью вакуумно-дегазаци-
онной установки .............450
4.2.2. Осушка масла с помощью
бумажных фильтров ...........451
4.2.3. Осушка масла с помощью
фильтров из адсорбирующей
пластмассы .................451
4.2.4. Сушка масла с помощью
цеолитов ...................451
4.2.5. Фильтрация масла....451
4.3. Сушка изоляции.............451
4.3.1. Особенности сушки изо-
ляции в эксплуатации........451
4.3.1.1. Фазы сушки ...452
4.3.1.2. Параметры сушки . 452
4.3.1.3. Критерии оконча-
ния сушки.............453
4.3.2. Методы нагрева.......453
4.3.3. Методы сушки.........454
4.4. Регенерация изоляционной сис-
темы ...........................455
4.4.1. Состояние изоляции и
масла, требующее проведения
регенерации..................455
4.4.2. Регенерационные жид-
кости .......................455
4.4.2.1. Технология реге-
нерации с применением
регенерационного масла . 456
4.5. Методы поддержания и восста-
новления состояния изоляционной
системы трансформатора без отклю-
чения от сети..................457
4.5.1. Методы обработки под
напряжением ...............457
4.5.1.1. Параметры про-
цесса обработки.......457
4.5.1.2. Требования безо-
пасности при обработке
масла под напряжением . . 457
4.5.2. Установки и устройства
для восстановления состояния
изоляционной системы под на-
пряжением .................458
4.5.2.1. Абсорбционные и
термосифонные фильтры . 458
4.5.2.2. Установка для ре-
генерации изоляции и
масла Fluidex.........458
4.5.2.3. Установка для
очистки и сушки транс-
форматора TDS 5 АВ
(фирмы Velcon, США) . . . 458
4.5.2.4. Установка для
очистки и сушки трансфор-
матора Dry-Keep (фирмы
Rotek, Южная Африка) . . 458
Литература к главе 22 ........ 458
Приложение 22.1. Оценка фак-
тического ресурса изоляции.....459
Литература к приложению 22.1 . 460
Глава двадцать третья. Распре-
делительные маслонаполненные транс-
форматоры. Сухие трансформаторы ... 461
1. Введение ......................461
2. Маслонаполненные распредели-
тельные трансформаторы ............461
3. Конструктивно-технологические осо-
бенности маслонаполненных распре-
делительных трансформаторов .... 463
4. Распределительные трансформато-
ры, заполненные негорючей или ма-
логорючей жидкостью................463
5. Сухие трансформаторы...........463
5.1. Системы изоляции распредели-
тельных сухих трансформаторов . . . 464
6. Применение арамидной изоляции в
распределительных трансформаторах 465
7. Нагрузочная способность сухих
трансформаторов...............466
8. Установка РТ на распределительных
подстанциях....................468
9. Заключение ....................469
Приложение 23.1. Типы рас-
пределительных масляных транс-
форматоров серий ТМ и ТМГ класса
напряжения 10 кВ и их основные ха-
рактеристики ..................469
Литература к главе 23 ....... 470
Содержание
13
Глава двадцать четвертая. Ос-
тов трансформатора ...............471
1. Общие сведения.................471
2. Электротехническая сталь.......471
3. Типы магнитопроводов...........472
4. Поперечное сечение стержня и ярма 474
5. Прессовка магнитопровода........475
6. Устройство соединения верхней и
нижней ярмовых балок и расчет ме-
ханической прочности...............475
7. Заземление остова...............476
8. Основные рекомендации по сниже-
нию добавочных потерь в конструк-
тивных элементах остова...........477
Литература к главе 24 ........ 478
Глава двадцать пятая. Обмотки .479
1. Общие сведения.................479
2. Проводниковые материалы.........479
3. Детали электрической изоляции об-
моток ............................481
4. Винтовая обмотка ..............482
5. Непрерывная обмотка............486
6. Переплетенная обмотка..........488
7. Цилиндрическая слоевая обмотка . . 491
8. Дисковая катушечная обмотка .... 491
Литература к главе 25 ........... 491
Глава двадцать шестая. Транс-
форматоры сверхвысокого напряжения . 492
1. Введение.......................492
2. Основные параметры..............492
2.1. Мощности и напряжения ко-
роткого замыкания .............495
2.2. Испытательные напряжения . . 497
2.3. Регулирование напряжения . . . 498
2.4. Потери электроэнергии ....501
3. Особенности конструкции .......503
3.1. Обмотки и их расположение на
стержне магнитопровода.........503
3.2. Главная изоляция.........503
3.3. Система охлаждения........504
3.4. Конструктивные и технологи-
ческие решения по повышению элек-
тродинамической стойкости транс-
форматоров при коротком замыка-
нии ...........................505
4. Технологические процессы обра-
ботки изоляции трансформаторов . 506
5. Защита внутренней изоляции транс-
форматоров в эксплуатации ........507
Литература к главе 26 ........ 508
Глава двадцать седьмая. Шун-
тирующие реакторы ................509
1. Режимы работы линий и роль реак-
торов 509
2. Технические требования к реакто-
рам 511
3. Виды реакторов ................512
4. Конструкции реакторов ......... 513
5. Особенности испытаний ......... 516
6. Особенности эксплуатации ...... 520
Литература к главе 27 ......... 522
Глава двадцать восьмая. Транс-
форматоры для промышленных электро-
печей ........................... 523
1. Режимы работы и особенности тех-
нических требований к электропеч-
ным трансформаторам .............. 523
1.1. Трансформаторы для дуговых
сталеплавильных печей.......... 523
1.2. Трансформаторы для руднотер-
мических печей................. 524
1.3. Трансформаторы для установок
электро шлакового переплава.... 525
1.4. Трансформаторы для индукци-
онных печей ................... 526
1.5. Трансформаторы для печей со-
противления ................... 527
2. Схемы регулирования вторичного
напряжения в электропечных транс-
форматорах ....................... 527
3. Конструктивные особенности ос-
новных узлов ЭПТ.................. 530
3.1. Обмотки................... 530
3.2. Отводы.................... 533
3.3. Вводы..................... 533
3.4. Переключающие устройства
ЭПТ............................ 535
3.5. Сварные конструкции и охлаж-
дающие устройства ЭПТ ........ 537
4. Основные серии электропечных
трансформаторов .................. 540
4.1. Трансформаторы для дуговых
сталеплавильных печей.......... 540
4.2. Трансформаторы для электро-
шлаковых печей ................ 542
4.3. Трансформаторы для индукци-
онных печей ................... 542
4.4. Трансформаторы для руднотер-
мических печей................. 544
Литература к главе 28 ........ 547
Глава двадцать девятая. Транс-
форматоры для преобразовательных ус-
тановок ......................... 548
1. Назначение и области применения 548
2. Режимы работы и особенности тех-
нических требований ............. 548
2.1. Функции преобразовательных
трансформаторов ............... 548
2.2. Схемы и фазность преобразова-
ния 550
2.3. Схемы и группы соединения
обмоток........................ 550
2.4. Классификация напряжений и
сопротивлений короткого замыка-
ния ........................... 552
14
Содержание
2.5. Требования к сопротивлениям
и напряжениям короткого замыка-
ния ............................555
2.6. Внешняя характеристика пре-
образователя ...................558
2.7. Регулирование выпрямленного
напряжения и стабилизация вы-
прямленного тока................558
2.8. Схемы регулирования напряже-
ния и стабилизации тока.........559
2.9. Испытательные напряжения . . .561
2.10. Классификация преобразова-
тельных трансформаторов.........562
2.11. Классификация реакторов...563
3. Конструктивные особенности......563
3.1. Магнитопроводы.............563
3.2. Обмотки....................564
3.3. Отводы сетевых обмоток ....565
3.4. Отводы вентильных обмоток . . . 565
3.5. Сварные конструкции, общая
компоновка трансформаторов......566
3.6. Системы охлаждения ........566
4. Основные серии преобразователь-
ных трансформаторов................566
Литература к главе 29 ......... 567
Глава тридцатая. Новое в транс-
форматоростроении..................568
1. Управляемые шунтирующие реакто-
ры ................................568
1.1. Реакторы, управляемые подмаг-
ничиванием .....................568
1.1.1. Преимущества реакторов,
управляемых подмагничивани-
ем 568
1.1.2. Принципиальная схема
УР и описание его работы .... 568
1.1.3. Параметры изготовлен-
ных реакторов и опыт эксплуа-
тации ......................573
1.2. Реакторы-трансформаторы с вы-
ключателями или тиристорными
ключами на вторичной стороне .... 574
2. Разработка и освоение трансформа-
торов на напряжение 1150 кВ ....579
2.1. Автотрансформаторы ........579
2.2. Генераторный трансформатор . . 580
2.3. Методология разработки сило-
вых трансформаторов сверхвысокого
напряжения......................581
2.4. Изоляция ..................581
2.5. Электромагнитные вопросы .... 583
2.6. Особенности конструкции и
технологии изготовления трансфор-
маторов ультра вы со ко го напряжения 585
3. Создание силовых трансформаторов
сверхвысокого напряжения со сни-
женным уровнем изоляции ..........585
4. Применение высокотемпературной
изоляции .........................588
4.1. Недостатки обычной цемолози-
омасляной изоляции.............588
4.2. Эмалиевая изоляция .......588
4.3. Арамидные изоляционные ма-
териалы (бумага, картон) ......589
4.4. Эффект повышения температу-
ры 590
4.5. Высокотемпературные транс-
форматоры .....................590
4.5.1. Передвижные трансфор-
маторы ....................590
4.5.2. Тяговые трансформаторы
для железнодорожных локомо-
тивов .....................591
4.5.3. Повышение мощности
трансформаторов при их ре-
монте после повреждения .... 591
4.5.4. Новые высокотемператур-
ные трансформаторы.........591
4.6. Испытания и опыт эксплуата-
ции ...........................591
4.7. Экономическая оценка .....592
4.8. Заключение ...............592
5. Кабельные трансформаторы.......592
5.1. Краткий обзор ...........592
5.2. Устройство кабельного транс-
форматора .....................592
5.3. Надежность ..............595
5.4. Перегрузочная способность . . . 595
5.5. Кабельные трансформаторы в
энергосистеме .................596
5.6. Заключение ..............596
6. Трансформаторы с использованием
высокотемпературной сверхпрово-
димости (ВТС).....................596
6.1. Введение..................596
6.2. Опытные образцы трансформа-
торов с использованием высокотем-
пературной сверхпроводимости . . . 598
6.3. Экономическая оценка .....602
6.4. Заключение................602
7. Заключение ....................596
Литература к главе 30......... 603
Приложение к справочной кни-
г е. Указатель действующих стандартов . 605
1. Межгосударственные стандарты
стран СНГ (ГОСТ) и государственные
стандарты Российской Федерации
(ГОСТ Р)..........................605
2. Стандартизация в электротехниче-
ской промышленности: Руководящие
документы (РД), Технические усло-
вия (ТУ)..........................610
3. Стандарты МЭК (IEC) по трансфор-
маторам и реакторам ..............611
ПРЕДИСЛОВИЕ
Принципы работы трансформаторов и
их устройство подробно описаны во многих
учебниках и других публикациях. В предла-
гаемой книге авторы излагают основные
практические вопросы современных высоко-
вольтных трансформаторов, основываясь на
собственном многолетнем опыте работы на
Электрозаводе, в ВЭИ, на других предпри-
ятиях, а также публикациях в отечественной
и зарубежной периодической литературе.
Помимо рассмотрения общих вопросов,
связанных с силовыми трансформаторами об-
щего назначения, приведены сведения о шун-
тирующих реакторах, а также о силовых
трансформаторах для питания электрических
печей и преобразовательных трансформато-
рах, питающих выпрямительные установки.
Уделено внимание оценке экономической
эффективности трансформаторов с учетом
капитализированной стоимости потерь за
весь срок службы трансформатора и оптими-
зации трансформатора с учетом этих затрат.
Достаточно подробно рассмотрены про-
блемы воздействия трансформаторов на окру-
жающую среду, а именно, вибрации и шума,
создаваемых работающим трансформатором.
Проанализированы вероятностные харак-
теристики повреждений трансформаторов, в
том числе связанных с возникновением заго-
рания. Приведено описание мер по снижению
пожароопасности масляных трансформато-
ров, а также возможности изготовления транс-
форматоров полностью пожаробезопасных.
Изложены рекомендации по наиболее
эффективным методам диагностики в зависи-
мости от предполагаемого дефекта. Рассмот-
рена концепция продления срока службы
трансформаторов, что является в настоящее
время одной из актуальных задач в области
высоковольтного электрооборудования.
Подробно описаны условия возможного
продления срока службы силовых трансфор-
маторов.
В последней главе описаны новые на-
правления в развитии больших трансформа-
торов и шунтирующих реакторов, а именно:
управляемые шунтирующие реакторы, сни-
жение уровней изоляции, внедрение транс-
форматоров с ультравысоким номинальным
напряжением 1150 кВ, применение изоля-
ции с повышенной термостойкостью и ис-
пользование в трансформаторах высокотем-
пературной сверхпроводимости.
К каждой из 30 глав дан список литера-
туры, которая позволяет читателю более де-
тально изучить рассмотренные в данной гла-
ве вопросы.
В приложении дан перечень отечествен-
ных и международных (МЭК) стандартов,
относящихся к высоковольтным трансфор-
маторам и реакторам.
Книга рассчитана на подготовленного
читателя, знакомого с теорией трансформа-
торов, конструкцией высоковольтных транс-
форматоров, а также со стандартами, рег-
ламентирующими основные требования
к трансформаторам и, в первую очередь,
с ГОСТ 11677—85 «Силовые трансформато-
ры. Общие технические условия».
Книга предназначена для инженерно-тех-
нического персонала трансформаторных за-
водов, а также персонала энергетических сис-
тем, связанного с эксплуатацией трансформа-
торов, а также может быть использована как
пособие студентам энергетических вузов.
Авторы и составители отдельных глав:
1 — Диханов И. С., Порудоминский В. В,; 2 —
Лизунов С.Д.', 3 — Порудоминский В. В. , 4 —
Лизунов С.Д.\ 5 — Лейтес Л. В.; 6 — Лизу-
нов С.Д.,7 — Лоханин А. /Г.; 8 — Морозова Т. И.',
9 — Лизунов С.Д.', 10 — Тищенко В. И:, 11 и
12 — Лурье А. И:, 13 — Строганов Ю.П:, 14 —
Диханов И. С., Строганов Ю.П.', 15 — Касси-
хин С.Д., Пинталь Ю. С.; 16 — Шнейдер Г. Я.;
17 — Лизунов С.Д., Строганов Ю.П.', 18 —
Лоханин А. К.', 19 и 20 — Лизунов С.Д.', 21 и
22 — Соколов В. В.', 23 — Маликова Г. А.,
Строганов Ю.П.\ 24 и 25 — Воронов А. Е.\
26 - Шифрин Л. Н.\27 — Шнейдер Г. Я:, 28 -
Аншин В. Ш.,29 — Фишлер Я.Л.\?М. 1.1— Лу-
рье А. И:, 1.2 — Александров Г. Н. ', 2 — Лоха-
нин А. К., Шифрин Л. Н.\ 3 — Лоханин А. К.;
4 и 5 — Лизунов С.Д.', 6 — Лизунов С.Д., Ло-
ханин А. К.; Приложение — Глазунова Л. Л.
В книге приведены фотографии транс-
форматоров и шунтирующих реакторов из-
готовления Электрозавода (все фотографии
в главах 2—28 за исключением рис. 23.2), за-
вода Уралэлектротяжмаш (29.3), ЗТЗ (30.2;
30.6; 30.13), BHEL, Индия (30.12), Минско-
го электротехнического завода (23.2).
Авторы выражают благодарность руко-
водству Электрозавода за содействие в полу-
чении технической информации и руководс-
тву ВЭИ за финансовую поддержку издания.
С. Д. Лизунов, А. К. Лоханин
Глава первая
ОХЛАЖДЕНИЕ
1. Потери в трансформаторе
1.1. Составляющие потерь
Нагрев частей трансформатора, в конеч-
ном счете, определяется тепловыделением,
вызванным потерями электрической мощ-
ности в его частях.
Общие (суммарные) потери в трансфор-
маторе при нагрузке практически равны
сумме потерь короткого замыкания и потерь
холостого хода.
Потери короткого замыкания измеряют-
ся в опыте короткого замыкания трансфор-
матора при токах в обмотках, определяемых
заданной нагрузкой, например, равных но-
минальным токам. Потери холостого хода
измеряются в опыте холостого хода при но-
минальном напряжении.
1.2. Потери короткого замыкания
Потери короткого замыкания пропор-
циональны квадрату тока нагрузки и не за-
висят от напряжения.
Они складываются из следующих со-
ставляющих:
а) Основные потери в обмотках и отво-
дах, вызванные рабочим током в них.
б) Добавочные потери в обмотках и от-
водах, вызванные вихревыми токами от по-
токов рассеяния, пронизывающих обмотки
и отводы.
в) Потери в стенках бака и в других
конструктивных металлических узлах транс-
форматора, обусловленные вихревыми тока-
ми в них.
Потери в обмотках распределяются
внутри обмоток неравномерно главным об-
разом вследствие неравномерности распре-
деления поля рассеяния.
Для снижения добавочных потерь, осо-
бенно в мощных трансформаторах, прини-
мают меры к улучшению картины потоков
рассеяния с целью распределения их по пу-
тям, где они вызовут меньшие потери. Эта
цель достигается, например, путем установ-
ки экранов из электротехнической стали на
верхних полках нижних ярмовых балок,
вдоль стенок бака и экранов из немагнитных
материалов (медь, алюминий).
Прибегают также к применению отде-
льных прессующих колец для каждой обмот-
ки, изготовлению их из электроизоляцион-
ных материалов или из электротехнической
стали. Снижению потерь способствует
уменьшение размеров полок ярмовых балок
и осевых размеров торцевых катушек, под-
разделение обмоток на две части с верти-
кальными охлаждающими каналами, при-
менение транспонированных и подразде-
ленных проводов [3].
1.3. Потери холостого хода
Потери холостого хода пропорциональ-
ны индукции или напряжению в степени
1,6—2,0. Снижение потерь холостого хода
достигается применением стали с меньши-
ми удельными потерями, уменьшением тол-
щины листов, улучшением технологической
обработки. Для отвода тепла в магнитопро-
воде предусматриваются охлаждающие ка-
налы с дистанцирующими рейками.
2. Нормы нагрева
2.1. Основные принципы
установления норм нагрева
трансформаторов
Нормы нагрева частей трансформатора
устанавливаются исходя из допустимых тем-
ператур изоляционных деталей и сред, со-
прикасающихся с частями трансформатора,
в которых имеет место тепловыделение. При
этом учитывается явление так называемого
старения изоляции, определяющего срок
службы трансформатора и его нагрузочную
способность.
§2
Нормы нагрева
17
Нормируются превышения температуры
обмоток, магнитопровода и масла над окру-
жающей (охлаждающей) средой. Допусти-
мые превышения температуры определяют-
ся исходя из условий номинальной нагрузки
и непрерывной работы в нормируемых усло-
виях окружающей среды.
2.2. Условия окружающей среды
Для трансформаторов, работающих в
нормальных условиях, устанавливаются сле-
дующие нормы температуры окружающей
среды:
♦ естественно изменяющаяся температура
окружающего воздуха в пределах не бо-
лее +40 °C и не менее минус 45 °C при
масляно-воздушном охлаждении транс-
форматора,
♦ среднесуточная температура воздуха не
более +20 °C,
♦ температура охлаждающей воды у входа
в охладитель при масляно-водяном ох-
лаждении не более +20 °C.
Указанные нормальные условия охлажда-
ющей среды относятся к трансформаторам,
предназначенным для высоты установки над
уровнем моря не более 1000 м, при напряже-
нии менее 1150 кВ и не более 500 м при на-
пряжении 1150 кВ. Климатическое исполне-
ние — для стран с умеренным климатом.
По заказу потребителя могут изготов-
ляться трансформаторы с условиями окру-
жающей среды, отличающимися от нор-
мальных, например:
♦ высота установки над уровнем моря до
3500 м;
♦ исполнение для холодного или умерен-
но-холодного климата.
Температура охлаждающей воды +25 °C—
+33 °C и т. д.
2.3. Изоляционные
материалы, применяемые
в трансформаторостроении
и нормы нагрева трансформаторов
Электроизоляционные материалы де-
лятся по классам их нагревостойкости, при-
чем материалы, принадлежащие к одному
классу, обладают и одинаковыми свойства-
ми в отношении старения. Под нагревос-
тойкостью понимается способность изоля-
ции длительно выдерживать воздействие
температуры без повреждения или без ухуд-
шения важных свойств.
Наиболее часто применяются материа-
лы следующих классов нагревостойкости со-
гласно ГОСТ-8865.
Класс Y (температура нагрева 90°).
Волокнистые материалы из целлюлозы,
хлопка или натурального, искусственного и
синтетического шелка, не пропитанные и не
погруженные в жидкий электроизоляцион-
ный материал.
Класс А (температура нагрева 105°).
Волокнистые материалы из целлюлозы,
хлопка или натурального, искусственного и
синтетического шелка, в рабочем состоянии
пропитанные или погруженные в жидкий
электроизоляционный материал.
Класс Е (температура нагрева 120°).
Синтетические органические материалы
(пленки, волокна, смолы, компаунды).
Значительно реже применяются мате-
риалы высших классов нвгревостойкости
на основе слюды, асбеста, стекловолокна
(классы В - 130°С, F - 155 °C, Н - 180°С,
G — свыше 180 °C).
Изоляция масляных трансформаторов
относится к классу А.
Наибольшие превышения температуры
отдельных частей трансформатора над тем-
пературой охлаждающей среды согласно
ГОСТ 1 1677—85 не должны превышать [1]:
а) . Обмотки (класс нагревостойкости
изоляции А).
♦ при естественной или принудительной
циркуляции с ненаправленным потоком
масла через обмотки — 65 °C;
♦ при естественной или принудительной
циркуляции с направленным потоком
масла через обмотки — 70 °C;
Превышения температуры обмоток оп-
ределяют методом измерения их сопротив-
ления постоянному току (средние превыше-
ния тем пера гуры обмоток).
б) . Масла в верхних слоях.
♦ исполнение герметичное или с расши-
рителем — 60 °C;
♦ исполнение негерметичное без расши-
рителя — 55 °C;
в) . Магнитопровод и конструктивные
элементы (на поверхности) — 75 °C.
Указанные условия установлены стан-
дартом с таким расчетом, чтобы предельная
температура обмотки в наиболее жаркое
время года не превышала +105 °C при ее
среднегодовой температуре +75 °C.
При соблюдении этих условий изоляция
трансформаторов не подвергается ускорен-
ному старению и может надежно работать
в течение 25 лет.
18
Охлаждение
Глава 1
2.4. Стандарты, нормирующие
требования, связанные с нагревом
и охлаждением трансформаторов
Наиболее распространенные из этих стан-
дартов:
ГОСТ 11677—85. Трансформаторы (и ав-
тотрансформаторы) силовые. Общие техни-
ческие требования.
ГОСТ 14209—97. Трансформаторы (и ав-
тотрансформаторы) силовые масляные. На-
грузочная способность.
ГОСТ 3484. Трансформаторы силовые.
Методы испытаний.
РД 16.452—88. Трансформаторы сило-
вые масляные с системами охлаждения М и
Д. Тепловой расчет обмоток.
РД 16.416—88. Трансформаторы сило-
вые масляные. Остовы. Методика тепловою
расчета.
РД 16.425—88. Трансформаторы малой
мощности общего назначения. Тепловой
расчет трансформаторов.
РД 16.467—88. Трансформаторы сило-
вые. Тепловой расчет обмоток с направлен-
ным потоком масла.
РД 16.619—90. Трансформаторы силовые
масляные с системами охлаждения ДЦ и Ц
IEC 76-2. Power transformers. Part 2. Tem-
perature rise1.
3. Системы охлаждения
трансформаторов
Подробное описание систем охлаждения
и охладителей приведено в главе 14. Здесь
приводятся схемы систем охлаждения и схе-
1 Публикация МЭК. По новой номенклатуре:
IEC 60076-2.
матическое описание физических процес-
сов, связанных с циркуляцией масла.
3.1. Обозначение систем
охлаждения
Системы охлаждения, применяемые в
трансформаторах стран СНГ, приведены
в таблице 1.1.
3.2. Естественная циркуляция масла
и воздуха (система М)
Схема этого способа охлаждения приве-
дена на рис. 1.1. а. На рис. 1.1, б” приведены
диаграммы, иллюстрирующие теплофизи-
ческий процесс в трансформаторе в коорди-
натах 0—Н (температура—высота). В точке А
масло поступает в обмотку, его плотность
уменьшается вследствие нагревания, и оно
поднимается вверх. В точке В масло выходит
из обмотки. При движении масла от точки В
до точки С, т. е. до входа в радиатор, темпе-
ратура масла в зависимое!и от ряда факторов
может, как несколько возрастал ь, так и умень-
шаться, однако обычно изменяется мало [3].
Между точками С и D (в радиаторе) масло ох-
лаждается и перемещается вниз. Левая кривая
(0Й) на Рис. 1.1, б иллюстрирует ход темпера-
туры воздуха, охлаждающего радиатор.
Охлажденное масло перемещается из
точки D в точку Л, и процесс повторяется.
Д0О6/ — среднелогарифмическая разность
температур масла и воздуха2, определяющая
2 Называется также просто «логарифмичес-
кой разностью». Среднелогарифмическим двух
величин а и b называется величина с = (а — Ь)/
In(a/b). В данном случае по этой формуле вычис-
ляется среднее между разностями температур
масла и воздуха в точках D и С Обоснование та-
кой оценки разности температур приведено в [2].
Таблица 1.1
Вил системы охлаждения трансформатора Обозначение системы охлаждения
По ГОСТ 11677-85 По МЭК
Естественная циркуляция воздуха и масла Принудительная циркуляция воздуха и естественная м ONAN
циркуляция масла Естественная циркуляция воздуха и принудительная д ONAF
циркуляция масла с ненаправленным потоком масла Естественная циркуляция воздуха и принудительная МЦ OFAN
циркуляция масла с направленным потоком масла Принудительная циркуляция воздуха и масла с нена- НМЦ ODAN
правленным потоком масла Принудительная циркуляция воздуха и масла с направ- ДЦ OFAF
ленным потоком масла Принудительная циркуляция воды и масла с ненаправ- НДЦ ODAF
ленным потоком масла Принудительная циркуляция воды и масла с направлен- ц OFWF
ным потоком масла нц ODWF
§3
Системы охлаждения трансформаторов
19
Рис. 1.1. Принципиальная схема
естественного масляного охлаж-
дения трансформатора. Подде-
рживающая циркуляцию подъ-
емная сила пропорциональна
площади, охваченной контуром
ABCDA.
Рис. 1.2. Принципиальная схема
естественного масляного охлаж-
дения трансформатора при вы-
соко поднятых радиаторах.
теплопередачу между ними, A0fO — осевой
перепад температуры масла в радиаторе, а
A0W — осевой перепад температуры масла
в обмотке, равный А0ГО.
Подъемная сила, обуславливающая дви-
жение масла, пропорциональна площади
контура ABCD.
На рис. 1.2 показана принципиальная
схема и диаграмма системы охлаждения М
при высоком расположении радиатора. Та-
кое расположение при одинаковых потерях
увеличивает подъемную силу, а значит и
скорость движения масла. Соответственно
снижается значение А0СО = A0w, а значение
А0оа остается практически неизменным.
33. Естественная циркуляция масла
и принудительная циркуляция
воздуха (система Д)
Эта система основана на применении ра-
диаторов, обдуваемых вентиляторами. При-
нципиальная схема и диаграмма системы Д
приведена на рис. 1.3 [2]. Вентиляторы со-
здают принудительное движение воздуха со
скоростью, значительно большей, чем при
естественной циркуляции. Увеличение ско-
рости движения воздуха увеличивает коэф-
фициент теплоотдачи радиатора, поэтому
отвод тех же потерь будет происходить при
меньшей логарифмической разности темпе-
ратур. При одинаковом значении этой раз-
ности теплосъем радиатора увеличивается
в 2,6 раза.
3.4. Принудительная циркуляция
масла и воздуха (система ДЦ)
В этой системе вместо радиаторов при-
меняются значительно более выгодные ма-
логабаритные теплообменники (охладите-
ли). Для обеспечения циркуляции масла в
охладителе используются масляные насосы.
Схема и диаграмма такой системы с не-
направленной циркуляцией масла (ДЦ)
приведена на рис. 1.4.
20
Охлаждение
Глава 1
Рис. 1.3. Принципиальная схема
естественного масляного охлаж-
дения трансформатора при при-
нудительной циркуляции воз-
духа.
Рис. 1.4. Принципиальная схе-
ма охлаждения трансформатора
при принудительной циркуляции
масла и воздуха.
Масло, нагретое в обмотке и движущее-
ся по пути А', перемешивается с маслом,
движущимся по пути В' вдоль стенки бака
вне обмотки. Из-за такого перемешивания
практически невозможно измерение темпе-
ратуры масла, выходящего из обмотки. Фак-
тическая температура масла, протекающего
по обмотке, будет выше, чем температура,
измеряемая термодатчиками, расположен-
ными в верхней части бака.
3.5. Система с направленной
циркуляцией масла в обмотке
(система НДЦ)
В этой системе, схема и диаграмма ко-
торой показаны на рис. 1.5, устранен путь В',
и через активную часть трансформатора
пропускается все масло, циркулирующее в
контуре охлаждения. В охладитель поступает
масло с температурой, почти равной боль-
шей температуре масла в активной части.
Поэтому благодаря увеличению логарифми-
ческой разности температур /№гкохладители,
примененные при направленной циркуля-
ции, будут иметь меньший рабочий объем,
чем система по схеме рис. 1.4.
Скорость масла у теплоотдающих повер-
хностей активной части увеличивается, поэ-
тому возрастает коэффициент теплоотдачи,
и уменьшается перепад температуры между
этими поверхностями и маслом. Это позво-
ляет увеличить поверхностную плотность
теплового потока, не переходя допустимого
значения превышения средней температуры
обмотки.
Эффективность направленной цирку-
ляции масла проявляется не только в уве-
личении коэффициента теплоотдачи об-
мотки, но и в снижении осевого перепада
температуры масла в обмотке. Благодаря
этому, при одинаковом среднем превыше-
нии снижается температура наиболее на-
гретой точки [1].
§4
Процессы теплопередачи и тепловые расчеты
21
Рис. 1.5. Принципиальная схема
охлаждения трансформатора при
направленной циркуляции масла.
3.6. Система с принудительной
циркуляцией масла и воды (система Ц)
В этой системе охлаждение масла в ох-
ладителях осуществляется не воздухом, а во-
дой. Интенсивность теплообмена от масла
к воде выше, чем от масла к воздуху, следо-
вательно, выше коэффициент теплоотдачи
и тепловой поток охладителя.
Для охлаждения используется пресная
или морская вода с температурой у входа в
охладитель не более +25 °C (для ГРЭС — не
более +33 °C). Циркуляция масла осущест-
вляется герметичными электронасосами ти-
па МТ. Применяется также циркуляция мас-
ла и воды с направленным движением масла
в обмотках (система НЦ).
Масло из верхней части бака перекачи-
вается насосом через охладитель, охлаждает-
ся в нем и поступает в нижнюю часть бака.
Входной и выходной патрубки маслопровода
располагаются «по диагонали» вдоль длин-
ной оси трансформатора. Благодаря этому
в циркуляцию вовлекается большой объем
масла и обеспечивается более равномерная
температура по всему объему бака. Насос ус-
танавливается перед охладителем для обеспе-
чения преодоления гидравлического сопро-
тивления обмотки и самого охладителя. Од-
новременно исключается подсос воздуха в
случае возникновения вакуума в охладителе.
4. Процессы теплопередачи
и тепловые расчеты
4.1. Общее понятие о теплообмене,
простейшая модель процессов
теплопередачи
Рассмотрим сущность тепловых процес-
сов протекающих в установившемся тепло-
вом режиме на простейшей модели (рис. 1.6).
В этой модели процесс теплопередачи осу-
ществляется между следующими телами:
— обмотка, представленная в виде вер-
тикальной проводящей пластины (показана
косой штриховкой),
— слои изоляции (показаны сплошной
заливкой),
— масло в баке (показано горизонталь-
ной штриховкой),
— бак (перекрестная штриховка),
— воздух.
Поток тепла всегда направлен от более
нагретого тела к менее нагретому. При про-
текании тока в обмотке направление пере-
дачи тепла соответствует приведенному вы-
ше порядку перечисления сред. В устано-
вившемся тепловом режиме температуры
сред неизменны во времени и снижаются по
направлению передачи тепла. Понятие «теп-
ловыделяющий элемент» можно применить
к любой последовательности сред, предшес-
твующей той среде, тепловой процесс в ко-
торой рассматривается. Например, для про-
Теплые
потоки
воздуха
исходящие
от пластины
Теплые
потоки
воздуха
исходящие
от стенки
бака
Рис. 1.6. Упрошенная модель трансформатора
с естественным масляным охлаждением:
1 — пластина, 2 — масло, 3 — бак, 4 — изоляция.
22
Охлаждение
Глава 1
цесса теплопередачи в изоляции таким эле-
ментом является обмотка, а для процесса
теплопередачи от бака в окружающий воздух
тепловыделяющим элементом следует счи-
тать весь трансформатор.
Количество энергии, выделяемой в теп-
ловыделяющем элементе в единицу времени
и передаваемое окружающей среде, т. е.
мощность потерь Р, именуется также тепло-
вым потоком этого элемента. Фундамен-
тальным понятием для расчета теплопереда-
чи является удельный тепловой поток q. Он
равен мощности (общему тепловому потоку)
Р, отнесенной к площади поверхности F, че-
рез которую он проходит (q = P/F). Зная
удельный тепловой поток и характеристики
теплопередающей среды, можно определить
перепад температуры между поверхностями,
ограничивающими рассматриваемый слой
этой среды. Именно в этом и состоит сущ-
ность теплового расчета.
Простейшим процессом теплопередачи
является теплопроводность.
Передача тепла при этом происходит за
счет непосредственного соприкосновения
частиц тела. Именно таким путем осущест-
вляется передача тепла в твердых телах, на-
пример в изоляции. Перепад температуры
Д0И, °C, возникающий между поверхностью
пластины и наружной поверхностью изоля-
ции, определяется законом Фурье:
леи=Ь=лиЛ (О
Л.
где 5 — толщина изоляции, м; X — коэффи-
циент теплопроводности изоляции, Вт/(м2 х
х °C); 7?и — тепловое сопротивление, °С/Вт.
Приведем коэффициенты теплопроводно-
сти основных изоляционных материалов,
применяемых в трансформаторах [8, 11].
Заметим, что значения теплопроводнос-
ти бумажной изоляции изменяются в широ-
ких пределах. Это вызвано тем, что масло за-
полняет не только промежутки между слоя-
ми бумаги, но и поры, вытесняя из них
воздух, поэтому реальный коэффициент
теплопроводности зависит от температуры
и давления масла и от толщины изоляции.
X, Вт/(м2 • °C)
Трансформаторное масло
(при 0 = 0—90 °C)............. 0,1207-0,1128
Бумажно-масляная изоляция .... 0,150—0,200
Электрокартон в масле.........0,250
Лакоткань.....................0,180
Гетинакс...................... 0,250—0,300
Иной механизм теплопередачи связан с
движением охлаждающей среды, перенося-
щей тепло. Таким нулем тепло отводится,
например, от поверхности обмотки в окру-
жающее масло (рис. 1.6). Движение среды
возникает вследствие разности плотностей
нагретых и холодных слоев масла. Плот-
ность более нагретых слоев уменьшается,
и они под действием подъемной силы отры-
ваются от поверхности, унося с собой неко-
торое количество тепловой энергии. На их
место поступают более холодные слои мас-
ла. Такой способ теплопередачи называется
свободной конвекцией. Хотя передача тепла
теплопроводностью в масле также имеет
место, главное значение в этом случае имеет
именно поверхностная конвективная теп-
лоотдача.
При свободном течении масла вдоль на-
гретой поверхности процесс конвективного
теплообмена происходит в тонком погра-
ничном слое вблизи поверхности. Скорость
конвективною восходящего потока масла
вдоль поверхности обмотки велика практи-
чески только в пределах этого слоя, толщина
которого по направлению снизу вверх воз-
растает от нуля до величины около 3 мм и в
среднем составляет около 1,5 мм. Таким же
образом происходит передача тепла от по-
верхности бака к окружающему воздуху.
На рис. 1.7 показана качественная схе-
матическая картина распределения темпера-
б)
Рис. 1.7. Схематическая картина
распределения температур.
а — теплоотдача от обмотки к мас-
лу; б — теплоотдача от масла к воз-
духу.
§4
Процессы теплопередачи и тепловые расчеты
23
тур при теплопередаче от обмотки к маслу
(рис. 1.7, а) и от масла к воздуху (рис. 1.7, б).
Поскольку в действительности обмотка
не является монолитным металлическим те-
лом и имеет внутреннюю изоляцию, темпе-
ратура внутри обмотки выше, чем на ее по-
верхности. Температура наиболее нагретой
точки обмотки обозначена через 0Л, а темпе-
ратура на поверхности обмотки — через
Температура масла непосредственно у по-
верхности обмотки равна той же величине.
По мере удаления от поверхности она умень-
шается до значения &0. Это падение темпе-
ратуры происходит в пределах конвектив-
ного (пограничного) слоя, а вне зоны кон-
вективного течения температура остается
практически неизменной (рис. 1.7, а).
Аналогично распределяется температура
при теплоотдаче от масла к воздуху (рис. 1.7,
б). Поскольку коэффициент теплопровод-
ности стали на два порядка выше, чем у бу-
мажной изоляции, перепад температуры в
стенке бака не превышает 1 °C, и им обычно
пренебрегают [1, 3]. Толщина конвективной
зоны для воздуха больше, чем для масла. Вне
конвективной зоны температура воздуха Qa
равна окружающей температуре.
Расчет конвективного теплообмена про-
изводится на основе закона Ньютона:
A6JO=—(2)
aso
где aso — коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2 х
х °C); Д05О — превышение температуры по-
верхности над температурой масла, °C.
Величина Д0ЛО, равна разности между
температурой поверхности 05 и температу-
рой масла 0О (рис. 1.7). Характер движения
масла, зависит от этой величины. При ма-
лых значениях Д0ЛО преобладает ламинар-
ный, при больших значениях — турбулент-
ный режим течения масла.
В действительности коэффициент теп-
лоотдачи не является постоянной величи-
ной, так как вязкость масла, определяющая
внутреннее трение между частицами, движу-
щимися с разными скоростями, уменьшает-
ся с ростом температуры. В результате при
большей температуре скорость движения
масла растет, и коэффициент теплоотдачи
увеличивается. Практически расчет коэф-
фициента теплоотдачи обычно производят
по экспериментальным зависимостям вида:
о. = Л/Д0\ (3)
где Л/ и у — постоянные параметры для дан-
ных условий теплообмена. Таким образом,
в отличие от теплопроводности, конвектив-
ный теплообмен является нелинейным.
Теплоотдача от гладкой стенки бака в
окружающую среду (воздух) осуществляется
не только конвекцией, но и излучением. По-
этому при расчетах определяют коэффици-
ент теплоотдачи конвекцией ак и излучени-
ем. Для теплопередачи излучением можно
также определить коэффициент поверхнос-
тной теплоотдачи, подобно тому, как это де-
лается для конвективного теплообмена.
Коэффициент теплоотдачи излучением
зависит от температуры воздуха, перепада
температур между поверхностью и воздухом,
окраски поверхности, условий излучения
окружающей среды и т. п. Теплопередача из-
лучением определяется законом Стефана-
Больцмана:
Qk = еС0[(Тп/100)4 - (Тв/100)4], (4)
где Гп и Тъ — абсолютные температуры по-
верхности и воздуха, К; Со = 5,77 Вт/(м2 х
х К) — коэффициент излучения абсолютно
черного тела; с — степень черноты тела.
Для абсолютно черного тела е = 1, а для
остальных тел, так называемых серых, е < 1.
В практике для окрашенных баков транс-
форматора £ = 0,80—0,95 и в диапазоне тем-
ператур 0—100 °C является величиной пос-
тоянной [11].
Теплоотдача излучением, как видим, так-
же нелинейна.
На конвективный теплообмен в воздухе
оказывают влияние те же факторы, что и
в масле. Из-за худшей охлаждающей спо-
собности воздуха его коэффициент теплоот-
дачи в 15—20 раз меньше, чем коэффициент
теплоотдачи масла [3].
Ориентировочные значения результиру-
ющего коэффициента теплоотдачи конвек-
цией и излучением для открытой вертикаль-
ной поверхности и спокойной охлаждающей
среды составляют:
Коэффициент
теплоотдачи
Среда
Вт/(м2’- °C)
масло при 0м = 60 °C,
0п =70—100°С................. 80-150
воздух при 0п = 0—30 °C,
0п = 2090 °C............... 4,4-7,0
воздух при 0ив = -20—+40 °C,
0„ - 10-90 СС и с = 0,87... 3,8-7,7
В рассмотренной модели рассматрива-
лось вертикальное расположение теплоотда-
ющей поверхности. При ее горизонтальном
расположении движение масла имеет не-
сколько иной характер и зависит от радиаль-
24
Охлаждение
Глава 1
ного размера. Перенос тепла с поверхности,
обращенной вверх, происходит в соответс-
твии с законом теплопередачи однородного
материала (масла) с толщиной слоя 5. Пере-
нос тепла с поверхности, обращенной вниз,
имеет сложный характер, так как движение
масла в тонком слое, прилегающем к этой
поверхности, вначале происходит горизон-
тально, а затем у края пластины масло под-
нимается вверх. Коэффициент теплоотдачи
горизонтальной поверхности ниже, чем у
вертикальной.
4.2. Реальные условия
теплопередачи в обмотках
и магнитопроводе
Процессы теплопередачи в реальных ус-
ловиях трансформатора имеют более слож-
ный характер, чем описано выше. Это обус-
ловлено тем, что поверхности теплообмена
в трансформаторе имеют разнообразные кон-
фигурации и расположение относительно
друг друга, часть поверхностей недоступна
свободному доступу охлаждающей среды.
Тепловой поток, возникающий в обмотках
и магнитопроводе, отводится в окружаю-
щую среду по сложному пути, состоящему
из нескольких участков. На участке от внут-
ренних точек обмотки или магнитопровода
до их наружных поверхностей, омываемых
маслом, передача тепла происходит путем
теплопроводности. Размеры внутренних ка-
налов могут быть сравнимы с размерами
конвективного слоя, и течение масла внутри
этих каналов уже не является свободным.
Теплопередача от обмоток и магнито-
провода к маслу представляет собой слож-
ный комплекс теплофизических и гидроди-
намических процессов [8, 9, 10]. Тепловые
расчеты трансформатора производятся по
эмпирическим формулам с учетом критери-
ев подобия [10].
Для определения внутреннего перепада
температуры в обмотке принимают следую-
щие граничные условия:
— обмотка представляет собой однород-
ное тело плоской формы с одинаковой теп-
лопроводностью по всему сечению;
— размер по высоте значительно боль-
ше, чем ее диаметр;
— температура масла постоянна;
— потери в единице объема обмотки —-
постоянны.
В реальной обмотке эти условия не соб-
людаются. Наиболее нагретая зона сдвигает-
ся от середины сечения обмотки к ее внут-
ренней поверхности, и если обмотка имеет
охлаждающий канал с внутренней стороны,
то нагретая зона перемещается в сторону уз-
кого масляного канала и находится от внут-
ренней поверхности обмотки на расстоянии
0,2—0,3 радиального размера обмотки. В осе-
вом направлении распределение температу-
ры в обмотке также неравномерно, так как
температура масла вверху выше, чем внизу.
Усиленная изоляция обмоток, применя-
емых на входных витках обмоток мощных
трансформаторов, существенно влияет на
нагрев. Поэтому для уменьшения нагрева
входных витков выбирают провода большо-
го сечения. Таким образом, выравнивают
температурное поле по толщине изоляции.
Наиболее нагретая точка обмотки находится
в верхней зоне, где температура на 13 °C вы-
ше средней температуры обмотки.
Учитывая вышеизложенные условия,
при расчете необходимо пользоваться опыт-
ными данными для каждого типа обмоток.
Для расчета охлаждения обмотки необходи-
мо определить поверхность ее охлаждения.
Поверхностью охлаждения цилиндрических
обмоток считается только внешняя цилинд-
рическая поверхность по высоте. Торцовые
части обмоток, закрытые опорными кольца-
ми, и внутренняя поверхность обмотки, ес-
ли она прилегает к изоляционному цилинд-
ру, в расчетах не учитываются. То же самое
относится и к поверхностям, закрытым вер-
тикальными рейками.
Передача тепла от обмоток к маслу про-
исходит при наличии разности температур
между обмотками и маслом. Разность темпе-
ратур поверхности обмотки и омывающего
ее масла зависит от теплового потока, выде-
лившегося с поверхности обмотки, а также
расположения охлаждаемых маслом поверх-
ностей обмотки, размеров масляных кана-
лов и вязкости масла.
При этом для масляных трансформато-
ров всегда принимается, что передача тепла
от каждого из тепловыделяющих элементов
(обмотки, магнитопровод) происходит неза-
висимо.
Теплоотдача путем излучения с поверх-
ности гладких баков достигает 50% общей
теплоотдачи. У трубчатых баков и у баков с
радиаторами доля теплоотдачи излучением
ниже [1].
Тепловой расчет трансформатора сво-
дится к определению среднего превышения
температуры обмотки и превышения темпе-
ратуры верхних слоев масла над температу-
рой окружающей среды. Эти величины яв-
ляются наиболее удобными характеристи-
ками, главным образом потому, что при
испытаниях согласно ГОСТ 3484 определя-
§4
Процессы теплопередачи и тепловые расчеты
25
ется именно средняя температура обмотки
путем изменения электрического сопротив-
ления, а температура верхних слоев масла
определяется датчиками температур. Однако
при тепловом расчете обязательно определя-
ется также температура наиболее нагретой
точки обмотки.
4.3. Особенности передачи тепла
при принудительной циркуляции
масла и воздуха и при направленной
циркуляции масла
Наиболее распространенные схемы при-
нудительной направленной циркуляции мас-
ла в обмотках изображены на рисунках 1.8
и 1.9. В схеме рисунков 1.8, а, 1.8, б и 1.9, а
масло движется в основном по вертикаль-
ным каналам. В схеме рисунков 1.8, в и 1.9,
б масло движется как в вертикальных, так
и в горизонтальных каналах. Такое направ-
ленное движение обеспечивается за счет
специальных перегородок. Средняя ско-
рость масла W м/с, в обмотке определяется
по формуле:
W = Ф/3600/7, (7)
где Ф — расход масла через обмотку, м3/ч;
F — площадь сечения вертикальных или го-
ризонтальных каналов, м 2.
Направленная циркуляция масла позво-
ляет увеличить коэффициент теплоотдачи в
1,5—2,5 раза по сравнению с естественным
охлаждением. На основании опытных дан-
ных Института трансформаторостроения
(г. Запорожье) перепад температур между
обмоткой и маслом выражается следующей
приближенной формулой
Аб.^р/И/и.5, (8)
где р — коэффициент, зависящий от удель-
ного теплового потока и толщины изоля-
Рис. 1.8. Движение масла в ка-
налах обмотки:
а — внутренняя цилиндрическая
обмотка, б — наружная цилиндри-
ческая обмотка, в — наружная ка-
тушечная обмотка.
Рис. 1.9. Схема принудительной направ-
ленной циркуляции масла в обмотках:
а — конструкция без перегородок,
б — конструкция с перегородками;
1 — цилиндр, 2 — обмотка, 3 — перегородка.
Движение теплоносителя
а
б
26
Охлаждение
Глава 1
Рис. 1.10. Распределения состав-
ляющих перепада температуры
между обмоткой и маслом при
различных значениях скорости
масла.
ции; W= 0,1 —1,0, м/с — скорость масла для
схемы рисунка 9, а\ = 0,04—0,22, м/с —
для схемы рисунка 9, б. Вторая схема эффек-
тивней первой, но сложна технологически и
имеет за счет перегородок большее гидрав-
лическое сопротивление.
На рис. 1.10 показана, качественная кар-
тина распределения составляющих перепада
температуры между обмоткой и маслом при
трех значениях скорости масла (< ИД <
< И^з) и при неизменном тепловом потоке q
[2]. Перепад температуры по толщине изо-
ляции ДО, во всех трех случаях одинаковый,
а перепад температуры между поверхностью
и маслом Д05О уменьшается с увеличением
скорости.
4.4. Нестационарные (переходные)
процессы нагрева и охлаждения
До сих пор рассматривались процессы
передачи тепла в системе тел, имеющих пос-
тоянные температуры, т. е. при неизменных
во времени перепадах температур между те-
лами. Тепловые потоки также остаются не-
изменными, и, в конечном счете, определя-
ются мощностью источников тепла.
Для простоты ограничимся рассмотре-
нием теплоотдачи от однородного тела в ок-
ружающую среду [2]. Под однородным те-
лом имеется в виду тело с постоянной по
объему удельной теплоемкостью. Внутри те-
ла могут находиться источники тепла. Нас
будет интересовать температура на поверх-
ности тела (постоянная или переменная).
Таким телом может быть, например, обмот-
ка трансформатора. Температуру окружаю-
щей среды будем считать постоянной. Это
могут быть, например, слои масла, достаточ-
но удаленные от обмотки. Теплопередача
осуществляется через близлежащие слои
масла и (или) через твердую изоляцию.
Если считать, что температура тела так-
же постоянна, то все выделяемое тепло пе-
редается окружающей среде. Перепад темпе-
ратур определяется уравнением (1) или (2).
Их можно написать в одинаковой форме:
ДО = PR. (9)
В таком виде это уравнение аналогично
закону Ома для постоянного тока, причем
роль «тока» выполняет тепловой поток
(мощность) Р, а роль напряжения — перепад
температур ДО. Тепловое сопротивление R
выполняет роль электрического сопротивле-
ния.
Нетрудно убедиться, что для случаев
теплоотдачи теплопроводностью и конвек-
цией оно, соответственно, выражается фор-
мулами:
R = dF/kn (10)
R= F/a. (И)
Количество тепловой энергии Q, запа-
сенной в теле, определяется формулой
Q = СО = тсв, (12)
где т — масса тела, с — его удельная тепло-
емкость, С — полная теплоемкость тела.
При неизменной температуре количество
запасенной энергии также неизменно. Если
же температура изменяется, то изменяется
и количество запасенной энергии.
Часть мощности источников тепла, за-
трачиваемая на изменение температуры те-
ла, равна производной Q по времени. Окру-
жающей среде передается мощность Рза вы-
четом мощности, затраченной на изменение
температуры тела, г. е.
р__ ^jdQ _ р__
dt dt
(Производная температуры равна производ-
ной перепада температур, поскольку темпе-
§4
Процессы теплопередачи и тепловые расчеты
27
ратура среды, как было условлено, не зави-
сит от времени.)
Подставив полученный тепловой поток
в формулу (9) вместо Р и произведя элемен-
тарные преобразования, получим дифферен-
циальное уравнение нестационарного тепло-
вого процесса:
ЛС^Д6) + Ле = рл (13)
dt
Величина т = RC, имеющая размерность
времени, называется тепловой постоянной
времени процесса. Продолжая аналогию с
электрическими процессами, видим, что теп-
лоемкость играет роль, аналогичную элект-
рической емкости, а уравнение (13) анало-
гично уравнению процесса в цепи с сопро-
тивлением и конденсатором.
Если считать Р отличным от нуля, то
уравнение (13) описывает процесс нагрева
тела. В установившемся режиме ДО = Д0Ш =
= PR. Считая начальную температуру тела
равной температуре среды, т. е. Л0 = О при
t = 0, получаем следующее решение уравне-
ния для процесса нагрева'.
ДО - Д0Ш(1 - е~'А), (14)
аналогичное уравнению процесса заряда кон-
денсатора.
Если же тепло от внутренних источни-
ков не поступает (трансформатор отклю-
чен), т. е. в уравнении (13) Р = 0, а началь-
ный перепад температуры равен ДО^, то по-
лучится решение для процесса охлаждения'.
ДО = ДО^е”^, (15)
аналогичного процессу разряда конденсато-
ра. При нелинейной теплоотдаче тепловое
сопротивление уже нельзя считать постоян-
ным. Например, при зависимости коэффи-
циента теплообмена от перепада температур
согласно формуле (4), тепловое сопротивле-
ние будет обратно пропорционально пере-
паду температур в степени у и уравнение (13)
уже не будет линейным. Уравнение можно
решить и в этом случае, но формулы для за-
висимостей перепада температур от времени
будут иными1.
Графики процессов нагрева и охлажде-
ния приведены на рис. 1.11. Эти графики
построены в универсальных относительных
единицах. Значение показателя степени у
для случая нелинейной теплоотдачи (фор-
1 Решение для процесса охлаждения приведено
в 12]. В общем случае зависимость носит степен-
ной характер. Решение для процесса нагрева бо-
лее сложно и получается в виде неявной функции.
Рис. 1.11. Переходные тепловые
процессы:
а — охлаждение тела, б — нагрев те-
ла, Л0,?; — максимальное превыше-
ние температуры, т — характеристи-
ческая постоянная времени.
28
Охлаждение
Глава 1
мула 4) принято равным 1/3. В этом случае
характеристическая постоянная времени
т = RC определена при значении теплового
сопротивления, соответствующему перепаду
температур A0W. Такой универсальный спо-
соб определения т при любом значении у
позволяет сравнивать графики изменения
температур при различных показателях сте-
пени (линейной теплоотдаче соответствует
у = 0). Сплошные кривые соответствуют ли-
нейной теплоотдаче (формулы 14 и 15),
а штриховые кривые построены для указан-
ного значения у.
Начальные скорости процессов одина-
ковы по величине. Из уравнения (13) видно,
что при нагреве начальная скорость роста
температуры равна Р/С. При охлаждении
скорость уменьшения температуры равна
этой же величине, взятой с обратным зна-
ком, если Р — тепловой поток источников
при предшествующем нагреве. Таким обра-
зом, при заданном значении A0W начальная
скорость изменения температуры не зависит
явно от теплового сопротивления. С физи-
ческой точки зрения это означает, что при
времени процесса, значительно меньшего
постоянной времени, можно пренебречь
теплоотдачей и считать процесс адиабати-
ческим. Так поступают, например, при рас-
чете нагрева в режиме короткого замыкания
[2]. При этом нагрев за время t можно опре-
делить по приближенной формуле:
№t= Pt/C. (16).
Касательная к графику процесса охлаж-
дения (рис. 1.11, а) отсекает на оси абсцисс
отрезок, равный т. Такой же отрезок отсе-
кает касательная к графику процесса нагре-
ва (рис. 1.11, б) на прямой А0 = A0W. Это
позволяет определять постоянные времени
по экспериментальным графикам процес-
сов.
Для обмоток постоянные времени со-
ставляют несколько минут, а для масла в
трансформаторе они могут составлять не-
сколько часов.
Знание постоянных времени необходи-
мо для расчета нагрева трансформаторов
при переменной нагрузке и для расчета его
нагрузочной способности [2, 4].
На Рис. 1.12 приведены графики измене-
ния перепадов температуры обмотки (кри-
вая /), магнитопровода (кривая 2) и масла
(кривая 5) над окружающим воздухом для
трансформатора мощностью 250 МВ • А при
следующей последовательности:
а) номинальная нагрузка в течение 4000 с,
б) перегрузка на 40% в течение 5000 с,
в) короткое замыкание в течение 3 с,
г) отключенное состояние.
Графики показывают, что тепловое со-
стояние обмотки изменяется быстро, причем
наглядно виден характер процессов, соот-
ветствующий кривым рис. 1.11. Изменение
температуры масла происходит практически
по прямолинейным зависимостям, соответс-
твующих начальным участкам этих кривых,
а графики изменения температуры магнито-
провода искривлены незначительно, пос-
кольку времена процессов и в этом случае
значительно меньше постоянной времени.
По той же причине перегрузка практически
не влияет на ход нагрева магнитопровода
и масла.
Рис. 1.12. Тепловой процесс в
трансформаторе при перемен-
ной нагрузке.
0 1032х103Зх103 4х103 5х103 6х103 7хЮ38х103 9х103 104 12хЮ413хЮ4
t, с
§4
Процессы теплопередачи и тепловые расчеты
29
4.5. Тепловой расчет обмоток
и магнитопровода
4.5.1. Общие принципы расчета
В работах Михайловского Ю. А. в Инсти-
туте трансформаторостроения (г. Запорожье)
были выведены формулы для коэффициентов
теплоотдачи и превышений средних темпера-
тур катушек над средней температурой мас-
ла в баке на уровне обмотки [5]. Эти фор-
мулы имеют вид степенных зависимостей
от геометрических размеров катушек и от
удельного теплового потока с эмпирически-
ми коэффициентами и показателями степе-
ни. В общем случае коэффициенты и пока-
затели степени зависят от типа катушек и от
диапазона изменения размеров.
В настоящее время расчеты производят-
ся на ЭВМ по программам, составленным на
основе нормалей, указанных в п. 2.4.
4.5.2. Краткая характеристика обмоток
а) Обмотки без перегородок
Катушечные обмотки без перегородок
имеют направленное движение масла только
в вертикальных охлаждающих каналах меж-
ду обмоткой и изоляционными цилиндрами
(Рис. 1.9, а) без направленного движения
масла в прилегающих к катушкам горизон-
тальных охлаждающих каналах.
б) Обмотки с направляющими перегородками
Катушечные обмотки, в которых для ин-
тенсификации теплообмена установлены
направляющие перегородки, поочередно
перекрывающие внутренний и наружный
вертикальные охлаждающие каналы между
обмоткой и изоляционными цилиндрами
(рис. 1.9, б). Таким образом, поток масла по-
падает из одного вертикального канала в
другой через горизонтальные охлаждающие,
создавая в них направленное движение.
Совокупность горизонтальных каналов
между двумя перегородками называется хо-
дом. В горизонтальных каналах каждого хода
масло движется водном направлении. Высота
юризонтального канала между переюродкой
и прилегающей к ней катушкой не менее 2 мм.
в) Обмотки с дополнительными осевыми
каналами
Катушечные обмотки, в которых для ин-
тенсификации теплообмена имеются допол-
нительные осевые каналы шириной не ме-
нее 5,5 мм по радиальной ширине катушек.
Количешво дополнительных каналов зависит
от радиальной ширины катушек (рис. 1.13).
Катушки с дополнительными каналами мо-
гу I располагайся не по всей высоте обмо-
ток, а только в зоне катушек с наибольшими
потерями для снижения превышения темпе-
ратур наиболее нагретых точек.
Рис. 1.13. Обмотка с дополнительными осевы-
ми каналами.
г) Обмотки без вертикальных охлаждаю-
щих каналов между обмоткой и цилиндрами
Катушечные обмотки, в которых для ин-
тенсификации теплообмена и создания высо-
ких скоростей движения масла отсутствуют
вертикальные охлаждающие каналы между
обмоткой и цилиндрами. Масло движется по
обмотке от катушки к катушке через осевые
каналы шириной не более 5,5 мм, смещенные
по радиальной ширине катушки или располо-
женные в «коридорном» порядке (рис. 1.14).
Рис. 1.14. Обмотка без вертикальных охлаждаю-
щих каналов с дополнительными осевыми кана-
лами, расположенными в «коридорном порядке».
30
Охлаждение
Глава 1
Тепловой расчет каждого вида обмогок
производится с учетом различий в направле-
нии теплового потока и встречающихся на
его пути теплоизолирующих сред.
4.5.3. Тепловой расчет катушечных
обмоток
Тепловой расчет катушечных обмоток
(рис. 1.9, 1.13, 1.14, 1.15) ведется по форму-
лам нормали [6], в которые входит радиаль-
ная ширина катушек, высота горизонталь-
ного охлаждающего канала между катуш-
ками, ширина внутреннего и наружного
вертикальных каналов, средняя температура
масла 40—75 °C, поверхностная плотность
теплового потока (300—3000 Вт/м2). При
разных высотах горизонтальных каналов,
расчет выполняется для среднеарифмети-
ческого их значений.
Обмотка считается наружной, если она
расположена на внешнем стержне транс-
форматора и не имеет наружного изоляци-
онного цилиндра, либо наружный верти-
кальный канал между обмоткой и цилинд-
ром более 20 мм.
Движение масла у поверхности катуш-
ки носит «слоистый» характер (рис. 1.16).
Тонкий пограничный слой, образованный
на кромке вертикальной поверхности с на-
ружной и внутренней стороны катушки, от-
рывается от катушки и в начале горизон-
тального канала разрушается; затем он об-
разуется вновь у нижней кромки следующей
выше катушки и далее перемещается вдоль
ее вертикальной поверхности. И так тепло-
вой процесс повторяется от катушки к ка-
Рис. 1.15. Катушечная обмотка:
а — внутренняя обмотка, б — наружная обмотка;
1 — цилиндр, 2 — обмотка.
Рис. 1.16. Циркуляция масла
у поверхности обмотки:
а — циркуляция в радиальном
направлении (в горизонтальных
каналах), б - отрыв и разруше-
ние пограничного слоя масла у
поверхности обмотки.
а б
§4
Процессы теплопередачи и тепловые расчеты
31
тушке (рис 1.16). Учитывается увеличение
толщины пограничного слоя по пути дви-
жения теплового потока [2].
Учитывается также влияние прокладок,
закрывающих часть теплоотдающей поверх-
ности и перепад температуры в изоляции
провода.
Если обмотка состоит из катушек, отли-
чающихся величиной прилегающих кана-
лов, поверхностной плотностью теплового
потока и толщиной ВИТКОВОЙ изоляции, то
каждую из катушек следует рассчитывать
как отдельную обмотку, состоящую из оди-
наковых катушек.
Превышение средней температуры об-
мотки над средней температурой масла в баке
определяется как средневзвешенное от пре-
вышений температур отдельных катушек по
массам катушек.
4.5.4. Тепловой расчет
цилиндрических обмоток
Тепловой расчет цилиндрических обмо-
ток (рис. 1.17) ведется аналогичным образом
(с учетом особенностей распределения теп-
лового потока). При этом учитывается рас-
положение охлаждающих каналов (двухсто-
роннее по рис. 1.17, а, и одностороннее — по
рис. 1.17, б) и закрытие поверхности рейка-
ми, вид намотки проводов и толщина меж-
слоевой изоляции.
Для многослойной обмотки расчет
каждою слоя производи 1ся как для отде-
льной обмотки. Превышение температуры
наиболее натреiой точки обмотки над тем-
пературой охлаждающей среды определя-
ется для каждого слоя. Для всей обмотки
принимается наибольшее из полученных
значений.
4.5.5. Тепловой расчет охлаждения
магнитной системы
Тепловой расчет охлаждения магнитопро-
вода (остова) ведется по отдельной нормали
(РД 16.415—88). Обычно нафев магнитопро-
вода не является критичным для расчета транс-
форматора в целом, так как величина потерь
холостого хода (постоянных потерь) выбира-
ется по экономическим соображениям.
4.6. Наружное охлаждение
и вопросы выбора систем охлаждения
Процессы теплопередачи внутри транс-
форматора и от масла в окружающую среду
влияют друг на друга только через темпе-
ратуру масла и ее распределение по высоте
и рассматриваются раздельно. Системы на-
ружного охлаждения, рассмотренные выше,
основаны на действии теплообменников, осу-
ществляющих передачу тепла от одного теп-
лоносителя к другому через разделительные
сзенки. Расчет теплообменников, описанных
в главе 14, производится на основе формул
теплообмена в зависимости от вида охлажде-
ния, размеров труб, наличия оребрения и т. д.
При проектировании трансформаторов,
как правило, пользуются данными нормали-
зованных охлаждающих устройств. По зна-
чению потерь трансформатора (общему теп-
ловому потоку, который должна отвести
система охлаждения) выбирают вид охлаж-
дения и тип охладителей. Затем по теплово-
му потоку одного охладителя выбирают их
количество с учетом размещения на баке.
В ГОСТ 11677—85 содержатся предель-
ные превышения температуры обмоток и
масла над температурой окружающей среды
независимо от мощности трансформаторов.
Рис. 1.17. Цилиндрическая
обмогка:
а — с двухсторонним охлаждаю-
щим каналом, б — с односто-
ронним охлаждающим каналом;
/ — цилиндр, 2 — обмотка, 3 —
изоляция.
а
б
32
Охлаждение
Глава 1
Таблица 1.2. Системы охлаждения,
применяемые для силовых трансформаторов различных мощностей и классов напряжений
Система ох- лаждения Номер группы Номер габарита Диапазон мощности, кВа Класс напряже- ния, кВ Примечание
М 1 2 1 2 1 2 3 1 2 3 До 16 в ключ. 25-100 160-250 400-1000 До 1000 включ. 1600-2500 4000-6300 До 10 включ. НО До 10 включ. НО 10—35 включ. До 35 включ. До 35 включ. Естественное охлаждение с трубчатыми и радиа- торными баками
д 1 2 1 2 4 5 1000-32 000 Свыше 32 000 До 16 000 включ. 25 000-322 000 До 35 включ. До 35 включ. ПО НО Естественное охлаждение с радиаторными баками и дутьем
Д, ДЦ, и 1 2 3 1 2 3 6 40 000-63 000 До 63000 включ. До 63000 включ. 80 000-200 000 80 000-200 000 80 000-200 000 НО 150 220, 330 НО 150 220, 330 Воздушно-масляное, водо- масляное с принудитель- ной циркуляцией масла
ДЦ, д 1 2 6 Свыше 200 000 Независимо от мощности До 330 включ. Свыше 330 Водомасляное с направ- ленной циркуляцией масла
Потери в трансформаторе пропорциональ-
ны массе активных материалов (меди, ста-
ли), а, следовательно, и их объему или тре-
тьей степени линейных размеров. Охлажда-
ющая поверхность трансформаторов растет
пропорционально второй степени линейных
размеров. Поэтому с ростом мощности
трансформатора поверхность охлаждения
возрастает медленнее, чем потери в активных
материалах и удельная тепловая нагрузка по-
верхности возрастает. Поэтому для того, что-
бы с ростом мощности трансформатора тем-
пературный перепад оставался постоянным,
необходимо увеличивать поверхность бака,
число охлаждающих труб, радиаторов, ребер
или применять другие способы от вода тепла.
Виды систем охлаждения в диапазоне
мощностей от 25 до 200000 кВа для классов на-
пряжений от 10 до 330 кВ указаны в таблице 2.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 1
1. Годунов А. М., Сещенко Н. С. Охлаж-
дающие устройства масляных трансформа-
торов. — М., Энергия, 1976. — 215 с.
2 Киш Л. Н а грев и охлаждение транс-
форматоров. Трансформаторы, вып. 36. Под
ред. Г.Е. Тарле. М., Энергия, 19<S0. 208 с.
3. Тарле Г. Е. Ремонт и модерниза-
ция систем охлаждения трансформаторов.
Трансформаторы, вып. 28. М., Энергия, 1975.
192 с.
4. Боднар В. В. Нагрузочная способность
силовых масляных трансформаторов. Транс-
форматоры, вып.40. М., Энергоиздат, 1983.
176 с.
5. Воеводин И. Д., Михайловский и др.
Методы расчета превышений температуры
обмоток силовых трансформаторов. В кн.:
Трансформаторы. Перенапряжения и коор-
динация изоляции: Переводы докладов Меж-
дународной конференции по большим элек-
трическим системам (СИГРЭ-84). Под ред.
С. Д. Лизунова, А. К. Лоханина. М., Энер-
гоагомиздат, 1986, 190—198с. — (Энергетика
за рубежом).
6. РД 16 452-88. Трансформа юры сило-
вые масляные системами охлаждения М и
ДЦ. Тепловой расчет обмоток. 1988, 28 с.
7. IEC 60076-2. Power transformers. Part
2. Temperature rise.
8. Готтер Г. Нагревание и охлаждение
электрических машин. Госэнергоиздат, 1961,
480 с.
9. Михеев М. А., Михеева И. М. Крат-
кий курс теплопередачи. М., Госэнергоиз-
даг, 1960, 208 с.
10. Михеев М. А. Основы теплопередачи.
М., Госэнергоиздат, 1956, 392 с.
11. Васютинский С. Б. Вопросы теории
и расчета трансформаюров. М., Энертя,
1970, 432 с.
Общие положения
Глава вторая
НАГРУЗОЧНАЯ СПОСОБНОСТЬ1
1. Общие положения
Стандартами установлены предельно
допустимые температуры трансформаторов.
Они основаны на длительном опыте эксплу-
атации и предусматривают непрерывную ра-
боту трансформатора при его номинальной
мощности и предписанных окружающих
условиях в течение установленного срока
службы 20—25 лет.
В реальных условиях происходят сезон-
ные и суточные колебания окружающей тем-
пературы, меняется нагрузка трансформа-
тора. Изменения нагрузки могут иметь пе-
риодический характер, например, суточные
изменения, технологические, связанные с ра-
ботой питаемого оборудования, и случайные.
Вместе с изменением нагрузки и окру-
жающей температуры меняется температура
всех частей трансформатора, в том числе
твердой изоляции и масла. Летом при пре-
дельной окружающей температуре +40 °C и
номинальной нагрузке, температура верхних
слоев масла может быть 100 °C, а наиболее
нагретой точки изоляции обмотки около
115 °C.
ГОСТ-11677-85 и МЭК 60076-2, содер-
жащие рекомендации о превышении темпе-
ратуры (над температурой окружающей сре-
ды), оперируют средним превышением тем-
пературы обмотки, тогда как Руководство
по нагрузочной способности МЭК 60354
(1991) и ГОСТ 14209—97 (далее «стандарты»)
ориентированы, главным образом, на темпе-
ратуру наиболее нагретой точки обмотки.
Она, в свою очередь, используется для
оценки относительной скорости теплового
старения. Стандарты содержат рекоменда-
ции о предельных допустимых нагрузках,
основанные на расчетах. Эти рекомендации
относятся к разным по мощности трансфор-
маторам, а также к разным типам нагрузки:
длительной нагрузке, нормальной цикли-
ческой спокойной нагрузке, или временной
аварийной нагрузке.
Для нормальной циклической нагрузки
стандарты содержат графические зависи-
мости, позволяющие определить допусти-
мые нагрузки при данной окружающей тем-
пературе без потери срока службы.
Допустимость аварийной нагрузки и по-
теря срока службы в нормальных днях опре-
1 По материалам 11, 2].
деляются расчетом с помощью приведенных
там же таблиц, для трех категорий транс-
форматоров: категории распределительных
трансформаторов, имеющих мощность до
2500 кВ • А, категории средних трансформа-
торов до мощности 100 МВ-А, включитель-
но, и категории трансформаторов большей
мощности.
Для последних при расчетах рекоменду-
ется использовать индивидуальные характе-
ристики, полученные при типовых испы-
таниях. По причинам, которые указаны в
стандартах, ограничения для последних двух
категорий трансформаторов несколько раз-
личаются.
Все расчеты основаны на положении,
что повышение нагрузки сверх номиналь-
ной может привести к превышению пре-
дельных значений температуры наиболее
нагретой точки. Это приведет к ускоренному
старению изоляции.
2. Определения
2.1. Распределительный
трансформатор
Трансформатор трехфазный номиналь-
ной мощностью 2500 кВ-А включительно
или до 833 кВ - А на стержень фазы и с но-
минальным напряжением до 35 кВ включи-
тельно, т.е трансформатор с раздельными
обмотками, понижающий до напряжения
потребителя, с охлаждением типа ON, и без
переключения напряжения под нагрузкой.
2.2. Силовой трансформатор
средней мощности
Трансформатор с раздельными обмотка-
ми, имеющий номинальную мощность не бо-
лее 100 МВ • А для трехфазных трансформато-
ров, или 33,3 М В • А на стержень с обмотками,
и имеющий номинальное полное сопротив-
ление (импеданс) короткого замыкания, Zr,
благодаря ограничению плотности потока
рассеяния, не превышающим величину
/ 3
Zr= 25-0,1—4 %,
где W — число стержней с обмотками, Sr —
номинальная мощность, МВ-А.
34
Нагрузочная способность
Глава 2
Для автотрансформаторов эквивалент-
ная номинальная мощность определена в
Приложении 2.1.
2.3. Большой силовой
трансформатор
Трансформатор номинальной мощности
более 100 МВ-А (трехфазный) или имею-
щий импеданс короткого замыкания больше
установленного выше.
2.4. Режим циклических нагрузок
Режим нагрузки с циклическими изме-
нениями (обычно цикл равен суткам), кото-
рый определяют с учетом среднего значения
износа за продолжительность цикла. Режим
циклических нагрузок может быть нормаль-
ным, либо длительным аварийным.
а) Нормальная циклическая нагрузка
Высокая окружающая температура или
ток более номинального имеют место в те-
чение части цикла, но с точки зрения теп-
лового старения такая нагрузка эквивалент-
на номинальной нагрузке при нормальной
окружающей температуре. Это получается
благодаря низкой окружающей температуре
или низкой нагрузке в течение остальной
части цикла. Этот принцип может быть рас-
пространен на более длительные периоды
времени, когда циклы со скоростью старе-
ния больше единицы компенсируются цик-
лами со скоростью меньше единицы.
б) Длительная аварийная циклическая на-
грузка
Это нагрузка, возникшая в результате
выхода из строя некоторых элементов сис-
темы, которые не будут вновь включены до
достижения установившихся превышений
температуры в трансформаторе. Это не яв-
ляется нормальным эксплуатационным ре-
жимом и случается редко, но может длиться
неделями и даже месяцами и привести к зна-
чительному старению изоляции. Но это не
должно быть причиной повреждения изоля-
ции вследствие теплового разложения изо-
ляции или снижения ее электрической про-
чности.
2.5. Кратковременная аварийная
нагрузка
Необычно большая нагрузка вследствие
одного или более событий, которые серьез-
но нарушают работу системы, вызывая на-
грузку, при которой наиболее нагретая точка
обмотки достигает опасного уровня темпе-
ратуры, и возможно временное снижение
электрической прочности. Однако, такие ус-
ловия в течение короткого времени могут
оказаться более приемлемыми, чем другие
альтернативы.
Однако такой тип нагрузки случается
редко и нагрузка должна быть быстро умень-
шена или трансформатор должен быть от-
ключен во избежание повреждения. Допус-
тимая длительность такой нагрузки должна
быть меньше значения постоянной времени
трансформатора и зависит от рабочей тем-
пературы до увеличения нагрузки, обычно
она должна быть меньше 30 мин.
3. Основные ограничения
и воздействия режимов нагрузок,
превышающих номинальные
значения
3.1. Последствия воздействия
нагрузки выше номинальной
Действительный срок службы трансфор-
матора в значительной степени зависит от
исключительных воздействий, таких как пе-
ренапряжения, короткие замыкания в сети и
аварийные перегрузки. Вероятность безот-
казной работы при таких воздействиях, воз-
никающих отдельно или в сочетании, зави-
сит в основном от:
— амплитуды и длительности воздейс-
твия;
— конструкции трансформатора;
— температуры различных частей транс-
форматора;
— содержания кислорода и других газов
в изоляции и масле;
— количества, размера и вида частиц
примесей;
— содержания влаги в изоляции и масле.
Предполагаемый нормальный срок служ-
бы — это некоторая условная величина,
принимаемая для непрерывной постоянной
нагрузки при нормальной температуре ох-
лаждающей среды и номинальных условий
эксплуатации. Нагрузка и/или температура
охлаждающей среды, превышающие номи-
нальную, вызывают ускоренный износ и со-
здают некоторую степень риска.
Целью вышеуказанных стандартов явля-
ется определение степени риска и установ-
ление некоторых ограничений режимов на-
грузки трансформаторов, превышающих но-
минальные значения.
§ 3 Основные ограничения и воздействия режимов нагрузок, превышающих номинальные значения 35
Последствия нагрузки трансформатора,
выше ее номинального значения могут быть
следующими:
а) температура обмоток, отводов, изоля-
ции и масла увеличиваются и могут достиг-
нуть неприемлемого уровня;
б) индукция магнитного потока рассея-
ния увеличивается, вызывая увеличение
вихревых токов, нагревающих металличес-
кие части;
в) сочетание главного потока и увели-
ченного потока рассеяния накладывает ог-
раничение на возможное перевозбуждение
магнитной системы;
г) с изменением температуры изменяет-
ся содержание влаги и газа в изоляции и
масле;
д) вводы, переключатели, подсоедине-
ния отводов, и трансформаторы тока будут
подвергаться более жестким воздействиям,
которые могут превысить их проектный уро-
вень.
Как следствие, появляется риск повреж-
дения, связанный с величиной тока и тем-
пературы. Этот риск может привести к пов-
реждению во время превышения нагрузки
или иметь кумулятивный эффект в течение
многих лет.
Опасность при кратковременных
аварийных воздействиях
а) Главным риском во время кратковре-
менной нагрузки является снижение элект-
рической прочности вследствие образова-
ния пузырьков газа в области высокой на-
пряженности, т. е. у обмогок или на отводах.
Эти пузырьки могут возникать в бумажной
изоляции, когда температура наиболее нагре-
той точки достигает 140—160 °C при нормаль-
ном содержании влаги в изоляции. С повы-
шением влагосодержания критическая тем-
пература начала образования пузырьков
может снизиться.
Газовые пузырьки MOiyr образовываться
на поверхности неизолированных метал-
лических деталей, когда их температура
вследствие увеличения индукции потока
рассеяния повыситься выше 180 °C, что при-
водит к разложению масла.
б) Временное уменьшение механичес-
кой прочности вследствие высокой темпера-
туры может привести к снижению прочнос-
ти обмоток при воздействии токов коротко-
го замыкания.
в) Повышение давления во вводах может
привести к утечке масла и повреждению
ввода. Во вводе также могут образовываться
пузырьки газа при температуре изоляции
выше 140 °C.
г) Переключения при больших токах
могут вызывать повреждения в переключа-
теле.
Опасность длительной перегрузки
а) Ускоренное старение витковой изоля-
ции и снижение ее механической прочнос-
ти. Если это снижение значительно, снижа-
ется срок службы трансформатора, особенно
если он подвержен воздействию токов ко-
роткого замыкания.
б) Ускоренному старению подвержены и
другие части изоляции.
в) Вследствие воздействия высокой тем-
пературы и больших токов увеличивается
сопротивление контактов переключающих
устройств.
г) Старению подвергаются и уплотнения
бака, которые становятся более хрупкими.
Риск повреждения при кратковременном
воздействии обычно исчезает при уменьше-
нии уровня нагрузки до номинальной, но
для общего уровня надежности кратковре-
менные воздействия могут иметь более серь-
езные последствия, чем длительные воз-
действия.
Стандарты предусматривают, что нагру-
зочная способность может быть ограничена
как для кратковременных, так и длительных
воздействий. Таблицы и диаграммы, рассчи-
танные согласно традиционным методам
определения механических свойств бумаж-
ной изоляции под воздействием времени
и температуры наиболее нагретой точки
обмотки, являются основой рассмотрения
риска немедленного повреждения.
Ограничения, вызванные размерами
(мощностью) трансформатора
Чувствительность трансформаторов к
нагрузкам выше номинальной обычно зави-
сит от мощности трансформатора. С увели-
чением мощности наблюдается следующая
тенденция:
а) плотность потока рассеяния увеличи-
вается;
б) усилия при коротких замыканиях воз-
растают;
в) увеличивается объем электрически
напряженной изоляции;
г) становится более трудным точное оп-
ределение температуры горячей точки.
Поэтому большие трансформаторы мо-
гут быть более чувствительны к нагрузке
выше номинальной, чем трансформаторы
меньшей мощности. Кроме того, последс-
твия повреждения большого трансформато-
ра более серьезны, чем для трансформатора
меньшего размера.
36
Нагрузочная способность
Глава 2
Чтобы установить разумную степень рис-
ка, стандарты рассматривают три категории
трансформаторов:
а) распределительные трансформаторы,
для которых учитываются только температу-
ра наиболее нагретой точки и степень раз-
ложения (старения) изоляции;
б) трансформаторы средней мощности,
для которых воздействие поля рассеяния не
является критическим, но должны учиты-
ваться различные способы охлаждения;
в) большие силовые трансформаторы,
в которых эффект полей рассеяния может
быть значительным и последствия повреж-
дения очень тяжелыми.
3.2. Предельные значения тока
и температуры
В стандартах МЭК 60354—91 и ГОСТ-
14209—97 рекомендованы предельные зна-
чения токов и температуры при перегрузке,
указанные в таблице 2.1. Эти значения не
должны быть превышены и при этом долж-
ны быть приняты во внимание специальные
ограничения изложенные в разделе 3.3.
3.3. Специальные ограничения
3.3.1. Распределительные
трансформаторы
(мощность до 2500 кВ • А)
Для этих трансформаторов в таблице 2.1
не установлены предельные значения тем-
пературы наиболее нагретой точки и верх-
них слоев масла при кратковременной ава-
рийной нагрузке. Следует помнить, что при
температуре достигающей 140—160 °C в этих
местах может образовываться пузырьки газа,
что резко снижает электрическую прочность
изоляции.
Помимо обмоток, другие части транс-
форматора, такие как вводы, переключате-
ли, отводы, могут ограничить работу при то-
ке, превышающем 1,5-краткое значение но-
минального. Расширение объема масла и
его давления могут также создавать ограни-
чения.
При внутренней установке трансфор-
матора предельное значение температуры
верхних слоев масла должно быть принято
с учетом характеристик вентиляции поме-
Таблица 2.1. Предельные значения температуры
и тока для режимов нагрузки, превышающей номинальную
Тип нагрузки Трансформаторы
Распределительные Средней мощности Большой мощности
Режим систематических нагрузок Ток, отн. ед. 1,5 1,5 1,3
Температура наиболее нагре- той точки и металлических частей, соприкасающихся с изоляционным материалом, °C 140 140 120
Температура масла в верхних слоях, °C 105 105 105
Режим продолжительных аварийных перегрузок
Ток, отн. ед. 1,8 1,5 1,3
Температура наиболее нагре- той точки и металлических частей, соприкасающихся с изоляционным материалом, °C 150 140 130
Температура масла в верхних слоях, °C 115 115 115
Режим кратковременных аварийн! Ток, отн. ед. ях перегрузок 2,0 1,8 1,5
Температура наиболее нагре- той точки и металлических частей, соприкасающихся с изоляционным материалом, °C По 1.5.2 160 160
Температура масла в верхних слоях, °C По 1.5.2 115 115
§ 3 Основные ограничения и воздействия режимов нагрузок, превышающих номинальные значения 37
щения и может быть определено испыта-
нием.
При наружной установке ветер, дождь,
солнечные лучи могут существенно влиять
на охлаждение распределительных транс-
форматоров. Но их учет затруднен ввиду их
непредсказуемости.
3.3.2. Трансформаторы средней
мощности
К ним относятся трансформаторы трех-
фазные мощностью до 100 МВ-А, включи-
тельно, имеющие ограничения в отношении
импеданса согласно разделу 2.2.
Предельные значения тока, температу-
ры наиболее нагретой точки, температуры
верхних слоев масла и температуры метал-
лических частей вне обмотки и отводов,
но тем не менее находящихся в контакте
с твердыми изоляционными материалами,
установленные в таблице 2.1 не должны
быть превышены. Кроме того следует отме-
тить, что когда температура наиболее нагре-
той точки достигает 140—160 °C, пузырьки
газа могут образовываться и привести к пов-
реждению изоляции. Некоторыми исследо-
ваниями установлено, что указанный диа-
пазон температур является граничным: в су-
хой изоляции пузырьки могул' возникать
при температуре ^160 °C, а в увлажненной
при > 140 °C.
Помимо обмоток, другие части транс-
форматора, такие как вводы, устройства
подсоединения кабеля, переключатели, от-
воды могут ограничивать работу при нагруз-
ке выше 1,5-кратной от номинальной. Рас-
ширение объема масла и давление масла
также могут накладывать ограничения. Не-
обходимо также рассмотреть характеристи-
ки связанного с трансформатором оборудо-
вания, такого как кабели, выключатели,
трансформаторы тока и т. д.
Во время или сразу после работы при
нагрузке выше номинальной трансфор-
матор может находиться в состоянии, не
отвечающем требованиям прочности при
токах короткого замыкания, установлен-
ным стандартами ГОСТ 11677—85 и МЭК
60076-5. Однако, в большинстве случаев,
в эксплуатации длительность токов корот-
кого замыкания меньше указанной в этих
стандартах.
При отсутствии других ограничений для
регулирования напряжения с изменением
индукции, приложенное напряжение не
должно превышать значения, равного 1,05
номинального, как это предписывается
ГОСТ 11677-85 и МЭК60076-4.
3.3.3. Большие трансформаторы
Для больших трансформаторов должны
быть приняты во внимание дополнительные
ограничения, связанные главным образом
с наличием больших потоков рассеяния.
Поэтому рекомендуется специально
указывать нагрузочную способность такого
трансформатора при его заказе и в специфи-
кации.
Что касается износа изоляции, приме-
няются стандартные методы расчета, приме-
няемые для других трансформаторов.
Однако, рекомендуется расчеты произ-
водить основываясь на фактических тепло-
вых характеристиках данного трансформа-
тора.
Необходимость высокой надежности
больших трансформаторов, в связи с тяжелы-
ми последствиями их повреждения, диктует
проведение более консервативного и более
индивидуального расчета и рассмотрения
допустимости определенной величины пе-
регрузки, чем для трансформаторов мень-
шей мощности. Необходимо учитывать сле-
дующие обстоятельства.
а) Комбинация потока рассеяния и глав-
ного потока в стержнях и ярмах магнитной
системы делают большие трансформаторы
более подверженными перевозбуждению,
чем трансформаторы меньшей мощности,
особенно при нагрузках выше номинальной.
Увеличенный поток рассеяния может также
вызвать дополнительные нагревы других ме-
таллических частей, вследствие вихревых
токов.
б) Последствия деградации (старения)
твердой изоляции, вследствие высокой тем-
пературы и времени, включая износ вследс-
твие теплового расширения, могут быть бо-
лее значительными для трансформаторов
большей мощности.
в) Температура горячих точек вне обмо-
ток не может быть определена при нормаль-
ном испытании на нагрев. Даже если такое
испытание при номинальном токе не вы-
явит ненормальностей, это не позволит сде-
лать вывод для больших токов, т.к. такая
экстраполяция не может быть учтена при
проектировании.
г) Расчет превышения температуры на-
иболее нагретой точки обмотки при токе вы-
ше номинального, основанный на результа-
тах испытаний на нагрев при номинальном
токе, может быть для больших трансформа-
торов менее надежными чем для трансфор-
маторов меньшей мощности.
Ток нагрузки, темпералура наиболее на-
гретой точки обмотки, температура верхних
38
Нагрузочная способность
Глава 2
слоев масла и температура металлических
частей (не обмоток и отводов), находящихся
в контакте с твердыми изоляционными ма-
териалами, не должны превышать значений,
приведенных в таблице 2.1. Кроме того, ког-
да температура наиболее нагретой точки до-
стигает 140—160 °C, могут образовываться
пузырьки газа, что опасно для электричес-
кой прочности изоляции. См. также п. 3.3.2
о влиянии влажности на образование пу-
зырьков газа, а также замечания относи-
тельно ограничений нагрузочной способ-
ности, накладываемых вспомогательным
оборудованием и пр.
4. Определение температуры
4.1. Непосредственное измерение
температуры наиболее нагретой
точки
Наиболее критичной температурой, ог-
раничивающей нагрузку трансформатора,
является температура, достигаемая в наибо-
лее нагретой части обмотки, и требуется
преодолеть существенные трудности, чтобы
определить эту температуру достаточно точ-
но. Для этой цели могут применяться не-
посредственные измерения (с помощью оп-
тико-волоконной или подобной техники).
Они позволяют уточнить темпера гуру на-
иболее нагретой точки, по сравнению с ре-
зультатами, полученными расчетным мето-
дом, изложенным в ГОСТ 14209—97 и МЭК
60354 (1991).
4.2. Расчетные тепловые
характеристики
Расчетные методы, изложенные в стан-
дартах, основаны на некоторых допущениях.
Тепловая диаграмма, приведенная на рис. 2.1,
упрощена, по сравнению с фактически бо-
лее сложным распределением температуры.
Приняты следующие допущения:
а) температура масла внутри обмоток
возрастает линейно снизу вверх независимо
от вида охлаждения;
б) превышение температуры проводника
в любой точке возрастает линейно парал-
лельно превышению температуры масла
с постоянной разницей g между двумя пря-
мыми линиями (g — есть разница между
средним превышением температуры, изме-
ренным по сопротивлению и средним пре-
вышением температуры масла);
в) превышение температуры наиболее
нагретой точки выше, чем превышение тем-
пературы проводника в верхней части об-
мотки, как показано на рис. 2.1, вследствие
допущения, которое было сделано учитывая
увеличение добавочных потерь. Чтобы учесть
их нелинейность, разница между температу-
рами наиболее нафетой точкой и маслом
в верхней части обмотки принята равной Hg.
Коэффициент // может меняться от 1,1 до
1,5, в зависимости от размеров трансформа-
тора, сопротивления короткого замыкания и
конструкции обмотки.
В расчетных таблицах в стандартах этот
коэффициент принят равным 1,1 для распре-
делительных трансформаторов и 1,3 для сред-
них и больших силовых трансформаторов.
Рис. 2.1. Схема распределения
температуры.
Превышение температуры
§4
Определение температуры
39
Температура верхних слоев масла, изме-
ренная при испытаниях на нагрев, отлича-
ется от температуры масла, выходящего из
обмотки, особенно во время переходного
периода при возникновении большой на-
грузки. Фактически верхнее масло является
смесью различных потоков масла, которые
циркулируют вдоль и снаружи обмоток.
При охлаждении типа ON разница меж-
ду основными обмотками не имеет особого
значения. Температура масла в верхней части
разных обмоток принимается равной темпе-
ратуре смеси масла в верхней части бака.
Для охлаждения типа OF и ОД темпера-
тура в верхней части обмотки принимается
равной температуре нижних слоев масла
плюс удвоенная разность температуры сред-
него масла в данной обмотке и температуры
нижних слоев масла.
Различные типы охлаждения должны
рассматриваться и рассчитываться по-раз-
ному, ввиду разницы в потоках масла.
Для охлаждения типов ON и Обсчита-
ется, что циркуляция масла в обмотках оп-
ределяется нагревом обмоток, тогда как в
случае OD скорость потока масла определя-
ется главным образом насосом и не зависит
от температуры масла.
При охлаждении Оби ОД среднюю тем-
пературу масла следует определять лучшим
из имеющихся методов, т.к. расчет наиболее
нагретой точки непосредственно зависит от
этого определения. В МЭК 60076-2 и ГОСТ
3484-2—88 приводятся несколько методов
определения поправки к превышению сред-
ней температуры обмотки. Альтернативный
метод определения средней температуры
масла по результатам испытаний приводить-
ся в МЭК 60354 (1991) для применения в
расчетах нагрузочной способности.
Ввиду того, что постоянная времени обмо-
ток обычно очень мала (5—10 мин), она имеет
только ограниченное влияние на температу-
ру наиболее нагретой точки даже при крат-
ковременной нагрузке большой величины.
Так как наибольшая кратковременная
нагрузка, рассмотренная в стандартах, равна
30 мин, постоянная времени обмотки при-
нята равной нулю.
Для расчета превышения температуры
наиболее нагретой точки при длительной,
циклической или другой нагрузке могут
быть использованы различные источники
тепловых характеристик, а именно:
а) результаты специальных испытаний,
включая прямое измерение температуры на-
иболее нагретой точки или температуры вер-
хних слоев масла в обмотках (при отсутствии
прямых измерений температура наиболее
нагретой точки, коэффициент наиболее на-
гретой точки //может быть определен толь-
ко изготовителем);
б) результаты обычных испытаний на
нагрев;
в) значений превышения температуры
при номинальном токе.
В таблице 2.2 приведены тепловые харак-
теристики, использованные для создания гра-
Таблица 2.2. Тепловые характеристики, используемые при составлении таблиц нагрузок
Показатель Трансформаторы
Распреде- лительные Средней и боль- шой мощности
ONAN ON or OD
Показатель степени масла X 0,8 0,9 1,0 1,0
Показатель степени обмотки У 1,6 1,6 1,6 2,0
Отношение потерь R 5 6 6 6
Коэффициент температуры наиболее нагретой точки Н 1,1 1,3 1,3 1,3
Тепловая постоянная времени масла ч 3,0 2,5 1,5 1,5
Температура охлаждающей среды °C 20 20 20 20
Превышение температуры наиболее нагретой точки D °C 78 78 78 78
Превышение средней температуры обмотки Градиент температуры наиболее нагретой точки А0„г, °C 65 63 63 68
(масло на выходе из обмотки) °C 23 26 22 29
Превышение средней температуры масла °C 44 43 46 46
Превышение температуры масла на выходе из обмотки* MJr, °C 55 52 56 49
Превышение температуры масла в нижней части обмотки Mb,. °C 33 34 36 43
Для видов охлаждения ON значения А0уг принимают равным А0ОГ
40
Нагрузочная способность
Глава 2
фиков и таблиц допустимых нагрузок, приве-
денных в МЭК60354 (1991) и ГОСТ 14209—97.
Следует отметить, что ддя больших си-
ловых трансформаторов, если измеренное
среднее превышение температуры обмотки
при номинальном токе находиться в преде-
лах 65 °C, для охлаждения ON и OFw 70°С для
охлаждения OD, превышение температуры
наиболее нагретой точки при номинальном
токе может превысить 78 °C в зависимости
от конструкции.
В стандартах приводятся уравнения для
расчета температуры в стационарных и пе-
реходных режимах.
5. Старение изоляции
5.1. Закон теплового старения
Во время работы трансформатора про-
исходит износ отдельных его частей. Наибо-
лее существенным является деградация, или
старение изоляции. Старение целлюлозной
изоляции сопровождается ухудшением ее
механических характеристик и, в частности,
прочности на разрыв. Обычно старение изо-
ляции определяют степенью ее полимери-
зации (СП), т. е. количеством одинаковых
циклических структур в молекуле целлюло-
зы. По мере старения, происходит расщеп-
ление молекул, и средняя степень полиме-
ризации молекул уменьшается. Для изоля-
ции в состоянии поставки СП равна около
1300. Считают, что к концу срока эксплуа-
тации трансформатора прочность изоляци-
онной бумаги на разрыв может снизиться
вдвое. При этом степень полимеризации
уменьшается примерно до 400.
Скорость старения зависит от температу-
ры, согласно следующему уравнению, пред-
ложенному Монтзингером.
Скорость щарения = к
где £ и р — постоянные, 0 — температура, °C.
Количественное значение постоянных
зависит от многих причин, таких как хими-
ческий состав целлюлозы, наличие влаги и
кислорода и др. причин (подробнее о про-
цессе старения см. главу 18).
Однако независимо от влияния этих
факторов величина параметра р может бьнь
принята постоянной для интересующею нас
интервала температуры от 80 до 140 °C. Эта
величина такова, что скорость старения уд-
ваивается при каждом повышении темпера-
туры на 6 °C. Это принято за основу для ру-
ководства по нагрузочной способности. При
температуре ниже 80 °C старение изоляции
пренебрежимо мало.
Скорость старения изоляции трансфор-
матора определяется температурой наиболее
нагретой точки обмотки.
Для трансформаторов, в которых соблю-
даются нормы МЭК 60076-2, относительная
скорость теплового старения определяется
по отношению к скорости старения в тече-
ние одного нормального дня.
Таким днем считается день работы
трансформатора при номинальной нагрузке
при окружающей температуре 20 °C. При
этом температура наиболее нагретой точки
составляет 98 °C.
В тех случаях, когда в трансформаторе
применяется изоляция повышенной нагре-
востойкости, температура наиболее нагре-
той точки и другие тепловые характеристики
могут быть установлены соглашениями
между изготовителем и заказчиком транс-
форматора. Во многих случаях трансформа-
торы с такой изоляцией имеют нормальный
ожидаемый срок службы при температуре
наиболее нагретой точки 110 °C.
5.2. Относительная скорость
теплового старения
Относительная скорость теплового ста-
рения принимается равной единице при
температуре наиболее нагретой точки 98°C
и окружающей температуре (температуре
охлаждающей среды) равной 20 °C. При
этом превышение температуры наиболее на-
гретой точки над темпера1урой охлаждаю-
щей среды сооавляет 78 °C.
Относи!ельная скорость теплового ста-
рения может быть выражена уравнением:
у = 2(0'' “ 98\
!де V — скорость старения при 98°C, 0л —
температура наиболее нагретой точки об-
мот ки.
Из уравнения следует, что относитель-
ная скорость старения сильно зависит ог
1емпературы наиболее нагретой точки, как
показано в нижеследующей таблице.
80 86 92 98 104 110 116 122 128 134 140
V 0,125 0,25 0,5 1,0 2,0 4,0 8,0 16,0 32,0 64,0 128,0
§6
Окружающая температура (температура охлаждающей среды)
41
Рис. 2.2. Время работы, соответствующее по-
тере нормальных часов срока службы в зави-
симости от температуры наиболее нагретой
точки, 0/, [4].
Рис. 2.2 и рис. 2.3 иллюстрируют эту за-
висимость.
Длительная работа при температуре на-
иболее нагретой точки, равной 98 °C, дает
нормальную скорость старения. Скорость
удваивается при каждом увеличении темпе-
ратуры на 6 °C. Уменьшение срока службы
при увеличении температуры, или увеличе-
ние срока службы при ее снижении, выра-
жается в нормальных днях (сутках), соот-
ветствующих 24 часам работы в условиях дан-
ных выше (наиболее нагретая точка 98 °C,
окружающая температура 20 °C).
Потеря срока службы при любой темпе-
ратуре наиболее нагретой точки в течении
часа, дня или месяца выражается количест-
вом нормальных часов, дней или месяцев
соответственно.
Приблизительно верным остается пра-
вило, что увеличение или снижение нагруз-
ки на 0,8% от номинальной приводит, при-
мерно, к такому же изменению скорости
сшрения, как при изменении окружающей
температуры на 1 °C.
5.3. Расчет уменьшения срока службы
При температуре наиболее нагретой точ-
ки 98 °C имеет место потеря срока службы
в нормальных месяцах, днях, часах.
Рис. 2.3. Потеря срока службы, L, в нормаль-
ных днях (сутках) при номинальной нагрузке
в течение дня в зависимости от окружающей
температуры, [4].
Если нагрузка и окружающая температу-
ра неизменны в течение некоторого времени
/, потеря срока службы в относительных еди-
ницах составит V х /.
Это же соотношение применяется и при
средневзвешенной окружающей температу-
ре, когда температура изменяется, а нагрузка
постоянна.
В общем случае, когда и нагрузка, и ок-
ружающая температура меняются, относи-
тельная скорость старения изменяется во
времени. При этом, относительная потеря
срока службы определяется формулами:
L = - х [ИЛ,
I '
или 1
1 Л
Л = — х v И
N
п = 1
где N — общее количество одинаковых ин-
тервалов времени.
6, Окружающая температура
(температура охлаждающей среды)
Для трансформаюров наружной установ-
ки, охлаждаемых воздухом, фактическая тем-
пература воздуха принимается равной окру-
жающей температуре.
42
Нагрузочная способность
Глава 2
Для распределительных трансформато-
ров внутренней установки в стандартах даны
поправки для учета окружающей температу-
ры. Для трансформаторов с водяным охлаж-
дением температура охлаждающей среды
принимается равной температуре воды на
входе в охладитель.
Если длительность пика нагрузки боль-
ше нескольких часов, то изменения окружа-
ющей температуры должны учитываться.
Эти изменения могут быть учтены с помо-
щью следующих методов:
а) для расчета теплового старения может
быть использована средневзвешенная эк-
вивалентная окружающая температура: для
расчета максимума температуры наиболее
нагретой точки — среднее значение месяч-
ных максимумов окружающей температуры
(п. 6.1 и п. 6.2);
б) может быть использована фактичес-
кая кривая изменения окружающей темпе-
ратуры (п. 6.3).
6.1. Средневзвешенная
эквивалентная окружающая
температура
Если окружающая температура изменя-
ется приблизительно по синусоидальному
закону, в расчетах должно быть использова-
но средневзвешенное ее значение, посколь-
ку средневзвешенная окружающая темпера-
тура будет выше средней. Средневзвешенная
окружающая температура есть фиктивная
постоянная температура, которая в течение
определенного времени вызывает то же ста-
рение изоляции, как и изменяющаяся тем-
пература, действующая в течение этого вре-
Отклонение температуры, АН, °C
Рис. 2.4. Поправка на среднюю температуру
для получения средневзвешенной (эквивален-
тной) температуры.
мени ( могущего измеряться в днях, месяцах
и годах).
В случае, когда температура меняется
синусоидально, средневзвешенная темпера-
тура может быть определена согласно следу-
ющему выражению
9£- = 9 + 0,01 (Дё)1’85
где 9 — средняя температура; АО -- разность
средних значений максимума и минимума
температуры за рассматриваемый период
времени.
Поправочный коэффициент к средней
температуре может также быть получен из
рис. 2.4, который иллюстрирует приведен-
ную выше формулу.
6.2. Окружающая температура
для расчета температуры наиболее
нагретой точки
Средневзвешенная окружающая темпе-
ратура может быть использована для расчета
теплового старения, но не может быть при-
менена для проверки максимального значе-
ния температуры наиболее нагретой точки,
достигаемой при пиковом периоде нагрузки.
Для этой цели рекомендуется использовать
среднее значение месячного максимума. Ис-
пользовать максимальное значение макси-
мума нецелесообразно, ввиду малой вероят-
ности этой величины и влияния постоянной
времени масла.
6.3. Непрерывно меняющаяся
окружающая температура
Когда длительность нагрузки выше но-
минальной не ограничена несколькими дня-
ми. расчет старения и температуры наиболее
шире гой точки бывает целесообразно произ-
водить, используя фактические изменения
окружающей температуры, разделив рассмат-
риваемый интервал на отдельные участки.
6.4. Поправки окружающей
температуры для трансформаторов,
установленных в помещениях
Трансформаторы, работающие в закры-
тых помещениях, имеют дополнительные
превышения температуры, которые состав-
ляют около половины превышения темпера-
туры воздуха в помещении.
Испытания показали, что дополнитель-
ное превышение температуры верхнего мае-
§7
Графики и таблицы допустимых нагрузок
43
Таблица 2.3. Поправки на температуру охлаждающей среды
для трансформаторов внутренней установки
Вид помещения Количест- во установ- ленных трансфор- маторов Поправка (добавляется к эквивалентной температуре охлаждающей среды), °C
Номинальная мощность трансформатора, кВ • А
250 500 750 1000
Подземные камеры с естественной 1 11 12 13 14
вентиляцией 2 12 13 14 16
3 14 17 19 22
Подвальные этажи и сооружения 1 7 8 9 10
с незначительной естественной 2 8 9 10 12
вентиляцией 3 10 13 15 17
Сооружения с хорошей естественной 1 3 4 5 6
вентиляцией, подземные камеры 2 4 5 6 7
и подвальные этажи с принуди- тельной вентиляцией 3 6 9 10 13
Трансформаторные киоски (см. примечание 2) 1 10 15 20 —
ла изменяется в зависимости от тока нагруз-
ки приблизительно также как изменяется
температура верхнего масла.
В табл. 2.3 приведены соответствующие
поправки.
Примечания
1. Приведенные выше значения темпе-
ратурных поправок были рассчитаны для
типичных режимов нагрузки подстанций
с использованием характерных потерь в
трансформаторах. Поправки получены в ре-
зультате проведения серии испытаний с ес-
тественным и принудительным охлаждени-
ем в подземных камерах и закрытых под-
станциях, а также в результате выборочных
измерений, проводимых на подстанциях и
в трансформаторных киосках.
2. Если испытание на нагрев было про-
ведено на трансформаторе, установленном
в киоске, как на едином собранном устрой-
стве, внесение поправки на температуру
внутри киоска не требуется.
7. Графики и таблицы допустимых
нагрузок
7.1. Принятые допущения
В стандартах (МЭК 60354 (1991) и ГОСТ
14209—97) даны графики и таблицы допус-
тимых нагрузок для различных типов транс-
форматоров, рассчитанные по приведенным
там же формулам при тепловых характерис-
тиках трансформаторов согласно таблице 2.2.
При расчете приняты следующие допу-
щения:
а) Суточные изменения нагрузки пред-
ставлены упрощенным двухступенчатым гра-
фиком (рис. 2.5).
Рис. 2.5. Эквивалентный двухступенчатый гра-
фик нагрузки и температура трансформатора [4]:
0 — температура; К — нагрузка; 0h — температура
наиболее точки обмотки; 0о — температура верхних
слоев масла; 0/( — температура охлаждающей среды.
44
Нагрузочная способность
Глава 2
б) Используемые при расчете тепловые
характеристики табл. 2.2 могут не соответс-
твовать характеристикам рассматриваемого
трансформатора.
в) Температура охлаждающей среды за
всю продолжительность графика нагрузки
(24 часа) принимается постоянной.
Ввиду указанных допущений, графики и
таблицы имеют определенные погрешности.
Поэтому при необходимости иметь более
точные результаты, потребитель может про-
извести собственные расчеты на основе бо-
лее точных, тепловых характеристик и ис-
пользовать более реальный график нагрузки.
Рис. 2.7. График нагрузки с двумя максимума-
ми равной амплитуды и разной длительности.
7.2. Метод преобразования
фактического графика нагрузки
в эквивалентный двухступенчатый
график
Для того чтобы пользоваться графиками
и таблицами, приведенными в стандартах,
необходимо преобразовать реальный суточ-
ный график нагрузки в эквивалентный двух-
ступенчатый график в соответшвие с рис. 2.5
со ступенями нагрузки и К2, где К2 _ мак-
симум нагрузки. Продолжительность макси-
мума нагрузки в течение t часов. Методы оп-
ределения этой продолжительности зависят от
нескольких факторов; ниже приведены реко-
мендуемые методы для различных видов ре-
альных графиков нагрузки. Если эквивалент-
ность двухступенчатого графика вызывает
сомнения, следует сделать несколько допуще-
ний и принять 1рафик с наибольшим запасом.
7.2.1. График нагрузки
с одним максимумом
В этом случае значение / следует опреде-
лять так, как показано на рис 2.6. Для учас-
тка графика нагрузки без максимума значе-
ние нагрузки К\ определяют, как среднее
значение нагрузки без максимума.
Рис. 2.6. График нагрузки
с одним максимумом.
7.2.2. График нагрузки с двумя
максимумами равной амплитуды,
но различной продолжительности
При двух максимумах примерно рав-
ной амплитуды, но различной продо-
лжительности, значения / определяют для
максимума большей продолжительности, а
значение К\ должно соответствовать сред-
нему значению оставшейся части нагрузки.
На рис. 2.7 приведен пример графика та-
кой нагрузки.
7.2.3. График нагрузки
с последовательными максимумами
Если график нагрузки состоит из не-
скольких последовательных максимумов,
значение t принимают достаточной продол-
жительности, чтобы охватить все максиму-
мы, а значение К\ должно соответствовать
среднему значению оставшейся нагрузки,
как показано на рис 2.8.
7.3. Нормальная продолжительная
нагрузка
Когда ток нагрузки влечение некоторого
времени существенно не изменяется, может
рассматриваться эквивалентный постоян-
ный ток нагрузки. В таблице 2.4 даны допу-
стимые значения коэффициента нагрузки
К = Л^для дд и тельной работы при различ-
но й окружающей температуре.
7.4. Нормальный циклический
нагрузочный режим
В сIандартах приведены графики допус-
тимых нагрузок для восьми значений темпе-
ратуры: -25, -20, -10, 0, 10, 20, 30 и 40 °C,
и для четырех категорий трансформаторов,
а именно:
§7
Графики и таблицы допустимых нагрузок
45
Таблица 2.4. Допустимые значения коэффициента нагрузки Х24
при различной окружающей температуре
Окружающая температура, °C -25 -20 -10 0 10 20 30 40
Превышение температуры наиболее нагретой точки, °C 123 118 108 98 88 78 68 58
Распределительные трансформаторы ONAN 1,37 1,33 1,25 1,17 1,09 1,00 0,91 0,81
^24 Трансформаторы средней и большей ON 1,33 1,30 1,22 1,15 1,08 1,00 0,92 0,82
мощности OF 1,31 1,28 1,21 1,14 1,08 1,00 0,92 0,83
OD 1,24 1,22 1,17 1,11 1,06 1,00 0,94 0,87
Рис. 2.8. График нагрузки с близко располо-
женными максимумами.
ности t нагрузки К2 и прямой постоянного
наклона К2/Ку, которая может быть постро-
ена по точкам, соответствующим ординате
К2 и абсциссе Ку, и соединив эти две точки
прямой (см. ниже пример 2 и соответствую-
щий рис. 2.13).
Пример 1
Распределительный трансформатор мощ-
ностью 2 МВ-А с охлаждением ONAN. На-
чальная нагрузка 1 МВ-А.
Необходимо определить нагрузку, до-
пустимую для длительности 2 часа при ок-
ружающей температуре 20°С и неизменном
напряжении сети.
— распределительные трансформаторы с
охлаждением ON AN',
— трансформаторы средней и большой
мощности с охлаждением ON;
— трансформаторы средней и большой
мощности с охлаждением OF;
— трансформаторы средней и большой
мощности с охлаждением OD.
По графикам можно определить допус-
тимую нагрузку К2 при заданной продолжи-
тельности t и такой начальной нагрузке Ку,
при которых потеря срока службы за день,
месяц и т.д. не превысит нормальной.
На рис. 2.9—2.12 приведены графики до-
пустимой нагрузки для температуры охлаж-
дающей среды —20, 0, +20 и +40 °C для всех
четырех категорий трансформаторов, ука-
занных выше.
Эти графики можно также использовать
для выбора номинальной мощности транс-
форматора (с нормальным сроком службы)
для заданного прямоугольного графика на-
грузки, определяемого отношением K2/Kh
при условии постоянного значения прило-
женного к трансформатору напряжения. Для
этого достаточно найти точку пересечения
кривой, соответствующей продолжитель-
ВА = 20 °C,
t = 2 ч,
Ку = 0,5.
Из рис. 2.9, а определяем К2 = 1,56. Но
предельным значением согласно таблице 2.1
является К2 = 1,5. Поэтому допустимой на-
грузкой в течение 2-х часов будет 3 МВ-А.
Затем нагрузка снижается до 1,0 МВ - А.
Пример 2
Распределительный трансформатор с ох-
лаждением ONAN при окружающей тем-
пературе = 20 °C. Требуется получить
мощность 1750 кВ-А в течение 8 часов, а в
остальные 16 часов — 1000 кВ-А. Полагая
напряжение постоянным, имеем:
К2/Ку = 1750/1000 = 1,75
Из графика рис. 2.13 для t = 8 ч опреде-
ляем Ку и К2, для которых
К2/ Ку = 1,75
Получаем К2 = 1,15 и Ку = 0,66 (см.
рис. 2.13). Отсюда номинальная мощность
должна быть:
Sr= 1750/1,15 = 1000/0,66 =
= 1520 кВ-А
46
Нагрузочная способность
Глава 2
А
В
Б
Рис. 2.9. Охлаждение ONAN. Распределительные трансформаторы. Допустимые режимы.
§7
Гъафики и таблицы допустимых нагрузок
47
Ki
А
Б
В
Г
Рис. 2.10. Охлаждение ON. Средние и большие трансформаторы. Допустимые режимы.
48
Нагрузочная способность
Глава 2
А
Б
Ki
В
Г
Рис. 2.11. Охлаждение OF. Средние и большие трансформаторы. Допустимые режимы.
§7
Графики и таблицы допустимых нагрузок
49
А
Ki
Б
К!
Рис. 2.12. Охлаждение 01). Средние и большие трансформаторы. Допустимые режимы.
50
Нагрузочная способность
Глава 2
Рис. 2.13. Иллюстрация примера 2 (см. стр. 45).
7.5. Аварийная циклическая нагрузка
В стандартах (МЭК 60354 (1991) и ГОСТ
14209—97) приведены значения аварийных
нагрузок, при которых не превышается допус-
тимая температура наиболее надетой ючки
(таблица 2.1), но может быть ускоренное ста-
рение изоляции при характеристиках 1ранс-
форматоров, приведенных в таблице 2.2.
Информация приводится в 24 таблицах
для 4 категорий трансформаторов при
6 значениях времени t (от 0,5 до 24 часов):
ONAN — распределительные трансфор-
маторы,
ON — трансформаторы средней и боль-
шой мощное 1 и,
OF — трансформа юры средней и боль-
шой мощности,
OD — трансформаторы средней и боль-
шой мощности.
С помощью этих таблиц может быть оп-
ределена допустимость рассматриваемой на-
грузки (по температуре наиболее нагретой
точки) при заданных значениях К\, К2 и t
и потерю срока службы в нормальных днях
(т. е. в эквивалентных сутках работы при но-
минальной мощности и температуре охлаж-
дающей среды 20 °C).
Температура наиболее нагретой точки и
потеря срока службы в таблицах рассчитаны
для циклической ежедневной нагрузки.
Если аварийная нагрузка имела место
только один день, а в предшествующие и пос-
ледующие дни нагрузка была ниже, то факти-
ческая потеря срока службы будет меньше рас-
считанной по таблице, и данные таблицы будут
иметь некоторый запас по износу изоляции.
Относительное сокращение срока служ-
бы приводится в таблицах с точностью до
трех знаков. Это облегчает построение гра-
фиков и выполнение интерполяции при ус-
ловии, что полученные значения будут ок-
руглены по окончании расчетов.
В Приложении 2.2 приведена одна из та-
ких таблиц стандарта.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 2
1. IEC 60354. Second edition 1991—0,9.
Loading guide for oil immersed power trans-
formers.
2. ГОСТ 14209-97 (МЭК-60354-91).
Руководство по нагрузке силовых масляных
трансформаторов.
3. ГОСТ 11677—85. Трансформаторы
силовые. Общие технические условия.
4. Power Transformer handbook, Edited by
Bernard Hocharl. Alstom Transformer Division,
Sant-Oueen, France, First english edition.
Приложение 2.1.
Эквивалентный номинальный режим автотрансформаторов [2]
Для трехфазных автотрансформаюров предельные значения полного сопротивления корот-
кого замыкания и номинальной мощности относятся к эквивалентной мощности 5) = 100 МВ - А,
двухобмоточных трансформаюров и максимальной номинальной мощности Sr = 200 МВ-А
с соответствующим полным сопротивлением корового замыкания z{, уменьшающимся ли-
нейно между 0 и 100 МВ • A ci 25 % до 15 %.
Трехфазные автотрансформаторы
Автотрансформаторы с ограничением
номинальной мощности на стержень
S,= Sr- U' ,, U- < 100 МВ-А 5, = --АЬ- <33.3 МВ-А
' r Ut ' W их
_____ <-25- ______^_!_<25-2£
Ut — U2 " ‘ 10 Z/| - U2 ' 10 (У
iде — высшее напряжение (основное ответвление); U2 — низшее напряжение (основное
ответвление); Sr — номинальная мощность, MB-A; S( — эквивалентная мощность, относя
П2.2
Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OF, t = 8 ч.
51
щаяся к двухобмоточному трансформатору (преобразованная мощность), МВ • A; zr — полное
сопротивление короткого замыкания, соответствующее Sr %\ zt — полное сопротивление ко-
роткого замыкания, соответствующее S(, %; PF — количество стержней с обмоткой.
Для автотрансформаторов, кроме трехфазных, предельные значения типовой и номинальной
мощности равны соответственно 33,3 МВ • А и 66,6 МВ • А на стержень с обмоткой.
Приложение 2.2.
Трансформаторы средней и большой мощности с охлаждением OF, t = 8 ч.
Допустимые нагрузки и соответствующее суточное сокращение срока службы
(в «нормальных» сутках) [1, 2]. — (Таблица 23 ГОСТ 14209—97 и МЭК 60364
(1991) и пример расчета)
Для определения графика допустимой нагрузки, характеризуемого значениями К] и К2 и
расчета соответствующего сокращения срока службы необходимо:
Температура охлаждающей среды, °C 40 30 20 10 0 -10 -20 -25
Суточное сокращение срока службы:
Умножить значение, приведенное в таблице, на указанный здесь коэффициент 10 3,2 1,0 0,32 0,1 0,032 0,01 0,0055
Температура наиболее нагретой точки:
♦ прибавить температуру охлаждающей среды к превышению температуры, приведенному
в таблице. Если полученное значение температуры наиболее нагретой точки превышает
предельное значение, приведенное в таблице 1, такой режим нагрузки недопустим
К, Ку
0,25 0,50 0,70 0,80 0,90 1,00 1,10 1,20 1,30 1,40 1,50
0,7 0,006 44 0,008 44 0,020 44
0,8 0,017 54 0,020 54 0,034 54 0,065 54
0,9 0,057 66 0,063 66 0,082 66 0,118 66 0,239 66
1,0 0,223 78 0,238 78 0,273 78 0,324 78 0,469 78 1,00 78
1,1 0,989 91 1,04 91 1,14 91 1,24 91 1,45 91 2,11 91 4,70 91
1,2 4,95 106 5,17 106 5,53 106 5,82 106 6,31 106 7,37 106 10,7 106 24,8 106
1,3 27,8 121 28,9 121 30,6 121 31,8 121 33,5 121 36,3 121 42,1 121 60,7 121 147 121
1,4 175 137 181 137 190 137 197 137 205 137 217 137 235 137 271 137 388 138 975 138
1,5 1240 155 1280 155 1330 155 1370 155 1420 155 1490 155 1570 155 1700 155 1950 155 2780 155 7230 155
1,6 9790 173 + 173 + 173 + 173 + 173 + 173 + 173 + 173 + 173 + 173 + 173
52
Нагрузочная способность
Глава 2
Рис. 2.14. Трансформатор мощностью 100 МВ-А, напряжением 230 ± 12%/11/11 кВ.
Охлаждение OFAF.
Примечание к таблице
Для каждого значения К\ и К2 указаны значения суточного сокращения срока службы
и превышения температуры наиболее нагретой точки.
Пример
Определить сокращение срока службы и температуру наиболее нагретой точки трансфор-
матора средней мощности, работающего в следующих условиях:
— охлаждение OF, = 0,8, К2 = 1,3, t = 8 ч., 0а = 30 °C.
По данным таблицы:
— скорость старения V = 31,8; превышение температуры наиболее нагретой точки 0h =
= 121 °C при температуре окружающего воздуха 20 °C.
Учитывая фактическую температуру 30 °C, получаем:
— потеря срока службы за один день L = 31,8 х 3,2 = 101,8 «нормальных» дней, температура
горячей точки 0h = 121 + 30 = 151 °C. Температура наиболее нагретой точки превышает реко-
мендованный предел 140 °C, и поэтому следует избегать таких условий нагрузки.
§ 1
Требования стабильности напряжения
53
Глава третья
РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
1. Требования стабильности
напряжения и регулирование
напряжения в энергосистемах
и в электроустановках
потребителей [1, 2]
По образному выражению проф. В. А. Ве-
никова электричество является для совре-
менного человека таким же элементом окру-
жающей среды, как атмосфера, или мировой
океан. Будучи тесно связанным с этой свое-
образной средой, человек предъявляет к ней
определенные требования и, в то же время
своей деятельностью влияет на ее качествен-
ные показатели.
Основными показателями качества элек-
троэнергии при питании от электрических
сетей трехфазного тока является отклонения
и колебания частоты, степень несинусои-
дальности формы кривой напряжения, не-
симметрия напряжений и смещение нейтра-
ли, отклонения и колебания напряжения.
Нормы на эти показатели качества элек-
троэнергии в точках сетей, к которым не-
посредственно присоединяются энергопри-
емники, определяются ГОСТ 13109—87.
Отклонения показателей качества элек-
троэнергии, в том числе уровня напряже-
ния, от номинальных значений подразделя-
ются на нормально допустимые, которые
должны соблюдаться в течение 95 % времени
суток и максимально допустимые, которые
не должны быть превышены в течение всего
времени, включая послеаварийные режимы.
Требования к точности поддержания на-
пряжения различны для различных видов
нагрузки [1]. Весьма чувствительны к откло-
нениям напряжения освеч ительные установ-
ки. Показатель степени зависимостей свето-
вого потока и срока службы ламп накалива-
ния составляет соответственно 3,61 и —
13,57, поэтому при снижении напряжения
на 10% световой поток уменьшается на
32%, а при увеличении напряжения на 10%
срок службы снижается в 4 раза. Люминес-
центные лампы менее чувствительны к от-
клонениям напряжения, однако, при боль-
ших снижениях напряжения лампы или не
загораются или мигают, что резко снижает
срок их службы.
Весьма значительный ущерб от отклоне-
ний напряжения имеет место в промышлен-
ных электротермических и электролизных
установках. Снижение напряжения питания
дуговых электропечей всего на 8 % приводит
к столь резкому снижению температуры, что
плавка вообще не может быть доведена до
конца. Отклонения, а тем более быстрые ко-
лебания напряжения в пределах ±5 % пол-
ностью нарушают нормальную работу уста-
новок электролиза для производства хлора и
каустической соды.
Отклонение напряжения влияет и на ра-
боту асинхронных двигателей. Правда, вли-
яние отклонений напряжения на их ско-
рость, а, следовательно, и на производитель-
ность механизмов не столь велико, если эти
отклонения не носят аварийного характера,
однако такие отклонения вызывают увели-
чение потребляемого тока и реактивной
мощности, что приводит к дополнительному
ущербу для других потребителей.
Современные электросети являются
сложными системами, к тому же они под-
вержены постоянным изменениям, поэтому
совершенно невозможно заранее обеспечить
оптимальные условия работы для каждого
потребителя, и оперативное регулирование
напряжения является необходимым.
Простейший вид регулирования — это
стабилизация напряжения непосредственно
у потребителя на практически неизменном
уровне при помощи регулирующего уст-
ройства малой мощности. Нетрудно, одна-
ко, показать, что, удовлетворяя потребности
данного конкретного потребителя, такой
способ регулирования всегда вреден для
других потребителей.
В самом деле, предположим, что напря-
жение в точке подключения энергоприем-
ника снизилось до недопустимых пределов.
Включив местное регулировочное устройс-
тво, например, автотрансформатор или ста-
билизатор напряжения, нетрудно ввести
уровень напряжения в требуемые пределы.
Однако при этом неизбежно возрастет пот-
ребляемый ток и реактивная мощность, что
приведет к дальнейшему снижению напря-
жения на входе регулятора, а значит и к до-
полнительному ущербу для всей системы
в целом.
Гораздо выгоднее поддерживать напря-
жение на надлежащем уровне в тех точках
энергетической системы, к которым под-
соединены распределительные сети, т. е. в
центрах питания.
При этом в период наибольших наг-
рузок напряжение устанавливается выше
54
Регулирование напряжения
Глава 3
номинального напряжения сети с целью
компенсации потери напряжения в сетях
и поддержания напряжения у достаточно
удаленного потребителя близким к номи-
нальному. В период наименьших нагрузок
напряжение понижают.
Такое регулирование называют встреч-
ным.
Ясно, что полностью избежать необхо-
димости регулирования напряжения непос-
редственно у потребителя невозможно, xoib
бы потому, что невозможно согласован, гра-
фики нагрузки и периоды включенного и
отключенного состояния всех потребителей,
питаемых отданного узла энергосистемы.
Тем более необходимо местное регули-
рование, если требуется не просто подде-
рживать напряжение на неизменном уровне,
а регулировать его по определенному закону
в соответствии с требованиями технологи-
ческого процесса. Например, в металлур-
гических электропечных установках требу-
ется большая мощность в период расплава
шихты и меньшая — в более спокойном ре-
жиме «доводки» продукта до требуемого со-
стояния.
В общем случае только сочетание мест-
ного и «узлового» регулирования напряже-
ния может обеспечить режим, достаточно
близкий к оптимальному.
Существуют различные способы регули-
рования напряжения в энертосистемах |2|.
Нередко говорят не просто о регулиро-
вании напряжения, но о регулировании на-
пряжения и (или) реактивной мощности.
В действительности оба эти процесса взаи-
мосвязаны, и не всегда их можно разтранп-
чить. В самом деле, непосредственное изме-
нение напряжения в некоторой точке энер-
госистемы неизбежно вызывает изменения
потоков реактивной мощности. С другой
стороны, подключение устройства, потреб-
ляющего реакт ивную мощност г, (электри-
ческого реактора) или генерирующего ее
(конденсаторной батареи) или регулируемо-
го устройства, которое может выполни г г, обе
функции (синхронного или статического
компенсагора) вызывает изменение напря-
жения в точке подключения и, собственно,
преследует именно эту конечную цель |3|.
Несмотря на ра зви т ие лрх г их среде т в ре-
т ул и ро вани я. паи боле е рас и рос т ра н е н н ы м
методом является ступенчатое и вменение
коэффипиента трансформации путем пере-
ключения ответвлений обмоток трансфор-
матора. Для промышленных электроустано-
вок эго единственное средство регулирова-
ния режима.
В настоящее время большинство сило-
вых трансформаторов выполняются с регу-
лированием напряжения, которое может
осуществляться либо без возбуждения, т. е.
при отключенном трансформаторе, либо
под нагрузкой (без перерыва электроснаб-
жения потребителя).
2. Трансформаторы
с переключением ответвлений
без возбуждения
При данном способе регулирования пе-
реключение осуществляется гге просто при
отсутствии тока в коммутируемой цепи, но и
при полном отсутствии напряжения на всех
обмотках трансформатора, вследствие чего
этот способ и именуется переключением без
возбуждения (ПБВ).
Для распределительных трансформато-
ров, питающих заведомо «тупиковую» нагруз-
ку, например, для электропечных трансфор-
маторов, достаточно отключить трансформа-
тор от питающей сети высокого напряжения.
В остальных случаях трансформатор должен
быть отключен внешними коммутационны-
ми аппаратами от всех подсоединенных к
нему сетей.
Устройство ПБВ состоит из избирателя
(переключателя ответвлений) и привода.
Устройства ПБВ трансформаторов об-
щего назначения выполняются с ручным
приводом, выполненным в виде рукоятки,
выведенной, как правило, па крышку транс-
форматора. Этот привод снабжается приспо-
соблением, надежно фиксирующим устройс-
гво ПБВ в каждом его рабочем положении,
соогветсгвуюшем выбранному ответвлению
обмотки. Число таких положений обычно не
более 5. диапазон регулирования обычно нс
превышает ±5%.
Для осуществления переключения необ-
ходимо полностью отключить грансформа-
тор тюле ганционными выключателями и
разг, едини тенями, освободить фиксатор (па-
пример. вывернуть фиксирующий болт или
оттянул, подпружиненный штифту повер-
нул, рукоятку гг новое положение, после че-
го вновь установить фиксатор.
Ясно, что такое переключение не может
осуществлялся часто. Его применяют is сле-
дующих случаях:
а) Установка ответвления, обеспечиваю-
щего средний уровень напряжения, более
высокий в тот период года, котла нагрузки
выше, и более низкии — при меньших на-
грузках (сезонное ретулирование).
§2
Трансформаторы с переключением ответвлений без возбуждения
55
б) В тех случаях, когда необходимо уста-
новить коэффициент трансформации таким
образом, чтобы получить заданный средний
уровень вторичного напряжения, при пер-
вичном напряжении, характерном для дан-
ного места установки трансформатора. Воз-
можно, в частности, что трансформатор вы-
бран с запасом по мощности в расчете на
развитие сети потребителя. В эюм случае
напряжение может быть повышено, когда
будут подключены новые нагрузки («адап-
тивное» регулирование).
Поскольку нагрузка, а, следовательно, и
напряжение, может меняться в течение су-
ток, а осуществлять переключения с такой
частотой заведомо невозможно, ясно, что
ПБВ не может обеспечить встроенное регу-
лирование напряжения даже в простейших
случаях.
ПБВ этого типа применяется в распреде-
лительных трансформаторах малой и средней
мощности, в которых оно осуществляется
для переключения обмоток стороны высоко-
го напряжения (6, 10, реже 20 и 35 кВ), а так-
же для переключения на стороне среднего
напряжения мощных высоковольтных транс-
форматоров, у которых обмотки высшего
напряжения переключаются под нагрузкой.
Совершенно иначе используется ПБВ
в трансформаторах промышленных элект-
роустановок, например, электропечных [4].
В этих случаях устройство ПБВ снабжается
электрическим приводом с дистанционным
управлением. Отключение трансформатора
от сети на время переключения ответвлений
осуществляется быстродействующим и из-
носостойким выключателем нагрузки (на-
пример, вакуумным выключателем). Привод
и выключатель снабжаются электрическими
блокировками, исключающими возможность
переключения под нафузкой и напряжени-
ем, а также возможность включения транс-
форматора в промежуточном положении из-
бирателя ПБВ.
Число положений и диапазон регулиро-
вания таких устройств могут достигать, со-
ответственно, 12 и более и ±20%.
В тех случаях, когда кратковременное
прекращение питания пофебителя является
допустимым по условиям технологии, такое
техническое решение может оказаться пред-
почттельнее применения более сложных
и дорогих устройств переключения под на-
грузкой. Возможна как настройка трансфор-
матора на заданный технологический ре-
жим, например, для данного типа сырья
(шихты), так и оперативное регулирование
в пределах данного режима.
Примеры схем регулирования ПБВ для
трансформаторов общею назначения при-
ведены на рис. 3.1. В схемах на рис. 3.1, а и
3.1, б одиночный подвижный контакт, пере-
мещается по неподвижным контактам, при-
соединенным к отводам обмотки, а в схеме
на рис. 3.1, в подвижная контактная система
выполнена в виде «мостика», соединяющего
ответвления частей обмотки.
Включение и расположение регулиро-
вочных ответвлений должно быть таким, что-
бы при отключении части витков обмотки, не
происходило значительного возрастания по-
перечного магнитного поля, вызывающего
Рис. 3.1. Схемы переключения
без возбуждения (ПБВ).
а — барабанная конструкция с кольцевыми контактами: /— изоляционные
диски, 2—1— неподвижные стержневые контакты, 8 — подвижные коль-
цевые контакты, 9 — пружинное нажимное устройство, 10 — коленчатый
вал;
Рис. 3.2. Примеры выполнения устройств ПБВ:
б — реечная конструкция: 1 — рейка с неподвижными контактами, 2— не-
подвижные контакты, 3 — рейка с подвижными контактами, 4 — подвиж-
ные контакты, 5 — изоляционный вал, 6 — ручной привод, 7 — стенка
трансформатора.
Регулирование напряжения Глава
Регулирование под нагрузкой (РПН)
57
снижение элекфодинамической прочное! и
обмотки. Эго может быть достигну!о раз-
личными способами.
Например, в схеме на рис. 3.1, а регули-
ровочные катушки занимают всю bbicoiv от-
дельного концентра и включены таким об-
разом, чю при переключении не нарушается
его магни 1ная симметрия.
В схеме на рис. 3.1, б час i ь обмо! ки, со-
держащая pei улировочные кантики, имеет
обратное направление намотки и «выверну-
та» от носи !ельно ос! альной ее части, чю да-
ei возможное! ь расположи i ь pci у [проточ-
ные кантики. включенные у конца обмо1ки
в середине ее bbicoiы.
В схеме на рис. 3.1, в четные и нечетные
01 вегвления располагаемся в разных часмях
0бМ01КИ.
Рис. 3.2 дает представление о наиболее
распространенных конструкциях ущройов
ПБВ. При барабанной конструкции (рис. 3.2.
а) неподвижные котакты расположены по
окружност, а при реечной (рис. 3 2, б) —
вдоль прямой.
В ушройствах ПБВ элекгропечных гранс-
формаюров [4] часто применяются более
сложные схемы и контактные системы. на-
пример, оыельные peiулировочные обмот-
ки и coolвс i ствующие кон 1акты для фубого
ршулирования (переключения диапазонов)
и тонкого pciулировапия (переключения в
пределах диапазона). Эти схемы и конструк-
ции рассмотрены в главе 18.
Основные технические требования к ус-
тройствам ПБВ:
А. При длительном прохождении рабо-
чею тока стороны регулирования темпера-
тура контактов и прочих токоведущих де па-
лей должна быть допустимой для изоляции
и окружающей среды. При работе в транс-
форматорном масле допускайся превыше-
ние температуры контактных деталей без се-
ребряного покрытия над температурой этою
масла не более 20 °C. Таким образом, требо-
вания к допустимому нагреву контактов
лих устройств являются значшельно более
жесткими, чем соответствующие требования
для других коммутационных аппараюв, пос-
кольку трансформаторные переключающие
устройства работают в горячем масле (при
температуре до 100°С). Более значительный
нагрев контактов может привести к ухудше-
нию сосюяния контактных поверхностей
вследствие загрязнения продуктами разло-
жения масла.
Б. Устройства должны выдерживат ь воз-
действие тока короткою замыкания транс-
форматоров (обычно 10—20 кратного по от-
ношению к номинальному току).
В. Износостойкость ПБВ трансформа-
торов общего назначения должна бьпь не
менее 1—2 тыс. переключений, а для ПБВ
промышленных трансформаторов с элект-
роприводом она может д ост тать несколь-
ких сот тысяч переключений.
Следуе! о i метить, что ввиду малого чис-
ла переключении ПБВ трансформаторов об-
щею назначения, их контактные системы
длшельное время работают в одном и том же
положении, поэтому к качеству их выпол-
нения предъявляются более высокие требо-
вания.
Г. Требования к изоляции устройств
должны быть достаточными с точки зрения
воздействий на его изоляционные проме-
жутки при испьнании трансформатора. По-
эюму значения йеныцпельных напряжений
для каждою из этих промежутков устанав-
ливаются на основании расчеюв импуль-
сных воздействий или на основании им-
пульсных обмеров I рансформаторов, для
коюрых предназначено данное устройство.
3. Регулирование под нагрузкой
(РПН)
3.1. Принцип выполнения устройств
РПН |3, 5|
Только возможность изменения напря-
жения без перерыва питания потребителя
может быть досгаючно оперативным, в час-
тности обеспечить встречное регулирование
13 энергосистемах и наиболее универсальное
регулирование режима в промышленных
электроустановках. Поэтому потребность
в устройствах регулирования под нагрузкой
(РПН) возникла практчески сразу же, как
только появились промышленные силовые
грансформат оры.
Устройство для переключения под на-
грузкой обязательно содержи! две токоведу-
щие цепи, причем ни при каких условиях
они не должны быть одновременно разо-
мкнуты, напротив, обязательно существует
такое промежуточное положение, называе-
мое положением мост, в котором обе эти це-
пи оказываются замкнутыми одновременно,
и два соседних ответвления регулировочной
обмотки соединены между собой.
Во избежание короткого замыкания меж-
ду указанными ответвлениями, в одну из це-
пей УРПН или в обе его цени должен быть
включен токоограничивающий элемент, т. е.
либо реактор, либо резистор. Величина со-
противления токоограничивающего элемен-
58
Регулирование напряжения
Глава 3
та выбирается таким образом, чтобы цирку-
лирующий ток, в контуре, образованном
участком обмотки между ответвлениями
(коммутируемой ступенью) и цепями изби-
рателя и контактора, был одного порядка с
током нагрузки (обычно от 50 до 100% но-
минального тока).
Ответвления ршулировочной обмотки
коммутируются избирателем, который име-
ет, как минимум, две контактные системы.
Чаще всего они переключаются в обесто-
ченном состоянии, такой избиратель пред-
ставляет собой, по существу, два устройства
ПБВ.
В этом случае УРПН имеет еще одну
часть — контактор, он также имеет две кон-
тактные системы, предназначенные для
предварительного обесточивания цепей кон-
тактов избирателя прежде их перехода на
новое ответвление регулировочной обмотки
и для их включения в цепь тока после шкого
перехода. Выпускаются также УРПН, не
имеющие отдельного контактора, в них из-
биратель комму! ируе i ся под на!рузкой, в
этом случае он именуется избирателем под
нагрузкой.
УРПН приводится в действие электро-
приводом.
Приведенное здесь описание принципа
работ УРПН позволяет следаiь следующие
выводы:
А. Должна бы!ь обеспечена строгая пос-
ледоващльность срабаиявания контактов из-
бирателя и контактора. 3ia последователь-
ное! ь описывайся угловой или временной
диаграммой УРПН, на которой фиксирую 1ся
моменты срабашвания контактов при опре-
деленных углах поворота механизма или при
определенных временах, отсчитываемых от
начала переключения.
Б. Коммутация контактов избирателя
происходит без тока. т. е. эти кон гак ня долж-
ны сколь угодно длительно проводи II, юк.
но не размыкан, и не замыкан, ею. Т. о. их
роль подобна роли разьединителя.
В. Контакты конIактора или избирателя
под нагрузкой должны непосредственно
включал, или О1ключал, ток, при эюм на
них возникает электрическая дут а. Время ю-
рения дуги не должно быть чрезмерно боль-
шим, чтобы не вызван, нарушения факш-
ческой последовательности коммутацион-
ных операций. Кроме того, время трения
дут офаничиваегся требованием достаточ-
ной износостойкости контактов.
Т. о. работа коптакюра или избираюля
под нагрузкой аналогична работе выключа-
телей нагрузки.
Г. Из п. в вытекает, что контакты изби-
рателя могут находиться внутри бака транс-
форматора, тогда как контакты контактора
или избирателя нагрузки должны распола-
гаться в отдельном объеме, например, в от-
дельном масляном баке, чтобы продукты го-
рения душ не могли попасть внутрь бака
трансформатора.
3.2. Основные схемы
устройств РПН
В зависимости от типа юкоограничива-
ющего элемента различаю! реакторные и ре-
зисторные УРПН [3, 5|.
На рис. 3.3 приведена наиболее распро-
страненная схема и последовательность опе-
раций контактов одной фазы реакторною
УРПН с симметричным включением реактора.
Реактор выполнен шким образом, чю
коэффициент связи между двумя половина-
ми его обмотки равен единице, т. с. взаимная
индуктивность между ними равна индуктив-
ное! и каждой и них. Такой реактор с тремя
выводами, по существу, является автотранс-
форматором с коэффициентом трансформа-
ции 2. Индуктивное!ь реактора чаще всего
выбираеюя такой, чтобы циркулирующий
ток был равен половине номинального тока
устроис! ва.
В исходном состоянии (рис. 3.3, а) оба
подвижных кошакта избира!сля (И{ и И2)
усыновлены на его неподвижный коныкг,
соединенный с oi волом 1 регулировочной
обмо!ки, а оба кон i акциях узла кон ык юра
(А'[ и АЗ) замкнул,!. Через каждую ветвь схе-
мы npoieKaei по половине нагрузочного то-
ка /н.
Переключение начинается с размыка-
ния контактов АЗ. Эш контакля олслючают
юк 0,5 /н. После ноысания элекфической
дуги (рис. 3.3, б) весь ток /н iipoieKaer через
контакта,I //[ и Аф Между разомкну!ими
кон!ак!ами АЗ приложено напряжение на
реакторе.
Конык! И2 избираюля без тока перехо-
ди! на отвод 2 регулировочной обмотки
(рис. 3.3. в), при этом юки в цени не измс-
няю1ся, а напряжение между контактами АЗ
С1анови!ся равным iеометрической разно-
сти напряжения с i уцени и напряжения на
реакюре.
После замыкания контакюв А2 усынав-
ливаеюя положение моста (рис. 3.3. г). Ток
нагрузки снова распределяется поровну
между ветвями, но кроме этого тока в них
теперь протекает также циркулирующий ток.
В цепи И\ — К\ он геометрически склады ва-
Регулирование под нагрузкой (РПН)
Рис. 3.3. Схема и последовательность работы реакторного УРПН:
РО — регулировочная обмотка; КС — коммутируемая ступень; 0 — внешний вывод устрой-
ства; /, 2, — ответвления РО; — контакты избирателя; К}, К^~ контакты контактора;
Р — реактор; Сс — на- пряжение ступени; /п — ток нагрузки; /с — циркулирующий ток.
60
Регулирование напряжения
Глава 3
ется с половиной тока нагрузки, а в цепи
И2—К2 — вычитается.
Далее размыкаююя контакты АД выклю-
чая ток, равный геометрической сумме по-
ловины тока нагрузки и циркулирующего
тока. После погасания дуги (рис. 3.3, г)) ток
нагрузки протекает через контакты И2 и К2.
Между разомкнутыми контактами К\ прило-
жено напряжение, равное геометрической
сумме напряжения ступени и напряжения
на реакторе.
Теперь контакт ГЦ избирателя переходит
без тока на отвод 2 (рис. 3.1, е), после чею
контакты замыкаются. Процесс переклю-
чения с 01 ветвления / на ответвление 2 за-
вершен.
На рис. 3.4 показана угловая диаграмма
переключения, соответствующая последова-
тельности на рис. 3.3. Принято, хотя это и
необязательно, что переключению на одно
положение соответствует один оборот элек-
тропривода.
Переключение с ответвления 2на отвег-
вление / совершается в обратном порядке.
При этом контакты размыкают половину
нагрузочного тока, а конт акты К2 — геомет-
рическую разность половины тока нагрузки
и циркулирующего тока.
Реактор рассчитан на проiекание тока
в течение сколь угодно длительного проме-
жутка времени, поэтому положение мосла,
показанное на рис. 3.3, г, в некоторых слу-
чаях используется в качестве нормального
положения УРПН. Напряжение в этом по-
ложении равно среднему арифметическому
значению напряжений двух соседних ответ-
влений регулировочной обмотки.
В таблице 3.1 приведены данные, харак-
теризующие условия работы контактов кон-
тактора для схемы рис. 3.3. Общие формулы
справедливы для произвольного коэффици-
ента мощности нагрузки трансформа юра.
Значения при чисю индуктивной и при чис-
юакшвной нагрузке определены при номи-
нальном гоке нагрузки и циркулирующем
токе, равном половине эюю юка. Посколь-
ку циркулирующий ток является чисю ин-
дуктивным током, наиболее гяжелые усло-
вия работы контактов получакмея при
индуктивной нагрузке, когда нагрузочный
и циркулирующий токи и соответствующие
этим токам составляющие напряжения между
разомкну!ыми контактами {возвращающегося
напряжения) складываются арифметически.
Напротив, контакты К2 работают в этом слу-
чае при наиболее легких условиях, поскольку
отключают разность токов при разности на-
пряжения, причем при указанных условиях
эти разности равны нулю. При активной на-
1рузке токи и напряжения склады вакися и
вычитаются в квадратуре, поэтому условия
работы обеих контактных групп одинаковы.
Важно отметить, что коэффициент мощ-
ности нагрузки влияет только на величины
токов и напряжений. Сдвиг фаз между то-
ком и возвращающимся напряжением для
реакторных УРПН всегда равен 90°!
На рис. 3.5, приведена наиболее распро-
страненная симметричная схема и последо-
вательность операций контактов одной фа-
зы резисторного УРПН
В схеме имеется два токоограничиваю-
щих резистора с одинаковыми сопротивле-
ниями. Данная схема имеет два важных от-
личия от реакторной схемы.
Во-первых, один из подвижных контак-
тов избирателя (//() коммутирует только не-
четные, а другой (Я2) — только четные от-
ветвления регулировочной обмотки.
Во-вторых, резисторы, не рассчитаны на
длительное протекание тока, ноэюму в нор-
мальных положениях они зашунтированы,
а переключение контактора должно осу-
ществляться достаточно быстро. Обычно это
достигается путем применения пружинного
механизма.
Сопротивление резисторов обычно выби-
рается таким образом, чтобы циркулирующий
ток, как и в реакторной схеме, был бы равен
половине номинального нагрузочного тока.
В исходном состоянии (рис. 3.5, а) под-
вижные контакты избирателя ГЦ и И2 уста-
новлены на ею неподвижные контакты, со-
единенные соответственно с отводами / и 2
регулировочной обмотки, замкну!ы кошак-
тные узлы «нечетной» половины контактора
(АД и АД). Через контакты АД и ГЦ проте-
2
К1
\'77777777Л
\7777777777777^ш^^^^^^^^
^^Я^^ММИ^Я%^777777777777777777777777777777\
И2
6 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360
Угол поворота выходного вала электропривода (градусы)
Состояние контактов: %/%%%! — замкнут, । । — разомкнут
Рис. 3.4. Угловая диаграмма
работы реакторного УРПН:
/, 2 -- номера положений; /Д
/Д А], А2 -диаграммы состоя-
ния контактов (обозначения —
на рис. 3.3).
V//////A
§3
Регулирование под нагрузкой (РПН)
61
Таблица 3.1. Условия работы контактов контактора на рис. 3.3
Кон- такты Направле- ние пере- ключения Общие формулы При cos р = 0, /с = 0,5 /н При cos ф = 1, /с = 0,5 7ц
Ток Напряжение Ток Напряжение Ток Напряжение
К, 1-2 2-1 0.5 /н + /с 0,5 /н 6с + 0.5£/н/Л- 0.5 U„JX ф 0,5 ф 2 Uc Uc 0,707 /н 0,5 ф 1,414 Uc Uc
К2 1-2 2-1 0,5 /н 0,5 /н- Л 0,5 UHjX Uc-Q.5iHjX 0,5 ф 0 Uc 0 0,5 ф 0,707 /н Uc 1,414 Uc
Рис. 3.5 Схема и последовательность работы резисторного УРПН:
Ли, К]2, /бн ^22’ “ контакты контактора; R}, R2 — резисторы; остальные обозначения — на рис. 3.3.
кас! нагрузочный ток /н, а четная bcibb то-
ком не обтекается.
Переключение начинается с размыка-
ния контактов Кц. Эти контакня отключают
ток /н. После погасания электрической дуги
(рис. 3.5, б) эютток /н протекает через кон-
1ак1ы избирателя резистор R} и контак-
ты контактора Напряжение между разо-
мкнутыми контактами равно палению
напряжения на резисторе .
Далее замыкаются контакты К22 «четной»
ветви контакюра. и устанавливается положе-
ние моста (рис. 3.5, в\ при этом ток нагрузки
распределяется поровну между ветвями, кро-
ме того, в них теперь протекает циркулирую-
щий ток. В цепи H\ — R\ — K\2 он геомефичес-
ки складывается с половиной тока нагрузки,
а в цепи H2—R^—K^ — вычитаеюя.
Теперь размыкаются контакты К}2. Пос-
ле погасания дуги (рис. 3.5, г) юк нагрузки
протекает через контакты избирателя И2,
резистор и контакты контактора К22.
Между разомкнутыми контактами К}2 при-
ложено напряжение, равное геометрической
сумме напряжения ступени и падения напря-
жения на резисторе /?2 в пени не изменяются,
а напряжение между контактами К2 становит-
ся равным геометрической разности напря-
жения ступени и напряжения на реакторе.
После этого замыкаются контакты кон-
тактора К2} и шунтируют резистор R2 (рис. 3.3,
д). Таким образом, процесс переключения
с отвеюления / на oiветвление 2 завершил-
ся без переключения избирателя.
Контакт И\ избирателя переходит (ес-
тественно, без тока) на отвод 3 (рис. 3.5, с)
62
Регулирование напряжения
Глава 3
К I 1 12 2 11 1 |2~]
К I 1 |2 2 и 1 |2 |
а)
Рис. 3.6. Диаграммы работы
резисторного УРПН:
а — угловая диаграмма; б — вре-
менная диаграмма работы кон-
тактов контактора.
/, 2, 3 — номера положений;
И2 — диаграммы состояний кон-
тактов избирателя; К — диаграм-
ма положений контактора (/ —
нечетное, 2— четное); 1—4\\ 4—
1 — направления переключения;
/Си, К\2, Лф, К22 — диаграммы
состоянии контактов контактора.
6 2Ь 40 S6 8b
Время в миллисекундах
б)
лишь вначале процесса переключения с от-
ветвления 2 на ответвление 3.
На рис. 3.6, а показана угловая диаграм-
ма переключения резисторного переключа-
ющего устройства, соответствующая после-
довательности на рис. 3.5. Показано пере-
ключение на три положения.
В общем случае переход переключающе-
го устройства из одного нормального положе-
ния в другое совершается с предварительным
переключением избирателя только если пред-
шествующее переключение было сделано в ту
же сторону. Если направление переключения
было обратным, переключается только кон-
тактор, а избиратель не переключается.
Подвижный контакт ветви избирателя,
обтекаемой током, на любом положении пе-
реключающего устройства замкнут на под-
вижный контакц соединенный с отводом,
номер которого совпадает с номером поло-
жения. Друюй контакт избирателя во всех
положениях, кроме крайних, замкнут на не-
подвижный кон гак 1, соответствующий тому
положению, из которого было осуществлено
предыдущее переключение.
Рассмотренный порядок переключения,
достигаемый специальным устройством ки-
нема! ики, позволяет избежать излишних пе-
реключений избирателя и добиться одина-
ковых углов между положениями ведущего
вала, соответствующими переключению из-
бирателя и контактора, независимо от на-
правления вращения.
На угловой диаграмме (рис. 3.6, а) каж-
дое переключение контактора (К) представ-
лено одной линией, поскольку в масштабе
этой диаграммы уюл поворота вала, соот-
ветствующий этому переключению исчеза-
ющее мал. «Развертка» процесса переключе-
ния контактора представлена на рис. 3.6, б
в виде временной диаграммы.
В таблице 3.2 приведены данные, харак-
теризующие условия работы контактов кон-
тактора для схемы рис. 3.5. Влияние коэффи-
циента мощности нагрузки противоположно
тому, которое имеет место для реакторною
устройства (циркулирующий ток является
чисто активным током, поэтому наиболее
тяжелые условия работы контактов симмет-
ричного резисторного устройства получают-
ся при активной нагрузке).
Коэффициент мощности нагрузки влия-
ет только на величины токов и напряжений.
Сдвиг фаз между током и возвращающимся
напряжением для резисторных УРПН всегда
равен 0°!
Таблица 3.2. Условия работы контактов контактора на рис. 3.5
Кон- Направле- ние перс- ключения Общие формулы При cosep = 1. /с = 0.5/,, При eos<p -- 0. /с = 0,5/п
такты Ток Напряжение Ток Напряжение Ток Напряжение
*11 1—2 i н /н* Д 41 Д
*12 1-2 0,5/н + /(- йс + /н* 4т 2 Uc 0,707 /н 1,414 Uc
*21 2-1 /'н /н* Д !н Д
*22 2-1 0,5/н - Д (7С - /н* 0 0 0,707 /н 1,414 Uc
§3
Регулирование под нагрузкой (РПН)
63
Показанные на схемах дугогасительные
контактные узлы выполняются из специаль-
ных дугостойких металлокерамических мате-
риалов, применяются также вакуумные ду-
го1асительные камеры. Контакты этих эле-
ментов обычно имеюз дошаточно высокое
электрическое сопротивление, поэтому кон-
такторы таких УРПН дополнительно снабжа-
ются специальными контактами, длительно
проводящими ток и не предназначенными
для гашения электрической д\ч и. Например, в
указанных схемах они включаются параллель-
но контакшм К\ и К2 (рис. 3.3) или параллель-
но контактам АД и К2[ (рис. 3.5). Эы контак-
ты размыкаются ранее и замыкаются позднее
соответствующих дуюгасительных контактов.
Кроме показанных на рис. 3.3 и 3.5 из-
вестно множество других схем УРПН. В ка-
честве примеров на рис. 3.7 приведены две
такие схемы.
На рис. 3.7, а показана симметричная
реакторная схема с мостовым включением
дугогастельного кон гак того узла. Эта схема
работает согласно диаграмме, подобной пока-
занной на рис. 3.4, однако в моменты, пока-
занные на этой диафамме как моменты раз-
мыкания контактов или К2, происходит
сначала размыкание главных кошактов Г\ и
/3, а затем — контактов Д. В момешы, пока-
занные на этой диаграмме как момешы замы-
кания контактов Д или К2 , сначача замыка-
ются контакты Д, а затем — контакты 1\ и Г2.
Таким образом, единственный дуюгаси-
тельный контактный узел Дсрабапяваст дваж-
ды за время переключения, совмещая функ-
ции двух таких угюв в схеме на рис. 3.4, что во
многих случаях оказывайся более выюдным.
В этой схеме часто применяйся включе-
ние BcnoMoiaienbHOio резистора, который
попеременно шунтируе! каждый из после-
до ват ел ьных разрывов для облешения гаше-
ния Д\1 и.
На рис. 3.7, 6 показана схема избирателя
под шпрузкои с размещением токоограни-
чивающих резне юров на вращающейся час-
ти (роюре) ycipoiiciBa. Рассмшрива?! про-
цессы, происходящие при вращении роюра.
легко убеди 1ься. чю в эюй схеме осущест-
вляется то! же цикл рабо!ы. чю и в схеме на
рис. 3.6. При этом контакты А'| и К2 рабога-
ки в тех же условиях, чю и кошакш А12 и
К22. а конгак! /fcoBMemaei в себе функции
контакюв AZ| । и К2[.
Досшгочно широко применяс!ся несим-
метричная схема (реакторная — с включени-
ем реактора только в одну из вшвей и рсзис-
юрная — с одним резне юром вместо двух).
Такая схема (для избираюля под нафузкой)
приведена на рис. 3.7. в. Циркулирующий ток
О
Рис. 3.7. Некоторые варианты схем УРПН:
а -- схема реакторного УРПН с мостовым вклю-
чением лугогасительных контактов; б — симмет-
ричная схема резисторного избирателя пол на-
грузкой; в — несимметричная схема резисторного
избирателя под нагрузкой.
Г|. Г2 - главные токоведушие контакты, Д — ду-
гогасительные контакты; 1—9— неподвижные
контакты, подсоединенные к ответвлениям РО;
А’- резисторы; АД А2 — резисторные контакты;
К — главный дугогасительныи контакт.
в эюй схеме обычно выбирашея равным но-
минальному на! рузонному юку. Во избежа-
ние арифметическою сложения этих токов и
сильною ухудшения условий горения душ
(о! ключение двойного тока), iokooi раничи-
вающее устройство включаеюя в iy ветвь,
коюрая размыкаемся первой при переклю-
чении ycipoiiciBa в направлении, соответс-
твующем повышению напряжения на вю-
ричной сюроне Iрансформаюра (незави-
симо О! тою. на какой стороне встроено
устpoi'iciво) Ясно, чю несиммефичная схе-
ма должна применяйся только для транс-
формаюров, коюрые рабошюг либо только
как повышающие, либо только как понижа-
ющие. Практически эi ому условию удовлет-
воряю! все фансформаторы, кроме транс-
формаюров связи энергосистем.
При соблюдении эшх условий ток, ком-
мутируемый коншктами резисторного пере-
64
Регулирование напряжения
Глава 3
ключающею устройства при полной нагрузке
ле превышает номинальною нафузочною. а
возвращающееся напряжение на контактах,
не превышает напряжения ступени, если ко-
эффициен! мощности нафузки фансфор-
магора не менее 0,5* (иною при полной на-
фузке практически никогда не бываш).
Подробные сведения о схемах УРПН и
условиях их работы содержатся в |5| и |6|.
4. Схемы трансформаторов
с РПН [4, 5, 6]
4* I. Трансформаторы со встроенным
регулированием напряжения
В 31 их трансформаторах регулировочная
обмо1ка и само устройшво РПН распола-
1аюгся в самом трансформаторе. На выво-
дах этого трансформа юра непосредс i вснно
получается офегулированное напряжение.
Наиболее распространенные схемы гранс-
формагоров общего назначения со встроен-
ным peiулированием напряжения под на-
фузкой приведены на рис. 3.8. Переключа-
ющее ушройство показано упрощенно --
в виде одной стрелки («движка») без обоз-
начения двух ветвей, описанных в преды-
дущем разделе. Такое обозначение наряду
с расположением на схеме неподвижных
1 В противоположность симметричной реак-
торной схеме, наихудшис условия для несиммет-
ричного резисторного устройства имеют место нс
при активной, а при индуктивной нагрузке.
контакюв избирашля (фак1ически располо-
женных по окружности) в один ряд, широко
применяется в докумешации по трансфор-
маторам.
В схеме на рис. 3.8, а направление
включения peiулировочной обмотки (РО)
неизменно, и диапазон регулирования ра-
вен напряжению этой обмогки. Распростра-
нены также схемы с реверсированием РО
(рис. 3.8, б) и со шупенью фубою регули-
рования (рис. 3.8, в). Число виIков ciynenn
фубою peiулирования обычно равно числу
витков обмоюи РО. Реверсирование и пере-
ключение ступени фубою peiулирования
осуществляемся прсдызбира!едем, переклю-
чающемся без юка и конструктивно представ-
ляющим одно целое с избирающем УРПН.
Предызбиратель для реверсирования РО на-
зывается 1акже реверсором.
На всех схемах показано положение ус-
фойсгва, cooi ветсгвующее наименьшему
количссмву включенных вшков на стороне
peiулирования. В схеме на рис. 3.8, б РО
включена встречно по ошошению к основ-
ной обмотке, а в схеме на рис. 3.8, в отклю-
чена Iрубая ступень регулирования.
При переключении ушройсню сначала
проходи! все положения избирателя при
укатанном на схеме положении предызбира-
1еля, т. е. осущес!вляшея переключение на
половину полно! о диапазона, и РО оказыва-
емся обесточенной. Для обеспечения воз-
можности переключения предызбирателя
без разрыва пени приходи 1ся добавшь еще
один неподвижный коншкт избирателя (7),
* а) * б) * в)
Рис. 3.8. Схемы встроенного регулирования па трансформаторах:
а — схема без предызбирателя; б — схема с реверсированием регулировочной обмотки; в — схема со сту-
пенью грубого регулирования.
/ — основная первичная обмотка, 2— вторичная обмотка; 5— регулировочная обмотка с ответвлениями;
4 — переключающее устройство; 5 — предызбиратель; 6 — дополнительный контакт избирателя; 7— сту-
пень грубого регулирования.
§4
Схемы трансформаторов с РПН
65
подключенный не к РО, а к основной об-
мотке.
После переключения предызбирателя
избиратель вновь проходит все свои положе-
ния — в схеме на рис. 3.8, б при согласном
включении РО, а в схеме на рис. 3.8, в — при
включенной грубой ступени. В трех средних
положениях включенное число витков, а,
следовательно, и напряжение не изменяет-
ся. Эти положения УРПН, соответствующие
одинаковому (обычно номинальному) на-
пряжению, в литературе часто называют
«мертвыми ступенями». Применяются схе-
мы, свободные от этого недостатка: это схе-
мы с добавочной (не коммутируемой) ступе-
нью при реверсировании или с увеличен-
ным числом витков в ступени грубого
регулирования.
Для устранения «свободных потеидиа-
лов» иногда между РО и осповой обмоткой
подключают специальные резисторы [8].
4 .2» Автотрансформаторы
со встроенным регулированием
напряжения и линейные
регулировочные трансформаторные
агрегаты
На рис. 3.9 показаны схемы регулиро-
вания на автотрансформаторах. Схема на
рис. 3.9, а с регулированием в общей ней-
трали позволяет применять УРПН сравни-
тельно низкого напряжения (такие же, как
на трансформаторах, к тому же рассчитан-
ные на разность токов сторон ВН и СН). Од-
нако регулирование получается связанным
(при переключении одновременно меняется
напряжение сторон ВН, СН и НН, что со-
здает крайне невыгодный режим сети и са-
мого трансформатора и не позволяет полно-
стью использовать диапазон регулирова-
ния). От этого недостатка свободны схемы
раздельного регулирования, осуществляемо-
го на стороне ВН (рис. 3.9, б) или на стороне
СН (рис. 3.9, в и г), однако для их осущест-
вления требуются устройства более высоко-
го класса напряжения.
Автотрансформаторы по схемам на
рис. 3.9 применяются для связи сетей раз-
ных напряжений и позволяют регулировать
переток реактивной мощности между этими
сетями.
Не всегда можно обеспечить необходи-
мые уровни напряжения в сети с помощью
только одних трансформаторов и автотран-
сформаторов со встроенным регулировани-
ем напряжения. При развитии сетей часто
бывает необходимо изменить режим путем
регулирования напряжения в определенной
точке. Для этой цели служат линейные регу-
лировочные трансформаторные агрегаты. Их
установка позволяет осуществить регулиро-
вание без замены ранее установленных не-
регулируемых трансформаторов.
Схема такого агрегата показана на
рис. 3.10. Регулируемое напряжение, полу-
чаемое от автотрансформатора, подается
на последовательный трансформатор, вклю-
ченный в сеть у линейного ввода или ней-
трали основного (регулируемого или нерегу-
лируемого) трансформатора. Реверсирова-
ние в УРПН обеспечивает изменение фазы
добавляемого напряжения на 180°. Включе-
Рис. 3.9. Схемы встроенного регулирования на
автогрансформаторах (обмотка НН не показана):
а — регулирование в нейтрали; б — на стороне
ВН; в, г — на стороне СН.
/ — вывод ВН, 2 — вывод СН; 3 — нейтраль; 4 —
регулировочная обмотка (РО); 5 — переключаю-
щее устройство.
Рис. 3.10. Схема линейного регулировочного
трансформаторного агрегата (линейного регу-
лятора):
/ — цепь, в которой осуществляется регулирова-
ние, 2 — регулировочный автотрансформатор
с переключающим устройством; 3 — последова-
тельный (вольтодобавочный) трансформатор.
66
Регулирование напряжения
Глава 3
выводы авто-
сдвига фаз между первичным и
вторичным напряжением. Обозна-
чение векторов соответствует обоз-
начениям выводов на рис. 3.11.
жения:
Л 2, 3 — основные обмотки; 4, 5, 6— вольтолобавочныс обмотки;
А, В, С — первичные выводы; а, Ь, с — вторичные
трансформатора.
ние агрегата в качестве дополнительною
средства иногда требуется для компенсации
связанного регулирования, если УРПН ос-
новного автотрансформатора установлено
в нейтрали (схема на рис. 3.9, а).
Электропечиые трансформаторы также
часто имеют агрегатное исполнение [4]. Их
схемы приведены в главе 18.
В рассмотренных схемах напряжение из-
меняется только но значению; такое ре-
гулирование обычно называют продольным ре-
гулированием. Иногда возникает потребность
в регулировании напряжения также и по фа-
зе. Такую возможность предоставляют трех-
фазные агрегаты со специальными схемами
соединения регулировочных обмоюк.
На рис. 3.11 приведен пример простей-
шей (одноагрегатной автотрансформатор-
ной) схемы, позволяющей осуществлять та-
кое регулирование [8]. В этой схеме между
первичными и вторичными выводами каж-
дой фазы включены вольтодобавочные об-
мотки с переключающими устройствами.
Вектор напряжения каждой и 5 этих обмогок
сдвинут на 90° относительно век юра потен-
циала соответствующей фазы. Вследствие
этого векторы вторичных напряжений оказы-
ваются сдвинутыми относительно векторов
первичных напряжений на угол, зависящий
от положения переключающего усгройства.
Сказанное иллюстрируется векторной то-
пографической диаграммой, приведенной
на рис. 3.12. Фактически напряжения изме-
няются не только по фазе, но и по величине,
однако при не очень большом диапазоне
регулирования последнее изменение мало.
Поэтому указанное регулирование именует-
ся поперечным регулированием.
Комбинация поперечного регулирования
с обычным продольным, для чего требуеюя
два комплекта переключающих устройств,
позволяет осуществить практически незави-
симое регулирование по величине и по фазе
(продольно-поперечное регулирование) [5, 8].
5. Типы и элементы конструкции
устройств РПН [4, 5, 6]
5.1* Классификация устройств РПН
Устройства РПН различаются по следу-
ющим классификационным признакам:
а) Тип токоограничивающего элемента —
реакторные и резисторные устройства.
б) Наличие контактора — устройства
с контакторами и устройства без контакто-
ров (избиратели под нагрузкой).
Схемы, соответствующие этой клас-
сификации, рассмотрены выше. Главная
конструктивная особенность резисторных
переключающих устройств — наличие быст-
родействующего пружинно-аккумулирующе-
го механизма, который обеспечивает завер-
шение переключения без остановки в проме-
жуточном положении независимо от наличия
электропитания приводного механизма.
в) Тип коммутации тока
— разрыв дуги в трансформаторном
масле; обычно применяются дугогаситель-
§5
Типы и элементы конструкции устройств РПП
67
ные контакты, гасящие дугу в свободном
объеме масла контактора без специальных
устройств форсированного дугогашен и я
(дутья);
— разрыв дуги в вакууме; для этой цели
применяются вакуумные дугогасительные
камеры общепромышленною назначения;
— применение бездугового отключения
тока при помощи тиристоров;
— смешанные способы коммутации. —
например, включение тока контактами и от-
ключение тиристорами.
Иные способы коммутации, например,
разрыв дуги в газовой среде пока не получи-
ли распространения.
5.2. Контакторы устройств РПН
и условия их работы
Условия гашения дуги в контакторах
и и збирателях под нагрузкой зависят от вида
токоограничивающих элементов и ог среды,
гг которой осуществляется дугогашение. Про-
цесс разрыва тока дугогасительными контак-
тными узлами происходит следующим обра-
зом. При расхождении контактов между ни-
ми возникает электрическая дуга, и ток
продолжает протекать через плазменный ду-
говой столб. При масляном дутогашении ду-
га горит в газовог’г среде, состоящей из про-
дуктов термического разложения масла и
паров металлов, из которых изготовлены
контакты, а при гашении дуги в вакууме —
практически только из этих паров. Процесс
образования и гашения дуги, как и всякий
газовый разряд, — это сложный комплекс
элекгрических и термодинамических явле-
нии. Чем больше значение тока, гем больше
тепла выделяется в дуговом столбе и гем
меньше сто электрическое сопротивление
Ингенсивносгь дуги зависит ог значения
гока, протекающего is цепи в момент рас-
хождения контактов. По мере увеличения
расстояния между контактами сопротивле-
ние дугового с голба возрастает, однако пока
юк велик, оно ос гае гея достаточно малым и
не вызывает заметного ограничения этого
гока. Когда мгновенное значение перемен-
ного тока приближается нутю. количество
выделяемого гспла уменыпаегея. Эго вызы-
вает возрастание сопрогивления дуговою
столба, которое теперь становится способ-
ным ограничивал, ток. Если в момент пере-
хода тока через нуль концентрация ионов
среды оказывается достаточно малой, дуга
становится неустойчивой и гаснет. После
прекращения тока начинасгся процесс вос-
становления электрической прочности кон-
тактного промежутка и процесс восстанов-
ления напряжения между контактами. Если
скорость первого из этих процессов больше
скорости второго, дуга не возобновляется,
в противном случае она будет продолжать-
ся, но крайней мере, до следующего пере-
хода тока через нулевое значение.
Процесс восстановления напряжения
протекает по-разному в зависимости от вида
токоограничивающею элемента (см. 3.3.2).
В резисторных переключающих устройствах
возвращающееся напряжение практически
точно совпадает по фазе с током, поэтому
скорость восстановления напряжения обыч-
но невелика1.
В реакторных устройствах в момент пе-
рехода тока через нуль напряжение макси-
мально, поэтому скорость восстановления
напряжения значительно больше. В результа-
те в переключающих устройствах реакторного
типа с разрывом дуги в масле время горения
дуги может составлять несколько полуперио-
дов, тогда как в резисторных устройствах оно
при неаварийных нагрузках обычно не пре-
вышает одного полупериода, вследствие
этого срок службы контактов в этих устройс-
твах в несколько раз больше, чем в реактор-
ных. Применение шунтирующею резистора
в схеме реакторного переключающего уст-
ройства, показанной на рис. 3.7, а, умень-
шает время горения дуги до 2—3 полупе-
риодов, что даст увеличение срока службы
контактов в 3—4 раза.
Существенным недостатком как реак-
торных. так и резисторных переключающих
устройств с разрывом дуги is масле является
необходимость достаточно часюй смены
масла, что особенно неудобно is элекгропеч-
ных установках с высокой интенсивностью
использования.
От этою недостатка свободны переклю-
чающие устройсг ва с разрывом дут и is спе-
циальных вакуумных дут от аси тельных каме-
рах. Быстрая конденсация паров тут отстав-
кою металла is момент перехода тока через
нуль и практическое отсутствие другой тазо-
вой ионизируемой среды обеспечивает чрез-
вычайно высокую скороеть восстановления
электрической прочности. Полому практи-
чески при любых неаварийных нагрузках ду-
та гаснет при первом переходе тока через
нуль, притом, что особенно существенно,
1 В действительности на эту скорость оказы-
вает влияние некоторая (обычно небольшая) ин-
дхктивность коммутируемой ступени. Фирмы,
выпускающие резисторные персютючаюшие уст-
ройства, требуют от заказчиков указывать на-
ибольшую величину этой индуктивности.
68
Регулирование напряжения
Глава 3
как в резисторных, так и в реакторных пе-
реключающих устройствах.
Применяя вакуумные дугогасительные
камеры (ВДК), следует иметь в виду, что из-
за очень быстрого восстановления электри-
ческой прочности дугового промежутка в
них может происходить преждевременный
разрыв тока до его перехода через нуль — так
называемый срез тока, что может приводить
к перенапряжениям1.
Ранее применялись ВДК с достаточно
высокими (до нескольких ампер) и даже не-
нормированными токами среза. Однако и
в этих случаях зашита от перенапряжений
не представляет особых трудностей. В ре-
зисторных устройствах для этой цели при-
менялись конденсаторы, а в реакторных —
нелинейные резисторы (варисторы). В насто-
ящее время выпускаются ВДК с пониженны-
ми, притом обязательно нормируемыми то-
ками среза, что облегчает защиту, а в ряде
случаев позволяет от нее отказаться.
5.3. Электрические приводные
механизмы переключающих устройств
Электрические приводные механизмы
состоят из электродвигателя, системы уп-
равления, сигнализации и защиты и систе-
мы механической передачи (редуктора).
В настоящее время применяются исклю-
чительно асинхронные электродвигатели с
короткозамкнутым ротором общепромыш-
ленного назначения.
Система управления должна обеспечи-
вать выполнение следующих функций и тре-
бований.
— Включение электролита геля в задан-
ном направлении его вращения при помощи
внешнею командного аппарат или уст-
ройства автоматики. Для эгой цели исполь-
зуются магнитные пусюнели, обеспечиваю-
щие пуск и реверс.
— Осуществление переключения на не-
обходимое количество положений и точной
остановки на любом нормальном положе-
нии. Степень ючносш остановки определя-
ется требованиями надежности рабош уст-
ройства. Для досiaiочно iочной остановки
часто применяются специальные методы
торможения элекфодвикнеля, например,
динамическое торможение путем подачи на
01 ключейный двиыпель постоянною напря-
жения от вспомогательного исючника или
путем закорачивания его обмоток. Реже
1 Проблема эта возникает, конечно, не только
в УРПН, но и в сетевых вакуумных выключателях.
применяется способ торможения путем под-
ключения конденсаторов.
— Предотвращение захода привода за
крайние положения. Применяется и элект-
рическая и механическая блокировки.
— Обеспечение безостановочного про-
хода «мертвых ступеней» (см. 3.4.1).
— Обеспечение доведения привода до
нормального положения после перерыва и
последующего восстановления питания.
— При необходимости синхронной ра-
боты нескольких приводов, например, при
наличии более одного переключающего ус-
тройства на одном трансформаторе или при
параллельной работе трансформаторов, долж-
но быть обеспечено согласование работы
приводов по положениям.
Система сигнализации должна обеспе-
чивать следующие функции.
— Сигнализацию о нахождении привода
в нормальном положении.
— Сигнализацию о нахождении привода
в состоянии переключения.
— Указание номера положения пере-
ключающего устройства.
Приводные механизмы переключающих
устройств электропечных трансформаторов
часто снабжаются также специальными кон-
тактными или бесконтактными устройства-
ми для обеспечения требований автоматики
управления режимами печи.
Должен иметься указатель положения
как на самом приводе, тек и на пульте
управления переключающим устройством.
Для местного указания положения применя-
ется механический указатель, а для дистан-
ционного — синхронная передача учла пово-
рот при помощи сельсинов или при помощи
системы «реостатный датчик—логометр».
Система защиты должна обеспечивать
— защиту от перегрузки электродвтате-
ля при аварийном возрастании крутящего
момента;
— защиту от KopoiKnx замыканий в
электрической схеме самого привода;
— защиту от переключений при аварий-
ной перегрузке или коротком замыкании
трансформатора;
— защту от переключения под нагруз-
кой моторных приводов устройств ПБВ,
а также, в случае необходимости, от пере-
ключения под нагрузкой отдельных ступеней
устройств РПН, если они должны переклю-
чаться только в отключенном состоянии2.
2 Например, переключение из схемы «звезда»
на схему «треугольник» или при других пере-
ключениях диапазона, иногда применяемых в уст-
ройствах РПН электропечных трансформаторов.
§5
Типы и элементы конструкции устройств РПП
69
Система механической передачи враще-
ния от вала электродвигателя к выходному
валу привода (редуктор) должна обеспечи-
вать требуемую скорость вращения этого ва-
ла. Применяются как зубчатые, так и чер-
вячные передачи.
Условно различают тихоходные и быс-
троходные приводные механизмы. В пер-
вых из них одному переключению устройс-
тва соответствует один оборот приводною
механизма или даже 1/2 оборота (при ис-
пользовании положения «мост») переклю-
чающего устройства. В эюм случае время
одного переключения составляет обычно
около 1,5 или 3 с. В быстроходных привод-
ных механизмах на одно переключение ус-
тройства происходит несколько оборотов
вала (например, 33), а время переключения
оставляет 5—8 с.
Предусматривается также управле-
ние приводом при помощи рукояти при
проведении испытаний и наладочных
работ.
Оболочка (кожух) приводного механиз-
ма должен обеспечивать степень защиты от
влаги, пыли и случайного соприкосновения
персонала с вращающимися и находящими-
ся под напряжением частями.
5.4. Компоновка переключающих
устройств на трансформаторе
Переключающие устройства резистор-
ного типа обычно состоит из двух конструк-
тивных узлов — механизма переключения
и приводного механизма.
Механизм переключения — это избира-
тель с предызбирагелем и контактор, выпол-
ненные как единая уоановочная единица.
Наиболее распространена так называемая
погружная конструкция устройства РПН.
Компоновка такого устройства показана на
рис. 3.13, а. Аналогично устанавливаются на
трансформатор избиращди под нагрузкой
как реакторного, так и резисторного типа.
Механизм переключения размещается в ос-
новном баке трансформатора или (реже) в
отдельном отсеке. Масло в баке контактора
отделено от масляного объема трансфор-
а)
Рис. 3.13. Схемы компоновки устройств РПН:
а — резисторного; б — реакторного. 1 — контактор, 2 — головка контактора, 3 — избиратель, 4 — внут-
ренний вертикальный вал, 5— приводной механизм, 6— наружный вертикальный вал, 7 — горизонталь-
ный вал, 8 — стенка бака, 9 — коническая передача, 10 — сальник.
70
Регулирование напряжения
Глава 3
матора. Конструкция должна обеспечивать
возможность выемки контактора и замены
масла в нем без слива масла из бака транс-
форматора. Масляный объем контактора со-
единен с отдельным отеком расширителя
трансформатора и снабжается защитой от
аварийных режимов (тазовое реле, реле дав-
ления или защитная мембрана).
В реакторных устройствах РПН избира-
тель и контактор являются обычно отдельны-
ми сборочными единицами и устанавливаю-
тся на трансформатор отдельно. Типичная
компоновка шкого устройства показана на
рис. 3.13, б.
6. Автоматический контроль
напряжения на трансформаторах
Для осуществления в полном объеме
функций регулирования напряжений в элек-
трических сетях устройства РПН должны
снабжаться устройствами автоматического
контроля и регулирования напряжения.
Структурная схема автоматического ре-
гулирования напряжения в трансформа-
торах электрических сетей изображена на
рис. 3.14.
Напряжение и ток на выходе регулируе-
мого трансформатора РТ через измеритель-
ные трансформаторы напряжения (TH) и то-
ка (ТТ) подаются на входы автоматического
регулятора. Устройство токовой компенсации
ТК вырабатывает напряжение, пропорцио-
нальное току нагрузки трансформатора, ко-
торое суммируется с напряжением, полу-
ченным с трансформатора напряжения на
входе измерительного органа ИО. В послед-
нем осуществляется сравнение суммарного
сигнала с некоторыми опорными напряже-
ниями, называемыми напряжениями устав-
ки. Эти напряжение устанавливаются при
Рис. 3.14. Структурная схема автоматического
регулирования напряжения.
помощи регулятора уставок РУ. Если значе-
ние напряжения на входе измерительного
органа меньше меньшего напряжения устав-
ки, появляется управляющий сигнал «при-
бавить» на выходе 1 измерительного органа.
Если же это значение больше большего на-
пряжения уставки, появляется управляю-
щий сигнал «убавить» на выходе 2 измери-
тельного органа. Разность между большим и
меньшим напряжением уставки называется
зоной нечувствительности ршулятора и обыч-
но выражается в процентах от одной из ус-
тавок. Каждый из управляющих сигналов
усиливается усилительными органами (У)
и через органы выдержки времени (В) пос-
тупает на исполнительные органы (И). Пос-
ледние обычно представляют собой просто
электрома!нитные реле. Их контакты вклю-
чают приводной механизм (ПМ) устройства
РПН, и последнее переключается в сторону
повышения или в сторону понижения на-
пряжения.
Наличие токовой компенсации позволя-
ет не просто стабилизировать напряжение
на выходе трансформатора, но также повы-
шав его при увеличении нагрузки или по-
нижать при ее уменьшении, осуществляя,
таким образом, встречное регулирование.
Наличие зоны нечувствительности и вы-
держки времени предотвращает слишком
частые переключения устройства. Для полу-
чения устойчивого регулирования зона не-
чувствительности ни в косм случае не долж-
на быть меньше ступени регулирования и
обычно выбирается в пределах 120—140%
ступени. При больших значениях нечувс-
твительности снижается частота срабатыва-
ния устройства, однако, уже при нечувстви-
тельности более 200% сiуцени регулирова-
ние малоэффективно.
Выдержка времени обычно репетируется
в пределах от 1 до 3—5 мин. и устанавлива-
ется на основании расчетов оптимально!о
регулирования в сети или опытным путем.
7. Особенности испытаний
и эксплуатации регулируемых
трансформаторов
7Л* Испытания регулируемых
трансформаторов и переключающих
устройств
Испытания регулируемого трансформа-
тора в целом производится таким же образом,
как и испытания трансформаторов без регу-
лирования со следующими дополнениями:
§7
Особенности испытании и эксплуатации регулируемых трансформаторов
71
а) Проверка коэффициента трансформа-
ции и измерение сопрогивления обмоток, в
которые встроено регулирование, на всех
положениях переключающего устройства.
б) Снятие угловых диафамм переключа-
ющих устройств на трансформаторах.
Сами переключающие устройства на
трансформаторных предприятиях, изготов-
ляющих такие усфойства для своих нужд и
на специализированных предприятях, из-
ютовляющих переключающие устройства,
подвергаются следующим испытаниям:
а) Приемо-сдаточные испытания уст-
ройств ПБВ и РПН.
— Испьиания электрической прочности
изоляции, проверка контактных нажатий,
электрических сопроттечений токоведущего
контура и крутящих моментов на валу, ис-
пытания приводных механизмов.
б) Приемо-сдаточные испытания уст-
ройств РПН.
— Снятие угловых диаграмм избирагсля
и контактора, снятие временных диаграмм
быстродействующею контактора, снятие уг-
ловых диаграмм устройств в сборе.
в) Приемочные, типовые и периодичес-
кие испытания устройс1в ПБВ и РПН.
— Испытания на нагрев кошактов при
рабочих токах.
— Испьиания на устойчивость к токам
короткого замыкания.
— Испытания на механическую изно-
состойкость.
г) Приемочные, типовые и периодичес-
кие испьиания ycipoiiciB РПН.
— Испьиания контакторов на о источа-
ющую способность.
— Испьиания контакторов на элекфи-
ческую износосloiiкость.
Технические фебования к усфойствам
ПБВ и РПН определяю1ся 1ехническими
условиями и тандартами на конкретые
устройства и их серии. Общие требования
к меюлике иеныlannii определякмея Пуб-
ликацией МЭК 60214-1 — Переключшели
отетлении и национальными снандарщми,
в юм числе oiencciвенным сгандарюм
ГОСТ 8008-79.
7.2. Общие вопросы
эксплуатации и контроль износа
переключающих устройств
Наличие переключающего устройств
на трансформаторе, безусловно, фебуег по-
вышенною внимания при его эксплуатации.
хо!я до сих нор широко распространенная
в энерютических системах «боязнь пере-
ключений» в большинстве случаев является
необоснованной. Эго подтверждается, на-
пример, опытом эксплуатации электропеч-
ных трансформаторов с весьма интенсив-
ным использованием переключающих уст-
рой ст в.
Для предотвращения возможного в не-
которых случаях ухудшения сосюяния кон-
тактов устройств ПБВ. рекомендуется время
от времени производить их переключение,
даже если эго не вызвано необходимостью.
Для трансформаюров РПН такой проблемы
возникать не должно, если такой трансфор-
матор работает без переключения, значит,
ею установка в данном месле cent являеюя
просто излишеством.
Заводские инструкции отечественных
предприятий предписывают производить
ревизию контакторов устройств РПН после
20 000 переключений, что вызывается необ-
ходимостью осмотра контактов и замены
трансформаторного масла. Такое число пе-
реключений признается рядом организаций
недостаточным и подлежит пересмотру. Не-
обходимое ib смены контактов в таких слу-
чаях обычно нс возникает.
Не следует смешивать сроки ревизии со
сроками с предельными сроками замены
кошактов. Эю следуе! иметь в виду, рас-
сматривая проспекты фирм, рекламирую-
щих срок службы до 300—500 тыс. перек-
лючений. В эксплуатационных инсфукпиях
тех же фирм указываются значительно более
скромные сроки ревизии (20—35 тыс. пере-
ключений).
Можно определенно утверждать, чю для
силовых трансформаюров общего назначе-
ния достаточное в подавляющем числе слу-
чаев число переключений устройства РПН
в cyiKH не превышает 10—20. Практически
даже 1акис показаюли использования до-
сип аююя не всегда, поэюму проблем заме-
ны кошактов для шких iрансформаторов
обычно нс возникаем
Иное дело промышленные установки,
например дуювыс электрические печи, на
коюрых по условиям технолоит произволе-
1ва возможна зпачшельно большая часюта
переключений (до 50—200 в течение суток).
В лих случаях необходимы более высокие
требования к надежност и износостойкос-
1и контактов.
При ок'утствии специальных указаний
о допустимых пределах износа дуюгаси-
тельных кошактов кошакгоров последние
следует считаю рабоюспособными, если
значения углов на угловых дшпраммах и
времен на временных дшпраммах находятся
в допусшмых пределах, и ни в одной точке
72
Регулирование напряжения
Глава 3
поверхности контакта не наблюдается пол-
ного износа металлокерамики. Не допуска-
ется отслаивание металлокерамики от мед-
ного основания и выплавления слоя при-
поя.
Ухудшение качества масла в контакторе,
требующее ею замены, наступает значитель-
но быстрее, чем износ контактов, однако
критерием необходимости такой замены яв-
ляется не изменение прозрачности масла,
а исключительно снижение его электриче-
ской прочности ниже пределов, указанных
в эксплуатационной документации. При за-
мене масла бак кон гак юра должен бьнь очи-
щен от грязи и промыт чистым сухим маслом.
Эксплуатация трансформаторов с РПН
требует повышенного внимания к состоя-
нию масла в баке самого трансформатора,
в частности к iазосодержанию ввиду воз-
можности повышенного нагрева контактов
и искрения в избирателе вследствие ослаб-
ления контактного нажатия.
8. Обзор современного состояния
и перспективы развития
переключающих устройств
трансформаторов
8.1. Производство переключающих
устройств в Российской Федерации
и в странах СНГ
В РФ и в странах СНГ переключающие
устройства изготовляются на трансформатор-
ных заводах. Основные центры производства
переключающих устройств следующие.
а) Московский Электрозавод — уст-
ройства ПБВ для трансформаторов общею
назначения, устройства ПБВ с электропри-
водом для электропечных трансформато-
ров, реакторные устройства РПН главным
образом для электропечных трансформато-
ров малой и средней мощное!и класса на-
пряжения до 35 кВ включительно, в юм
числе с гашением электрической дут в ва-
кууме.
б) Минский Электрозавод — >ci роист ва
ПБВ в основном для трансформаторов мощ-
ностью до 1000 кВ • А включительно.
в) Запорожский трансформаторный за-
вод — устройства ПБВ для трансформаторов
общего назначения, резисторные устройства
РПН для мощных силовых трансформато-
ров класса напряжения до 220 кВ. Разрабо-
тано переключающее устройство с тирис-
торной коммутацией.
г) Завод Уралэлектротяжмаш (Екате-
ринбург) — резисторные переключающие
устройства РПН для специальных транс-
форматоров с гашением электрической дуги
в вакууме.
Переключающие устройства произво-
дятся также на Тольятинском Электрозаводе
и на Биробиджанском трансформаторном
заводе (гл. образом ПБВ).
8.2. Производство переключающих
устройств в других странах
Основные центры производства пере-
ключающих устройств:
а) Специализированная фирма по про-
изводству переключающих устройств Mas-
chinenfabrik Reinhausen (ФРГ, Регенсбург) —
устройства ПБВ, резисторные переключаю-
щие устройства РПН для мощных сило-
вых трансформаторов класса напряжения
до 245 кВ. Начат выпуск резисторных пере-
ключающих устройств класса напряжения
до 76 кВ на токи 250—600 А с гашением дуги
в вакууме (тип V V) [8].
На дочернем предприятии, принадле-
жавшем ранее фирме Westinnghaus (США),
изготовляются реакторные переключающие
устройства с гашением дуги в вакууме.
б) Фирмы Ellin (Австрия) и АВВ (Шве-
ция) — резисторные переключающие уст-
ройства приблизительно на те же парамет-
ры, что и фирма Reinhausen.
в) Фирма Hyuindai Елпром-Энерго (Бол-
гария — Южная Корея) — устройства ПБВ,
резнеюрные устройства РПН для силовых
трансформаторов класса напряжения до
220 кВ. Разработаны модификации таких ус-
тройсгв с гашением дуги в вакууме и с при-
менением тиристоров [6].
8.3. Перспективы развития
переключающих устройств
Устройства ПБВ будут развиваться, в ос-
новном, в направлении появления новых
модификаций таких устройств с электро-
приводом с увеличенным числом ступеней
и совершенствования изоляционных конс-
трукций, в особенности в связи с расшире-
нием применения этих устройств в электро-
печных трансформаторах (в ряде случаев
вместо РПН).
Что касается устройств РПН, то пред-
ставляется перспективным более широкое
внедрение вакуумных дугогасительных ка-
мер в качестве коммутирующих элементов
контакторов. Основная цель — сблизить ве-
§9
Термины, относящиеся к устройствам переключения ответвлений трансформаторов
73
личины электрического и механическою
ресурса устройств и полностью избавиться
от необходимости замены масла в контакто-
ре. Фирма Reinhausen для своего нового ус-
тройства V V называет одинаковую величи-
ну (800 тыс. переключений) и для того, и
для другого и указывает срок ревизии уст-
ройства 15 лет при сроке службы трансфор-
матора 40 лег.
Применение гашения дуги в вакууме в ус-
тройствах РПН для электропечных трансфор-
маторов является, по-видимому, единствен-
ной возможностью использования опреде-
ленных преимуществ реакторных устройств
(более простая конструкция и технология, ис-
пользование положения «мост» в качестве
нормального положения и т. д.). Положи-
тельный опыт применения таких устройств
в промышленных установках стран СНГ
(например, для рудно-термических печей
и электролизных установок) доказывает пер-
спективность этою направления.
В перспективе вполне реальна возмож-
ность вытеснения устройств с гашением ду-
1и в масле устройствами с вакуумным дуго-
1ашением (в первую очередь для реакюр-
ных, а затем и для резисторных устройств).
Для элегазовых трансформаторов с РПН
применение гашения дуги в вакууме пока
является единственной реальной возмож-
ностью, поскольку устройства с гашением
ду1 и в эле1азе пока не разработаны.
Применение бездуговой (тиристорной)
коммутации не исключается, но вряд ли по-
лучит широкое применение, главным обра-
зом в связи с трудностью совмещения с ме-
ханической частью устройств РПН, а также
отсутствием приборов с достаточно боль-
шими токами и напряжениями. Из-за этою
на мощных устройствах приходится приме-
нять последовательное и параллельное со-
единение тиристоров, что уменьшает на-
дежность и увеличивает габариты.
9. Термины и определения,
относящиеся к устройствам
переключения ответвлений
трансформаторов
(переключающим устройствам)
9.1. Общая часть
Термины и определения, приведенные
в настоящем разделе, применяются в оте-
чественной и международной практике и со-
держатся в документе 60214 МЭК [7]. При-
ведены не все термины из этого документа,
а только основные, важные для текста на-
стоящего раздела1, и несколько изменен их
порядок.
На первом месте стоит русский эквива-
лент, передающий смысл английского тер-
мина, указанного в скобках, но не всегда яв-
ляющийся его буквальным переводом. В не-
которых случаях дается равноправный и
часто более ynoiребительный вариант русс-
кого термина.
9.2. Устройство переключения без
возбуждения (Off-circuit tap-
changer)
Вариант: Устройство ПБВ.
Устройство для переключения ответвле-
ний обмотки невозбужденного и полностью
отключенного от сети трансформатора.
9.3. Устройство переключения под
нагрузкой (On-load tap-changer)
Варианты: Устройство регулирования
под нафузкой. Устройство РПН. УРПН.
9.4. Избиратель (Тар selector)
Устройство, предназначенное для рабо-
ты под током, но не для его включения или
отключения, используемое совместно с кон-
тактором для выбора ответвлений обмотки.
9.5. Контактор (Diverter switch)
Коммутирующее усфойство, используе-
мое совместно с избирателем для работ ы под
током и для включения и отключения этого
тока при выборе oiветвлений.
Данное определение, по мнению автора,
является более правильным, чем точный пе-
ревод английского определения.
9.6. Избиратель под нагрузкой
(Selector switch)
Коммутирующее устройство, предназна-
ченное для работы под током и для его
включения или отключения, объединяющее
функции избирателя и контактора.
! Например, нс приведены термины, относя-
щиеся к испытаниям, так как они не соответству-
ют отечественным стандартам.
74
Регулирование напряжения
Глава 3
9.7. Предызбиратель
грубого регулирования
(Coarse change-over selector)
Дополнительный избиратель, служащий
для подключения регулировочной обмотки
к обмотке грубого регулирования или к глав-
ной обмотке или ее части.
9.8. Реверсор
(Reversing change-over selector)
Вспомогательный избиратель, служа-
щий для изменения направления подключе-
ния регулировочной обмотки к главной об-
мотке.
Общий вариант для терминов 3.9.7 и
3.9.8: Предызбиратель (Change-over selector).
Применяется к конструктивному узлу, кото-
рый может в зависимости от схемы транс-
форматора выполнять любую из указанных
функций, а также использоваться для пере-
ключения со схемы «звезда» на схему «треу-
гольник».
Определение этого термина в документе
МЭК нельзя считать удачным.
9.9. Токоограничивающий элемент
(Transition impedance)
Резистор или реактор, состоящий из од-
ной или более единиц, и предназначенный
для соединения ответвления регулировоч-
ной обмотки, соответствующему положе-
нию устройства перед переключением, со
следующим ее ответвлением для передачи
нагрузки с одного ответвления на другое без
перерыва или заметного изменения нагру-
зочного тока, а также для ограничения цир-
кулирующего тока во время указанного со-
единения.
9.10. Приводной механизм
(Drive mechanism)
Средство для приведения в действие пе-
реключающего устройства ПБВ или РПН.
В такой формулировке можег быть отне-
сен как к ручному приводу, гак и к электро-
приводу, поэтому предпочтигельны отде-
льные термины для этих понятий.
9.11. Контактный узел
(Set of contacts)
Пара из индивидуальных неподвижного
и подвижного контактов (контакт-деталей)
или совокупность таких пар, действующих
практически одновременно.
Следующие три термина относятся толь-
ко к резисторным устройствам РПН.
9.12. Главные контакты контактора
и избирателя под нагрузкой
(Diverter switch and selector switch
main contacts)
Контактные узлы, проводящие ток на-
грузки, не имеющие последовательно вклю-
ченных токоограничивающих резисторов и
не коммутирующие ток.
9.13. Главные дугогасительные
контакты контактора и избирателя
под нагрузкой (Diverter switch and
selector switch main switcing contacts)
Контактные узлы, не имеющие последо-
вательно включенных токоограничивающих
резисторов и включающие и выключающие
ток.
9.14. Резисторные дугогасительные
контакты контактора и избирателя
под нагрузкой (Diverter switch and
selector switch transition contacts)
Контактные узлы, включенные после-
довательно с токоограничивающими резис-
торами и включающие и выключающие ток.
Для контактов реакторных переключаю-
щих устройств применяются термины глав-
ные контакты и дугогасительные контакты
соответственно для контактов, не коммути-
рующих ток, и контактов, включающих и
выключающих его. Соответствующие анг-
лийские термины документа МЭК: By-pass
contacts и Transfer contacts, менее удачны, но
должны учитываться при переводе.
9.15. Циркулирующий ток
(Circulating current)
Та часть тока, которая протекает через
токоог раничивающий элемент в течение
времени, когда два ответвления регулиро-
вочной обмогки соединены между собой.
Для резисторных устройств такое соедине-
ние является кратковременным, а для реак-
торных оно может быть и длительным. Цир-
кулирующий ток зависит от напряжения
коммутируемой ступени.
§9
Термины, относящиеся к устройствам переключения ответвлений трансформаторов
75
9.16. Коммутируемый ток
(Switched current)
Ток, отключаемый или включаемый во
время операции переключения каждым ду-
гогасительным контактным узлом (в доку-
менте МЭК приведено более прост ранное
определение, однако оно, как, впрочем, и
данное краткое является тавтологией). Вы-
деление данного термина, по-видимому, во-
обще излишне.
9.17. Возвращающееся напряжение
(Recovery voltage)
Напряжение промышленной частоты,
которое возникает между контактами дуго-
гаситсльных контактных узлов контактора
или избирателя под нагрузкой непосред-
ственно после разрыва коммутируемого
тока.
Аналогичный термин применяется для
других коммутационных аппаратов. Тер-
мин «востанавливающееся напряжение» от-
носился к мгновенному значению напря-
жения между контактами, включающему
также составляющую переходного процес-
са и не должен применяться в указанном
смысле.
9.18. Операция
переключения ответвлений
(Tap-changc operation)
Полная (от начала до завершения) пос-
ледовательность операций перевода сквоз-
ного тока с одного ответвления регулиро-
вочной обмотки на следующее.
9.19. Цикл переключения
(Cycle of operation)
Перемещение переключающего устрой-
ства от одного конца диапазона до другого и
возврат его в первоначальное положение.
9.20. Уровень изоляции
(Insulation level)
Установленные значения испытатель-
ных напряжений грозового импульса и
промышленной частоты по отношению
к земле, а там, где это требуется, между
фазами и между другими изолированными
частями.
9.21. Номинальный сквозной ток
(Rated through-current)
Ток, протекающий через переключаю-
щее устройство и внешние цепи, который
это устройство способно переключать с од-
ного ответвления на другое при установлен-
ной величине напряжения ступени и кото-
рое оно может пропускать длительно при
соблюдении условий настоящего стандарта.
В отечественной практике нормируется
обычно максимально допустимое значение
номинального тока.
9.22. Номинальное напряжение
ступени (Rated step voltage)
Для каждого значения номинального
сквозного тока, наибольшее напряжение
между ответвлениями, которое допустимо для
применения устройства на трансформаторе.
В документации по устройствам РПН
часто приводятся графики зависимости
между значениями двух последних величин.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 3
1. Баркан Я. Д. Эксплуатация электри-
ческих систем. — М. Высшая школа, 1990.
304 с.
2. Веников В. А., Идельчик В. И., Лисе-
ев М. С. Ре1улирование напряжения в элек-
троэнергетических системах. — М. Энерго-
атом и здат, 1985. 214 с.
3. Порудоминский В. В. Трансформа-
торное и реакторное оборудование для регу-
лирования напряжения и реактивной мощ-
ности. Итоги науки и техники, серия «Элек-
трические машины и трансформаторы»,
том 6. - М. ВИНИТИ, 1984. 96 с.
4. Аншин В. III., Крайз А. Г., Мейк-
сон В. Г. Трансформаторы для промышлен-
ных электропечей. — М. Энергоиздат, 1982.
296 с.
5. Порудоминский В. В. Устройства пе-
реключения трансформаторов под нагруз-
кой. -- М. Энергия, 1974. 288 с.
6. Драгомиров Т., Ячев И. Електричсски
апарати за високо напрежение. — София,
ИК «ICON», 1994. 268 с.
7. IEC 60214-1 Tap-changers. Публика-
ция МЭК.
8. Axel Kramer. On-Load Tap-Changers
for Power Transformers. Operation Principles,
Applications and Selection. Mashinenfabrik
Reinhausen Gmbh Publication, Regensburg,
2000, BRD, 232 s.
76
Снижение потерь. Капитализация потерь
Глава 4
Глава четвертая
СНИЖЕНИЕ ПОТЕРЬ. КАПИТАЛИЗАЦИЯ ПОТЕРЬ
1. Введение
До 60-х годов при проектировании
трансформаторов стремились удовлетворить
требованиям спецификации при минималь-
ной стоимости трансформатора. Для боль-
ших трансформаторов главным было ог-
раничение массы и габаритных размеров
до значений, определяемых транспортными
ограничениями. При этом стремились уве-
личить плотность магнитного потока в сер-
дечнике, требуя от изготовителей элект-
ротехнической стали изготовления стали,
позволяющей работу трансформатора при
высокой индукции с минимальным увеличе-
нием потерь и уровня шума.
В конце 60-х годов потребители элект-
рической энергии осознали важность пол-
ной стоимости трансформатора и начали
включать капитализированную стоимость
потерь в тендерную оценку предложений из-
готовителей трансформаторов. Однако сто-
имость потерь была относительно низкой,
и поэтому не было и категорического требо-
вания изготавливать оборудование, имею-
щее очень низкие потери.
В течение 70-х годов стоимость нефти
увеличилась примерно на порядок, что при-
вело к увеличению стоимости других видов
топлива и энергии. Соответственно увеличи-
лась и капитализированная стоимость потерь.
С тех пор стоимость энергии, а также ка-
питализированная стоимость потерь про-
должали возрастать. Нет оснований пола-
гать, что может существенно уменьшиться
их стоимость в будущем.
Поэтому объективно требуется при про-
ектировании достичь наименьших потерь.
2. Снижение потерь
2.1. Потери в трансформаторах
При работе трансформа гора имеют мес-
то потери, которые состоят из поiерь холос-
того хода, возникающих вследствие пере-
магничивания актвной стали сердечника, и
нагрузочных потерь1, представляющих со-
бой сумму потерь в меди обмоток и допол-
1 В литературе обычно не делается различия
между терминами «нагрузочные потери» и «поте-
ри короткого замыкания», что не приводит к су-
щественным недоразумениям.
ни тельных потерь в стенках бака и других
металлических частях, вызываемых потоком
рассеяния.
Повышение стоимости энергии стимули-
ровало снижение как потерь холостого хода,
так и нафузочных потерь, последних особен-
но в генераторных и других трансформаторах,
имеющих высокий коэффициент нагрузки. За
последние 30 лет потери в трансформаторах
снижены в среднем на 50%.
2.2. Потери холостого хода
[1, 2, 5, 6]
В 50-х годах применявшаяся ранее горя-
чекатаная сталь была заменена холоднока-
таной сталью, имеющей ориентированную
структуру зерен (доменов). Холоднокатаная
сталь имеет высокую магнитную проницае-
мость и низкие потери при магнитном по-
юке в продольном направлении, т. е. в на-
правлении проката. В течение последних
30 лс1 произошло значительное улучшение
харак 1 ерис 1 и к холоднокатаной стали, кото-
рое было ciимулировано росiом капитали-
зированной стоимости noiepb.
При возрастании каптализированной
стоимости нагрузочных потерь целесообраз-
но повышать индукцию, чтобы уменьшить
число витков обмотки и тем самым нагрузоч-
ные потери. Поэтому потребовалось созда-
ние стали, способной работал ь в трансформа-
торах при относительно высоких значениях
индукции при низких удельных потерях.
Снижение потерь холостого хода про-
изошло благодаря трем факторам:
— применению улучшенных марок стали;
— усовершенствованию технологии из-
готовления магнитной системы и, особенно,
раскроя стали;
— усовершенствованию конструкции
сердечника, и, прежде всего, стыков листов
спит.
С момента появления на рынке транс-
форматорной стали с ориентированной
структурой зерен ее качество постоянно улуч-
шается и достгло впечатляющих результатов.
Улучшение характеристик стали проис-
ходило за счет:
— улучшения ориентации доменов;
— уменьшения толщины листов;
— очищения доменов с помощью обра-
ботки лазером поверхности листов.
§2
Снижение потерь
77
Рис. 4.1. Потери в стали при напряжении 50 Гц:
/ — обычная сталь (толщина листа 0,3 мм): 2 --
сталь марки Hi-В (толщина листа 0,23 мм); 4 —
сталь марки Hi-B, обработанная лазером, (толщина
листа 0,23 мм); 5 — аморфная сталь (0,13 мм) J1J-
В настоящее время имеется сталь тол-
щиной 0,27 и 0,23 мм для промышленною
применения.
Небольшое количество с!али толщиной
0,18 и 0,15 мм было изготовлено для опьи-
ного применения.
Улучшение ориентации и очищение до-
менов не влияют на технологию из1 отопле-
ния трансформаторов, тогда как уменьше-
ние юлщины листов стали приводит к уве-
личению количества листов ма1 ниюпровода
и к повышению механической чувствитель-
ности маюриала.
Очевидно, чю уменьшение потерь в ста-
ли связано с увеличением трудоемкости
сборки и повышению стоимости материала
Что касается уровня шума, то ею умень-
шение, вызванное применением улучшен-
ных материалов, незначительно по сравне-
нию с уменьшением потерь. Применение
марки Hi-B с толщиной листа 0,27 мм, об-
работанной лазером, уменьшило потери но
некоторым данным на 30%, тогда как ре-
зультаты измерения уровня шума менялись
oi уменьшения на ЗдБ до увеличения на 5дБ.
Сегодня на рынке имеется сталь с удель-
ными потерями 1,05 В т/кг при толщине
0,3 мм, 1,00 Вт/кг при толщине 0,27 мм
и индукции 1,7 Тл.
Около 50 % потерь в стали составляют
потери на вихревые токи, и 50% — на гисте-
резис. Поэтому изготовители стали стремятся
уменьшить толщину листов. Можно ожидать,
что сталь с толщиной 0,15 мм может иметь
удельные потери порядка 0,7 Вт/кг при той
же индукции.
Изготовители стали предлагают широ-
кий выбор стали с различными характери-
стиками, и изготовитель трансформаторов
может выбрать сталь в зависимости от конс-
трукции трансформатора и требуемых его
характеристик.
На рис. 4.1 приведены сравнительные
характеристики некоторых марок стали.
2.3. Аморфная сталь
Имеется определенное соперничество
между двумя путями развития:
а) применение обычной углеродистой
стали с улучшенной ориентацией и контро-
лируемым размером зерен и с уменьшенной
толщиной листов;
б) использованием ленты из аморфной
С1ТЪЧИ.
Применение аморфной стали требует
новых идей при проектировании и в техно-
лоти, чтобы полностью использовать ее
н ре и му шест ва.
Аморфный материал получают методом
быстрою охлаждения в форме очень тонкой
лешы толщиной не более 0,02—0,03 мм. Не-
смофя на значительно сниженные потери,
непохоже, чю аморфная сталь заменит пов-
семестно обычную углеродистую сталь в
фансформагорах. Главными недосшгками
аморфной стали являеюя низкое значение
насыщающей индукции, малое значение ко-
эффициенш использования и сравнитель-
но большая ма1 нитосгрикция. Кроме того
хрупкость, необходимость отжига в магнит-
ном ноле, механическая чувствительность и
высокая стоимость также будут препятство-
вать ее широкому применению, по крайней
мере в шихюванных магнитопроводах.
Тем не менее, сущеензует возможность
применения аморфной с ниш в однофазных
распредели!ельных трансформаторах с на-
моишными магнитонроводами. Это может
оказаться целесообразным при больших
значениях капитализации потерь.
Успешные работы но склеиванию ком-
паундом нескольких слоев стальной ленты
до толщины 0,15 мм могут открыть возмож-
ность для использования аморфной стали
и в шихтованных магнитопроводах. Пос-
кольку потери в этой стали почти не зависят
78
Снижение потерь. Капитализация потерь
Глава 4
от направления намагничивания, соедине-
ния (стыки) можно выполнять очень про-
стыми без увеличения потерь. По общему
мнению, в ближайшем будущем применение
аморфной стали будет ограничено распреде-
лительными трансформаторами при усло-
вии, что ее цена будет ниже 2,5 долларов за
кг, а стоимость потерь выше 2,5 тыс. долла-
ров за кВт.
2.4. Нагрузочные потери
В отличие от потерь холостого хода, сни-
жение нагрузочных потерь не сопровожда-
лось существенным улучшением материалов.
Нагрузочные потери состоят из основ-
ных потерь PR в проводе обмотки, добавоч-
ных потерь в проводе из-за вихревых токов
и поверхностного эффекта и добавочных по-
терь в стенках бака и металлических частях
конструкции.
2.4.1. Снижение потерь в проводе
Главным методом снижения нагрузоч-
ных потерь было уменьшение плотности то-
ка в проводе путем увеличения его сечения.
Однако это имело два отрицательных следс-
твия. Первое — увеличение пространства, за-
нимаемого обмотками, что увеличивало раз-
меры сердечника, а, следовательно его массу
и потери холостого хода. Во-вторых, увели-
чение сечения провода приводило к увели-
чению добавочных потерь в проводе, т. е.
потерь, вызванных вихревыми токами и по-
верхностным эффектом. Применение ком-
пактного провода, состоящего из большого
количества изолированных и транспониро-
ванных проводников с общей изоляцией,
частично сняло первый недостаток и в боль-
шой степени второй.
В настоящее время в больших трансфор-
маторах применяется транспонированный
провод, в котором число элементарных про-
водников может достигать 80. Провод может
иметь изоляцию с эпоксидной смолой, ко-
торая после полимеризации в процессе суш-
ки придает большую жесткость проводу, что
повышает прочность обмоток при воздейс-
твии токов короткого замыкания.
2.4.2. Снижение добавочных потерь
Добавочные потери во внешних по от-
ношению к обмоткам металлических частях
вызваны потоком рассеяния, создаваемым
обмотками, который зависит от ампервит-
ков и конфигурации обмоток и не зависит от
плотности тока.
По мере снижения потерь в обмотках,
в нагрузочных потерях возрастает доля до-
бавочных потерь вне обмоток, особенно
в трансформаторах с большим значением
сопротивления короткого замыкания.
Ранее контроль поля рассеяния осу-
ществлялся прежде всего для того, чтобы из-
бежать недопустимого нагрева в отдельных
точках стенок бака и других металлических
частях, особенно в трансформаторах боль-
шой мощности или имеющих большое зна-
чение сопротивления короткого замыкания.
Сегодня такой контроль поля рассеяния
проводится также для снижения добавочных
потерь. Меры для снижения добавочных по-
терь заключаются в применении проводя-
щих экранов для отклонения магнитного
потока от защищаемой поверхности, или
электромагнитных шунтов, собирающих и
направляющих часть магнитного потока
в желаемом направлении.
Немагнитные электрически проводящие
экраны препятствуют проникновению пото-
ка рассеяния в магнитный материал, в кото-
ром могут индуцироваться высокие потери.
Преимуществом таких экранов является
их простота и возможность придания им не-
обходимой формы для защиты поверхностей
сложной конфигурации. Их недостаток за-
ключается в том, что в самом экране возни-
кают потери, которые должны быть оценены,
а сами экраны должны иметь охлаждение.
При этом должен быть контроль отклонен-
ного экраном потока рассеяния, который
может индуцировать потери в других деталях,
изготовленных из магнитного материала.
Электромагнитные шунты направляют
поток по путям, где могут быть только не-
большие потери, желательно по путям вне
стенок бака и других металлических частей.
Преимуществом магнитных шунтов, наби-
раемых из электротехнической стали, явля-
ется лучший контроль потока рассеяния и
потерь, создаваемых этим потоком. Недо-
статком является трудность придания шун-
там необходимой формы шт я защиты дета-
лей сложной конфигурации.
Кроме электромагнитных экранов с вы-
сокой электрической проводимостью и элек-
тромагнитных шунтов иногда практикуют
замену отдельных металлических частей
конструкции деталями, изготовленными из
изоляционных материалов, обладающих вы-
сокой механической прочностью.
Кроме того, некоторые детали конструк-
ции, расположенные в области сильного по-
ля, например, адаптеры вводов, могут изго-
тавливаться из немагнитных материалов,
имеющих значение относительной магнит-
§2
Снижение потерь
79
ной проницаемости ц от 1,1 до 1,8 и высокую
проводимость порядка 0,8—1,0 Ом • мм2/м.
Экранирование может несколько изме-
нить значение сопротивления короткого за-
мыкания (на десятые доли процента).
В трехстержневых трансформаторах, не
имеющих обмоток, соединенных в треуголь-
ник, сопротивление нулевой последователь-
ности в результате экранирования стенок
бака может измениться почти вдвое.
Опытные данные подтверждают эффек-
тивность применения экранов и шунтов для
снижения добавочных потерь и температуры
местных нагревов металлических частей.
По некоторым данным, лучший результат
дает экранирование стенок бака электромаг-
нитными шунтами, а металлических частей
вблизи отводов больших токов — электро-
магнитными проводящими экранами.
Для защиты ярмовых балок иногда при-
меняются электромагнитные шунты.
Такое экранирование может снизить до-
бавочные потери в защищаемых металли-
ческих частях более чем на 50%.
Однако всякое экранирование должно
сопровождаться контролем поля рассеяния,
т.к. при неправильной установке экранов
добавочные потери могут не только не умень-
шится, но и возрасти.
В настоящее время добавочные потери
могут составлять от 10 до 40% нагрузочных.
Можно полагать, что достигнутое в течение
последних десятилетий снижение нагрузоч-
ных потерь, как и потерь холостого хода, бы-
ло в большой степени стимулировано высо-
кой удельной капитализированной стоимос-
тью потерь.
2.4.3. Расчетное определение
потока рассеяния
В настоящее время применяются слож-
ные расчетные методы для определения маг-
нитного потока рассеяния. Такие расчеты,
например, с помощью метода конечных эле-
ментов, могут выполняться для двухмерного
поля, а в более сложных случаях — для трех-
мерного поля.
Основанные на этих методах компью-
терные программы позволяют определить
наиболее выгодное положение защитных ус-
тройств (экранов или шунтов), значение по-
терь, создаваемых потоком рассеяния и тем-
пературу в месте наибольших потерь.
На рис. 4.2. приведено распределение
потерь в стенке бака, вызванных полем рас-
сеяния в случае отсутствия и наличия за-
щитных элементов. Кривые получены рас-
Рис. 4.2. Кривые распределения плотности
потерь в стенке бака по высоте:
7 — без экранирования, 2 — с экранированием Ц].
четом на компьютере с помощью метода ко-
нечных элементов.
2.5. Измерение потерь
Измерению потерь должно уделяться
большое внимание. Точность измерения по-
терь важна для изготовителя трансформато-
ров, т. к. позволяет правильно оценить из-
менения, вносимые материалами и конс-
трукцией.
Для потребителя точность измерений
важна для правильной оценки полной капи-
тализированной стоимости и сопоставления
потерь.
2.5.1. Измерение потерь
холостого хода
Потери холостого хода зависят от значе-
ния напряжения, его частоты и формы. По-
тери холостого хода имеют две составляю-
щих — потери на гистерезис и потери, со-
здаваемые вихревыми токами.
Потери на гистерезис являются функци-
ей максимального значения индукции и за-
80
Снижение потерь. Капитализсщия потерь
Глава 4
висят от среднего значения приложенного
напряжения.
Потери от вихревых токов являются
функцией частоты и поэтому чувствительны
к гармоническому составу напряжения.
Более высокое значение коэффициента
мощности при измерении поз ерь холостого
хода позволяет получить более высокую точ-
ность, чем при измерении нагрузочных по-
терь. Однако имеются другие проблемы, ко-
торые необходимо учитывать:
— Измерительные трансформаторы и
ваттметры должны иметь соответствующие
частотные характеристики;
— Сопротивление источника испыта-
тельного напряжения должно быть доста-
точно мало для всех гармоник, чтобы иметь
минимальные искажения формы напряже-
ния, вызываемые несинусоидальным током
возбуждения трансформа г ора;
— Формула для приведения измеренных
потерь к синусоидальной форме предпола-
гает 50% потерь на гистерезис и 50 % потерь
на вихревые токи. Это допущение не явля-
ется достаточно верным для всех современ-
ных марок стали;
— Температура сердечника влияет на
значение потерь холостого хода, вызванных
вихревыми токами. Отклонения потерь хо-
лостого хода вследствие изменения темпера-
туры могут быть значигельными. Так, при
измерении потерь при 21 °C и при 50°C на
трансформаторе 50 МВ • А, 110/10,5 кВ было
отмечено снижение потерь с ростом темпе-
ратуры. При номинальной индукции 1,77 Тл
снижение составило 1,2%, а при индукции
1,6 Тл - 3,3% [1].
Не было отмечено какого-либо заметно-
го изменения потерь холостого хода в тече-
ние эксплуатации.
Следует также иметь в виду, что потери
холостого хода могут возрасти после им-
пульсных испытаний. Разница может со-
ставлять в среднем менее 4%. Причиной
этого могут быть пробои изоляции на торцах
листов вследствие наличия заусенцев. Из-
вестны случаи, когда прокопгролированное
отсутствие заусенцев позволило избежать
увеличения по г ерь после импульсных испы-
таний.
2.5.2. Измерение нагрузочных потерь
При низком значении коэффициенга
мощности погрешности измерительной схе-
мы, особенно измерительных трансформа-
торов и ваттметров, приводят к значитель-
ной ошибке измеренных потерь. Чем мень-
ше коэффициент мощности, тем больше
может быть и ошибка. Если при измерении
потерь коэффициент мощности составляет
0,01, ошибка в фазовом угле в одну минуту
(290 микрорадиан) вызывает ошибку в изме-
ряемой мощности 2,9%.
Точность измерения нагрузочных потерь
при коэффициенте мощности не менее 0,01,
равная 3 % считается приемлемой. Дальней-
шее повышение точности требует очень
больших вложений средств.
Тем не менее, некоторые фирмы сооб-
щают о точности 1 % при коэффициенте
мощности 0,01 и точности 0,5% при изме-
рении потерь холостого хода на трансфор-
маторах мощностью до 300 МВ-А.
3. Капитализация потерь
3.1. Полная стоимость
трансформатора и его оптимизация
Стоимость трансформатора с учетом
стоимости эксплуатации за весь срок служ-
бы состоит из следующих составляющих:
— цена трансформатора;
— стоимость монтажа на месте эксплуа-
тации;
— стоимость профилактических работ
и обслуживания;
— стоим ост ь потерь.
Снижение цены трансформатора может
быть достигнуто уменьшением вложения
активных материалов (электротехнической
стали и меди). Но при этом возрастут поте-
ри. Наоборот, для снижения потерь требу-
ется дополнительное вложение активных
материалов, применение более дорогих ма-
териалов, например, стали, имеющей сни-
женные удельные потери.
Покупатель трансформатора совместно
с изготовителем могут выбрать оптималь-
ный вариант технических и экономических
характеристик трансформатора в пределах
показателей, регламентирусмых стандарта-
ми, таких как предельные температуры на-
грева и пр.
Обычно при сравнении вариантов одно-
го и того же трансформатора основным по-
казателем являются потери.
Хотя коэффициент полезного действия
современных трансформаторов превышает
99 процентов, стоимость потерь за весь срок
эксплуатации приведенная к моменту уста-
новки трансформатора может превысить его
цену.
Исходя из графика нагрузки трансфор-
матора и стоимости электрической энергии,
можно определить годовую стоимость по-
§3
Капитализация потерь
81
терь холостого хода и нагрузочных потерь.
Стоимость потерь в каждом году всего срока
службы трансформатора может быть покры-
та годовым доходом, полученным от суммы
в банке, положенной под сложный процент
при установке трансформатора. Эта сумма,
достаточная для оплаты стоимости потерь
в каждом году срока службы трансформато-
ра и является капитализированной стоимос-
тью потерь.
Полная капитализированная стоимость —
это сумма стоимости установки трансфор-
матора (включая его цену) и капитализиро-
ванной стоимости потерь. Существует об-
ратная зависимость этих величин. Поэтому
существует оптимум полной стоимости при
изменении технических и экономических
характеристик трансформатора.
Возможно выполнить расчеты для каж-
дого года, учитывая изменения различных
параметров со временем: стоимости энер-
гии, потерь и размера банковского процен-
та. Трудно предсказать изменения этих па-
раметров за весь 25-летний срок службы.
Поэтому принимаются постоянные значе-
ния параметров и расчеты сводятся к опре-
делению двух составляющих: потерь холос-
того хода и нагрузочных потерь.
3.2. Коэффициент капитализации.
Удельная капитализированная
стоимость потерь
Годовая стоимость потерь в трансфор-
маторе составляет
С = гиРсэ, (4.1)
где С — годовая стоимость (руб.); ru — годо-
вое время использования (часы); сэ — стои-
мость энергии (руб./кВт • ч); Р — потери
(кВт).
Удельная годовая стоимость потерь с
(руб./кВт) составит:
с = С/Р = tuc.y (4.2)
В каждом году время использования ru и
стоимость энергии сэ могут быть разными.
Поэтому для v-ro года
Су = Wjv (4.3)
Эти стоимости разные для каждого года
в течение срока службы трансформатора.
Для учета этих стоимостей их надо привести
к настоящему времени.
(4.4)
где с/ — значение удельной стоимости по-
терь, приведенное к настоящему времени, т. е.
году установки трансформатора; cv — удель-
ная стоимость потерь в v-ном году; г — про-
центная ставка банка.
Рубль, который должен быть затрачен в
v-ном году от настоящего времени сегодня
стоит (1 + г/100)“v поскольку принято, что
все другие вложения (например, в банк) мо-
гут иметь процентную ставку г %.
Чтобы получить капитализированную
стоимость удельных потерь (т. е. стоимость,
приведенную к настоящему времени) за весь
срок службы трансформатора, необходимо
суммировать стоимости каждого года:
(4.5)
где п — срок службы (лет); к — капитализи-
рованная стоимость потерь за срок службы
п лет.
Стоимость энергии сэ и годовое время
использования Ги обычно принимаются пос-
тоянными за весь срок службы, поэтому
предыдущее выражение получает следую-
щий вид:
(4.6)
(4.7)
Выражение (4.7) путем суммирования
геометрической прогрессии можно преобра-
зовать к следующему виду:
100
/1 +1роу
(4.8)
т= 100
Величина т называется коэффициентом
капитализации и определяет капитализиро-
ванную сумму, необходимую для инвести-
ции в момент приобретения трансформато-
ра, чтобы получать 1 руб. каждый год в те-
чение срока службы трансформатора (п лет).
В таблице 4.1 приведены значения коэф-
фициента капитализации т при различных
процентных ставках г и сроках службы п.
82
Снижение потерь. Капитализация потерь
Глава 4
Таблица 4.1. Значение коэффициента
капитализации т
П, лет г, %
4 6 8 10 12 14
5 4,45 4,21 3,99 3,79 3,60 3,43
10 8,11 7,36 6,71 6,14 5,85 5,22
15 11,12 9,71 8,86 7,61 6,81 6,14
20 13,59 11,47 9,82 8,51 7,47 6,62
25 15,62 12,78 10,67 9,08 7,84 6,87
Так для срока службы 25 лет при неиз-
менной стоимости потерь и процентной
ставке, равной 14%, требуемый капитал
должен быть равен 6,87 руб. на каждый
рубль стоимости потерь в каждом году. Го-
довая стоимость потерь должна быть умно-
жена на 6,87, чтобы определить сумму ка-
питала, необходимого на момент покупки
трансформатора, чтобы обеспечить ежегод-
ную оплату стоимости потерь в течение
25 лет.
Капитализированная удельная стоимость
потерь к зависит от трех параметров:
— годового времени использования ru,
включая его возможное увеличение;
— стоимости электроэнергии сэ с учетом
возможного увеличения;
— процентной ставки г, которая также
подвержена изменению.
Как видно из таблицы 4.1, чем выше
процентная ставка, тем меньше при прочих
равных условиях капитализированная стои-
мость потерь.
Ввиду трудности точною определения
изменения перечисленных выше парамет-
ров, величину к называют «оценкой удель-
ной стоимости потерь». Иногда ее дчя крат-
кости называют «стоимость потерь».
3.3. Оценка удельной
капитализированной стоимости
потерь холостого хода
и нагрузочных потерь
Потери холостого хода Р() возникают как
только трансформатор подключается к сети.
Эти потери не зависят от нагрузки транс-
форматора.
Нагрузочные потери Ри зависят от вели-
чины нагрузки, они пропорциональны квад-
рату тока нагрузки.
Поэтому стоимость потерь холостого хо-
да и нагрузочных потерь должны быть раз-
ными, так как трансформатор постоянно на-
ходится под напряжением, но обычно нагру-
жен не полностью.
Для постоянно нагруженных повышаю-
щих генераторных трансформаторов часто
принимается одинаковая стоимость обеих
видов потерь.
Для сетевых трансформаторов нагрузоч-
ные потери обычно имеют стоимость, рав-
ную одной трети от стоимости потерь холос-
того хода.
Для оценки стоимости потерь холостого
хода можно принять, что трансформатор на-
ходится под напряжением примерно 8000 ч/г.
При этом затрачивается 8000 кВт • ч энергии
на каждый кВт потерь холостого хода.
При процентной ставке, равной 8%,
сроке службы 25 лет и средней стоимости
энергии 1,0 руб./кВт • ч, характерной в на-
стоящее время для тарифов, применяемых
для промышленных предприятий, удельная
стоимость потерь холостого хода составит
кц = 8000 х 1,0 х Ю,67 = 85360 руб./кВт.
Эта величина существенно меньше ка-
питализированной стоимости потерь холос-
того хода в западноевропейских странах и
США (3000—4000 долл./кВт), что объясня-
ется более высокой стоимостью энергии в
этих странах, нежели в России. Тенденция
изменения цен со временем такова, что, по-
видимому, эта разница будет уменьшаться.
Для оценки стоимости нагрузочных по-
терь необходимо оценить изменения нагруз-
ки в течение дня для разных периодов года.
Для этого необходимы регулярные измере-
ния потребляемой мощности и тока. По-
лученная информация послужит основани-
ем для определения требований к новому
трансформатору.
Имея годовой график нагрузки транс-
форматора и стоимость энергии в любое
конкретное время, можно подсчитать годо-
вую стоимость потерь. Та же стоимость мо-
жет быть получена при работе при некото-
рой постоянной мощности.
Используется эквивалентная экономи-
ческая нагрузка. Обычно эта шпрузка со-
ставляет около 50% максимальной мощнос-
ти, но может достигать 100%, например на
заводах с непрерывным циклом производс-
тва. Более приближенные расчеты могут
быть выполнены на основе годового потреб-
ления и средней стоимости кВт • ч.
В зависимости от того, является ли на-
грузка постоянной или увеличивается со
временем, необходимая мощность транс-
форматора будет равна или больше первона-
чальной максимальной мощности.
§4
Оптимизация полной стоимости
83
Таблица 4.2. Капитализированная стоимость потерь в некоторых странах, долл./кВт
Страна Холостого хода Нагрузочные Примечание
Великобритания 4600-5000 775-1590 В зависимости от класса на-
(100 кВ) (33 кВ) пряжения
США 3000-4000 1500-1250 В зависимости от типа транс-
форматора
ЮАР 1030-1950 690-160 В зависимости от класса на-
(>275 кВ) (132 кВ) пряжения
Турция 5000 1750
Россия 2670 1300 <33 кВ, г= 8%
При использовании тех же исходных дан-
ных (срок службы 25 лет, процентная ставка
8%, стоимость энергии 1,0 руб./кВт • ч), для
трансформатора с эквивалентной экономи-
ческой нагрузкой, равной 0,7 от максималь-
ной, которая в свою очередь равна номи-
нальной мощности, получим оценку удель-
ной стоимости нагрузочных потерь:
кн = 8000 х 1,0 х 10,67 х(0,7)2 =
= 41826,4 руб./кВт.
В связи с подорожанием стоимости
энергии стоимость потерь имеет тенденцию
к увеличению. Следует ожидать, что эта тен-
денция сохранится и в будущем.
В таблице 4.2 приведены для сравнения
значения капитализированной стоимости
потерь в некоторых странах [1—5]. Приве-
денные значения зависят от класса напряже-
ния, типа трансформатора и пр.
Стоимость потерь для России определе-
на (см. выше) для тарифа, действующего
в 2002 г. для промышленных предприятий
среднего размера, потребляющих энергию в
основном на напряжении 10 кВ. При этом
процентная ставка достаточно условно при-
нята равной 8 %. Эти обстоятельства следует
учитывать при сопоставлении полученных
цифр с зарубежными.
4. Оптимизация полной
стоимости [3]
Современные силовые трансформаторы
проектируются с помощью компьютеров.
Большое число параметров и влияющих
факторов должно быть принято во внимание
и при этом должно быть достигнуто мини-
мально возможное значение цены транс-
форматора.
Взаимозависимость различных меха-
нических и электрических характеристик
очень сложна. Технические и стоимостные
зависимости часто не являются непрерыв-
ными и содержат резкие изменения. Это ве-
дет к еще большему усложнению алгоритма
оптимизации.
Чтобы учесть влияние капитализи-
рованной стоимости потерь, необходимо
определить минимум следующего выраже-
ния:
Сп = Сц + kQP0 + к„Р„ (4.9)
где Сп — полная капитализированная стои-
мость трансформатора; Сц — цена транс-
форматора; PQ — потери холостого хода;
РИ — нагрузочные потери; кц — удельная ка-
питализированная стоимость потерь холос-
того хода; кн — удельная капитализирован-
ная стоимость нагрузочных потерь.
Капитализированная стоимость потерь
холостого хода кц и нафузочных потерь
тем выше, чем меньше процентная ставка г,
чем больше время использования Ги и стои-
мость энергии Су Эти параметры обычно
бывают заданными как технические харак-
теристики трансформатора, установленные
стандартами и технической спецификацией.
Цена трансформатора Сц зависит от вложе-
ния активных материалов.
Основными аргументами функции (4.9)
являются значения потерь холостого хода
и нагрузочных.
Потери могут быть снижены путем до-
полнительного вложения активных матери-
алов, что приводит к увеличению размеров
трансформатора и возрастанию его цены.
Таким образом, при увеличении вложе-
ния активных материалов первое слагаемое
в функции (4.9) растет, а второе и третье сла-
гаемые уменьшаются.
84
Снижение потерь. Капитализация потерь
Глава 4
Таблица 4.3. Характеристики трансформаторов
№ п/п Тип Номинальная мощность, МВ-А Напряжение, кВ
1 Генераторный трансформатор 300 525 ± 2 х 2,5 %/18 1
2 Автотрансформатор 500 400/146 ± 9* 1,67% 3
3 Автотрансформатор 100 230 ± 4 х 1,25 %/\ 15 3
Ясно, что при некотором значении вло-
жения материалов функция имеет минимум,
вблизи которого капитализированная стои-
мость потерь того же порядка, что и цена
трансформатора.
Как показывают расчеты, чем выше
удельная капитализированная стоимость
потерь (£0 и £н), тем большая экономия пол-
ной капитализированной стоимости транс-
форматора Сп может быть достигнута при
оптимизации. Так, для повышающих гене-
раторных трансформаторов, имеющих боль-
шое время использования, для которого
можно принять = £н, экономия может
быть близка к стоимости оптимизированно-
го трансформатора.
При небольших значениях kQ и кн, когда
процентная ставка высока, стоимость энер-
гии низкая, а время использования невели-
ко, экономия может быть незначительной
(минимум выражен незначительно).
Так, для сетевых трансформаторов, для
которых можно принять к$/кп = 3, экономия
обычно невелика.
Метод оптимизации может быть ис-
пользован также для выбора способа уве-
личения мощности существующей установ-
ки: что является более выгодным, заменить
трансформатор новым, более мощным,
или установить дополнительный транс-
форматор.
В [3] приведены результаты оптимиза-
ционных расчетов для трех типов трансфор-
маторов, основные характеристики которых
приведены в таблице 4.3.
Все оптимизации начинались при нуле-
вой капитализированной стоимости потерь
(*о = к. = 0).
Полученная цена трансформатора при-
нималась равной единице и сравнивалась с
ценой трансформатора и полной стоимос-
тью при различных значениях капитализи-
рованной стоимости потерь.
Оптимизация генераторного трансфор-
матора потребовала увеличения окна магни-
топровода при неизменном сечении стерж-
ня, его высоты и значения индукции. Это
позволило увеличить сечение провода обмо-
ток и снизить нагрузочные потери на 300 кВт
Рис. 4.3. Экономия (коэффициент оптимиза-
ции, £опт) от снижения потерь в треж оптими-
зированных трансформаторах в зависимости
от капитализированной стоимости потерь:
/ — генераторный повышающий трансформатор
340 М В • А; 2 — автотрансформатор 500 М В • А;
3 — автотрансформатор 100 МВ - А [3].
§5
Заключение
85
при больших значениях удельной капитали-
зированной стоимости. При этом потери хо-
лостого хода возросли на 40 кВт.
Для автотрансформатора 500 МВ - А си-
туация иная. По требованиям обеспечения
прочности при токах короткого замыкания
сечение обмоток изначально принято боль-
шим, чем это необходимо из соображений
ограничения потерь.
В результате оптимизации в первом слу-
чае при = 1400 долл./кВт цена трансфор-
матора возросла на 22 %, а полная стоимость
уменьшилась на 4.
При kQ = 5700 долл./кВт цена увеличи-
лась на 33%, а полная стоимость снизилась
на 24 %.
Во втором случае даже при kQ = 5600
долл./кВт снижение нагрузочных потерь на
250 кВт при возрастании потерь холостого
хода на 35 кВт позволило снизить полную
стоимость только на 4% вследствие боль-
шой разницы капитализированных стои-
мостей (£ОАН = 3). Такая же картина — и
в третьем случае — для автотрансформатора
100 МВ-А.
Результаты оптимизации могут быть
представлены коэффициентом оптимиза-
ции, равным разнице полных стоимостей
неоптимизированного и оптимизированно-
го трансформаторов, отнесенной к цене оп-
тимизированного трансформатора:
^опт = Сп/ С,1О"Т х 100%. (4.10)
^П.ОПТ
Для трех вышеупомянутых трансформа-
торов зависимости коэффициента оптими-
зации от удельной капитализированной сто-
имости потерь приведены на рис. 4.3.
Уже для обычно принятого значения
kQ = 2500—3000 долл./кВт экономия пол-
ной стоимости составляет более 30; для
генераторного повышающего трансфор-
матора и около 10% для автотрансформа-
торов.
При большой капитализированной сто-
имости потерь экономия, особенно для ге-
нераторного трансформатора, весьма зна-
чительна. При стоимости 6000 долл./кВт
экономия в полной стоимости оптимизиро-
ванного трансформатора приближается к
значению цены оптимизированного транс-
форматора.
5. Заключение
1. При оптимизации должны использо-
ваться по возможности точные значения
удельной капитализированной стоимости
потерь, основанные на правильной оценке
стоимости энергии и процентной ставки
в будущем.
2. При малых значениях удельной капи-
тализированной стоимости потерь возмож-
ная экономия мала. При большой стоимости
экономия может быть значительной.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 4
1. Harrison Т. Н., Richardson В. Trans-
formerloss reductions. Report 12.04, CIGRE —
1988.
2. Beamont R. Losses in transformers and
reactors. Report 12.10, CIGRE — 1988.
3. Lampe W. D. Loss evaluatiob and its
unfluence on the transformer desing. CIGRE,
SC 12, Florence, 1987.
4. Power Transformers Handbook. Edited
by Bernard Hochart, Alsthom, Transformer
Division. Sunt-Ouen, France. First Englissh
Edition.
5. Baehr R. Transformer technology state-
of-the art and trends of future developement,
Electra, No. 198, 2001.
6. Кан X. Магнитопроводы трансформа-
торов и реакторов, Electra No. 94, 1984 (пе-
ревод с английского). 1 В сборнике пере-
водов докладов СИГРЕ «Трансформаторы.
Перенапряжения и координация изоляции».
Энергоатомиздат, 1986.
86
Схемы соединения обмоток. Параллельная работа
Глава 5
Глава пятая
СХЕМЫ СОЕДИНЕНИЯ ОБМОТОК.
ПАРАЛЛЕЛЬНАЯ РАБОТА
1. Условия эксплуатации
С целью повышения надежности элект-
роснабжения во многих случаях применяют
параллельную работу — работу «двух или не-
скольких трансформаторов при параллель-
ном соединении не менее чем двух основных
обмоток одного из них с таким же числом ос-
новных обмоток другого трансформатора
(других трансформаторов)» — п. 83 стандар-
та [1]. Случай соединения одной из обмоток
трансформатора параллельно с обмоткой
другого трансформатора (с обмотками дру-
гих трансформаторов) является их независи-
мой работой при одинаковом напряжении
указанных обмоток и ниже не рассматрива-
ется. В [2] этот случай назван совместной ра-
ботой трансформаторов.
При строительстве новой подстанции,
как правило, устанавливают одинаковые па-
раллельно работающие трансформаторы. Их
номинальную мощность выбирают исходя
из двух условий — допустимых системати-
ческих перегрузок при работе всех трансфор-
маторов и допустимых аварийных перегру-
зок при отключении (выведении в ремонт,
ревизии и т. п.) одного из трансформаторов.
Нормы для масляных трансформаторов
имеются в стандарте [3], для сухих [4].
Возможную неодинаковость конкретных
экземпляров однотипных трансформаторов
при проектировании подстанций обычно не
учитывают и предполагают равномерное де-
ление нагрузки, а некоторый запас вводят
в передаваемую мощность с учетом будуще-
го развития сети для конкретного потреби-
теля электроэнергии. При реальной эксплу-
атации приходится учитывать фактическую
неодинаковость параметров параллельно ра-
ботающих трансформаторов, даже если нор-
мированные значения их параметров одина-
ковы. Формально допустимые отклонения
параметров, влияющих на параллельную ра-
боту, очень велики. Согласно табл. 2 стандар-
та [5] считаются допустимыми следующие
отклонения коэффициента трансформации:
а) Для трансформаторов с коэффициен-
том трансформации фазных напряжений 3 и
менее, а также для всех трансформаторов на
неосновном ответвлении, ±1 %;
б) Для трансформаторов с коэффициен-
том трансформации более 3 на основном oi-
ветвлении ±0,5 %.
Допустимое отклонение напряжения ко-
роткого замыкания ±19%. Неблагоприятное
сочетание предельно допустимых отклоне-
ний при двух трансформаторах может при-
вести к перегрузке одного из них на вели-
чину примерно до 20%, при нескольких
трансформаторах — до 40 % по сравнению
с равномерно распределенной реактивной
нагрузкой. Однако в пределах одной партии
трансформаторов такие отклонения неверо-
ятны.
При расширении существующих под-
станций в связи с ростом нагрузки дополни-
тельно устанавливаемый новый трансфор-
матор часто отличается от старого (старых)
и параллельно работают существенно неоди-
наковые трансформаторы.
Нагрузка каждого из параллельно рабо-
тающих трансформаторов не должна превы-
шать его нагрузочную способность, возбуж-
дение не должно быть выше допустимою
перевозбуждения.
В контурах из параллельно соединенных
трансформаторов с неодинаковыми коэф-
фициентами трансформации циркулируют
токи даже при отсутствии общей нагрузки.
В [2] эти токи названы уравнительными.
Если коэффициенты трансформации
параллельно работающих трансформаторов
одинаковы, то суммарный ток нагрузки рас-
пределяется по этим трансформаторам об-
ратно пропорционально их сопротивлениям
короткого замыкания (к. з.), практически
равным сопротивлениям рассеяния. Подра-
зумевается согласное соединение обмоток —
при встречном включении циркулирующий
ток имеет порядок аварийного тока корот-
кого замыкания.
В трехфазных трансформаторах возмож-
ны неодинаковые сдвиги по фазе напряже-
ний обмоток, характеризуемые так называе-
мыми группами соединения обмоток. При
неодинаковых группах соединения обмоток
трансформаторов параллельная работа заве-
домо невозможна, но некоторые преобразо-
вания групп друг в друга реализуемы.
Упомянутые факторы и их совместное
действие рассмотрены ниже.
В идеальном случае — одинаковы номи-
нальные напряжения, группы соединения
и напряжения к. з. — нагрузка распределя-
ется пропорционально номинальным мощ-
ностям трансформаторов.
§2
Векторная диаграмма напряжения трансформатора
87
2. Векторная диаграмма
напряжения трансформатора
Синусоидальные величины, в частности
напряжения и токи обмоток трехфазного
трансформатора, удобно изображать векто-
рами на комплексной плоскости (рис. 5.1),
используя символический метод. Мгновен-
ное значение напряжения и можно находить,
проектируя его комплексную амплитуду —
вектор Um, вращающийся против часовой
стрелки с постоянной угловой скоростью со,
на мнимую ось комплексной плоскости, и =
= Im(Cw * eywZ) = U• J1 • sin(cor + сх), где Im —
мнимая часть; j = ,/Л; со — угловая частота,
со = 2л/; t — время; а — начальная фаза дан-
ного напряжения; Um — его амплитуда; Um —
комплексная амплитуда синусоидального на-
пряжения; U = Um/Jl = U • eJa — комплексное
действующее синусоидальное напряжение,
кратко — комплексное напряжение. Согласно
стандарту [6] комплексные величины следует
обозначать чертой под буквой (Um, Ц), но
иногда встречается обозначение таких вели-
чин точкой над буквой, например, U т. Иног-
да принимают и = Re(£/W ‘ cywZ) =
х cos(wr + а), где Re — действительная часть.
Использование комплексных векторов
синусоидальных величин совместно с комп-
лексными сопротивлениями элементов элек-
трических цепей значительно упрощает все
расчеты цепей переменного тока.
В симметричной трехфазной системе
прямой последовательности напряжений на-
пряжения трех фаз А, В, С равны по ампли-
туде и отстают по фазе друг относительно
друга на углы 2л/3 = 120°.
Для построения и использования век-
торных диаграмм трансформаторов необхо-
димы обозначения зажимов обмоток и на-
правления их намотки. Стандарт [5] предус-
матривает следующие обозначения:
— начала и концы обмотки ВН А, В, С,
X, Y, Z, нейтраль 0;
— начала и концы обмотки СН Ат, Вт,
ст, хт, Ym, Zm нейтраль 0m;
— начала и концы обмоток НН — а, Ь, с,
х, у, z, нейтраль 0;
— начала и концы частей расщепленных
обмоток НН —
ah bh с,. xh yh zi и a2, b2, c2, x2, y2, Z2-
Обычное расположение вводов, если
CMorpeib со стороны ВН, 0, А, В, С в трех-
фазном трансформаторе и А, X — в однофаз-
ном. На вводы СН или НН удобнее смотреть
с их стороны. Тогда их расположение (слева
направо) Ст, Вт, Ат, 0т или с, Ь, а, и Хт, Ат
или х, а соответственно.
Обмотка (катушка) может иметь левое
или правое направление намотки. Левой на-
зывается обмотка, первые витки которой на-
мотаны против часовой стрелки, если смот-
реть на обмотку вдоль оси со стороны ее на-
чала, правой — по часовой стрелке. В случае
если концы обмотки выведены в разные сто-
роны (вдоль оси), направление намотки не
зависит от того, какой из концов принять за
начало. При отсутствии маркировки началом
считается ближайший к оси конец обмотки.
В производстве считается, что начало катуш-
ки находится там, где обмотчик фактически
укладывает первый виток. В отечественных
трансформаторах главным образом применя-
ется левая намотка (обмотчик начинает на-
мотку слева по горизонтальной оси станка).
Если у катушки любого типа, не изменяя
ее положения на стержне трансформатора,
подвести питание не к началу, а к концу
катушки, то намагничивание стержня будет
происходить в обратном направлении по
сравнению с первоначальным. Такая пере-
маркировка концов равнозначна изменению
направления намотки на обратное. Однако
одновременное переворачивание катушки
на стержне и перемаркирование ее концов
не изменяют направления магнитных пото-
ков и направления намотки катушки.
Для построения векторной диаграммы
должно быть известно, имеют ли рассматри-
ваемые обмотки одинаковые или разные на-
правления. Если обмотки одного стержня
одинаково намотаны, то векторы их напря-
жений при холостом ходе параллельны и
одинаково направлены.
В [7] вместо мало распространенного
в технике сильных токов обозначения оди-
накового или разного направления намотки
на схемах при помощи точки у одного из
концов обмогки рекомендуется более удоб-
ное обозначение направленными в одну сто-
рону или в разные стороны системами ду-
жек, изображающих обмотки (рис. 5.2)
На всех схемах рекомендуется рисовать
такое чередование фаз, которое в действи-
тельности имеет место для обмоток ВН и
НН или СН, если смотреть со стороны от-
водов этих обмоток. При этом уменьшается
число ошибок выполнения схем.
Рис. 5.1. Комплекс-
ное напряжение.
88
Схемы соединения обмоток. Параллельная работа
Глава 5
а) б)
Рис. 5.2. Обозначение одинакового (а)
и разного (б) направления намотки.
магнитный поток. Следовательно, индукти-
рованные в них напряжения (называемые
в п. 4.27 стандарта [1] «электродвижущими
силами», ЭДС) совпадают по фазе. Линей-
ные напряжения в схеме звезда (рис. 5.2, а)
состоят из напряжений обмоток двух стерж-
ней и сдвинуты от них по фазе на 30° или
больший угол, кратный 30°. В схеме треуголь-
ник линейными напряжениями являются на-
пряжения обмоток стержней (рис. 5.2, б).
В схеме зигзаг по рис. 5.2, в линейные на-
пряжения, состоящие каждое из напряже-
ний четырех обмоток стержней, при указан-
ных обозначениях зажимов совпадают по
фазе с линейными напряжениями схемы
треугольник, т. е. на 30° смещены против ча-
совой стрелки относительно одноименных
напряжений схемы звезда.
Рис. 5.3. Схемы звезда (а), треугольник (5)
и равноплечий зигзаг (в);
обмотки НН и соответствующие векторные диа-
граммы напряжений х. х.
Схемы и векторные диаграммы напря-
жений при соединениях трехфазной обмот-
ки трансформатора звезда (я), треугольник
(б) и зигзаг (в) показаны на рис. 5.3. Из-за
последней схемы, применяемой практичес-
ки только в обмотках низшего напряжения
(НН), вид схем и обозначения зажимов при-
ведены соответственно стороне НН — рас-
положение вводов с, Ь, а, 0 — табл. 3 [5].
Схема зигзаг в силовых трансформаторах
общего назначения применяется только с
соединением обмоток фаз в звезду с нулем
(нейтралью), поэтому последний признак,
как правило, не оговаривают, и отмечают
только наличие нейтрали. Не оговаривают
также, что зигзаг равноплечий, числа витков
всех обмоток стержней одинаковы.
При холостом ходе витки всех обмоток
одного стержня охватывают один и тот же
3. Группы соединения обмоток
Угловое смещение векторов линейных
электродвижущих сил обмоток (сторон)
среднего и низшего напряжений по отноше-
нию к векторам соответствующих электро-
движущих сил обмотки (стороны) высшего
напряжения называют «Группа соединения
обмоток трансформатора» — п. 4.27 [1].
Группу соединения обозначают часовым уг-
лом, т. е. указанным смещением по часовой
стрелке, деленным на 30°. В случае, напри-
мер, звезды на стороне ВН и треугольника
НН смещение 30° против часовой стрелки
является смещением на 360 — 30 = 330°
по часовой стрелке, и группа соединения
равна 11. В [7] для определения группы со-
единения рекомендуется условиться, что
стрелка, проведенная из центра тяжести сис-
темы векторов ВН до вершины одного из
векторов (например, В на рис. 5.4) изобража-
ет минутную стрелку часов, установленную
на 0 (до 1966 г. обозначалось 12). Одновремен-
но малая (часовая) стрелка, проведенная из
центра тяжести системы векторов через вер-
шину вектора одноименной фазы НН (в дан-
ном случае через вершину вектора б), укажет
часовое обозначение группы соединения.
В однофазном трансформаторе вторич-
ное напряжение может совпадать по фазе
с первичным (группа 0) либо быть противо-
положным первичному, т. е. смещенным на
угол 180° (группа 6).
В трехфазных трансформаторах и груп-
пах однофазных трансформаторов при всех
трех упомянутых схемах (звезда, треуголь-
ник, равноплечий зигзаг) возможны все уг-
ловые смещения, кратные 30°, т. е. возмож-
ны все целочисленные группы соединения
обмоток от 0 до 11. Отечественный стандарт
[5] предусматривает для трансформаторов
§3
Группы соединения обмоток
89
общего назначения применение групп со-
единения обмоток лишь 0 и 11. Для преоб-
разовательных трансформаторов [8] к ним
добавляются группы 6 и 5. Эти же группы
указаны в немецких, французском, шведс-
ком и итальянском стандартах (сводка в [2]).
Однако стандарт США предусматривает
группы 0 и 1, британский и японский — О,
1, 6 и 11, а датский, нидерландский и чехос-
ловацкий стандарты и стандарт МЭК — по
10 групп — все, кроме 3 и 9.
На практике может встретиться необходи-
мость параллельной работы трансформаторов,
имеющих разные группы соединения, а также
необходимость определения группы соедине-
ния обмоток трансформатора, не имеющего
документации и (или) паспортной таблички.
Для определения группы соединения
при известных схеме соединения и направ-
лениях намоток обмоток следует построить
векторные диаграммы напряжений обмоток
при х. х. Считаем [7], что векторная диа-
грамма напряжений ВН всегда задана в виде
треугольника линейных напряжений АВС
прямой последовательности, показанного
на рис. 5.5, а. Условимся считать положи-
тельным направлением векторов фазных на-
пряжений векторов фазных напряжений об-
мотки ВН, соединенной в звезду, т.е. векто-
ров ХА, YB, ZC, направление от центра
тяжести треугольника 0 к вершинам А, В и
С — рис. 5.5, б. Этим положительным на-
правлениям векторов фазных напряжений
обмотки ВН соответствует обход обмотки
ВН от точек X, Y, Z к зажимам А, В, С.
Схемы соединения в треугольник могут
быть двух видов (рис. 5.5, в и г) — зажим А
можно соединить с точкой Кили с точкой Z.
Соответственно зажим В соединяется с точ-
кой Zили X, а С — с Xили Y. При этом, хотя
расположение вершин треугольника напря-
жений ВН одинаковое, направление векто-
ров фазных напряжений разное, например,
Рис 5.4. Часовые обозначения групп соедине-
ния обмоток на примере схемы Л/ Y — 11.
напряжение фазы ХА направлено горизон-
тально влево или под углом 60° вниз отно-
сительно горизонтали.
Если обмотка НН имеет другое направ-
ление намотки, чем ВН, то векторы напря-
жения ее фаз имеют направление, противо-
положное напряжениям соответствующих
фаз (обмоток стержней) ВН.
Все схемы соединения двухобмоточных
трансформаторов, которые могут быть полу-
чены без перекрещивания отводов при стан-
дартном расположении зажимов трансфор-
матора, приведены на рис. 5.6. Схемы У/У
дают группы 0 и 6, схемы У/Д, Д/У и, У/Z —
дают группы 1, 5, 7 и 11, схемы Д/Д и JAJZ —
дают все четные группы (0, 2, 4, 6 , 8, 10).
Группы 3 и 9 не могут быть получены для
стандартного расположения зажимов. Изме-
нение направления намотки одной обмотки
всегда приводит к изменению группы на
180°, т. е. на 6. Изменение последователь-
ности междуфазовых соединений в схемах А
и 2дает изменение на 60°, т. е. на 2. Перемена
Рис. 5.5. Линейные (а) и фазные напряжения обмотки ВН при соединении в звезду (0 и при двух
вариантах соединения в треугольник (в, г).
90
Схемы соединения обмоток. Параллельная работа
Глава 5
Д/Д-0
Рис. 5.6. Возможные схемы соединения трехфазных двухобмоточных трансформаторов со стан-
дартным расположением вводов при отсутствии перекрещивания отводов согласно [7]. Наличие
нейтрали не отмечается.
Группа
У/У-0
О1| Схемы обмоток Be ВН НН ° А В С । с b а " И ИТ ' ~,-1 П 1 с’Т а "’ " |Ш i Ш.А жторные диаграммы] BH HH I [>х хдв b /•о\у 0>-с z ’С а' Группа У/Д-11 Д/У-11
А В С । 'Ш z с у b х а ci[ [эф,/ fy^f jx а/‘°\у /сГ^Ч 1 Z С а 2, с Д/Z-O
’ АВС c z by a x zi| jUj jUjja BAz /ь yZkc 1 А х а с д/zX
АВС 21 ? н z c v b x a й и C,f iW |У1а,| [X, A J! '| С 2Тс y/Z-1
АВС, 22 Ж z с у b x a c,[ j^ib,f Al (x. B/vz a xi b /Аф fl/Z-2
А В С । f z by a x z. С с а, b fl/Z-4
АВС. 24 ш и <в ЬА л JL° с Z.QL 1 с4 а1 yilb y/Z-5
А В С| Z С у Ь x 3 fl/Z-6
АВС. №! c z by ax Ci J BAZ с ЬД-а А х /У 1 Ь' fl/Z-6
А В С । 'i i I Iх !У z с у b x a |В V а л ЛА ь ть y/Z-7
А “Б С. - А 1х У .._ZJ 2 ,c y,b xJ АА А х b х! a fl/Z-8
А ? Р । с z Ьу а х 2,ЙЙЗ х/уВ b ai с АА fl/Z-10
А В С । с z byax jy ^zjz) «Л , е /х’ y/Z-11 I
Схема соединения обмоток
I Диаграмма векторов
‘ напряжения холостого хода) Условное
J________________________! обозначение
Схема соединения обмоток I Диаграмма векторов
' напряжения холостого ход?
Условное
обозначение
О А В С С’
Ун/Ун/Д-0-11
Унавто/Д-0-11
У/Д-11
с
У
Унавто
Ун/Д-Д-11-11
О А В С
_ о и о cj о о а . ь о
и аьм>
иш ил д д
Д/Д-0
Ун/УЛН)-11
Д/Д-Д-0-0
Рис. 5.7. Схемы и группы соединения трансформаторов по ГОСТ 11677—85.
О А а В Б С с
"Л
Ун/Д-11
Y/ZH-11
Д/Ун-11
О А В CCmBmAmCm сЛ а
о
92
Схемы соединения обмоток. Параллельная работа
Глава 5
местами обозначений (перемаркировка) на-
чал и концов обмотки — А и X, В и X, при схе-
ме Y изменяет группу на 6, при А и Z — на 4
или на 8, так как одновременно меняется пос-
ледовательность междуфазовых соединений.
Циклические перестановки обозначе-
ний зажимов фаз (всех трех фаз по кругу)
сдвигают фазовые углы на 120°, т. е. на 4. Пе-
ремаркировка зажимов А, В, С соответствен-
но на В, С, А или а, Ь, с на с, а, b приводит
к увеличению группы (+4), на С, А, В или Ь,
с, а — к уменьшению (—4) или, что то же са-
мое, к увеличению группы на +8. Одновре-
менная циклическая однотипная переста-
новка зажимов ВН и НН группу не изменяет.
Перестановка обозначений двух фаз на
одной стороне трансформатора недопусти-
ма — она ведет к обратной последователь-
ности напряжений, векторы НН всех фаз
имеют различный сдвиг фаз по отношению
к векторам одноименных фаз ВН.
Двойная одноименная перестановка
обозначений двух одинаковых фаз на сторо-
нах ВН и НН дает изменение группы на сим-
метричную относительно оси 0—6, а именно,
1 на 11, 2 на 10, 3 на 9, 4 на 8, 5 на 7 и на-
оборот; группы 0 и 6 не изменяются. При та-
кой перестановке зажимы АВСсЬа приобре-
тают обозначение АСВЬса, или СВАаЬс, или
ВСАасЬ. Группа 3 изменяется на 9 и наобо-
рот, но исходное обозначение зажимов от-
личается от АВСсЬа. Двойная разноименная
(разных пар фаз на сторонах ВН и НН) пе-
рестановка может рассматривался как сово-
купность двойной одноименной и цикли-
ческой перестановок, которые в совокуп-
ности изменяют группу на симметричную
с добавлением или вычитанием 4. Она при-
меняется при нечетных группах. Изменение
групп 11 на 9, 5 на 3, 1 на 7 и 7 на 1 проис-
ходит при 3 вариантах перестановок (пере-
именований зажимов): АСВсаЬ, или СВАЬса,
или BACabc, изменение 1 на 3, 7 на 9, 5 на 11
и 11 на 5 — при АСВаЬс, или СВАсаЬ, или
ВАСЬса. При четных группах такая переста-
новка не представляет интереса, так как она
позволяет получить изменение ipyiiiibi только
на ±4, достижимое при простой циклической
перестановке или при двойной одноименной.
Таким образом, переименование зажи-
мов позволяет получить любую нечетную
группу из любой нечетной. Для четных
групп возможен только сдвиг на ±4, т. е.
можно преобразовать друг в друга группы 2,
6 и 10 или, отдельно 0, 4, 8. Преобразования
нечетной группы в четную или группы из
ряда 2, 6, 10 в группу из ряда 0, 4, 8 невоз-
можны без изменения соединения отводов
внутри трансформатора.
Изменение соединения фаз схемы треу-
гольник или зигзаг одной из обмоток при-
водит к изменению группы на ±2, т. е. поз-
воляет перевести группу из ряда 2, 6, 10 в ряд
0, 4, 8 и наоборот.
Изменение направления намотки путем
перепайки начал и концов приводит к измене-
нию группы на 6 при схеме звезда и на 6 ± 2,
т. е. на ±4, при схемах треугольник и зигзаг.
Пересоединение обмотки со схемой
звезда в треугольник (или наоборот) перево-
дит нечетную группу в четную (или наобо-
рот). Однако при этом изменяются в J3 раз
коэффициент трансформации и номиналь-
ное напряжение, и такое преобразование
практически не реализуемо.
Приведенные на рис. 5.6 30 возможных
схем соединения двухобмоточных трансфор-
маторов, если различать схемы с нейтралью
и без нейтрали, превращаются в 64 схемы.
Из них согласно стандарту [5] используют
следующие 7: У/Ун — 0 и Ун/У (схема 1
на рис. 5.6), Д/Д — 0 (схема 2), У/Д — 11 и
Ун/Д — 11 (схема 17), Д/Ун — 11 (схема 18)
и У/2Н — 11 (схема 30). Для однофазных
двухобмоточных трансформаторов стандарт
[5] предусматривает только схему и группу
1/1 — 0, для случая расщепленной обмотки
НН — 1/1 — 1—0—0, а для трехобмоточных
автотрансформаторов — 1авго/1 — 0—0.
Из множества возможных схем трехфаз-
ных трехобмоточных трансформаторов и
двухобмоточных трансформаторов с рас-
щепленной обмоткой НН отечественный
стандарт [5] предусматривает лишь по две
схемы, а для трехобмоточных автотрансфор-
маторов — одну схему. Все 13 схем и групп
соединения трехфазных силовых трансфор-
маторов общего назначения, изготовляемых
в странах СНГ, указаны на рис.5.7. Однако
с учетом импортных и специальных транс-
форматоров могут' встретиться почти любые
схемы и группы соединения обмоток. В час-
тности, стандарт 18J предусматривает 29 схем
и групп соединения, в том числе группы со-
единения 0,5; 0,75; 10,25; 11,25; 11,5 и 11,75
при схеме «треугольник с продолженными
сторонами», обозначаемой «Давто»-
4. Определение группы
соединения обмоток
Группу соединения обмоток трансфор-
маюра проверяют (определяют) после про-
верки коэффициента трансформации, убе-
дившись, что во всех фазах он практически
одинаков.
§4
Определение группы соединения обмоток
93
Рис. 5.8. Векторные диаграммы для определения
группы соединения методом двух вольтметров.
Стандарт [10] предусматривает 4 метода
определения группы соединения обмоток:
прямым методом (фазометром), методом
моста, методом двух вольтметров и методом
постоянного тока.
При измерении прямым методом после-
довательную обмотку однофазного фазомет-
ра присоединяют через резистор к зажимам
одной из обмоток испытываемого транс-
форматора, а параллельную — к одноимен-
ным зажимам другой обмотки. При трехфаз-
ном трансформаторе производят не менее
двух измерений (для двух пар соответствую-
щих линейных зажимов).
Измерение специальным трехфазным
или однофазным мостом или компенсаци-
онной установкой производят одновремен-
но с измерением коэффициента трансфор-
мации.
По методу двух вольтметров соединяют
зажимы А и а испытываемого трансформа-
тора. К одной из обмоток подводят неболь-
шое напряжение и измеряют напряжение
между зажимами х—X при испытании одно-
фазных трансформаторов и поочередно Ь—
В, Ь—С и с—В — трехфазных. Эти измерен-
ные напряжения, отнесенные к напряже-
нию НН (я—х в однофазном и практически
одинаковые напряжения а—Ь, Ь—с и с—а
в трехфазном трансформаторе), сравнивают
с расчетными значениями, вычисленными
по формулам, указанным в таблице 5.1.
Формулы приведены справа от таблицы.
Для определения группы достаточно
двух из указанных трех напряжений, а третье
служит для проверки. Формулы основаны на
векторных диаграммах (рис. 5.8), где все рас-
стояния Ь—В, Ь—С и с—В сводятся к 7 раз-
ным размерам, показанным на рис. 5.9. Вхо-
дящий в формулы коэффициент к — это
коэффициент трансформации линейных на-
пряжений, к = £/вн/£/нн. В случае к > 20 обя-
зательно применение измерительных транс-
форматоров напряжения [10]. При этом
Таблица 5.1. Выбор формул для
определения группы соединения обмоток
трансформатора методом двух вольтметров
Группа Напряжения, отнесенные к ^нн
ьв, сС ЬС сВ
Номер формулы
0 1 3 3
1 2 2 4
2 3 1 5
3 4 2 6
4 5 3 7
5 6 4 6
6 7 5 5
7 6 6 4
8 5 7 3
9 4 6 2
10 3 5 1
И 2 4 2
Номер формулы 1 Формула к - 1
2 Jk2 -кЛ>+\
3 Jk2-k+l
4 Jk2 + 1
5 Jk2 + k + 1
6 J к2 + k.j3 + 1
7 к + 1
к = Цш
в формулы вместо к подставляют к/к-^,
где Лтн — коэффициент трансформации
трансформатора напряжения. Используемое
напряжение обычно 100—200 В, иногда до
400 В.
Рис. 5.9. Диаграмма для вывода формул к ме-
тоду двух вольтметров.
94
Схемы соединения обмоток. Параллельная работа
Глава 5
Методом постоянного тока согласно
стандарту [10] проверяют только однофаз-
ные трансформаторы и трехфазные со схе-
мами Ун/Ун и Д/Д при соединении в треу-
гольник вне бака трансформатора. Воль-
тметром магнитоэлектрической системы
определяют соответствие полярности зажи-
мов А— X и а—х — направление отклонения
стрелки прибора при включении напряже-
ния 2—12 В к зажимам А—X. Если поляр-
ность одинаковая, то трансформатор имеет
группу соединения 0, если разная, то 6.
В момент отключения постоянного тока
стрелка вольтметра отклоняется в обратную
сторону. По полярности напряжений всех
трех пар зажимов обмотки НН трехфазного
трансформатора также можно определить
его группу соединения — см. таблицу 5.2.
Для проверки измеряют полярность при
всех трех вариантах питания. Метод требует
большой тщательности в работе, особенно
при нечетных группах. Нулем в табл. 5.2
обозначены случаи встречного включения
(для цепи вольтметра) магнитных потоков
обмоток двух стержней. Показания были бы
строго равны нулю при совершенно иден-
тичных магнитных характеристиках и оди-
наковой остаточной индукции стали этих
двух стержней. Реально из-за неодинаковос-
ти стали стержней при нечетных группах од-
но из напряжений, индуктированных при
включении или отключении, лишь в не-
сколько раз меньше других напряжений.
Таблица 5.2. Знаки напряжений при
определении группы соединения обмоток
трансформатора методом постоянного тока
Питание Измеряемое напряжение
АВ ab Ьс са
ВС Ьс са ah
СЛ са ah Ьс
Группа Полярность
0 + — —
1 + — 0
2 + — +
3 0 — +
4 — — +
5 — 0 +
6 — + +
7 — + 0
8 — + —
9 0 + —
10 + + —
И + 0 —
5, Фазировка и кольцевые сети
Перед включением трансформатора на
параллельную работу с другими трансфор-
маторами нужно проверить правильность
предполагаемого соединения фаз (фази-
ровку). Для этого вольтметром проверяют
отсутствие (конечно, с точностью до рас-
хождения коэффициентов трансформации)
напряжения между тремя параллельно со-
единяемыми парами фаз обмоток НН или
вторичной. Вместо вольтметра при напря-
жении до 380 В можно применять лампы,
при напряжении до 10 кВ — специально
приспособленные указатели напряжения
с неоновыми лампами или трансформаторы
напряжения и вольтметры, при более высо-
ких напряжениях — только вольтметры, пи-
таемые через трансформаторы напряжения.
Если подлежащие параллельному соедине-
нию обмотки не имеют нейтрали, то следует
соединить между собой одну пару зажимов,
например, ах и а2 (рис. 5.10).
При включении вольтметра между зажи-
мами различных фаз и при разных группах
соединения измеряемое напряжение может
достигать двойного фазного напряжения
при соединенных между собой нейтралях
и двойного линейного напряжения при со-
единенных линейных зажимах.
Для определения фазы, с которой следу-
ет соединить данную фазу, при .наличии за-
земляемой нейтрали рекомендуется схема
рис. 5.11. Поочередным измерением напря-
жений ах— а2, а\—Ь2 и с2 находится та
фаза, с которой следует соединить данную
фазу. Например, если группа трансформато-
ра номер 2 на 4 больше, чем трансформато-
ра 1, то окажется равным нулю напряжение
а\—с2. Затем по результатам измерения на-
пряжений Ь}—а2 и b\—b2 окажется, что под-
лежат соединению Ь\ и а2. После этого оста-
ется проверить равенство нулю напряжения
Ci —Z?2-
Если отнести измеренные значения к
линейному напряжению, то по таблице 5.3
можно сразу сделать заключение о возмож-
ности параллельной работы и необходимых
для этого мерах (кроме случаев разности
групп на 2, 6 и 10, когда ответ разный при
четных и нечетных группах самих трансфор-
маторов). Во избежание недоразумений, на-
пример, для выявления обратного чередова-
ния фаз, рекомендуется измерять все 9 на-
пряжений, указанных на рис. 5.11 ив табл.
5.3. При отсутствии нейтралей число изме-
рений больше — соответственно 4 и 12.
Аналогичным способом производится
фазировка при замыкании кольцевых сетей,
§5
Фазировка и кольцевые сети
95
Рис. 5.10. Пример схемы включения вольтмет-
ров для проверки правильности фазировки.
Рис. 5.11. Схема поиска соответствующей
фазы при наличии нейтрали.
Таблица 5.3. Напряжения между зажимами, отнесенные к линейному напряжению,
для определения возможности параллельной работы двух трансформаторов
Соединены зажимы Раз- За-
01 и 02 б?1 и а2 Ь\ и Ь2 с! и с2
Измеряемое напряжение ность клю-
групп чение
671 6?2 671 Ь2 671 с2 Ь\ Ь2 b\ с2 cl Ь2 а\ Ь2 а\ с2 с! с2 671 Ь2 б?1 с2 Ь\ Ь2
Ь\ Ь2 Ь\ с2 Ь\ а2 с! с2 с! Ь2 Ь\ с2
cl с2 cl б?2 с! Ь2
0,00 1,00 1,00 0,00 1,00 1,00 2,00 1,73 1,00 1,73 2,00 1,00 0 1(+)
0,30 1,12 0,82 0,52 1,41 0,52 1.93 1,41 0,52 1,93 1,93 1,41 1 2(—)
0,58 1,16 0,58 1,00 1,73 0,00 1,73 1,00 0,00 2,00 1,73 1,73 2 3(?)
0,82 1,12 0,30 1,41 1,93 0,52 1,41 0,52 0,52 1,93 1,41 1,93 3 2(~)
1,00 1,00 0,00 1,73 2,00 1,00 1,00 0,00 1,00 1,73 1,00 2,00 4 4(+)
1,12 0,82 0,30 1,93 1,93 1,41 0,52 0,52 1,41 1,41 0,52 1,93 5 2(-)
1,16 0,58 0,58 2,00 1,73 1,73 0,00 1,00 1,73 1,00 0,00 1,73 6 3(?)
1,12 0,30 0,82 1,93 1,41 1,93 0,52 1,41 1,93 0.52 0,52 1,41 7 2(—)
1,00 0,00 1,00 1,73 1,00 2,00 1,00 1,73 2,00 0,00 1,00 1,00 8 4(+)
0,82 0,30 1,12 1,41 0,52 1,93 1,41 1,93 1,93 0,52 1,41 0,52 9 2(-)
0,58 0,58 1,16 1,00 0,00 1,73 1.73 2,00 1,73 1,00 1,73 0,00 10 3(?)
0,30 0,82 1,12 0,52 0,52 1,41 1,93 1,93 1,41 1,41 1,93 0,52 И 2(—)
Заключение о параллельной работе (см. последнюю графу табл. 5.3):
1 — возможна при соединении одноименных зажимов;
2 — невозможна, так как один из трансформаторов имеет четную группу, а другой — нечет-
ную;
3 — возможна только для трансформаторов, имеющих нечетные группы соединения, после
двойной перестановки двух фаз (схемы У/Д, Д/У и Д/Z);
— невозможна для трансформаторов, имеющих четные группы (схемы У/У, Д/Д и Д/Z);
4 — возможна после циклической перестановки зажимов.*
* Применение описанного способа параллельного соединения трансформаторов с заведомо
различными группами относится к исключительным случаям и требует крайней осторожности и
внимания во избежание ошибок, чреватых тяжелыми последствиями. (Примечание редактора.)
96
Схемы соединения обмоток. Параллельная работа
Глава 5
Рис. 5.12. Пример кольцевой сети
(рис. 5-52 из [2]).
когда параллельно соединяются цепи из не-
скольких трансформаторов, например в сети,
показанной на рис. 5.12. При расчете необ-
ходимой группы соединения обмоток транс-
форматора, замыкающего кольцо, следует
просуммировать группы соединения всех
трансформаторов, образующих это кольцо.
При этом, например, группа берется со зна-
ком плюс, если по направлению обхода
кольца движение идет к более высокому на-
пряжению (от НН к СН или НН, от СН
к ВН) и со знаком минус, если к более низ-
кому (от ВН к СН или НН, от СН к НН).
Сумма по всему кольцу, включая замыкаю-
щий трансформатор, должна быть равна нулю
или кратна 12. Например, требуется опреде-
лить группу соединения обмоток трансформа-
тора Тр5 на рис. 5.12, при которой допустима
данная схема. Обходим кольцо по часовой
стрелке, искомую группу обозначаем X.
Трансформатор Тр1 Тр2 ТрЗ Тр4 Тр5
Его группа 11 11 и 11 X
Знак (по обходу напряжений) + + — + +
Группа с учетом знака + 11 + 11 -и + 11 —х
Сумма
и уравнение: 22 — X = п х 12,
где п — целое.
Ответ (искомая
группа): Х = 10.
Такой трансформатор отсутствует в оте-
чественных стандартах, Необходим транс-
форматор со схемой Д/Д или Д/Z с обратным
направлением намотки или междуфазовых
соединений одной из обмоток (см. рис. 5.6).
Если указанное правило знаков изменить
на обратное, результат не изменится. Поэто-
му запоминать это правило не требуется.
Если в контуре участвуют обмотки СН
и НН трехобмоточного трансформатора, то
в качестве его группы соединения использу-
ется разность групп соединения обмоток СН
и НН. При указанном выше правиле знаков
из группы обмотки НН (записываемой вто-
рой в стандартном обозначении) вычитает-
ся группа обмотки СН (записываемой пер-
вой). Чтобы не запоминать это дополнитель-
ное правило знаков, можно рассматривать
трехобмоточный трансформатор как два
двухобмоточных — ВН —СН и ВН —НН,
входящих в рассматриваемый контур.
6. Коэффициент трансформации,
циркулирующий ток
Для параллельной работы в идеальном
случае трансформаторы должны иметь оди-
наковые коэффициенты трансформации.
При параллельной работе лишь двух обмо-
ток трехобмоточных трансформаторов это
требование относится только к коэффици-
енту трансформации этой пары обмоток.
Встречающееся иногда требование одинако-
вых номинальных напряжений параллельно
соединяемых обмоток не является необходи-
мым — при разных номинальных напряжени-
ях приходится лишь ограничивать напряже-
ния всех параллельно включенных трансфор-
маторов возможностями трансформатора,
имеющего наименьшее номинальное на-
пряжение и допустимое перевозбуждение.
При неодинаковых коэффициентах
трансформации в контуре из параллельно
включенных трансформаторов циркулирует
ток. Этот ток при отсутствии тока нагрузки
(при холостом ходе) называют циркулирую-
щим током /ц. Иногда его называют также
уравнительным током, так как падения на-
пряжения в элементах контура, обусловлен-
ные этим током, обеспечивают равенство
напряжений («уравнивают напряжения»)
параллельно работающих ветвей.
При параллельном соединении двух оди-
наковых во всем, кроме коэффициента
трансформации, трансформаторов циркули-
рующий ток /ц, отнесенный к номинально-
му току /н, равен относительной разнице ко-
§7
Распределение тока нагрузки
97
эффициентов трансформации \к %, делен-
ной на сопротивление контура, в котором
замыкается этот ток, то есть на удвоенное
относительное сопротивление короткого за-
мыкания трансформатора, равное его отно-
сительному напряжению к. з. ик%.
К = ДА:%
/н 2ик %
ИЛИ
/ц% = х 100%- (5.1)
2и,7о
Например, при напряжении к. з. 5 % раз-
личие коэффициентов трансформации на
3% вызывает циркулирующий ток порядка
30% номинального тока.
Если напряжения к. з. двух трансформа-
торов различаются, то вместо 2 мк% входит
их сумма: (ик]% + ^2%)- При неодинаковых
номинальных мощностях трансформаторов
5н1 и S[12 напряжение к. з. второго трансфор-
матора должно быть приведено к мощности
рассматриваемого трансформатора:
/ц% =
Д£%
ик\ % + цк2 Х ^н|/^н2
х 100%. (5.2)
В случае нескольких (л — 1) параллельно
соединенных одинаковых трансформаторов
вместо второго, имеющих ик^% = ик3% =
= икп%, второй член в скобках в (5.2) имеет
вид ик1%/(п - 1).
Приведенные выше простые формулы
позволяют оценивать значение циркулиру-
ющего тока.
В общем случае (номинальные мощнос-
ти и напряжения трансформаторов неодина-
ковы) меньше ошибок бывает при расчете
в именованных единицах.
При двух трансформаторах циркулирую-
щий ток в обмотках НН равен
/щ
-ц2
Ц\к
k\Zk[ +
(5.3)
где U — фазное напряжение на стороне НН;
АЛ = к2 — к\ — разность коэффициентов
трансформации трансформаторов 2 и 1; к =
= wbh/whh’ Zk\ и zk7 ~ их комплексные со-
противления к.з., измеренные со стороны
НН; zk = rk +jxk, zk = + -Ч ; гк\ и -
активная и индуктивная составляющие со-
противления к. з., соответствующего транс-
форматора, приведенные к стороне НН;
rk=pk-u2jsy (5.4)
Рк — потери к. з.; (/н — номинальное напря-
жение обмотки НН (фазное в однофазном и
линейное в трехфазном трансформаторе), В;
zk=uk%- U2/(S„- 100%);
хк = Jzk ~ r2k . (5.5)
При п параллельно включенных транс-
форматорах, имеющих номера 1, 2, ..., /, ..., п,
циркулирующий ток в обмотке НН транс-
форматора номер / равен
(5.6)
Ток в обмотке каждого трансформатора
в к[ меньше.
В мощных силовых трансформаторах
обычно хк » гк и Zk ~ *к-
Наличие устройства регулирования на-
пряжения под нагрузкой (РПН) и (или) пе-
реключателя ответвлений без возбуждения
(ПБВ) расширяет возможности подбора оди-
наковых или близких коэффициентов транс-
формации параллельно работающих транс-
форматоров. В то же время возрастает опас-
ность ошибок. Должны быть приняты меры,
исключающие возможность существенно
несинхронного переключения ответвлений
и возможность продолжительной параллель-
ной работы трансформатора на разных (или
на несоответствующих) ответвлениях1.
7. Распределение тока нагрузки
На рассчитанные выше циркулирующие
токи накладываются токи нагрузки.
При одинаковых коэффициентах транс-
формации ток нагрузки распределяется по
параллельно работающим трансформаторам
обратно пропорционально их сопротивле-
ниям к. з. zk. В частности при двух транс-
форматорах
1 Такие меры необходимы (и осуществляются)
также и при нормальном использовании транс-
форматоров с РПН при их параллельной работе.
Использование преднамеренного рассогласова-
ния положений устройств нельзя рекомендовать
для широкого применения, тем более что в этом
случае исключается использование регулирова-
ния (в особенности РПН) по прямому назначе-
нию. (Примечание редактора.)
98
Схемы соединения обмоток. Параллельная работа
Глава 5
Рис. 5.13. К расче-
ту распределения
тока нагрузки.
+ <А2
При п трансформаторах (рис. 5.13) из
уравнений:
L1 Lk\ ~ ••• ~ Liiki _ Ln^kn
следует
(5.8)
(5.9)
При одинаковых отношениях активных
составляющих сопротивлений к. з. к индук-
тивным у всех трансформа юров все токи
совпадают по фазе и достаточно рассматри-
вать только модули сопротивлений к. з. по
(5.5). Тогда из (5.7) следует
//= /у X
Лн/ / 5((/
(5.10)
где ukl% — напряжение к. з. трансформатора
номер /, cooibctct вующее его номинальной
мощности 5н/и выраженное в процентах но-
минального напряжения £/н/.
На практике нагрузку трансформатора
обычно выражают в мощностях, полагая,
что напряжение равно номинальному (S =
= Unlj3 для трехфазного и S = UHI для од-
нофазного трансформатора). При одинако-
вых номинальных напряжениях всех п па-
раллельно соединенных трансформаторов
удобна формула
//% = 5/% = А . 100% =
*5ц/
1
= — • — • 100%, (5.11)
uki S
п S"i
где 5\ = 22 —су — суммарная передавае-
Л i=\uki/o
мая мощность; 5/— мощность, передаваемая
трансформатором номер /; 5н/ — номиналь-
ная мощность трансформатора номер /;
Пример (исходные данные из [2] — при-
мер 3—15). Могут ли трансформаторы, ука-
занные в табл. 5.4, имеющие одинаковые
номинальные напряжения, продолжительно
нести общую нагрузку 13,5 МВ-А?
Как видно по расчету 1, трансформатор
№ 2 недопустимо перегружается — в 2,4 раза.
Если отключить этот трансформатор (рас-
чет 2), то нагрузка не превышает 105% но-
минальной, что заведомо допустимо при
обычных климатических условиях. Если
имеется подходящий реактор, который мож-
но включить последовательно в цепь транс-
форматора № 2, увеличив индуктивность
этой цепи до 10% (расчет 3), то допустимо
Таблица 5.4. Пример расчета распределения нагрузки по формуле (5.11)
Параметр Трансформатор по (5.12) 5k МВ-А Заклю- чение
1 2 3 4
Дано 5Н, МВ-Л 4,2 1,0 5,6 3,2 14,0 13,5 —
"а % 10.0 3,5 9,7 9,8 — — —
Расчет 1 SJuk% 0,420 0,286 0,577 0,327 1,61 13,5 —
/% 84 240 86 86 — — нельзя
Расчет 2 0,420 — 0,577 0,327 1,324 13,5 —
(без тр-ра 3) 1% 102 — 105 104 — — можно
Расчет 3 SJuk% 0,420 0,100 0,577 0,327 1,424 1.424 —
(с реактором) /% 98 98 101 100 — — можно
§8
Экономика параллельной работы
99
даже повысить нагрузку до 14 МВ • А. Чтобы
получить требуемое увеличение индуктив-
ности, реактор должен иметь относительную
индуктивность L % = 10% — 3,5% = 6,5%
и электромагнитную мощность 65 кВ • А
(6,5% от мощности трансформатора). Его
номинальный ток должен быть примерно
равен номинальному току одной из обмоток
рассматриваемого трансформатора 1,0 МВ.
Индуктивность реактора при напряже-
нии UH = 6 кВ и частоте f= 50 Гц составит
, = д%_. и» =
100% 2я/5н
_ 6,5 • 62 у
100 -2 я- 1,0
х 0,00745 Гн 7,5 мГн. (5.13)
С учетом неодинаковых коэффициентов
трансформации формула (5.9) принимает вид:
(5.14)
п п (I, \ 2
= Z^/+Z^7- л, (5.15)
/=i /=1
где Pxi — потери х.х. трансформатора / при
данном напряжении; Рк! — потери к.з.
трансформатора / при его номинальном токе
/н/; ltn _ j и 11п — токи трансформаторов при
данном суммарном токе и параллельной ра-
боте соответственно п — 1 и п трансформа-
торов.
Если все трансформаторы одинаковы,
а напряжение равно номинальному, сум-
марные потери при работе п — 1 и п транс-
форматоров равны соответственно
P-L.n = пРх + пРк-^/п5нУ =
= пРх + ±Pk-(Sy/S„f- (5.16)
И
р, , = (л - 1) • рх+ -L. рк*
S,n-1 ' * *
*(^/5н)2, (5-17)
где 5Н — номинальная мощность одного
трансформатора, откуда при Р^ п = Р^ п
получаем условие
где токи и сопротивления относятся к сто-
роне НН.
Однако, как правило учитывать разли-
чие коэффициентов трансформации парал-
лельно работающих трансформаторов при
расчете распределения тока нагрузки не тре-
буется, так как существенное различие вы-
зывает недопустимые циркулирующие токи.
8. Экономика параллельной работы
При нагрузке , значительно мень-
шей, чем максимальна допустимая для име-
ющегося комплекта параллельно работаю-
щих трансформаторов, может быть выгодно
отключить часть трансформаторов. При
этом отсутствуют их потери холостого хода
(х.х.), но возрастает нагрузка, и, следова-
тельно увеличиваются нагрузочные потери
трансформаторов, остающихся в работе.
Критерием целесообразности отключения
очередного трансформатора при уменьше-
нии нагрузки или его включения при росте
нагрузки является условие одинаковости по-
терь в двух случаях. Оно соответствует точке
пересечения кривых зависимости суммар-
ных потерь от передаваемой мощности при
работе п — 1 и п трансформаторов. В общем
случае получается следующее уравнение:
Решение уравнения (5.18) представлено
на рис. 5.14.
Например, при Р^/Р[ = 4 и при 5^ /5Н до
0,71 целесообразно оставить в работе один
трансформатор, от 0,71 до 1,22 — два, от 1,22
Рис. 5.14. Зависимость количества параллельно
работающих одинаковых трансформаторов, соот-
ветствующего минимуму потерь, от Рк/Рх и 5О/5Н.
и-1 и—I
Z РХ1 + Z Л/
/=1 /=1
100
Схемы соединения обмоток. Параллельная работа
Глава 5
При проектировании подстанции коли-
чество трансформаторов и их мощность почти
всегда определяются по предельно допусти-
мой нагрузке с учетом роста сети и энергопот-
ребления в обозримом будущем. Лишь при
очень высокой цене потерь электроэнергии и
равномерной загрузке в течение суток и года
суммарная установленная мощность транс-
форматоров может определяться минимумом
расчетных затрат — суммы эксплуатацион-
ных расходов, включающих стоимость по-
терь, и капитальных вложений, включающих
стоимость трансформаторов и их установки.
9. Схема замещения
и особенности
трехобмоточных трансформаторов
и автотрансформаторов
При анализе параллельной работы
трехобмоточных трансформаторов и авто-
трансформаторов удобно применять их грех-
лучевые схемы замещения.
Для составления схемы замещения
трансформатора все его обмотки должны
быть приведены к одному базисному числу
витков w6. Число w6 выбирается произволь-
но, например, равным числу витков одной
из обмоток. Параметры цепей, присоеди-
ненных к обмоткам (сторонам) трансформа-
тора, приводятся к этому числу витков, а
именно напряжения умножаются на коэф-
фициент k — w6/w, токи делятся на этот ко-
эффициент, сопротивления и индуктивнос-
ти умножаются, а проводимости и емкости
делятся на его квадрат Л2. Здесь w — число
витков данной обмотки. Мощности при
этом не изменяются.
Напряжения двух обмоток или сторон
Uj и Uдвухобмоточного трансформатора
(рис. 5.15) или автотрансформатора с нена-
сыщенной сталью, когда можно пренебречь
намагничивающим током, связаны уравне-
ниями
/ Ш =0 и LLX — - LL2 — =
vv6 ~w6 Wj w2
Рис. 5.15. Схема не приведенного (а) и при-
веденного к одному числу витков (о) одно-
фазного двухобмоточного трансформатора
и его схема замещения в двухлинейном (в)
и однолинейном (г) изображении.
Zi —
4
(5.19)
где zk — сопротивление к.з., приведенное
к базисному числу витков w6.
Этим уравнениям соответствует схема
замещения однофазного трансформатора,
показанная на рис. 5.15, в. Обычно схемы
замещения без учета намагничивающего то-
ка изображают однолинейными (рис. 5.15, г),
что позволяет использовать их для трехфаз-
ных трансформаторов без загромождения
рисунка множеством пересекающихся ли-
ний.
Аналогично схема замещения трехобмо-
точного трансформатора или автотрансфор-
матора имеет вид трехлучевой звезды —
рис. 5.16. Сопротивления ветвей этой схе-
мы zk2 и определяются по трем со-
противлениям к. з. пар обмоток или сторон
ВН, СН и НН, обозначаемых ниже индек-
сами 1, 2, 3.
= 2 + ~ ~к23
-2 ~ 2 (-A.I2 + Я23 “ -AI3
<з “ 2^-413 + ~ -^12^’ (5-20)
’ zk,
§ 9 Схема замещения и особенности трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов 101
Если сопротивления или напряжения
к.з. указаны в процентах, то следует обращать
особое внимание на мощность, к которой от-
носятся эти проценты. Дело в том, что соглас-
но п. 9.1.4 терминологического стандарта [1]
напряжение к. з. пары обмоток трансформа-
тора соответствует меньшей из номинальных
мощностей обмоток пары, а в подавляющем
большинстве стандартов технических условий
и в п. 5.3.1 стандарта на методы испытаний [1]
напряжение к. з. приводят к номинальной
мощности трансформатора. В двухобмоточ-
ных трансформаторах ошибки невозможны,
так как мощности обоих обмоток одинаковы.
Иногда возникающие споры о правильности
выбора той или иной базы беспредметны —
важно лишь, чтобы все числа в пределах од-
ного расчета относились к одной и той же ба-
зе, которая должна быть указана.
Заметим попутно, что столь же беспред-
метен спор о правильности той или иной
системы положительных направлений токов
и напряжений [И]. Можно говорить лишь
о более или менее удобной системе, т.е. о
сугубо субъективном критерии оценки. На-
пример, Г. Н. Петрову представлялась удоб-
ной система с разными правилами знаков
слева и справа от схемы, на стороне первич-
ной и вторичной обмоток. Одно и то же (по
показаниям вольтметра) напряжение у левых
зажимов изображается стрелкой вниз, а у
правой — вверх (фиг. 2.14 в [12]). В данной
главе положительное напряжение изобража-
ется стрелкой от зажимов X или х к зажимам
А или а, положительный ток — стрелкой,
входящей в зажимы А или а, изображаемые
на двухлинейной схеме верхними (рис. 5.15).
Общие формулы при параллельной ра-
6oie трансформаторов, имеющих более двух
обмоток, громоздки. Поэтому ниже дан
лишь пример приближенного расчета.
Имеется три трехобмоточных трансфор-
матора или автотрансформатора и один
двухобмоточный (рис. 5.17, а). По двум сто-
ронам все они соединены параллельно, по
третьей стороне соединены параллельно
только два — Тр1 и Тр2. Приняты сквозная
нумерация обмоток и положительные на-
правления токов, указанные на рис. 5.17, а.
Заданы напряжение сети 1 7/с1 и токи ос-
тальных сетей 1с2, 1С. , 1с9, причем
=
-с2 = 4 + 4 + 4 + /11 ’ 4з =
= 4 + 4; = 4- <5-21)
Согласно принципу наложения разде-
льно рассматриваем токи, вызванные ука-
Рис. 5.16. Однолинейная схема замещения
трехобмоточного трансформатора или авто-
трансформатора.
занными четырьмя источниками (одним ис-
точником напряжения и тремя источника-
ми тока). Пренебрегаем намагничивающим
током и всеми второстепенными влияниями
различия коэффициентов трансформации
пар параллельно соединяемых обмоток. Каж-
дый трансформатор заменяем его схемой за-
мещения, приведенной к его обмотке, соеди-
няемой с сетью 2. Сопротивления ветвей
трехлучевых схем замещения трансформато-
ров определяются по формулам (5.20).
Схема для расчета циркулирующих то-
ков, вызванных неодинаковостью транс-
формации напряжения в параллельно
соединяемые обмотки 2, 5, 8 и 11, показана
на рис. 5.17, б. При этом чтобы избежать гро-
моздких расчетов мостовой схемы, цепь па-
раллельного соединения обмол ок 3 и 6 разо-
мкнула — см. воображаемый ключ К. Цирку-
лирующие токи вычисляются по формуле
(5.6) шля двухобмоточных трансформаторов с
обмотками 1—2, 4—5, 7—8 и 10—11, так как
обмотки 3, 6 и 9 разомкнуты.
Затем определяется напряжение Uk с уче-
том напряжения
(5-22)
*12 к46
вызванного различием коэффициентов
трансформации 1—3 и 4—6.
Далее по схеме рис. 5.17, в рассчи-
тывается составляющая циркулирующих то-
ков, замыкающихся через ключ К. Это про-
ел ая мостовая схема с одним эквивалентным
источником, заменяющим все источникам
напряжения, показанные на рис. 5.17, б.
Распределение токов нагрузки транс-
форматоров, обусловленных токами /с2,
/сз, /с9 производятся по схемам рис. 5.17, г,
д, е соответственно. Все полученные токи
102
Схемы соединения обмоток. Параллельная работа
Глава 5
Рис. 5.17. К примеру расчета токов при параллельной работе нескольких трансформаторов.
Рис. 5.18. Принци-
пиальная схема ав-
тотрансформатора.
в каждой ветви схемы замещения суммиру-
ются.1
Рассчитав токи, проверяют их допусти-
мость в течение требуемой продолжитель-
ности для всех обмоток рассматриваемых
трансформаторов — по [3] для масляных
и [4] для сухих. В случае автотрансформа-
торов допустимый ток стороны среднего
напряжения (СН) ограничивается только
вводом и устройством РПН, по которым
часто имеется значительный запас. Однако
необходимо рассчитать ток общей обмотки
1 В настоящее время имеется возможность
производить подобные расчеты при помощи уни-
версальной математической программы Math-
Lab 113]. В ее составе, в частности, имеется
пакет Simulink, позволяющий без программирова-
ния рассчитывать токи и напряжения в электри-
ческой цепи непосредственно по ее изображению,
не прибегая явно к схеме замещения и сразу полу-
чить протокол расчета (примечание редактора).
§ ю
Данные, необходимые для определения возможности параллельной работы
103
(ток 00 — разность токов сторон ВН и СН,
при положительных направлениях токов
по рис. 5.15 и 5.18. — геометрическая сум-
ма векторов этих токов).
10. Данные, необходимые
для определения возможности
параллельной работы
Для решения вопроса о возможности
параллельной работы трансформаторов и
о возникающих ограничениях необходимы
следующие данные каждого трансформатора:
1) Группа соединения обмоток.
2) Номинальные напряжения обмоток,
подлежащих параллельному соединению на
всех ответвлениях ПБВ и на основных и
крайних ответвлениях обмогок, имеющих
РПН. По ним определятся коэффициенты
трансформации.
В случае отсутствия документации но-
минальное напряжение одной из обмоток
назначают приближенно по зависимости
тока холостою хода от напряжения.
3) Сопротивления к. з. пар обмогок.
4) Номинальные токи обмогок. В случае
отсутствия документации номинальные юки
назначают по данным о потерях к.з. и, воз-
можно, по результатам тепловых испытаний1.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 5
1. ГОСТ 16110—82. Трансформаторы
силовые. Термины и определения. — М.:
Изд-во стандартов, 1982. — 44 с.
2. Алексенко Г. В. Параллельная работа
трансформаторов и автотрансформаторов. —
3-е изд., перераб. и доп. — М.— Л.: Энергия,
1967. -608 с.
3. ГОСТ 14209—85. Трансформа!оры
силовые масляные общего назначения. До-
пустимые нафузки. — М.: Изд-во стандар-
тов, 1985. — 30 с.
4. IEC-905 (1987). Loading Guide for
dry-type transformers. — Geneve, 1987/ — 43 s.
5. ГОСТ 11677—85. Трансформаторы
силовые. Общие технические условия. — М.:
Изд-во стандарта, 1988. — 38 с.
6 ГОСТ 1494-77. Элек грот ехника.
Буквенные обозначения основных величин.
Термины и определения. — М.: Изд-во cian-
даргов, 1982. — 44 с.
7. Булгаков Н. И. Группы соединения
трансформаторов. — 3-е изд., перераб. и
дон. — М.: Энергия, 1977. — 80 с.
8. ГОСТ 16772—82. Трансформаторы и
реакторы преобразовательные. Общие тсх-
'См. приложение 5.1 к главе 5 (примечание
редактора).
нические условия. — М.: Изд-во стандар-
тов, 1984. — 45 с.
9. Стандарт МЭК. Публикация 76-4.
Издание первое. Силовые трансформаторы.
Часть 4. Ответвления и соединения. — М.:
Изд-во стандартов, 1979. — 20 с.
10. ГОСТ 3484.1—88. Трансформаторы
силовые. Методы электромагнитных испыта-
ний. — М.: Изд-во стандартов, 1989. — 33 с.
11. Антик И. В. О выборе условно по-
ложительных направлений напряжений
и токов при анализе работы трансфор-
маторов. «Электричество», 1985, № 11,
стр. 59—60.
12. Петров Г. Н. Электрические машины.
Часть первая. Введение. Трансформаторы. —
М.: ГЭИ, 1956. - 224 с.
13. Дьяконов В. Simulink4. Специальный
справочник. — СПБ: Питер, 2002. — 528 с.
Приложение 5.1.
Условия параллельного включения
трансформаторов (от редакции)
1. В п. 2.19 «Правил технической эксплу-
атации» [1] предписано следующее:
«2.19. Допускается параллельная работа
трансформаторов (автотрансформаторов) при
условии, что ни одна из обмоток не будет
нагружена током, превышающим допусти-
мый ток для данной обмотки.
Параллельная работа трансформаторов
разрешается при следующих условиях: группы
соединения обмоток одинаковы, соотношение
мощностей трансформаторов не более 1:3, ко-
эффициенты трансформации отличаются не
более чем на ±0,5%, напряжения короткого
замыкания отличаются не более чем на ±10%,
11 ро и з веде на (|>аз и ров ка тра 11сформаторов.
Для выравнивания нагрузки между па-
раллельно работающими трансформаторами
с отличными напряжениями к.з. допускает-
ся в небольших пределах изменение коэф-
фициента трансформации путем переключе-
ния ответвлений при условии, что ни один
из фансформа торов не будет перегружен.»
2. Как правило, на параллельную работу
должны включаться одинаковые трансфор-
маторы (с точностью до производственных
отклонений). Случаи вынужденного вклю-
чения на параллельную работу трансформа-
торов, имеющих разные группы соединения
и (или) другие отличия в параметрах рас-
смотрены в текст настоящей главы.
ЛИТЕРАТУРА К ПРИЛОЖЕНИЮ 5Л
Правила технической эксплуатации элек-
троустановок потребителей. — М.: Изд-во
НЦ ЭНАС, 2003.
104
Автотрансформаторы
Глава 6
Глава шестая
АВТОТРАНСФОРМАТОРЫ
1. Основные принципы
В трансформаторе первичная и вторич-
ная обмотки с напряжением Ц и (/2 имеют
токи /1 и /2, протекающие в противополож-
ных направлениях. В автотрансформаторе1
соединения делают возможным использо-
вать часть первичной обмотки в качестве
вторичной и понизить напряжение во вто-
ричной обмотке до (/2 (рис. 6.1).
При этом сама первичная обмотка вклю-
чает в себя вторичную и дополнительную
часть с напряжением (С7| — (/2). Ток, проте-
кающий в общей части обмотки автотранс-
форматора, является разностью двух токов
(Л — /0. Поэтому общая часть обмотки мо-
жет быть изготовлена из провода меньшего
сечения, рассчитанного на разность токов
(/2 — Ц) вместо полного тока /2.
С другой стороны, первичная обмотка,
имеющая более высокое напряжение, как
бы уменьшена до последовательной части
автотрансформатора, имеющей л1 — л2 вит-
ков вместо полного числа витков п{. Следо-
вательно, первичная обмотка уменьшается
Л| - л2
пропорционально величине ———-, а вто-
- /2 1
ричная пропорционально —-—- .
1
Эго позволяет получить экономию ак-
тивных материалов и размеров.
Автотрансформаторы применяются в се-
тях от низкого напряжения, например, в рас-
пределительных сетях 110 и 220 В, и вплоть
до очень высоких напряжений: 500 (525), 750
(787) и 1150 (1200) кВ (в скобках — наиболь-
шее рабочее напряжение).
Существует несколько типов автотранс-
форматоров в зависимости от их применения:
♦ Для связи между двумя системами раз-
личного напряжения, возможно с регу-
лированием напряжения;
♦ Для регулирования напряжения транс-
форматора в широких пределах, при
этом вторичным является низкое напря-
жение, например в трансформаторах,
питающих электрические печи, выпря-
мители для электролиза и (или) тяги
(см. главы 28 и 29);
♦ Для питания синхронных или асинхрон-
ных двигателей пониженным напряже-
нием при их запуске.
1 По определению автотрансформатор — это та-
кой трансформатор, в котором по крайней мерс две
обмотки имеют общую часть (МЭК 60076-1, п. 3.1.2).
2. Эквивалентные размеры [1, 2, 5]
Для сравнения трансформаторов с раз-
личными характеристиками, таким, как
мощность, регулирование напряжения об-
мотки, используется двухобмоточный экви-
валент. Для обмотки или части обмотки
мощность определяется произведением мак-
симального тока и максимального напряже-
ния в условиях эксплуатации. Для всего
трансформатора двухобмоточный эквива-
лент будет иметь мощность, равную полу-
сумме мощностей всех обмоток.
Трансформатор с двумя обмотками, без
регулирования и при неизменном напряже-
нии имеет эквивалентную мощность, рав-
ную мощности каждой из его обмоток.
В случае введения регулирования в одной
из обмоток и при полной требуемой мощ-
ности на каждом ответвлении, эквивалентная
двухобмоточная мощность увеличивается на
величину мощности дополнительной регу-
лировочной обмотки.
Для сравнения автотрансформаторов
и трансформаторов приняты такие понятия
как «проходная» (5пр) и «типовая» (5Т) мощ-
ности автотрансформатора.
Проходная мощность — мощность, пе-
редаваемая автотрансформатором во вторич-
ную сеть, типовая мощность — мощность
двухобмоточного трансформатора, имеюще-
го размеры данного автотрансформатора.
Выгоды, которые дает автотрансформа-
тор за счет совмещения обмоток, видны из
схемы на рис. 6.1.
Так как Ц/j = £/2/2, а ^1/^2 = п\1пъ име-
пх-п1 /2-Ц
ем —— =
”\
2
§3
Регулирование напряжения в автотрансформаторах
105
Благодаря автотрансформаторному со-
единению обе обмотки уменьшаются в раз-
мерах в одинаковой пропорции либо за счет
уменьшения числа витков при том же сече-
нии провода, либо за счет уменьшения сече-
ния провода при том же числе витков. Такой
автотрансформатор передает ту же мощ-
ность 5пр, что и исходный трансформатор,
имеющий то же соотношение напряжений.
Однако, типовая мощность автотрансфор-
матора — эквивалентная двухобмоточная
мощность Sr, которая определяет физичес-
кие размеры, будет соотноситься с проход-
ной мощностью 5пр как
= ] _ £?
А
^пр
или 5Т = р5пр,
где р — коэффициент выгодности.
Если^=^>1Лор=^' =1-^.
Отсюда видно, что по мере уменьше-
ния кп величина р также уменьшается,
стремясь к нулю, когда приближается к
единице. Это имеет место благодаря тому,
что в трансформаторе вся энергия транс-
формируется из первичной обмотки во
вторичную, тогда как в автотрансформато-
ре только часть всей энергии трансформи-
руется, а другая часть передается непос-
редственно из системы одного напряжения
в систему другого напряжения без транс-
формации.
Чем ближе значения напряжения двух
систем, тем большая выгода достигается с
помощью автотрансформатора.
Наиболее часто значения коэффициента
выгодности находятся в пределах 0,3—0,7.
В таблице 6.1 приведены значения коэф-
фициентов выгодности при различных ко-
эффициентах трансформации.
Таблица 6.1. Коэффициенты
трансформации и коэффициенты выгодности
автотрансформаторов
Номинальные напряжения Цн/^2н’ Коэффициент трансформа- ции &|2 Коэффициент выгодности Р
330/242 1,364 0,267
230/165 1,394 0,283
230/121 1,90 0,474
330/165 2,0 0,5
500/242 2,067 0,516
330/121 2,73 0,633
500/165 3,03 0,67
500/121 4,13 0,758
3. Регулирование напряжения
в автотрансформаторах [3]
В зависимости от предъявляемых тре-
бований к регулированию напряжения
применяются различные схемы соедине-
ния обмоток.
Регулирование напряжения без возбуж-
дения может осуществляться так же, как
в трансформаторе, при этом регулировоч-
ные витки или катушки могут располагаться
либо в последовательной обмотке при необ-
ходимости регулирования высокого напря-
жения, либо в общей обмотке при регулиро-
вании среднего напряжения, причем в этом
случае регулирование получается «связан-
ным», т. к. общая обмотка является обмот-
кой СН и в то же время является частью об-
мотки ВН.
При необходимости в автотрансформа-
торах применяют регулирование напряже-
ния под нагрузкой.
Выбор вида и схемы регулирования за-
висит от условий в энергосистеме, из кото-
рых вытекают требования к автотрансфор-
матору.
При выборе схемы регулирования учи-
тываются расход материалов, возможная
конструкция обмоток, в том числе регулиро-
вочной обмотки, требуемые характеристики
переключающего устройства, перевозбужде-
ние автотрансформатора и пр.
В зависимости от условий регулирова-
ния напряжения применяются различные
схемы регулирования напряжения под на-
грузкой.
Все применяемые схемы можно разде-
лить на три группы: схемы регулирования на
стороне ВН (рис. 6.2), на стороне СН (рис. 6.3)
и в общей нейтрали ВН—СН (рис. 6.4).
Регулирование целесообразно осущест-
влять в той обмотке, напряжение которой
изменяется в больших пределах. Это следует
учитывать при выборе схемы — с регулиро-
ванием на стороне ВН или СН.
ЗЛ. Регулирование на стороне ВН
или СН
Помимо сказанного выше, эти два спо-
соба регулирования равноценны, На рис. 6.2
приведены некоторые схемы регулирования
на стороне ВН. Схема 6.2, б имеет то пре-
имущество перед схемой 6.2, а, что позволя-
ет применить переключающее устройство
класса напряжения СН, т. е. требует пере-
ключающее устройство более низкого клас-
са напряжения. Поэтому схема 6.2, а может
106
Автотрансформаторы
Глава 6
Рис. 6.2. Принципиальные схемы регулирования на стороне ВН автотрансформатора:
а и б — без реверсирования; в — с реверсированием; г — с вольтодобавочным трансформатором.
Рис. 6.3. Принципиальные схемы регулирования на стороне СН автотрансформатора:
а — без реверсирования; б — с реверсированием; в и г — с вольтодобавочным трансформатором.
§3
Регулирование напряжения в автотрансформаторах
107
иметь практическое применение только в
тех случаях, когда напряжения и U2 близ-
ки друг к другу.
Реверсирование регулировочной обмот-
ки на схеме 6.2, в позволяет вдвое увеличить
диапазон регулирования но сравнению со
схемой 6.2, б.
Схема рис. 6.2, г содержит дополни-
тельный вольтодобавочный трансформа-
тор со своим магнитопроводом. Вольтодо-
бавочный трансформатор может распола-
гаться в баке основного автотрансформатора
или вне его. Регулирование осуществляется
в главном автотрансформаторе.
Преимуществом схемы 6.2, г является
возможность выбора наиболее удобного для
регулирования тока и напряжения во вспо-
могательной цепи, содержащей переключа-
ющее устройство. Однако, косвенное регу-
лирование требует дополнительного вложе-
ния материалов и некоторого увеличения
габаритных размеров автотрансформатора.
Отметим, что схемы 6.2, б и 6.2, в, регулируя
напряжение на стороне ВН требуют регули-
ровочной аппаратуры на класс СН.
На рис. 6.3. приведены схемы регулиро-
вания напряжения на стороне СН. Схема
6.3, б позволяет с помощью реверсирования
расширить диапазон регулирования. Схема
6.3, в позволяет использовать регулировоч-
ную аппаратуру низкого класса напряже-
ния.
Преимуществом схемы 6.3, г перед пре-
дыдущей является постоянное значение ин-
дукции в магнитопроводе вольтодобавочно-
го трансформатора. Эта схема может быть
использована для продольно-поперечного
регулирования на стороне СН (т. е., одно-
временного регулирования напряжения по
величине и фазе).
3.2. Регулирование напряжения
в нейтрали
Метод регулирования напряжения в
нейтрали (рис. 6.4.) позволяет применить
регулировочную обмотку и переключающее
устройство на класс напряжения, значитель-
но более низкий, чем напряжение U\ и U2,
Рис. 6.4. Принципиальные схемы регулирования напряжения в нейтрали автотрансформатора:
а — без реверсирования; б — с реверсированием; в — с вольтодобавочным трансформатором.
108
Автотрансформаторы
Глава 6
что является большим преимуществом этого
метода.
Недостатком метода являются значи-
тельные колебания магнитной индукции в
процессе регулирования, особенно при ко-
эффициенте трансформации меньше двух.
Поэтому его применяют в случае сравни-
тельно небольшого диапазона регулирова-
ния в автотрансформаторах очень высокого
класса напряжения.
Применение косвенного регулирования
в нейтрали позволяет существенно упрос-
тить обмотку главного автотрансформатора,
особенно когда вольтодобавочный транс-
форматор размещается в отдельном баке.
33. Сравнение методов
регулирования на основе
типовой мощности
В предыдущих разделах приведено ка-
чественное сравнение методов регулирова-
ния напряжения в автотрансформаторах.
Ниже приведено сопоставление увеличения
типовой мощности автотрансформатора с
регулированием по сравнению с таким же
трансформатором без регулирования.
Типовой мощностью автотрансформатора
будем называть полусумму мощностей его об-
моток 5Т — 0,5 ^ок’ где 5О1< — ^4)макс/дмакс
к= I
мощность А-ой обмотки, равная произвеед-
нию максимальных значений тока и напря-
жения в ней; п — число обмоток.
Сравнение производится с автотранс-
форматором без регулирования под нагруз-
кой с проходной мощностью 5пр для обмо-
ток ВН и СН, соединенных по автотранс-
форматорной схеме, и с третичной обмоткой
(НН), мощность которой равна типовой
мощности автотрансформатора.
Типовая мощность такого трехобмоточ-
ного автотрансформатора будет равна ST =
= 1,5 р5пр, где р — коэффициент выгодности
автотрансформатора, равный р = 1 — 1Д12,
Aj2 — коэффициент трансформации между
сторонами ВН и СН автотрансформатора,
равный отношению номинальных напряже-
ний.
При наличии регулирования под нагруз-
кой мощность автотрансформатора возрас-
тает, так как появляются новые (регулиро-
вочные) обмотки и увеличивается мощность
имеющихся обмоток.
Типовая мощность регулируемого авто-
трансформатора равна
•Sr. per. = -Sr. neper. + 0,5(E5o + а ее
увеличение по сравнению с нерегулируемым
автотрансформатором составит AST = 0,5 х
х (E5q + EA5q).
Относительное увеличение типовой
мощности автотрансформатора с регулирова-
нием под нагрузкой будет Л5трсг = 100 х
Х А^т.рсг./^т.нерсг
В таблице 6.2 даны значения увеличения
типовой мощности Л5Т рсг при введении ре-
гулирования согласно схемам рис. 6.2—6.4
для случаев симметричных диапазонов регу-
лирования ±р в процентах соответствующе-
го напряжения.
При этом проходная мощность неизмен-
на для всех ступеней напряжения.
Для большей наглядности в таблице 6.2.
указаны значения % для случая Aq2 = 2.
Из данных таблицы 6.2. видно, в част-
ности, что косвенные методы регулирования
приводят к удвоению процента увеличения
типовой мощности автотрансформатора по
сравнению с прямыми (например, схема на
рис. 6.2, г против а, б и в, а также на рис. 6.3,
в против б), а в некоторых случаях они свя-
заны даже с еще большей затратой материа-
лов (например, схема рис. 6.4, в против а и б).
Таблица 6.2. Увеличение типовой мощности автотрансформаторов
при различных методах регулирования [3]
Регулирование Напряжение Схема Л5Т рсг %
При ±р При ±р и к]2 = 2
ВН Ц+Р %/и2/щ 6.2, а, б, в 6.2, г 2р/3р 4р/3р 4р/3 8р/3
СН и{/и2±^%/и2 6.3, а 6.3, б 6.3, виг Р/Зр 2р/3р 4р/3р 2Р/3 4р/3 8р/3
Нейтраль ВН-СН и{±^%/и2±кп^%/Щ 6.4, а и б 6.4, в 2р(£12 + 1)/3 2Р(2Л12 + 1)/3 2Р 10р/3
§3
Регулирование напряжения в автотрансформаторах
109
Применение схем с реверсированием,
удваивая диапазон регулирования, в некото-
рых случаях приводит к дополнительному
вложению материалов (схема на рис. 6.3, б
против а), а в других нет (схема на рис. 6.2, в
против а и б, а также на рис. 6.4, б про-
тив а).
На основании формул, приведенных в
таблице 6.2, на рис. 6.5 построены зависи-
мости рсг от кх2 при р = ±10 %. Из графи-
ков следует, что характер зависимости раз-
личен для схем регулирования на сторонах
ВН и СН (кривые 1—3) и в нейтрали (кри-
вые 4 и 5): в первых схемах Л5Т рсг гипербо-
лически падает с ростом £12, а при регули-
ровании в нейтрали — линейно возрастает.
Это объясняется тем, что при регулиро-
вании на стороне ВН или СН абсолютный
прирост типовой мощности не зависит от £12
и при данном значении р является величи-
ной постоянной. Поэтому относительный
прирост мощности Лзт рсг с увеличением £j2
падает, так как при этом возрастает типовая
мощность автотрансформатора 5тл1срсг без
регулирования, к которой отнесен абсолют-
ный прирост типовой мощности Л5т.рсг.
В противоположность этому при регули-
ровании в нейтрали прирост типовой мощ-
ности Д5т рсг также зависит от £|2, возрастая
с увеличением £i2 быстрее, чем ST нсрсг. По-
этому для этих схем относительный прирост
типовой мощности Л5Т рсг возрастает по ме-
ре увеличения кп. Точки пересечения кри-
вых 1—3 с кривыми 4 и 5 (рис. 6.5) опре-
деляют границы, ниже которых меньших
вложений материалов требуют схемы с регу-
лированием в нейтрали, а выше — схемы
с регулированием на стороне ВН или СН.
На рис. 6.6 показана зависимость AsT от
пределов регулирования при £j2 = 2. Для
всех схем Л5Т р возрастает линейно с увели-
чением р.
Рис. 6.5. Увеличение типовой мощности авто-
трансформатора с регулированием напряже-
ния в зависимости от его коэффициента транс-
формации [3]. Пределы регулирования ±10%:
1 — схема рис. 6.2, г и рис. 6.2, в и г\ 2 — схемы
рис. 6.2, а, б и в и рис. 6.3, б\ 3 — схема рис. 6.3, а:
4 — схемы рис. 6.4, а и б; 5 — схема рис. 6.4, в.
Рис. 6.6. Увеличение типовой мощности авто-
трансформатора в различных схемах регулиро-
вания напряжения в зависимости от пределов
регулирования ±р при номинальном коэффи-
циенте трансформации £12 = 2 [3]:
1 — схема рис. 6.3, а\ 2 — схемы рис. 6.2, а, б и в
и рис. 6.3, б\ 3 — схема рис. 6.4, а и б. 4 — схемы
рис. 6.2, г и рис. 6.3, в и г; 5 — схема рис. 6.4, в.
по
Автотрансформаторы
Глава 6
4. Напряжение короткого
замыкания автотрансформатора
[1,2, 4, 5]
Автотрансформаторная схема соединения
обмоток существенно влияет на величину
полного сопротивления короткого замыка-
ния. Действительно, если в схеме на рис. 6.1,
б предположим, что вторичная сторона авто-
трансформатора замкнута накоротко, первич-
ное напряжение окажется приложенным
не к точкам АС, как при нормальной работе,
а к точкам АВ. Отношение числа витков на
участке АВ к полному числу витков АС как
раз равно коэффициенту выгодности р.
В результате полное сопротивление ко-
роткого замыкания автотрансформатора, от-
несенное к проходной мощности автотран-
сформатора Snp, составляет только pz, где z —
полное сопротивление короткого замыка-
ния в % трансформатора мощностью 150/
110 кВ, образуемого обмотками АВ и ВС. Это
существенным образом влияет на проекти-
рование автотрансформатора, так как при-
ходится выбирать его размеры так, чтобы его
эффективное сопротивление короткого за-
мыкания было достаточно для ограничения
токов при коротком замыкании по соображе-
ниям динамической устойчивости обмоток.
Так, если для трансформатора мощнос-
тью 5 с передаточным отношением 150/110
кВ токи короткого замыкания (без учета со-
противления системы) не должны превосхо-
дить 12-кратного значения номинального
тока, то его сопротивление должно состав-
лять 8,3 %.
Если же мы вместо трансформатора со-
здается автотрансформатор с тем же ограни-
чением тока короткого замыкания в обмотках
и с тем же значением сопротивления корот-
кого замыкания, то мы должны выбрать мо-
дель трансформатора мощностью ST = 0,275
(здесь 0,27 — коффициент выгодности для ав-
тотрансформатора 150/110 кВ), но имеющего
сопротивление короткого замыкания
Практически это приводит к меньшему
сечению, диаметру и массе сердечника и бо-
лее тяжелым обмоткам, чем у трансформа-
тора данной типовой мощности 5Т с сопро-
тивлением порядка 10%.
При этом измененяется соотношение
масс и потерь: масса электротехнической
стали и потери холостого хода снижаются
значительно, а масса меди и нагрузочные
потери снижаются в меньшей степени.
Благодаря этому легко удается получить
небольшое значение эффективного сопро-
тивления, достаточное по соображениям ди-
намической устойчивости обмоток при ко-
ротких замыканиях.
Вообще же имеются два возможных ре-
шения [5]:
а) Если мы хотим, чтобы ток короткого
замыкания не достиг чрезмерно большого
значения, мы должны увеличить значение z,
что соответствует очень высокому значению
zT в связи с малым значением р.
б) Если мы не хотим сильно отклоняться
от сбалансированного проекта, мы должны
избегать большого увеличения zT и принять
достаточно низкое значение z при низком
значении р.
Обычно приходят к разумному компро-
миссу между противоположными требова-
ниями, в результате автотрансформаторы
имеют относительно большое сопротивле-
ние короткого замыкания по отношению к
типовой мощности и очень низкое сопро-
тивление короткого замыкания по отноше-
нию к проходной мощности.
Поэтому в автотрансформаторах следует
ожидать относительно высоких значений
токов короткого замыкания.
Для примера ниже приведены характе-
ристики реальных автотрансформаторов:
1. Однофазный автотрансформатор со
следующими характеристиками:
— номинальная трехфазная мощность
250/250/50 МВ • А;
— номинальное напряжение 525 : J3 /
220 : 73/35 кВ;
— частота 50 Гц;
— сопротивление короткого замыкания
обмоток ВН/СН, отнесенное к проходной
мощности 250 МВ • А — 12%;
— коэффициент выгодности р (525 —
- 230)/525 = 0,562;
— типовая мощность последовательной
и общей обмоток 5Т 250 х 0,562 = 140,5 МВ • А;
— сопротивление короткого замыкания
обмоток ВН/СН, приведенное к типовой
мощности zT 12/0,562 = 21,35%;
— типовая мощность двухобмоточного
трансформатора 5Т = (140,5 + 140,5 + 50)/2 =
= 165,5 МВ • А.
Отметим, что для трансформаторов свя-
зи более характерным является сопротивле-
ние 15—17 %.
2. Однофазный автотрансформатор:
— номинальная трехфазная мощность
500/500/150 МВ • А;
— номинальное напряжение 500 : J3 /
230 : УЗ /35 кВ;
— частота 50 Гц;
§5
Режимы работы автотрансформаторов
111
— сопротивление короткого замыкания
обмоток ВН/СН, отнесенное к проходной
мощности 500 МВ • А — 11 %;
— коэффициент выгодности р (500 —
- 230)/500 = 0,54:
— типовая мощность последовательной
и общей обмоток 5Т 250 х 0,54 = 270 МВ • А;
— сопротивление короткого замыкания
обмоток ВН/СН, приведенное к типовой
мощности 11/0,54 = 20,37 %;
— типовая трехфазная мощность двухоб-
моточного трансформатора 5Т = (270 + 270 +
+ 150)/2 = 345 МВ • А.
5. Режимы работы
автотрансформаторов [2]
5.1. Расположение обмоток
автотрансформатора
В автотрансформаторе стержневого типа
две обмотки располагаются обычно после-
довательно в радиальном направлении от
сердечника и имеют одинаковую высоту
(рис. 6.7.). Автотрансформаторное соедине-
ние обмоток в трехфазной системе требует
соединения в звезду с заземленной нейтра-
лью во избежание попадания высокого по-
тенциала на зажимы вторичных обмоток
вследствие наличия их гармонической связи.
Следовательно, системы, соединенные
через автотрансформатор, должны быть с за-
земленными нейтралями.
Мы называем «последовательной обмот-
кой» обмотку между выводами А и Ат на
рис. 6.7 и «общей обмоткой» — обмотку, ко-
торая является общей частью двух систем,
подсоединенных соответственно между вы-
водами А и Ат и нейтралью. Отсюда высоко-
вольтная сторона автотрансформатора со-
стоит из общей обмотки вместе с последо-
вательной обмоткой.
Однако, для краткости иногда называют
последовательную часть «обмотка ВН», а об-
щую часть — «обмотка СН».
Как правило, автотрансформаторы име-
ют третичную обмотку. В зависимости от ре-
жима ее работы различают понижающие и
повышающие автотрансформаторы. В пер-
вых третичная обмотка располагается пер-
вой у магнитного стержня, во втором —
между последовательной и общей обмотка-
ми автотрансформатора (рис. 6.8.).
Рис. 6.7. Расположение обмоток
в автотрансформаторе:
а — при вводе с конца последова-
тельной части обмотки; б — при
вводе в середине последователь-
ной части обмотки.
Рис. 6.8. Расположение третич-
ной обмотки:
а — в понижающем автотрансфор-
маторе; б — в повышающем авто-
трансформаторе.
112
Автотрансформаторы
Глава 6
Рис. 6.9. Кривые допустимых нагрузок s2 и s3
автотрансформатора 220/110 кВ; р = 0,5 в ре-
жиме ВН—СН и одновременно ВН—НН [2].
Рис. 6.10. Кривые допустимых нагрузок s2 и 53
автотрансформатора 220/110 кВ; р = 0,5 в ре-
жиме СН-ВН и одновременно СН—НН [2].
5.2. Режимы работы
автотрансформаторов
Наибольший интерес представляют сле-
дующие основные режимы [2]:
а) Режимы ВН-СН и СН—ВН являются
чисто автотрансформаторными режимами.
В этих режимах в понижающих автотранс-
форматорах с обмотками ПО (последователь-
ная обмотка) и ОО (общая обмотка), распо-
ложенными рядом, может быть, как правило,
передана полная номинальная мощность
автотрансформатора. В повышающих же
трансформаторах с обмоткой НН, располо-
женной между обмотками ПО и ОО, проход-
ную мощность в этих режимах приходится
в некоторых случаях ограничивать ниже но-
минальной во избежание чрезмерно боль-
ших добавочных потерь в конструкции,
обусловленных магнитным потоком рассея-
ния. При этих режимах потери короткого за-
мыкания в понижающих автотрансформато-
рах могут достигать 60—70 % максимальных.
б) Режимы ВН—НН и НН—ВН являются
чисто трансформаторными и позволяют
осуществлять передачу энергии с мощнос-
тью, равной типовой мощности обмотки
НН. В этих режимах потери короткого за-
мыкания составляют около 50 % макси-
мальных.
в) Режимы СН—НН и НН—СН позво-
ляют осуществить передачу с мощностью
вплоть до типовой мощности обмотки НН.
Эти режимы — чисто трансформаторные и
обуславливают потери короткого замыка-
ния, составляющие 45—55% максимальных
(в понижающих автотрансформаторах).
г) Комбинированные трансформаторно-
автотрансформаторные режимы ВН—СН и
одновременно ВН—НН, а также СН—ВН и
одновременно НН—ВН. В этих режимах
имеют место максимальные потери корот-
кого замыкания. Наибольшая допустимая
мощность ограничивается током в последо-
вательной обмотке, который не должен пре-
восходить ее номинального тока. Если на-
грузка на стороне НН отсутствует, то эти
режимы переходят в автотрансформаторные
ВН—СН и СН—ВН. При возрастании на-
грузки обмотки НН должна соответственно
снижаться мощность на стороне СН с тем,
чтобы последовательная обмотка не пере-
гружалась.
На рис. 6.9 приведены расчетные значе-
ния допустимой нагрузки на стороне СН
и НН при заданных значениях coscp3 для
случая cos(p2 = 1- Индексы 1, 2, 3 относятся
к стороне ВН, СН и НН соответственно.
Кривые рис. 6.9 получены из условия пол-
§6
Особенности перенапряжений в автотрансформаторах
113
ной загрузки последовательной обмотки,
т. е. ток /1 имеет номинальное значение.
д) Комбинированные трансформатор-
но-автотрансформаторные режимы ВН—СН
и одновременно НН—СН или СН—ВН и од-
новременно СН—НН. При этих режимах на-
ибольшая мощность, которую можно подвес-
ти или снять со стороны СН, ограничивается
током в общей обмотке. Примем, что общая
обмотка полностью загружена, т. е. по ней
протекает номинальный ток. При условии
cosq)| = 1 и значении коэффициента выгод-
ности р = 0,5 (автотрансформатор 220/110 кВ)
построены кривые рис. 6.10.
6. Особенности перенапряжений
в автотрансформаторах
Наличие непосредственной электричес-
кой связи обмоток определяет особенности
импульсных перенапряжений в обмотках ав-
тотрансформаторов.
Последовательная обмотка автотранс-
форматора может подвергаться импульсным
воздействиям как со стороны линейного
конца ВН, так и со стороны линейного кон-
ца СН.
При воздействии грозовых импульсов со
стороны ввода А последовательная обмотка
автотрансформатора в отношении перена-
пряжений, воздействующих на продольную
изоляцию, так называемых градиентов (в ка-
тушечных обмотках это главным образом
воздействия на изоляцию между катушками),
ведет себя как обмотка ВН трансформатора.
Это происходит благодаря двум обстоятельс-
твам. Во-первых, длина последовательной
обмотки обычно достаточно большая и на-
чальное распределение импульсного напря-
жения, определяющее величину перенапря-
жений в обмотке, в трансформаторе и в авто-
трансформаторе мало отличаются. Конечно,
речь идет об автотрансформаторах, имеющих
достаточно большой коэффициент транс-
формации, т. е. соотношения напряжений,
встречающиеся на практике в энергетичес-
ких системах, приведенные в таблице 6.1.
Во-вторых, при рассмотрении градиент-
ных перенапряжений на продольной изоля-
ции большая емкость на землю ввода Ат
плюс волновое сопротивление подключен-
ных линий равносильны заземлению этой
точки.
Схема замещения для воздействия ат-
мосферных перенапряжений в этом случае
выглядит так, как показано на рис. 6.11.
Эта схема соединения обмоток приме-
няется при испытаниях автотрансформа-
торов грозовыми импульсами, поскольку
в этом случае именно продольная изоляция
определяет импульсную прочность.
В случае небольшого коэффициента,
т. е. при близких значениях напряжений
вводов ВН и СН, продольная изоляция пос-
ледовательной обмотки будет подвергаться
очень жестким воздействиям со стороны
обоих вводов. Однако на практике в энер-
госистемах такое сочетание напряжений
(см. таблицу 6.1) не встречается.
В случаях отключения ввода Ат от сети
и при воздействии полного грозового им-
пульса на ввод А, колебания напряжения
в обмогках, не создавая высоких перенапря-
жений на продольной изоляции, могут вы-
звать недопустимо высокие напряжения
по отношению к земле на вводе Ат.
Такое же положение может быть в об-
ратной схеме, т. е. недопустимо высокое на-
Рис. 6.11. Схемы соединения
обмоток автотрансформатора
с вводом ВН в середину после-
довательной обмотки при испы-
таниях грозовыми импульсами:
а — при воздействии на ввод ВН;
б — при воздействии на ввод СН.
114
Автотрансформаторы
Глава 6
Таблица 6.3. Потенциалы свободного вывода трансформатора и автотрансформаторов
при воздействии на другой ввод полного грозового импульса
Трансформатор и автотрансформаторы Полный грозовой импульс на ввод А Полный грозовой импульс на ввод Ат
A—N A,„-N Am~N A—N
% % кВ % % кВ
1. Трансформатор 60 МВ • А, 220/110/10 кВ, понижающий 100 25 187,5 100 117 561,6
2. Автотрансформатор 60 МВ • А, 220/110/10 кВ
понижающий 100 68 510 100 219 1051,2
повышающий 100 100 750 100 300 1440
3. Автотрансформатор 167 МВ • А, 500/230/35 кВ 100 74,5 985,2 100 260 1950
пряжение на холостом вводе А при воздейс-
твии на ввод Ат.
В таблице 6.3 приведено сравнение по-
тенциалов линейных концов ВН и СН одно-
фазных автотрансформаторов и трансфор-
матора при воздействии на один из них пол-
ного грозового импульса. Из этих данных
видно, что при воздействии полного Iрозо-
вого импульса на ввод А (ВН) на вводе Ат
(СН) потенциал достигает в понижающих
трансформаторах 750 x 0,25 = 187,5 кВ, а
в автотрансформаторах 750 x 0,68 = 510 кВ,
вто время как испытательное напряжение для
класса 110 кВ составляет 480 кВ (750 кВ —
испытательное напряжение полною грозо-
вого импульса для класса 220 кВ.
При воздействии полного iрозового им-
пульса на ввод Ат (110 кВ) на вводе А
(220 кВ) соответственно получаем в транс-
форматоре 480 х 1J7 = 561,6 кВ и в транс-
форматоре 480 x 2,12 = 1051,6 кВ, что щкжс
превышает йены ппельное напряжение пол-
ною фозового импульса для класса 220 кВ —
750 кВ.
В автотрансформаторе 500/230 кВ на-
пряжение на вводах Ат — 985,2 кВ, и А —
1950 кВ также превышает испытательное на-
пряжение этих вводов.
Таким образом, во избежание пробоя
изоляции автотрансформа!оров в результате
воздействия импульсных перенапряжений,
линейные концы ВН и СН в эксплуакшии
должны быть защищены cooi веютвующими
разрядниками независимо от ioio, подклю-
чен ли данный ввод авюфансформаюра к
линии или нет.
Максимальные воздействия на продоль-
ную изоляцию, в частности на межкаюшеч-
ную изоляцию, в трансформаторах и в авто-
трансформаторах практически не отличают-
ся как при воздействии полного грозового
импульса, так и срезанного. Исключение со-
ставляет зона переключающего устройства
(для переключения без возбуждения), в ко-
торой разница может быть значительной.
Так в приведенном выше примере автотран-
сформатора 220/110 кВ максимальное зна-
чение напряжения полного грозового им-
пульса составило 34 % против 19,5% в транс-
форматоре. Эго объясняйся тем, что при
одном и том же проценте регулирования ко-
личество отключаемых витков, отнесенное
к числу витков последовательной обмотки,
получается вдвое большим (при кп ~ 2), чем
отнесенное к обмотке ВН в трансформаторе.
Для автотрансформаторов, имеющих ре-
гулирование напряжения под нагрузкой,
возникает проблема обеспечения достаточ-
ной элекфпчсской прочности обмотки и пе-
реключающего устройства, koi да они распо-
лагаются на линейном конце обмотки СН,
как в схемах рис. 6.2 и 6.3.
В этом случае регулировочная обмо1ка и
переключающее устройство должны выдер-
жи вагь все воздействия, присущие классу
обмотки СН. В некоторых случаях, когда на-
пряжение ввода СН достаточно высоко, на-
пример 330 или 525 кВ, это оказывается за-
труднительным. Тогда приходится прибегать
к косвенным методам регулирования, либо
к регулированию в нейтрали.
Схема рис. 6.2. а, в которой регулиро-
вочная обмотка расположена на линейном
конце ВН, применяется только в специаль-
ных трансформаторах с напряжением ВН не
более 35 кВ. В этом случае затруднений с
обеспечением импульсной прочности регу-
лировочной обмотки и переключающего ус-
тройства обычно не бывает.
§7
Третичная обмотка автотрансформатора
115
7. Третичная обмотка
автотрансформатора [4, 5]
Третичная обмотка автотрансформатора
(обмотка НН), как правило, бывает соеди-
нена в треугольник. В автотрансформаторе
обмотка НН, соединенная по схеме треу-
гольника, выполняет те же функции, что и
в трансформаторе.
7.1. Стабилизация
междуфазовых напряжений
при несбалансированной
нагрузке
Если однофазная нагрузка включена
между двумя фазами, система токов на пер-
вичной стороне содержит составляющие
прямой и обратной последовательности, но
не содержит составляющих нулевой после-
довательности.
В случае однофазной нагрузки, вклю-
ченной между фазой и нейтралью, токи
обмоток содержат составляющую нулевой
последовательности. Более благоприятны
для однофазной нагрузки трансформаторы
с большим сопротивлением нулевой после-
довательности.
Для трехстержневых трехфазных транс-
форматоров благодаря взаимному влиянию
магнитных потоков трех стержней условия
для однофазной нагрузки более благоприят-
ны, чем, например, для группы однофазных
трансформаторов или пятистержневых транс-
форматоров как и для трансформаторов бро-
невого типа.
Без третичной обмотки (рис. 6.12) ток,
протекающий в некомпенсированных фа-
зах, является чисто намагничивающим, и
насыщение приводит к искажению фазовых
напряжений, смещению нейтрали и нагреву
стенок бака вследствие искажения потока
рассеяния. Введением треугольника третич-
ной обмотки достигается баланс ампервит-
ков в фазах и устраняются эти явления
(рис. 6.13).
В любом случае однофазная нагрузка
10% от номинальной трехфазной мощнос-
ти, включенная между линейным выводом
фаз и нейтралью, может быть получена от
трехстержневого трансформатора без чрез-
мерного смещения нейтрали.
Рис. 6.12. Распределение токов
при однофазной нагрузке в транс-
форматоре с соединением об-
моток звезда-звезда в автотранс-
форматоре.
116
Автотрансформаторы
Глава 6
Рис. 6.13. Распределение то-
ков при однофазной нагрузке
в трансформаторе с соедине-
нием обмоток звезда-звезда
и в автотрансформаторе при
наличии третичной обмотки,
соединенной в треугольник.
7.2. Подавление третьей
и кратных ей гармоник
При заземленной нейтрали третья гар-
моника присутствует в токе холостого хода
Третья и кратные ей гармоники создают по-
мехи в ближайших низковольтных кабелях,
особенно в телефонных линиях, которые не
защищены экранами.
В случае изолированной нейтрали гар-
моники появляются в напряжении и маг-
нитном потоке, вызывая смешение ней-
трали.
Треугольник третичной обмотки подав-
ляет эти явления.
Применение магнитно-ориентирован-
ной стали для изготовления магнитной сис-
темы снижает ток холостого хода до мини-
мального значения. При этом отрицатель-
ный эффект гармоник не очень заметен.
7.3. Уменьшение сопротивления
нулевой последовательности
Соединение в треугольник применяется
для уменьшения сопротивления нулевой
последовательности трансформаторов, со-
единенных по схеме звезда — звезда, и, сле-
довательно, сопротивления системы. Следс-
твием этого является стабилизация нейiради
как при однофазных замыканиях, так и при
несимметричной нагрузке между фазой и
нейтралью, а также уменьшение коэффици-
ента заземления системы и возможных то-
ков однофазных коротких замыканий.1
Для системы с эффективно заземленной
нейтралью коэффициент заземления не пре-
вышает 1,4.
7.3.1. Сопротивление
нулевой последовательности
со стороны обмотки, соединенной
в звезду с заземленной нейтралью,
при разомкнутой вторичной обмотке
Возможны следующие случаи [5]:
1. Отсутствует обмотка, соединенная в
треугольник:
1.1. Группа однофазных трансформаторов.
Так как весь намагничивающий ноток
может протекать в сердечнике, сопротивле-
ние нулевой последовательности при разо-
мкнутой вторичной обмотке равно сопротив-
лению прямой последовательности, т.е. рав-
но сопротивлению намагничивания и может
быть принято равным бесконечности. При
этом в баке тока нет.
1.2. Трехфазный трехстерхневой транс-
форматор.
Намагничивающие потоки одинаковы
во всех трех стержнях. Поэтому поток дол-
жен замыкаться вне магнитопровода в среде
1 Коэффициентом заземления называют от-
ношение напряжения рабочей частоты между
здоровой фазой и землей при однофазном замы-
кании к напряжению этой фазы до замыкания.
§7
Третичная обмотка автотрансформатора
117
с низкой магнитной проводимостью. В ре-
зультате сопротивление нулевой последова-
тельности оказывается сравнительно низ-
ким. Однако при разомкнутой вторичной
обмотке оно все же оказывается в 5—10 раз
больше, чем сопротивление короткого замы-
кания между обмотками. Это объясняется
влиянием бака на магнитную проводимость
вне магнитопровода, а, следовательно, на со-
противление нулевой последовательности.
Бак можно рассматривать как коротко-
замкнутую обмотку. При низком напряже-
нии бак является для потока рассеяния вы-
сокопроницаемой средой, причем значение
сопротивления нулевой последовательности
оказывается зависимой от напряжения.
1.3. Трехфазный пятистержневой транс-
форматор.
В пятистержневом трансформаторе бо-
ковые стержни, не несущие обмоток, могут
служить путем для замыкания потока стерж-
ней. Поэтому сопротивление нулевой после-
довательности будет высоким. До напряжения
примерно 30% номинального (в зависимости
от конструкции) оно равно сопротивлению
намагничивания.
При более высоком напряжении проис-
ходит насыщение боковых ярем и сопротив-
ление уменьшается. Зависимость тока от
напряжения будет соответствовать кривой
намагничивания. При номинальном напря-
жении боковые стержни и ярма оказывают-
ся полностью насыщенными, и сопротивле-
ние нулевой последовательности будет при-
мерно таким, как в случае 1.2.
2. При наличии третичной обмотки, со-
единенной в треугольник.
2.1. Группа однофазных трансформато-
ров.
Сопротивление нулевой последователь-
ности при разомкнутой вторичной обмотке
то же, что и сопротивление короткого замы-
кания между рассматриваемой обмоткой и
третичными обмотками, так как треуголь-
ник третичных обмоток для токов нулевой
последовательности аналогичен закороче-
нию этих обмоток. Тока в стенках бака нет.
2.2. Трехфазный трехстерхневой транс-
форматор.
Бак действует как наружная обмотка, со-
единенная в треугольник, и сопротивление
может быть определено с помощью методов
расчета полей рассеяния.
Влияние бака несколько уменьшает со-
противление нулевой последовательности
по сравнению с сопротивлением короткого
замыкания возбуждаемой обмотки и обмот-
ки, соединенной в треугольник.
2.3. Трехфазный пятистержневой транс-
форматор.
До напряжения несколько выше 30%
номинального сопротивление нулевой пос-
ледовательности холостого хода равно со-
противлению короткого замыкания между
рассматриваемой обмоткой и обмоткой, со-
единенной в треугольник. При напряжении,
близком к номинальном, в баке появляется
ток, и сопротивление может быть определе-
но как в 2.2.
7.4. Подключение источников
реактивной мощности
или питание местных сетей
Возможна также выдача энергии в сеть
ВН и СН при подключении генератора к об-
мотке НН. В этом случае обмотку удобно
располагать между концентрами последова-
тельной и общей обмоткой автотрансформа-
тора.
Низкое значение сопротивления корот-
кого замыкания между основными обмотка-
ми автотрансформатора и обмоткой НН мо-
жет привести к высоким значениям тока ко-
роткого замыкания в этой обмотке. Кроме
того, обмотка НН подвергается воздействию
больших токов однофазных коротких замы-
каний. Поэтому часто возникает необходи-
мость увеличить электродинамическую про-
чность третичной обмотки или увеличить
ее сопротивление короткого замыкания.
Наличие третичной обмотки мощнос-
тью 1/3 5, где S — проходная мощность
трансформатора, увеличивает его стоимость
примерно на 10 %.
Для автотрансформаторов увеличение
стоимости в зависимости от напряжений
может достигать 50 % [4].
Поэтому, если нет требований подклю-
чения источников энергии НН, необходи-
мость третичной обмотки с учетом п.п. 7.1 —
7.3 определяется условиями системы и конс-
трукции трансформатора.
Обычно трехфазный трехстержневой
трансформатор, мощность которого не пре-
вышает нескольких десятков МВ • А, может
изготавливаться без обмотки, соединенной
в треугольник.
Такой же анализ всех условий необхо-
дим и для автотрансформатора, если по со-
ображениям экономии стремиться опреде-
лить возможность отказа от третичной об-
мотки.
Автотрансформаторы без третичной об-
мотки работают как в странах Европы и
Америки, так и в России.
118
Автотрансформаторы
Глава 6
8. Преимущества и недостатки
автотрансформаторов
8.1. Преимущества
При благоприятном соотношении пер-
вичного и вторичного напряжений авто-
трансформатор имеет существенные пре-
имущества перед трансформатором с тем же
соотношением напряжений и той же проход-
ной мощностью. Автотрансформатор имеет
меньшие массу, размеры, потери холостого
хода и нагрузочные, намагничивающий ток
и сопротивление короткого замыкания.
Как известно, линейные размеры транс-
форматора пропорциональны его мощности
в степени 0,25 (50’25), а объем и масса —
в степени 0,75 (50’75) при прочих равных ус-
ловиях.
Таким образом, чем меньше типовая
мощность по сравнению с проходной, тем
меньше размеры, масса и потери автотранс-
форматора. Так при типовой мощности вдвое
меньшей проходной, масса потери и ток хо-
лостого хода автотрансформатора будут на
10% меньше, чем у трансформатора той же
проходной мощности. Благодаря снижению
потерь повышается коэффициент полезного
действия.
Снижение сопротивления короткого
замыкания позволяет уменьшить падение
напряжения при работе автотрансформа-
тора.
Сниженные масса и размеры автотранс-
форматора создают более благоприятные ус-
ловия для его доставки к месту установки.
В случае необходимости трансформации
очень большой мощности, например при свя-
зи двух очень мощных энергосистем, только
автотрансформатор может быть изготовлен
в пределах транспортных ограничений по
массе и габаритным размерам, т. е. в одной
транспортной единице.
8.2. Недостатки
Наличие гальванического соединения
обмоток в автотрансформаторе имеет следс-
твием определенные недостатки.
Как правило, обмотки автотрансформа-
тора соединяют в звезду с заземленной ней-
тралью. Другие соединения теоретически
возможны, но связаны с определенными не-
удобствами и поэтому применяются крайне
редко. Режим заземления нейтрали обоих
систем должен быть одинаковым: глухое за-
земление или заземление через сопротив-
ление. При этом значение сопротивления
должно быть таким, чтобы не возникало не-
допустимых напряжений на вводах СН здо-
ровых фаз при замыкании на землю одной
фазы в системе ВН.
Такая опасность возрастает по мере уве-
личения разницы напряжений двух систем.
По той же причине не применяются авто-
трансформаторы в системах с заземленной
нейтралью.
Высокие потенциалы грозовых перена-
пряжений на холостом вводе автотрансфор-
матора при воздействии волны перенапря-
жений на другой ввод вызывают необходи-
мость установки на вводах разрядников, не
отключаемых при отключении линии, при-
соединенной к этому вводу.
Последовательная обмотка автотранс-
форматора и его продольная изоляция мо-
жет подвергаться очень жестким грозовым
воздействиям в случае, когда значения на-
пряжений двух систем близки. Однако на
практике таких сочетаний напряжений не
бывает.
Регулировочная обмотка при регулиро-
вании в линии ВН или СН подвергается
всем воздействиям, нормированным для ли-
нейного ввода. Иногда обеспечить электри-
ческую прочность изоляции регулировоч-
ной обмотки и переключающего устройства
бывает затруднительно, особенно для сверх-
высокого напряжения СН (класс 525 кВ и
выше).
Сопротивление короткого замыкания
автотрансформатора относительно мало, что
является причиной более жестких воздейс-
твий токов короткого замыкания. Прихо-
дится принимать специальные меры для
увеличения сопротивления короткого замы-
кания.
Особого внимания требует обеспечение
прочности при однофазных замыканиях.
Наличие обмотки НН (третичной обмотки)
требует обеспечения ее динамической про-
чности, например, путем увеличения сопро-
тивления нулевой последовательности (со-
противление в нейтрали или в треугольни-
ке) [4].
8.3. Условия применения
автотрансформаторов
По сравнению с обычными трансформа-
торами тех же параметров, автотрансформа-
торы имеют меньшие размеры, но требуют
определенных условий, ограничивающих их
применение в энергосистемах.
Без учета специальных применений,
где альтернатива отсутствует, автотранс-
§8
Преимущества и недостатки автотрансформаторов
119
Рис. 6.14. Однофазный автотрансформатор мощностью 167 МВ • А, напряжением 500/230 ± 12%/11 кВ.
форматоры должны выбираться после де-
тальною рассмотрения всех условий экс-
плуатации.
В общем случае решение о применении
автотрансформаторов может быть принято
при следующих условиях [4]:
— система с заземленной нейтралью;
— система имеет ограниченную мощ-
ность короткого замыкания:
— благоприятная ситуация с перенапря-
жениями;
— коэффициент трансформации, близ-
кий к единице (0,5—2);
— сбалансированная нагрузка.
На рис. 6.14. изображен автотрансфор-
матор типа АОДТЦН-167000/500/220, уста-
новленный на электроподстанции.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 6
1. Рабинович С. И. Высоковольтные
автотрансформаторы для электрических
сетей / Электричество, 1957, № 8. С. 6— 12.
2. Крайз А. Г. Высоковольтные авто-
трансформаторы / Электричество, 1957, № 6.
С. 39-44.
3. Крайз А. Г. Проблемы регулирования
напряжения в автотрансформаторах / Элек-
тричество, 1961, № 7. С. 41—47.
4. Power Transformer Handbook, Edited by
Bernard Hochart. Alsthom, Transformer Divi-
sion, Sunt-Ouen, France, First English Edition.
5. Bertagnolli Giorgio. Short-circuit duty
of power transformers / The ABB aproach,
Second revised edition, ABB Transformatori,
Legnano (Milano) — Italy.
120
Импульсные перенапряжения
Глава 7
Глава седьмая
ИМПУЛЬСНЫЕ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ
1. Введение
Импульсные перенапряжения (перена-
пряжения с крутым фронтом или срезом на-
пряжения) являются одним из факторов, оп-
ределяющих конструкцию трансформатора.
При этом в ряде случаев они определяют вы-
бор не только продольной изоляции (между
катушками, слоями), но и выбор главной изо-
ляции между обмотками. Это связано с тем,
что при импульсах за счет неравномерного
распределения напряжения вдоль обмотки
происходит заметное усиление электрическо-
го поля в первом от обмотки масляном кана-
ле, определяющем электрическую прочность
всего промежутка между обмотками. Расчет
импульсных перенапряжений является не-
обходимым этапом проектирования транс-
форматора.
Обмотки трансформатора представляют
собой сложную колебательную систему, в
которой происходит в течение переходного
процесса непрерывное пространственное
перераспределение электростатической и
магнитной энергий. Начальное отклонение
этой системы от положения равновесия (ха-
рактеризуется распределением, главным об-
разом, по магнитным связям) определяется
распределением напряжения в основном по
электростатическим связям — начальное
распределение.
Расчет импульсных перенапряжений в
обмотках трансформаторов, как правило,
проводится на основе анализа эквивалент-
ной многоэлементной схемы с сосредото-
ченными параметрами [1—6].
При этом обычно принимаются следую-
щие допущения: линейность параметров
системы, равномерность распределения на-
пряжения внутри расчетного элемента схе-
мы, неучет влияния потерь на собственные
частоты обмотки, отсутствие взаимного вли-
яния обмоток, расположенных на разных
стержнях магнитопровода, мгновенность
распространения электромагнитного ноля
вдоль обмотки. На рис. 7.1 показана эквива-
лентная схема двухобмоточного трансфор-
матора с вводом в середину высоты обмотки
высшего напряжения.
В качестве элемента, в зависимости от
целей расчета, рассматривается катушка
(пара катушек в обмотках с переплетением
витков), часть обмотки или вся обмотка.
2. Расчет начального
распределения напряжения
Для расчета начального распределения
напряжения используется емкостная часть
эквивалентной схемы (рис. 7.1). При этом
Рис. 7.1. Схема замещения двухоб-
моточного трансформатора с вво-
дом в середину высоты обмотки ВН
(магнитные связи между элемента-
ми не показаны); точками обозначе-
ны начала элементов по направле-
нию намотки.
§2
Расчет начального распределения напряжения
121
должны быть определены емкости катушки
(элемента) на соседнюю обмотку, экран, бак
или магнитопровод. На рис. 7.2 представлен
схематический вид двухобмоточного транс-
форматора с катушечными обмотками. Ем-
кость одной катушки на другую определяет-
ся формулой:
% ’ Ч * ' ^ср ' Н _
4 • 71 • L Кс
0,111 • еэ • Z)CD h
= _2-------Э---ср— , пкф (7J)
4 • L • Кс
где Рср и L — средний диаметр и ширина
промежутка между обмотками, обмоткой и
экраном и т.п. соответственно, мм; еэ —
эквивалентная диэлектрическая проницае-
мость изоляции, учитывающая неоднород-
ность отдельных элементов изоляции (масло,
рейки, прокладки, бумага); h — расчетная
высота катушки (элемента), мм; Н — соот-
ветствует сумме высот катушки с изоляцией
провода, и полусумме высот каналов над и
под катушкой; К'с — коэффициент не-
сплошности (обычно он не превышает зна-
чения 1,1)
где
5 * 5 т К ( S V
27агс1ё27-1п^-Ы
(7.2)
(7.3)
Значения диэлектрических проницае-
мостей характерных материалов приведены
в табл. 7.1.
Эквивалентная продольная емкость ка-
тушки (К) непрерывной обмотки определя-
ется по формуле (7.4):
К = С п + I + ст х
(7.4)
где С — емкость между витками соседних
катушек; ос’ = arch(l + 2С/С’); С” — емкость
между витками данной катушки. При доста-
Рис. 7.2. Представление катушек двух обмоток
многоэлектродной системы.
точно большом числе витков п в катушке (л >
> 10).
К = С • л + 1 + Д- .
I ncJ
(7.5)
При предположении о линейном рас-
пределении напряжения внутри катушки
лС + СЦ_1с". (7.6)
3 п2
Формула (7.6) имеет наибольшее приме-
нение.
Емкость между соседними одинаковыми
катушками (С) определяется формулой:
С'= 0,111 £э1<’ , пкФ (7.7)
4 • (а + 5) • /Гс’
где еэк — эквивалентная диэлектрическая
проницаемость изоляции; г/ср — средний
диаметр катушки, мм; /р — радиальный раз-
мер катушки, мм; 5 — ширина масляного ка-
нала между катушками, мм; а — суммарная
толщина витковой изоляции между катуш-
ками, мм; /Гс' — коэффициент несплошно-
Таблица 7.1. Значения диэлектрических проницаемостей изоляционных материалов
Условия импульсных испытаний (трансформатор залит маслом) Условия импульсного обмера на сухих обмотках в воздухе
Масло Рейки Прокладки, цилиндры Кабельная бумага Рейки Прокладки, цилиндры Кабельная бумага
2,3 5 5 4 5,5 4,5 2,6
122
Импульсные перенапряжения
Глава 7
сти (обычно он не превышает значения 1,02);
5кр — поправка на краевой эффект (обычно
ее значение лежит в пределах 0,05—0,15).
5кр = 0,306 • х
V
( 32 • / \
х lg----D + Z- 1,305 (7,8)
V а + 5 )
где Z = (1 + у) • ln( 1 + у) - у • 1пу; у = Ищ^(а +
+ 5); Лпр — высота обмоточного провода по
меди, мм.
Емкость между соседними витками в ка-
тушке определяется формулой:
= 1' /сР ' /?ПР '(1+ , 11Кф (7.9)
4 • Лв
где Лв — толщина витковой изоляции на две
стороны, мм; 5кр — поправка на краевой эф-
фект, рассчитанная но формуле (7.8) при за-
мене /Р на /;пр, (ц + 5) на Лв, Лпр на /?пр; /?11р —
ширина провода по меди, мм.
Для обмоток с переплетением втков
в парных катушках значение эквивалентной
продольной емкости (при линейном распре-
делении напряжения внутри катушки) имеет
вид:
хС’-л (7.10)
при п четном /77[ = /2, /772 = П ~ Г,РИ П НС"
четном /771 = /772 = /2 — 1 .
Основные закономерноеги импульсных
процессов в обмотках трансформаторов до-
статочно хорошо иллюстрируются рассмот-
рением однородной обмотки без учета вли-
яния других обмоток (рис. 7.3 и 7.4).
При этом примем длину обмен ки равной
единице и отнесем все ее параметры к ее
длине. Тогда, распределение напряжения по
емкостной цепочке выражается следующей
формулой:
для случая заземленного конца обмотки
U„(X) = и{) • с|1с^'а~Л) > (7-Ч)
где
“-У
для случая изолированного конца o6moikii
U„(X) = и[} chap-x>>. (7.12)
choc
На рис. 7.5 представлено емкостное рас-
пределение напряжения при различных
значениях ос в обмотке с заземленным и изо-
лированным концом. В реальных конструк-
циях сх » 1 и выражение емкостного рас-
пределения имеет вид:
(7.13)
и не зависит от состояния конца обмотки.
Чем круче кривая емкостного распределе-
ния, тем более высокие перенапряжения мо-
гут развиться в обмотке.
В практическом плане чисто емкостное
распределение напряжения не имеет место,
поскольку, ввиду конечности фронта им-
пульсных волн к моменту достижения мак-
симального значения импульса, часть его
уже проникает в обмотку и выравнивает
кривую емкостного распределения. Поэто-
му, с увеличением фронта импульса значе-
ния перенапряжений снижаются.
3. Индуктивные параметры схемы
Расчет индуктивных параметров обмо-
ток является одной из наиболее сложных за-
дач. полностью не решенной к настоящему
Рис. 7.3. Схема замещения однослойной
обмо! КП.
Рис. 7.4. Токи и напряжения в элементах
О6.МО1КИ.
§4
Перенапряжения в однородных обмотках
123
Рис. 7.5. Начальное распределение напряже-
ния при импульсе в однослойной o6moikc
с заземленным концом для различных значе-
ний а = у/.
Рис. 7.6. Расчетный модуль для определения ин-
дуктивности рассеяния элементов i и j.
времени. И это в первую очередь связано с
оценкой влияния магнитопровода. Условно,
индуктивность можно представить в виде
суммы двух составляющих, одна из которых
связана с машигным потоком, полностью
замыкающимся через магнитопровод (Ар),
другая (Ls) — с потоком, полностью или час-
тично проходящим через воздушную среду.
Во многих расчетных моделях влиянием
Lyi пренебршают, что в ряде случаев приво-
дит к заметным noiрешностям при опреде-
лении потенциалов обмоток.
Учет при конечной машитной про-
ницаемости среды или введение поправоч-
ного коэффициента на изменение собствен-
ных частот обмотки дает возможность оце-
нить влияние магнитопровода.
Расчетная модель дчя определения ин-
дуктивных параметров эквивалентной схе-
мы представлена на рис. 7.6 [7], а индуктив-
ность определяется формулой:
Lijs = + 2(0/0/1 - у) m0Rc х
Д /0(pRlMi(pRc)F(p')il(.pRt) z7 14)
'Y+(l-y')/a(pRc)Ku(pRc)pRc
где
Нр) =
РК [pfR.-R,)
рк,
j xK\(x)dx
pR,
9 . pH,
x-i7sin4-
pH, 2
pRt
J А-ВД
P^j
1
ptfj-R,)
2 • pH, .
X-77Sin-r COS/x//y,
p -
L — индуктивность элементов i и у без сер-
дечника; /0(л), /|(л), А'()(а), Кх(х) — модифи-
цированные функции Бесселя первою и вто-
рого рола, первого и нулевого порядка.
Остальные обозначения показаны на
рис. 7.6.
4. Перенапряжения
в однородных обмотках
Если пренебречь взаимным магнитным
влиянием между элеметами обмотки, то
уравнения электрического равновесия име-
ют вид |3|.
di _ d U _ , c)J U ,
(7.15)
-ГУ/=Д.ГУ'. (7.16)
d.X dt
Дифференцируя (7.15) по Z, а (7.16) по х,
получаем
Д' - + ЛА'-Д-Д = °- (7-17)
Эл- Э/2 Эл-Э/’
Представим решение в виде
£/(.х, z) = U- е^{- eJ^. (7.18)
124
Импульсные перенапряжения
Глава 7
Рис. 7.7. Пространственное распределение
напряжения первых трех гармоник в обмотке
с заземленным концом в момент времени t = 0.
1 — начальное распределение напряжения;
2 — конечное распределение напряжения.
Рис. 7.8. Пространственное распределение на-
пряжения первых трех гармоник в обмотке
с изолированным концом в момент времени
Г = 0.
1 — начальное распределение напряжения;
2 — конечное распределение напряжения.
При воздействии прямоугольного им-
пульса получаем
t/(x, Г) = С/кс + у • coscoKr х
А'= 1
х sinvKx, (7.19)
где £/кс — конечное распределение напряже-
ния; — амплитуда свободных колебаний
«к» гармоники; сок и vK — временные и про-
странственные частоты «к» гармоники.
При этом
(0к = -----, (7.20)
I, г(. ГД
LCIl + ^,vkl
что вытекает из решения характеристичес-
кого уравнения
v2 - АСсо2 - LKv\£ = 0, (7.21)
полученного путем подстановки (7.18) в урав-
нение (7.17).
Для обмотки с заземленным концом
(2к- 1) к- «]2}
Из выражений (7.19), (7.22), и (7.23) сле-
дует, что вдоль обмотки с заземленным кон-
цом возникают пространственные коле-
бания с четным числом длин полуволн
(рис. 7.7), а в обмотке с изолированным
концом — с нечетным числом четвертей
волн (рис. 7.8).
С математической точки зрения реше-
ние (7.19) можно представить также в виде
суммы движущихся в разных направлениях
волн со скоростями Ик
£/(х, Г) = Ukc + X ’ sinvK(A' — ИД) +
2 Az= I
+ 5 Z Л • sinvjx + VKt), (7.24)
2 А=1
где
со..
vK = кп, к =1,2,3; (7.22)
для обмотки с изолированным концом
и п 2 к — 1
Ukc = VK = л;
К 2
— м2-
К 2
- — со.,.
(7.25)
§4
Перенапряжения в однородных обмотках
125
Отсюда следует, что скорость волны,
движущейся по обмотке, зависит от про-
странственной длины волны, уменьшаясь
с уменьшением пространственной длины
волны. При этом
и = — ,
1 JZc
(7.26)
т. е. близко к скорости распространения
волн в длинной линии.
Однако, с повышением номера гармо-
ники скорости волн начинают уменьшаться,
стремясь к критической
V = 1
кр Jlk
(7-27)
При этом разница между скоростями со-
седних гармоник с увеличением их номера
уменьшается. Это дало, в частности, основа-
ние для применения на практике волнового
метода расчета разницы напряжений на не-
больших участках обмотки (градиентов). На
рис. 7.9 дана иллюстрация применения вол-
нового метода Е. С. Фрида [4]. Кривая на-
чальных градиентов (при емкостном рас-
пределении в однородной обмотке они вы-
ражаются формулой ~ а • 6/0 • е~а(д --<))
разделяется на две волны с максимальным
значением, равным g0/2, двигающиеся в
противоположные стороны вдоль обмотки
со скоростью И Значение скорости Vприни-
мается равным скорости света в рассматрива-
емой диэлектрической среде, т. е. V— с/ Jvp.,
где с = 300 м/мкс. Сумма прямой и обратной
волны в реальной части обмотки в разные
моменты времени определяет значение гра-
диента. Отсюда следует, что максимальное
Рис. 7.9. Градиенты волны с отвесным
фронтом в модели ИМО-6, вариант 4 18].
Рис. 7.10. Построение кривой распределения гра-
диентов G(a') в момент времени t > 0.
126
Импульсные перенапряжения
Глава 7
значение градиента имеет место в начале об-
мотки, затем снижается до, примерно, поло-
вины значения в средней части обмотки и,
в зависимости от граничных условий на
конце обмотки, может возрастать, в случае
заземленного конца обмотки, или подклю-
ченной к нему емкости, теоретически (без
затухания) до значения в начале обмотки.
На рис. 7.10 представлено распределе-
ние градиента во времени вдоль обмотки,
иллюстрирующее волновой характер про-
цесса.
На процесс перенапряжений в обмотке,
в общем случае, влияют такие факторы, как
наличие рабочего напряжения в момент воз-
действия импульса на обмотки, магнитопро-
вод и соседние обмотки.
Влияние рабочего напряжения на увели-
чение перенапряжений при приложении
импульса к обмотке, возбужденной напря-
жением противоположной полярности, мо-
жет быть определено методом наложения,
вычитанием из воздействия импульса с мак-
симальным значением, равным сумме рабо-
чего напряжения и значением набегающего
импульса, воздействия от рабочего напряже-
ния [5].
Влияние магнитопровода зависит от сте-
пени проникновения в него магнитного пото-
ка, связанного с обмоткой. В случае заземлен-
ного конца обмотки проникновение магнит-
ного потока в магнитопровод существенно
ослаблено из-за локализации магнитного
поля вблизи обмотки, т. к. суммарный ток
собственных колебаний равен нулю. В слу-
чае изолированной нейтрали суммарный ток
собственных колебаний не равен нулю и
влияние магнитопровода существенно, осо-
бенно на низкие частоты собственных коле-
баний, что приводит к многократному уве-
личению периода основных колебаний.
Наличие соседних обмоток может ока-
зывать различное влияние на перенапряже-
ния в рассматриваемой обмотке, в зависи-
мости от параметров соседних обмоток. Ес-
ли их параметры сопоставимы, то процесс
колебаний значительно усложняется из-за
существенного взаимного влияния колеба-
ний в обмотках. Главным образом оно вли-
яет на значение потенциалов в обмотке.
Однако, когда колебаниями в соседней
обмотке можно пренебречь (например, при
достаточно большом коэффициенте транс-
формации), режим соседней обмотки может
практически не оказывать влияния на коле-
бания в рассматриваемой обмотке. Это име-
ет место, в частности, при заземленном кон-
це первичной обмотки, ибо во вторичной
обмотке ток от свободных колебаний пер-
вичной обмотки равен нулю. При изолиро-
ванной нейтрали первичной обмотки замы-
кание вторичной вызывает индуктирование
в ней тока от магнитного потока некомпен-
сированного тока первичной обмотки и, как
следствие, уменьшение периода колебаний
(главным образом основных гармоник) пер-
вичной обмотки.
При учете взаимного магнитного влия-
ния между элементами обмотки, например,
в виде экспоненциальной зависимости,
уравнение электрического равновесия имеет
вид [3, 6]
Э'| = с. dU _ к. Э3И .
дх д! Эх2-Э/
= }л/(Х, 5)-
(7.28)
(7-29)
где
Л/(х, 5) = А/Ое Л’ 9
(7.30)
и хотя форма решения остается прежней,
однако амплитуды гармоник (Ак) и собс-
твенные взаимные частоты (о)к) отличаются.
Лк(х) = Д1к • sinvlKx + Д2к • cosv1Kx +
+ Д3к • shv2Kx + Д4к • chv2kx, (7.31)
vK — пространственные частоты к-ой гармо-
ники; Дк — постоянные, определяемые гра-
ничными условиями.
U(x, t) = Ukc + (*) ’ coscoKr; (7.32)
2Z,2 2 . 2Z,2 2 .
2 = Y (X +V|k) . „2 = Y (X -v2k) .
2k ) -> > Ik 2 2’
vIkv2k
J2X-CHQ
(7.33)
Хотя качественная картина переходного
процесса при учете взаимных магнитных
связей между элементами обмотки подобна
процессу без учета магнитных связей, коли-
чественные результаты во многих случаях
различаются существенно, особенно для по-
тен циалов обмотки.
В частности, для случая заземлен ной
нейтрали
V = лк + Д: . (7.34)
лк
Первые два слагаемых в выражении
(7.31) можно рассматривать, как бегущие
волны, вторые два — как стоячие. Скорость
распространения бегущей волны
§4
Перенапряжения в однородных обмотках
127
Кк = —к =
VK У
где
р-нок-х
Обычно уже для гармоник с к > 4, Ик =
-
При равенстве у = X, v « у, все бегущие
волны распространяются с одной скоростью
ик = ито.
Индуктивность обмотки L:
1 I
L = j J Н(х, (p)dxdtp =
о о
= (X - 1 + (Л), (7.36)
X2
РД близко к скорости в дуальной обмотке
(имеющей полное подобие в распределении
электрического и магнитного полей) и более
соответствующей результатам опытных дан-
ных.
Перенапряжения в неоднородных об-
мотках и системах обмоток рассчитываются
с помощью применения матричных методов
[7.7]. При этом предварительно по приве-
денным выше формулам вычисляются ем-
костные и индуктивные параметры элемен-
тов эквивалентной схемы.
Рассмотрим уравнение переходного
процесса в относительно простой схеме
(рис. 7.11). Переход к любой другой схеме
замещения не изменяет вида уравнений и
метода их решения, изменяются лишь эле-
менты матриц, входящих в уравнения, и раз-
мерности матриц.
Обозначим: U5(t) — на-
пряжения узлов 1, 2, ..., 5 относительно
«земли»; /j(r), /2(7), • 4(z) — точки в ин-
дуктивных элементах схемы. За положитель-
ное направление тока в элементе примем
направление от его начала по направлению
намотки к концу.
Предполагается, что число узлов т мень-
ше числа элементов п (в данном примере п =
= 8, т = 5).
Согласно первому закону Кирхгофа для
узла 1 имеет место соотношение:
/,(/)- /2(» = (С,, + К,,)^1 +
+ Kn^(U,-U2) +
+ Сы4л^-и4) (7.38)
ил и
Рис. 7.11. Пара катушек с переплетением вит-
ков по схеме фирмы «Инглиш Электрик».
/| -- Л = (Си + + ^|2 + с14)-^ -
C14W (7-39)
Аналогично для остальных узлов схемы:
4 — 4 ~ + ^22 + ^12 + 4?3 +
dU. _ dU. _ dU(>
с°21й’ (7'40)
h - 4 = -сз5^ +
+ (^55 + Q5 + .(7.41)
В матричной форме эта система диффе-
ренциальных уравнений может быть пред-
ставлена в виде:
Tj(.t) = U(t) + t/0(Z). (7.42)
Здесь /(г) — вектор (столбец) токов в ин-
дуктивных элементах схемы, U(t) — вектор
напряжений узлов схемы относительно зем-
ли, С — симметричная матрица емкостных
параметров схемы, Со — вектор емкостных
связей точки подачи импульсов (узла 100)
с остальными узлами схемы, 7\ — матрица
соединений.
Для рассматриваемой схемы указанные
матрицы и векторы имеют вид:
7(0 = МО 4(0 . Со- 0
4(0 , (7(0 = (/2(0 ~ Q)2
4(0 (6(0 0
4(0 (4(0
4(0 (4(0 -*05
4(0 4(0
128
Импульсные перенапряжения
Глава 7
01 + Л-!! + кп + + С14 £|2 0 с14 0
~О2 С22 + ^12 + ^23 + + Q)2 “Оз 0 0
0 “^23 Оз + Оз + Оз + + С33 0 ~С35
-с14 0 0 ^44 + С14 + /f04 0
0 0 - 05 0 ^55 + ^35 + ^4)5
1 -1 0 0 0 0 0 0
0 1 -1 0 0 0 0 0
0 0 1 -1 0 0 0 0
0 0 0 0 1 -1 0 0
0 0 0 0 0 0 1 -1
Общие правила формирования матриц
С, Со, 7\ сводятся к следующему:
♦ диагональный элемент Q матрицы С (раз-
мерность m х m) представляет собой сум-
му всех емкостей, соединенных су-м уз-
лом;
♦ недиагональный элемент Q — емкость
между z-м иу-м узлами, взятая со знаком
«минус»;
♦ элемент СОу- вектора Со (размерность m х
х 1) представляет собой емкость между
точками подачи внешнего импульса иу-м
узлом, взятую со знаком «минус»;
♦ матрица 1\ имеет m строк и п столбцов;
в /-й строке этой матрицы содержатся
единицы в тех столбцах, номера которых
соответствуют номерам элементов, со-
единенных с z-м узлом, причем подклю-
чению элемента к /-му узлу своим кон-
цом соответствует +1, началом — (— 1);
остальные элементы матрицы нулевые.
Вторую систему уравнений переходного
процесса получим, записав выражения для
напряжений между концами элементов как
сумму ЭДС само- и взаимоиндукции от всех
элементов схемы:
В математической форме эта система
уравнений имеет вид:
T2U(t) + f^(t) = Ljtl (7.44)
где L — симметричная матрица индуктив-
ных параметров схемы, диагональный эле-
мент которой Lu — собственная индуктив-
ность, недиагональный — Ly — взаимная
индуктивность между элементами / и у; Т2 —
матрица соединений; — вектор гальвани-
ческих связей точки подачи внешнего им-
пульса с индуктивными элементами схемы.
Для рассматриваемой схемы матрицы Т2
и 7g имеют вид:
-1 0 0 0 0
1 -1 0 0 0
0 1 -1 0 0
0 0 1 0 0
0 0 0 1 0
0 0 0 -1 0
0 0 0 0 -1
0 0 0 0 1
О
О
О
о
о
1
1
о
= £ dI'
Lnlh
О - Ц =
L +
Ln 77
+ AIS^,(7.43)
U} - U2 = L
d_b , . d_b
dt 22 dt
dt
U5 - 0 = Lsdr +
~ Sl dt s- dt
dt
В общем случае матрица Т2 имеет п строк
и tn столбцов. В z-й строке этой матрицы со-
держатся единицы в тех столбцах, номера
которых соответствуют номерам узлов схе-
мы, являющихся началом и концом /-го эле-
мента. При этом узлу подключения начала
элемента соответствует +1, конца элемента —
(—1), остальные элементы этой матрицы ну-
левые. Вектор 7g содержит единицы в тех
строках, номера которых соответствуют но-
мерам элементов, гальванически соединен-
ных с точкой подачи внешнего импульса,
причем подаче этого импульса на начало
элемента соответствует +1, на конец эле-
мента — (—1).
§5
Факторы, влияющие на снижение перенапряжений в обмотках
129
Матрицы Тх и Т2 связаны соотношени-
ями: Т2 = —Т* = Т, где * означает транспо-
нирование матрицы.
5. Факторы,
влияющие на снижение
перенапряжений в обмотках
Основными условиями, определяющи-
ми развитие перенапряжений, являются сте-
пень отклонения начального распределения
от конечного и соотношение между длитель-
ностью воздействующего напряжения и соб-
ственными частотами трансформатора.
Отсюда следует, что с увеличением фрон-
та (уменьшением крутизны) воздействующе-
го напряжения и уменьшением его длитель-
ности перенапряжения снижаются. При этом
«градиентные» перенапряжения в большой
степени зависят от длительности фронта им-
пульса, а напряжения (потенциалы) от дли-
тельности импульса.
Этот вывод на начальном этапе развития
трансформаторостроения был реализован
путем установки последовательно с силовым
трансформатором сглаживающего реактора,
а для снижения перенапряжений в двигате-
лях (волновые процессы в которых в значи-
тельной степени подобны) — установкой
сглаживающих конденсаторов.
Выравнивание начального распределе-
ния с конечным может быть также осущест-
влено конструктивными мерами. Одной из
таких мер на ранней стадии развития транс-
форматоростроения являлась компенсация
токов, стекающих на землю и другие обмот-
ки путем установки экранов (щит Палуева),
экранирующих витков или колец. Для обес-
печения полной компенсации емкость между
обмоткой и экраном (Сэ) должна изменяться
по длине обмотки согласно уравнению:
Сэ(л) = (7.45)
где С— емкость на «землю» на единицу дли-
ны обмотки; / — длина обмотки, х = 0 — ко-
нец обмотки.
Установка экранирующих витков или
колец обеспечивает частичную компенса-
цию емкостных токов в наиболее нагружен-
ной (начальной) части обмотки.
Однако обе эти меры требовали допол-
нительного увеличения размера конструк-
ции и в дальнейшем были заменены более
эффективным решением — увеличением
продольной емкости обмотки путем пере-
плетения витков, размещением «холостых»
витков в катушках, градации каналов между
катушками, применением слоевых обмоток.
Следует отметить, что для обеспечения
равномерного распределения напряжения
между катушками их продольная емкость
должна изменяться подлине обмотки (х) со-
гласно уравнению
ЛЪ) = С(/~х)2, (7.46)
что в полной мере практически неосущест-
вимо, однако указывает на возможность
улучшения начального распределения «гра-
дацией» продольной емкости, например, из-
менением каналов, чередованием различных
схем переплетения витков в катушке и т. п.
На рис. 7.11 показан «классический» ва-
риант переплетения витков по схеме English
Electric. Расположение рядом удаленных по
порядковому номеру витков приводит к уве-
личению продольного (емкостного) тока,
обеспечивая выравнивание начального рас-
пределения.
Следует отметить, однако, что при фрон-
тах воздействующего импульса существенно
меньших времени основного периода ко-
лебаний катушки, распределение начально-
го напряжения становится более крутым и
близким к распределению в обычной «непе-
реплетенной» обмотке. Кроме того, эта схе-
ма чувствительна к возникновению резо-
нансного процесса при воздействии срезан-
ных волн с колебаниями напряжения после
среза.
В настоящее время на практике в транс-
форматорах СВН широко применяются раз-
личные модификации этой схемы. В отечес-
Рис. 7.12. Схемы переплетения
витков со сниженным уровнем
внутрикату!печных напряжений.
а
б
130
Импульсные перенапряжения
Глава 7
твенном трансформаторостроен пи — эю
схема с «полувитками» (рис. 7.12).
Смещение фаз колебаний токов в сосед-
них катушках приводит к ослаблению вза-
имных связей между ними, уходу от условий
резонанса и снижению перенапряжений
между катушками.
Градация каналов в обмогке, обеспечива-
ющая постепенное уменьшение продольной
емкости вдоль обмотки (одним из первых ре-
шений в этом направлении, не получившим
широкого практического применения из-за
сложности конструкции, была установка
шунтирующих конденсаторов), также может
Случаи Схема соединения обмоток трансформатора Падение волны только на одну фазу UA=1,UB = Uc = 0 Падение волн противоположной полярности на две фазы UA = 1, UB = -1, Uc = 0
№ Обмотка ВН Обмотка HH Третичная обмотка Обмотка ВН Обмотка НН Обмотка ВН Обмотка НН
1 Y(e) У(е) У) 0*^0 1 0 0 XIS1 0 ^<1 1 0^-1
2 Y(e) y(i) (-. У) \Х1 0^0 2/3 -1/ЗЭ/з Xxi о 0 -1
3 Y(e) d (-. У. d) 0 <3 2 ХГч1 о Д V3 . 2 2<J-
4 Y(/) У(е. 0 (- У. d) 'Ns1 0 ^^0 2/3 -1/3 ^^-1/3 Ns1 1
5 Y(/) (-. У. d) 0 0 °<з ^-1/Д ^s1 (Г -1 1/V3 1/V3<] -2N3
6 Y(/) z(e, i) (-. У. d) 0 0 1/\3 °Л - ф «-1/х'З NS1 0 1ЛЗ 1/<3 Г -2/\гЗ
7 D У(е, i) (-. У. d) 1 0 1ЛЗ о 1 1/<3 1Л'3 УФ^2Л',3
8 D d (-. У. d) 0 ^^0 2/3 1/3 <и X -1/3 0 “ф,
Рис. 7.13. Значения коэффициент г (обозначения схем соединения по МЭК)
Наведенные перенапряжения
131
привести к выравниванию начального рас-
пределения напряжения. В этом случае изме-
няется не только емкость между катушками,
но и емкость катушек на землю и электри-
ческая прочность изоляции между катушка-
ми, что требует проведения специальных
расчетов по оптимизации.
Слоевые обмотки также имеют более
блаюприятное начальное распределение на-
пряжения, однако требуют другой (более
сложной) технологии изготовления и не на-
шли распространения в трансформаторах
СВН (область их применения в отечествен-
ной практике ограничена классом напряже-
ния 35 кВ).
6. Наведенные перенапряжения
Воздействия импульса на одну из обмо-
ток трансформатора приводит в ряде случаев
к перенапряжениям не только в возбуждае-
мой обмотке, но и в остальных невозбужда-
емых обмотках. В начальный момент време-
ни распределение напряжений в обмотках
соответствует распределению электростати-
ческого поля и может быть рассчитано для
случая двух обмоток при вводе в середину
возбуждаемой обмотки по упрощенной фор-
муле:
где С12 — емкость между обмотками; С22 —
емкость вторичной обмотки на землю.
Если к обмотке подключены линии, то
их емкости на землю столь велики, что мож-
но полагать U2 = 0, что часто делается при
расчете перенапряжений.
Напряжение на стороне низкого напря-
жения, индуктированное со стороны обмот-
ки высокого напряжения, может быть опре-
делено по формуле:
Ц-ih = PQrUmbn/Km, (7.48)
где р — коэффициент, учитывающий влияние
рабочего напряжения. Обычно р = 1,05—1,15;
q — коэффициент реакции обмотки низ-
кого напряжения (НН) на индуктированную
ЭДС, зависящий от нагрузки обмотки. Обыч-
но для импульсных воздействий q < 1,3;
г — коэффициент, зависящий от схемы
соединения обмоток (рис. 7.13).
Для защиты от опасных наведений пере-
напряжений в «холостых» (или мало нагру-
женных) обмотках рекомендуется подклю-
чение к их выводам разрядников (ограни-
чителей перенапряжений) или в случае
расположения холостой обмотки у стержня
магнитопровода (большая емкость на зем-
лю) — заземление одного из концов обмот-
ки, соединенных в трехфазную схему.
7. Особенности переходных
процессов в автотрансформаторах1
При автотрансформаторном соединении
обмол ок (рис. 7.14) при воздействии импуль-
са со стороны обмотки высокого напряжения
Рис. 7.14. Распределение максимальных на-
пряжений по обмоткам трансформатора с ав-
тотрансформаторной связью.
а — схема трансформатора с автотрансформатор-
ной связью между обмотками ВН и СН; б — рас-
пределение перенапряжений по обмоткам ВН —
СН при падении волны U0 со стороны вывода ВН
и холостом выводе СН; коэффициент трансфор-
мации к = 2; в — то же при палении волны Uq со
стороны вывода СН.
Более подробно см. в главе 6.
132
Импульсные перенапряжения
Глава 7
Рис. 7.15. Падение волны на одну фазу об-
мотки трехфазного трансформатора, соеди-
ненной в звезду с изолированной нейтра-
лью.
а — исходная схема; б — распределение напря-
жения вдоль обмотки.
Рис. 7.16. Падение волны по трем фазам на обмот-
ку трансформатора, соединенную в треугольник.
а — исходная схема; б — распределение напряжения
вдоль обмотки АВ.
(ВН) и холостого конца обмотки среднего на-
пряжения (СН) процесс происходит так же,
как и в обмотке с заземленной нейтралью.
Однако при воздействии импульса со
стороны обмотки СН и холостого конца об-
мотки ВН колебания напряжения происхо-
дят вокруг оси /Гт(/сн • X что может вызвать
опасные перенапряжения в обмотке ВН.
В связи с этим рекомендуется устанав-
ливать между вводами и выключателями
разрядник (ограничитель перенапряжений)
(см. также гл. 6).
8. Особенности
переходных процессов
в трехфазных трансформаторах
с изолированной нейтралью
Случай падения импульса (£/0) на одну
фазу при соединении обмоток в звезду по-
казан на рис. 7.15. Поскольку предполага-
ется. что две другие фазы подсоединены
к линии, волновое сопротивление которой
значительно меньше волнового сопротивле-
ния обмотки, выводы неподверженных фаз
можно считать заземленными.
В этом случае перенапряжение на ней-
трали может достичь значений, близких
к 2/3 /70. При падении импульса по двум фа-
зам перенапряжения на нейтрали могут воз-
расти в 2 раза по сравнению со случаем па-
дения на одну фазу, а при падении на три
фазы — в 3 раза, что требует при выводе ней-
трали на крышку бака подключения к ней
защитного аппарата.
При соединении обмотки ВН в треу-
гольник падение импульса на три фазы
(рис. 7.16) может вызвать опасные перена-
пряжения в середине обмотки и требует со-
ответствующего выбора изоляции.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 7
1. Лоханин А. К., Погостим В. М. Расчет
емкостей обмоток высоковольтных транс-
форматоров. Электротехника, 1964, № 7.
2. Лоханин А. К. Погостив В.М. Про-
дольная емкость катушечных обмоток
трансформаторов. Электротехника, 1965,
№ 12.
3. Геллер Б., Веверка А. Импульсные
процессы в электрических машинах. М.:
Энергия, 1974.
4. Фрид Е. С. Расчет импульсных гради-
ентов в многокатушечных трансформатор-
ных обмотках. Электричество, 1950, № 9.
5. Лизунов С. Д., Сапожников А. В. Вли-
яние рабочего напряжения на импульсные
перенапряжения в обмотках трансформато-
ров. Электричество, 1966, № 10.
6. Лоханин А. К. Расчет перенапряже-
ний в катушечных обмотках трансформато-
ров. Электричество, 1967, № 4.
7. Белецкий 3. М., Бунин А. Г., Горбун-
цов А. Ф., Конторович Л. Н. Расчет импуль-
сных воздействий в обмотках трансформа-
торов с применением ЭВМ: Интерэнерго,
1978.
8. Лизунов С.Д. Импульсные перена-
пряжения в высоковольтных трансформато-
рах. М.: ВНИИЭМ, 1965.
§ 1
Введение
133
Глава восьмая
изоляция
1. Введение
Изоляция силовых трансформаторов
представляет собой сложную систему, состо-
ящую из различных как по значению, так
и конструкции элементов и узлов.
При классификации изоляции транс-
форматора следует выделить два основных
ее вида:
♦ внутренняя изоляция;
♦ внешняя изоляция.
К внешней изоляции относится, напри-
мер, изоляция покрышек вводов, соприка-
сающаяся с атмосферой, воздушные изоля-
ционные промежутки между вводами данной
обмотки, между вводами разных обмоток и
до заземленных частей.
Внутренняя (маслонаполненная, газо-
вая, литая) изоляция трансформатора разде-
ляется на главную и продольную изоляцию
обмоток, изоляцию установки вводов, изо-
ляцию отводов, переключателей и пр.
Главная изоляция обмоток — это изоля-
ция от данной обмотки до заземленных час-
тей магнитопровода, бака и других обмоток
(в том числе и других фаз).
Продольная изоляция — это изоляция
между различными точками одной обмотки:
между витками, слоями, катушками.
Во внутренней маслонаполненной изо-
ляции трансформаторов применяется:
— сплошная твердая (как правило, цел-
люлозная) изоляция. Это изоляция между
расположенными вплотную изолированны-
ми проводниками, витками или отводами;
— чисто масляная: в ряде случаев это
промежутки между обмоткой и баком, экра-
ном ввода и баком, между отводом и стенкой
бака;
— комбинированная (маслобарьерная)
изоляция: масляные промежутки, подразде-
ленные барьерами — межобмоточная изоля-
ция, изоляция между фазами, между обмот-
кой и магнитопроводом и т. д.
Изоляция трансформаторов в процессе
эксплуатации подвергается неограниченно
длительному воздействию рабочего напря-
жения и кратковременным перенапряжени-
ям: грозовым (импульсы, длительностью от
единиц до десятков микросекунд); коммута-
ционным (импульсы с большим затуханием,
длительностью до нескольких тысяч микро-
секунд) и квазистационарным (повышение
напряжения рабочей частоты, длительно-
стью до нескольких часов). Координация
внутренней изоляции трансформатора тре-
бует обеспечения электрической прочности
при всех этих воздействиях.
Проверка выполнения требований коор-
динации производится путем высоковоль-
тных испытаний, в систему которых входит
следующий комплекс воздействий:
— одноминутное испытательное напря-
жение промышленной частоты;
— длительное (одночасовое) испыта-
тельное напряжение промышленной часто-
ты с измерением интенсивности частичных
разрядов, равное 130—150% рабочего на-
пряжения;
— коммутационный импульс с фронтом
не менее 100 мкс и длительностью не менее
1000 мкс);
— полный грозовой импульс, с фронтом
1,2 мкс и длительностью 50 мкс;
— срезанный грозовой импульс, дли-
тельностью 2—3 мкс.
При ограничении уровня перенапряже-
ний, положенном в основу ГОСТ 1516.1—76,
основными значениями, определяющими
выбор изоляционных промежутков внутрен-
ней изоляции силовых трансформаторов,
являлись значения кратковременных испы-
тательных напряжений — грозовых комму-
тационных импульсов и одноминутного на-
пряжения промышленной частоты. Однако,
в связи с освоением сверхвысоких напряже-
ний, появилась возможность глубокого огра-
ничения перенапряжений и на трансформа-
торах традиционных классов напряжения,
что значительно уменьшает превышение
испытательных напряжений над рабочим.
В этих условиях рабочее напряжение может
стать определяющим при выборе размеров
внутренней изоляции трансформаторов.
В большинстве узлов этой изоляции при-
меняется комбинированная система изоля-
ции, представляющая собой композицию из
жидкой (нефтяное трансформаторное мас-
ло) и твердой (целлюлоза) фаз. В такой ком-
позиционной изоляции при воздействии на-
пряжения промышленной частоты и им-
пульсов напряженность в масляных каналах
выше, чем в твердой изоляции из-за мень-
шей диэлектрической проницаемости масла
(2,3 и 4,5), при этом электрическая про-
чность масла также ниже, чем твердой изо-
ляции. Следовательно, электрическая про-
чность большинства конструктивных изоля-
ционных узлов трансформаторной изоляции
134
Изоляция
Глава 8
определяется электрической прочностью
наиболее нагруженного масляного канала.
Основной задачей при создании методи-
ки расчета электрической изоляционной
системы является обоснованный выбор
критерия, определяющего ее электрическую
прочность. Для композиционной трансфор-
маторной изоляции речь должна идти о вы-
боре критерия, определяющею электричес-
кую прочность трансформаторного масла.
В настоящее время отсутствует количес-
твенная физическая теория пробоя техни-
чески чистого трансформаторного масла
и, следовательно, отсутствует возможность
чисто теоретического подхода к обоснова-
нию критерия электрической прочности
масляных промежутков.
Поэтому при выборе критерия электри-
ческой прочности трансформаторной изоля-
ции используют экспериментальные элект-
рические данные, учитывающие основные
факторы, влияющие на возникновение и
развитие процесса пробоя изоляции.
Существует достаточно большое число
физических теорий, которые используют
для объяснения пробоя жидкостей макро-
скопические механизмы [1, 2]. Эта группа
теорий базируется на экспериментах с тех-
нически чистыми жидкостями при относи-
тельно больших токах проводимости и дли-
тельном приложении напряжения. Такие ус-
ловия имеют место в большинстве случаев
промышленного использования жидких ди-
электриков, например в трансформаторах.
Результаты этих работ учитываются при вы-
боре критерия прочности.
Начальные физические процессы в мак-
роскопическом механизме пробоя создают
условия для развития разряда. Наиболее
значительными аспектами этой проблемы
являются источники свободных электронов
в жидкости, механизмы их сольватации и
перемещения, энергетические связи с окру-
жающей средой, влияние структуры молеку-
лы, условия размножения и образования ла-
вин электронов, количества энергии, обра-
зующейся при передвижении электронов.
Развитие этих процессов до уровня, который
может быть обнаружен и зарегистрирован
измерительным прибором, устанавливает
точку превращения их из элементарных фи-
зических процессов в макроскопическое яв-
ление, измеряемое обычным образом. Мо-
мент перехода элементарных физических
процессов в макроскопическую стадию при-
нимается в качестве критерия электричес-
кой прочности конструкции. Применитель-
но к внутренней изоляции трансформаторов
этот критерий количественно определяется
двумя параметрами: напряженностью элек-
трического поля, при которой возникает на-
чал ьная макроскопическая стадия разряда
(частичный разряд) и интенсивность этого
частичного разряда.
Так для главной маслобарьерной изоля-
ции в качестве критерия, определяющего
электрическую прочность, принята напря-
женность в масляном канале, при которой
возникают частичные разряды с кажущимся
зарядом 10 s— IO’7 Кл, вызывающие необра-
тимые повреждения на поверхности барьера.
Напряженность возникновения началь-
ной стадии разряда является основным, но
не единственным фактором, влияющим на
возникновение и развитие этого процесса.
На него влияет целый ряд факторов, из ко-
торых необходимо обратить внимание на
следующие:
а) Химическая структура масла.
Химическая структура масла имеет оп-
ределенное влияние на возникновение и
развитие начальных пробивных процессов,
например, количество ароматических угле-
водородов в молекуле масла определяет, бу-
дет ли жидкость поглощать или выделять газ
при воздействии электрического поля. Хи-
мическая структура масла влияет на разви-
тие процессов диссоциации молекул и про-
текание вторичных реакций с образованием
газовых составляющих [3]. Наличие и коли-
чество ароматических углеводородов влияет
на импульсную прочность трансформатор-
ного масла в неоднородном электрическом
поле. Каталитическое гидрокарбонильное
автоокисление может влиять на химический
состав масла и вызывать снижение их элек-
трической прочности в процессе старения.
б) Движение жидкости.
Электрогидродинамические силы [ЭГД],
действующие на изоляционную жидкость
как следствие приложенного электрическо-
го поля, приводят жидкость в движение.
Кроме того, в мощных трансформаторах она
движется в результате воздействия внешних
насосов, а также от перепада температур в
различных слоях жидкости. Движение жид-
кости при некоторых условиях может ока-
зать влияние на ее электрическую прочность
в результате перемещения погруженных в
нее частиц загрязнений, вызвать кавитацию
или способствовать генерированию и рас-
пространению зарядов, образованных в ре-
зультате электризации потока.
в) Механические примеси.
Вредное влияние загрязняющих частиц
замечено уже давно, и известно, что тща-
тельная очистка трансформаторного масла
§2
Выбор изоляции между обмотками трансформатора
135
может существенно увеличить ею электри-
ческую прочность.
г) Влага.
На электрическую прочность нефтяного
трансформа горного масла сильно влияет со-
держание в нем воды, особенно в сочетании
с механическими загрязняющими частица-
ми. При определении электрической про-
чности важно не столько абсолютное значе-
ние влагосодержания, сколько процент от-
носительного влагосодержания. Последнее
же зависит от химического состава масла,
температуры, степени состарен пости масла.
д) Температура
Многие факторы, влияющие на элект-
рическую прочность трансформаторного
масла, зависят от температуры. Например,
существенная зависимость вязкости масла и
его поверхностного натяжения от темпера-
туры означает, что связанные между собой
механизмы кавитации и движения жидкости
в значительной степени определяются тем-
пературой масла.
Аналогично, изменения температуры вли-
яют на относительное процентное насыще-
ние масла влагой и, следовательно, оказыва-
ют прямое влияние на электрическую про-
чность масла. Действительно, результаты
испытаний, в которых наблюдается увеличе-
ние электрической прочности трансформа-
торного масла с ростом температуры, обыч-
но свидетельствуют о содержании в масле
недопустимых концентраций воды.
В композиционной изоляции (масло +
+ целлюлоза) оценка влияния температуры
на электрическую прочность масла сущест-
венно усложняется процессом миграции
влаги, требующим значительного времени
для достижения равновесного состояния
между содержанием воды в масле и целлю-
лозной изоляции.
Все указанные выше факторы должны
определять условия, при которых может
быть применен выбранный критерий элект-
рической прочности.
Для оценки электрической прочности
реальных конорукций должен быть опреде-
лен основной Iеометрический фактор —
«размер», который определяет электриче-
скую прочность. Хотя в настоящее время
еще нельзя считать полностью доказанным,
какой из двух геометрических факторов —
площадь или объем следует считать «раз-
мером» конструкции, большинство специа-
листов отдает предпочтение напряженно-
му объему, т. е. объему масла, ограничен-
ному поверхностью электрода и 80 или 90%
эквиградиентной поверхностью |4, 5]. С фи-
зической точки зрения, чем больше обьсм
изоляции, тем выше вероятность появления
«слабого звена», которое может иницииро-
вать пробой в области высокой напряжен-
ности электрического поля. Например, если
пробой вызывается частицами загрязнений,
тогда больший объем является источником
большего числа загрязняющих частиц, кото-
рые могут попасть в область с высокой на-
пряженностью и инициировать пробой.
При применении барьерной конструк-
ции возможность свободного перемещения
частиц в полном объеме усложняется, и элек-
трическая прочность конструкции повыша-
ется.
Если используются устройства с одина-
ковой площадью электродов в однородном
или квазиоднород ном поле, то геометричес-
ким параметром, определяющим электри-
ческую прочность масляного промежутка,
является его ширина.
2* Выбор изоляции
между обмотками трансформатора
2.1, Изоляция
в средней части обмоток
В настоящее время в отечественной
практике главная изоляция мощных сило-
вых трансформаторов изготавливается мас-
лобарьерной. Этот тип главной изоляции
надежен, он проверен многолетним опытом
эксплуатации.
В маслобарьерной изоляции наиболее
нагруженными каналами являются каналы,
примыкающие к обмоткам, т. к. именно в
них следует ожидать значительного увеличе-
ния напряженноеги поля за счет неоднород-
ности, вносимой элементами конструкции
обмотки (межкатушечные каналы, рейки,
дистанцирующие изоляционные цилиндры
и г.д.).
Эта гипотеза была принята за основу
при разработке методики оценки электри-
ческой прочности главной маслобарьерной
изоляции, и апробирована путем испытания
моделей маслобарьерной изоляции.
Было исследовано влияние основных
конструктивных факторов на электриче-
скую прочность первого масляного канала,
а именно, ширины канала, формы элемен-
тов, дисганцирующих цилиндр, размера
межкагушечно!о канала, толщины изоляции
провода, наличия осевого поля обмотки,
а также вида воздействующего напряжения.
Результат исследований показали су-
щественную зависимость величины пробив-
136
Изоляция
Глава 8
ной напряженности электрического поля
ближайшего к обмотке масляного канала от
его ширины; заметное влияние на электри-
ческую прочность канала оказывает способ
дистанцирования ближайшего к обмотке
цилиндра — прошивная рейка (конструкция
«А», рис. 8.1) или упирающиеся в цилиндр
прокладки (конструкция «Б», рис. 8.1).
Аналитически зависимости при одноми-
нутном воздействии напряжения промыш-
ленной частоты могут быть выражены сле-
дующим образом:
— для конструкции типа «А», обеспечива-
ющей отсутствие касания прокладок с повер-
хностью изоляционного цилиндра (барьера)
кВ/см
£ = 15 +
^МИН пр 1 ’
Рис. 8.1. Конструкция узла дистанцирования
цилиндра от обмотки:
А — с прошивной рейкой; Б — с упирающейся
в цилиндр прокладкой; 1 — обмотка ВН; 2— ци-
линдр; 3 — прокладка; 4 — рейка.
— для конструкции типа «Б» дистанци-
рование цилиндра с помощью прокладок,
упирающихся в цилиндр независимо от их
формы)
62
Д’’
кВ/см
£
^мин пр
где S — размер прилегающего к обмотке
канала (длина наиболее напряженной си-
ловой линии). Необходимо отметить, что
указанные выше формулы действительны,
если 6 см > 5 > 0,3 см.
При исследовании электрической про-
чности моделей маслобарьерной изоляции
при воздействии одноминутного напряже-
ния промышленной частоты рассматривался
вопрос о влиянии межкатушечного канала
у обмотки. Результаты проведения экспери-
ментов показали, что существенного сниже-
ния электрической прочности радиального
канала не происходит. Так при увеличении
размера осевого канала от 10 до 30 мм сни-
жение электрической прочности радиально-
го канала оставляет 10%. Большинство ра-
бот по определению зависимости электри-
ческой прочности масляного канала от его
ширины проводилось с катушками, толщина
изоляции провода которых оставляла 0,7 мм
на сторону. Увеличение толщины твердой
изоляции провода до 2,2 мм приводит к уве-
личению пробивной напряженности масля-
ного канала на 10%. Это влияние обуслов-
лено, по-видимому, увеличением степени
однородности поля в масляном канале.
Исследования на моделях показали так-
же, что электрическая прочность масляных
каналов, расположенных между цилиндрами,
также зависит от их ширины и, кроме того,
существенно выше, не менее чем в 1,5 раза,
чем электрическая прочность масляных ка-
налов тех же размеров, но расположенных
у обмотки. Этот результат дает основание
сделать следующий практический вывод:
если масляный канал у обмотки при конст-
руировании маслобарьерной изоляции целе-
сообразно выполнить наименьшим, ограни-
чиваясь только технологическими требовани-
ями и условиями обеспечения охлаждения
обмотки, то масляный канал между цилин-
драми следует выбирать больших размеров
и руководствоваться при этом можно лишь
конструктивными соображениями.
По результатам испытаний при им-
пульсном воздействии стандартной волны
1,2/50 мкс были получены зависимости ми-
нимальной пробивной напряженности поля
от ширины масляного канала. Аналитически
§2
Выбор изоляции между обмотками трансформатора
137
эти зависимости могут быть выражены сле-
дующим образом:
— для конструкции типа А
Р = Я 7 I 1 1
.МИН пр "Г ’
кВ/см
— для конструкции типа Б
£мин пр = 48 + 1Ц , кВ/см
л/ О
где S — ширина масляного канала, приле-
гающего к обмотке в см, причем 6 см > 5 >
> 0,3 см.
Увеличение толщины изоляции провода
от 0,7 мм до 2,2 мм при грозовом импульсе
сказывается на электрической прочности
канала меньше, чем при одноминутном воз-
действии напряжения промышленной час-
тоты, а именно, электрическая прочность
увеличивается всего на 5 %.
При сопоставлении зависимостей Емнн Г1р =
= /(5), полученных при одноминутном воз-
действии напряжения 50 Гц и полного гро-
зового импульса нетрудно заметить, что при
воздействии грозового импульса влияние
ширины примыкающего к обмотке канала
на его электрическую прочность несколько
меньше, чем при воздействии напряжения
50 Гц. Так при изменении ширины канала
от 24 до 10 мм электрическая прочность при
грозовом импульсе возрастает на 30%, в то-
же время это увеличение при 50 Гц состав-
ляет 40 %.
Электрическая прочность каналов между
цилиндрами маслобарьерной изоляции выше,
чем каналов, прилегающих к обмотке при
грозовом импульсе не менее чем в 1,5 раза.
Различие между пробивными напряжен-
ностями масляных каналов для конструкций
дистанцирования цилиндра А и Б при им-
пульсных воздействиях несколько меньше,
особенно в области малых каналов. Если
при воздействии 50 Гц соотношение по ми-
нимальной пробивной напряженности поля
между различными конструкциями при ши-
рине канала у обмотки 10 мм равно 1,18, то
при грозовом импульсе это же соотношение
равно 1,10.
Исследования электрической прочности
главной изоляции при коммутационных пе-
ренапряжениях проводилось при двух видах
воздействий: униполярного импульса 600/
1600 мкс, который эквивалентен воздейс-
твию основного пика коммутационных пе-
ренапряжений с частотой порядка 250 Гц,
и напряжения промышленной частоты, ли-
нейно нарастающего от нуля до наибольше-
го значения в течение 0,4 с.
При этих воздействиях зависимость ми-
нимальной пробивной напряженности мас-
ляного канала от его ширины и системы его
образования аналитически, также как и для
других форм исследований видов воздейст-
вий, может быть представлена формулой:
F = А +
^мин пр
им-
и В
— , кВ/см
где S — ширина канала в см. (6 см >
> 0,3 см).
При воздействии апериодического
пульса 600/1600 мкс коэффициенты А
при системе дистанцирования А принимают
следующие значения А = 56, В = 115; при
кратковременном воздействии напряжения
промышленной частоты нарастающего ли-
нейно от нуля до максимального значения за
0,4 с А = 41, В = 107.
Эти зависимости служат основой для
оценки электрической прочности главной
изоляции в середине обмотки при воздейс-
твии коммутационного импульса.
В приведенных ниже таблицах 8.1 и 8.2
отражено влияние ширины масляного кана-
ла и системы дистанцирования ближайшего
к обмотке канала на электрическую про-
чность маслобарьерной изоляции и коэффи-
циенты импульса при различных видах воз-
действующего напряжения.
Таблица 8.1. Влияние ширины масляного канала и системы дистанцирования ближайшего
к обмотке цилиндра на электрическую прочность маслобарьерной изоляции
Воздействие Од по- минутное воздействие 50 Гц Импульс 0,4 с 50 Гц Апериоди- ческий импульс 600/1600 мкс Апери- одический импульс 1,2/50 мкс
Процентное увеличение электрической 41 34 31 29
прочности при уменьшении ширины канала от 24 до 10 мм
Процентное увеличение электрической 18 14 14 10
прочности канала шириной 10 мм при переходе от системы Б к А
138
Изоляция
Глава 8
Таблица 8.2. Значения коэффициентов импульса и коэффициентов эквивалентности
Ширина масляного канала, мм Вил воздействия
1,2/50 мкс 600/1600 мкс Импульс 0,4 с,/= 50 Гц
10 1,9 1 1,48 0,77 1,28 0,66
24 2,1 1 1,58 0,75 1,34 0,64
2.2. Изоляция края обмотки
Электрическая прочность концевой изо-
ляции определяется рядом факторов: видом
примененной главной изоляции, соотноше-
нием расстояний обмотка-обмотка и обмот-
ка-ярмо (прессующее кольцо), величиной
масляного зазора у емкостного кольца.
Сопоставление характеристик электри-
ческого поля в масляном канале у емкостно-
го кольца в концевой изоляции класса на-
пряжения 110—330 кВ с соответствующими
характеристиками поля в радиальном масля-
ном канале у обмотки в средней части пока-
зывает, что степени неоднородности этих
полей достаточно близки, а именно коэф-
фициент использования в обоих случаях ле-
жит в пределах 0,50,7.
Однако имеется и некоторое отличие,
состоящее в том, что зона повышенной на-
пряженности в радиальном масляном кана-
ле в средней части обмотки более ограниче-
на, чем в масляном канале у края обмотки,
т. е. при прочих равных условиях значение
напряженного объема на краю обмотки
должно быть больше, чем в средней части.
Это обстоятельство может привести к более
низкой электрической прочности масляного
канала на краю обмотки, чем в середине.
Результаты испытания крупномасштаб-
ных моделей концевой изоляции подтверди-
ли это предположение. Для всех видов ис-
пытательных воздействий электрическая
прочность масляного промежутка у края об-
мотки несколько ниже, чем электрическая
прочность масляного канала такой же ши-
рины в средней части обмотки. Так что сни-
жение при одноминутном воздействии на-
пряжения промышленной частоты состав-
ляет около 15%, при грозовом импульсе
= 10%.
При проектировании концевой изоля-
ции необходимо иметь в виду следующее:
1. Значение масляною зазора у емкост-
ного кольца должно быть минимально воз-
можным по конструктивным и технологи-
ческим соображениям. Уменьшение канала
у емкостного кольца может быть дост и гнуто
путем применения формованных угловых
шайб, повторяющих форму емкостного
кольца.
2. Форма емкостного кольца должна вы-
бираться такой, чтобы обеспечить макси-
мальное увеличение степени однородности
поля в масляном канале у края обмотки, од-
нако при этом следует заботиться о том, что-
бы при изменении формы кольца не увели-
чивалась ширина, прилегающего к обмотке
масляного канала.
2.3. Определение размеров
изоляционных промежутков
главной изоляции
Обычно расчет главной изоляции произ-
водится в два этапа — на первом этапе вы-
полняется оценочный расчет, по которому
ориентировочно выбираются основные раз-
меры главной изоляции, размеры масляных
каналов, число и расположение барьеров.
Этот расчет производится по расчетному на-
пряжению, которое выбирается на основа-
нии испытательных напряжений.
На втором этапе для выбранной конс-
трукции изоляции производится уточнен-
ный расчет напряженностей электрического
поля в первом масляном канале (ближайшем
к обмотке) путем расчета электрического по-
ля обмотки при всех видах испытательных
напряжений с учетом распределения напря-
жения по обмотке. Расчет выполняется отде-
льно для зоны середины и края обмотки.
Полученные величины воздействующих
напряженностей сравниваются с допусти-
мым значением напряженности поля для
данного размера канала. При установлении
величины допустимой напряженности поля
должны учитываться следующие обстоя-
тельства.
Зависимости Емин пр построены по
значениям повреждающего напряжения при
относительно небольшом количестве опы-
тов, поэтому при переходе к допустимому
значению напряженности поля должен быть
введен поправочный коэффициент, учиты-
вающий это обстоятельство.
Модели маслобарьерной изоляции, на
которых проводились исследования элект-
§2
Выбор изоляции между обмотками трансформатора
139
рической прочности канала у обмотки, име-
ли небольшие объемы, поэтому при пере-
ходе к большим объемам масла это также
должно быть уточнено введением поправоч-
ного коэффициента.
Должен быть введен коэффициент, учи-
тывающий снижение прочности из-за не-
предвиденных отклонений в трансформаторе.
С учетом всех оговоренных выше факто-
ров, интервал между величиной допустимой
напряженности поля и ее минимальной про-
бивной величиной установлен равным 15%,
т. е.
^лоп — 0,85Емин пр-
При оценке запасов электрической про-
чности при воздействии полного грозового
импульса необходимо обращать особое вни-
мание на правильный учет влияния распре-
деления напряжения по обмотке на резуль-
тирующую напряженность поля в масляном
канале, т. е. расчет поля должен произво-
диться применительно к двум моментам
времени — максимального градиента на бли-
жайшем к середине обмотки масляном кана-
ле и максимального потенциала во входной
зоне (внутренних переходах).
Должна определяться также напряжен-
ность вдоль поверхности рейки, прошиваю-
щей обмотку в зонах максимального гра-
диента. Эта напряженность также должна
сравниваться с допустимой величиной на-
пряженности по поверхности. Если коэф-
фициент запаса недостаточен (меньше 1), то
должны быть приняты меры для снижения
воздействующей напряженности.
2.4. Оценка электрической
прочности маслобарьерной изоляции
при длительном воздействии
рабочего напряжения
На моделях главной изоляции (края и
середины), на которых производились ис-
следования электрической прочност глав-
ной изоляции при грозовых и коммутацион-
ных импульсах, а также при одноминутном
воздействии напряжения промышленной
частоты были проведены также испытания
моделей при разной длительности выдержки
напряжения 50 Гц от 1 мин до 1000 часов. По
результатам испытаний построена вольт-се-
кундная характеристика в этом диапазоне
воздействий.
Исследования электрической прочности
при воздействии до 1000 часов показали, что
электрическая прочность главной изоляции
в этом диапазоне длительностей определяе-
тся, как и при кратковременных воздействи-
ях, электрической прочностью прилегающе-
го к обмотке масляного канала, которая в
свою очередь, зависит от величины средней
напряженности в канале, ширины его и конс-
трукции дистанцирующих изоляционных де-
талей. Нарушение электрической прочности
при всех исследованных длительностях про-
исходит в виде пробоя канала, который
регистрируется как мощный ЧР с интен-
сивностью (1—5) • 10“7 Кл. Перед пробоем
канала не наблюдается постепенного роста
интенсивности ЧР выше уровня помех
(2,5 • 10-11). Отсюда был сделан вывод, что
при указанном времени воздействия напря-
жения процессы ионизации, происходящие
в малых объемах масла в местах повышен-
ной напряженности, не оказывают влияния
на электрическую прочность масляного ка-
нала и не участвуют в подготовке его пробоя,
т.е. вольтсекундная характеристика в этом
диапазоне определяется статистическими
явлениями.
Этот вывод представляется исключи-
тельно важным. Если основным фактором,
определяющим зависимость времени от на-
чала приложения напряжения до момента
пробоя канала, следует считать статистичес-
кие явления, и в процессе воздействия на-
пряжения на изоляцию не происходит на-
копления каких-либо продуктов распада,
приводящих к изменению механизма про-
боя со временем, то зависимость поврежда-
ющей напряженности от времени должна
иметь следующий вид:
t = А • Е~ь,
где t — время до возникновения поврежде-
ния; Е — повреждающая напряженность
электрического поля; А и b — постоянные.
Для маслобарьерной изоляции по дан-
ным [6, 7] в = 55 ч- 75.
На рис. 8.2 представлена эксперимен-
тально полученная вольтсекундная характе-
ристика маслобарьерной изоляции в диапа-
зоне длительности воздействия от 1 мин до
1000 часов.
Характер зависимости Епов=/(г) одина-
ков для конструкций главной изоляции с
вводом в середину обмотки и на конце.
Вольтсекундная характеристика отличается
относительно небольшим снижением пов-
реждающей напряженности с увеличением
времени воздействия напряжения. Экстра-
полируя вольт-секундную характеристику
до времени, равного расчетному сроку служ-
бы трансформатора (25 лет) и принимая со-
отношение допустимой и минимальной на-
пряженностей то же, что при одноминутном
140
Изоляция
Глава 8
Рис. 8.2. Вольтсекундная характеристика маслобарьерной изоляции:
£отн — относительная напряженность — отношение повреждающей напряженности при данном значении
t к минимальной повреждающей напряженности при одноминутном воздействии; г — время от начала вы-
держки на данной ступени до пробоя масляного канала; х — опыт с пробоем масляного канала; о — опыт
без пробоя масляного канала.
воздействии получаем, что длительная элек-
трическая прочность маслобарьерной изо-
ляции, соответствующая этому времени со-
ставляет 0,8 одноминутной прочности для
всех конструкций изоляции.
Однако, полученные таким путем значе-
ния напряженности должны быть скоррек-
тированы на основе изучения физико-хи-
мических процессов старения бумажно-
масляной изоляции и масла, приводящих
к возникновению необратимых изменений
в масле и твердой изоляции и влиянию их на
электрическую прочность изоляции.
Специальные исследования показали,
что воздействие на маслобарьерную изоля-
цию электрического поля с напряженностью
5 кВ/мм в течение 1000 часов не приводит
к появлению в масле каких-либо продуктов
старения и изменению его характеристик,
т. е. кумулятивный эффект отсутствует.
При напряженности электрического по-
ля 6,0—6,5 кВ/мм, уже через 500 часов про-
исходит снижение пробивного напряжения
масла в стандартном разряднике, отмечается
рост концентраций растворенных в масле
газов.
Исходя из этих результатов предельно
допустимая рабочая напряженное!ь в мас-
лобарьерной изоляции должна быть ограни-
чена величиной 5 кВ/мм, независимо от ши-
рины масляного канала.
Таким образом, для определения дли-
тельной электрической прочности маслоба-
рьерной изоляции Е.лт раб = 0,8 Е юп , м1ж ,
полученным из вольтсекундной характерис-
тики. Однако применение этого соотноше-
ния возможно только в тех случаях, когда
полученная таким образом напряженность
не превосходит 5 кВ/мм.
Необходимо отметить, что в опытно-
промышленных трансформаторах с каналом
у обмоток 8 мм апробирована рабочая на-
пряженность 4,8 кВ/мм, три таких транс-
форматора работают уже более 20 лет и три-
надцать трансформаторов более 15 лет.
3. Изоляция отводов
Отводами называют провода, располо-
женные вне обмоток и соединяющие отде-
льные части обмоток между собой, концы
обмогок с вводами и регулировочные ответ-
вления с переключателем. Отводы состоят
из голых и изолированных медных или алю-
миниевых проводников и системы деталей
для их крепления.
3.1. Изолированный
отвод-плоскость
Оценка электрической прочности уст-
ройства «изолированный огвод-плоскость»
производится следующим образом:
а) выполняется расчет электрического
ноля в масляном промежутке с определени-
ем £мах на поверхности изоляции, а также
определяются координаты эквиградиентной
поверхности, напряженность на которой
равна 0,8 Емах;
б) вычисляется обьем, ограниченный
поверхностью изоляции отвода и эквигради-
ентной поверхностью;
§3
Изоляция отводов
141
Рис. 8.3. Зависимость величины
минимального изоляционного
промежутка между отводом R =
= 10 мм, длиной 3 метра и де-
талью плоской формы от од-
номинутного напряжения про-
мышленной частоты мин).
в) по эмпирической зависимости £доп=
= Л/(И0 8) определяется Е10П и Едоп.
На рис. 8.3 приведены номограммы,
позволяющие определить допустимую вели-
чину воздействующего напряжения про-
мышленной частоты при заданных диаметре
отвода, толщине твердой изоляции, длине
отвода и ширине масляного промежутка.
Применение барьерного строения мас-
ляного промежутка «изолированный отвод-
плоскость» допускает уменьшение изоляци-
онных масляных промежутков. На отводе
могут быть установлен 1 или 2 барьера из
электрокартона толщиной 2—3 мм, ширину
канала между отводом и первым барьером
рекомендуется выбирать равной 10 или 20 мм.
При величине первого масляного канала
между отводом и барьером, равной 10 мм, раз-
мер масляного промежутка, рекомендован-
ный, например рис. 8.3, может быть умень-
шен на 30%, при величине канала 20 мм — на
20%. В этих случаях гарантируется коэффици-
ент запаса электрической прочности изоляци-
онного узла не менее чем 1,15.
3.2. Изоляционный промежуток
между отводом и обмоткой
Размер изоляционного масляного про-
межутка между обмоткой и отводом своей
или соседней обмотки, например отвод НН
(СН) — обмотка ВН и т. д., выбирался таким
же. как и масляный промежуток отвод-стен-
ка бака при равной величине испытательно-
го напряжения.
Такой подход был логически обоснован
подобием распределения электрического по-
ля в упомянутых выше изоляционных проме-
жутках при используемых в трансформато-
ростроении соотношениях диаметров отво-
дов и обмоток и расстояний между ними.
Размер необходимого масляного проме-
жутка между отводом и обмоткой выбирает-
ся по наибольшей разности потенциалов
между ними, заданной величине диаметра
отвода по меди, толщине изоляции в соот-
ветствии с номограммами и методикой вы-
бора размера масляного промежутка между
отводом и плоскостью.
142
Изоляция
Глава 8
При этом принимается, что эффектив-
ная длина отвода, на которой существует на-
ибольшая разность потенциалов между от-
водом и обмоткой, равна 1 м; наличие барь-
ера на обмотке не учитывается.
При использовании этой методики обес-
печивается коэффициент запаса электри-
ческой прочности не менее чем 1,2.
3.3. Изоляция крепления отводов
В ряде узлов изоляции отводов часть или
весь изоляционный промежуток может быть
заполнен изоляционным материалом, на-
пример, деревом, ДСП, тегинаксом и т. д.
В основном это элементы крепления оiво-
дов (изоляционные планки) к заземленным
металлическим деталям. В этих случаях
электрическая прочность промежутка опре-
деляется условиями возникновения поверх-
ностного разряда.
На условия возникновения поверхност-
ного разряда оказывает влияние целый ряд
факторов: конструкция узла крепления от-
вода: расположение изоляционных планок
относительно направления силовых линий
электрическою поля; электрическая про-
чность собственно изоляционных планок:
состояние их поверхности и т. д.
Конструкция крепления отводов, как пра-
вило, представляет собой систему связанных
между собой горизонтальных или вертикаль-
ных изоляционных планок, между которыми
зажаты отводы. Отдельные планки, или их уз-
лы, прикрепляются к заземленным металли-
ческим деталям (баку, ярмовым балкам и т. д.).
В этой конструкции электрическое поле
в подавляющем большинстве случаев на-
правлено вдоль поверхности изоляционных
деталей по направлению кратчайшего рас-
стояния между электродами.
В этом случае напряжение возникнове-
ния поверхностного разряда зависит от ве-
личины напряженности в масле у поверх-
ности изоляционной планки в месте ее при-
легания к электроду. Эта напряженность
выше, чем в чистом масле в том же электро-
дном устройстве из-за искажения электри-
ческого поля вследствие более высокой, чем
у масла, диэлектрической проницаемости
материала, из которого изготавливаются
планки крепления. Однако увеличение на-
пряженности в результате этою явления не-
значительно. Более существенное влияние
на снижение прочности по сравнению с чис-
то масляным промежутком в рассматривае-
мой конструкции обуславливается недоста-
Iочной прочностью твердого диэлектрика
(дерево, ДСП, тетинакс) и развитием про-
цессов частичных разрядов в твердом диэ-
лектрике. В методике выбора размеров изо-
ляционных промежутков по изоляционным
планкам крепления длительное время прак-
тиковалось «приведение» пути поверхност-
ного разряда к чисто масляному промежутку,
т. е. перекрытие по твердому диэлектрику
считалось равноценным пробою масляною
промежутка, равного длине пути поверхнос-
тного разряда, умноженному на коэффици-
ент меньше единицы. Этот коэффициент
принимался для элсктрокарюна. гетинакса,
бумаги равным 0,67; для дерева — 0,4.
В 19] приведены справочные данные по
электрической прочности дерева, ДСП, те-
тинакса в статтдаргном электродном уст-
ройстве. Образцы материалов, пропитанные
трансформаторным маслом, при температу-
ре +90 °C под вакуумом испытывались в
электродном устройстве шсржень-стержень
диаметром 5 мм с расе юяннем между стерж-
нями 25 мм (образцы дерева испытывались
при расстоянии между электродами 53 мм).
Электроды устанавливались вдоль слоев ма-
териала. Электрическая прочность материа-
ла поперек слоев определялась в другом
электродном у стр о й стве.
Как правило, в трансформаторах конс-
трукция крепления отводов, осуществляется
таким образом, что электрическое поле воз-
действует на изоляционные планки вдоль
слоев используемою материала, поэтому
при определении минимальных изоляцион-
ных промежутков следует ориентироваться
именно на этот случай.
В таблице 8.3 приведены данные по
электрической прочности параллельно сло-
ям материала из [9] , причем в [9] приведены
величины пробивного напряжения, по кото-
рым вычислены пробивные напряженно-
сти — средние и максимальные значения.
По данным ряда исследователей [10]
критерием, определяющим условия возник-
новения разряда внутри материала, является
значение наибольшей напряженности в ма-
териале вблизи поверхности. При этом при
малых межэлектродных расстояниях на-
чальный частичный разряд сразу развивает-
ся в полный пробой, при больших расстоя-
Таблица 8.3. Значения электрической
прочности параллельно слоям материала
Пробивная напряженность кВ/мм, вдоль слоев Де- рево дсп Гети- накс
^ср 1,05 0,8 2,0
^макс 4,37 — 5,5
§3
Изолиния отводов
143
ниях интервал между начальными частич-
ными разрядами и полным пробоем может
быть достаточно большим.
Для определения допустимых значений
максимальной напряженности в дереве у его
поверхности и в гетинаксе использованы
данные таблицы 8.3 и величины стандартно-
го отклонения, которые для этих двух случа-
ев находятся в пределах от 5 до 7 %.
Величины максимальных допустимых
напряженностей внутри материала вблизи
его поверхности равны: для дерева и ДСП
3,7, гетинакса — 4,8, элекгрокаргона — 5—
6 кВ/мм.
Размер минимального промежутка по
поверхности изоляционной планки (51ЮВ)
определяют по формуле (1):
(8.1)
где — минимальный изоляционный про-
межуток в масле от отвода до заземленной
детали плоской формы или со скругленной
кромкой, выбранный по соогветтвующим
рекомендациям; _ коэффициент эквива-
лентности между электрической прочнос-
тью чистого масляного промежутка и по по-
верхности изоляционных планок.
Значение коэффициента определяет-
ся из условия, что максимальная напряжен-
ность в изоляционной планке в месте каса-
ния ее с отводом или заземленной деталью
крепления не превышает допустимых вели-
чин: для дерева и ДСП — 3,7 кВ/мм, для ге-
тинакса — 4,8 кВ/мм. для электрокартона —
5—6 кВ/мм. Результаты исследования пока-
зали, что могут бьиь приняты величины ко-
эффициента Аф равные: для дерева и ДСП —
2,0: для гегинакса — 1,5 и для электрокар-
тона — 1,3, если при некоторых соотноше-
ниях геометрических размеров отвода будет
применяться подмотка из электрокартона
или дополнительное изолирование в месте
прохода отвода через планку.
При выборе конструкции крепежных уз-
лов для высоковолыпых О1ВОДОВ
(ф(СП 1 мин 325 кВ) необходимо учиты-
вать, что допустимая напряженность по по-
верхности деталей крепления из электрокар-
тона существенно выше, чем в случае, если
применяются деревянные планки или план-
ки из ДСП. В связи с Э1им целесообразно
использовать комбинированную конструк-
цию, г. е. вблизи отвода располагать элемен-
ты крепления из электрокар гона, а в более
удаленных местах использован» дерево. Дли-
ну электрокар тонной планки можно вы-
бран» короче, чем планки из дерева cooi-
bcictbchho отношению их коэффициента
эквиваленi пост и но масляному промежутку.
3.4. Выбор изоляционных
промежутков от отводов
до заземленных деталей
с острыми кромками
К деталям с острыми кромками в транс-
форматорах относятся неэкранированные:
ребра ярмовых балок, места приварки кар-
манов бака, детали переключающих уст-
ройств (контакты и детали крепления),
стержни и ярма, прессующие кольца обмо-
ток без экранов, металлические крепежные
детали.
Для определения минимального изоля-
ционного промежутка между токоведущим
стержнем отвода и заземленной деталью с
острыми кромками рекомендуется исполь-
зовать зависимость минимального изоляци-
онного промежутка от одноминутного вы-
держиваемого напряжения (рис. 8.4).
Эта зависимость построена на основе
использования экспериментальных данных
но электрической прочности изоляционных
промежутков отвод — острая заземленная
деталь.
Следует обратить внимание, что рас-
сматриваемая зависимость связывает две ве-
личины — выдерживаемое одноминутное
напряжение и расстояние между токоведу-
щим проводником отвода и заземленной де-
талью с острой кромкой, в то время, как
в подобной зависимости для промежутка от-
вод — плоскость за основу принимается рас-
стояние от поверхности изоляции от вода до
заземленной детали. Это отличие не случай-
но. Исследования, проводившиеся в ВЭИ
[111 показали, ч го изменение толщины изо-
ляции на отводе практически не влияет на
электрическую прочность рассматриваемо-
го промежутка, т. к. в тех случаях, когда не
применяется экранирование и покрытие
острой кромки, наибольшая напряжен-
ность в масле возникает у острой заземлен-
ной детали.
В этих условиях разряд развивается с
«острия» и все меры по увеличению элект-
рической прочности промежутка должны
быть направлены к снижению напряжен-
ности именно в этом мене. При малых рас-
стояниях между отводом и острой кромкой
заземленной детали (отводы НН) могут
имен» мест такие сочетания размеров диа-
\ieipa провода и расе тяния между электро-
дами, когда нецелесообразным становится
увеличение изоляции отвода, поскольку это
приводит к росту напряженности на «ост-
рие». Как уже упоминалось, сократить изо-
ляционное расстояние между токоведущим
144
Изоляция
Глава 8
SKn, мм
Рис. 8.4. Зависимость выдержи-
ваемого одноминутного напря-
жения промышленной частоты
(Цюп 1 мин) от величины мини-
мального изоляционного (5пр)
промежутка между токоведущим
проводником отвода и деталью
с острой кромкой.
проводником отвода и заземленной деталью
с острой кромкой возможно путем исполь-
зования мероприятий, снижающих напря-
женность в масле у острой кромки. К этим
мероприятиям следует отнести экранирова-
ние острой кромки прутком или стержнем
большего диаметра, применение покрытия
щитом из электрокартона или использо-
вание одновременно экранирования и пок-
рытия.
Можно дать следующие рекомендации
по возможному сокращению изоляцион-
ных промежутков при применении экрани-
рования и покрытия острой кромки щитом
из электрокартона. Применение щита из
элктрокартона толщиной 2 мм позволяет
сократить изоляционное расстояние при
всех значениях испытательных напряжений
на 15% по сравнению с рекомендациями
графика рис. 8.4. Щит из электрокартона
толщиной 4 мм целесообразно исполь-
зовать при испытательных напряжениях
325 кВ и выше. Применение такого щита
позволяет сократить расстояние токоведу-
щий проводник — деталь с острой кромкой
на 20%.
В таблице 8.4 приведены значения опти-
мальных радиусов экрана на «острие» для
соответствующих уровней испытательных
напряжений.
Таблица 8.4. Значения оптимальных
радиусов экрана на «острие»
U, кВ 140-230 325 460 570-630 800
/^ЭКР’ 5 6 7 10 15
§4
Продольная изоляция
145
4. Продольная изоляция
Продольная изоляция обмоток силовых
высоковольтных трансформаторов состоит
из двух основных элементов: витковой изо-
ляции (изоляция между двумя соседними,
прилегающими друг к другу витками одной
катушки) и катушечной изоляции (изоляции
между проводниками двух соседних кату-
шек, разделенных масляным каналом). Вит-
ковая изоляция между катушками состоит
из масляного канала шириной от нуля до
40 мм и бумажной изоляции проводника,
которая может быть усилена нулем примене-
ния дополнительной изоляции. Однако, в
настоящее время дополнительная изоляция
катушек практически не применяется.
К продольной изоляции относится так-
же изоляция между слоями слоевых обмоток
трансформаторов. В отечественной практике
трансформаторостроения слоевые обмотки
применяются в основном в распределитель-
ных трансформаторах классов напряжения
6—35 кВ и в испытательных трансформато-
рах всех классов напряжения.
Межслоевая изоляция может выпол-
няться как чисто бумажно-масляная, так и
с масляным каналом.
4.1. Межкатушечная изоляция
Размеры продольной изоляции в подав-
ляющем большинстве случаев определяют-
ся импульсными воздействиями. При воз-
действии на линейный ввод трансформатора
импульсов с крутым фронтом напряжение
не делится равномерно по виткам обмотки,
что имеет место при стационарном напря-
жении и большинстве коммутационных
перенапряжений. Между соседними эле-
ментами обмотки могут возникать разно-
сти потенциалов, достигающие десятков
процентов от амплитуды воздействующего
импул ьса.
С целью уменьшения воздействий на
продольную изоляцию применяются раз-
личные типы так называемой «внутренней
защиты», создающей распределение напря-
жения по частичным емкостям обмотки,
близкое к равномерному. В настоящее время
основной вид «внутренней защиты» обмоток
трансформатора — это применение различ-
ных схем переплетения витков обмоток —
полного или частичного, что приводит к су-
щественному увеличению продольной ем-
кости обмотки и к снижению амплитуды
импульса, воздействующего на межкатушеч-
ную изоляцию.
Практически не представляется целесо-
образным добиваться полного выравнива-
ния емкостного распределения и полного
подавления колебаний в обмотке. Вполне
приемлемым является лишь частичное улуч-
шение начального (емкостного) распределе-
ния. Поэтому и в трансформаторах с внут-
ренней защитой форма воздействия на про-
дольную изоляцию будет отличаться от
формы воздействия на линейный ввод об-
мотки. Воздействия носят знакоперемен-
ный, периодический характер с относитель-
но сильным затуханием. Выбор продольной
изоляции производится на основе экспери-
ментальных данных по прочности элемен-
тов изоляции, определенных при воздейс-
твии апериодических импульсов стандарт-
ной формы.
К настоящему времени не имеется ис-
черпывающих теоретических исследований,
которые бы позволили точно находить экви-
валент между апериодическим воздействием
и воздействием периодическим и знакопе-
ременным. Поэтому приходится находить
эквивалент, установленный на основе дан-
ных экспериментальных исследований.
Практически в отношении воздействия
на изоляцию определяющим является ос-
новной пик напряжения: его амплитуда и
длительность. Сопоставление длительности
воздействия основного пика с длительнос-
тью воздействия при стандартных апериоди-
ческих импульсах может являться основани-
ем для оценки прочности межкатушечной
изоляции.
Длительность воздействия основного
пика напряжения между катушками (At/K) в
зависимости от типа обмотки (переплетен-
ная или непрерывная) при воздействии пол-
ного грозового импульса лежит в пределах от
десятка до десятков микросекунд. В этом
случае воздействие можно считать эквива-
лентным воздействию апериодического им-
пульса 1,2/50 мкс или 1/20 мкс и оценку
прочности следует производить на основе
данных по электрической прочности моде-
лей межкатушечной изоляции, определен-
ных при воздействии грозовых импульсов
длительностью 50 или 20 мкс.
Основой расчета продольной изоляции
является определение напряжений Д(/к (ам-
плитуды и длительности), воздействующих
на межкатушечную изоляцию обмотки.
Выбор размеров межкатушечной изоля-
ции (ширины масляного канала, толщины
изоляции провода) производится с помо-
щью номограмм, связывающих эти величи-
ны с допустимым напряжением, воздейству-
ющим на межкатушечную изоляцию.
146
Изоляция
Глава 8
Рис. 8.5. Расчетная электри-
ческая прочность межкатушеч-
ной изоляции при длительнос-
ти воздействующего импульса
(градиента) — 20 мкс.
Электрическая прочность межкатушеч-
ной изоляции определяется напряжением воз-
никновения начальных частичных разрядов.
На рис. 8.5 представлены коэффициен-
ты учета влияния технологической обработ-
ки на электрическую прочность межкату-
шечной изоляции.
Опыт применения номограмм по элект-
рической прочности межкатушечной изоля-
ции достаточно длителен и может быть оце-
нен как положительный. Однако, необходимо
отметить, что при построении номограмм,
при экспериментальном обосновании кривых
сделано много допущений и упрощений. В тех
случаях, когда необходимо повысить электри-
ческую прочность межкатушечной изоляции,
не увеличивая размеров масляного канала и
толщины изоляции провода, можно рекомен-
довать установку «коробочек», представляю-
щих собой своеобразно формованные шайбы
из электрокартона толщиной 1 — 1,5 мм. кото-
рые вертикальной полкой закрывают крайний
виток катушки в канале главной изоляции,
а горизонтальной---20 мм витков катушки,
обращенной в сторону соседней катушки.
Следует отметить интересную особен-
Hocib номограмм, используемых для выбора
размеров межкатушечной изоляции. Дело в
том, что электрическое поле в конструкции
моделей, результаты испытания которых по-
ложены в основу номограмм, принципиаль-
но отличается по конфигурации от электри-
ческого поля в продольной изоляции транс-
форматоров, особенно с переплетенными
обмотками. Однако, несмотря на это отли-
чие, номограммы дают хорошее согласие
с результатами импульсных испытаний
трансформаторов даже при относительно не-
больших требуемых коэффициентах запаса —
1,0 по обмеру и 1,2 по расчетам д£/к.
4.2. Витковая изоляция
Для определения необходимой толщины
витковой изоляции необходимо знать значе-
ние импульсного напряжения между двумя
соседними витками и его длительность. За-
тем по кривым рис. 8.6 находится необходи-
мая толщина изоляции. Кривые зависимос-
ти электрической прочности витковой изо-
ляции построены на основании данных
экспериментальных исследований моделей
межвитковой изоляции катушечного типа
с толщиной изоляции провода Дб = 0,45 мм;
1,35 мм: 1.95 мм; 2.95 мм: 3,6 мм; 4,4 мм;
5,8 мм. Для изолировки провода ис пользе-
П 8.1 Зависимость напряжения зажигания ЧР в изоляции масляных трансформаторов от времени 147
Рис. 8.6. Расчетная электриче-
ская прочность межвитковой
изоляции, длительность воз-
действия импульса 10 мкс. Тем-
пература 20 X.
U, кВ
400
380
360
340
320
300
280
260
240
220
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
10 2
^мин пр ^(Афакт) ВИТ
Диз
При tM = 70 СС U асч
снижается на 10 %
Волна 1/10 мкс
tM = 20°С
Кривая 1 — С1МИН пр - ^(Афакт)
Кривая 2 — Upacx - ^(Дфакт)
Кривая 3 — Upac4 — f( Днач),
в номинальную толщину
изоляции не входит оплетка
валась неуплотненная кабельная бумага тол-
щиной 0,12 мм. При применении уплотнен-
ной кабельной бумаги толщиной 0,08 мм,
электрическая прочность при всех видах
воздействий повышается нс менее чем на 10%
относительно величин по рис. 8.6. Кривые
рис. 8.6 могуг применяться при условии тер-
мовакуумной обработки изоляции по режиму,
соответствующему обработке трансформато-
ров классов напряжения 110 кВ и выше.
Выбранная толщина витковой изоляции
должна проверяться на выдерживание воз-
действия рабочего напряжения, при этом
допустимая рабочая напряженность для уп-
лотненной бумаги составляет 2 кВ/мм.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 8
1. Адамчевский И. Электрическая про-
водимость жидких диэлектриков. Л.: Энер-
гия, 1972.
2. R. Е. Hebnerand and oth. Observation
of pubreakdown phenomena in liquid hydrocar-
bons. IEEE. Trans, on Electrical Insulation,
1985, vol. EL. 20, № 2.
3. Семенов H. H. О некоторых пробле-
мах химической кинетики и реакционной
способности, Академия Наук СССР, Моск-
ва, 1958.
4. Ikeda М., Inow Т. Statistical Approach
to Breakdown stress of Transformer Insulation.
Third International Symposium on High Vol-
tage Engineering, Milan. 1979.
5. Nelson J. K. An Assessment of the Phy-
sical Basis for the Application of Design Criteria
for Dielectric Structures. IEEE Transartions on
Electrical Insulation, 1989, vol. 24. № 5.
6. Морозова T. И. Электрическая про-
чность внутренней изоляции трансформато-
ров при длительном воздействии рабочего
напряжения. Электротехника, 1976, № 4.
7. РТМ 16-800.587-78. Выбор изоляции
отводов.
8. Справочник по электроизоляцион-
ным материалам, часть I. М.: Энергия, 1986.
Приложение 8.1.
Зависимость напряжения зажигания
частичных разрядов в изоляции
масляных трансформаторов
от времени
Совершенствование средств защиты элек-
трооборудования от перенапряжений приво-
дит к сближению рабочих напряжений с пе-
ренапряжениями, возникающими в эксплуа-
тации, и, как следствие, с испытательными
напряжениями. В результате уменьшаются
размеры изоляции, и длительное воздействие
рабочих напряжений становится более опас-
ным. Обеспечение надежности оборудования
вызывает необходимость повышения требо-
ваний к испытаниям изоляции у изготовите-
ля. Применительно к масляным трансформа-
торам высокого напряжения это может быть
достигнуто путем увеличения длительности
испытательных напряжений при тщательном
контроле отсутствия повреждающих частич-
ных разрядов (ЧР).
Выбор величины и длительности испы-
тательных напряжений требует знания зави-
148
Изоляция
Глава 8
Рис. 8.7П. Модель витковой бумажной изоляции (тип А).
Рис. 8.8П. Модель маслобарьерной изоляции (тип В\ и В2).
1 — металлический цилиндр диаметром 140 мм (В\) и 120 мм (В2), 2— барьер из электро картон а толщиной
1,5 мм, 3 — клинья, дистанцирующие масляный канал 3 мм, 4 — проводник 12 х 2,5 мм, радиус закруг-
ления 0,5 мм, 5 — витковая бумажная изоляция толщиной на 2 стороны 1,8 мм (£1) и 2,25 мм (В2).
симости между напряжением появления
опасных ЧР и временем воздействия.
В пяти странах были проведены иссле-
дования моделей изоляции масляных транс-
форматоров (рис. 8.7П—8.10П): витковой
бумажно-масляной (один тип конструкции)
и главной маслобарьерной (барьеры из элек-
трокартона, 4 типа промежутков «витки об-
мотки — заземленный металлический ци-
линдр»). Значения испытательных напря-
жений каждого типа моделей менялись в
широких пределах: для моделей витковой
изоляции — от 30 до 42 кВ, для главной изо-
ляции — от 50 до 140 кВ (пределы для раз-
ных типов несколько отличались).
Напряжение поднималось ступенями,
значение ступеней — от 2 до 10 кВ. На каж-
дой ступени напряжения максимальная
длительность выдержки составляла 60 ми-
нут. Определялось количество моделей в
процентах от общего числа испытанных на
данной ступени, в которых «опасный» уро-
вень ЧР возникал при времени воздейс-
твия не более определенных значений —
от 0,1 до 60 минут. В качестве «опасного»
принимался уровень ЧР, превосходящий
нормированный допустимый для данной
конструкции изоляции. Этот уровень для
разных моделей сильно отличался — от 200
до 10000 пКл.
Результаты экспериментов были обра-
ботаны методами статистики с целью полу-
чения вольт-временных зависимостей, со-
ответствующих одинаковой вероятности
появления опасных ЧР. Было принято, что
указанная вероятность Р подчиняется рас-
пределению Вейбулла:
Р = 1 - ехр(-/ШаД) (1)
где U — напряжение, t — время, Дайр —
постоянные параметры.
Для равновероятностных зависимостей
Р = const (/, из выражения (1) следует:
U — C/t'k (2)
Значение параметра С зависит от значе-
ния Р, поэтому выражения 2 или 3 представ-
ляют не одну кривую, а семейство кривых,
которые в двойном логарифмическом масш-
табе становятся параллельными линиями.
П 8.1 Зависимость напряжения зажигания ЧР в изоляции масляных трансформаторов от времени 149
Рис. 8.9 П. Модель маслобарьерной изоляции
(тип С).
/ — бумага, 2 — бакелитовый цилиндр, 3 — ме-
таллический цилиндр, 4— картонные клинья, 5 —
масляный канал, 6 — экраны, 7 — дисковые ка-
тушки, 8 — прокладки 7 мм, 9 — прокладки 3 мм,
10 — заземленный отвод.
Рис. 8.10П. Модель маслобарьерной изоля-
ции (тип D).
1 — металлический цилиндр, 2 — бумажная изо-
ляция, 3 — клинья, дистанцирующие масляный
канал, 4 — витковая бумажная изоляция 3 мм на
сторону, 5 — то же 1 мм на сторону.
Более удобное и общее выражение для
вольт-временных кривых может быть по-
лучено при использовании относительных
значений напряжения вместо абсолютных,
принимая за базис значение напряжения в
определенный момент времени t = tR.
В процентном выражении U (%) =
= \00U(t)/U(tR) и принимая во внимание
уравнение 3:
U, % = 100 (г/Гд)?, (4)
где tR — фиксированное значение времени.
На рис. 8.11П и 8.12П показаны получен-
ные вольт-временные характеристики для
всех исследованных моделей изоляции при
вероятности возникновения ЧР 50%. Напря-
жения выражены в относительных единицах,
причем на рис. 8.11П за 100% приняты на-
пряжения, соответствующие времени воз-
Таблица 8.1П
Конс- трукция А В\ В2 С D
Значе- ние у 0,019 0,033 0,027 0,025 0,059
действия 1 мин, а на рис. 8.12 П — 30 мин. По
времени характеристики экстраполированы
до 10000 мин, т.е. почти до 7 суток. В таблице
8.1 П приведены значения у для всех моделей.
Проведенные исследования показали, что
возникновение ЧР есть случайное явление,
вероятность которого подчиняется законам
статистики. Вместо принятого в настоящем
исследовании закона распределения Вейбулла
для оценки вероятностей могут быть ис-
пользованы и другие законы распределения.
150
Изоляция
Глава 8
110 г
U %.
Рис. 8.12 П. Вольт-временные характеристики, отнесенные к времени воздействия 30 мин.
Количественные результаты получены
для определенных конструкций и длитель-
ностей воздействия. Для их экстраполяции
на другие конструкции и большие длитель-
ности нужны дополнительные исследования.
ЛИТЕРАТУРА К ПРИЛОЖЕНИЮ 8Л
1. Yakov S. Volt-time relation-ships for
PD inception in oil paper insulation. Доклад РГ
12.03 ИК 12 СИГРЭ: Electra, N. 67, Decem-
ber 1979.
§ 1
Введение
151
Глава девятая
ТРАНСФОРМАТОРНОЕ МАСЛО
1. Введение
В большинстве трансформаторов, при-
меняемых для энергоснабжения, использу-
ется трансформаторное масло, получаемое
из нефти. И только часть распределительных
трансформаторов заполняется негорючей
синтетической жидкостью и часть выполня-
ется в сухом виде, т. е. без заполнения жид-
ким диэлектриком. Как правило, все транс-
форматоры номинального напряжения вы-
ше 35 кВ заполняются трансформаторным
маслом. Масло в трансформаторе выполняет
две функции: электрической изоляции и пе-
редачи тепла от активной части трансформа-
тора к устройствам охлаждения.
В качестве диэлектрика трансформатор-
ное масло используется в трех основных ти-
пах изоляционных конструкций:
— Чисто масляные промежутки, напри-
мер, между контактами переключающих ус-
тройств.
— Масляные промежутки в комбинации
с проииганной маслом твердой (обычно
целлюлозной) изоляцией.
Например, изоляция между обмотками,
имеющими твердую витковую изоляцию
и масляный промежуток, подразделенный
барьерами из пропитанного маслом элект-
ротехническою картона.
— Пропитанная маслом твердая изоля-
ция. например между витками обмотки и
в высоковольтных конденсаторных вводах
с бумажно-масляной изоляцией.
Потери энергии в трансформаторе вы-
зывают нагрев обмоток, магнитной систе-
мы, а также деталей конструкции. Нагрев
ограничен передачей тепла в окружающее
пространство.
Благодаря относительно малой вязкос-
ти и высокой теплоемкости трансформа-
торное масло является хорошим перенос-
чиком тепла от наиболее нагретых частей
трансформатора к его охлаждающим уст-
ройствам.
2. Применение
трансформаторного масла
Трансформаторное масло получают пе-
регонкой и последующей очисткой сырой
нефти Оно представляет собой смесь угле-
водородов в пропорциях в зависимости от
месторождения нефти.
Углеводороды, грубо говоря, делятся
на три класса: нафтеновые, парафиновые
и ароматические. Нафтеновые и парафино-
вые являются насыщенными углеводорода-
ми, химически стабильными. Они отлича-
ются друг от друга химической структурой,
а также физическими и химическими
свойствами. Ароматические — являются
ненасыщенными углеводородами и поэто-
му они менее стабильны и более химически
активны.
Применяемая за рубежом классифика-
ция масел как нафтеновых или парафиновых
не означает, что эти масла состоят исключи-
тельно из нафтеновых или парафиновых уг-
леводородов, а указывает на преобладание
характеристик одного из этих классов в сме-
си нафтеновых, парафиновых и ароматичес-
ких углеводородов.
Источники нафтеновой нефти встреча-
ются все реже и имеется тенденция все бо-
лее частого применения парафиновой не-
фти. Это не приводит к каким либо отри-
цательным последствиям за исключением
возможного повышения температуры за-
стывания, что устраняется с помощью спе-
циальных добавок.
Трансформаторное масло при работе в
трансформаторах подвергается тепловому
старению, при этом происходит окисление
масла и выделение шлама. За последние де-
сятилетия технологические процессы полу-
чения масла были значительно усовершенс-
твованы и позволили увеличить срок экс-
плуатации масла.
Масла разных изготовителей (разных
марок) допускают смешивание в любой про-
порции. Для повышения стабильности мас-
ла в него добавляют антиокислительные до-
бавки — ингибиторы.
Все марки отечественных масел имеют
в своем составе ингибиторы. Однако совре-
менные масла, благодаря совершенной тех-
нологии их изготовления, могут быть вы-
сокое габильны ми и не требовать добавки
ингибиторов. Для такого масла может пот-
ребоваться введение в него ингибиторов
голько в случаях трансформаторов с тяже-
лым режимом работы, например, для очень
больших трансформаторов.
152
Трансформаторное масло
Глава 9
3. Характеристики
трансформаторного масла
Основные характеристики свежего масла
приведены в ГОСТ-982—80 и МЭК-60296—
1982 г. (Приложение 9.4).
Характеристики свежих масел отечест-
венного производства приведены в Прило-
жении 9.1.
Характеристики свежих масел, подго-
товленных к заливке в трансформаторы,
приведены в Приложении 9.2.
Требования к качеству масла в эксплуа-
тации даны в Приложении 9.3.
В Приложении 9.5 приведен перечень
стандартов на методы испытаний. Приво-
дятся также характеристики трансформатор-
ных масел некоторых зарубежных фирм.
(Приложение 9.6) в соответствии с требова-
ниями стандартов США.
Спецификация на свежее трансфор-
маторное масло, согласно стандарту США
ASTM приведена в Приложении 9.7.
3.1. Физические характеристики
Вязкость масла является параметром,
влияющим на передачу тепла как при естес-
твенной циркуляции масла в небольших
трансформаторах, так и при принудитель-
ной циркуляции с помощью насосов в боль-
ших трансформаторах.
Динамическая вязкость определяется
сопротивлением жидкости в потоке и равна
отношению удельного давления к удельному
ускорению. Кинематическая вязкость, нор-
мируемая для масла, есть отношение дина-
мической вязкости жидкости к ее удельному
весу.
Обычно вязкость увеличивается с увели-
чением размеров молекул и молекулярного
веса. С ростом температуры вязкость умень-
шается. Характер зависимости кинематичес-
кой вязкости от температуры виден из рис 9.1.
За единицу кинематической вязкости прини-
мают 1 м2/с (1 м2/с = 106 сСт; 1 мм2/с =
= 1 сСт).
В стандартах приведены значения кине-
матической вязкости при разных темпера-
турах. Это позволяет правильно рассчиты-
вать циркуляцию масла в трансформаторе
и разработать правила выбора места и раз-
меров охлаждающих каналов, например
в обмотках, а также барьеров, радиаторов
и насосов.
Температура застывания — температура
при которой жидкость перестает переме-
щаться. Этот показатель является мерой те-
кучести при низкой температуре при изме-
няющихся условиях. Геометрия сосуда, в ко-
тором производиться охлаждение, и способ
охлаждения для определения этого показа-
теля, стандартизированы.
При испытаниях отклонения от стандар-
тной методики может привести к ошибке
до 15 °C.
Температурные вспышки в закрытом
тигле — температура при которой пары над
поверхностью нагретой жидкости при нали-
Рис. 9.1. Вязкость трансформа-
торного масла в зависимости от
температуры.
§3
Характеристики трансформаторного масла
153
чии воздуха могут быть воспламенены. Тем-
пература вспышки зависит от давления
наиболее летучих горючих составляющих
смеси газов.
Геометрия сосуда (тигля) — объем про-
странства с газом, процесс нагревания и
воспламенения регламентированы стандар-
тами.
Температура вспышки для обычных то-
варных масел колеблется в пределах 130—
170 °C. Согласно ГОСТ 6356—75 она должна
быть не ниже 125 °C. Для арктического мас-
ла — в пределах от 90 до 115 °C и зависит от
фракционного состава, наличия относитель-
но низкокипящих фракций и в меньшей сте-
пени от химического состава.
Минимальная температура вспышки
масел регламентируется не столько по про-
тивопожарным соображениям, сколько с
точки зрения возможности глубокой их де-
газации.
В отношении пожарной безопасности
большую роль играет температура самовос-
пламенения; это температура, при которой
масло при наличии воздуха загорается са-
мопроизвольно без подведения пламени.
У трансформаторных масел эта температура
около 350—400 °C.
Цвет свежего масла обычно свидетельс-
твует о чистоте очистки. Для масла в эксплу-
атации высокий или увеличивающийся цве-
товой показатель свидетельствует о загряз-
нении или о старении масла, либо о том и
другом.
Поверхностное натяжение — это сила в
динах на сантиметр, требуемая, чтобы разо-
рвать масляную пленку, существующую на
границе раздела масла и воды. При загряз-
нении масла мылами, краской и продуктами
окисления масла, прочность пленки умень-
шается.
Уменьшение поверхностного натяже-
ния масла в эксплуатации свидетельствует
о загрязнении масла или об окислении
масла и наличии в масле продуктов окис-
ления.
3.2. Химические характеристики
Химический состав масла, полученного
из разных источников, может сильно отли-
чаться. Поскольку состав углеводородов ма-
сел весьма сложен, принято условно считать
молекулу: нафтеновой, если она содержит
хотя бы одно нафтеновое кольцо независи-
мо от алкановых (парафиновых) цепей при
отсутствии ароматических циклов и непре-
дельных связей; парафиновой, если она не
содержит ни ароматических, ни нафтеновых
колец, и непредельных связей.
Ароматические углеводороды подраз-
деляются на чисто ароматические с алка-
новыми цепями, не содержащие нафтено-
вых циклов, и на нафтеново-ароматиче-
ские, содержащие кроме ароматических и
нафтеновые циклы с алкановыми цепями
при ароматических и (или) нафтеновых
циклах.
На рис. 9.2 приведено строение молекул
углеводородов трансформаторного масла:
а) Парафины (алканы) — насыщенные
углеводороды с линейной (нормальные или
л-парафины-(1), или разветвленной (изопа-
рафины, или /-парафины) цепью без коль-
цевых структур-(П).
б) Нафтены (или циклопарафины)-на-
сыщеные углеводороды, содержащие одно
или несколько колец, (пяти или шести-
членных), каждое из которых может иметь
одну или несколько линейных или развет-
вленных парафиновых (алкановых) боко-
вых цепей. В зависимости от числа колец
различают моноциклические — (I), бицик-
лические — (II), трициклические — (III)
нафтены и т. д.
с) Ароматические углеводороды, содер-
жащие одно (I) или несколько ароматиче-
ских ядер, которые могут быть соединены
с нафтеновыми кольцами и боковыми па-
рафиновыми цепями. Ароматические ядра
могут быть конденсированными (II) или
изолированными (III). Смешанные нафте-
но-ароматические углеводороды представ-
лены структурой (IV). Пределы для концен-
трации отдельных углеводородов стандарта-
ми не регламентируются. Однако многие
характеристики масла определяются пове-
дением широких классов углеводородов, со-
держащихся в данном масле. Так, напри-
мер, предельные значения, установленные
для вязкости и температуры вспышки зави-
сят от соотношения парафиновых и нафте-
новых углеводородов в масле и их взаимо-
действия.
Кроме перечисленных углеводородных
структур в составе масла могут содержаться
не-углеводородные соединения. Они могут
иметь соответствующий углеводородный
скелет с одним, двумя, тремя и т. д. атомами
серы, кислорода, азота. Определение хими-
ческого состава масла и его компонент пред-
ставляет сложную задачу. Поэтому при пос-
тавке масла количество химических соеди-
нений, содержащихся в масле, обычно не
определяют.
Наличие различных примесей в боль-
шинстве случаев также не регламентируется.
154
Трансформаторное масло
Глава 9
Например:
I н3с - (СН2)П - сн3
II сн3 сн3
Н3С - С - СН2 - с - (СН2)П - сн3
СН сн3
н3сх хсн3
Рис. 9.2. Строение молекул уг-
леводородов трансформатор-
ного масла:
а — парафиновые; б — нафтено-
вые; в — ароматические.
Например:
I СН2
Н2сх Хсн - (СН2)П - сн3
I I
Н2С сн2
11 /Сх2 /Сх2
Н2С Cl/-СН - (СН2)П - сн3
I I I
Н2С\ /СН^ сн2
хсн2 чсн2
Например:
С-(СН2)П-СН3
НС z СН
I II
НС.^ /СН
СН
сн\
z *с - (СН2)П - сн3
111 /СН хсн
нсх ХС - (СН2)П - с 7 хсн
I II I II
НС /СН НС /СН
СН СН
СН2 СН2 СН
н2сх хснх хсх *сн
II II II
Н2сх /СНХ /С\ ^С - (СН2)П - сн3
СН2 СН2 СН
Вместо этого установлены предельные зна-
чения некоторых характеристик, в том чис-
ле физических, которые отражают наличие
этих соединений. Эти характеристики вклю-
чают в себя прозрачность (коэффициент
рассеяния), поверхностное натяжение, кис-
лотное число, коррозийное воздействие,
цвет, количество продуктов окисления при
испытаниях на ускоренное старение и не-
которые другие.
Кислотное число является одним из по-
казателей окисленности масла, и определя-
ется согласно ГОСТ 5985—79. Метод за-
ключается в титровании кислых соединений
испытуемого масла спиртовым раствором
калия в присутствии цветного индикатора.
Кислотное число равно мг КОН/г масла.
В свежем масле оно не должно превы-
шать 0,01.
3.3. Основные диэлектрические
характеристики
3.3.1. Электрическая
прочность масла
Электрическая прочность масла (про-
бивное напряжение) является одним из ос-
новных параметров, характеризующих ка-
чество трансформаторного масла. Определе-
ние пробивного напряжения производиться
в соответствии с ГОСТ-6581—75. Масло по-
мещают в стандартный разрядник и прикла-
дывают напряжение, повышая его до полу-
чения пробоя в разряднике. Вся процедура
проведения испытания строго регламенти-
рована стандартами.
Пробивное напряжение прямо не связа-
но с удельной проводимостью, но так же как
и она, весьма чувствительно к его загрязне-
§3
Характеристики трансформаторного масла
155
нию. При изменении влажности масла и на-
личии в нем примесей, (так же как и для
проводимости) резко уменьшается элект-
рическая прочность. (Примечание: влияние
влаги и других примесей на электрическую
прочность подробно рассмотрено в главе
19 «Состояние изоляции в эксплуатации»).
На электрическую прочность влияют рас-
стояние между электродами, их форма и ма-
териал, из которого они изготовлены. В то
же время эти факторы на электропроводи-
мость масла не влияют.
Чистое трансформаторное масло, сво-
бодное от воды и других примесей, незави-
симо от его химического состава обладает
высоким, достаточным для практики, про-
бивным напряжением, определяемым при
стандартных электродах с расстоянием меж-
ду ними 2,5 мм (более 60 кВ). Электрическая
прочность не является константой материа-
ла. Повышение прочности с повышением
температуры от 0 до 70 °C связывают с пере-
ходом влаги из эмульсионного состояния в
растворенное и уменьшением вязкости мас-
ла. Растворенные газы играют большую роль
в процесс пробоя. Еще при напряженности
электрического поля, более низкой, чем
пробивная, отмечается образование на элек-
тродах пузырьков. С понижением давления
прочность недегазированного масла падает.
Пробивное напряжение не зависит от давле-
ния в следующих случаях:
— при тщательно дегазированном масле;
— при импульсных напряжениях (како-
вы бы не были загрязнения и газосодержа-
ние масла).
Пробивное напряжение масла зависит
также и от количества связанной воды. В про-
цессе вакуумной сушки масла наблюдаются
три этапа (рис. 9.3):
I — резкое повышение пробивного на-
пряжения, соответствующее удалению эмуль-
сионной воды;
II — на этом этапе пробивное напряже-
ние масла мало изменяется и остается на
уровне около 60 кВ в стандартном масло-
пробойнике. На этом этапе удаляется рас-
творенная и слабосвязанная вода;
III — медленное повышение пробивного
напряжения масла за счет удаления связан-
ной воды.
3.3.2. Диэлектрические потери
и электропроводность
Перемещение электрических зарядов
под действием электрического поля прояв-
ляется как электропроводность, а локальные
смещения зарядов и повороты диполей —
Рис. 9.3. Изменение пробивного напряжения
трансформаторного масла в процессе его сушки.
как поляризация. Во всех случаях заряды и
диполи накопленную в электрическом поле
энергию частично передают молекулам жид-
кости, расходуя ее на диэлектрические поте-
ри. Диэлектрические потери можно пред-
ставить следующим образом.
Ток /, протекающий через конденсатор с
жидким диэлектриком можно разложить на
следующие составляющие (рис 9.4):
Iq — зарядный ток, обусловленный емкос-
тью конденсатора — чисто реактивный ток;
I, — ток проводимости — активный
ток — одинаков как при переменном, так и
при постоянном напряжении;
1Г — ток абсорбции, обусловленный по-
ляризацией и смещением диполей, проявля-
емый только в переменном поле.
Ток /, являющийся векторной суммой
всех трех токов измеряется приборами, но
он не определяет диэлектрические потери.
В технике потери в диэлектрике обычно
характеризуют тангенсом угла диэлектри-
Рис. 9.4. Векторная диаграмма токов в диэлек-
трике.
156
Трансформаторное масло
Глава 9
ческих потерь (tg5). При частоте 50 Гц диэ-
лектрические потери в жидких маловязких
диэлектриках определяются практически
только проводимостью; дипольные потери
в этих жидкостях не должны иметь места,
т. к. время релаксации (возвращения диполя
в исходное состояние) намного меньше пе-
риода колебаний поля. Дипольные потери
не должны иметь места в трансформаторном
масле при частоте меньшей Ю6 Гц в связи
с относительно малой его вязкостью и, сле-
довательно, малым временем релаксации.
Диэлектрические потери в трансформатор-
ном масле при частоте 50 Гц обычно объяс-
няют электропроводностью, главным обра-
зом ионной, самого масла и его примесей.
Полагают, что продукты окисления мас-
ла, растворенные в масле — вода, низко-
молекулярные кислоты, перекиси, спирты,
мыла и др., легко диссоциируют на свобод-
ные ионы, в связи с чем возрастает ионная
удельная проводимость. Поэтому при обра-
ботке масла адсорбентами снижается прово-
димость, удаляются вещества, содержащие
карбоксильные и эфирные группы, а также
и гидроксильные группы, ассоциированные
водородной связью.
В практике эксплуатации трансформато-
ров не раз обращали внимание на отсутствие
связи между кислотностью и проводимос-
тью. Это положение подтверждается резуль-
татами проведенных испытаний большого
числа масел [1].
3.3.3. Влияние влаги
на диэлектрические потери в масле
Экспериментально показано, что нали-
чие в маслах растворенной воды даже в
большом количестве (при высокой темпера-
туре) не ведет к повышению tg5. Растворен-
ная в масле вода находиться в молекулярном
состоянии и практически не диссоциирова-
на на ионы. Эмульсионная вода, в противо-
положность растворенной, повышает tg5 за
счет электрофоретической проводимости.
Таким образом, диэлектрические потери,
обусловленные наличием воды, определя-
ются не общим ее содержанием, а состояни-
ем. Вода, образуя в масле истинный раствор,
не оказывает влияния на потери в масле,
а в нерастворенном состоянии — в виде
эмульсии с очень малым размером частиц —
вызывает резкий рост потерь. Существует
порог концентрации воды в данном масле
для заданных температур, выше которого tg5
сильно возрастает. Сказанное иллюстриру-
ется данными рис. 9.5 [1].
Все указанное справедливо для глубоко
и тщательно очищенных трансформаторных
масел, практически не содержащих поляр-
ных примесей. В обычных товарных транс-
форматорных маслах кроме истинно моле-
кулярно-растворенной воды присутствует
вода, связанная с полярными примесями и,
возможно, с полярными не- углеводородны-
ми компонентами. Количество связанной
Рис. 9.5. Зависимость tgS трансформаторного
масла от наличия в нем волы.
Рис. 9.6. Изменение tgS при 90 °C в процессе
вакуумной сушки масла:
1 — масло Т-750; 2 — масло ТКп; 3 — масло из
трансформатора после эксплуатации.
§3
Характеристики трансформаторного масла
157
воды, как правило, больше чем содержание
растворенной воды.
Связанная вода практически не опреде-
ляется гидридкальциевым методом в усло-
виях кратковременного (2—4 часового) ис-
пытания по ГОСТ 7822—75 и по методу Фи-
шера.
Смолистые вещества и другие продукты
окислительного старения, а также соли на-
фтеновых кислот входят в число веществ,
обуславливающих образование связанной
воды. Связанная вода заметно повышает ди-
электрические потери в масле.
В процессе длительной вакуумной суш-
ки масел при измерении их tgS наблюдаются
три характерные области (рис. 9.6):
область I — резкого уменьшения tg8 —
относится ко времени удаления следов мик-
роэмульсии; в области //, в которой tgS
практически не изменяется, удаляется рас-
творенная вода (не влияющая на tgS масла)
и, возможно, удаляется часть легко связан-
ной воды; в области ///наблюдается сниже-
ние tgS масла, которое можно объяснить
удалением связанной воды. Удаление свя-
занной воды сопровождается не только сни-
жением tgS, но и возрастанием удельного
объемного сопротивления.
В зависимости от химического состава
масел (наличие неуглеводородных компо-
нентов, полярных примесей и др.) в процес-
се вакуумной сушки по-разному протекает
изменение электроизоляционных свойств
масел.
3.4. Причины повышенных
диэлектрических потерь
в свежих маслах
Углеводороды, входящие в состав не-
фтяных трансформаторных масел (изопара-
финовые, нафтеновые, нафтеноароматиче-
ские и ароматические), при температурах
от 20 до 125 °C характеризуются весьма ма-
лым tgS.
Основным источником потерь в свежих
трансформаторных маслах при 50 Гц явля-
ются нейтральные кислые асфальтосмолис-
тые вещества и следы мыл.
Натровая проба и tgS не являются взаи-
мозаменяемыми показателями. Можно по-
лучить масло с плохой натровой пробой
и низким значением tgS (отсутствие мыл и
смол и наличие кислот) и наоборот, с более
или менее хорошей натровой пробой и боль-
шим tg5 (наличие следов мыл и отсутствие
кислот). Однако, как правило, с улучшением
натровой пробы уменьшается и tgS масла.
Смолы и нафтеновые кислоты снижают
диэлектрические потери, вызываемые мы-
лами.
Наиболее эффективным удалением мыл
любых металлов, «растворимого осадка»,
смол и вообще любых коллоидных заря-
женных частиц является адсорбционная
обработка.
Применение в качестве адсорбентов си-
ликагеля и зикеевской земли оказывают
благоприятное действие на tgS и повышение
стабильности масла.
Масла доочищенные адсорбентами, как
правило, медленнее стареют в эксплуата-
ции, чем масла не обработанные адсорбен-
том.
3.5. Причины повышения tg8 масла
при старении в эксплуатации,
связанные с его качеством
Повышение диэлектрических потерь
в маслах в процессе эксплуатации, не свя-
занное с их качеством, может быть обуслов-
лено растворением в них компонентов пло-
хо запеченных лаков трансформатора. Слу-
чаи резкого роста tg5 в начальный период
эксплуатации имеют место при использова-
нии отечественных и импортных масел. Од-
нако не исключена возможность повышения
потерь в маслах в первые месяцы работы,
особенно при заливке ароматизированного
масла, содержащего смолистые продукты
и способного растворять старый, не уда-
ленный из трансформатора шлам с обра-
зованием коллоидного раствора. При ста-
рении масла, как правило, наблюдается
рост tg5.
В ряде случаев не наблюдается связи
между изменением tgS и показателями, ха-
рактеризующими окисление масла. Исклю-
чение составляет способность масла образо-
вывать осадок в процессе старения. Имеется
если не явная закономерность, то тенденция
роста потерь с увеличением количества
осадка.
Однако в некоторых случаях может на-
блюдаться и снижение tg5. Такая аномалия
объясняется коллоидным характером при-
месей и необратимыми изменениями колло-
идов.
В свежих маслах в коллоидном состоя-
нии могут находиться смолы и мыла. В про-
цессе эксплуатации коллоидными вещества-
ми, накапливающимися в масле, могут быть:
— компоненты лака обмоток и старого
шлама;
158
Трансформаторное масло
Глава 9
— мыла, образующиеся в результате вза-
имодействия кислых продуктов старения
масла с металлами трансформатора;
— кислые шламоподобные продукты, не
содержащие в своем составе металла, напри-
мер, кислоты, смолы и другие продукты ста-
рения.
Источники роста tgS масла и пропитан-
ной им бумаги различны. Если низкомоле-
кулярные перекиси, кислоты и другие по-
лярные вещества, растворенные в масле,
практически не оказывают влияния на его
tg8, то эти же вещества, адсорбированью на
бумаге, пропитанной маслом, являются ос-
новной причиной роста этого показателя в
бумажномасляной изоляции. Вещества, об-
разующие в масле коллоиды (смолы, мыла
и др.), являющиеся основным источником
проводимости масла, обусловленной элект-
рофорезом, слабо влияют на tgS бумаги.
Многолетние эксплуатационные испытания
показали, что имеется явная зависимость tg8
твердой изоляции трансформатора от содер-
жания водорастворимых кислот в масле.
По изложенным выше причинам основ-
ным показателем, характеризующим транс-
форматорное масло в качестве изоляцион-
ного материала, на месте его производства
принято считать tgS [ I ]. tg8 нового масла при
90 °C не должен превышать 0,5% (см. При-
ложение 9.1).
3 .5.1. Влияние кислородосодержащих
соединений на tgS масла
В процессе термического старения
трансформаторных масел кроме воды обра-
зуются перекиси, низкомолекулярные водо-
растворимые кислоты, жирные высокомоле-
кулярные кислоты, а также фенолы, спирты,
альдегиды, смолы, мыла и другие кислородо
и серосодержащие соединения. При дости-
жении концентрации кислотосодержащих
соединений в масле выше предела раствори-
мости (образование второй фазы в виде мик-
роэмульсии или коллоида) tg8 масла резко
возрастает.
Если масло и кислотосодержащее соеди-
нение взаиморастворимы в любых соотно-
шениях, диэлектрические потери в смеси
определяются значением tg8 у смешиваемых
компонентов. Вода, кислоты и другие кис-
лородосодержащие соединения в растворе
в масле не диссоциированы на ионы, и в
связи с этим диэлектрические потери, свя-
занные с ионной электропроводимостью
этих продуктов в жидких диэлектриках не
наблюдаются.
Наибольшее влияние на tgS, по данным
авторов [1], оказывают смолистые нейтраль-
ные и кислые вещества, а также мыла. При
наличии смол в объеме 0,5 % tgS повышается
в 10 раз.
Известно также, что углеводородные
растворы мыл с полувалентными катионами
являются полуколлоидами. В зависимости
от условий, мыло в растворе может нахо-
диться либо в истинно растворенном состо-
янии, либо в коллоидном. При разогреве ма-
сел с мылами при температуре до 100 °C tgS
масла может резко изменяться как в сторону
повышения, так и понижения. Это указыва-
ет на коллоидный характер раствора.
3.6. Характеристики масла
при низких температурах [2, 6]
Трансформаторное масло внутри транс-
форматора, находящегося под напряжени-
ем, будет иметь температуру выше окружа-
ющей благодаря потерям в сердечнике и об-
мотках. Температура масла в радиаторах
работающего трансформатора будет меньше
отличаться от окружающей. Температура
масла в отключенном трансформаторе или
в необогреваемых вспомогательных устрой-
ствах, таких как переключатель, располо-
женных в отдельном баке, может быть рав-
ной окружающей температуре. Поэтому
низшая температура, при которой транс-
форматор должен эффективно работать, это
температура отключенного трансформатора
или необогреваемых вспомогательных уст-
ройств.
Температура застывания масла зависит
от его химического состава. В маслах, не со-
держащих так называемых линейных пара-
финов (л-алканов), температура застывания
—40 °C и ниже легко достигается без допол-
нительной технологической обработки при
изготовлении масла. Нафтеновые масла не
содержат линейных парафинов и поэтому
масла, изготовленные из нафтеновой нефти,
не требуют такой обработки.
В маслах парафинового происхождения
содержится значительное количество линей-
ных парафинов, которые при изготовлении
масла должны быть удалены, чтобы получить
температуру застывания —40 °C. В противном
случае температура застывания будет значи-
тельно выше. Кроме того, при температуре
выше точки застывания в таких маслах об-
разуются очаги так называемого «минераль-
ного воска». По мере дальнейшего сниже-
ния температуры таких очагов становится
больше, увеличиваются их размеры. При по-
§3
Характеристики трансформаторного масла
159
вышении температуры происходит таяние
минерального воска.
В парафиновом масле при недостаточ-
ной очистке от линейных парафинов при
низкой температуре может происходить об-
разование некоторого количества минераль-
ного воска.
В маслах, в которых возможно образова-
ние кристаллов минерального воска при
низкой температуре, наблюдается аномалия
изменения значения вязкости с изменением
температуры.
В работающем трансформаторе распре-
деление температуры и градиентов напряже-
ния очень сложное. Поэтому экстраполя-
цию поведения такого масла при низкой
температуре в опытных сосудах на работаю-
щий трансформатор следует делать с осто-
рожностью.
Электрическая прочность масла при па-
дении температуры может снижаться, осо-
бенно в диапазоне от + 10 до — 10 °C. Это объ-
ясняется переходом воды из растворенного
состояния в эмульсию. При температуре
около —(10—15) °C имеет место минималь-
ное значение пробивного напряжения, ко-
торое может составить около 50 % исходного
(при 25 °C).
Дальнейшее снижение температуры при-
водит к образованию в масле мельчайших
кристаллов льда, т. е. образованию суспензии
кристаллов в масле. Одновременно происхо-
дит повышение вязкости масла. Это может
вызвать некоторое повышение пробивного
напряжения, как вследствие повышения вяз-
кости масла, так и за счет исчезновения по-
лярности молекул воды, превратившейся
в кристаллы льда (рис. 9.7).
Рис. 9.7. Пробивное напряже-
ние масла в области низких
температур:
а — масло ТКп; б — масло Шелл-
Дуал-Д.
160
Трансформаторное масло
Глава 9
Очевидно, что значение снижения про-
бивного напряжения должно зависеть от
растворимости воды в масле. Растворимость
повышается с увеличением количества аро-
матических углеводородов в составе масла.
Однако, по-видимому существует более
сложная зависимость не только от раствори-
мости воды, но и от фактического влагосо-
держания, а также от неуглеводородных со-
ставляющих масла. Так минимальные значе-
ния пробивного напряжения при —(10—15)
°C оказались равными около 50 % исходного
пробивного напряжения как для образцов
масла ТКп (С^= 12,2%), имевшего влагосо-
держание около 15 г/т, так и для масла ГК
(С^ — 1,6%) при влагосодержании 5 г/т.
Примечание: международное обозначе-
ние процентного состава различных углево-
дородов в масле: Сдг _ нафтеновых, СР — па-
рафиновых, СА — ароматических.
На рис. 9.7 приведены результаты опы-
тов, проведенных Т. И. Морозовой (ВЭИ
им. В. И. Ленина); эти данные показывают
некоторые отличия поведения масел разного
происхождения.
3.7. Газостойкость
трансформаторного масла [1,2]
Под воздействием высокой напряжен-
ности электрического поля и возникающих
частичных разрядов трансформаторное мас-
ло может выделять или поглощать газ. Ко-
личество выделяющегося (поглощаемого)
газа зависит от углеводородного состава
масла и является характеристикой данного
масла. Эту характеристику масла называют
газостой костью.
Газостойкость масла зависит также от
величины напряженности электрического
поля, интенсивности частичных разрядов,
состава газа, соприкасающегося с маслом и
насыщающего данное масло, о г температу-
ры масла и некоторых других факторов.
Большинство исследователей применя-
ют метод определения газостойкости в среде
водорода. Это объясняется несколькими
причинами:
— газ, образующийся при воздействии
частичных разрядов, состоит в основном из
водорода;
— в случае газовой среды, состоящей из
азота, возможна реакция ионизированного
азота с углеводородами масла с образовани-
ем аминов;
— в среде воздуха происходит окисление
углеводородов и образование аминов.
Поэтому значения газостойкости, опре-
деленные в среде азота или воздуха, менее
однозначны во времени и в зависимости от
различных составов масла и других условий.
Метод определения газостойкости транс-
форматорного масла в среде водорода уста-
новлен стандартом МЭК-60628; стандартом
ASTM D-2300 и ГОСТ-13003-67.
Испытуемое масло помещается в стек-
лянный сосуд, содержащий два концентри-
ческих электрода. Насыщенное водородом
масло, находящееся в испытательном сосу-
де, соприкасается с водородом над маслом;
нижняя часть соединяется с измерительной
бюреткой. Переменное напряжение выше
начального напряжения частичных разрядов
прикладывается к электродам. Возникает
пена на границе раздела масла и водорода.
Разряды поддерживаются в течение 2 часов
(метод А МЭК 60628) или 18 часов (метод В)
при постоянной температуре 80 °C.
Изменение объема газа измеряется газо-
вой бюреткой в методе В и вычисляется ско-
рость изменения объема газа мл/мин в мето-
де А. Газостойкость считают положительной,
когда масло под воздействием частичных
разрядов выделяет газ, и отрицательной,
когда поглощает его.
Масла, содержащие ароматические угле-
водороды в малом количестве, выделяют газ,
а содержащие их в необходимом количестве
поглощают газ. Однако не все фракции аро-
матических углеводородов поглощают водо-
род в электрическом поле. Поэтому можно
говорить только о качественной зависимос-
ти газостойкости от количественного содер-
жания суммы ароматических углеводородов.
При полном отсутствии в масле арома-
тических углеводородов (в так называемом
белом масле) скорость газовыделения со-
ставляет около 50 мкл/мин (метод ASTM
D2300 В). Под воздействием частичных разря-
дов происходит выделение главным образом
водорода. Растворимость водорода в масле не-
велика. Поэтому весьма вероятна возмож-
ность образования газовых пузырьков, кото-
рые могут привести к усилению частичных
разрядов и пробою изоляции. В изоляции
трансформатора могут возникать частичные
разряды, имеющие различные характерис-
тики, которые также влияют на газостой-
кость.
С ростом напряженности электрическо-
го поля, интенсивности частичных разря-
дов, а также с ростом температуры масла об-
разование газа или его поглощение увеличи-
ваются.
При повышении температуры для любо-
го масла существует критическое значение
§4
Старение трансформаторных масел
161
температуры, когда оно из газо по гл о таю-
щего становиться газовыделяющим.
То же самое можно сказать о влиянии
величины напряженности. Для любого не-
фтяного масла существует критическая на-
пряженность, выше которой масло выделя-
ет газ.
Кроме того, метод определения газо-
стойкости образцов масла имеет опреде-
ленные погрешности. Поэтому нет прямой
связи показателя газостойкости и возмож-
ности выделения газа. Однако масло, опре-
деленное по результатам анализа как газо-
выделяющее, создает большую опасность
повреждения изоляции трансформатора в
случае возникновения частичных разрядов,
чем масло, определенное как газопоглаща-
ющее.
3.8. Электрическая прочность масла
при импульсном напряжении [2]
Некоторые изготовители масла в числе
прочих характеристик дают импульсную
прочность масла. Метод определения им-
пульсной прочности образцов масла в сильно
неравномерном поле изложен в американ-
ском стандарте ASTM D330. Стандартный
грозовой импульс напряжения с фронтом
1,2 мкс и длительностью до половины амп-
литуды 50 мкс прикладывается к изоляцион-
ному промежутку, равному одному дюйму
(25,4 мм), между стержнем и заземленной
сферой диаметром 1,5 дюйма. Импульсное
напряжение повышается ступенями до про-
боя промежутка. Пробивное импульсное на-
пряжение определяется как среднее из пяти
опытов. Полярность импульса может быть
как отрицательной, так и положительной.
Однако в спецификации в стандарте ASTM
D3487 указывается минимальное значение
только для отрицательной полярности для
нового трансформаторного масла. Подобно
зависимости газовыделения (согласно D —
2300), пробивное напряжение отрицатель-
ной полярности для свежего масла уменьша-
ется с увеличением содержания в масле аро-
матических углеводородов. Так, например,
оно равно примерно 145 кВ при содержании
ароматических углеводородов 25—30 % и
примерно 180 кВ при содержании аромати-
ческих углеводородов 15—20% и превышает
300 кв для масла, не содержащего аромати-
ческих углеводородов (для так называемого
белого масла).
Загрязнение масла твердыми частицами,
а также влагосодержание, практически не
оказывают влияние на пробивное напряже-
ние при обеих полярностях. Разряды в про-
межутке начинаются у острия иглы, где ко-
эффициент импульса составляет более 200.
Пробой происходит, когда стример, возник-
ший у острия иглы, распространится на весь
промежуток.
Сообщалось об опыте, при котором в ог-
раниченном количестве опытов на образцах
масла, взятого из трансформаторов в экс-
плуатации, импульсное пробивное напряже-
ние отрицательной полярности было рав-
ным примерно 120 кВ. Низкое значение
пробивного напряжения, по-видимому, бы-
ло вызвано продуктами старения.
Пробивное напряжение при положи-
тельной полярности на образцах нового
масла из трансформаторов в эксплуатации
также в большинстве случаев оказалось рав-
ным 120 кВ. Пробивное напряжение при
положительной полярности, по-видимому,
не зависит от содержания ароматических
углеводородов, а так же наличия раствори-
мых продуктов старения, твердых частиц
и воды.
Тенденция газообразования и импуль-
сное пробивное напряжение определяются
содержанием ароматических углеводородов.
Проводились опыты на белом масле, в ко-
торое были добавлены моно- или поли-
ароматические углеводороды. Опыты пока-
зали, что поли-, особенно ди-, ароматичес-
кие углеводороды могут быть более эффек-
тивны чем моно- ароматические в увеличе-
нии абсорбции газа маслом и, в то же время,
в снижении пробивного импульсного на-
пряжения. Однако, относительная роль
многих ароматических компонентов, фак-
тически присутствующих в масле, недоста-
точно ясна.
4. Старение
трансформаторных масел
В процессе эксплуатации трансформато-
ра масло в нем претерпевает глубокие изме-
нения, которые обычно называют старени-
ем. При старении происходят изменения хи-
мических и электрофизических показателей,
которые характеризуют работоспособность
масла. Ухудшаются его электроизоляцион-
ные свойства, происходит накопление осад-
ка на активной части, что затрудняет отвод
тепла, ускоряет старение целлюлозной изо-
ляции и ухудшает ее электроизоляционные
свойства. Старение масла ускоряется при
повышенной температуре трансформатора,
наличия соприкосновения с кислородом
162
Трансформаторное масло
Глава 9
воздуха, сильного электрического поля, при
наличии различных материалов, из которых
изготовлен трансформатор. Доминирующим
фактором старения трансформаторного мас-
ла являются окислительные превращения
входящих в его состав углеводородов, смо-
листых и сернистых продуктов.
С увеличением концентрации кислорода
в масле скорость старения возрастает. С те-
чением времени процесс окисления имеет
несколько периодов старения. Начальный
период, в течение которого не наблюдается
заметных изменений масла, это так называ-
емый индукционный период. В зависимости
от особенностей химического состава масла
продолжительность индукционного периода
может варьироваться в широких пределах.
Затем процесс вступает в период самоуско-
рения реакции, вызванной в основном рас-
падом образовавшихся гидроперекисей на
радикалы. После этого наступает период
постоянной скорости процесса, в котором
скорости образования и гибели свободных
радикалов равны. В этот период образуются
продукты окисления (фенольного типа),
способные тормозить процесс. Когда кон-
центрация этих продуктов оказывается до-
статочной, наступает последний период
процесса — период самоторможения.
В начале окисления трансформаторных
масел вскоре после индукционного периода
образуются в первую очередь низкомолеку-
лярные кислоты и фенолы. Обычно содержа-
ние растворимых низкомолекулярных кислот
составляет 30—50% общего количества кис-
лот.
По мере накопления в масле кислых
соединений образуются продукты глубоко-
го окисления — осадки, нерастворимые в
масле. В зависимости от углеводородною
состава масла количество осадков может
быть различным. Масла неглубокой очист-
ки, содержащие смолы и много арома-
тических углеводородов, окисляются с об-
разованием большого количес1ва осадка.
В эксплуатационных условиях осадок на-
чинает образовываться, когда кислотное
число не превышает 0,2—0.3 мг КОН на 1 i
масла.
Поскольку в окисленном трансформа-
торном масле далеко не вся масса углеводо-
родов вступила во взаимодействие с кисло-
родом, то после удаления из масла продук-
тов окисления (гем или иным способом)
масло вновь можно использовать по прямо-
му назначению. На этом основана рсченера-
ция — восстановление трансформаторною
масла.
4.1. Влияние температуры
на скорость окисления масла
Температура масла оказывает сильное
влияние на скорость и направление окисли-
тельных реакций. Обычно эта зависимость
выражается температурным коэффициен-
том скорости окисления, определяющим, во
сколько раз увеличивается скорость окисле-
ния при повышении температуры на 10°C.
Этот коэффициент не постоянен, а зависит
от интервала температур, состава масла, ус-
ловий окисления и параметра, характеризу-
ющего степень окисления. Температурный
коэффициент трансформаторных масел
близок к 2.
Окисление имеет место при самых низ-
ких температурах, при повышении темпера-
туры оно ускоряется.
4.2. Влияние продуктов окисления
на целлюлозную изоляцию
Из всех продуктов окисления масла на-
иболее сильное влияние оказывает осадок,
образующийся при окислении углеводоро-
дов масла. Под влиянием осадка может про-
исходить значительное ускорение старения
твердой изоляции. Кроме того, по мере кон-
центрации кислых соединений в масле на-
блюдается тенденция роста tgS целлюлозной
изоляции, пропитанной таким маслом.
4.3. Совместимость масла
с твердыми материалами
Сталь, олово, оловянно-свинповый сплав,
никель, хром, кадмий мало изменяются и
слабо влияют на масло при его термоокис-
лительном старении. Медь и медные сплавы
являются относительно активными катали-
заторами окисления и могут значительно
повышать tgS масла. Интенсивность корро-
зии повышается с температурой и зависит от
химического состава масла. При этом воз-
можно появление на поверхности металла
пленок, повышающих переходное сопро-
тивление контактов.
При отсутствии контакта масла с возду-
хом или с активными окислителями при
температурах до 95 °C (окисление масла при
этом почти не происходит) без воздействия
электрического поля металлы практически
не влияют на изменение показателей масла.
Влияние меди на скорость окисления
данного масла должна бьиь проверена при
испытаниях на окислительную стабиль-
ность. Тем нс менее, все неизолированные
§5
Контроль масла в эксплуатации
163
медные части, такие как медные шины, за-
щищают от непосредственного соприкосно-
вения с маслом путем их изолирования или
покрытия грунтовкой.
В пропитанных маслом системах, рабо-
тающих при постоянном напряжении, при
окислении масла или выделении из твердой
изоляции кислых продуктов или окисли-
телей, наблюдается интенсивная коррозия
алюминия, соли которого являются актив-
ными катализаторами коррозии алюминия.
Для борьбы с этими явлениями в масло вво-
дят специальные ингибиторы.
При температурах, не превышающих
95°C, пленки лаков на глифталевой основе,
прошедшие нормальную для них термообра-
ботку, повышают кислотность масла, а ба-
келитовый лак и эпоксидная грунтовка,
практически не действуют на трансформа-
торное масло.
Целлюлозные бумаги и картоны, хлоп-
чатобумажные материалы, буковая, клено-
вая и березовахЧ древесина, слоистые древес-
ные пластики, пластмассы на основе фенол-
формальдегидных смол не влияют заметным
образом на трансформаторное масло. Фто-
ропласт также не влияет на масло. Лакот-
кань ЛХМ повышает кислотность масла.
Наиболее устойчивы в среде масла рези-
ны на основе фтор- и кремнийорганических
каучуков. Стойкость других резин зависит от
их химического состава. Устойчивы в среде
масла клеи на основе эфироцеллюлозы.
В каждом конкретном случае подбор мате-
риалов осуществляется на основе испыта-
ний на совместимость, условия которого ус-
танавливают с учетом рабочих требований.
5. Контроль масла в эксплуатации
5.1. Введение
В течение эксплуатации масло в транс-
форматоре подвергается сложным воздейс-
твиям, основными из которых являются:
— термическое воздействие;
— воздействие электрического поля;
— влияние окружающей атмосферы;
— химическое взаимодействие с различ-
ными материалами и др.
В результате в масле протекают процес-
сы старения, ухудшающие свойства масла.
Поэтому необходим систематический конт-
роль масла и условий его эксплуатации. Ме-
тоды контроля регламентированы стандар-
тами. В приложении 9.5 дана сводка стан-
дартов, отечественных и международных
(МЭК), на методы контроля.
Требования к маслу в эксплуатируемых
трансформаторах приведены в приложени-
ях. Ниже даны некоторые пояснения.
В эксплуатации необходим постоянный
контроль температуры масла, осуществляе-
мый по показателям термометра, установ-
ленного в кармане в верхней части бака
и приборам теплового контроля. Такой кон-
троль позволяет своевременно обнаружить
чрезмерное превышение температуры и избе-
жать ускоренного старения изоляции вслед-
ствие ненормальных условий нагрузки, на-
пример, частых повторных перегрузках, либо
вследствие нарушений условий охлаждения
трансформатора.
5.2. Состояние масла
в эксплуатации
Подробно о состоянии изоляции, в том
числе масла в эксплуатации, говорится в
главе 19.
Основными компонентами масла, ухуд-
шающими его качество, являются вода,
твердые частицы и продукты старения. Влага
попадает в масло в результате соприкоснове-
ния масла с окружающим воздухом вследс-
твие несовершенства защитных устройств
или их неисправности, а также вследствие
наличия дефектов в уплотнениях.
Механические примеси в виде твердых
частиц имеют различное происхождение:
это и целлюлозные волокна, источником ко-
торых является твердая изоляция трансфор-
матора, и металлические частицы в виде
окалины либо продуктов истирания под-
шипников насосов охладительной системы,
частицы краски и пр.
Продукты старения, растворимые и не-
растворимые с течением времени появляют-
ся в масле и ухудшают почти все его харак-
теристики.
Свежее масло в состоянии поставки мо-
жет содержать некоторое количество влаги
и твердых частиц. Поэтому перед заливкой
в трансформатор оно должно быть подвергну-
то (если это требуется) сушке и фильтрации.
Масло, заливаемое в трансформатор, должно
отвечать требованиям предельно допустимого
содержания влаги и твердых частиц (Прило-
жение 9.2). После заливки в трансформатор
количество механических примесей может
увеличиваться за счет волокон целлюлозы
с изоляцией активной части. Поэтому в
трансформаторах напряжением 220 кВ и
выше часто практикуют дополнительную
фильтрацию масла путем циркуляции через
маслоочистительную установку.
164
Трансформаторное масло
Глава 9
Требования к маслу, изложенные в При-
ложении 9.2, для трансформаторов высших
классов напряжения более жестки. В боль-
шинстве случаев фактические характеристи-
ки масла в новых трансформаторах лучше
указанных в Приложении 9.2.
Опыт показывает, что при соблюдении
указанных норм можно ожидать удовлетво-
рительной работы трансформатора в эксплу-
атации.
В Приложении 9.3 приведены требова-
ния к качеству масла в эксплуатации. Они
более жестки для трансформаторов высших
классов напряжения. Превышение этих пре-
дельных значений может указывать на необ-
ходимость замены масла.
5.3. Защита масла от увлажнения
В трансформаторах со свободным дыха-
нием нагрузка на воздухоосушитель увели-
чивается с изменением окружающих условий
и нагрузки трансформатора. Еженедельный
контроль осушителя позволяет своевремен-
но обнаружить снижение его эффективнос-
ти и произвести замену или регенерацию си-
ликагеля.
Работа трансформатора при малых на-
грузках или с частыми отключениями, или
даже нахождение в отключенном состоянии,
но нагреваемого днем солнцем, а ночью ох-
лаждаемого, а также резкий сброс нагрузки
в условиях дождя и ветра, могут вызвать
быстрое насыщение влагой активного ве-
щества осушителя.
Воздухоосушитель представляет собой
камеру, содержащую гранулы, абсорбирую-
щие влагу из воздуха. Часть камеры содер-
жит индикаторные гранулы, цвет которых
голубой в ненасыщенном состоянии и розо-
вый в насыщенном влагой состоянии. Через
индикаторное стекло можно видеть цвет
гранул (см. главу 14).
Поступление воздуха в надмасляное
пространство трансформатора происходит
через осушитель. Обычно в воздухоосушите-
лях применяются гранулы силикагеля. На-
сыщенный влагой силикагель восстанавли-
вается до рабочего состояния iivicm сушки
в печи при температуре 100—150 °C.
Рекомендуется заменить силикагель или
произвести его регенерацию при изменении
цвета одной трети индикаторного силикаге-
ля. В трансформаторах снабженных пленоч-
ной защиюй исключается соприкосновение
масла с воздухом. Однако в некоторых слу-
чаях применяются воздухоосушители, через
которые воздушное пространство над плен-
кой сообщается с окружающей атмосферой.
Это позволяет избежать конденсации влаги
в расширителе над пленкой.
В трансформаторах с пленочной защи-
той необходим контроль за сохранением
герметизации трансформатора. Герметич-
ность может быть нарушена в случае дефек-
та пленки или дефекта уплотнений, напри-
мер, в маслопроводах на всасывающей сто-
роне насосов. Рост газосодержания масла,
дегазированного при монтаже трансформа-
тора, может указывать на такой дефект.
5.4. Контроль масла в эксплуатации
Для обнаружения возможных измене-
ний качества масла необходимо проводить
его периодический контроль. Трудно уста-
новить единые правила контроля. Это зави-
сит от мощности и напряжения трансфор-
матора, режима его работы, времени нахож-
дения в отключенном состоянии и т. д.
Важно отметить, что часто большее зна-
чение имеют изменения измеренных пока-
зателей во времени, чем отклонения их аб-
солютных значений от заводских (или заме-
ренных при вводе в эксплуатацию). Такие
изменения требуют прояснения ситуации
расширением объема испытаний или увели-
чением частоты их проведения.
Информация, которая может быть полу-
чена в результате контроля масла, может
свидетельствовать не только о состоянии
масла, но и других частей трансформатора и
его работоспособности в целом.
Если завод-изготовитель не предписы-
вает иного объема и частоты проведения ис-
пытания, и если не возникает опасений
какого-то ухудшения качества масла, то
обычно объем и периодичность испытаний
принимают согласно [3], как изложено ниже
в разделе 5.4.1 и Приложении 9.3.
5.4Л . Периодичность и объем
испытаний масла в эксплуатации [3]
а) Периодичность испытания масла при
хранении трансформаторов
У трансформаторов напряжением до
35 кВ включительно проба масла испытыва-
ется в соответствии с требованиями в При-
ложении 9.2 (и. 1) не реже 1 раза в 6 месяцев.
У трансформаторов 110 кВ и выше масло ис-
пытывается в соответствии с требованиями
Приложения 9.2 (н.п. 1—4) не реже 1 раза
в 4 месяца.
б) Испытания масла перед вводом транс-
форматоров в эксплуатацию
§5
Контроль масла в эксплуатации
165
У трансформаторов напряжением до 35 кВ
включительно масло испытывается согла-
сно требованиям Приложения 9.2 (п.п. 1, 2,
4—7).
У трансформаторов напряжением 110 кВ
и выше масло испытывается согласно требо-
ваниям (п.п. 1—7) того же Приложения, а у
трансформаторов с пленочной защитой —
дополнительно по п. 10.
У трансформаторов всех напряжений
масло из бака контактора устройства регули-
рования напряжения под нагрузкой испы-
тывается в соответствии с инструкцией за-
вода-изготовителя регулятора напряжения.
в) Периодичность испытания масла во
время эксплуатации трансформаторов
Для трансформаторов напряжением до
35 кВ включительно масло испытывается
по требованиям Приложения 9.3 (п. 1) в те-
чение первого месяца эксплуатации — 3 раза
в первой половине месяца и 2 раза — во вто-
рой половине. В дальнейшем масло испы-
тывается по требованиям Приложения 9.3
(п.п. 1—5, 7) не реже одного раза в 4 года, а
также при комплексных испытаниях транс-
форматора.
У трансформаторов напряжением 110 кВ
и выше масло испытывается по требованиям
Приложения 9.3 (п.п. 1—7), а у трансформа-
торов с пленочной защитой масла — допол-
нительно по п. 10 того же приложения в сле-
дующие сроки после ввода в эксплуатацию:
— трансформаторы 110—220 кВ — через
10 дней и 1 месяц;
— трансформаторы 330—750 кВ — через
10 дней, 1 и 3 месяца.
В дальнейшем масло из трансформато-
ров 110 кВ и выше испытывается согласно
требованиям Приложения 9.3 (п.п. 1—9), а у
трансформаторов с пленочной защитой мас-
ла — дополнительно по п. 10 того же прило-
жения, не реже 1 раза в 2 года, а также при
комплексных испытаниях трансформатора.
Испытания масла по требованиям Приложе-
ния 9.3 (п. 3) может не производиться, если
с рекомендуемой периодичностью произво-
дится хроматографический анализ газов,
растворенных в масле.
5.4.2. Испытания масла
из трансформаторов в эксплуатации
Методы проведения испытаний масла
изложены в стандартах.
Специалистам, занимающимся масла-
ми, полезно ознакомиться также со стандар-
тами МЭК, с соответствующими американ-
скими стандартами системы ASTM. Пере-
чень стандартов по основным испытаниям
приведен в Приложениях 9.4 и 9.5.
Ниже приводятся некоторые данные и
замечания по испытаниям проб масла, допол-
няющие сказанное в предыдущих разделах.
а) отбор масла из трансформатора (для
испытаний)
Необходимо быть уверенным, что масло
для испытаний отобрано с достаточной тща-
тельностью и соответствует по качеству мас-
лу в трансформаторе. Желательно отбор
пробы произвести в течение трех часов пос-
ле отключения трансформатора, когда масло
в нем хорошо перемешано благодаря цирку-
ляции и теплое.
Необходимо избежать перемешивания
струи масла в воздухе, чтобы свести к мини-
муму контакт с воздухом и возникновение
пузырей.
Очень важна чистота посуды и патрубка
на баке для отбора пробы, который бывает
загрязнен, в том числе вследствие легкого
подтекания масла. Чтобы промыть патру-
бок, рекомендуется до набора пробы слить
масло в объеме не менее десятикратного, не-
обходимого для испытаний.
Рекомендуется заполнять сосуд для про-
бы через трубку. Предварительно необходи-
мо промыть сосуд, залив его полностью
и слив это масло. Необходимо, чтобы все
материалы (сосуд, трубка и пр.) не могли
взаимодействовать с маслом. Лучшим мате-
риалом является стекло.
При отборе пробы необходимо также
следовать рекомендациям ГОСТ-2255—71 и
стандарта МЭК 60475 (1974 г.) «Методы от-
бора пробы жидких диэлектриков».
б) электрическая прочность (пробивное
напряжение)
Снижение пробивного напряжения мо-
жет указывать на увлажнение масла и/или
загрязнение твердыми частицами. Сниже-
ние электрической прочности происходит
более интенсивно при совместном действии
этих двух факторов. После заливки нового
трансформатора в масло попадают такие твер-
дые частицы, как волокна целлюлозной изо-
ляции и другие частицы остающиеся на ак-
тивной части трансформатора после сборки.
Поэтому рекомендуется масло после заливки
трансформаторов напряжением 220 кВ и
выше подвергнуть дополнительной филь-
трации.
Во время эксплуатации благодаря цир-
куляции масла дополнительное количество
частиц попадает в масло, отрываясь главным
образом от краев изоляции. Фрезерование
краев картонных прокладок, листов картона
главной изоляции и друшх деталей может
166
Трансформаторное масло
Глава 9
значительно уменьшать количество волокон
в масле.
Испытание образца масла для определе-
ния электрической прочности — наиболее
часто применяемое испытание.
Метод измерения стандартизирован
ГОСТ-6581-75 и МЭК 60156. Для испыта-
ния применяется специальная камера, к ко-
торой прикладывается переменное напря-
жение между двумя сферическими электро-
дами диаметром 12,5 мм. Расстояние между
электродами 2,5 мм. Напряжение поднима-
ется до пробоя. Испытание повторяется
шесть раз. Пробивное напряжение опреде-
ляется как среднее из 6 опытов. Стандарта-
ми предписывается производить перемеши-
вание масла между электродами специаль-
ной чистой стеклянной палочкой каждый
раз между опытами.
Минимальные значения электрической
прочности масла для трансформаторов в
эксплуатации приведены в Приложениях 9.2
и 9.3, а также в таблице 9.1.
в) тангенс угла диэлектрических потерь
(tg5)
Метод определения tgS стандартизиро-
ван в ГОСТ 6581-75 и МЭК 247. Измерения
производят с помощью сосуда, содержащего
конденсатор, к которому прикладывается
переменное напряжение 50 Гц. Измеряется
ток утечки 1Г и емкостный ток 1С. Их отно-
шения Ir/Ic — tg5. Так как значение tgS зави-
сит от температуры, измерения производят
при двух значениях температуры: 70 и 90 °C.
Предельные значения даны в Приложениях
9.1—9.3 и таблице 9.1.
Как указывалось ранее, повышенные
значения могут tgS быть вызваны различны-
ми причинами. Сушка и фильтрация масла
часто дают хороший эффект. Однако в тех
случаях, когда масло сильно загрязнено про-
дуктами старения, восстановить масло до при-
емлемых значений tg5 простыми средствами
не удается. В этих случаях требуется регенера-
ция масла физико-химическими методами.
г) влагосодержание
Метод измерения по ГОСТ 7822—75 или
методом Карла Фишера по ИСО 1700.
Предельные значения влагосодержания
в эксплуатации приведены в таблице 9.2.
Сушка масла до содержания менее 20 г/т
требует достаточно эффективного оборудо-
вания. После первой заливки масло в транс-
форматоре должно иметь влагосодержание
примерно на 10 г/т меньше указанного в
таблице 9.2.
Чувствительность метода Фишера — 2 г/т,
что выше, чем позволяет получить гидро-
Таблица 9.1. Предельные значения диэлектрических характеристик трансформаторного масла
Показатель качества Номинальное напряжение трансформатора Предельно допустимые значения показателя качества
Перед за- ливкой После за- ливки В эксп- луатации
Пробивное напряжение по ГОСТ 6581-75, кВ, Трансформаторы до 15 кВ включительно 30 25 20
не менее до 35 кВ включительно 35 30 25
от 110 до 150 кВ включительно 65 60 35
от 220 до 500 кВ включительно 65 60 45
750 кВ 70 65 55
Тангенс угла диэлект- рических потерь, по ГОСТ-6581-75, %, Силовые трансформаторы, вы- соковольтные вводы 110-150 кВ, -/1,5 -/2,0 10/15
не более при темпе- 220-500 кВ, -/0,5 -/0,7 7/10
ратуре 70/90 °C 750 кВ -/0,5 -/0,7 3/5
Примечания: 1) за исключением масла марки ТКп (см. Приложение 17.2); 2) требования таб-
лицы в некоторых случаях более высокие, чем в Приложениях 9.2 и 9.3.
Таблица 9.2. Предельные значения влагосодержания
Номинальное напряжение, кВ 35 > Ц, 35 < Un < НО НО С ии< 220 > 220
Предельное влагосодержание в масле, г/т 40 35 30 25
§5
Контроль масла в эксплуатации
167
кальцевый метод по ГОСТ-7822—75. Недо-
статком метода Фишера является то, что он
не применим для окислившихся масел, т. к.
реактив взаимодействует с продуктами окис-
ления (органическими кислотами, спирта-
ми, фенолами). В то же время гидрокальци-
евый метод может давать ошибки при опре-
делении влагосодержания в дегазированных
маслах после их насыщения воздухом. Во
время определения влагосодержания проис-
ходит растворение образующегося свобод-
ного водорода в масле, что искажает резуль-
таты.
д) кислотное число
Метод определения стандартизирован в
ГОСТ-5985-75 и МЭК 60296. Кислотное
число выражено в мг КОН, необходимых
для того, чтобы нейтрализовать общую кис-
лотность в 1 г масла. Предельное макси-
мальное значение для трансформаторов в
эксплуатации установлено равным 0,25 мг
КОН на 1 г масла. Обычно встречающиеся
невысокие значения кислотности не оказы-
вают влияние на другие характеристики мас-
ла, но являются показателем, характеризую-
щим старение масла. Чем больше состари-
лось масло, тем выше кислотное число. При
кислотном числе выше 0,5 мг КОН на 1 г
масла возможны резкие изменения.
Когда кислотное число достигает такого
значения, при котором дальнейшая эксплу-
атация сопряжена с риском, рекомендуется
заменить масло. В масле также содержаться
водорастворимые кислоты. Их определение
может производиться по методике, реко-
мендованной РД 34.43.105—89. Предельная
концентрация водорастворимых кислот в
масле составляет 0,014 мг КОН/г масла. На
практике значения кислотного числа и ко-
личества водорастворимых кислот очень
редко превышают указанные значения. Во
многом это имеет место благодаря тому, что
отечественные трансформаторы часто снаб-
жаются, так называемыми, термосифон-
ными фильтрами, содержащими адсорбент
(обычно силикагель), через которые цирку-
лирует масло.
е) поверхностное натяжение
Метод определения изложен в ИСО
6295, ГОСТ 5985—79. Определение состоит
в оценке силы (в мН/м), необходимой для
прорыва масло-водяной поверхности разде-
ла в металлическом кольце в предписанных
условиях. Эта сила, связанная со свойствами
капиллярности, изменяется в зависимости
от состава масла и под воздействием продук-
тов разложения масла.
Поверхностное натяжение зависит от
степени старения и значения кислотного
числа и свидетельствует о происходящих в
масле изменениях.
В таблице 9.3 приведены рекомендуемые
минимальные значения для масла в эксплу-
атации.
Уменьшение поверхностного натяжения
ниже предписанных минимальных значений
свидетельствует о глубоких изменениях фи-
зических и химических свойств масла
вследствие его старения. В этих случаях
предпочтительней заменить масло, нежели
его регенерировать.
ж) механические примеси
Наличие механических примесей в мас-
ле, особенно при одновременном его увлаж-
нении, может резко снизить электрическую
прочность масла. Подробнее об этом см. гла-
ву 19 «Состояние изоляции в эксплуатации».
Согласно ГОСТ 6370-83 и РТМ 34.70.653 -
производится фильтрование масла и опре-
деление процентного весового содержания
твердых частиц в масле. Их количество не
должно превышать 30 г/т (для трансформа-
торов напряжения 220 кВ и выше).
Более совершенным является метод
МЭК, по которому определяется класс чис-
тоты в зависимости от размеров частиц, ко-
торые могут' по разному влиять на электри-
ческую прочность
з) температура вспышки
Масло нагревают в закрытом тигле и
подносят источник открытого пламени. Тем-
пература нагретого масла, при которой про-
исходит вспышка и является температурой
вспышки. Температура вспышки не должна
быть ниже чем 125 °C (ГОСТ 6356—75).
и) определение газосодержания масла
Основным методом определения содер-
жания растворенных в масле газов является
метод, изложений в РД 34.43.107—95. Для
трансформаторов с пленочной защитой об-
щее г азосодержание является показателем
целостности пленки и уплотнений.
Таблица 9.3. Минимальные значения поверхностного натяжения для масла в эксплуатации
Номинальное напряжение, кВ Ц, < 35 35 < < 70 70 < С150 > 150
Минимальное значение поверх- ностною натяжения мН/м 10 12 15 20
168
Трансформаторное масло
Глава 9
Общее газосодержание не должно пре-
вышать 4%. Определение состава раство-
ренных в масле газов, что является одним из
показателей состояния изоляции, описано
в главе 21.
к) контроль растворимых продуктов окис-
ления — растворимого шлама
Как показывает опыт, растворимый
шлам в масле практически отсутствует, пока
работает адсорбирующий фильтр. Руководя-
щий документ РД 34.43.105—89 требует про-
водить периодический контроль этого пара-
метра. При этом используется тот факт, что
шлам становиться нерастворимым при раз-
бавлении масла Н-гептаном, но растворя-
ется в смеси равных количеств толуола и
95 %-го этилового спирта. Ряд химических
реакций позволяет определить количество
шлама. В эксплуатационном масле его долж-
но быть не более 0,005% массы. В свежих
и регенерированных маслах растворимый
осадок должен отсутствовать.
л) определение количества антиокисли-
тельной добавки — ионола
Согласно РД-34.43.105—89 количество
ионола в трансформаторном масле должно
быть не менее 0,1 %. Известно, что при сни-
жении концентрации ионола в масле до зна-
чения 0,05 % ионол начинает проявлять про-
окислительное действие, т. е. ускоряет окис-
ление [7].
Все отечественные масла имеют в своем
составе ионол в количестве 0,2-0,5 %.
6. Обработка,
регенерация и замена масла
6.1. Обработка масла
В большинстве случаев, масло, требую-
щее обработки, содержит воду, твердые час-
тицы (например, волокна целлюлозы, окали-
ну металла и т. д.), растворенные газы, и их
удаление возможно несколькими методами.
Для удаления из масла эмульсированной
в ней влаги и крупных твердых частиц при-
меняют различные центрифуги, имеющие
производительность до 10 000 л/ч и обеспе-
чивающие необходимое качество масел,
предназначенных для применения в транс-
форматорах до 35 кВ включительно.
Для удаления растворенных влаги, газа
и легких примесей, таких как целлюлозные
волокна и т. п. из масел, используемых для
пропитки и заливки трансформаторов на-
пряжением свыше 35 кВ, применяют раз-
личные вакуумные дегазационные установ-
ки высокой производительности. Эффек-
тивным, но малопроизводительным (800—
1000 л/ч) способом осушки масел является
обработка высушенным до остаточной влаж-
ности 0,5% (массы) цеолитами марок NaA
и СаХ (молекулярные сита), с помощью ко-
торых можно достигнуть содержания влаги
в масле 10—15 г/т. Для очистки от механи-
ческих загрязнений применяют фильтрацию
через пористые перегородки. Эффектив-
ность очистки зависит от размера пор филь-
трующего материала. Известны магнитные
фильтры для удаления из масла частиц чер-
ных металлов, электростатические фильтры.
В последнее время получили распростране-
ние передвижные установки, позволяющие
дегазировать и очистить масло от влаги и ме-
ханических примесей, до степени, отвечаю-
щей самым высоким требованиям качества
масла для трансформаторов высших классов
напряжения.
6.2. Регенерация масла
Регенерация масла бывает необходима,
когда оно сильно загрязнено продуктами
старения. Если они нерастворимы в масле,
то образуют отложения на активной части и
на баке и могут быть удалены только после
полного слива масла.
Если продукты старения растворимы в
масле, они действуют как катализатор, уско-
ряющий старение. Они могут быть удалены
химическими или физическими методами.
Для регенерации масла с кислотным числом
ниже 0,4 мг КОН на 1 г масла используют
метод контактирования масла с различными
природными и синтетическими адсорбента-
ми при температуре 50—60 °C. В таблице 9.4
показана эффективность регенерации.
Таблица 9.4. Показатели регенерации масла
Адсорбент Концентрация адсорбента, % (массы) Кислотное число масла после регенерации, мг КОН/г
Кислотное число окисленного масла 0,16 мг КОН/г
Зикеевская земля 7 0,05
Силикагель марки СКС 3 0,01
§7
Причины ухудшения характеристик масла в высоковольтных вводах
169
Для повышения противокислительной
способности регенерированных масел необ-
ходимо вводить присадку ионола в количес-
тве 0,3—0,4%. Основные показатели регене-
рированных масел должны соответствовать
нормам на свежее масла.
6.3. Замена масла
Замена состарившегося или загрязнен-
ного масла производиться, когда его обра-
ботка требует затрат больших, чем при за-
мене новым маслом. Перед заливкой нового
масла активная часть должна быть очищена
от шлама и другого загрязнения путем про-
мывки специальным промывочным маслом.
Необходимость замены масла возникает
относительно редко. Например, когда кис-
лотное число превысило 1 мг КОН/г и по-
верхностное натяжение уменьшалось ниже
10 мН/м.
7. Причины ухудшения
характеристик масла
в высоковольтных вводах
В процессе эксплуатации конденсатор-
ных вводов с бумажно-масляной изоляцией
в течение последних 50 лет возникали не-
сколько случаев ухудшения изоляции, вы-
званные процессами, происходившими в
масле. Эти случаи были обследованы и их
причины описаны в ряде статей и отчетов.
Здесь мы проводим только краткие выводы
по результатам этих работ.
7.1. Процессы воскообразования
в бумажно-масляной изоляции
негерметичных высоковольтных
вводов, заполненных маслом
марки ГК [4]
Воскообразование в бумажно-масляной
изоляции негерметичных вводов масляных
выключателей, заполненных маслом ГК,
возникает, как результат развития в этой
изоляции множественных частичных разря-
дов относительно низкой интенсивности,
при длительном воздействии которых на га-
зовыделяющее масло ГК образуется в мас-
ляных промежутках бумажно-масляной изо-
ляции газово-масляная смесь. В этой двух-
фазной системе создаются условия для
возникновения и развития процессов воль-
тализации. Реакция вольтализации заключа-
ется в отрыве от молекул масла атомов водо-
рода и рекомбинации образующихся ради-
калов. Отрыв атомов водорода происходит
в результате атаки связей С—Н ионами газа
на границе двухфазной системы. Этот про-
цесс приводит к укрупнению молекул мас-
ла, повышению вязкости и образованию
воска.
Наиболее вероятной причиной образо-
вания частичных разрядов в бумажно-мас-
ляной изоляции рассматриваемого обору-
дования может быть образование мик-
рокапель эмульсионной жидкой воды при
циклах изменения температуры масла
ввода.
Появлению микроэмульсии способству-
ет увлажнение масла в негерметичном обору-
довании, слабая растворяющая способность
масла ГК по отношению к воде, особенности
температурного режима выключателей —
наличие дневных, ночных и сезонных цик-
лов нагрева масла.
Развитие процесса воскообразования и
его интенсивность зависят от совпадения
факторов: наибольшей величины напря-
женности электрического поля в изоляции,
частоты повторения циклов охлаждения ни-
же — 5 °C, плотности намотки бумажной
изоляции остова ввода, наличия «жмотин»
в изоляции и т. д.
Наиболее кардинальным решением
проблемы по устранению воскообразова-
ния в бумажно-масляной изоляции вводов
можно считать решение — применять мас-
ло ГК только во вводах герметичного ис-
полнения.
Для вводов, уже находящихся в эксплу-
атации, могут быть применены следующие
меры, касающиеся ранней диагностики
процесса воскообразования и его торможе-
ния.
а) диагностика по результатам анализа
растворенных газов (АРГ)
Приведенная ниже таблица 9.5 позволя-
ет распознать отдельные стадии развития
частичных разрядов и воскообразования.
После начала процесса воскообразования
начинают уменьшаться концентрации кис-
лорода и азота.
б) диагностика по результатам профи-
лактических испытаний:
— после начала процесса воскообразова-
ния tgS, измеренный при напряжении 10 кВ,
растет по сравнению с предыдущими изме-
рениями в 1,5—2 раза;
— тепловизор фиксирует нагретые
пятна;
170
Трансформаторное масло
Глава 9
Таблица 9.5. Показатели развития частичных разрядов и воскообразования
Вил процесса Концентрация характерных газов в относительных единицах со2/со Скорость роста концентрации во- дорода ррт/мес
Н2 сн4 С2Н6 С2Н4 С2Н2
Начальные ЧР 1 0,5-0,8 0,25-0,3 Огс. Отс. 1,0 8-10
Развивающие- ся ЧР 1 0,8 0,15 0-0,05 0-0,05 1,0 8-10
Воскообразо- 1 0,2 0,1 1,0 2000-4000
вание
Примечание: ррт — начальные буквы слов «частей на миллион», т. с. г/т (обозначение принятое
в английском языке).
— происходит увеличение вязкости
масла.
Если с помощью диагностики установ-
лено, что процесс воскообразования в не-
герметичном вводе еще не начал развивать-
ся, но происходит развитие частичных раз-
рядов, то процесс может быть заторможен и
даже остановлен введением в масло ввода
присадки АР-1, которая способна тормозить
развитие частичных разрядов во влажной
изоляции.
7.2, Причины повреждения вводов
напряжением 110—750 кВ
на силовых трансформаторах
и шунтирующих реакторах [5]
В 80-х годах и начале 90-х отмечалось
значительное количество повреждений кон-
денсаторных маслонаполненых вводов на-
пряжением 110—750 кВ. Анализ имевших
место повреждений вводов позволил выявить
ряд особенностей:
♦ Все повредившиеся вводы были за-
полнены маслом марки Т-750, имеющим от-
носительно высокое содержание аромати-
ческих углеводородов (СЛ = 17,4%). Пов-
реждений вводов, заполненных маслом
марки ГК (Сд = 1,6—3 %), не было, хотя срок
эксплуатации таких вводов достигал уже
около и более 9 лет (максимум повреждений
вводов с маслом Т-750 наблюдается пример-
но через 9 лет эксплуатации).
♦ В течение первых трех лет эксплуата-
ции таких повреждений не наблюдалось.
♦ Несмотря на практически одинако-
вые запасы электрической прочности в мас-
ляных промежутках вводов одного и того же
номинального напряжения, установленных
в различных тинах трансформаторов, имело
место достаточно неодинаковое распределе-
ние повреждений в разных типах трансфор-
маторов.
♦ Температура масла в трансформато-
рах и реакторах, на которых повреждались
вводы, была выше, чем в тех, где поврежде-
ний не было.
♦ Все повреждения представляли собой
перекрытие изоляционного промежутка но
внутренней поверхности нижней фарфоро-
вой покрышки.
Все вышесказанное давало основание
предполагать, что причиной повреждений
являлось снижение электрической прочно-
сти масла, вызванное процессами в нем
вследствие повышенной температуры.
Особенности старения масла Т-750 в
герметичных вводах связаны с влиянием вы-
сокой температуры при малом содержании
кислорода и с относительно высоким содер-
жанием ароматических углеводородов и
смолистых соединений.
Масло Т-750 содержит 17% ароматиче-
ских углеводородов, главным образом с бен-
зольными и нафтеновыми атомами, конден-
сированными с нефтеновыми кольцами и
короткими парафиновыми цепями. Кроме
углеводородов небольшое количество смол
(десятые доли процента) и около 0,2% серы
имеются в составе масла Т-750. Благодаря
такому химическому составу масло Т-750
имеет следующие свойства:
♦ Высокую напряженность возникно-
вения частичных разрядов в относительно
равномерном электрическом поле и быстрое
их затухание.
Ф Химический состав масла таков, что
реакции происходящие в масле, природа ко-
торых не вполне ясна, приводят к потемне-
нию масла и повышению tg8 и образованию
осадка. Скорость такого старения возрастает
с повышением температуры и увеличением
§7
Причины ухудшения характеристик масла в высоковольтных вводах
171
напряженности электрического ноля свыше
4 кВ/мм.
♦ Некоторые материалы ввода, такие
как уплотняющая резина и другие матери-
алы, могут растворяться и образовывать
коллоидные растворы в масле, что ведет
к возрастанию tg5, потемнению масла и
повышению гигроскопичности. Этот про-
цесс усиливается с повышением темпера-
туры.
♦ Масло Т-750 обладает высокой гиг-
роскопичностью и содержит большое коли-
чество химически связанной воды, намного
больше чем растворенной. При длительной
эксплуатации часть связанной воды перехо-
дит в растворенное состояние. Количество
растворенной воды увеличивается с повы-
шением температуры.
Электрическая прочность масла больше
зависит от растворенной воды, нежели ог
связанной. Поэтому процесс перехода свя-
занной воды в растворенную может приво-
дить к значительному снижению электри-
ческой прочности. По-видимому, этот про-
цесс имеет место в герметичных вводах.
Масло ГК имеет низкое содержание арома-
тических углеводородов и практически нс
содержит связанной воды и поэтому не под-
вержено такому виду старения.
Это предположение было подтверждено
экспериментально на образцах масла ГК и
ТКп, имеющих в своем составе такое же ко-
личество ароматических углеводородов, как
и масло марки Т-750. При старении в герме-
тичных сосудах при температуре 60, 80 и
100 °C в течении 300 часов получена большая
разница результатов старения этих образцов
масла.
Перед испытанием оба типа масла име-
ли влагосодержание 6—10 г/т и пробив-
ное напряжение в стандартном разряднике
70 кВ.
Масло ТКп, имевшее содержание аро-
матических углеводородов равное СА =
= 17—18 %, после старения при температу-
ре 100 °C в течение 300 часов имело влаго-
содержание в 7 раз больше первоначально-
го, а пробивное напряжение в 4 раза ниже
исходного.
Совсем другая картина была при старе-
нии масла марки ГК, имевшего значитель-
но меньшее содержание ароматических
углеводородов (СА = 1,6%) и меньшее коли-
чество молекулярно связанной воды, влаго-
содержание увеличилось всею на 30 %. Про-
бивное напряжение при этом снизилось
в 1,8 раза. Но очевидно эю не связано с вы-
свобождением связанной воды, а с иными
процессами.
При старении при 80 °C в течение 300 ча-
сов не было отмечено ни увеличения влаго-
содержания, ни снижения пробивного на-
пряжения масла марки ГК и существенное
их изменение в масле ТКп (увеличение вла-
госодержания в 2 раза и снижение пробив-
ного напряжения в 1.44 раза).
Таким образом, экспериментально было
подтверждено, что повреждение в эксплуа-
тации вводов трансформаторов и шунтиру-
ющих реакюров напряжением 110—750 кВ,
вследствие электрического разряда вдоль
внутренней поверхности нижней фарфоро-
вой покрышки явилось следствием старения
масла и снижения его электрической про-
чности вследствие образования растворен-
ной воды и других продуктов старения. Для
заливки в герметичные высоковольтные
вводы следует использовать масло, содержа-
щее ароматические углеводороды в малых
количествах (менее 10%), чтобы обеспечить
требуемые характеристики термического
старения, и, в то же время, достаточное для
получения хорошей газост ой кости.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 9
1. Липштейн Р. А., Шахнович М. И.
Трансформаторное масло. Энергоатомиздат,
Москва, 1983 г.
2. Rouse Т. О. Mineral insulating oil in
transformers. I EEE electrical insulation magazi-
ne, May-June 1998. Vol. 14, N 3, pp 6—16.
3. Объем и нормы испытаний электро-
оборудования, РД 34.45-51.300—97, Москва,
ЭНАС, 1998.
4. Lorhanin А. К., Morozova Т. I., Shnei-
der G., Sokolov V. V., Chernogotsky V. M.
internal insulation failure mechanisms of HV
equipment under service conditions. CIGRE
2002, rep 75-201.
5. Kassihin S. D., Lizunov S. D., Lipsh-
tein G. R., Lokhanin A. K., Morozova T. M.
Service experience and reasons of bushing fai-
lures of transformers and shunt reactors. CIGRE
1996, 120x105.
6. Варшавский Д. С., Головань Д. Г. Жид-
кие диэлекрики. Справочник по электро-
техническим материалам, Т. 1, Москва,
Энерготомиздат, 1986 г.
7. Гарифуллин М. Ш., Козлов В. К.,
Широков А. В. Исследование показателей
качества трансформаторного масла. Пробле-
мы энергетики. 1999, № 5—6.
172
Трансформаторное масло
Глава 9
Приложение 9.1.
Показатели качества свежих отечественных трансформаторных масел [3]
Показатель Марки масел и
ГК ТУ 38.101.1025- 85 ВГТУ 38.401.978- 93 Т-1500 ГОСТ 982-80 Т-1500У ТУ38.401. 58107-94
1. Вязкость кинематическая, мм/с (ССт), не более при: 50 °C -30 °C 9 1200 9 1200 8 1600 11* 1300
2. Кислотное число, мг КОН на 1 г мас- ла, не более 0,01 0,01 0,01 0,01
3. Температура вспышки в закрытом тигле, °C, не ниже 135 135 135 135
4. Содержание водорастворимых кислот и щелочей — — Отсутствие Отсутствие
5. Содержание механических примесей Отсутствие Отсутствие Отсутствие Отсутствие
6. Температура застывания, °C, не выше -45 -45 -45 -55
7. Зольность, %, не более — — — —
8. Натровая проба, оптическая плот- ность, баллы, не более — — 0,4 —
9. Прозрачность, при 5 °C — — Прозрачно —
10. Испытание коррозийного воздейс- твия на пластинки меди Ml или М2 по ГОСТ 859-78 Выдержи- вает Выдержи- вает Выдержи- вает Выдержи- вает
11. Тангенс угла диэлектрических по- терь, %, не более при 90 °C 0,5 0,5 0,5 0,5
12. Стабильность против окисления: масса летучих кислот, мг КОН на 1 г масла, не более содержание осадка, % массы, не более кислотное число окисленного мас- ла мг КОН на 1 г масла, не более 0,04 0,015 0,10 0,04 0,015 0,10 0,05 Отсутствие 0,20 0,05 Отсутствие 0,20
13. Стабильность против окисления. Метод МЭК, индукционный пери- од, ч не менее 150 120 — —
14. Плотность при 20 °C, кг/м3 не более 895 895 885 885
15. Цвет на калориметре ЦНТ, единицы ЦНТ, не более 1 1 1,5 1,5
16. Содержание серы, %, не более — — — 0,3
17. Содержание ионола (АГИДОЛ-1), %, не менее 0,25 0,2 0,4 0,2
18. Внешний вид Чистое, прозрачное, свободное от
* При 40 °C.
** При —40сС.
П9.1
Показатели качества свежих отечественных трансформаторных масел
173
номера нормативных документов Номер стандарта на метод испытаний
ТКпТУ 38.401. 5849— 92 ТСпТУ 38401. 830— 90 ТСп ГОСТ 10121-76 СА ТУ 38.401. 1033-95 АГК ТУ 38.101. 1271-89 МВТ ТУ 38.401.927— 92
9 1500 9 1300 9 1300 8,5 1200 5 800** 3,5* 150** ГОСТ 33-82
0,02 0,02 0,02 0,01 0,01 0,02 ГОСТ 5985-79
135 135 150 140 125 95 ГОСТ 6356-75
Отсутствие Отсутствие Отсутствие — — Отсутствие ГОСТ 6307-75
Отсутствие Отсутствие Отсутствие Отсутствие Отсутствие Отсутствие ГОСТ 6370-83
-45 -45 -45 -45 -60 -65 ГОСТ 20287-91
— 0,005 0,005 — — — ГОСТ 1461-75
0,4 0,4 0,4 — — — ГОСТ 19296-73
— Прозрачно Прозрачно — — — ГОСТ 982-80, п. 5.3
Выдержи- вает — — Выдержи- вает Выдержи- вает Выдержи- вает ГОСТ 2917-76
2,2 1,7 1,7 0,5 0,5 0,5 ГОСТ 6581-75
0,008 0,005 0,005 0,15 0,04 0,04 ГОСТ 981-75
0,01 Отсутствие Отсутствие 0,015 Отсутствие Отсутствие
0,10 0,10 0,10 0,15 0,10 0,1
— — — 120 150 150 МЭК 1125(B)—92
900 895 895 895 895 — ГОСТ 3900-85
— 1 1 1 1 — ГОСТ 20284-74
— 0,6 0,6 0,3 — — ГОСТ 19121-73
0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,2 РД34. 43. 105-89
видимых загрязнений, воды, частиц, волокон Визуальный контроль
174
Трансформаторное масло
Глава 9
Приложение 9.2.
Требования к качеству свежих масел, подготовленных к заливке в новое электро
Показатель качества масла и номер стандарта на метод испытания Категория электрооборудования
1. Пробивное напряжение но ГОСТ 6581—75, кВ, не менее Электрооборудование: до 15 кВ включительно до 35 кВ включительно от 60 до 150 включительно от 220 до 500 кВ включительно 750 кВ
2. Кислотное число по ГОСТ 5985—79, мг КОН/г масла, не более* Электрооборудование: до 220 кВ включительно свыше 220 кВ
3. Температура вспышки в закрытом тигле по ГОСТ 6356—75, °C, не ниже Электрооборудование всех видов и классов на- пряжений
4. Влагосодержание по ГОСТ 7822—75, % мас- сы (г/т), не более ГОСТ 1547—84 (качественно) Трансформаторы с пленочной или азотной за- щитой, герметичные маслонаполненные вводы, герметичные измерительные трансформаторы. Силовые и измерительные трансформаторы без специальных защит масла, негерметичные мас- лонаполненные вводы. Электрооборудование, при отсутствии требова- ний предприятий-изготовителей по количест- венному определению данного показателя
5. Содержание механических примесей: ГОСТ 6370—83, %, (класс чистоты по ГОСТ 17216—71, не более) РТМ 34.70.653—83, %, не более (класс чис- тоты по ГОСТ 17216—71, не более) Электрооборудование до 220 кВ включительно Электрооборудование свыше 220 кВ до 750 кВ включительно
6. Тангенс угла диэлектрических потерь при 90°C по ГОСТ 6581—75, %, не более5^ Силовые и измерительные трансформаторы до 220 кВ включительно Силовые и измерительные трансформаторы свыше 220 до 750 кВ включительно, маслона- полненные вводы НО кВ и выше
7. Содержание водорастворимых кислот и ще- лочей по ГОСТ 6307—75 (качественно) Электрооборудование всех видов и классов на- пряжений
8. Содержание антиокислительной присадки АГИДОЛ-1 (2,6-дитретбутил-4-метил-фенол или ионол) по РД 34. 43.105—89, % массы, не менее Трансформаторы без специальных защит масла, негерметичные маслонаполненные вводы свы- ше 110 кВ
9. Температура застывания, по ГОСТ 20287— 91, °C, не выше Электрооборудование, заливаемое арктическим маслом
10. Газосодержание в соответствии с инструк- циями предприятия-изготовителя, % объема, не более (по РД 34. 43.107—95, %объема. не более) Трансформаторы с пленочной защитой, герме- тичные маслонаполненные вводы
11. Стабильность против окисления по ГОСТ 981-75: кислотное число окисленного масла, мг КОН/г не более, содержание осадка, % массы, не более Силовые и измерительные трансформаторы от 110 кВ до 220 кВ включительно Силовые и измерительные трансформаторы свыше 220 до 750 кВ включительно, маслона- полненные вводы 110 кВ и выше
* Допускается применять для заливки силовых трансформаторов до 500 кВ включительно
ТУ 38.401.5849—92, а также их смеси с другими свежими маслами, если значение tgS при 90 °C
КОН/г, при полном соответствии остальных показателей качества требованиям таблицы.
П 9.2 Требования к качеству свежих масел, подготовленных к заливке в новое электрооборудование 175
оборудование [3]
Предельно допустимое значение показателя качества масла Примечание
Предназначенного к заливке в электрооборудование После заливки в элек- трооборудование
30 25
35 30
60 55
65 60
70 65
0,02 0,02
0,01 0,01
135 135 При применении арктического масла (АГК) или масла для выключателей ((МВТ) значение данного показателя определяется стандартом на марку мас- ла по табл. 25.1
0,001 (10) 0,001 (10) Допускается определение данного по- казателя методом Карла Фишера или хроматографическим методом по РД
0,002 (20) 0,0025 (25) 34.43.107-95
Отсутствие Отсутствие
Отсутствие (11) Отсутствие (12)
0,0008 (9) 0,0010 (10)
1,7 2,0 Проба масла дополнительной обработ- ке не подвергается
0,5 0,7
Отсутствие Отсутствие
0,20 0,18 При арбитражном контроле определе- ние данного показателя следует прово- дить по стандарту МЭК 666—79 или (и) РД 34.43. 208-95
-60 -60
0,1 (0,5) -(1,0)
0,1 — Условия процесса: 120 °C, 14 часов, 200 мл/мин О2
0,01 —
В соответствии с требованиями Для свежего масла допускается опреде- ление по стандарзу МЭК 474—74 или
стандарта на конкретную марку
масла, допущенного к приме- нению в данном оборудовании 1125(B)—92
трансформаторное масло ТКп по ТУ 38.101.980—81 и до 220 кВ включительно масло ТКп по
нс будет превышать 2,2% до заливки и 2,6% после заливки и кислотного числа нс более 0,02 мг
176
Трансформаторное масло
Глава 9
Приложение 9.3.
Требования к качеству эксплуатационных масел [3]
Показатель качества масла и номер стандарта на метод испытания Категория электрооборудования
1. Пробивное напряжение по ГОСТ 6581 — 75, кВ, не менее Электрооборудование: до 15 кВ включительно до 35 кВ включительно от 60 до 150 включительно от 220 до 500 кВ включительно 750 кВ
2. Кислотное число по ГОСТ 5985—79, мг КОН/г масла, не более Силовые и измерительные трансформаторы, не- герметичные маслонаполненные вводы
3. Температура вспышки в закрытом тигле по ГОСТ 6356—75, °C, не ниже Силовые и измерительные трансформаторы, не- герметичные маслонаполненные вводы
4. Влагосодержание по ГОСТ 7822—75, % массы (г/т), не более ГОСТ 1547—84 (качественно) Трансформаторы с пленочной или азотной защи- той, герметичные маслонаполненные вводы, гер- метичные измерительные трансформаторы. Силовые и измерительные трансформаторы без специальных защит масла, негерметичные мас- лонаполненные вводы. Электрооборудование, при отсутствии требова- ний предприятий-изготовителей по количест- венному определению данного показателя
5. Содержание механических примесей: ГОСТ 6370—83, %, не более (класс чисто- ты по ГОСТ 17216—71, не более) РТМ 34.70.653—83, %, не более (класс чистоты по ГОСТ 17216—71, не более) Электрооборудование до 220 кВ включительно Электрооборудование свыше 220 кВ до 750 кВ включительно
6. Тангенс угла диэлектрических потерь по ГОСТ 6581—75, %, не более, при темпе- ратуре 70 °C /90 °C Силовые и измерительные трансформаторы, вы- соковольтные вводы: 110—150 кВ включительно 220—500 кВ включительно 750 кВ
7. Содержание водорастворимых кислот и щелочей мг КОН/г, не более Силовые трансформаторы, герметичные высоко- вольтные вводы, герметичные измерительные трансформаторы до 750 кВ включительно Определение данного показателя производится по РД 34.43.105-89 Негермитчные высоковольтные вводы и измери- тельные трансформаторы до 500 кВ, включительно
8. Содержание антиокислительной присад- ки АГИДОЛ-1 (2,6-дитретбутил-4-метил- фенол или ионол) по РД 34. 43.105—89, % массы, не менее Трансформаторы без специальных защит масла, негерметичные маслонаполненные вводы свыше НО кВ
9. Содержание растворимого шлама, % массы, не более Силовые и измерительные транс- форматоры, не- герметичные высоковольтные вводы, свыше 110 кВ
10. Газосодержание в соответствии с инс- трукциями предприятия-изготовителя, % объема, не более Трансформаторы с пленочной защитой, герме- тичные маслонаполненные вводы
11. Содержание фурановых производных, % массы, не более (в том числе фурфурола)* Трансформаторы и вводы свыше 110 кВ
* Показатель 11 рекомендуется определять в случае обнаружения в трансформаторном масле
свидетельствуют о возможных дефектах и процессах разрушения твердой изоляции.
П9.3
Требования к качеству эксплуатационных масел
177
Предельно допустимое значение показателя качества масла
Предназначенного к заливке в электрооборудование После заливки в элек- трооборудование Примечание
40 50 60 20 25 35 45 55
0,10 0,25
Снижение более чем на 5 °C в сравнении с предыдущим анализом 125
0,0015 (15) 0,0025 (25) 0,0030 (30) Допускается определение данного пока- зателя методом Карла Фишера или хро- матографическим методом по РД 34.43.107-95
Отсутствие Отсутствие
Отсутствие (13) Отсутствие (13)
0,0020 (И) 0,0030 (12)
8/12 5/8 2/3 10/15 7/10 3/5 Проба масла дополнительной обработке не подвергается Норма tgS при 70 °C факультативна
0,014 —
0,030 —
0,1
— 0,005 Определение данного показателя произ- водится по РД 34.43.105—89
2 4 Допускается определение хроматогра- фическим методом по РД 34.43.107—95
0,0015 (0,001) — Определение данного показателя произ- водится хроматографическими методами по РД 34.43.206-94 или РД 34.51.304-94
значительных количеств СО и СО2 хроматографическим анализом растворенных газов, которые
178
Трансформаторное масло
Глава 9
Приложение 9.4.
Нормативы МЭК 60 296 (1982 г.) для свежего трансформаторного масла
Таблица 1. Спецификация для неингибированного минерального изоляционного масла
Характеристики Метод испытания Допустимые значения измеренных характеристик
Класс I Класс II Класс III
Кинематическая вязкость, мм2/с, (а) ISO 3104
при 40 °C <16,5 <11,0 <3,5а)
при —15 °C при —30 °C при —40 °C <800 <1800 <150
Температура вспышки, °C ISO 2719 >140 >130 >95ь>
Температура застывания, °C ISO 3016 <-зо <-45 <-60
Внешний вид i) Прозрачное, отсутствие осадка и взвешенных частиц (суспензии)
Плотность, кг/дм3 при 20 °C ISO 3675 <0,895с>
Поверхностное натяжение, Н/м при 25 °C ISO 6295 d)
Кислотное число, мг КОН/г I EC 60296 (1982) n. 7.7 <0,03
Коррозирующая сера ISO 5662 Отсутствие коррозии
Влагосодержание, мг/кг ISO 733 С)
Антиокислительные добавки IEC 60666 Отсутствие 0
Антиокислительная стабильность: IEC 60474 g)
кислотное число, мг КОН/г <0,4
шлам, % массы Пробивное напряжение: IEC 60156 <0,1
в состоянии поставки, кВ >30
после обработки, кВ >50h)
Коэффициент рассеяния при 90 °C и 40 Гц—60 Гц IEC 60247 <0,005
Примечания:
а) Соответствующие значения вязкости при 20 °C приблизительно 40 мм2/с для масла
класса I, 25 мм2/с для масла класса II и 6 мм2/с для масла класса III.
Ь) В некоторых странах нормируется температура вспышки выше 100 °C по соображениям
безопасности.
с) Максимальное значение плотности установлено, чтобы уменьшить риск образования
плавающих кристаллов льда при низких температурах.
d) Требования по минимальному значению поверхностного натяжения не включены
в данную спецификацию. Однако, в ряде стран такое требование нормируется.
В таких случаях поверхностное натяжение должно быть не ниже 40 • 10-3 Н/м.
е) Не включено требование влагосодержания масла в состоянии поставки, так как в боль-
шинстве случаев принято подвергать масло обработке перед применением. Однако, в неко-
торых странах в стандартах дается максимальное значение влагосодержания в масле в состо-
янии поставки. В этих случаях должно быть указано значение меньше 30 мг/кг при поставке
в большом объеме (цистерны) и менее 40 мг/кг при поставке в бочках.
f) Неингибированное масло не должно содержать антиоксиданта.
g) Анализы окисленного масла ограничены определением кислотного числа и количества шлама,
однако в некоторых странах принято измерять коэффициент потерь в диэлектрике tg5. В этом
случае максимальное его значение устанавливается соглашением поставщика и покупателя.
h) Этот показатель определяется только в тех случаях, когда пробивное напряжение меньше
30 кВ, и необходимо показать, что загрязнение может быть устранено относительно простым
способом.
i) Внешний вид должен определяться на представительном образце масла толщиной 10 см
в проходящем свете и при окружающей температуре.
П9.4
Нормативы МЭК 60 296 (1982 г.) для свежего трансформаторного масла
179
Таблица II. Спецификация для ингибированного минерального изоляционного масла
Характеристики Метод испытания Допустимые значения измеренных характеристик
Класс I Класс II Класс III
Кинематическая вязкость, мм2/с, (а) ISO 3104
при 40 °C <16,5 <11,0 <3,5а>
при —15°С при —30 °C при —40 °C <800 <1800 <150
Температура вспышки, °C ISO 2719 >140 >130 >95 ь>
Температура застывания, °C ISO 3016 <-зо <-45 С-60
Внешний вид i) Прозрачное, отсутствие осадка и взвешенных частиц (суспензии)
Плотность, кг/дм3 при 20 °C ISO 3675 <0,895с>
Поверхностное натяжение, Н/м при 25 °C ISO 6295 d)
Кислотное число, мг КОН/г IEC 60296 (1982) n. 7.7 <0,03
Коррозирующая сера ISO 5662 Отсутствие коррозии
Влагосодержание, мг/кг ISO 733 С)
Антиокислительные добавки IEC 60666 Отсутствие 0
Антиокислительная стабильность (g) IEC 60474 h)
Пробивное напряжение: IEC 60156
в состоянии поставки, кВ >30
после обработки, кВ >500
Коэффициент рассеяния при 90 °C и 40 Гц—60 Гц IEC 60247 <0,005
Примечания:
а) Соответствующие значения вязкости при 20 °C приблизительно 40 мм2/с для масла класса
IA, 25 мм2/с для масла класса ПА и 6 мм2 /с для масла класса ША.
Ь) В некоторых странах нормируется температура вспышки выше 100°C по условиям безо-
пасности.
с) Максимальное значение плотности установлено, чтобы уменьшить риск образования пла-
вающих кристаллов льда при низких температурах.
d) Требования по минимальному значению поверхностного натяжения не включены в дан-
ную спецификацию. Однако, в ряде стран такое требование нормируется. В таких случаях по-
верхностное натяжение должно быть не ниже 40 • 10—3 Н/м.
е) Не включено требование влагосодержания масла в состоянии поставки, так как в боль-
шинстве случаев принято подвергать масло обработке перед применением. Однако, в неко-
торых странах в стандартах дается максимальное значение влагосодержания в масле в состо-
янии поставки. В этих случаях должно быть указано значение меньше 30 мг/кг при поставке
в большом объеме (цистерны) и менее 40 мг/кг при поставке в бочках.
0 Тип и содержание антиокислительной добавки должны быть обусловлены соглашением
между покупателем и поставщиком.
g) Для ингибированных масел определяют только индукционный период, в некоторых стра-
нах определяют также коэффициент потерь в диэлектрике tg5. В этом случае максимальное
его значение устанавливается соглашением поставщика и покупателя.
h) К настоящему времени не установлены предельные значения. Ориентировочно, масла, ко-
торые известны как имеющие удовлетворительную эксплуатацию в трансформаторах, обыч-
но имеют индукционный период более 120 ч.
i) Это испытание требуется только тогда, когда образец масла, взятый в состоянии поставки,
имеет пробивное напряжение менее 30 кВ, и желательно показать, что примеси могут быть
эффективно удалены относительно простой обработкой.
180
Трансформаторное масло
Глава 9
Приложение 9.5.
Стандартные методы испытания жидких диэлектриков
Параметры Отечественные стандарты Международные стандарты и зарубежные национальные
Процедура отбора проб ГОСТ 2255-71 ГОСТ 6581-75 (СТ СЭВ 3166-81) ГОСТ 2517-80 (СТ СЭВ 1248-78) ИСО 3170 МЭК 60475 ANSI/ASTM D1809, D293
Диэлектрическая проницае- мость ГОСТ 6581-75 МЭК 60247
Электрическая прочность (СТ СЭВ 3166-81) ГОСТ 6581-75 СТ СЭВ 3166—81 ANSI/ASTM D924, JIS С2320 МЭК 60156 ANSI/ASTM D877, D1816, D3300, BSS 923, 148
Удельное объемное сопроти- ГОСТ 6581-75 МЭК 6093 и 60247
вление (СТ СЭВ 3161-81) ANSI/ASTM DI 169, DI 189, D924
tg5 ANSI/ASTM D924 ГОСТ 6581-75 МЭК 60247 и 60250
Плотность ГОСТ 3900-47 ГОСТ 18995-73 ИСО -649; ИСО 3675 МЭК 60296 и 60588-2 ANSI/ASTM D1481, D1810
Показатель преломления Отсутствует МЭК 60588-2 ANSI/ASTM D1807, D1218, D1810
Молекулярная масса — « — ANSI/ASTM D2224
Газостойкость, воздействие электрического поля ГОСТ 13003 МЭК 60628 ANSI/ASTM D2298, D2300
Кинематическая вязкость ГОСТ 33-82 ИСО 2909; ИСО 3104; ИСО 3448; МЭК 60296А и 60588-2 ANSI/ASTM D445
Горючесть Отсутствует Рекомендации Технического коми- тета 10В (Япония) МЭК, 1977
Температура вспышки в закры- ГОСТ 6356-75 ИСО 2719
том тигле (СТ СЭВ 1495-79) МЭК 60296А ANSI/ASTM D93
Температура вспышки в откры- том тигле Отсутствует ИСО 2719 ANSI/ASTM D92
Температура воспламенения — « — МЭК 60465 ANSI/ASTM D92 ИСО 2592
Температура самовоспламене- ния — « — ANSI/ASTM D2155 ИСО3016; ИСО 2592
Температура застывания ГОСТ 20287-74 МЭК 60296А и 605882 ИСО 3016 ANSI/ASTM D17, D97
Удельная теплоемкость Отсутствует ANSI/ASTM D2766
Коэффициенттеплопроводности — « — ANSI/ASTM D92, D2717
Температурный коэффициент расширения — « — МЭК 60588-2 ANSI/ASTM DI903
Испаряемость Отсутствует ANSI/ASTM D972
П9.5
Стандартные методы испытания жидких диэлектриков
181
Параметры Отечественные стандарты Международные стандарты и зарубежные национальные
Давление насыщенных паров ГОСТ 15283-70
Пределы кипения (фракцион- ный состав) ГОСТ 2177-82 ANSI/ASTM D20
Поверхностное натяжение Отсутствует ANSI/ASTM D917, D1902
Кислотное число ГОСТ 5985-79 ГОСТ 11362-76 ИСО 6618 МЭК 60296 ANSI/ASTM D664, D974, D1045, D1534
Содержание неорганических хлоридов Отсутствует МЭК 60588-2 ANSI/ASTM D878, D1821
Содержание ароматических углеводородов (для нефтяных масел) Содержание водорастворимых кислот и щелочей (для нефтя- ных масел) ГОСТ 6307-75 МЭК 60590 ANSI/ASTM D611
Зольность (для нефтяных ма- сел) ГОСТ 1461-75 Отсутствует
Содержание гидролизуемых хлоридов Отсутствует МЭК 60588-2 ANSI/ASTM D1820
Содержание серы ГОСТ 1771948 ГОСТ 19121-73 МЭК 60296А ANSI/ASTM D129, D989, D1275
Способность вызывать корро- зию ГОСТ 2917-76 ИСО 2160 ANSI/ASTM D1275
Содержание влаги ГОСТ 7822-75 ГОСТ 14870-77 ANSI/ASTM D1315, D1533
Содержание газа (воздуха) Отсутствует МЭК 60567 ANSI/ASTM D831, D1827, D2945, D3612
Содержание механических примесей ГОСТ 6370-83 (СТ СЭВ 2876-81) ГОСТ 10577-78 Анализаторы содержания микрочастиц
Термическая и окислительная ГОСТ 981-75 ИСО 4253
стабильность ГОСТ 11257-65 ГОСТ 12497-78 МЭК 6074 и 60474 ANSI/ASTM D924, D943, D1313, D1904, D1934, D1936-a, D2112, D2440
Нагревостойкость хлоруглеродов Отсутствует ANSI/ASTM D1936
Совместимость с твердыми ма- териалами Цвет — « — ГОСТ 2667-82 ANSI/ASTM D1500, D1524, D2129 ГОСТ 20284-74 МЭК 60588-5
Содержание присадок: Отсутствует ANSI/ASTM D1701, D1473, D2668 МЭК 60588-7
Примечание. Обозначения стандартов: ГОСТ—СССР, ANSI/ASTM — США; BSS — Великоб-
ритания, ИСО — Международная организация стандартизации, МЭК — Международная элект-
ротехническая комиссия.
182
Трансформаторное масло
Глава 9
Приложение 9.6.
Характеристики масла некоторых европейских фирм
Фирма, масло Анилиновая проба, °C Цвет Коррозирующая сера Пробивное напряжение, кВ Влагосодержание, ppm Температура вспышки, °C Поверхности, натяжение, Дин/см Кислотность, мг КОН/ г Температура застывания, °C Коэффи- циент мощ- ности, %, н о о Е
Эо001 25 °C
Метод по ASTM «D» 611 1500 1275 877 1816 (a) 1533 92 971 974 97 924 924 1298
ESSO France UNIVOLT № 52 83,6 L0.5 Pass 55 35 23 154 52 <0,01 -46 0,037 <0,001 0,849
ESSO France UN I VO LT № 53 82,4 L0.5 Pass 54 44 16 160 51 <0,01 -46 0,065 <0,001 0,857
ESSO France UNIVOLT № 54 89,6 L0.5 Pass 51 35 30 154 53 <0,01 -46 0,053 <0,006 0,841
ESSO France UNIVOLT № 55 89,1 L0.5 Pass 53 37 16 158 54 <0,01 -46 0,048 <,001 0,840
ESSO France UNIVOLT № 524 82,4 L0.5 Pass 53 41 14 160 51 <0,01 -48 0,041 <,001 0,850
ESSO France UNIVOLT № 532 82,5 L0.5 Pass 48 38 14 162 50 <0,01 -43 0,072 0,004 0,850
ESSO France UNIVOLT № 534 82,5 L0.5 Pass 57 43 11 158 49 <0,01 -43 0,148 0,023 0,850
ESSO France UN I VO LT № 536 82,4 L0.5 Pass 58 42 13 159 48 <0,01 -46 0,176 0,006 0,851
NYNAS nytro 10 AT 75 L0.5 Pass 51 41 7 146 53 <0,01 -57 0,011 <,001 0,877
NYNAS nytro 10 BN 70,4 L0.5 Pass 54 34 10 144 46 <0,01 -57 0,040 <,001 0,883
NYNAS nytro 10 GB 66,6 L0.5 Pass 54 37 10 144 50 <0,01 -54 0,033 <,001 0,885
NYNAS nytro 10 X 75,4 L0.5 Pass 52 40 7 142 53 <0,01 -57 0,017 <,001 0,876
REPSOL TENTION 86,6 L0.5 Pass 53 40 12 164 50 <0,01 —46 0,146 0,001 0,860
SHELL INTERNA- TIONAL Diala D 75,2 LI.5 Pass 54 43 13 143 49 <0,01 -54 0,029 0,001 0,878
SHELL INTERNA- TIONAL Diala DX 74,4 L0.5 Pass 51 39 22 143 50 <0,01 -54 0,031 <,001 0,878
SHELL INTERNA- TIONAL Diala G 69,2 1,0 Pass 53 38 19 142 49 <0,01 -57 0,178 0,001 0,888
SHELL INTERNA- TIONAL Diala GX 68,7 L0.5 Pass 53 38 25 144 51 <0,01 -54 0,037 0,001 0,886
Примечания:
а) — промежуток 0,04 дюйма;
Ь) — методика фирмы «Doble»;
с) — результаты представлены в форме графика на соответствие с графиком рис. 9.8 П;
d) — измерения PFVO нс производились;
СА — % ароматических углеводородов;
CN — % нафтеновых углеводородов;
Ср — % парафиновых углеводородов;
ND — не содержится;
NA — не применяется;
Pass — не корродирует.
П9.6
Характеристики масла некоторых европейских фирм
183
Вязкость, 40 °C Содержание ингибитора, % по массе Время отсутствия осадка, часы График PFVO Окислительная стабильность, D2440 Окислительная стабильность, вращающийся сосуд, мин Газостой кость, мкЛ/мин при 80 °C Импульсное пробивное напряг. кВ Состав угле- водородов, % Полихлорбифенил, РРт
КИНс 72 часа 164 часа
Ст SUS % осадка по массе Кислотность, мг КОН/г % осадка по массе Кислотность, мг КОН/г < о Z и О
445 2161 2668 (b) (b) нет 974 нет 974 2112 2300 В 3300 2140 2140 2140 4059
7,52 50,5 ND 16 (с) 0,07 0,23 0,11 0,27 NA -22,4 216 8,7 25,9 65,4 <2
7,58 50,7 0,28 >88 (d) <0,01 <0,01 0,01 0,03 279 -20,5 204 9,0 26,3 64,7 <2
7,44 50,2 ND 24 (с) 0,06 0,21 0,12 0,27 NA -2,8 294 5,8 26,7 67,5 <2
7,3 49,8 0,28 >88 (d) <0,01 <0,01 <,01 <,01 348 -11,6 230 6,7 25 68,4 <2
7,58 50,7 ND >88 (с) 0,02 0,10 0,02 0,16 NA -18,9 196 9,7 24,5 65,8 <2
7,52 50,5 0,06 >88 (d) <,01 <,01 0,01 0,03 279 -27,5 204 10,2 23,9 66,0 <2
7,6 50,7 0,28 >88 (d) <,01 <,01 <,01 <,01 648 -28,9 184 9,6 24,8 65,6 <2
7,59 50,7 0,47 >88 (d) <,01 <,01 <,01 <,01 712 -30,8 192 9,1 26,2 64,7 <2
7,27 49,7 0,07 >88 (d) <,01 <,01 <,01 <,01 274 +35,2 258 4,9 47,5 47,6 <2
7,74 51,2 ND 72 (c) 0,01 0,10 0,04 0,12 NA + 17,6 178 8,2 44,7 47,1 <2
7,46 50,3 ND 48 (c) 0,03 0,13 0,06 0,16 NA + 1,0 174 11,1 41,3 47,6 <2
7,25 49,6 0,36 >88 (d) <,01 <,01 <,01 <,01 349 +35,8 230 5,5 46 48,6 <2
9,89 58,2 ND 32 (c) 0,04 0,06 0,05 0,09 NA + 12,6 168 7,8 30,4 61,7 <2
8,09 52,2 ND 32 (c) 0,03 0,09 0,05 0,10 NA +24,3 204 7,1 43,4 49,5 <2
8,11 52,4 0,27 >88 (d) <,01 <,01 <,01 <,01 291 + 20,1 170 8,0 41,7 50,3 <2
8,97 55,3 ND 32 (C) 0,04 0,11 0,08 0,15 NA -27,5 138 10,4 42,3 47,3 <2
8,58 54 0,28 >88 (d) <,01 <,01 <,01 <,01 269 -26,6 180 10,2 42 47,7 <2
184
Трансформаторное масло
Глава 9
Приложение 9.7»
Спецификация трансформаторных масел
в соответствии с американскими стандартами ASTM
Характеристики Метод Неингибированное Ингибированное масло
испытаний масло Тип I Тип II
Анилиновая проба, °C D611 80 макс 80 макс 80 макс
Цвет (а) D1500 0,5 макс 0,5 макс 0,5 макс
Коррозирующая сера D1275 Не корродирующая Некорродирующая Некорродирующая
Пробивное напря- жение, кВ D877 30 мин 30 мин 30 мин
Пробивное напря- жение, кВ D1816 (проме- жуток 0,04) 20 мин 20 мин 20 мин
Влагосодержание, ppm D1315,D1533 (в состоянии поставки) 30 макс 30 макс 30 макс
Температура вспышки, °C D - 92 145 мин 145 мин 145 мин
Поверхностное натяжение, Дин/см, при 25 °C Э971(до фильтрации) 40 мин 40 мин 40 мин
Кислотность, мг КОН/г D - 974 (усовершенс- твованный) (Ь) 0,015 макс 0,015 макс 0,015 макс
Температура застывания, °C D 97 —40 макс —40 макс —40 макс
Коэффициент мощности coscp, при 100 °C, % при 25 °C, % D 924 0,3 макс 0,05 макс 0,3 макс 0,05 макс 0,3 макс 0,05 макс
Плотность 60/60 D1298 0,865 -0,910 0,865 -0,910 0,865 -0,910
Кинематическая вязкость сСт, 40 °C SUS, 40 °C D445 D2161 D88 11,0 макс 62 макс 11,0 макс 62 макс 11,0 макс 62 макс
Содержание инги- битора, % по массе Время работы без образования осадка (SFL), измеренное при 8-часовых пе- риодах испытаний, часов и D 2668 (с) Двойная ме- тодика (d) 0,00 40 ± 8 минимум 0,08 макс 64 минимум 0,3 макс 64 минимум
Оценка окисления по коэффициенту мощности (cos <р) (PFVO) — « — см. прилагаемый график предель- ных значений, (рис. 9.8 П) — —
или
П9.7
Спецификация трансформаторных масел по ASTM
185
Характеристики Метод испытаний Неингибированное масло Ингибированное масло
Тип I Тип II
антиокислительная стабильность (кис- лотность/осадок): 72 часа: % осадка по массе, кислотность мг КОН/г
D 2440 0,15 макс 0,15 макс 0,15 макс
(d) 0,5 макс 0,5 макс 0,5 макс
164 часа: % осадка по массе кислотность мг КОН /г или Антиокислитель- ная способность (вращающийся сосуд), минуты 0,3 макс 0,6 макс 0,3 макс 0,6 макс 0,2 макс 0,6 макс
D2112 (d) — 195 минимум 220 минимум
Полихлоридби- финил D 4059 Отсутствует Отсутствует Отсутствует
Примечания:
а) Масло должно быть чистым и прозрачным.
Ь) При измерении кислотности используется 1/100 нормального поташгидрохлоридного стандар-
тного алкогольного раствора.
с) Требованиям данной спецификации удовлетворяют два ингибитора: 2,6 — двутретичный бутил-
паракресол и 2,6 — двутретичный бутилфенол.
d) Определение времени без образования осадка и испытания PFVO производятся, используя два
метода. Время без образования осадка масла, образцы которого взяты с интервалом 8 часов, есть
число часов между началом испытания и временем взятия последнего образца, который дал ре-
зультат без осадка. PFVO определяется только для неингибированного масла. В зависимости от
предполагаемого применения масла, потребитель может выбрать другие показатели, характеризую-
щие окисляемость масла, при этом могут быть показатели стандартов D-2410 или D-2112. Некото-
рые показатели требуют проверки дополнительных характеристик, не являющихся обязательными.
Характеристика
Газостойкость, мкл/ мин
Импульсное пробивное напряжение, кВ при 25 °C
Метод ASTM
D2300 (метод В)
D3300
Требуемое значение
Отрицательное (а)
145 (Ь)
Примечания:
а) Значение газостойкости считается положительным, если при испытании газ выделяется из масла,
и отрицательным, если газ поглощается.
Ь) Импульсное напряжение подается на иглу, второй электрод (шар) заземлен. Промежуток — один
дюйм (25,4 мм).
Рис. 9.8 П. Предельные значения PFVO (коэффици-
ент мощности, cos(p), при окислении при 95 °C в зави-
симости от времени Т для неингибированного масла.
186
Сучика и дегазация изоляции на заводе
Глава 10
Глава десятая
СУШКА И ДЕГАЗАЦИЯ ИЗОЛЯЦИИ НА ЗАВОДЕ
В главе рассматриваются общие вопро-
сы, связанные с сушкой изоляции высоко-
вольтных трансформаторов при примене-
нии в них материалов на основе целлюлозы.
Влияние содержащейся в изоляции влаги на
электрические характеристики подробно
описано в главе 19. Приведены типичные
технологические процессы сушки основных
узлов трансформатора — обмоток и актив-
ных частей с краткой характеристикой ос-
новного оборудования, применяемого для
этого. Приведены данные по равновесному
влагосодержанию при различной температу-
ре и давлении.
1. Требования к сушке
Вопрос допустимой влажности целлю-
лозных материалов неоднозначен. Различ-
ные исследователи называют различные зна-
чения. Для большинства трансформаторов
достаточной степенью обезвоживания счи-
тается влажность изоляции из целлюлозных
материалов в работающем оборудовании до
1 %. Это очень важный момент, так как от
этой величины зависит как выбор оборудо-
вания, так и производственные затраты на
процесс сушки.
Значение влагосодержания 1 % необходи-
мо рассматривать как предельное. Оно бази-
руется на исследованиях зависимости элект-
рической прочности и напряжения начала
частичных разрядов от влагосодержания цел-
люлозной изоляции [2] (см. также главу 19).
При вакууме и высокой температуре равно-
весное влагосодержание целлюлозных мате-
риалов значительно ниже, чем при атмос-
ферном давлении и обычной окружающей
температуре. На рис. 10.1 приведены за-
висимости влагосодержания целлюлозной
изоляции от величины остаточного давле-
ния и температуры [2] (см. также приложе-
ние 10.1).
При производстве высоковольтных транс-
форматоров и реакторов после сушки обыч-
но достигается влагосодержание ^0,1 %. Оп-
ределения влаги в промасленной изоляции
производят по методу «Дина и Старка». Это
сравнительно простой метод, изложенный
в руководящих документах (РД 16-363—87),
широко используется в промышленности
и при эксплуатации трансформаторов.
В процессе дальнейшей сборки актив-
ной части на воздухе, до заливки ее маслом
в собственном баке, происходит неизбежное
частичное увлажнение изоляции. Причем
это увлажнение носит поверхностный ха-
рактер. Измерения влагосодержания маке-
тов изоляции различной толщины пока-
зывают, что после 8-Д2 часов нахождения
высушенной активной части на воздухе глу-
бина проникновения влаги составляет около
0.2^0,3 мм. Конкретное значение влагосо-
держания зависит не только от времени на-
хождения активной части на воздухе, но так-
же ог влажности воздуха в помещении и не-
избежных восходящих потоков воздуха у
активной части в связи с ее более высокой
температурой.
Рис. 10.1. Кривые равновесного
влагосодержания целлюлозной
изоляции в зависимости от дав-
ления водяных паров для раз-
ных температур.
§2
Сушка обмоток
187
Рис. 10.2. Кривые кинетики сор-
бции влаги для картона «ЭМЦ»
толщиной 1,5 мм при различной
температуре и давлении водяно-
го пара (в условиях вакуума):
1,3-29 °C; 2,4-45 °C; 5,6-70 °C;
1,2, 5 при давлении водяного па-
ра 11 мм рт. ст; 3, 4, 6 — при дав-
лении водяного пара 3,5 мм рт. ст.
Значение влагосодержания в поверхнос-
тных слоях картона после «отделки» перед
опусканием в бак может достигать 2 % и бо-
лее. Поэтому должны быть приняты специ-
альные меры для частичного удаления влаги
с поверхности и выравнивания влагосодер-
жания по толщине изоляции до проведения
испытаний. Кабельная бумага, высушенная
и пропитанная маслом при температуре
110 °C и давлении 1 мм рт. ст. и ниже, на
воздухе при атмосферном давлении увлаж-
няется при обычных температуре и влаж-
ности (20 °C, 50% относительной влажнос-
ти) настолько быстро, что ее невозможно
взвесить на обычных аналитических весах.
Масса бумаги непрерывно меняется. По
данным [5] высушенная (непропитанная)
конденсаторная бумага (толщиной от 4 до
30 мкм) при температуре 20 °C и относитель-
ной влажности воздуха 65 % за 1 мин дости-
гает влагосодержания 1,5%, за 2 мин 2,3%,
за 5 мин 3,75 %.
Данные по кинетике сорбции для раз-
личных целлюлозных материалов приведе-
ны в [1].
Из-за высокой интенсивности сорбции
глубоко высушенных целлюлозных матери-
алов должны приниматься все меры по со-
кращению времени пребывания высушен-
ных активных частей на воздухе в условиях
цеха. К ним относится как предохранение от
увлажнения чехлами и проведение некото-
рых операций в боксах с пониженной влаж-
ностью, так и разработка конструкций ак-
тивной части и оснастки, позволяющей до
минимума сократить трудоемкость этих опе-
раций.
Целлюлозные материалы достигают рав-
новесного состояния с окружающей средой
при обычных (комнатных) условиях в тече-
ние длтельного времени. Кинетика процес-
сов сорбции и десорбции существенно зави-
сит от относительной влажности воздуха и
температуры, а также от толщины и структу-
ры волокон. Для кабельной бумаги типа К-120
при атмосферном давлении равновесное вла-
госодержание достигается за 47—68 суток
(в зависимости от относительной влажно-
сти), электротехнического картона толщи-
ной 1,5 мм — за 50—70 суток и толщиной
3 мм — за 60—88 суток.
Большой практический интерес пред-
ставляет увеличение интенсивности сорб-
ции влаги целлюлозными материалами в
условиях вакуума, хотя конечно значение
равновесного влагосодержания при этом
уменьшается.
По мнению авторов [ 1 ] скорость погло-
щения водяного пара бумагами и картона-
ми в условиях вакуума примерно на 2 по-
рядка выше, чем при том же парциальном
давлении водяного пара в воздушной среде
при атмосферном давлении. Эти данные
важны для правильного выбора способа
хранения глубоко высушенных элементов
конструкции трансформаторов (рис. 10.2.).
Скорость поглощения влаги изоляцией,
пропитанной маслом, значительно меньше
(см. главу 19).
2. Сушка обмоток
При изготовлении трансформаторов од-
ним из важных технологических процессов
является сушка обмоток. Она производится
непосредственно перед сборкой активной
части. При сушке обмоток не ставится цель
достичь минимального содержания влаги в
изоляции. Главная цель — удалить основную
влагу и получигь стабильный осевой размер
обмогки. Так как в дальнейшем обмотки бу-
188
Сушка и дегазация изоляции на заводе
Глава 10
дут находиться на воздухе еще сравнитель-
но длительное время при последующей
сборке активной части, нет смысла доби-
ваться высокой степени их обезвоживания.
Практика показала, что наиболее рацио-
нальной является их сушка путем продувки
горячим воздухом (до 110 °C) для трансфор-
маторов мощностью до 10000 кВ-А, напря-
жением до 35 кВ, или сушка в вакуум-сушиль-
ных шкафах (ВСШ) при вакууме (-600 Па,
или -5 мм рт. ст.) для более мощных транс-
форматоров. Процесс сушки происходит в
несколько этапов:
1 — подъем температуры в ВСШ (загруз-
ка обмоток при температуре в ВСШ не выше
60 °C) до 105-110 °C, со скоростью 10-15 °C
в час;
2 — прогрев обмотки: время прогрева за-
висит от массы обмотки и обычно определя-
ется экспериментальным путем (для круп-
ных трансформаторов от 4 до 8 часов);
3 — подъем вакуума ступенями (по 100—
150 мм рт. ст. в час) до 650-700 мм рт. ст. по
техническому вакуумметру1 с помощью во-
докольцевых вакуумных насосов (напри-
мер, типа ВВН-12М); у этих насосов рабо-
чей жидкостью является вода, поэтому вы-
деляющийся из целлюлозной изоляции при
сушке водяной пар не приносит вреда на-
сосу;
4 — когда улавливаемая в конденсаторе
влага из изоляции перестает конденсиро-
ваться, переходят на другой вакуумный на-
сос (например, типа АВЗ-180), у которого
рабочей жидкостью является специальное
вакуумное масло (ВМ-4 или ВМ-6). С помо-
щью этого насоса обычно достигают оста-
точного давления порядка 3-5 мм рт. ст.
В результате такой сушки влагосодержа-
ние в изоляции достигнет 1 — 1,5%.
Для больших трансформаторов, с целью
стабилизации высоты обмотки, применяет-
ся сушка с подпрессовкой при помощи спе-
циальных рычажных устройств (когда собс-
твенный вес обмотки используется для ее
сжатия по оси) или гидравлических цилин-
дров, располагаемых в верхней части обмот-
ки и оказывающих давление на нее в про-
цессе сушки.
Изоляция обмотки должна быть высу-
шена до влагосодержания 0,5—1,0% и меха-
нически стабилизирована давлением не ме-
нее того, которому она будет подвергаться
в эксплуатации при воздействии токов ко-
роткого замыкания.
1 Измеряет разность межлу атмосферным дав-
лением и давлением в измеряемой среде.
3. Сушка трансформаторов
3.1. Вакуумная сушка
Традиционной технологией сушки ак-
тивных частей трансформаторов является
процесс с использованием вакуум-сушиль-
ных шкафов (ВСШ). Шкафы представляют
собой вакуумпрочные металлические сосу-
ды со съемной крышкой (загрузка активных
частей производится с использованием кра-
на) или с подъемной (или поворотной) две-
рью, в этом случае загрузка — с использова-
нием тележки, на которой активная часть за-
катывается в шкаф. Шкаф имеет для нагрева
паровые регистры, которые располагаются
на внешних стенках. Между шкафом и ваку-
умной системой расположена конденсаци-
онная колонка. В колонке пары влаги, вы-
делившиеся из изоляции активной части
при сушке, конденсируются на системе ла-
тунных трубок, по которым проходит охлаж-
дающая вода. Влагу, скапливающуюся на дне
конденсационной колонки, используя спе-
циальную систему из трубок и вентилей,
можно слить из конденсационной колонки
в процессе сушки для оценки ее количества
и скорости выделения.
ВСШ оснащается различными система-
ми для измерения и регистрации: темпера-
туры в различных точках шкафа, вакуума,
сопротивления изоляции и tg8 изоляции
активной части, давления пара, параметров
состояния вакуумной установки.
Процесс сушки начинается с загрузки
активной части в ВСШ. При этом темпера-
тура в ВСШ должна быть не более 65 °C,
иначе на магнитопроводе будет обильное
выпадение росы и как следствие его корро-
зия. Для предотвращения коррозии торце-
вые поверхности магнитопровода необходи-
мо окрашивать маслостойкой грунтовкой
(например ФЛ-ОЗК) или эмалью (ПФ-115).
Первой фазой сушки является прогрев
всей активной части. Для этого плавно (10ч-
ч-15 °C в час) поднимают температуру в ВСШ
и поддерживают ее на уровне ПО °C в сред-
ней (по высоте) части шкафа. Первая влага
из изоляции начинает выделяться уже в фазе
прогрева. Для предотвращения образования
насыщенного пара в ВСШ периодически, че-
рез 2 часа, производят так называемую «про-
дувку». Для этого включают вакуумный насос
и создают в ВСШ вакуум с остаточным дав-
лением 150ч-200 мм рт. ст., затем вакуумный
насос отключают, а ВСШ соединяют с ат-
мосферой или источником горячего сухого
воздуха. В результате внутрь ВСШ попадает
новая порция воздуха, а выделившаяся из
§3
Сушка трансформаторов
189
изоляции влага конденсируется в конденса-
ционной колонке. Фаза прогрева продол-
жается до тех пор, пока температура наи-
более теплоемкой части (у трансформатора
это магнитопровод) не достигнет 95-100 °C.
Чтобы определить необходимое для этого
время, в охлаждающие каналы магнитопро-
вода перед сушкой закладывают термоэлек-
трические термометры и по стабилизации
температуры судят об окончании фазы про-
грева.
Следующей фазой является вакуумиро-
вание объема ВСШ и поддержание на пре-
жнем уровне (110 °C) температуры в нем. На
этом этапе сушки используют для подъема
вакуума насосы ВВН-12М или ВВН-50 в за-
висимости от размеров шкафа и натекания,
контроль вакуума ведут по техническому ва-
куумметру. На этом этапе процесса сушки
происходит удаление основной части влаги
из изоляции активной части. Из конденса-
торной колонки каждый час «уловленную»
воду сливают, измеряя ее количество. В пер-
вые часы происходит рост скорости вы-
деления влаги, затем недолгий процесс
стабилизации, а потом плавное снижение.
Так, при сушке трансформатора мощнос-
тью 63 000 кВ • А, напряжением 110 кВ в
первые часы после подъема вакуума выделе-
ние влаги составляет 3-4 л/ч, в течение не-
скольких часов растет до 7 л/ч, затем плавно
снижается до 0,3 л/ч. В трансформаторах
большей мощности (рис. 10.3) выделение
влаги происходит медленнее и наблюдается
второй пик выделения на границе оконча-
ния прогрева и начала подъема вакуума.
После прекращения выделения влаги в
конденсаторной колонке начинается следу-
ющая фаза сушки — сушка под глубоким
вакуумом. Для этого включают плунжерные
вакуумные насосы (типа HB3-300 или
ВВН-500 в зависимости от размеров и нате-
кания шкафа). С их помощью достигается
остаточное давление 1-2,5 мм рт. ст. Если
нужен более глубокий вакуум (для транс-
форматоров и реакторов высших классов
напряжения), то включают также насосы ти-
па 2ДВН-1500 (откачивающая способность
1500 л/мин), с помощью которых достигают
вакуум менее 1 мм рт. ст. (обычно 0,5 мм рт. ст.
и ниже). При этом вакуум обычно измеря-
ют как «остаточное давление» с помощью
термоэлектрических вакуумметров (ВТ-3,
или 13BT3-003). С началом этого этапа суш-
ки начинают контролировать сопротивле-
ние изоляции активной части (периодиче-
ски 1 раз в 4 ч или непрерывно, при наличии
соответствующих приборов). Необходимо
помнить, что активная часть находится в ва-
кууме, поэтому применяют приборы (на-
пример — тераомметр Е6-13), которые при
измерении прикладывают к объекту измере-
ния не более 10 В.
Сушку при этих условиях продолжают
до установившихся значений сопротивления
изоляции, а для трансформаторов и реак-
торов классов напряжения 220 кВ и выше
дополнительно tg<5, в течение последних
24 часов.
Следующим этапом сушки обычно явля-
ется пропитка изоляции трансформаторным
маслом под вакуумом в шкафу. Это позво-
ляет при «отделке» активной части и окон-
Продолжительность ТВО, ч
Рис. 10.3. График сушки трансформатора 167 МВ • А с напряжением ВН 500 кВ.
190
Сушка и дегазация изоляции на заводе
Глава 10
нательной сборке существенно (в 2ч-3 раза)
уменьшить увлажнение изоляции. Дня про-
питки маслом перекрывают пар, поступаю-
щий в регистры шкафа, снижают температуру
в шкафу до 80-90°С и заливают шкаф (ваку-
умные насосы включены) трансформатор-
ным маслом через маслоочистительную ва-
куум-дегазационную установку. Температу-
ра масла перед входом в шкаф 60-50°C.
Производят пропитку под вакуумом, затем
при атмосферном давлении в шкафу.
Часто трансформаторы напряжением
до 110 и 220 кВ включительно в шкафу не
пропитывают. В этом случае «отделка» вы-
полняется на «сухой» (не промасленной) ак-
тивной части, что позволяет существенно
улучшить условия труда, сократить время
«отделки». Главными критериями для при-
нятия решения о проведении «сухой отде-
лки» является время ее проведения (не более
6 часов), значение остаточного давления
в конце сушки и проведение мероприятий,
позволяющих снять поверхностное увлаж-
нение изоляции при отделке. Пропитка в
этом случае производится в собственном ба-
ке. При этом производится циркуляция го-
рячего масла через вакуум-дегазационную
установку в течение более длительного вре-
мени, чем в случае активной части, пропи-
танной маслом в ВСШ.
3.2. Вакуумная сушка
в парах теплоносителя
Сушка в парах теплоносителя позволяет
ускорить процесс сушки активной части и
повысить ее качество. Нефтепродукт, приме-
няемый для этого процесса, представляет со-
бой специально разработанную жидкость,
имеющую температуру вспышки выше 60°C.
температуру кипения 180—210 °C, с малым
содержанием ароматических углеводородов.
В Европе ее выпускают несколько фирм под
различными торговыми марками.
Часто этот процесс называют также «суш-
ка в парах сольвента» или «сушка в парах не-
фтепродукта».
Наиболее важное преимущество данно-
го вида сушки заключается в ускорении про-
грева наиболее массивных и теплоемких
частей трансформатора — магнитопровода
и обмоток. Процесс сушки изоляции (из-
влечения паров воды из волокон целлюло-
зы) идет с поглощением энергии, поэтому
необходим непрерывный приток энергии к
целлюлозной изоляции. Ускорение сушки
обусловлено значительно большим потоком
энергии, передаваемой парами сольвента при
конденсации на поверхности активной час-
ти, чем при теплопередаче от нагретых сте-
нок шкафа. Причем подвод энергии проис-
ходит преимущественно в самых холодных
точках, так как именно там наиболее интен-
сивно происходит процесс конденсации па-
ров сольвента, что выравнивает температуру
различных элементов изоляции.
Сушка происходит в шкафу при практи-
чески полном отсутствии кислорода, благо-
даря чему можно, не опасаясь заметного ста-
рения бумаги, поднять температурный фон
до 130-135 °C и достичь более глубокого
обезвоживания.
Применение теплоносителя (сольвента)
при сушке позволяет осуществить очень важ-
ную (при ремонте) процедуру удаления «ста-
рого» масла из обмоток, из-за чего и удаление
влаги происходит значительно быстрее.
Время сушки в парах сольвента по срав-
нению с традиционной сокращается при-
мерно в 1,5-3 раза. Чем больше масса транс-
форматора, тем больше ускорение.
Основные этапы сушки:
— Предварительное вакуумирование
шкафа с активной частью. Остаточное дав-
ление 3-5 мм рт. ст.
— Нагрев активной части и стенок шка-
фа путем впуска пара сольвента.
— Сушка в парах с чередованием фаз на-
грева и подъема вакуума.
— Стадия глубокого вакуумирования (до
0.1-0,3 мм рт. ст.).
Упрощенная схема установки приведена
на рис. 10.4.
Основные фазы процесса происходят
следующим образом:
1. Вакуумируется объем шкафа с активной
частью, трубопроводы, испаритель, конденса-
тор, сборник сольвента, водоотделитель.
2. По достижении давления -3-5 мм рт.
ст. запускается определенная порция соль-
вента из хранилища в испаритель через вен-
тиль 3, затем он закрывается.
3. Включается нагрев, и пары сольвента
поступают в верхнюю часть шкафа с актив-
ной частью. При этом давление (из-за паров
нефтепродукта) в шкафу поднимается до
-25 мм рт. ст. и более.
4. Пар сольвента конденсируется на ак-
тивной части и стекает по ней на дно шкафа
и затем в сборник сольвента. Нагрев актив-
ной части (из-за притока энергии при кон-
денсации пара сольвента) приводит к выде-
лению паров воды из целлюлозы изоляции.
Эга влага вместе с ггарами не сконденсиро-
вавшегося теплоносителя (сольвента) попа-
дает в конденсатор и принудительно в нем
конденсируется.
§3
Сушка трансформаторов
191
Рис. 10.4. Упрощенная схема установки сушки в парах теплоносителя.
Рис. 10.5. График сушки трансформаторов 180 МВ • А в парах сольвента.
/ — температура изоляции; 2 — температура паров теплоносителя; 3 — давление по мембранному ваку-
умметру (0-300 мбар); 4— выделение волы с нарастающим итогом (литры); 5— давление по электронному
вакуумметру (0,01-10 мбар); 6— показания датчика, характеризующего парциальное давление водяных па-
ров (точка росы); по оси абсцисс -- время суток.
192
Сушка и дегазация изоляции на заводе
Глава 10
Рис. 10.6. Границы взрывае-
мости смеси теплоносителя
(нефтепродукта) Shellsol с воз-
духом.
5. Жидкая фаза сольвента и воды попадает
в водоотделитель, где отстаивается и охлажда-
ется. Из-за сравнительно низкой раствори-
мости эта смесь расслаивается. Сольвент из
сборника сольвента и водоотделителя насо-
сами подается в испаритель и процесс пов-
торяется.
6. Периодически вентиль 1 закрывается
и происходит более глубокое вакуумирова-
ние шкафа. Таких циклов в зависимости от
размеров трансформатора может быть не-
сколько.
7. О завершении процесса сушки судят
по концентрации влаги в парогазовой смеси,
выходящей из шкафа. Для этого фирмы —
поставщики установок разработали специ-
альные датчики.
8. По завершении процесса произво-
дят глубокое вакуумирование шкафа, сня-
тие вакуума и выгрузку из шкафа активной
части.
Пропитка активных частей трансформа-
торов в шкафу, как правило, не предусмат-
ривается.
Конкретные установки намного слож-
ней установки, представленной на рис. 10.4.
Они включают большое количество средств
измерений параметров процесса (вакуума,
давления, температуры, датчиков уровня
теплоносителя и др.). Процесс сушки авто-
матизирован и управляется заданной про-
граммой компьютера. В качестве иллюстра-
ции на рис. 10.5 приведен график сушки
в парах сольвента.
Значительное количество приборов за-
действовано в схемах обеспечения безопас-
ности. Три сосуда: шкаф, испаритель и кон-
денсатор по существующим правилам от-
П 10.1
Равновесное влагосодержание по данным различных авторов
193
носятся к взрывоопасным. В некоторых
установках для снижения этой опасности
испаритель «встраивается» в шкаф (ф. «М1-
CAFIL» Швейцария) или «пристроен»
к шкафу (ф. «HEDRICH» Германия).
При применении сольвента, который
по своим характеристикам относится к лег-
ковоспламеняющимся жидкостям, теорети-
чески существует возможность взрыва. При
рабочих температурах и давлении смесь
сольвента с воздухом взорваться не может
даже при инициировании искрой. По этому
поводу проводились специальные исследо-
вания в лабораторных условиях. Область,
в которой возможен взрыв (рис. 10.6) — за-
штрихована. Исходя из приведенных кри-
вых, если парциальное давление паров не-
фтепродукта больше 25 мм рт. ст. (давление
пара при 90 °C), то в этом случае при любом
суммарном давлении (в том числе атмос-
ферном) исключается возможность взрыва,
даже при инициировании его искрой. Поэ-
тому наиболее опасным является начало
сушки. Для исключения ситуации, когда
воздушная среда в шкафу была бы в заштри-
хованной области, первоначально снижают
давление в шкафу до нескольких мм рт. ст.,
а затем подают пары нефтепродукта в шкаф.
Приложение 10.1.
Равновесное влагосодержание по данным различных авторов [ 1 ]
Материал Равновесная влажность целлюлозных электроизоляционных материалов в условиях вакуума, %, при давлении водяного пара, мм рт. ст. Примечание
0,01 0,05 0,1 0,5 1 2 5 10 15 20
Кабельная бумага,
картон при Г, °C 20 0,15 0,46 0,6 1,75 2,4 3,8 6,6 10,0 Данные
40 0,05 0,16 0,22 0,7 1,0 1,60 2,9 3,6 5,7 7,0 Пайпера
60 0,05 0,07 0,25 0,40 0,70 1,4 2,0 2,5 2,8
80 0,03 0,1 0,15 0,26 0,55 0,9 1,1 1,4
100 0,035 0,063 0,12 0,22 0,38 0,50 0,65
110 0,025 0,04 0,075 0,15 0,25 0,35 0,40
Кабельная бумага Бингелли
при /, °C и др.
20 0,07 0,19 1,0 1,8 2,6 Доклады
40 0,04 0,09 0,46 0,82 1,26 2,3 на СИГРЕ
60 0,06 0,2 0,37 0,6 1,0 1,3 2,0 2,1
100 0,04 0,09 0,11 0,14 0,2 0,24 0,28 о,з
Кабельная бумага
при г, °C 20 0,007 0,05 0,1 0,85 1,8 2,8 3,9 6,0
40 0,006 0,040 0,09 0,5 0,85 1,5 2 2 3,2 4,5 5,0 Данные
60 0,05 0,12 о,з 0,55 0,9 1,05 1,2 1,6 Мозера
100 0,04 0,1 0,11 о,н 0,22 0,25
Трансформаторная Данные Кусау
бумага при г, °C 20 0,06 0,3 0,6 3,8 5,5 7,3 8,0 9,0 9,0 9,0
60 0,06 0,2 0,3 0,6 1,0 1,6 2,4 4,0 5,4 6,0
100 0,06 0,16 0,2 0,33 0,4 0,5 0,55 0,8 2,0 2,3
Кабельная бумага
К-120, р = = 0,76 г/см3,
при /, °C Данные Куц П. С.
23 0,60 0,76 0,98 1,88 2,52 3,31 4,90 7,65 11,65 18,60
194
Сушка и дегазация изоляции на заводе
Глава 10
Продолжение
Материал Равновесная влажность целлюлозных электроизоляционных материалов в условиях вакуума, %, при давлении водяного пара, мм рт. ст. Примечание
0,01 0,05 0.1 0,5 1 2 5 10 15 20
45 0,18 0,24 0,31 0,66 0,93 1,27 2,0 2,80 3,7 4,75 Пикус И.Ф.
70 0,05 0,07 0,10 0,25 0,38 0,56 0,94 1.37 1,74 2,01 Калини-
90 0,01 0,026 0,039 0,11 0,17 0,26 0,47 0,72 0,95 1,12 на Л. С.
100 0,01 0,015 0,046 0,076 0,12 0,23 0,37 0,50 0,59
Картон р — 1,05 г/см3, 5 = 3 мм при /, °C
29 0,22 0,48 0,66 1,40 1,95 2,7 4,1 5,7 Данные Куц П. С.
45 0,14 0,30 0,40 0,86 1,49 1,61 2,5 3,4 Пикус И.Ф.
70 0,08 0,16 0,22 0,44 0,60 0,8 1,2 1,6 Калини-
90 0,035 0,07 0,096 0,19 0,26 0,35 0,52 0,7 на Л. С.
Картон р = 0,93 г/см3, 6 = 3 мм при /, °C
29 0.104 0,315 0,46 1,05 1.55 2,24 3,50 5,05 Данные Куц П. С.
45 0,096 0,22 0,31 0,70 1.0 1,43 2,25 3,10 Пикус И.Ф.
70 0,054 0,115 0,15 0,34 0,47 0.66 1,0 1,33 Калини-
90 0,056 0,076 0,16 0,22 0,31 0,47 0,64 на Л. С.
Картон р = 0,95 г/см3, 5 = 3 мм при /, °C
29 0.10 0.25 0,39 1.0 1,45 2.22 3,74 5,50 Данные Куц П. С.
45 0,062 0,15 0,23 0.56 0,81 1,20 2,0 з,о Пикус И.Ф.
70 0,037 0,084 0,16 0.26 0.37 0.53 0,89 1,27 Калини- на Л. С.
90 0,06 0,07 0.15 0,21 0,29 0,45 0,64
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 10
1. Куц П. С., Пикус И. Ф. Теплофизи-
ческие и тсхноло!ическис основы сушки
высоковольтной изоляции. Минск: Наука
и 1схника. 1979.
2. Лизунов С. Д. Сушка и ленвания изо-
ляции трансформаторов высокою напряже-
ния. М.: Энер! ия. 1971.
3. Информация фирмы «Mikafil» Vapour-
Phase Vacuum Drying Plants / Цюрих. Швей-
цария.
4. Информация фирмы «Hedrich» Va-
pour-Phase — drying equipment / Quatation.
nol819/A. Катенфург Германия
5. Иерусалимов M. E., Барлас Э. А. Вли-
яние влагосодержания конленсаюрной бу-
ма1 и на ее электрическую прочное! ь. Изв.
вузов. ?)нер!е 1 ика. 1975. № 2.
Введение. Общие замечания, требования к стойкости трансформаторов при КЗ
195
Глава одиннадцатая
СТОЙКОСТЬ ПРИ ТОКАХ
КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
1. Введение. Общие замечания,
требования к стойкости
трансформаторов
при коротких замыканиях (КЗ)
При эксплуатации трансформаторов воз-
никают режимы, сопровождающиеся сущес-
твенным увеличением тока в обмотках: ко-
роткие замыкания (КЗ), единичные и мною-
кратные перегрузки, включение в сеть и др.
Особо опасны в этом смысле короткие
замыкания, хотя в ряде случаев больших
значений могут достигать и чоки включения.
Силовые трансформаторы должны бьнь
спроектированы и изготовлены гак, чтобы
выдерживать без повреждений при внешних
коротких замыканиях на любом регулиро-
вочном ответвлении обмоток, соответст вую-
ших режимам работы трансформатора, как
электродинамические (механические), так и
термические воздействия при нормирован-
ном токе КЗ. Стойкость трансформаторов
при КЗ обеспечивается расчетами, проверя-
ется и подтверждается испытаниями. Как
правило, расчеты и испытания должны соот-
ветствовать наиболее опасному внешнему КЗ
на вводах трансформатора (обычно — эю
трехфазные КЗ, хо1я могут быть и другие, на-
пример, однофазные в мощных энергосисме-
мах, несинхронные включению генераторов в
сеть и т. д.).
Кроме внешних КЗ возможны и внут-
ренние КЗ, например, межвитковые замы-
кания и др., при которых возникает особо
большие воздействия, часто существенно
большие, чем при внешних КЗ. Внутреннее
КЗ обычно является «нерасчетным» случа-
ем, отсутствие внутренних КЗ должно быть
обеспечено изготовителем трансформатора
и правильной его эксплуатацией.
КЗ является аварийным переходным ре-
жимом. Степень тяжести КЗ для трансфор-
матора случайна, она зависит о г многих ус-
ловий: мощности сети в месте установки
трансформатора, момента времени КЗ, по-
ложения переключателя ответвлений обмот-
ки, предшествовавшего КЗ режиму работы,
вида КЗ, удаленности КЗ от трансформатора
и т. д. Как правило, большинство трансфор-
маторов либо вообще не подвергаются на-
иболее опасным КЗ, либо подвергаются им
чрезвычайно редко. Например, только ме-
нее 10 % всех КЗ бывают iрехфазными, а ос-
тальные — однофазные, как правило, менее
опасные из-за меньшей величины тока.
Электромагнитная сила, дейсдвующая
на проводник с током (как элемент обмотки
или отвода), пропорциональна как этому чо-
ку, так и величине матитного поля. Л это
магншное поле обмоток (поле рассеяния) в
свою очередь создается этим же током. Та-
ким образом, электромагнитная сила про-
порциональна квадрату тока КЗ.
Основными этапами обеспечения стой-
кое! и трансформатора при КЗ являются
Ф расчеты тока КЗ;
Ф расчеты магнитного поля;
Ф определение электродинамических сил,
действующих в обмотках, витках (осе-
вых, радиальных, тангенциальных);
Ф нахождение распределения механических
напряжений и деформаций под действи-
ем эт их сил;
Ф решение вопросов прочности и устойчи-
вости обмоток, их элеменчов, то есть оп-
ределение допускаемых воздействий.
2. Ток КЗ, напряжение КЗ
Расчет электродинамической стойкости
при КЗ начинается с расчета тока КЗ в ус-
тановившемся, а затем в переходном ре-
жиме КЗ.
Для двухобмоточных режимов одно-
фазных трансформаторов, включенных меж-
ду фазой и нейтралью, наибольший устано-
вившийся ток КЗ О1вс1влсния отв рассчи-
тывается ио формуле
отв
^ном отв
^Т отв +
(1)
где Ц1ом.отв — номинальное напряжения от-
ветвления (фазное); г1л)ТВ — сопротивление
КЗ, отнесенное к рассматриваемой обмотке
и ответвлению; <с — сопротивление КЗ сети.
Для трехфазных трансформаторов наи-
больший установившийся линейный ток ко-
poiKoro замыкания ответвления /К(У1В
Асотв
^ном отв
(^т.отв +
(2)
где Цюм отв — номинальное напряжения от-
ветвления (линейное).
196
Стойкость при токах короткого замыкания
Глава 11
Входящие в формулы сопротивления КЗ
трансформатора равно
г/2
_ ОТВ ^НОМ.ОТВ /П\
^тотв 1005 ’ V '
1 ииэном
где ик отв — расчетное значение напряжения
короткого замыкания ответвления в %;
^ном.отв — номинальное напряжения ответв-
ления (линейное); 5НОМ — номинальная мощ-
ность трансформатора на основном ответв-
лении.
Сопротивление КЗ сети zc определяется
по формуле
Сном/^С, (4)
где Uc ном — номинальное линейное напря-
жение сети; 5С — мощность трехфазного КЗ
сети, условное расчетное значение, равное
произведению тока короткого замыкания
в сети, номинального напряжения сети Uc ном
и 73. Она тем больше, чем больше номи-
нальное напряжение сети £/СНОм, 14 опре-
деляется по нормам стандарта в зависи-
мости от номинального напряжения сети
(таблица 11.1).
Для трехобмоточных автотрансформа-
торов для третичных обмоток нормируе-
мая мощность КЗ сети 5С равняется 600—
2000 МВ-А.
Для трансформаторов мощностью менее
1 МВ-А и трансформаторов собственных
Таблица 11.1
Номиналь- ное напря- жение се- ти, кВ Мощность трехфазного короткого замыкания сети 5С, МВ-А
Дтя транс- форматоров классов на- пряжения ниже 110 кВ Для трансформаторов классов напряжения 110 кВ и выше и трансформаторов собственных нужд электростанций
До 10 500 2000
Св. 10 до 35 включ. 2500 5000
110 — 15000
150 — 20000
220 — 25000
330 — 35000
500 — 50000
750 — 75000
1150 — 80000
Таблица 11.2
Класс на- пряжения обмотки ВН транс- формато- ра, кВ Предельная кратность наибольшего установившегося тока КЗ
в обмотке, ближайшей к стержню маг- нитной системы в средней об- мотке по рас- положению на стержне в об- мот- ке ВН
35 — 12,0 —
НО 10,0 14,0 9,5
150 10,0 14,0 9,5
220 10,0 15,0 8,0
нужд электростанций сопротивление КЗ се-
ти Zc принимается равным 0, то есть расчет
ведется для сети бесконечной мощности.
В стандарте ГОСТ 1 1677—85 [ 1 ] и в дру-
гих нормативных документах (стандартах
и технических условиях на отдельные се-
рии и типы трансформаторов) содержится
ряд уточнений по расчету тока КЗ в частных
случаях. Кроме того, по согласованию меж-
ду изготовителем и потребителем транс-
форматора допускается принимать изме-
ненные мощности КЗ сети, привязанные
к конкретной точке установки трансфор-
матора. Расчет токов КЗ для трехобмоточ-
ных автотрансформаторов производится по
трехлучевой схеме.
Для трехобмоточных трансформаторов
расчет тока КЗ в двухобмоточных режимах
проводится как описано выше, если не ого-
ворено специально, а в трехобмоточных ре-
жимах — по трехлучевой схеме замещения
или по системе уравнений, с учетом требо-
ваний таблицы 11.2.
Напряжение КЗ двухобмоточного транс-
форматора или двухобмоточного режима
многообмоточного трансформатора ик % —
это напряжение в процентах к номиналь-
ному, которое следует подвести к одной
обмотке при замкнутой другой, чтобы в об-
мотках установились номинальные токи.
Напряжение КЗ % — это сопротивление
КЗ трансформатора в процентах к базово-
му сопротивлению трансформатора <баз =
= Цюм//ном. Значение % может быть оп-
ределено из опыта КЗ при пониженном на-
пряжении. Опытные или расчетные значе-
ния являются исходными данными для
расчетов сложных режимов КЗ трансфор-
маторов — трехобмоточных, многообмо-
точных и с отпайками для регулирования
напряжения.
§2
Ток КЗ, напряжение КЗ
197
Напряжение КЗ, как одна из основных
характеристик трансформатора, определяет
внешнюю характеристику трансформатора,
потери активной и реактивной мощности
и влияет на устойчивость системы. Напря-
жение КЗ очень важно для обеспечения
правильного распределения мощности па-
раллельно работающих трансформаторов.
Требования к напряжению КЗ противоре-
чивы: с точки зрения повышения стойкости
при КЗ и снижения токов КЗ в системах
предпочтительно его увеличение, а с точки
зрения экономии реактивной мощности,
снижения падения напряжения в сети при
нагрузке и др. — уменьшение.
Поэтому для трансформаторов, как пра-
вило, установлены нормированные напря-
жения короткого замыкания, различные для
каждой группы трансформаторов и соот-
ветствующие опыту производства и эксплу-
атации.
На рис. 11.1 даны некоторые сведения
о напряжении КЗ отечествериснных сило-
вых трансформаторов общего назначения.
Как видно, имеется тенденция увеличения
ик % с возрастанием мощности трансформа-
тора и его класса напряжения. И эта тенден-
ция определяется не только тем, что более
мощные трансформаторы имеют и более
высокие номинальные напряжения, а, зна-
чит, и большие изоляционные расстояния
между обмотками (а оно главным образом
и определяет напряжение КЗ), но и желани-
ем увеличить % для повышения электро-
динамической стойкости трансформатора
при КЗ.
Для сухих трансформаторов значение
% больше, чем у масляных той же мощ-
ности из-за больших, чем в масле, изоляци-
онных расстояний. Трансформаторы специ-
ального назначения, питающиеся от сетей
с офаниченной мощностью (шахтные, ме-
таллургические и др.) часто имеют сниженное
значение %. Трехобмоточные трансформа-
торы имеют увеличенные значения парных
ик % удаленных друг от друга обмоток, то
есть внешних и расположенных на стержне.
Для автотрансформаторов, как правило, зна-
чения z/K % существенно ниже по сравнению
с трансформаторами той же мощности.
Из формулы (3) видно, что напряжение
КЗ, так же как и сопротивление короткого
замыкания гт.0Тв = является комплексной
величиной, состоящей из активной состав-
ляющей z/a и реактивной (индуктивной) со-
ставляющей ир. Если в формулу (3) подста-
вить вместо ик отв величину wa, то получится
активное сопротивление КЗ RK. Это сопро-
тивление можно определить по потерям КЗ
Рк в опыте КЗ при номинальном токе /н
Лк=^к//н- (5)
Потери короткого замыкания трансфор-
матора состоят из основных и добавочных
потерь, соответственно RK = АоСН + Адоб =
= Лосн(1 + Л'доб), где Л-доб — коэффициент
добавочных потерь.
Если в формулу (3) подставить вместо
ик отв величину ир, то получится индуктивное
сопротивление КЗ хк= со£к, где LK — индук-
тивность КЗ трансформатора, которую мож-
но определить из опыта КЗ или расчетом.
Расчет индуктивности КЗ £к для пары
обмоток проводится по формуле
£к = ц0и>2л</12ОрКр//, (6)
где ц0 — магнитная постоянная ц0= 0,4л 10-6,
Вс/Ам; w — число витков обмотки; и I —
средний диаметр канала рассеяния и средняя
высота обмоток, м; ар — приведенный канал
рассеяния, м; К? — коэффициент Роговского.
198
Стойкость при токах короткого замыкания
Глава 11
Рис. 11.2. Кривая тока при
внезапном КЗ трансформато-
ра. Фаза включения напряже-
ния — наиболее неблагоприят-
ная при прохождении напря-
жения через нуль.
Приведенный канал рассеяния яр рас-
считывается по формуле
<?р = О|2 + («| + «2)/3 (7)
или более точно:
°Р= °12 + D\a\/3cl\2 + D2a2/3dn, (8)
где aY, а2, D^D2- радиальный размер (тол-
щина) обмоток и их средний диаметр; ах2 —
расстояние между обмотками (канал рассе-
яния).
Входящий в (6) коэффициент Роговско-
го КР может быть рассчитан по одной из сле-
дующих формул:
Кр = 1 - т/л/; (9)
Кр = 1 - М; (10)
Кр = 2 arctg(2//T)/jr =
= 1 - 2arctg(T/2/)A, (11)
1де т = + а2 + ai2.
Первая формула дает малую погреш-
ность при т/2/ < 0,8, т. с. юдится для боль-
шинства силовых трансформаторов, послед-
ние — при т/2/ < л.
В сложных случаях формы сечения об-
моток и их взаимною положения применя-
ют более сложные методы.
Короткое замыкание трансформатора
есть переходный процесс, связанный не
только с электромагнитными процессами
в трансформаторе, но и в генераторах, лини-
ях передачи, потребителях электроэнергии.
Однако при расчетах тока КЗ трансформа-
тора обычно вводят допущения. В частнос-
ти, сеть заменяют последовательно соединен-
ными синусоидальной ЭД С, индуктивностью
и сопротивлением. При этом считают, что от-
ношение индуктивности сети к ее сопротив-
лению (постоянная времени затухания апе-
риодической составляющей тока КЗ тк) —
такая же, как и у трансформатора. С учетом
этого при подключении закороченного транс-
форматора к сети
"(О = Цг.ном V2 sin(a>0, + у) (12)
ток КЗ равен
/(/) = ijl sin (со01 + v — <рк) +
+ //2sin(\jj — (рк)е_//тА', (13)
где 1 — установившееся значение тока КЗ
сети, / = /котв: — фаза напряжения, соот-
ветствующая моменту времени включения
на КЗ, <рк = arctg(wp/wa) — угол сдвига между
током и напряжением в установившемся ре-
жиме КЗ, тк = wp/co0wa — постоянная време-
ни апериодической составляющей тока КЗ,
wp и иа — индуктивная и активная составля-
ющие напряжения КЗ трансформатора; со =
= 2л/— круговая частота,/— частота сети.
Кривая тока КЗ показана на рис. 11.2.
В случае, если фаза включения наприсря-
жения равна 90°, переходного процесса нет.
В других случаях в токе КЗ возникает апери-
одическая составляющая и броски тока.
Максимальный из всех возможных бро-
сков тока называется ударным током КЗ и
Гл<
Ток КЗ, напряжение КЗ
199
я тока шачается />д. Именно для этого значе-
нсформ тока КЗ обычно рассчитывается стой-
)лагаПР5гь при К3’
1ии ПР1ДЛЯ определения ударного тока как фун-
1ульНа'и ДВУХ переменных t и у/ приходится со-
здать и решать систему из двух уравнений
|/ = 0 и Э//Эу = 0 с двумя неизвестными
и ю/уд. При решении системы получается
= 0 или \уул = л, это значит, что ударный
: возникает при включении на КЗ в мо-
чт времени прохождения кривой напряже-
я через нуль. После подстановки ууд = О
{сходную систему уравнений получается
шсиендентное уравнение:
СО5(0)Гуд - (рк) - cos<pK X
X ехр(—w/wp/wa) = 0.
(14)
Точного решения этого уравнения в за-
кнутом виде получить нельзя, поэтому оп-
щеление фазы со/уд, при которой возникает
харный ток, возможно только при прибли-
енном решении трансцендентного уравне-
ия (например, итерационным способом).
Ф°РМожно воспользоваться также приближен-
1стн9ой формулой:
дине
4°сп (0/^/2 + фк = 90° + arctg(wp/wa). (15)
ЧТО о
)оти. Расчет ударного тока КЗ можно произ-
я апвести по приближенным формулам (для
тк) удобства расчетов вводится ударный коэф-
раУОфициент Кул = 1ул/1 ):
-(л/2 + (рк)/(отк
Ky;l - 1 + sin<рк е
(i; +
= 1 + sin срк е
= 1 + [GK/(i + G>5] /<n/2+arc,gC?K,/(?b (16)
-n/Q„
Ку2 = 1 + е р а = 1 + е . (17)
Так как срк = arctg(np/ua), то параметры
ударного тока зависят от отношения wp/wa,
называемого добротностью контура КЗ
трансформатора QK = сот^ = wp/wa. На
рис. 11.3 представлены графики добро-
тности и ударного коэффициента силовых
трансформаторов в завириссимости от их
номинальной мощности. Диапазон изме-
нения добротности — от долей единицы
до 90. При этом точность формулы (16) не
ниже 0,6 %. Точность формулы (17) не ме-
нее 0,5 % только для QK > 8, для других слу-
чаев она может дать погрешность до 2,5 %,
т. е. ее следует применять для относитель-
но мощных трансформаторов.
При практических расчетах ударного то-
ка КЗ пользуются таблицей 11.3 из стандарта
ГОСТ 1 1677-85.
Иногда, в ответственных случаях, при
расчете мощных трансформаторов прини-
мается не условный ударный коэффици-
ент, ограниченный величиной 1,8, а есте-
ственный более высокий ударный коэффи-
циент.
В последней редакции стандарта
МЭК-76-5—2000 для трансформаторов мощ-
ностью более 100 МВ-А нормирован Кул =
= 1,9, что приводит к увеличению требова-
ний в части стойкости при КЗ мощных
трансформаторов (увеличению расчетных
сил примерно на 10 %).
Рис. 11.3. Ударный коэффициент
(13 тока КЗ трансформаторов и доб-
ротное!ь контура КЗ и?/ил в за-
К- висимости от мощности транс-
от- форматора (по данным [29]).
пи
)е-
е-
3,
ч-
200
Стойкость при токах короткого замыкания
Глава 11
Таблица 11.3
wp/wa Qk 1 1,5 2 3 4 5 6 8 10 14 и более
Кул 72 1,51 1,64 1,76 1,95 2,09 2,19 2,28 2,38 2,46 2,55
Следует указать, что при расчете ударного
коэффициента условно полагают, что перед
КЗ трансформатор работал в режиме холос-
того хода, считая, что ток нагрузки трансфор-
матора существенно меньше тока КЗ. Более
точная оценка показывает, что предшествую-
щий КЗ режим практически не влияет на
ударный коэффициент только в случае, если
нагрузка трансформатора была близкой к
чисто активной. При предшествующей КЗ
чисто реактивной нагрузке номинальным то-
ком точный расчет дает вместо формулы (17)
*уд.рсакт= О ± "к %/Ю0) + /Л“р/“а =
= (1 ± ик %/100) + en/Q', (17, а)
где знак плюс соответствует предшествую-
щей КЗ чисто емкостной нагрузке, а знак
минус — чисто индуктивной.
Более подробно о расчете Кул изложено
в [8-9].
3. Электромагнитные силы
После расчета токов КЗ необходимо оп-
ределить электродинамические (электромаг-
нитные) силы. Эти силы возникают между
витками обмоток, катушками, отводами при
протеканием по ним тока КЗ. Эти силы дейс-
твуют на ферромагнитные элементы конс-
трукции (силы притяжения) и на массивные
проводящие (металлические) элементы конс-
трукции (силы отталкивания), находящиеся
в магнитном поле обмоток с током КЗ.
При расчетах электромагнитных сил
применяются несколько принципов, один
из которых основан на законе Био-Савара
(сила есть векторное произведение тока и
магнитной индукции) в дифференциальной
и интегральной форме:
dF=[JxB]dV; (18)
F=\[JxB]dV, (19)
V
где Ги dF — вектор электромагнитной силы
и ее дифференциальные элемент; J — вектор
плотности тока; В — вектор магнитной ин-
дукции; Ии г/Иобъем и его дифференциаль-
ный элемент.
Второй принцип следует из теоремы
Лагранжа. Для определения силы в направ-
лении / следует продифференцировать маг-
нитную энергию Wпо этому направлению /.
Ff= dW/dl. (20)
Большинство расчетов электромагнит-
ных сил в сложных системах, можно свести
к расчетам более простых элементов:
1. Сила F, действующая на прямолиней-
ный проводник с током /, имеющим длину
/ и находящимся в магнитном поле, перпен-
дикулярном проводнику, с индукцией В, рав-
на F= I Bl. В этой формуле все величины —
скаляры. В этом частном и очень важном слу-
чае направление силы определяют по извес-
тному правилу левой руки. Такое правило
можно сформулировать так: если вытянутые
4 пальца ладони левой руки направить по то-
ку в проводнике, ладонь ориентировать так,
чтобы вектор индукции входил в тыльную
часть ладони, то перпендикулярно отстав-
ленный большой палец будет указывать на-
правление электромагнитной силы, действу-
ющий на проводник (рис. 11.4, а).
2. Сила, действующая между двумя па-
раллельными проводами с током Ц и /2, равна
LK = ixQI}I2l/27ia, (21)
где ц0 — магнитная постоянная, магнитная
проницаемость вакуума, ц0 = 0,4л 10-6 Вс/Ам;
/1 и /2 — токи, А; / — длина провода, м; а —
расстояние между проводами, м.
Провода с однонаправленными токами
притягиваются, с разнонаправленными то-
ками — отталкиваются.
3. Рассмотрим давление силы, действу-
ющей на настил тока в полупространстве
(массивный электромагнитный экран, т. е.
массивный лист меди или алюминия; тер-
мин «массивный» обозначает, что толщина
листа более глубины проникновения элект-
ромагнитного поля для проводящего мате-
риала). В этом случае на поверхности экрана
нормальная составляющая индукции от-
сутствует, а есть только тангенциальная со-
ставляющая индукции В.
F/S=B2/2n0. (22)
§3
Электромагнитные силы
201
Рис. 11.4. Правило левой
руки для определения на-
правления действия элек-
тромагнитной силы (а).
Осевые силы (б), радиаль-
ные (в) и тангенциальные
(г, б) в обмотке при КЗ.
Это давление направлено от поля, то
есть электромагнитная сила выталкивает эк-
ран из поля.
В частном случае, если настил тока —
это обмотка или тонкий электромагнитный
экран, на двух поверхностях которого име-
ется тангенциальная составляющая индук-
ции By и В2
F/S=(B\ - в})/2р0. (23)
В этом случае сила (и давление) направ-
лена в сторону меньшей индукции, то есть
электромагнитная сила выталкивает экран
из более сильного поля.
Можно представить себе двухобмоточ-
ный трансформатор, как две концентричес-
кие трубы. Одна труба — обмотка НН, дру-
гая — ВН, длина двойной грубы соответс-
твует длине канала рассеяния — высоте об-
моток. В кольцевой канал между трубами
подается давление газа или жидкости. При
осевой составляющей магнитной индукции
в канале рассеяния в номинальном режиме
0.3 Тл (чю бывает у мощных трансформа-
торов) индукция при КЗ будет на порядок
больше, ориентировочно 3 Тл. Эта индук-
ция для обмоток, которые можно в неко-
тором смысле также рассматривать, как
«массивные экраны» (так как эпюра ин-
дукции представляет собой «домик», на
внешних поверхностях обмоток индукция
почти равна нулю), и есть тангенциальная
составляющая индукции. Давление на
внутренние поверхности (стенки) канала
«двойной трубы» будет 32/(2 • 0,4тг 10—6) =
= 3,58 МПа = 36,5 атм. Для внутренней об-
мотки НН — внутренней трубы — радиаль-
ная сила сжимающая, для ВН — внешней
трубы — растягивающая. Поверхность об-
мотки в канале мощного трансформатора
может составлять десятки квадратных мет-
ров, а суммарная радиальная сила на каж-
дую обмотку может достигать 1000 тонн!
Полезно помнить общее правило, что ин-
дукция 1 Тл создает давление около 0.4 МПа,
т. е. давление примерно в 4 атмосферы.
4. Давление электромагнитной силы,
действующей на ферромагнитный экран,
находящийся в ноле нормальной индукции
(перпендикулярной к поверхности)
202
Стойкость при токах короткого замыкания
Глава 11
F/S= м/(ц - 1) х/?2/2р0, (24)
где ц — магнитная проницаемость массивно-
го экрана.
Эта сила направлена в сторону поля, она
втягивает ферромагнетик в поле. По 3-му за-
кона Ньютона этой силе должна быть ей
противодействующая. Этой противодейству-
ющей силой является электромагнитная си-
ла, которая действует на обмотки и провод-
ники с током, создающим магнитное поле.
Формула (24) справедлива для идеализи-
рованного линейного магнитного материа-
ла, у которого можно положить ц = const.
5. Для ненасыщенной стали значение ц
.весьма велико, на поверхности стали сущест-
вует только одна составляющая индукции
В — нормальная к ее поверхности, формула
для силы F притяжения на единицу поверх-
ности 5, т. е. магнитного давления:
F/S = В2/2цО- (25)
Формулу для ненасыщенной сгали мож-
но применять при индукции В, меньшей ин-
дукции насыщения Bs.
Для насыщенной стали при В > Bs мож-
но применять простую, но достаточно точ-
ную формулу
F/S = (2BSB — в})/2\хй. (26)
Другие случаи расчета сил, действую-
щих на сталь, в том числе когда на поверх-
ности стали может быть и нормальная В,
и тангенциальная Вх составляющие индук-
ции, при расчете трансформаторов встреча-
ются редко, они изложены в специальной
литературе.
6. В общем случае можно рассматривать,
что ток провода, витка, катушки, обмотки,
а также магнитная индукция расположены
в пространстве, т. е. произвольно. В этом
случае можно говорить о пространственном,
т. е. трехмерном распределении юка, маг-
нитной индукции и электромагнитных сил.
В ряде случаев можно сделать упрощающее
допущение о том, что обмотки симметричны
относительно оси, это позволяет вместо
трехмерной вводить двумерную цилиндри-
ческую систему координат. Для силовых
трансформаторов обычно радиальные раз-
меры обмоток существенно меньше их диа-
метра, это позволяет еще более упростить
задачи расчета и решать плоско-параллель-
ную задачу, вводить декартовы координаты
стремя взаимно перпендикулярными осями
координат. В этом важном для практических
расчетов случае х — радиальное от оси, по-
перечное направление, единичный вектор z;
у — осевое, продольное направление, еди-
ничный вектор у; т — тангенциальное к об-
мотке направление, г. е. направление намот-
ки витков, единичный вектор т.
В общем случае нужно считать, что и ток
I, и индукция В, и электромагнитная сила F—
векторы, имеющие составляющие по всем
трем направлениям. В таком случае можно за-
писать силу в виде векторного произведения:
F= [/х В] =
i j т
Л 'у Ц
вх в, вх
= Юув,- 1хву) +jUTBx- 1хвх) +
= т(/рх Ву - 1ух Вх), (27)
где величины с индексами — проекции век-
торов I (тока) и В (индукции) на соответс-
твующие оси;
Fx = Iv х Вх — Ixx By —
радиальная сила; (28)
Fv — 1хх Вхх 1хх Вх —
осевая сила;
(29)
Fx = 1хх Ву — Iу х Вх —
тангенциальная сила. (30)
Обычно можно пренебречь тангенци-
альной составляющей магнитного поля Вх
в области обмоток. Это допущение практи-
чески всегда приемлемо, так как Вх намного
меньше осевой Вуи радиальной ^.составля-
ющих магнитной индукции.
С учетом допущения Вх= 0 радиальная
сила /^.определяется обычным образом по ос-
новному току обмотки /т, текущему вдоль ок-
ружности, вдоль проводников обмотки, т. е.
имеющему тангенциальную составляющую,
и осевой индукции Ву (рис. 11.4, б). Осевая
сила определяется — по тому же тангенци-
альному току 1Х и радиальной индукции Вх
(рис. 11.4, в).
Более сложно объяснить возникновение
тангенциальной силы Fx, имеющей две со-
ставляющих 1хх Ву\\ 1ух Вх (рис. 11. 4, г, д).
Для расчета тангенциальных сил вводит-
ся в рассмотрение две условные составляю-
щие тока. Первая — радиальная составляю-
щая тока /х., соответствующая, например,
току от внутренней поверхности обмотки
к внешней, от проводника к проводнику ка-
тушки непрерывной обмотки, т. е. ток от
витка к витку в радиальном направлении.
Вторая составляющая тока — осевая 1у. Та-
кая составляющая тока реально существует
§4
Магнитное поле
203
в переходах между катушками непрерывной
обмотки. Условно эта осевая составляющая
тока есть и в спиральной обмотке, она оп-
ределяется током этой обмотки ог витка
к витку. Реально радиальная и осевая со-
ставляющие тока КЗ существуют в отводах
обмоток.
4. Магнитное поле
При проведении практических расчетов
важно знать характерные особенности маг-
ии того поля трансформа торов для того,
чтобы принимать решения о тех или иных
изменениях конструкции, выявлять 1рубые
ошибки при расчетах и уметь обнаружить,
какие исправления нужно внести в исход-
ные данные расчетов. Эти знания накапли-
ваются с опытом рабоня. однако, для убыс-
трения такого процесса весьма полезны
приводимые ниже общие соображения.
На рис. 11.5 показана характерная кар-
тина распределения силовых линий магнит-
ного поля двухобмоточного трансформато-
ра. Касательные к силовым линиям дают на-
правления вектора магнитной индукции.
Число линий на единицу длины в направле-
нии, перпендикулярном силовым линиям
(густота линий), пропорционально модулю
вектора индукции В. Проекция вектора ин-
дукции В на ось у — это осевая составляю-
щая индукции Ву (иногда она обозначается
В.}, проекция на радиальное направление —
радиальная составляющая индукции (иног-
да она обозначается Z? ).
Вблизи ферромагнитных поверхностей
(сердечник, прессующие кольца, бак с маг-
нитными шунтами, прессующие балки) си-
ловые линии перпендикулярны к поверхно-
сти.
Вблизи массивных электромагнитных
экранов («толстых» алюминиевых или мед-
ных листов, у которых толщина более iду-
бины проникновения) силовые линии па-
раллельны поверхности.
Таким образом, феррома! нитные гра-
ничные поверхности как бы «притягивают»
к себе силовые линии поля, а экраны — «от-
талкивают». Вблизи ферромагнитных фаниц
в виде острого угла силовые линии «стягива-
ются», индукция возрастает. От тупого утла
линии «отталкиваются» — индукция умень-
шается.
В области, где нет стали и экранов,
в том числе в области сечения обмоток,
между магнигной индукцией (или ее со-
ставляющими) и напряженностью магнит-
ного ноля имеются простейшее соотноше-
ния В ~ ро //.
В соответствии с законом полного тока
интеграл напряженности по замкнутому кон-
Рис. 11.5. Сечение обмоток
лвухобмоточпого трансформа-
тора, схематическое изображе-
ние магнитного ноля — силовых
линий (д), фра1мент поля вбли-
зи торцов обмоток (б) и правый
винт/ия определения направле-
ния силовых ЛИНИИ ((?).
7 — стержень, 2 — прессующие
балки, 3 — стенка бака, 4 — прес-
сующие кольца, 5 — внутренняя
обмотка (НН), 6 — внешняя об-
мотка (ВН), 7 — силовые линии
магнитного поля, 8 — направле-
ние /движения винта.
204
Стойкость при токах короткого замыкания
Глава 11
туру равен полному току (ампервиткам), ох-
ватываемому этим контуром. Например, сум-
ма магнитных напряжений по силовой ли-
нии, проходящей в канале между обмотками
(канале рассеяния) и далее по стержню
трансформатора, равна ампервиткам бли-
жайшей к стержню обмотки (если сталь
не насыщена).
Обычно при расчете стойкости при КЗ
обычно принимают ряд упрощающих допу-
щений для представления магнитного поля:
♦ считают поле синхронно изменяющимся
во всех точках,
♦ упрощают форму границ поля (прини-
мают линии стержня, бака, ярем прямо-
линейными),
♦ для остальных границ принимают беско-
нечной их магнитную проницаемость,
♦ для массивных проводящих тел — бес-
конечную их электрическую проводи-
мость.
В соответствии с характерными соотно-
шениями размеров сечения обмоток транс-
форматоров (высота обмоток существенно
больше их радиальных размеров и расстоя-
ний до стержня, ярма и стенки бака, ради-
альный размер каждой обмотки — один и тот
же по высоте обмотки) считают поле плоско-
параллельным, применяют способ зеркаль-
ных отражений от ферромагнитных повер-
хностей.
На рис. 11.5 дано сечение обмоток
двухобмоточного трансформатора и схема-
тическое изображение магнитного поля —
силовых линий. Как видно, максимальное
поле сосредоточено в канале рассеяния
между обмотками. Анализируя магнитное
поле реального трансформатора, прежде
всего проводят построение кривой измене-
ния МДС (удельных ампервитков) вдоль
радиуса на середине высоты обмоток, ко-
торая для двухобмоточного трансформато-
ра имеет вид трапеции с максимум МДС
в канале между обмотками — канале рассе-
яния (рис. 11.6). Кривая осевой составляю-
щей индукции Ву в первом приближении
повторяет эту трапецию. Осевая составля-
ющая индукции в большом объеме канала
рассеяния остается примерно одинаковой,
снижаясь только к торцам обмотки. На
уровне торцов обмоток кривая индукции
вдоль радиуса также имеет вид, близкий
к трапеции, значения индукции при этом
примерно вдвое ниже, чем на середине вы-
соты.
При расчетной оценке в середине канала
рассеяния удобно пользоваться базовой ин-
дукцией Bq = [iQIw/2h и коэффициентом рв
типа коэффициента Роговского:
5 = 5оРв = MoPbW2A, (31)
Рис. 11.6. Осевая и радиальная
составляющая индукции двух-
обмоточного трансформа-тора
для характерных точек по-
ля рассеяния обмоток.
а) сечение обмоток, б) график
осевой составляющей индукции
вдоль канала рассеяния, в) графи-
ки распределения радиальной ин-
дукции по середине радиального
размера обмоток НН и ВН (как
правило, на обмотке НН, бли-
жайшей с сердечнику, радиальная
индукция больше, чем на обмотке
ВН), г) и ф графики распределе-
ния осевой составляющей индук-
ции вдоль радиуса в середине вы-
соты обмоток и на торцах. При
оценке индукции в характерных
точках Bq = y^hv/lh. Радиальная
индукция BJBq = ос/2я, где для
точки 1 ос — 1пт/Д2 + Г Л-14 точки
2 ос = In[(т + А2>/2Д21 + 1, Для точ-
ки 3 ос = 1пГ(т + A2)/2a2] + 1.
§5
Осевые силы в обмотках
205
р5« 1 - 2/л arctg(x/A) = 2/л arctg(/z/T) =
= 1 - 2т/лЛ = 1 - 0,637т/Л. (32)
На рис. 11.6 приведены простейшие
формулы для оценки осевой составляющей
индукции двухобмоточного трансформато-
ра в характерных точках поля рассеяния об-
моток.
График изменения радиальной состав-
ляющей индукции Вх вдоль обмотки имеет
максимумы разных знаков на торцах обмо-
ток, в середине канала рассеяния для сим-
метрично расположенных обмоток радиаль-
ное поле отсутствует (рис. 11.6). Радиальная
индукция на торце обмотки тем больше, чем
меньше радиальный размер обмотки. Это
отражают приведенные на рис. 11.6 оценоч-
ные формулы.
При расчетах магнитного поля важно
не только значение индукции, но и ее на-
правление. Для определения направления
пользуются правилом правого винта (бу-
равчика). Например, для магнитного поля
на рис. 11.5 и рис. 11.6 индукция в канале
рассеяния направлена снизу вверх. Если
винт, изображенный на рис. 11.5, вращать
так, чтобы он перемещался вверх (по на-
правлению силовых линий в канале рассе-
яния), то правая сторона шляпки винта бу-
дет вращаться в направлении от читателя
к рисунку. Это соответствует направлению
тока правой обмотки (условно обмотки ВН),
т. е. крестику в кружке направления тока.
Аналогично направление тока в обмотке
НН (точка в кружке) соответствует направ-
лению движения левой кромки шляпки
винта.
На этом же рис. 11.5 можно еще раз не-
сколько по-иному применить правило бу-
равчика, направив винт перпендикулярно
листу рисунка в кружочке с крестиком и
вращая его так, чтобы его поступательное
движение соответствовало этому крестику,
т. е. чтобы винт двигался от читателя к лис-
ту (вворачивался в лист в кружочек с крес-
тиком, показывающим направление тока
в обмотке). Для этого винт нужно вращать
по часовой стрелке, при таком вращении
направление движения левой кромки шляп-
ки винта будет снизу вверх, это и есть на-
правление силовых линий магнитного поля
в канале рассеяния.
Кривые магнитных индукций, осевой и
радиальной ее составляющих широко ис-
пользуются как при расчетах стойкости при
КЗ, так и при других электромагнитных рас-
четах (добавочных потерь и др.).
5. Осевые силы в обмотках
Как показывает анализ аварий транс-
форматоров в эксплуатации и поврежде-
ний при испытаниях на стойкость при КЗ,
осевые силы представляют одну из глав-
ных причин повреждений трансформаторов
(рис. 11.7). Осевые силы, которые возни-
кают в трансформаторах, возрастают с уве-
личением их мощности. В частности, для
трансформаторов предельной мощности мак-
симальная интегральная сила в обмотке до-
стигает многих сотен тонн (тысяч килонью-
тонов кН), примерная оценка такова: осевая
сила в тоннах соответствует мощности
трансформатора в МВ • А.
Осевые силы, действующие на каждую
катушку (виток), вызывают изгиб проводни-
ков в пролете между дистанцирующими
прокладками (рис. 11.8). Каждый провод-
ник можно рассматривать как балку, защем-
ленную между прокладками, на которую
действует равномерно распределенная по
расчетной длине балки (itD/cn — bn) осевая
сила л/2 IkBx, где D — средний диаметр кон-
центра (т. е. катушки), сп — число столбов
прокладок по окружности катушки, Ьп —
ширина дистанцирующей прокладки, J2 Ik —
амплитуда тока провода, Вх — радиальная
составляющая индукции магнитного поля.
Максимальное механическое напряжение
изгиба в проводе рассчитывают для той ка-
тушки, где максимальна индукция Вх.
аос= (^Д72|^пах||/К|/2Л5) х
х [(яР/с„) - ЬпУ, (33)
где h и S — осевой размер и сечение про-
вода, а значение индукции ВХПГЛХ соответс-
твует току 1К.
Проверка прочности (сравнение с до-
пускаемым для материала проводника меха-
ническим напряжением) производится пос-
ле расчета радиальных сил, также создающих
в проводах напряжение изгиба и растяжения
(сжатия).
Суммируясь по виткам и катушкам
вдоль обмотки, осевые силы создают силы
на торцах обмотки (опорах) и механические
напряжения сжатия в витковой изоляции
и изоляционных дистанцирующих проклад-
ках, которые могут привести к потере осевой
устойчивости проводов, к полеганию прово-
дов. Эти силы могут разрушить концевую изо-
ляцию обмоток, изогнуть прессующее кольцо,
повредить (вывернуть, изогнуть) прессующие
винты, домкраты, деформировать прессую-
206
Стойкость при токах короткого замыкания
Глава 11
Рис. 11.7. Трансформатор, поврежденный осевыми силами.
§5
Осевые силы в обмотках
207
Рис. 11.8. Прогиб проводников в
пролете между столбами прокла-
док под действием изгибающих
осевых сил:
1 — проводники, 2 — прокладки,
3 — прогиб.
щие балки. Основной задачей расчета осевых
сил является определение
— сил на верхних и нижних опорах об-
моток Рвсрх и Рниз;
— максимальной осевой силы в обмотке
Ртах и вызываемого ею максимального дав-
ления в прокладках;
— рекомендуемой силы прессовки об-
моток Ро.
Обмотка является сложной механичес-
кой системой, для расчета которой прихо-
дится принимать ряд упрощающих допуще-
ний, которые подробно изложены в специ-
альной литературе [7, 10, 13]. Эти допущения
сводят задачу к расчету распределения стати-
чески действующих сил сжатия вдоль слож-
ного упругого стержня (состоящего из чере-
дующихся жестких и податливых изоляци-
онных участков) на упругих опорах. Напря-
жений растяжения в таком стержне не
бывает, при этом в стержне возникают зазо-
ры. На каждый элемент стержня (катушку,
группу катушек — участок, зону) действует
осевая сила. Важно подчеркнуть, что стер-
жень находится в запрессованном состоя-
нии. В расчете приходится дважды прово-
дить интегрирование радиальной индукции
по высоте: один раз для нахождения суммар-
ной силы в катушках, и второй раз — для
суммирования деформаций изоляции об-
мотки для решения статически неопредели-
мой задачи. В результате расчета получается
распределение сил по длине стержня — об-
мотки.
Найденные силы на верхней и нижней
опорах Рвсрх и Рниз используются в дальней-
шем для механического расчета на про-
чность узлов опорной конструкции — прес-
сующего кольца, винтов или домкратов,
прессующей балки, для слоевых обмоток —
концевой изоляции. Определяется также
расчетная сила прессовки, при которой в об-
мотке не возникают зазоры Р$. Умножая
эту силу на коэффициент прессовки Afllp
(этот коэффициент обычно принимается
равным 0,4— 1,0 в зависимости от типа транс-
форматора), определяется рекомендуемая
минимально допустимая сила прессовки Ро.
По результатам расчета распределения осе-
вых сил по высоте обмотки для каждой ка-
тушки определяется наибольшая сила сжатия
проводов внутри концентра Ртах и соответс-
твующее ей давление
^тах — ^тах/^0’ (34)
где So — площадь прокладок.
Это давление не должно превышать до-
пустимой величины [отах] — критического
давления потери осевой устойчивости про-
водников, при котором происходит их поле-
гание (рис. 11.9). Значение [отах] зависит от
многих параметров, оно тем больше, чем от-
носительно толще прямоугольный провод,
т. е. чем сечение провода ближе к квадрат-
ному, оно уменьшается с увеличением диа-
метра обмотки. Значение [отах] меньше на
торцах обмотки, чем в ее середине. Методи-
ка расчета [отах] основана на большом числе
экспериментов при прессовке обмоток до их
разрушения, на моделях [13, 15].
Если в трансформаторе две или несколь-
ко обмоток запрессованы общим прессую-
щим кольцом, возникает проблема обеспе-
чения в каждой обмотке требуемой силы
прессовки. Ведь сила прессовки естествен-
ным образом распределяется пропорцио-
нально жесткости обмоток. Если, например,
высоковольтная обмотка ВН, имеющая
больше бумажной изоляции, более мягкая,
чем запрессованная вместе с ней одним
кольцом «жесткая» обмотка РО, то эта об-
мотка РО и возьмет на себя большую часть
силы, т.е. окажется перепрессованной, а об-
мотка ВН — недопрессованной. В [3, 17]
приведена методика расчета распределения
сил прессовки между обмотками при их сов-
местной запрессовке и даны рекомендации,
как избежать нежелательного неравномер-
ного их распределения.
208
Стойкость при токах короткого замыкания
Глава 11
Рис. 11.10. Осевые силы КЗ в об-
мотке для случая симметрично-
го сжатия («сжимаемая обмотка»),
а — обмотка, б — распределение
электромагнитных сил, действу-
ющих на витки (катушки) обмотки,
в — распределение осевых сил Р,
действующих в сечениях обмотки,
г — зависимость максимальной
силы сжатия в середине обмотки
и на опорах об мотки от квадрата
тока КЗ.
Распределение осевых сил по высоте об-
моток отличается в трансформаторах разных
типов большим разнообразием. Осевые силы
минимальны в симметричных обмотках, они
сильно увеличиваются при наличии осевого
сдвига или разновысокости обмоток.
Чаще всего обмотки осевыми силами
сжимаются от торцов к середине высоты.
В этом случае при возникновении КЗ осевые
силы на верхней и нижней опорах ведут к
снижению силы прессовки (обмотка может
«отходить» от опор, образуя зазоры), а в се-
редине высоты — к увеличению (рис. 11.10).
Если в середине высоты обмотке есть
«вырыв» (например, оислюченные регули-
ровочные витки), то осевые силы действуют
в основном в направлении опор. В этом слу-
чае говорят, ч ю, в противоположность ранее
рассмотренной сжимаемой обмотке, эта об-
мотка — растягиваемая (рис. 11.11). В такой
обмотке силы на опорах увеличивают силу
прессовки, а в середине — снижают (вплоть
до образования зазора).
При рассмотрении осевых сил очень
полезно воспользоваться графиками их за-
висимости от квадрата тока КЗ (рис. 11.10,
11.11), которые представляют для каждой
обмотки ломаную линию [16]. Пользуясь
этим методом, можно относительно просто
носiроить закую зависимость и для сум-
§5
Осевые силы в обмотках
209
марных осевых сил двух обмоток, запрес-
сованных общим прессующим кольцом,
а при помощи кривой квадрата тока от вре-
мени получить кривую осевой силы в лю-
бом сечении обмоток или на опоре. В ка-
честве примера дан рис. 11.12, на котором
кроме расчетной кривой приведена хоро-
шо с ней совпадающая экспериментальная
кривая.
Статический расчет осевых сил учитывает
электромагнитные силы и деформации изоля-
ции (бумага и электро картон). Этот расчет
можно провести также с учетом нелинейности
механических характеристик изоляции, что
рекомендуется при разработке мощных транс-
форматоров.
При КЗ в процессе осевых перемещений
катушек и витков на них кроме электромаг-
Рис. 11.11. Осевые силы КЗ в
обмотке осевых при действии
электромагнитных сил от се-
редины к верхней и нижней
опорам («растягиваемая обмот-
ка»), обозначения — на пре-
дыдущем рисунке.
Рис. 11.12. Экспериментальная
(при проведении испытаний на
стойкость при КЗ) осциллог-
рамма суммарной силы двух
обмоток ВН и НН, действую-
щей на верхнюю опору двухоб-
моточного трансформатора
мощностью 3200 кВ-А (а), и
расчетная осциллограмма (г),
построенная по зависимости
силы от квадрата тока (б), и
кривой квадрата тока (пропор-
ционального электромагнит-
ной силе) от времени (в). Kj и
У2 — перемещения общего для
обмоток ВН и НН прессующего
кольца и ярмовой балки.
210
Стойкость при токах короткого замыкания
Глава 11
20000
Р(кН)
18000
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
-2000
Рис. 11.13. Расчетные кривые динамических осевых сил КЗ в обмотке трансформатора мощно-
стью 1000 МВ-А. Видно, что при отсутствии прессовки в обмотке возникают опасные ударные
явления.
нитных сил также действуют и силы инер-
ции, сила веса, силы внешнего трения и
внутреннего трения в изоляции [14]. Расчет
осевых сил с учетом всех этих сил принято на-
зывать расчетом динамических осевых сил.
В настоящее время разработаны специальные
программы расчета динамических осевых сил
(например, программа ВЭИ ДИНАР, про-
грамма ЗТЗ и ВЭИ РДО). Получены инте-
ресные результаты расчета сложных процес-
сов с учетом резонансных и ударных про-
цессов в обмотках.
В качестве примера на рис. 11.13 [7]
приведены расчетные кривые осевой силы
в середине высоты обмотки трансформаю-
ра мощностью 1000 МВ • А. Видно, что в за-
прессованной обмотке динамическая со-
ставляющая осевой силы (за вычетом силы
прессовки) по характеру почти повторяет
кривую электромагнитной осевой силы
(квадрата тока). Эго свидетельствует об от-
сутствии резонансных и ударных явлений
в обмотке. Однако в кривой силы при от-
сутствии прессовки появляются характер-
ные пики (удары) и отрезки времени, когда
сила нулевая, т. е. когда в середине высоты
обмотки возникают зазоры. Вслед за зазо-
рами, как правило, следуют пики силы
(удары). В других расчетах распрессован-
ных обмоток иногда получаются большие
опасные перемещения торцов обмоток (от-
водов). С другой стороны, существенное
увеличение силы прессовки обмоток при-
водит к необходимости более мощных и бо-
лее металлоемких узлов прессующей конс-
трукции трансформатора. Таким образом,
для каждой обмотки имеется определенная
оптимальная сила прессовки.
Широкое внедрение динамических рас-
четов в практике проектирования трансфор-
маторов только еще начинается, и статиче-
ские расчеты сохраняют свою актуальность.
Одним из самых важных затруднений при
использовании динамических расчетов осе-
вых сил представляется то, что этот расчет
должен органически сочетаться с механи-
ческим расчетом обмоток и прессующих
конструкций также при действии динами-
ческих нагрузок (а не статических, как это
сейчас принято), а такие расчеты пока еще
при проектировании трансформаторов раз-
виты недостаточно.
Для снижения осевых сил в обмотках
рекомендуется симметрирование обмоток
в окне трансформатора, а также использо-
вать методы рационального размещения ам-
первитков по высоте (например, за счет пе-
рераспределения каналов между катушка-
ми). Это может максимально снизить и даже
практически ликвидировать силы, действу-
ющие на опоры обмоток и, кроме того, сни-
зить максимальные осевые силы в обмотках.
§6
Радиальные силы в обмотках
211
6. Радиальные силы
в обмотках
Радиальные силы, возни-
кающие из-за осевой составля-
ющей магнитного поля рас-
сеяния, вызывают растяжение
наружных обмоток и сжатие
внутренних. Обычно в середи-
не высоты обмотки радиальная
сила максимальна, почти такой
же она сохраняется на большей
части высоты обмотки, и только
к торцам обмотки радиальные
силы снижаются до 50—70 %.
Растягиваемые обмотки
рассчитываются на прочность,
сжимаемые — на прочность и
устойчивость (потерю формы).
Рассмотрим круглую ка-
тушку обмотки с числом вит-
ков и ударным током /уд, ко-
торая находится в осевом поле
с индукцией Ву. На единицу
длины дуги катушки действует
удельная радиальная сила:
Q ^уд^к^у^уд
Ад^к^уд-(35)
В этой формуле индукция
(средняя индукция по ширине
катушке) дана так, как обычно
она считается при расчетах
трансформаторов, т. е. при ус-
тановившемся токе, поэтому в
формулу и введено .
Силу растяжения в прово-
дах катушки можно определить,
пользуясь известными прие-
мами расчета плоских ферм.
Мысленно разрежем катушку
по диаметру D и отбросим
одну половину катушки, заме-
нив действие этой половины
двумя силами растяжения Ераст
(рис. 11.14). Для нахождения
Ераст решается уравнение рав-
новесия
2^раст = X
х cosot^cx = /)5оср, (36)
где S — сечение проводников
катушки и оср — среднее напря-
жение растяжения проводни-
ки??^
Рис. 11.14. Радиальные силы растяжения в обмотке трансфор-
матора.
а) к расчету радиальной силы, 6) распределение электромагнитной
нагрузки по проводам катушки, в) распределение напряжения рас-
тяжения по проводам при различных модулях упругости Еиз витковой
изоляции (1 — Еиз= 1 МПа, 2 — = 10 МПа, 3 - Еиз = 100 МПа).
212
Стойкость при токах короткого замыкания
Глава 11
Реально катушка состоит из многих вит-
ков, в пределах радиального размера по вит-
кам радиальная сила распределена неравно-
мерно: на внешнем витке сила минимальна,
на внутреннем — максимальна. Катушка
представляет собой с точки зрения механи-
ческого расчета многослойную оболочку:
жесткие слои — проводники, мягкие слои —
витковая изоляция. Внутренние слои, рас-
тягиваясь, давят на соседние витки, соз-
давая в изоляции напряжения сжатия. Из-за
этого происходит выравнивание напряже-
ний растяжения по проводникам (рис. 11.14).
Решение этой сложной механической задачи
дано в [18]. Максимальное напряжение на
внутреннем витке составляет
Ораст = °ср(> + Т), (37)
где коэффициент т рассчитывается по отно-
сительно несложной формуле при допуще-
нии о линейных механических характерис-
тиках меди (алюминия) и изоляции [18].
Напряжение растяжения провода <граст
не должно превышать допустимого значе-
ния [а].
Если этот предел превзойден, может быть
проделан уточненный расчет с учетом нели-
нейности материалов, при этом появляется
ограничение в относительной остаточной
деформации крайнего провода еост выше оп-
ределенного допускаемого предела [еост] —
= 1,5 %, опасного из-за возможного разрыва
изоляции. Значение еост находится по меха-
нической характеристике растяжения про-
вода о(е). Есть и еще одно условие. При рас-
тяжении внутреннего провода после КЗ
происходит увеличение его диаметра, т. е.
увеличивается внутренний радиус обмотки
на величину абсолютной остаточной дефор-
мации, равной 5 = 0,5еост£). Если это увели-
чение более допустимого [5] = 1,5 мм, то
требуется произвести проверку электриче-
ской прочности между обмотками.
Как правило, обеспечение прочности
растягиваемых обмоток вызывает затрудне-
ния только в трансформаторах большой
мощности, для которых при этом прихо-
дится идти или на дополнительное вложе-
ние меди, или применять упрочненные
сплавы.
Расчет прочности сжимаемых обмоток
во многом похож на расчет растягиваемых
обмоток с заменой растяжения на сжатие.
Однако при сжатии радиальные силы при-
водят к радиальному изгибу проводников
в пролете между рейками (рис. 11.15). Поэ-
тому к расчету на сжатие добавляется и рас-
чет на изгиб. Механический расчет напря-
жения изгиба многослойной конструкции
является сложной задачей [19]. Практиче-
ские расчеты в настоящее время проводят
по программам (например, по системе про-
грамм РЭСТ, [10]). В результате находят
суммарное радиальное напряжение орад
(сжатие и изгиб многослойной обмотки
в радиальном направлении между столбами
рейками).
Проводники катушек находятся в слож-
ном пространственном напряженном состо-
янии под действием не только радиальных
растягивающих (или сжимающих) и изгиба-
ющих сил, но и осевых изгибающих сил,
рассмотренных в предыдущем разделе. Поэ-
тому дополнительно для проверки прочнос-
ти наиболее напряженного провода каждой
катушки находится суммарное механичес-
кое напряжение
^раст + %с
для растягиваемых обмоток; (38)
^рад %с
для сжимаемых обмоток. (39)
Это суммарное напряжение не должно
превышать допустимого напряжения [ох]
для меди или алюминия.
Рис. 11.15. Вид обмотки, полу-
чившей деформации потери про-
чности под действием сжимаю-
щих радиальных сил КЗ (о), и по-
терявшей устойчивость под дейс-
твием радиальных сил КЗ (б).
§6
Радиальные силы в обмотках
213
Таблица 11.4
Темпе- ратура, °C Материал
Медь Алюминий
Напряжение, Мпа
l<?d [а] loj [а]
105 115 73 37 27
140 109 70 36 25
200 98 63 33 22
250 91 57 — —
Значения допускаемых напряжений [о]
и [nJ приведены в таблице 11.4.
Температура провода перед КЗ прини-
мается при расчетах равной 140 °C. Эта тем-
пература соответствует условной макси-
мальной температуре и в случае необходи-
мости может быть уточнена в зависимости
от результатов теплового расчета трансфор-
матора, условий его эксплуатации и режи-
мов аварийных КЗ. Приведенные в таблице
данные соответствуют отожженной меди
и отожженному алюминию. Более высокие
механические параметры имеют начинаю-
щие широко применяться упрочненные
сплавы.
Как уже указывалось, сжимаемые ради-
альными силами обмотки могут потерять не
только прочность (рис. 11.15), но и устойчи-
вость (рис. 11.16).
Потеря устойчивости обмоток — одна из
самых частых причин аварий трансформа-
торов в эксплуатации и при испытаниях на
стойкость при КЗ. Характерная деформация
потери радиальной устойчивости — волна ра-
диальных деформаций вдоль почти всей вы-
соты обмотки там, где максимальна осевая
индукция магнитного поля рассеяния. Дефор-
мированная при потере устойчивости каждая
катушка почти по всему периметру «обжима-
ет» расположенный внутри нее стержень или
обмотку, а в одном месте она имеет несиммет-
ричный выброс, волну, (в зарубежной литера-
туре для такой деформации встречался образ-
ный термин «лепесток маргаритки»). Экспе-
рименты в специальном устройстве МДУ [19,
27] на моделях обмоток и короткозамкнугых
кольцах воспроизводят эту деформацию. Ос-
циллографирование процесса при КЗ с запи-
сью динамических деформаций показало, что
перед потерей устойчивости в плоскости ка-
тушки развиваются сложные радиальные ко-
лебания. Потеря устойчивости происходит
в области неблагоприятного сложения про-
странственных гармоник этих колебаний.
В устройстве МДУ испытаны сотни мо-
делей, имеющих диаметр и радиальный раз-
мер, соответствующие обмотке трансформа-
тора, но существенно меньшую высоту. Вы-
явлено большое количество влияющих на
критическую радиальную силу факторов и
явные недостатки и противоречия приме-
нявшихся ранее относительно простых фор-
мул потери устойчивости кольца при стати-
ческой нагрузке. В последние годы появились
теоретические работы с попытками создать
практическую методику расчета. Однако на-
иболее приемлемой показала себя эмпири-
ческая методика расчета ВЭИ [3]. Она появи-
лась в результате обобщения результатов
динамических испытаний моделей обмоток
(в том числе прототипов обмоток реальных
трансформаторов) и испытаний трансформа-
торов на стойкость при КЗ.
Методика расчета на радиальную устой-
чивость заключается в расчете среднего на-
пряжения сжатия каждой катушки обмотки
оср и сравнении его с критическим напряже-
нием [скр]:
[акр] = KXK2K2D(\ + К4Ь)К5, (40)
где — коэффициент, зависящий от осево-
го давления в прокладках о(у), определяемо-
го при расчете осевых сил, этот коэффици-
ент отражает то, что критическое давление
увеличивается при увеличении о(у); —
коэффициент, зависящий от модуля упру-
гости материала (меди или алюминия), он
различен для случаев наличия и отсутствия
радиальных опор относительно стержня
магнитопровода или другой обмотки (при
расчете трансформаторов принимается, что
опоры обмоток на стержень нет); — ко-
эффициент, зависящий от числа столбов
прокладок обмотки; — коэффициент, за-
висящий от расстояния между центрами
опорных элементов (пролета), он минима-
лен при больших пролетах и при отсутствии
опор; К5 — коэффициент, отражающий за-
висимость от типа провода (обычного, под-
разделенного, транспонированного); D —
диаметр обмотки; b — осевой размер про-
вода.
Формула, подробное содержание кото-
рой дано в [3], учитывает также, намотана ли
обмотка на бумажно-бакелитовый цилиндр
или на другую обмотку, имеется ли склейка
витков, применен ли провод из упрочненно-
го сплава и другие практически важные конс-
труктивные и технологические факторы.
214
Стойкость при токах короткого замыкания
Глава 11
Рис. 11.16. Вид обмотки, потерявшей устойчивость под действием радиальных сил КЗ.
При расчетах трансформаторов считает-
ся, что обмотка не имеет радиальных опор.
Объяснением этого служит то, что стержни
трансформаторов имеют ступенчатое сечение,
не обеспечивающее качественную радиаль-
ную опору. Кроме того, при сушке трансфор-
матора возникают зазоры из-за усушки изо-
ляции. Подтверждение того, что при расчетах
необходимо использовать вариант «без опор»
было обосновано большим эксперименталь-
ным материалом (анализом аварий и повреж-
дений при испытаниях). Это важное положе-
ние характерно не только для отечественной
практики, оно принято и за рубежом [6].
§7
Тангенциальные силы
215
7. Тангенциальные силы
В эксплуатации и при испытаниях
на стойкость при КЗ наблюдаются дефор-
мации, которые свидетельствуют о дейс-
твии на обмотки тангенциальных сил КЗ
(рис. 11.17).
Возможные последствия действия этих
сил:
♦ поворот всей обмотки вокруг своей оси,
♦ скручивание (или раскручивание) об-
мотки, когда верхняя и нижняя полови-
ны поворачиваются в разные стороны,
♦ комбинация поворота и скручивания об-
мотки или ее части;
♦ тангенциальные перемещения и изгибы
вертикальных и горизонтальных отво-
дов,
♦ повороты и изгибы крайних витков отде-
льных катушек, переходов между катуш-
ками.
В результате тангенциальных перемеще-
ний обмоток могут возникнуть опасные де-
формации отводов, их натяжение, сопри-
косновение с прессующими кольцами и дру-
гими деталями. При этом moivt произойти
замыкания между витками или на землю,
что влечет дальнейшие разрушения.
Часто возникают хорошо видимое тан-
генциальное смещение реек с прокладками,
свидетельствующее о повороте или скручи-
вании обмоток. Рейки с прокладками могут
переместиться так, что не станут опираться
на концевую изоляцию, тогда обмотка по-
теряет прессовку, возникнет осевая несим-
метрия обмоток, вызывающая опасные осе-
вые силы.
Теоретически тангенциальная сила воз-
никает тогда, когда в обмотке имеется осе-
вой или радиальный ток. Эта сила опре-
деляется как алгебраическая сумма двух
произведений осевого тока на радиальную
Рис. 11.17. Вид обмотки НН
трансформатора мощностью
400 МВ - А, поврежденной («по-
вернутой») тангенциальными
силами КЗ.
216
Стойкость при токах короткого замыкания
Глава 11
индукцию и радиального тока на осевую ин-
дукцию.
По данным расчета радиального поля
рассеяния обмоток можно определять тан-
генциальные силы на элементы обмотки,
кривая Вх(у) в определенном масштабе от-
ражает составляющую тангенциальной си-
лы, возникающую от постоянной по всей
высоте обмотки осевой составляющей тока
в обмотке.
Тангенциальная сила, действующая на
часть обмотки высотой Ду, определяется по
формуле:
FT(&y) = Вхср х / х Ду, (41)
у + Ду
где £vcp = j Вх(у) х dy — средняя индук-
У
ция на отрезке Ду.
Можно также применить приближен-
ную формулу:
Гт(Ду) = ±[Р(у) - Р(у + Ду)] х
х (Л/я/))/и;, (42)
где Л, D и w — высота, средний диаметр и
число витков обмотки; /w — ампервитки ос-
новного тока обмотки; Р(у) и Р(у + Ду) —
интегральные осевые силы на нижней и вер-
хней границе рассматриваемой части обмот-
ки высотой Ду [21].
Отношение высоты обмотки к длине
витка обмотки (h/nD) обычно в трансформа-
торах близко к единице. Поэтому формула
(42) имеет ясный физический смысл:
— тангенциальная сила, действующая
на обмотку (или ее часть), примерно соот-
ветствует осевой силе, действующей на эту
обмотку, деленной на число витков этой об-
мотки.
Как видно, тангенциальные силы тем
больше, чем больше осевые силы, но самое
главное, они возрастают с уменьшением
числа витков обмотки. Это значит, что тан-
генциальные силы при близких осевых си-
лах намного больше в низковольтных об-
мотках, чем в высоковольтных.
Например, тангенциальная сила скручи-
вания обмотки
^твсрх ~ (^низ Лзсрх) Х
х (Л/л/Д/уг, (43)
где w — число витков обмотки (концентра).
Тангенциальные силы, действующие на
части отводов обмотки, например, на гори-
зонтальную часть верхнего отвода могут
быть определены по формуле:
^тг.отв.всрх ~ ^увсрх X Aj X АуД X
X /уд X /'г.отв.всрх, (44)
где Я рх — среднее значение осевой состав-
ляющей индукции по длине отвода Аг.ОТв.всрх-
Направление действия тангенциальных
сил может быть определено как по правилу
«левой руки», так и по специфическому пра-
вилу для этого вида сил:
тангенциальные силы в обмотке, нахо-
дящейся в собственном (или «естествен-
ном») магнитном поле всегда закручивают
обмотку (уменьшая диаметр обмотки).
Это универсальное правило, легко про-
веряемое применением правила «левой ру-
ки», полезно запомнить, так как оно позво-
ляет проводить определение направления
действия тангенциальных сил и проводить
проверку сложных расчетов. Направление
тангенциальной силы не зависит от вы-
бранного направления тока (аналогично
осевой и радиальной силам).
Виды тангенциальных сил КЗ, действу-
ющих на обмотку и отводы представлены
на рис. 11.18. На этом рисунке стрелками
показаны тангенциальные силы и вызываю-
щие их ток и индукция. Видно, что танген-
циальные силы возникают и в катушках, и
горизонтальных и вертикальных частях верх-
них и нижних отводов. Существенные тан-
генциальные силы могут возникать на отво-
ды (на рисунке не показаны), расположен-
ные в магнитном поле внутри обмоток (на-
пример, на отводе от середины обмотки при
его расположении вдоль стержня магнито-
провода). Могут быть рассчитаны также тан-
генциальные силы Гтниз и Fx всрх, действую-
щие на нижнюю и верхнюю половину обмо-
ток. Их алгебраическая сумма — это суммар-
ная тангенциальная сила, действующая на
обмотку.
Расчет тангенциальных сил в транс-
форматорах показал, что в обмотках НН
при КЗ возникают поворачивающие силы
до 10 тонн, а на отводы действуют силы
в несколько тонн.
Для каждого типа обмотки имеются свои
особенности действия тангенциальных сил.
В частности, в обмотке с вводом в середину
тангенциальные силы половин обмоток не
вычитаются, как в обмотках других типов, а
складываются. При этом возникает суммар-
ная тангенциальная сила, поворачивающая
обмотку. Радиальная и осевая составляющие
тока имеются в «явном виде» в отводах и пе-
реходах или их частях, расположенных гори-
зонтально и вертикально.
§7
Тангенциальные силы
217
Рис. 11.18. Виды тангенциаль-
ных сил КЗ, действующих на об-
мотку и отводы.
1 ангенциальные силы сдерживаются в
основном силами т рения на торцах об.моюк
в прокладках. Тангенциальные силы пере-
даются также на закрепление отводов обмо-
юк. В случаях наличия радиальной опоры
обмотки можно рассчтываи» на возмож-
ность закрепления этих опор с обмоткой
(раскл иновкой цилиндра на шержне, упо-
рами цилиндра на торцах и т. д.) для пре-
дотвращения поворота обмо!кп или ее эле-
мен iob.
Условие необходимой прочности обмот-
ки или се участка но отношению к ташспин-
альной силе при oicyiст вин жесткою закреп-
ления 01 волов в общем случае заключается в
том, что суммарная сила трения (сумма силы
трения сверху и силы трения снизу oi рас-
сматриваемого участка) больше тангенциаль-
ной силы, действующей на этот участок.
Если коэффиииет прессовки A'Iip > 1, то
зазоров в обмотке не возникаем, сила трения
нолношью компенсирует ним спинальную
силу, и никаких iam спинальных перемеще-
нии вообще ней В друюм крайнем случае
при полном oicyiciвии прессовки обможи
(А'ир — 0) небольшие ташенииальные силы
moivi вызываю большие lain енциальныс
перемещения oomoikh. В случае, koi да на
обмо!к\ дсйс1в\ю1 сжимающие осевые си-
лы, большую часть времени об.можа будет
оюрвана л ими силами oi опор, т. е. также
можно условно принять = 0. Когда сил
Iрения нет. обмотка но инерции продолжает
щипаться (поворачиваться) и тогда, коша
218
Стойкость при токах короткого замыкания
Глава 11
тангенциальная сила проходит в режиме КЗ
через нулевое значение. Кроме того, в рас-
прессованной обмотке возможно возникно-
вение вибрационного самопроизвольного
тангенциального перемещения.
В общем случае для определения танген-
циального перемещения S(r) а необходимо
решать дифференциальное уравнение вида:
(PSjt) = ^[(//Д,)2,?]-/^ 45
dt2 т
Даже при ряде упрощений (FTp = 0) рас-
чет уравнения (15) достаточно сложен, так
как зависимость от времени тангенциальной
силы Гт[(///уд)2, Г)] достаточно сложна.
При ряде допущений может быть оцене-
но тангенциальное перемещение обмотки
(концентра) по формуле:
д£ = х Д-2, (46)
т 2
где FTv _ суммарная тангенциальная сила,
действующая на весь концентр обмотки; ДГ —
время действия силы; т — масса обмотки;
NK — расчетное число периодов КЗ. Напри-
мер, при расчетном числе пиков тока в КЗ,
равном 10 и числе КЗ, равном 5, может быть
принято NK= 5 х 10 = 50.
При конструировании обмоток необхо-
димо применять такие конструкции отводов
и их креплений, которые способны воспри-
нимать суммарные тангенциальные силы,
действующие на обмотку и отводы.
Особое внимание следует уделить отво-
дам, расположенным в канале между обмот-
ками или между обмоткой и стержнем маг-
нитопровода. Лучше вертикальный отвод
располагать в канале между обмоткой и
стержнем, где относительно проще обеспе-
чить закрепление этого отвода относительно
стержня (клиньями, бандажами и пр.). В ка-
нале между обмотками можно располагать
отводы только с малыми токами, т. к. при
больших токах возникают опасные танген-
циальные силы, а конструктивно закрепить
вертикальный отвод обычно затруднительно.
Действие тангенциальных сил имеет
особенность, заключающуюся в накоплении
тангенциальных перемещений в обмотках.
Такой кумулятивный эффект, приводящий
к накоплению после каждого КЗ сдвига реек
и столбов прокладок, в конечном итоге мо-
жет привести к соскакиванию столбов про-
кладок с ярмовой изоляции, потере прессовки
обмотки и т. д. Поэтому необходимо учиты-
вать как число, так и частности электродина-
мических воздействий, которым подверга-
ются трансформаторы. При составлении
программ испытаний при КЗ необходимо
стремиться как можно к меньшему числу
электродинамических воздействий. Напри-
мер, не следует допускать большого числа
наладочных опытов, ограничивать проведе-
ние дополнительных опытов КЗ, не допус-
кать «переиспытаний» трансформаторов ни
по числу опытов КЗ, ни по их длительно-
сти, ни по величине ударного тока в обмот-
ках.
Для повышения стойкости обмоток
по отношении' к тангенциальным силам в
трансформаторах, так же, как и к осевым и
радиальным, необходимо обеспечивать как
можно большую силу прессовки, как можно
большую надежность длительного сохране-
ния силы прессовки в эксплуатации. Эта ре-
комендация должна выполняться и при рас-
чете трансформаторов (например, выбором
как можно большего коэффициента прес-
совки), и, что особенно важно, при изготов-
лении обмоток. Необходимо, чтобы были
выполнены следующие технологические ме-
роприятия при изготовлении и обработке
обмоток:
♦ применение малоусадочных изоляцион-
ных материалов;
♦ прессовка столбов прокладок перед на-
моткой обмоток, контроль размеров и
числа прокладок в каждом столбе про-
кладок;
♦ осевая подпрессовка обмоток при их на-
мотке;
♦ сушка обмоток под давлением;
♦ тщательный контроль осевых размеров
обмоток на всех технологических опера-
циях, доводка размеров до нормируемых
(вложение или изъятие прокладок);
♦ сохранение обмоток без их увлажнения
в течение промежутка времени между
окончанием сушки обмоток и монтажом
на 3-й сборке;
♦ циклическая запрессовка — распрессов-
ка обмоток на трансформаторе после 3-й
сборки.
8. Термическая стойкость
трансформаторов при КЗ
Ток КЗ не только создает электроди-
намические силы в обмотках, но и приво-
дит к нагреву и термическим деформациям
в токоведущих элементах, что может быть
опасным для изоляции, мест пайки и свар-
ки проводов, болтовых токоведущих соеди-
нений (особенно тогда, когда болты недо-
§8
Термическая стойкость трансформаторов при КЗ
219
статочно сильно затянуты) и т. д. Опыт
показывает, что как правило, силовые
трансформаторы имеют достаточный естес-
твенный запас по термической стойкости.
При разработке новых трансформаторов
термическая стойкость проверяется расче-
том нагрева обмотки — расчетом средней
температурой обмотки 0! (в °C) в конце ко-
роткого замыкания [2]:
е,= е0+«А-юЧ (47)
По нормам стандарта ГОСТ 11677—85
эта температура 0! не должна превышать до-
пустимую 02. Для масляных трансформато-
ров с медными обмотками это 250 °C, с алю-
миниевыми — 200 °C.
В формулу входят величины:
0О — начальная средняя температура об-
мотки, равная сумме максимально допусти-
мой температуры окружающей среды по
ГОСТ 15543.1 (для масляных трансформато-
ров это 40 °C) и превышения температуры
обмотки над окружающей средой при номи-
нальной нагрузке трансформатора (для масля-
ных трансформаторов это не более 65 °C); j —
плотность установившегося тока КЗ, А/мм2;
Гк — длительность короткого замыкания; сек.
а — функция от величины (02 + 0о)/2,
см. таблицу 11.5:
Максимально допустимая продолжи-
тельность КЗ нормируе1ся 3 с для транс-
форматора класса напряжения 110 кВ и вы-
ше и 4 с для класса напряжения 35 кВ и
ниже. При токе, меньшем /к, допускается
увеличенная длительность КЗ обратно про-
порциональная квадрату тока, но не выше
15 с.
Стандартом ГОСТ 116777 предписыва-
ется подтверждать расчетную термическую
стойкость испытаниями одновременно с ис-
пытаниями на электродинамическую стой-
кость при КЗ в том случае, если это позво-
ляет испытательная установка. Как прави-
ло, на ударных стендах пользуются этой
оговоркой и очень неохотно идут на терми-
ческие испытания трансформаторов, т. к.
подвергать нагреву в течение 3—4 с ударный
генератор или ударные трансформаторы
опасно.
В связи с рядом вопросов, связанных
с электродинамической стойкостью транс-
форматоров при КЗ, возникают задачи рас-
четов процесса нагрева проводников обмо-
ток. При этих расчетах вполне можно пола-
гать процесс адиабатическим, при котором
всё выделяющееся в проводниках тепло из-
за протекания по нему тока идет на его на-
грев, а внешний теплоотвод отсутствует. Та-
кое допущение уместно, т. к. обычно посто-
янная времени нагрева проводников в масле
или в воздухе составляет несколько десятков
минут (постоянная времени нагрева всего
масляного трансформатора составляет су-
щественно больше — 1—3 часа), а процесс
нагрева при КЗ длится всего доли секунды
или единицы секунд. Однако и в этом случае
расчет процесса не тривиален, т. к. его ос-
новные параметры — удельное сопротивле-
ние и удельная теплоемкость меди (и алю-
миния) — изменяются с изменением темпе-
ратуры. Например, полезно помнить, что на
каждый градус увеличения температуры
происходит увеличение электрического со-
противления примерно на 0,4 %.
На рис. 11.19 приведены удобные уни-
версальные графики, которые позволяют ре-
шать различные варианты задач, возникаю-
щих в связи с нагревом проводников. Таких
вариантов насчитывается 4. В каждом из ва-
риантов стоит задача определения одной из
неизвестных величин по заданным осталь-
ным (таблица 11.6):
♦ конечной температуры проводника (об-
мотки) 7"2,
♦ начальной температуры Tj,
♦ времени нагрева А/,
♦ плотности тока j.
При расчетах необходимо определить
промежуточную величину А/о. График на
рис. 11.19 представляет собой зависимость
от температуры Т условного времени нагре-
ва Го при плотности тока 100 А/мм2. В зада-
чах вариантов № 3 или № 4 может быть за-
дана не температура Т{ (или Г2), а повыше-
ние температуры АТ= Т2- Тх. В этом случае
нужно вначале определить Т2 = Тх + АГ (или
Т\ = Т2 — &Т). Аналогично делается (в конце
расчета), если в задачах № 1 или № 2 требу-
ется определить не температуру, а ее повы-
шение А Г.
Таблица 11.5
(е2 + е0)/2 140 160 180 200 220 240 260
а Си 7,41 7,80 8,20 8,59 8,99 9,38 9,73
А1 16,5 17,4 18,3 19,1 — — —
220
Стойкость при токах короткого замыкания
Глава 11
Таблица 11.6
№ варианта задачи Заданные параметры Нужно Найти Ход расчета
1-й шаг 2-й шаг
1 j At Ту т2 Рассчитать Найти по графику Т"2
2 j &t Т2 Ту ДГ0= kt(j/100)2 Найти по графику 7\
3 j Ту Т2 А/ Найти по графику Рассчитать ДГ = ДГ0 (у/100)2
4 kt Ту т2 j дг0 Рассчитать j = 1 ОО(ДГо/ДГ)0’5
Рис. 11.19. Вспомогательные
графики для расчета задач ади-
абатического нагрева провод-
ников. (Кривые нагрева меди и
алюминия без охлаждения при
плотности тока 100 А/мм2).
При практических расчетах нагрева про-
водников пользуются также формулами пе-
ресчета сопротивлений R и температур Т:
Rti/Rt\ ~ (235 + Г2)/(235 + 7\) для меди и
Rtz/Rt\ = (225 + Г2)/(225 + Г]) для алюминия.
9. Испытания трансформаторов
на стойкость при КЗ
и экспериментальные исследования
Испытания на стойкость при КЗ — важ-
ный этап разработки новых трансформато-
ров. При испытаниях подтверждается пра-
вильность принятых технических решений,
принятые расчетные запасы. Кроме того,
методика расчета магнитного поля, механи-
ческих напряжений, деформаций, переме-
щений имеет ряд допущений. Принимается,
например, что материалы (проводниковые,
изоляционные) имеют определенные меха-
нические свойства, а в действительности
возможны отклонения, замена материалов и
т. д. Кроме того, испытания по существу
контролируют технологию изготовления и
сборки всех основных узлов трансформато-
ра, в том числе плотность намотки обмоток,
необходимый натяг провода при намотке,
точность установки прокладок и т. д., соблю-
дение технологических требований (прес-
совку обмоток, выполнение мер стабилиза-
ции высоты обмотки и т. д.). Как показала
многолетняя практика, проведение испыта-
ний на стойкость при КЗ фактически явля-
ется единственной действенной проверкой
не только стойкости обмоток и узлов прес-
совки к действию осевых, радиальных и тан-
генциальных сил, но и общего качества из-
готовления и сборки трансформатора, пра-
вильности выбора материалов. Испытания
дают важный материал для совершенствова-
ния методов расчета стойкости при КЗ. При
испытаниях выявляются ошибки и недочеты
в конструкции, на которые по разным при-
чинам не обратили внимание, например на
прочность закрепление отводов, соедини-
тельных шин и т. д. Проходят проверку на
действия электродинамических сил вводы
вместе с подсоединенными к ним отводами.
Особенно важны испытания для тех случаев,
когда в трансформаторах применяются но-
вые конструктивные и технологические ре-
шения, надежная проверка которых невоз-
можна ни расчетом, ни моделированием.
Вместе с тем испытание на стойкость
трансформаторов достаточно обременитель-
ны для завода-изготовителя. Ведь испыта-
ния проводят на специализированных ис-
пытательных ударных стендах, расположен-
ных вне завода, часто в другом городе. На
транспортировку трансформатора, испыта-
ния, ревизии, разборку проходит большое
время, стоимость испытаний высока.
§ 9 Испытания трансформаторов на стойкость при КЗ и экспериментальные исследования
221
Ударный стенд имеет источники кратков-
ременной большой мощности. Это могут
быть ударные генераторы — специальные
турбогенераторы большой мощности, не име-
ющие форсированного охлаждения, но име-
ющие повышенную динамическую стойкость
при КЗ, и вращающиеся без нагрузки на валу.
Стенд может быть и сетевым, если он
расположен рядом с мощной электрической
станцией или линией передачи. Тогда на се-
тевом стенде должны быть мощные и дина-
мически стойкие при частых и многих на-
грузках т. н. ударные трансформаторы.
На ударном стенде должен быть специ-
альный коммутационный аппарат — замы-
катель цепи КЗ с точным временем включе-
ния в нужную фазу напряжения.
Процедура испытаний, принятая в РФ,
подробно описана в стандарте ГОСТ 20243
«Трансформаторы силовые. Методы испыта-
ний на стойкость при коротком замыкании».
При подготовке трансформатора к испы-
таниям составляется программа испытаний, в
которой помимо прочего проводится анализ
расчета и выбор на основе данных этого рас-
чета наиболее опасных режимов испытаний.
В каждом из режимов испытаний транс-
форматор должен подвергаться пяти зачет-
ным опытам КЗ: четырем — в режиме, соот-
ветствующему такому ответвлению, при ко-
тором расчет дал самые большие силы и
самые малые коэффициенты запаса, и одно-
му — при полностью включенных витках об-
моток, участвующих в этом режиме. Каждый
зачетный опыт КЗ является для трансфор-
матора «тяжелым испытанием», вероятность
того, что он подвергнется такому испыта-
нию в эксплуатации очень мала. Поэтому
необходимость пятого зачетного опыта с
полным числом витков, вообще говоря, сей-
час считается сомнительной, т. к. он факти-
чески проверяет не стойкость обмоток, а на-
дежность пайки и сварки проводников и на-
дежности контактов переключателей.
Длительностьзачетных опытов — 0,5—1 с,
но допускается и 0,2 с. Для проверки терми-
ческой стойкости длительность 5-го зачетно-
го опыта КЗ увеличивается до величины tK
(3—15 с), если это допускается испытатель-
ной установкой.
Последовательность режимов испыта-
ний выбирается соответственно ожидаемо-
му увеличению расчетных сил.
Трехфазные трансформаторы предпола-
гается испытывать в трехфазном режиме (ес-
ли это допускает ударный стенд) или пофаз-
но. В этом случае обычно применяют так на-
зываемые эквивалентные схемы испытаний
(рис. 11.20). Смысл применения этих схем в
том, чтобы по возможности ближе к трех-
фазному испытанию воспроизвести влияние
магнитного поля, создаваемому током в со-
седних фазах.
При опытах КЗ трансформатор, замкну-
тый предварительно накоротко, подключа-
ют в определенный момент времени (для
обеспечения необходимой апериодической
составляющей и ударного тока КЗ) к мощ-
ному источнику переменного тока: ударно-
му генератору или сети. Можно также вна-
чале подать напряжение на одну обмотку, а
потом в нужную фазу замкнуть вторичную
обмотку. И первый, и второй способ имеет
свои преимущества и недостатки.
При первом способе до включения
трансформатора напряжение (напряжение
XX) будет существенно больше напряжения
на трансформаторе в опыте КЗ. При этом
увеличенного напряжения на трансформато-
ре не будет ни в один момент времени как из-
за падения напряжения в источнике (гене-
раторе, сети), так и из-за того, что обычно
для получения максимальной апериодичес-
кой составляющей в токе КЗ включение
производят в момент времени, когда напря-
жение проходит через нулевое значение.
Первый способ позволяет более полно
использовать мощность стенда. Как извест-
но, максимальную мощность можно полу-
чить от источника тогда, когда сопротивле-
ние нагрузки равно внутреннему сопротив-
лению источника. В этом случае мощность в
нагрузке (на испытуемом трансформаторе)
будет равна 5кз/4, где 5КЗ — т. н. условная
(никогда не достижимая на нагрузке) мощ-
Рис. 11.20. Схемы испытаний трех-
фазного трансформатора от од-
нофазного источника напряже-
ния (эквивалентные схемы). Двумя
стрелками обозначена испытывае-
мая фаза, по которой протекает ток
КЗ вдвое больший, чем в двух дру-
гих фазах.
а — обмотки трансформатора соеди-
нены в звезду;
б — обмотки трансформатора соеди-
нены в треугольник.
222
Стойкость при токах короткого замыкания
Глава 11
Рис. 11.21. Схемы принудитель-
ного намагничивание транс-
форматора со стороны закоро-
ченной обмотки перед опытом
КЗ для ликвидации броска на-
магничивающего тока:
а — при испытании однофазного
трансформатора, б, в — при испы-
таниях трехфазного трансформа-
тора с закорачиваемыми обмот-
ками соединенными в звезду и тре-
угольник;
/ — источник напряжения (удар-
ный генератор, сеть), 2 — замыка-
тель, 3, 4, 5 — испытываемый
трансформатор и его первичная и
вторичная обмотки, <5, 7 — выклю-
чатели, 8 — источник постоянного
тока (генератор, аккумулятор), 9 —
токоограничивающий резистор.
Рис. 11.22. Схема принудитель-
ного намагничивания перед опы-
том КЗ трансформатора со сто-
роны подключаемой к напряже-
нию обмотки для ликвидации
броска намагничивающего тока:
1 — источник напряжения (удар-
ный генератор, сеть), 2— замыка-
тель, 3, 6, 8 — выключатели, 4 —
испытательный (ударный) транс-
форматор, 5 — источник постоян-
ного тока (генератор, аккумуля-
тор), 7 — токоограничивающий
реактор, 9 — токоограничиваю-
щий резистор, 10 — испытывае-
мый трансформатор. Сплошными
стрелками показано направление
переменного тока КЗ, пунктир-
ными — постоянного тока намаг-
ничивания.
ность КЗ генератора (или сети), равная про-
изведению напряжения XX на ток КЗ.
При втором способе перед испытанием на
КЗ трансформатор какое-то время оказывает-
ся включенным на повышенное напряжение.
Но это напряжение XX по стандарту не долж-
но быть больше 1,15 номинального, иначе
получится недопустимое перевозбуждение
трансформатора. Поэтому мощность источ-
ника будет расходоваться нерационально.
В первом случае возможно возникнове-
ние намагничивающего тока из-за насыще-
ния магнитной системы. Например, при по-
даче напряжения на обмотку, ближайшую
к стержню (при закороченной внешней об-
мотке), вначале процесса КЗ возникает
сильное насыщение стержня. При этом
ударный ток первичной внутренней обмот-
ки оказывается больше тока вторичной об-
мотки (приведенного к первичному). В ре-
§ 9 Испытания трансформаторов на стойкость при КЗ и экспериментальные исследования
223
Рис. 11.23. Укрупненная блок-
схема пакета программ РЭСТ
(расчет электродинамической
стойкости трансформаторов).
[Расчет тангенциальных сил|
| Расчет1 потерЬ'ина7^И^-Ч Оформление результатов ]
зультате искажается магнитное поле и силы,
например существенно снижаются радиаль-
ные силы сжатия внутренней обмотки и по-
вышаются осевые силы внешней обмотки.
Такой режим принципиально возможен и в
эксплуатации (например, случайное вклю-
чение трансформатора после его ремонта
«на закоротку», что встречалось на практи-
ке). Но этот режим может оказаться и менее
опасным, чем режим без насыщения. Поэ-
тому при возникновении намагничивающе-
го тока при испытаниях трансформатор мо-
жет оказаться «недоиспытанным».
Отечественный стандарт [2] предписыва-
ет при испытаниях принимать меры, исклю-
чающие насыщение магнитной системы. Для
этого разработано несколько способов. На-
иболее простой способ — использование ос-
таточной индукции в стержне. Этот способ
основан на том, что при испытаниях аперио-
дическая составляющая тока КЗ намагничи-
вает стержень, эта намагниченность остается
после опыта КЗ, т. к. в силу кратковременнос-
ти времени опыта КЗ он не успевает размаг-
нититься. Для снижения намагничивающего
тока очередной опыт необходимо произво-
дить с измененной на 180° фазой напряжения.
Разработаны схемы намагничивания
трансформатора от источника постоянного
тока небольшой мощности перед опытом
КЗ. К ним относится приведенная в прило-
жении к стандарту схема намагничивания со
стороны закороченной обмотки, применяе-
мая на стенде НИЦ ВВА (рис. 11.21), и схе-
ма намагничивания со стороны испытывае-
мой обмотки [30], применяемая на стенде
ВЭИ (рис. 11.22).
При испытаниях требуется обеспечить,
224
Стойкость при токах короткого замыкания
Глава 11
чтобы ударный ток отклонялся от нормиру-
емого не более, чем на 5 %, а установивший-
ся — на 10 %.
Стандарт регламентирует проводить ис-
пытания на предварительно нагретом транс-
форматоре (до рабочей температуры), одна-
ко на испытательном стенде обеспечить это
часто невозможно. Поэтому стандарт допус-
кает проведение испытаний без нагрева, ес-
ли расчетами показано, что механические
напряжения в проводах при максимально
возможной для данного трансформатора тем-
пературе меньше предельно допустимых (для
рабочей температуры). Обычно это для мас-
ляных трансформаторов выполняется. За-
труднения возникают при испытаниях сухих
трансформаторов, в которых расчетом трудно
учесть снижение уровня стойкости при КЗ
из-за размягчения при высокой температуре
изоляционных материалов (например, эпок-
сидной смолы).
Испытания на стойкость при КЗ опасны
из-за возможности возникновения пожара,
что иногда на стендах происходило. Это — од-
на из причин испытания трансформатора без
масла и бака, т. е. испытание выемной части
(возникающий при испытаниях вне бака по-
жар относительно легко потушить). Вторая
важная причина — возможность установки
датчиков силы и перемещений, возможность
визуального наблюдения обмотки элементов
конструкции в процессе опыта КЗ. Поэтому
отечественный стандарт допускает испытания
без бака, хотя силы КЗ в трансформаторе с ба-
ком и без бака различны (сравнительные ис-
пытания и расчеты показали, что это разли-
чие, как правило, не существенно).
Трансформатор считают выдержавшим
испытания на стойкость при КЗ, если после
испытаний не обнаружены остаточные де-
формации и перемещения катушек и витков
обмоток, узлов прессующей конструкции,
Таблица 11.7
1. Область применения Трансформаторы, автотрансформаторы, реакторы без стали, реакторы с немагнитными зазорами.
2. Обмотки Непрерывные, винтовые, дисковые, слоевые.
3. Тип провода Медный, алюминиевый, прямоугольный, круглый, транспонирован- ный, подразделенный.
4. Методы расчета поля Плоскопараллельное с однократным отражением от стержня, стержня и ярем, стержня и бака, стержня, ярем и бака без отражений. Цилин- дрическое без стали. Автоматическое формирование расчетных схем (разбивка на зоны) и координатной сетки (по катушкам).
5. Виды электро- механических воз- действий Осевые силы на обмотку, катушку, прессующие устройства. Необхо- димые силы прессовки, в том числе при общей запрессовке. Радиаль- ные силы на обмотку, катушку, проводник. Тангенциальные силы на обмотку, полуобмотку, катушку (виток), отводы.
6. Виды критериев стойкости Осевая устойчивость (на «полегание»). Силы на опоры. Радиальная ус- тойчивость, прочность, остаточные радиальные Деформации.
7. Исследователь- ские расчеты Осевые силы с учетом динамического характера. Зависимость осевых сил от силы прессовки, от разновысокости и несимметрии обмоток. Зависимость радиальных и тангенциальных сил от осевых сил.
8. Дополнительные возможности Расчет основных и добавочных потерь в обмотках и катушках. Тепло- вой расчет катушек при разных системах охлаждения, Расчет наиболее нагретой точки. Расчет поля на произвольных Отрезках и образующих.
9. Ограничения 10 обмоток (концентров), 30 образующих (отрезков), 200 катушек (то- чек) по высоте обмотки (длине отрезка), 16 типов катушек, 54 типа ка- нала в обмотке, 2 осевых канала в обмотке, 100 отключенных групп ка- тушек, 25 расчетных режимов.
10. Сервисные возможности Диалоговый ввод данных и управление расчетом, вывод результатов в числовые и текстовые файлы, сводные таблицы основных результа- тов расчета, расчет до середины высоты обмотки, вывод графиков по- ля и сил, в том числе сокращенный с экстремальными значениями, ввод и вывод на английском языке.
§ 10 Отраслевая методика расчета и система программ РЭСТ (ВЭИ) 225
отводов и ошиновки. При этом трансформа-
тор должен успешно выдержать повторные
испытания переменным напряжением (двой-
ным индукцирование и 80 % приложенным).
Не должно быть зафиксировано поврежде-
ний по анализу осциллограмм наладочных
и зачетных опытов КЗ. Не допускается пос-
ле испытаний повышение реактивной со-
ставляющей сопротивления КЗ более, чем на
1,5 % для трансформаторов с концентричес-
кими обмотками круглого сечения, снижение
силы прессовки обмоток более, чем на 40 %
и др. Поэтому до испытаний, в процессе ис-
пытаний (в процессе опытов КЗ и между
опытами) и после испытаний предусмотрена
система измерений, вспомогательных испы-
таний, контрольных обмеров, ревизий и раз-
борка активной части. Внутренне состояние
обмоток и узлов конструкции трансформато-
ра недоступны для детального осмотра, поэто-
му очень важно применять средства «неразру-
шающего» дефектографирования поврежде-
ний. Чаще всего применяется измерение из-
менений реактивного сопротивления КЗ, при
этом требуется точность измерений порядка
десятых долей процента [23]. Современным
и одним из наиболее эффективным является
разработанный в ВЭИ метод низковольтных
импульсов (установка «Импульс», [24]).
10. Отраслевая методика расчета
и система программ РЭСТ (ВЭИ)
для расчета электродинамической
стойкости трансформаторов при КЗ
В настоящее время расчеты электродина-
мической стойкости при КЗ при проектиро-
вании трансформаторов проводят, пользуясь
специально разработанными программами.
Первой отечественной системой программ
была система РЭСТ (расчет электродинами-
ческой стойкости), разработанная в ВЭИ [3].
Эта система создана на базе методики рас-
чета ВЭИ, которая основана на многолетних
теоретических и экспериментальных иссле-
дованиях моделей, в том числе полномасш-
табных моделей обмоток при действии ра-
диальных сил МДУ, осевых сил МОУ и
РОСТ [10]. Методика учитывает результаты
многолетних испытаний трансформаторов
на стойкость при КЗ трансформаторов на
стендах ВЭИ, НИЦ ВВА (Бескудниково),
МИС (филиал ВЭИ, Тольятти), а также
опыт разбора аварий при КЗ трансформато-
ров в эксплуатации. Методика расчета ВЭИ
была выпущена в 1977 году как обязатель-
ный для применения на заводах Руководя-
щий документ РД 16.431 «Трансформаторы
силовые. Расчет электродинамической стой-
кости обмоток при коротком замыкании».
В течение всех последующих лет методика
совершенствуется и дополняется на основе
опыта расчетов, результатов исследований,
испытаний. Назначение, возможности и ог-
раничения пакета РЭСТ показаны в таблице
11.7, а блок-схема пакета программ приведе-
на на рис. 11.23.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 11
1. ГОСТ 11677—85. Трансформаторы
силовые. Общие технические условия.
2. ГОСТ 20243—74. Трансформаторы
силовые. Методы испытаний на стойкость
при коротком замыкании.
3. Отраслевая методика расчета: Транс-
форматоры силовые. Расчет электродинами-
ческой стойкости обмоток при коротком за-
мыкании (РТМ16800.428—77, РД 16-431—88) /
В. П. Зенова, А. И. Лурье, Л. И. Мильман,
А. Н. Панибратец. МЭТП СССР. 1977.
4. Манькин Э. А., Левицкая Е. И., Лу-
рье С. И., Мильман Л. И. Прочность транс-
форматоров при коротких замыканиях: мето-
ды испытаний, расчеты на прочность. Доклад
12—11 на сессии CIGRE, Париж, 1968 —
Short-circuit strength of transformers: test,
methods; calculation of short-circuit strength /
CIGRE, Paris, 1968.
5. Лейтес Л. В. Электромагнитные рас-
четы трансформаторов и реакторов. — М.:
Энергия, 1981.
6. Bertagnolli G. Short-circuit duty of
power transformers. ABB Transformatori —
Legnano (Milano) — Italy, 1998.
7. Лурье А. И. Об определении макси-
мального тока при включении цепи RL на пе-
ременное напряжение // Электричество. —
1997. - № 12.
8. Лурье А. И. Ударный ток трансфор-
маторов и реакторов при коротком замыка-
нии с учетом добавочных потерь // Элект-
ричество. — 2001. — № 2.
9. Зенова В. П., Левицкая Е. И., Лурье
А. И., Люблин И. Ш., Панибратец А. Н.
Система программ РЭСТ для расчета элект-
родинамической стойкости, потерь и нагре-
вов трансформаторов и реакторов // Элект-
ротехника. — 1996. — № 8.
10. Лурье С. И. Электродинамическая
стойкость трансформаторов при коротких
замыканиях и пути ее повышения / Элект-
ротехника, 1978. — № 5.
11. Левицкая Е. И., Лурье С. И. Электро-
динамическая прочность трансформаторов
226
Стойкость при токах короткого замыкания
Глава 11
I—II габаритов со слоевыми обмотками /
Электротехника. — 1967. — № 4.
12. Лурье С. И. Осевые усилия в обмот-
ках трансформаторов // Электричество,
1972. - № 4.
13. Лурье А. И., Мильман Л. И. Экспери-
ментальное исследование осевой устойчивос-
ти обмоток трансформаторов при коротком
замыкании //Электротехника. 1985. № 12.
14. Лурье С. И., Савельев М. П. Динами-
ческие осевые усилия в обмотках трансфор-
маторов // Электричество, 1972. —№ 6.
15. Дробышевский А. А., Левицкая Е. И.,
Лурье А. И. Методика сравнения расчетных
и опытных осевых сил в обмотках трансфор-
маторов при коротком замыкании // Элект-
ротехника. — 1986. — № 6.
16. Лурье С. И. Расчет трансформаторов,
имеющих запрессовку нескольких обмоток
общим кольцом И Электрические станции,
1971.- №6.
17. Лурье С. И., Мильман Л. И. Расчет
прочности наружных обмоток трансформато-
ров при действии радиальных усилий корот-
кого замыкания // Электричество. 1965. № 8.
18. Лурье А. И., Мильман Л. И. Расчет
внутренних обмоток трансформаторов на про-
чность с учетом конечной ширины реек //
Электричество. 1971. — № 9.
19. Зенова В.П., Иванова Н.С., Лурье С.И.,
Мильман Л. И. Электродинамическая устой-
чивость наружных обмоток трансформато-
ров больших мощностей // Электричество,
1971, № 10.
20. Зенова В. П., Лурье А. И., Миль-
ман Л. И., Панибратец А. Н. Тангенциаль-
ные силы в обмотках трансформаторов при
коротком замыкании // Всесоюз. научно-
техн. конф. «Создание комплексов электро-
технического оборудования высоковольтной,
преобразовательной, сильноточной и полу-
проводниковой техники». — М.: ВЭИ, 1990.
21. АпакинА. В., Ашавин В. Т., Белов П. В.,
Лурье А. И., Мильман Л. И., Севрюгов А. В.,
Червяков В. А., Панибратец А. Н., Шле-
гель О. А. / Испытания на стойкость при
коротком замыкании трансформатора типа
ТДТН-25000/1 10 на мощном испытатель-
ном стенде г. Тольятти // Электротехника.
1987. № 4.
22. Лурье А. И., Шлегель О. Г. Измере-
ние отклонения индуктивного сопротивле-
ния при электродинамических испытаниях
силовых трансформаторов // Электротехни-
ка. - 1991. - №. 12.
23. Дробышевский А. А., Левицкая Е. И.,
Андреев Д. В., Бельцер В. Р. Диагностика де-
формаций обмоток силовых трансформато-
ров и реакторов методом низковольтных им-
пульсов // Электротехника. — 1997. — № 3.
24. Зенова В. П., Лурье А. И., Мильман
Л. И. Исследование устойчивости обмоток
трансформаторов из транспонированного
провода // Электротехника. 1978. №4.
25. Лурье А. И., Мильман Л. И. Экспери-
ментальное исследование осевой устойчивос-
ти обмоток трансформаторов при коротком
замыкании //Электротехника. 1985. №12.
26. Конов Ю. С., Хубларов Н. Н. Полно-
размерные модели для исследования элект-
родинамической стойкости крупных транс-
форматоров // Электрические станции. —
1980. - № 3.
27. Бунин А. Г., Конторович Л. Н., Виног-
реев М. Ю. Расчет распределения токов и
напряжений в обмотках трансформаторов //
Электротехника. — 1977. — № 4.
28. Сергеенков Б. Н., Киселев В. М., Аки-
мова Н. А. Электрические машины: Транс-
форматоры: Учебное пособие для электро-
мех. спец, вузов. — М.; Высш, шк., 1989.
29. Левицкая Е. И., Лурье А. И., Ляшен-
ко В. Д. Устройство для испытаний транс-
форматоров на электродинамическую стой-
кость при коротком замыкании. А. с. 1335904
СССР /- Опубл, в БИ, 1987. - № 33.
30. Левицкая Е. И., Лурье А. И., Паниб-
ратец А. Н. Проблема электродинамической
стойкости трансформаторов при коротких за-
мыканиях // Электротехника. — 2001. — № 9.
Приложение 11 Л.
Электродинамическая стойкость
при коротких замыканиях
(примечание редакторов)
В последнем седьмом издании стандарта
МЭК 60076-5—2000 «Силовые трансформа-
торы. Стойкость к коротким замыканиям»
существенно ужесточены требования к кри-
териям выдерживания испытания на стой-
кость при КЗ. После испытаний сверхтока-
ми трансформатор должен успешно выдер-
жать повторно весь объем приемо-сдаточ-
ных испытаний и испытания грозовыми им-
пульсами.
Как в отечественной, так и в междуна-
родной практике демонстрация стойкости
при КЗ может быть осуществлена либо ис-
пытаниями, либо расчетным сопоставлени-
ем с ранее испытанным прототипом или мо-
делью. Критериями для выбора прототипа
являются подобие конструкции, системы
крепления обмоток, материалов, технология
изготовления и других существенных при-
знаков, а также определение ограничения на
сопоставительные мощности трансформато-
ра и прототипа.
Введение
227
Глава двенадцатая
ТОКИ ВКЛЮЧЕНИЯ
1. Введение
При подключении к сети трансформато-
ра обычно возникает переходный процесс,
при котором значения токов получаются
большие, чем в установившемся режиме.
При включении закороченного транс-
форматора с не насыщенным магнитопрово-
дом на переменное синусоидальное напряже-
ние в момент времени, когда оно проходит
через максимум, трансформатор фактически
является линейным реактором. Такой реак-
тор имеет параметры, соответствующие со-
противлению короткого замыкания транс-
форматора: индуктивность Лк, электрическое
сопротивление гк и добротность Q = &LJrK.
При включении в момент времени, ког-
да напряжение равно нулю, ток переходного
процесса будет содержать периодическую
составляющую и апериодическую, затухаю-
щую с постоянной времени т = LK/rK = Q/co
(w = 2л/— круговая частота сети). В результате
возникнет ударный ток, который может до-
стигать больших значений вплоть до двойной
амплитуды установившегося тока КЗ (см. раз-
дел «Электродинамическая стойкость транс-
форматоров при коротких замыканиях»).
При подключении трансформатора к се-
ти в случае насыщения его магнитопровода
возникают броски намагничивающего тока,
природа которых существенно отличается от
рассмотренных бросков тока переходного
процесса включения ненасыщенного транс-
форматора. Обычно ошибочно считают, что
эти броски получаются только при подклю-
чении трансформатора к сети на холостом
ходу (XX). Броски намагничивающего тока
при определенных условиях возможны и
при подключении трансформатора с нагруз-
кой и в режиме короткого замыкания.
Для силовых трансформаторов макси-
мальные броски тока включения на XX в со-
тни и тысячи раз больше тока XX в устано-
вившемся режиме, они могут быть на поря-
док больше номинального тока и обычно
такого же порядка, что ударный ток КЗ.
Последнее обстоятельство послужило при-
чиной того, что до последнего времени к
броскам тока XX особое внимание привле-
кали специалисты по релейной защите, ко-
торая может воспринять токи включения,
как токи КЗ. При этом произойдут ложные
срабатывания защиты и отключение только
что включенного трансформатора от сети
(бывали случаи, когда при этом невозможно
было включить трансформатор!). Но иногда
возникает опасность повреждения транс-
форматоров электродинамическими сила-
ми, возникающими при бросках тока XX,
например, в электропечных трансформато-
рах, которые имеют частые включения на
XX и нагрузку, а их расчетный ток КЗ ог-
раничен сопротивлением «короткой сети»
(часть силовой сети от печного трансформа-
тора до электрической печи) на стороне на-
грузки. В этих трансформаторов токи вклю-
чения могут быть иногда больше токов КЗ,
т. к. они работают при активной нагрузке,
что приводит к большой остаточной индук-
ции в стержнях, от которой в значительной
степени и зависит значение тока включения.
Имели место аварии электропечных транс-
форматоров, работавших в режиме частых
включений, из-за электродинамических сил,
вызываемых большими токами включения.
Расчет режимов трансформаторов, со-
провождающихся сильным насыщением (на-
магничиванием) стали, является более слож-
ным, чем обычных режимов при нена-
сыщенной стали. Современная теория и
методика расчета бросков тока включения
трансформаторов, а также библиография по
этому вопросу даны в [1].
Под намагничивающим током транс-
форматора нужно понимать взаимно не
скомпенсированный ток обмоток. Напри-
мер, для двухобмоточного трансформатора
с ампервитками обмоток /wj и /^2 намаг-
ничивающий ток равен /намагн = (Avvi —
— Этот намагничивающий ток мо-
жет быть в любом режиме трансформатора.
В частном случае в режиме XX, когда напря-
жение подключается к одной из обмоток,
намагничивающий ток этой обмотки называ-
ется током XX или броском тока XX. Таким
образом, термин «намагничивающий ток»
является более общим термином, чем ток XX.
2. Схема замещения
для расчета режимов
трансформаторов
с насыщением стали
На рис. 12.1, а показана расчетная маг-
нитная модель двухобмоточного трансфор-
матора с концентрическими обмотками 1
и 2, на рис. 12.1, б — расчетная характерис-
тика намагничивания стали, на рис. 12.1,
в — схема замещения трансформатора и на
228
Токи включения
Глава 12
рис. 12.1, г — практическая расчетная схема
для определения броска тока включения.
При составлении схемы замещения принято,
что обмотки — тонкие (радиальный размер
существенно меньше высоты), это обычное
допущение не приводит к заметной неточ-
ности расчета, при необходимости его мож-
но учесть, несколько усложнив схему заме-
Рис. 12.1. Расчетная магнитная модель двухоб-
моточного трансформатора с концентричес-
кими обмотками 1 и 2 (а), расчетная харак-
теристика намагничивания стали (б), схема
замещения трансформатора (в) и практическая
расчетная схема для определения броска тока
включения (г). При ненасыщенной ключ К ра-
зомкнут, когда сталь насыщена ключ К замкнут.
/2 = i2'W2/wb *2= u2wl/w2; r2 = r2(wi/w2)2; Tk =
PowfWA; £,= gowfSx/h\ Lk = ^wlSn/h\ L^ =
— gg Wj S^/h, Ls— Lk + Lc7, — тс Всткзап/4, —
= л: Z>?T/4; 5, = 55 - 5CT; 512 = *( BC2T - D] )/4 =
= яВсра|2; Bcp = (Dj + £>2)/2; *i2 = (^2 _ D})/2.
щения. В практически применяемой для
расчетов бросков тока включения силовых
трансформаторов схеме используются всего
две индуктивности — индуктивность КЗ £к
и индуктивность Ls обмотки, ближайшей
к стержню, в предположении, что сталь
стержня полностью насыщена, т. е. индук-
тивность этой обмотки, когда стержня вооб-
ще нет (иногда эту индуктивность называют
«индуктивность в воздухе», «воздушная ин-
дуктивность», «насыщенная индуктивность»,
даже «остаточная индуктивность»).
Формулы для перехода от параметров
магнитной модели к параметрам схемы за-
мещения:
'2 = и2= г2 = г2(и’1/и>2)2;
Lk = Po'vi Sn/h-, L\ = Si/h\
Lk = g0 wj SI2/A; £CT = ц0 S„/h\
Ls= Lk+ 4T; SCT= л£>с2ткзап/4; 5S= kZ>2/4;
5| = — SCT; S|2= л(2>ст ~ ^?)/4 = rcZ>cp<i|2;
Dcp = (Z>! + D2)/2; a12= (Z)2- Dt)/2.
Очень важный элемент схемы — это
ключ К. Ключ разомкнут в течение всего
времени, когда сталь не насыщена, т.е. когда
индукция в стали стержня В(соГ) менее ин-
дукции насыщения Bs. Ключ замкнут все
время, когда сталь насыщена.
Введение в схему замещения ключа К и
«насыщенной индуктивности» Ls соответс-
твует тому, что принята идеализированная
характеристика намагничивания стали В(Н),
когда при индукции, по модулю меньшей
индукции насыщения (В< Bsit В > ~В^ маг-
нитная проницаемость бесконечна, т.е. маг-
нитная напряженность в стали Н = 0. При
индукции больше индукции насыщения диф-
ференциальная относительная магнитная
проницаемость стали принимается равной
р = 1. Это значит, что в этих областях при
В > BSB = Bs + ц0Я, а при В < —BSB = — Bs +
+ ц0//. Эта характеристика намагничивания
§3
Расчет процесса включения трансформатора на холостой ход (XX)
229
дана на рис. 12.1, б. Следует подчеркнуть,
что многочисленные эксперименты на транс-
форматорах показали, что принятая идеали-
зация, несмотря на ее простолу, обеспечивает
достаточно хорошую точность практических
расчетов.
Условие, определяющее состояние клю-
ча, должно вытекать из анализа индукции
в стали стержня трансформатора. При не
насыщенной стали стержня, когда весь маг-
нитный поток, охватываемый внутренней об-
моткой трансформатора, сосредоточен в се-
чении стали стержня SCT , индукция в стали
Z?(coZ) определяется из дифференциального
уравнения, соответствующему закону элект-
ромагнитной индукции:
covv1SCT • = wCT(coZ) = и/coZ) —
-riZ^co/), (1)
где w/coZ) — напряжение на обмотке 1, бли-
жайшей к стержню; wCT(coZ) — расчетное на-
пряжение в схеме замещения, определяю-
щее индукцию в стержне; z’i(o)Z) — ток об-
мотки 1; г\ и Wj — ее электрическое
сопротивление и число витков; SCT — сече-
ние стали стержня; со = 2л/ — круговая час-
тота, / — частота сети.
Из (1) следует
(П/
2?(coZ) = 2?(0) + В j wCT(coZ)J(coZ)/t/H/2. (2)
о
В этой формуле введена номинальная
магнитная индукция Вт в режиме XX при
номинальном напряжении t/H:
Вт = /2nfi0WiS„. (3)
Очень важный параметр расчета — это
индукция в начале расчета 22(0), которая при
подключении трансформатора к сети являет-
ся остаточной индукцией в стали стержня Вг
Когда сталь переходит в насыщенное со-
стояние и ключ К замкнут, в индуктивности
Ls появляется намагничивающий ток /5(coz) —
= - /'2(coz). Если в переходном процес-
се в какой-то момент намагничивающий ток
снижается до нуля, то это значит, то на-
сыщение исчезает, и ключ К размыкается.
Повторное включение происходит тогда,
когда индукция снова увеличится до индук-
ции насыщения Bs.
Приведенная схема замещения позволя-
ет рассчитывать любые режимы, сопровож-
дающиеся насыщением стержня: при вклю-
чении трансформатора со стороны ВН или
НН, при XX, КЗ и любой сложной нагрузке.
3. Расчет процесса
включения трансформатора
на холостой ход (XX)
Прежде всего проанализируем кривые
напряжения, тока и индукции трансформа-
тора при включении его в сеть (рис. 12.2).
Кривая напряжения сети перед включе-
нием трансформатора и в установившемся
режиме XX — синусоида, в переходном ре-
жиме она сильно искажена (рис. 12.2, а). Но
в этих искажениях можно разобраться, если
посмотреть на схему замещения рис. 12.1.
Одна часть каждой волны синусоиды - это
часть кривой напряжения XX, когда ключ К
разомкнут. Другая часть — тоже часть сину-
соиды, но синусоиды с меньшей амплиту-
дой. Это — напряжение на обмотке при за-
мкнутом ключе К, когда в цепи есть ток,
причем этот ток создает падение напряже-
ния в сети, что приводит к снижению напря-
жения на трансформаторе.
Из сказанного ясно, почему броски тока
включения (рис. 12.2, б) имеют вид цепочки
срезанных щенная синусоид, они получают-
ся в схеме замещения при замкнутом ключе
К, когда к сети подключена одна «насыщен-
ная индуктивность» Ls (при подключении
трансформатора со стороны внутренней об-
мотки 1) или две последовательные индук-
тивности (индуктивность КЗ LK и «насы-
щенная индуктивность» Ls при подключе-
нии со стороны обмотки 2).
В реальных расчетных схемах всегда не-
обходимо учитывать также индуктивность
сети £с.
На рис 12.2, 6ток в установившемся ре-
жиме (правая часть кривой) выглядит как
нулевая линия, так как кривая установив-
шегося тока холостого хода — это искажен-
ная синусоида с амплитудой, примерно
в 1000 раз меньшей первого броска тока XX.
На кривой индукции (рис. 12.2, в) вид-
но, что она начинается с точки Вг (остаточ-
ной индукции). Кривая индукции, как и
кривые всех параметров процесса, также со-
стоит из кусков синусоиды при установив-
шемся режиме XX (когда ключ К разомкнут)
и из кусков синусоиды установившегося ре-
жима со сниженной амплитудой (с включен-
ным ключом К). Это объясняется тем, что в
течение тех отрезков времени, когда ключ К
замкнут, к трансформатору приложено сни-
женное переменное напряжение (из-за па-
дения напряжения в сети), а индукция в ста-
ли стержня выше индукции насыщения ста-
ли ДДключ К замкнут).
230
Токи включения
Глава 12
Одним из самых важных параметров,
подлежащих определению, является макси-
мальный (первый) бросок тока включения
/вкл. Рассмотрим вначале расчет этого тока
в предположении, что электрические со-
противления обмотки и сети равны нулю,
этому соответствует схема замещения на
рис. 12.1, г.
На рис. 12.3 подробно даны все этапы
такого расчета. Первые три кривые (рис.
12.3 а, б и в) — это кривые напряжения на
трансформаторе, напряжения сети (взятого
в данном примере номинальным, UH C = £/н),
тока и индукции в стали стержня для двух
условных расчетных установившихся режи-
мов:
— при ненасыщенной стали — сплош-
ными кривыми;
— при насыщенной стали — пунктирны-
ми кривыми.
Отметим, что кривая напряжения — си-
нусоида с нулевой начальной фазой. При-
нципиально фаза включения может быть
любой, но для этого случая бросок тока XX
получается наибольшим.
На рис. 12.3, г построена очень важная
для понимания процесса включения кривая
индукции (сплошная линия). Участок кри-
вой аб перенесен с верхней кривой устано-
вившейся индукции. Кривая индукции в
стержне магнитопровода «идет» по «ненасы-
щенной» кривой только до точки б, до ин-
дукции насыщения Bs. Момент времени —
это момент включения ключа К. Из рисунка
видно, что имеется геометрическое соотно-
шение Bs - Br = Вт(\ — cosco/j). Из этого со-
отношения следует, что фазовый угол со^ =
= arccos[l — (Bs — Вг)/Вт)]. Далее при t >
для построения кривой индукции берется
отрезок синусоиды при насыщенной стали с
рис. 12.3, в.
В нашем примере остаточная индукция
Вг положительная, при этом бросок тока XX
получается максимальным.
На рис. 12.3, д до момента ток равен
нулю, т. к. ключ К разомкнут. А далее необ-
ходимо взять часть синусоиды с кривой рис.
12.3, б (с учетом того, что в индуктивности
ток скачком измениться не может). Макси-
мум полученного таким образом куска сину-
Рис. 12.2. Процесс включения на
переменное напряжение транс-
форматора: напряжение на транс-
форматоре (я), ток (б) и индук-
ция в стали стержня (е). Иска-
жения в кривой напряжения
возникают из-за падения напря-
жения в сети. Затухание процесса
утрировано, в действительности
затухание очень слабое, реальная
осциллограмма тока включения
мощного печного трансформато-
ра показана на кривой (г).
§4
Формула для максимального броска тока XX и параметры, входящие в эту формулу
231
Рис. 12.3. К расчету процесса
включения и максимального
броска тока включения двухоб-
моточного трансформатора:
а, б и в — кривые напряжения, то-
ка и индукции в стали стержня в
установившемся режиме при нена-
сыщенном стержне (--------) и
в установившемся режиме при на-
сыщенном стержне (--------); г,
д и е — кривые индукции в стали,
тока и напряжения в переходном
процессе, построенные методом
«припасовывания» частей кривых
установившихся режимов.
соиды — высота «горбушки» — это и есть
бросок тока включения /вкл.
На рис. 12.3, г построена кривая напря-
жения, состоящая из отрезков разных сину-
соид. В этой кривой при переходах от одного
к другому состоянию стали есть скачки на-
пряжения. Физическое объяснение скачков —
мгновенный по всей высоте стержня пере-
ход из ненасыщенного в насыщенное состо-
яние, что было подтверждено в эксперимен-
тах.
Для определения броска тока XX вер-
немся к рис. 12.3, д. По нему можно получить
соотношение /вкл/ 1т = 1+ coswr1 = 2 — (Bs —
- Вг)/Вт, из которого следует формула:
4кл = 4(2 - - Вг)/Вп)], (4)
где Im= UJi /{хс + х5) — амплитуда устано-
вившегося тока трансформатора при полном
насыщении стержня.
Анализируя схему замещения для расче-
та режимов с намагничивающим током,
можно сделать вывод, что и при замкнутом,
и при разомкнутом ключе все элементы це-
пи линейны. Однако из-за наличия ключа К
рассматриваемую схему замещения и всю
расчетную цепь линейной считать принци-
пиально нельзя, ее нужно считать нелиней-
ной, а точнее — квазилинейной.
4. Формула
для максимального броска
тока XX и параметры,
входящие в эту формулу
Для практических расчетов рекоменду-
ется пользоваться формулой, учитывающей
электрическое сопротивление обмотки, в
следующем виде:
232
Токи включения
Глава 12
/В1С1 = и л Kr[2 - (Bs - Br)/(BmU/U„)]/(xc +
+ х.) = Uj2KrKB/(xc +х,), (5)
где U — напряжение, к которому подключа-
ется трансформатор; t/H — номинальное на-
пряжение сети; Кг — коэффициент, дающий
поправку на электрическое сопротивление
обмотки; Bs — индукция насыщения элект-
ротехнической стали; Вг — остаточная ин-
дукция в стержне, начальная индукция про-
цесса; Вт — номинальная индукция в стерж-
не; В = BmU/Uu индукция в стержне при
напряжении U; Кв — 2 — (Bs — В^/В — ко-
эффициент индукции.
Формула дана для случая, когда нужно
рассчитать бросок тока XX при произволь-
ном напряжении U, отличном от номиналь-
ного, хотя часто расчет проводят для номи-
нального напряжения £/н.
Ниже приведены пояснения к основным
параметрам, входящим в формулу (5).
Индукция насыщения Bs для электротех-
нической стали разных марок отличается
незначительно и может быть взята при рас-
четах Bs = 2Тл.
Остаточная индукция Вг зависит от типа
конструкции магнитопровода трансформа-
тора и качества шихтовки. Чем меньше ших-
Рис. 12.4. Зависимость остаточной индукции
в стержнях трансформаторов от максимальной
индукции:
-----------для расчета стержневых (7) и торои-
дальных (2) трансформаторов;---------— по
литературные данным (3, 4 и 5); — - — -----
по экспериментам [3] на стержневом трансфор-
маторе (6) и тороидальном трансформаторе (7).
товальных зазоров, чем качественнее ших-
товка, тем остаточная индукция больше. Ос-
таточная индукция по величине и знаку
также сильно зависит от предшествовавшего
режима работы. Чем выше напряжение
(и индукция) в предшествующем режиме,
тем выше значение Вг Остаточная индукция
как характеристика материала мало различа-
ется для марок стали, применяемых в совре-
менных силовых трансформаторах.
При практических расчетах необходимо
ориентироваться на самый неблагоприят-
ный случай остаточной индукции в стержне.
Рекомендуемые в [3] значения Вг для сило-
вых трансформаторов с планарной конс-
трукцией магнитопровода и обычной схе-
мой шихтовки листов стали: Вг = 1,0 Тл для
Вт > 1,4 Тл и Вг = 0,7Вт при Вт < 1,4 Тл. Для
трансформаторов с тороидальными магнито-
проводами, намотанными из стальной ленты
(без зазоров) остаточную индукцию при рас-
чете бросков тока включения рекомендуется
брать достаточно большой — 1,6 Тл.
Для иллюстрации особенностей оста-
точной индукции в трансформаторах приво-
дим рис. 12.4 с экспериментальными данны-
ми при измерениях на трансформаторах,
взятый из [3].
Остаточная индукция в стали Вг — один
из самых неопределенных параметров. Мало
того, что ^существенно зависит от качества
сборки магнитопровода, эту постоянную во
времени величину нельзя просто так изме-
рить, как измеряют геометрические разме-
ры, ток, напряжение и т. д. Измерение ос-
таточной индукции требует специального
оборудования и специальной методики из-
мерений и расчетов [3].
Как было уже отмечено, остаточная
индукция Вг сильно зависит от предшест-
вующего режима трансформатора.
Если перед отключением (в предшеству-
ющем новому включению режиме) транс-
форматор работал на активную нагрузку, то
фазы напряжения на нем и его тока совпа-
дали. При выключении цепи переменного
тока разрыв переменного тока происходит
всегда в момент, близкий к прохождению
его через нуль. Напряжение на трансформа-
торе в момент отключения тоже близко к ну-
лю. Но в соответствии с законом электромаг-
нитной индукции синусоида напряжения и
синусоида магнитной индукции в стержне
сдвинуты на фазовый угол л/2 (90°). Таким
образом, выключение происходило пример-
но в момент прохождения индукции в стали
через максимум. А это значит, что и остаточ-
ная индукция будет максимальной.
§5
Затухание бросков намагничивающего тока
233
Рассуждая аналогичным образом, мож-
но заключить, что при отключении транс-
форматора с реактивной нагрузкой (индук-
тивной или емкостной), остаточная индук-
ция будет существенно более низкой, т. к.
при отключении в момент разрыва цепи
нуль тока соответствует максимуму напря-
жения на трансформаторе, т. е. близкой к
нулю индукции в стержне магнитопровода.
Режимы XX или КЗ трансформатора
ближе к режиму индуктивной нагрузки, по-
этому при отключении холостого или корот-
козамкнутого трансформатора остаточная
индукция также будет существенно более
низкой, чем при отключении трансформато-
ра с активной нагрузкой.
Остаточная индукция может сильно за-
висеть от совершенно случайных обстоя-
тельств. Весьма возможно, что перед вклю-
чением трансформатор мог быть случайно
сильно намагничен, например, после изме-
рений на нем электрического сопротивле-
ния на постоянном токе. Если его после из-
мерений не размагнитили, значение Вг ока-
жется очень большим.
В расчетную формулу (5) входит индук-
тивное сопротивление xs = cdLs и индуктив-
ность Ls. Эта индуктивность «свободной об-
мотки без стали» может быть рассчитана по
справочникам, например по известной фор-
муле Нагаока:
£s. = |л0 w2 тт792/4(/2 + 0/44 D), (6)
где D и h — средний диаметр и высота об-
мотки, w — число витков, магнитная про-
ницаемость воздуха (вакуума) = 0,4 х
х я оо Ю-6 В • с/(А • м).
В технической литературе дается и дру-
гая формула, более точная при расчетах
трансформаторов:
Ls = Цо^(Явнугр + 2/367) 2/4^, (7)
где /)внутр — внутренний диаметр обмотки,
а — ее радиальный размер (толщина), a hs —
условная высота обмотки, несколько боль-
шая ее геометрической высоты, например,
высота окна магнитопровода или высота от
нижнего ярма до стального прессующего
кольца.
График для определения коэффициента
Кг, учитывающего электрическое сопро-
тивление обмотки, дан на рис. 12.5. Он по-
лучен расчетом процессов включения мно-
гих трансформаторов на XX по [3]. Видно,
что учитывать сопротивление необходимо
только для относительно маломощных сило-
Рис. 12.5. Поправочный коэффициент Л/для
учета электрического сопротивления обмотки
при расчете броска тока включения трансфор-
матора на XX [3].
вых трансформаторов. Практически при мощ-
ности более 2500 кВ • А можно принять Кг =
= 1, т. е. электрическое сопротивление не
учитывать вообще, а при расчетах приме-
нять простую схему замещения рис. 12.1, г.
5. Затухание бросков
намагничивающего тока
Как видно из осциллограммы тока
включения трансформатора мощностью
160 МВ • А (рис. 12.2, г), затухание процес-
са включения очень слабое. Для силовых
трансформаторов броски тока включения
могут ощущаться через многие десятки се-
кунд после включения. Прогнозирование,
затухания тока включения иногда очень
важно (например, для настройки релейной
защиты).
Процесс включения трансформатора мо-
жет быть рассчитан по рассмотренной ранее
схеме замещения (рис. 12.1), из которой
видно, что при разомкнутом ключе К, т. е.
при ненасыщнной стали |Z?(r)| < Bs, тока
в цепи нет, /(г) = 0.
При замкнутом ключе К, т. е. при |Z?(Z)| >
> Bs имеем
е(Г) = L*(di/dt) + /V. (8)
Решение этого дифференциального урав-
нения при e(r) = Ujl sin(cor) имеет вид:
/(<о/Л.) = |) + j [e(f) - /г] X
ы1к- 1
х d(at)/Ls. (9)
Если аргумент (atk соответствует макси-
муму тока включения 1кс произвольным но-
234
Токи включения
Глава 12
мером £, а со/^_ j — предыдущему максимуму
4- ь то
со/Л -1+2/1
4=4-1 + J - ir] X
ditk- 1
со/Л - 1 + 2к
х d(^t)/asLs = Ik-\~ j r/(cor) x
CD/Л - 1
x d(wt)/wLs. (10)
При расчетах вполне можно принять,
что броски тока представляют собой части
синусоиды («срезанные горбушки»), это да-
ет возможность получить
4 = 4-1U - [sinarccos(l - Ik-\/Jm) ~
- (1 - 4- i/4)arccos(l - 4 - ,//„ ) +
+ sinarccos(l — Ik/Im) — (1 — 4//^)arccos(l —
- V4)]/ft} = 4-l(i -2 x
X [sinarccos(l - Ik _ ,/4,) - (1 - Ik _ \/lm) *
x arccos(l - 4_ i/4,)]/ft} =
= -4-4_, x
x arccos(l - 4 - 1//m)/34,0J, (11)
где Qs = wLJr — добротность контура тока
включения при насыщенной стали, 1т — ам-
плитуда расчетного тока, см. (4).
Полученные соотношения называются
рекуррентными формулами, которые позво-
ляют шаг за шагом получить амплитуды
бросков тока.
На рис. 12.6 на графиках показаны ре-
зультаты расчета бросков тока включения
двух рассмотренных ранее трансформаторов
(в случае, когда включение — со стороны
внутренней, ближайшей к стержню обмот-
ки, когда ток включения максимален). На
этом же рисунке даны графики экспонент,
соответствующих затуханию бросков тока с
постоянной времени т5 = 2LJr = 2Q5/cd (это
рекомендуется в [2]), а также графики экс-
понент, соответствующих затуханию апери-
одической составляющей тока короткого за-
мыкания. Видно, что затухание тока XX су-
щественно более медленное, чем затухание
этих экспонент.
Следует отметить две основные причи-
ны этого явления. Во-первых, добротность
контура тока XX при насыщенной стали Q =
= <toLJrs и постоянная времени т5 = Qs./co =
= Ls/rs существенно больше QK и тк = £?к/со =
= LK/rK контура короткого замыкания. Ин-
дуктивность Ls больше, чем индуктивность
£к (в приведенных примерах в 1,43—3,11 ра-
за), а сопротивление rs примерно в 2 раза
меньше сопротивления гк (в контуре тока
XX присутствует одна обмотка трансформа-
тора, а в контуре тока КЗ — две обмотки).
Во-вторых, сам процесс изменения тока во
времени существенно более затянут, чем эк-
споненциальное затухание, причем темп за-
тухания тока XX не остается постоянным,
а со временем заметно снижается.
Физический смысл этого явления в том,
что затухание пиков тока XX связано в ос-
новном с рассеянием энергии магнитного
поля за счет потерь на нагрев обмотки. Это
следует из (9), где под знаком интеграла сто-
ит значение ri(t)d(t). А так как броски тока
уменьшаются, уменьшается и степень их за-
тухания. Сказанное можно подтвердить сле-
дующими расчетами.
Для затухающих бросков тока XX двух
соседних периодов к и к + 1 формула (11)
при 1к< 1тс использованием приближенных
ио 5 10 15 20 25 30 35 40' 4ЁГК 50
Номер периода
Рис. 12.6. Кривые затухания брос-
ков тока включения трансфор-
матора мощностью 400 кВ-А,
11 кВ (7) и трансформатора мощ-
ностью 400 МВ-А, 500 кВ (2).
Для сравнения даны экспоненты
4/Л = ехР х [_(2лТ: — 2n)/Q] за-
тухания тока XX по [2] с Q = 2QS
(3 и 4) и затухания апериодичес-
кой составляющей тока корот-
кого замыкания (5 и 6) по экс-
поненте 4//j = ехр[—(2л4 — 2it)/Q]
с Q = Qk = ^Ljjrk. Для экспонен-
ты постоянная времени т = (9/со,
для соседних пиков двух перио-
дов IiJIk_ I = ехр(-2л/С).
Ik — амплитуда броска тока XX в
периоде с номером к\ 7( — амплитуда
броска тока XX в первом периоде.
§6
Рекомендации по снижению бросков намагничивающего тока
235
Рис. 12.7. Семейство кривых для
расчета затухания бросков тока
включения на XX трансформа-
тора.
Ik — амплитуда броска тока XX в
периоде с номером к\ /[ — ампли-
туда броска тока XX в первом пе-
риоде; к — номер пика, время
максимума пика t(k) = 0,02(£ — 0,5)
По горизонтальной оси отложено
значение Jk — 1.
Например, для к = 100 J~k -1=9,
для Д - 1 = 20£ = (20 + 1)2- 441.
Пунктиром даны экспоненты
с разными постоянными времени
т = Q/w, см подпись к рис. 12.6.
соотношений cos(l — ос) = (2ос)0’5 и 1 — ос -
« ехр(—ос) может быть представлена в другом
виде
4 + ,/4 = ехр[-472 • (4 - /т)0 5/3 <2Д/Т) =
= ехр(-2л/сотэ). (12)
Для двух соседних по периоду затухаю-
щих экспоненциально с постоянной време-
ни т = 0Л/со бросков тока при t = Т = \/f =
= 2jt/cd
4+ 1/4 = ехр(-г/т) = ехр(-2л/ап). (13)
Входящая в формулу (12) эквивалентная
постоянная времени затухания в /с-ом пери-
оде тэ внешне соответствует постоянной
времени экспоненты т в формуле:
щественно (количественно и по форме) от-
личается от экспоненциального.
Для того чтобы оценивать затухание
бросков тока XX силовых трансформаторов
и производить конкретные расчеты, даются
универсальные графики на рис. 12.7.
Исходными данными для расчета явля-
ется добротность Qs и первый бросок тока Ц
по (5). По графикам рис. 12.7 можно решить
все практические задачи:
♦ определить при заданной амплитуде брос-
ка тока Ik - j номер броска к (номер пе-
риода) и время, соответствующее этому
броску tk = Т-0,2 = 0,02- (к — 0,5);
♦ при заданном времени tk определить ам-
плитуду броска.
На рис. 12.7 построены несколько экспо-
нент для иллюстрации ранее высказанных со-
ображений по сравнению различных законов
затухания.
тэ= Зж2л(7т/4)0.5/2Д(0 =
= 3,33ts(V4)<’-5. (14)
Однако тэ — это по существу не посто-
янное значение, а возрастающее от периода
к периоду по мере снижения тока 1к. Напри-
мер, при снижении тока в 2 раза «постоян-
ная времени» тэ возрастет в 1,41 раза, при
снижении тока в 100 раз — в 10 раз и т. д.
В формулу (12) входит постоянная вре-
мени обмотки без стали т5 = 0Л/со = LJrs с
коэффициентом затухания 3,33. Следует за-
метить, что в технической литературе иногда
для оценки затухания бросков тока XX ре-
комендуется экспонента с постоянной вре-
мени ts и коэффициентом затухания 2 [2].
Приведенные графики и формулы под-
тверждают сделанные ранее выводы о том,
что закон изменения бросков тока XX су-
6. Рекомендации
по снижению бросков
намагничивающего тока
Анализ основной расчетной формулы
(5) показывает, что зависимость броска на-
магничивающего тока от магнитной индук-
ции (насыщения стали Bs, остаточной Вг и
максимальной Вт) следует характеризовать
величиной, стоящей в квадратных скобках,
которую можно назвать коэффициентом ин-
дукции Кв = 2 - (Bs - Вг)/Вт. На рис. 12.8,
где дана зависимость этого коэффициента
от остаточной индукции Вг, показано, что
при индукции насыщения Bs = 2 Тл и оста-
точной индукции Вг =1 Тл, которую реко-
мендуется брать для расчетов при индукции
в стали Вт более 1,4 Тл, коэффициент Кв из-
меняется мало:
236
Токи включения
Глава 12
5т,Тл 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9
кв 1,28 1,33 1,38 1,41 1,44 1,47
Это значит, что для эффективного сни-
жения броска тока включения номинальную
индукцию нужно брать менее 1,4 Тл, но та-
кое снижение приводит к неблагоприятному
ухудшению массо-габаритных показателей
трансформатора.
Бросок тока существенно зависит от ин-
дуктивности «свободной обмотки без стали»
Ls = зс^/cd. Однако для увеличения этой ин-
дуктивности, что, исходя из формулы (7),
может снизить бросок тока включения,
необходимо изменять диаметр, высоту и
число витков обмотки, а это также приводит
к снижению индукции и также к неблаго-
приятному изменению основных парамет-
ров трансформатора.
Таким образом, изменение тех парамет-
ров, которое может сделать расчетчик транс-
форматора при проектировании, мало что
дает для снижения бросков тока XX.
Анализируя формулы (5) и (7), можно
дать рекомендацию по снижению броска то-
Остаточная индукция Вг, Тл
Рис. 12.8. Коэффициент индукции Кв= 2~ (Bs~
— Вг)/Вт для расчета броска тока включения
холостого трансформатора в зависимости от
остаточной индукции Вг при индукции насы-
щения Bs = 2 Тл и различной максимальной
рабочей индукции. Нижняя линия Вт =1,4 Тл,
далее линии Вт= 1,5 Тл, Вт= 1,6 Тл, Вт =
= 1,7 Тл (линия выделена), Вт = 1,8 Тл, вер-
хняя линия Вт= 1,9 Тл.
ка включения — включать трансформатор
в сеть со стороны обмотки, наиболее уда-
ленной от стержня, у которой индуктив-
ность L = x5/cd максимальна. Это же следует
из анализа схемы замещения рис. 12.1. Глядя
на эту схему, можно отметить ее несиммет-
рию. Если включать трансформатор на XX
со стороны обмотки, ближайшей к стерж-
ню, то в цепи тока будет только «воздуш-
ная» индуктивность этой обмотки Ls. Если
же включать трансформатор со стороны об-
мотки, расположенной на стержне второй,
то в цепь тока XX попадает еще и индуктив-
ность КЗ двух обмоток Lk (примерно такого
же порядка). Естественно, что в этом случае
бросок тока получается существенно мень-
шим. В итоге можно рекомендовать те об-
мотки трансформаторов, которые при ра-
боте будут часто подсоединяться к сети,
располагать на стержне не внутренними, а
наружными. Такая рекомендация часто ока-
зывается очень действенной.
На рис. 12.9 в качестве примера показано
сечение стержней трансформаторов мощно-
стью 400 кВ • А, 11 кВ (а) и мощностью
400 МВ - А, 500 кВ (б). Серой заливкой по-
казана площадь сечения 55нн для расчета
броска тока включения на холостой ход со
стороны обмотки НН, Ss.BH — со стороны
обмотки ВН, для сравнения дана и SK — пло-
щадь сечения расчетного («редуцированно-
го») канала рассеяния, необходимая для рас-
чета реактанса КЗ и ударного тока КЗ. Сде-
лаем расчет броска тока включения по
формулам (5) и (7) и сравним этот ток с
ударным током короткого замыкания
/уд = и Д Куа/(хс + хк) =
= и л Куа/(хс + хк), (15)
где хк = cdp0w27i5k/4/2 — реактанс коротко
замыкания; Kyjl — ударный коэффициент
тока КЗ.
Для наглядной сравнительной оценки
бросков тока включения трансформаторов
различной мощности (400 кВ • А и 400 МВ х
х А) рассмотрим отношение ударного тока
короткого замыкания /уд к броску тока вклю-
чения /вкл. Введем упрощающие допущения
(не влияющие на принципиальные выводы)
о малости реактанса сети по сравнению с ре-
актансам трансформатора, о равенстве 1 ко-
эффициента Роговского. В результате ис-
пользования формул (7), (15) получим про-
стое соотношение
/уд //вкл = (Ss/SK) Куа/(КГКВ). ( 1 6)
§6
Рекомендации по снижению бросков намагничивающего тока
237
Для трансформатора мощностью 400 кВа,
11 кВ с учетом имеющихся дополнительных
данных Ауд = 1,37, Кг = 0,9 (по рис. 12.5),
Кв = 1,4 (по рис. 12.6) и соотношений сечений
в плане обмоток 55НН/5К = 0,033 м2/0,018 м2 =
= 1,83, 55вн/^ = 0,056 м2/0,018 м2 = 3,11
(рис. 12.9) имеем
/удДв^нн= 1,83-1,37/(0,9-1,4) = 2,0;
/уд/ЛоВН =3,11-1,37/(0,9-1,4) = 3,38.
Для трансформатора мощностью 400 МВа,
500 кВ с учетом имеющихся дополнительных
данных = 1,8, Кг = 1,0 (по рис. 5), Кв = 1,4
(по рис. 12.6) и соотношений сечений в пла-
не обмоток =1,70 м2/1,19 м2 = 1,43,
^ннЛ$с =3,05 м2/1,19 м2 = 2,56 (рис. 12.9)
имеем
^уд/ЛклНН== 1,43-1,8/1,4 =1,84;
4дДвклВН= 2,56-1,8/1,4 = 3,29.
Рассмотрим кратность тока включения
по отношению к номинальному току транс-
форматоров, если известно, что для транс-
форматора 400 кВ • А кратность действую-
щего значения установившегося тока КЗ по
отношению к номинальному току составля-
ет Ат = 25, для 400 МВ • А = 7,25. Оценим
также кратность тока включения по отноше-
нию к установившемуся действующему зна-
чению току холостого хода, равного 2,1 %
номинального для трансформатора мощнос-
тью 400 кВ • А и 0,45 % для трансформатора
мощностью 400 МВ • А.
Для трансформатора мощностью 400
кВ-А
4Д=4’4Д-Т2 -4 = 25-1,37 - 72 • 4 =
= 48,44;
41С1НН = 48,44 /2,0 = 24,24; 4клнн ~
= 24,24/0,021 = 11524,;
4клВН = 48,44/3,38=14,3/н; 4клвн =
= 14,34/0,021 = 681
Для трансформатора мощностью 400
МВ-А
4д= 4- 4Д- 72 -4= 7,25- 1,8-72-4 =
= 18,44;
/вклнн/A. = 18,44/1,84 = 104; 4клнн =
= 104/0,0045 = 22224,;
Ss вн = 0,056 м2 = 3,11S__ 100 % = 310,8 мм
Рис. 12.9. Сечение стержней трансформаторов
мощностью 400 кВ • А, 11 кВ (а) и мощностью
400МВ • А, 500 кВ (б). Серой заливкой показа-
на площадь сечения 55НН для расчета броска
тока включения на холостой ход со стороны
обмотки НН, S5BH — со стороны обмотки ВН
и SK — площадь сечения расчетного («редуци-
рованного») канала рассеяния между обмот-
ками для определения напряжения короткого
замыкания и тока короткого замыкания.
^вклВнДн 18,4/н/3,29 5,56/н, /Вклвн
= 5,56/н/0,0045 = 1236/^.
Анализируя результаты расчета, можно
сделать следующие выводы:
♦ бросок тока включения трансформатора
мощностью 400 кВ • А и бросок тока
включения трансформатора мощностью
400 МВ • А достаточно велики, по отно-
шению к ударному току короткого замы-
кания они меньше только в 2—3 раза,
♦ по отношению к номинальному току
броски тока включения при увеличении
мощности трансформатора снижаются,
238
Токи включения
Глава 12
О 45° 90° 135° 180°225° 270°315°360°
Рис. 12.10. Зависимость токов включения (по
отношению к номинальному току) в трех фа-
зах А, В и С электропечного трансформатора
мощностью 160000 МВ • А от момента време-
ни включения (фазы напряжения при вклю-
чении). Видно, что при фазе включения 270°
получается максимальный бросок тока включе-
ния. Заштрихована «мертвая зона» фазы вклю-
чения при отсутствии бросков тока включения.
♦ по отношению к установившемуся току
холостого хода броски тока включения
очень велики (больше в сотни и тысячи
раз) и увеличиваются с увеличением
мощности трансформатора,
♦ бросок тока включения снижается при-
мерно в 1,5—2 раза в случае, если транс-
форматор подключается к сети со сторо-
ны ВН, а не со стороны НН.
Индукция насыщения электротехничес-
кой стали Bs — параметр, на который невоз-
можно влиять. Для всех сортов электротех-
нической стали эта индукция составляет
примерно 2 Тл, а для новых перспективных
с точки зрения радикального снижения по-
терь холостого хода магнитных материалов,
например, аморфных сплавов, значение Bs
даже существенно меньше, что неблагопри-
ятно для бросков тока XX.
Как видно из формулы (7) и рис. 6, бро-
сок тока включения существенно зависит от
остаточной индукции Вг
При хорошей шихтовке из-за снижения
шихтовальных зазоров остаточная индукция
увеличивается. Для трансформаторов малой
мощности и специальных, для которых мож-
но допустить существенное увеличение тока и
потери холостого хода, в целях снижения ос-
таточной индукции и броска тока включения
иногда идут на то, что в магнитопроводе дела-
ют небольшие немагнитные зазоры. Для мощ-
ных силовых трансформаторов, естественно,
такая рекомендация неуместна.
Судя по рис. 12.6, для снижения броска
тока перед включением трансформатор нуж-
но размагнитить, т. е. добиться того, чтобы
в стержне не было остаточной индукции
(Вг = 0). Радикально бросок тока можно сни-
зить, если перед включением трансформатор
принудительно намагнитить в обратном на-
правлении (на рис. 12.6 это — отрицательные
значения остаточной индукции). Для этого
можно использовать маломощный источник
постоянного напряжения (аккумулятор, вы-
прямитель). Ток принудительного намагни-
чивания должен быть сопоставим с током XX
трансформатора (в несколько раз больше
этого тока). Как известно, для мощных
трансформаторов ток XX составляет доли
процента от номинального тока.
Формула (7) выведена для максимального
броска тока включения, т.е. при включении
трансформатора в момент наиболее неблаго-
приятной фазы напряжения. Для двухобмо-
точного трансформатора это — фаза, когда
напряжение переходит через нуль. При дру-
гих фазах момента включения бросок тока
существенно ниже. Это же снижение броска
тока характерно и для трехфазных транс-
форматоров. На рис. 12.10 показана зависи-
мость токов включения (по отношению к
номинальному току) в трех фазах Л, В и С
электропечного трансформатора мощнос-
тью 160 МВ-А от момента времени вклю-
чения (фазы напряжения при включении).
Видно, что при фазе включения 270° полу-
чается максимальный бросок тока включе-
ния. При других фазах включения бросок
тока существенно меньше. Имеется даже
«мертвая зона» — фазы включения при от-
сутствии бросков тока включения.
Рассмотрение рис. 12.10 дает основание
рекомендовать действенный способ сниже-
ния бросков тока — применить «синхронное
включение» — произвести включение транс-
форматора в нужную фазу напряжения так,
чтобы ликвидировать или сильно снизить
бросок тока XX.
Способ сложен из-за двух обстоя-
тельств.
Во-первых, для включения трансформа-
тора в нужную фазу напряжения необходим
специальный коммутационный аппарат (син-
хронный замыкатель).
Во-вторых, перед синхронным вклю-
чением необходимо обеспечить определен-
ную (по величине и знаку) остаточную ин-
дукцию.
§7
Магнитное поле, электродинамические силы в присутствии намагничивающего тока
239
Рассматриваемый способ ликвидации
намагничивающего тока (или радикального
его снижения) используется в особых слу-
чаях, например, на ударных стендах при ис-
пытаниях трансформаторов на стойкость
при КЗ [4, 5], когда у трансформатора пред-
варительно закорачивается внешняя по рас-
положению на стержне обмотка, а напряже-
ние подается на обмотку, расположенную
ближе к стержню.
Такой способ эффективного снижения
бросков тока включения электропечных
трансформаторов — синхронное выключе-
ние трансформатора в «нужную» фазу (для
обеспечения необходимой остаточной ин-
дукции) и последующее синхронное вклю-
чение в «свою нужную» фазу — успешно
осуществлен на Молдавском металлургичес-
ком заводе [6]. Для этой цели разработана
специальная система управления вакуумны-
ми выключателями, которые оказалось воз-
можным использовать в качестве синхрон-
ных выключателей. Используется также
описанный ранее эффект того, что если ха-
рактер нагрузки — активный (в данном слу-
чае электропечь), то при выключении транс-
форматора в сердечнике остается большая
остаточная индукция.
Тогда, когда необходимо гарантировать
небольшие броски тока включения транс-
форматора, приходится идти на серьезные
меры.
Самой действенноймерой, рекомендован-
ной в литературе и применяющейся на прак-
тике, является включение последовательно с
трансформатором т. н. предвключаемого ре-
зистора или реактора. В результате бросок
тока в первый момент времени ограничива-
ется до требуемой величины. По истечении
некоторого времени, когда сниженные реак-
тором или резистором броски тока затухнут
(секунды или доли секунды), предвключае-
мый резистор или реактор закорачивается
специальным дополнительным выключате-
лем. Это решение — требует дополнительное
силовое оборудование и управляющую ап-
паратуру.
7. Магнитное поле,
электродинамические силы
в присутствии
намагничивающего тока
Магнитное поле трансформатора в при-
сутствии намагничивающего тока — слож-
ное поле, одна область которого — сердеч-
ник, ярма, соседний сердечник — занимает
нелинейная среда, электротехническая сталь.
В настоящее время существуют программы
расчета, при помощи которых такое поле
может быть рассчитано (ELCUT и др.).
Однако для понимания электромагнитных
процессов, для практических расчетов мож-
но ввести ряд упрощающих допущений, ис-
пользуя которые, можно получить ряд по-
лезных результатов.
Прежде всего, в первом приближении
можно пренебречь влиянием соседнего
стержня.
В режимах с намагничивающим током
можно предположить, что стержень, на кото-
ром расположены обмотки, насыщен цели-
ком. Для такого предположения есть физи-
ческое объяснение, заключающееся в том,
что при «зарождении» в стержне даже не-
большого насыщенного участка характер
окружающего этот насыщенный участок
магнитного поля оказывается таким, что
возникают условия для расширения области
насыщения. В результате область насыщения
практически мгновенно распространяется на
весь сердечник. Это, в частности, хорошо
видно на осциллограммах напряжения на
обмотке трансформатора, где есть скачок
напряжения, занимающий очень короткий
отрезок времени. В течение короткого вре-
мени этого скачка напряжения и происхо-
дит переход всего стержня из ненасыщен-
ного в насыщенное состояние. Получены
и другие экспериментальные данные, под-
тверждающие и быстрый переход сердечни-
ка из ненасыщенного в насыщенное состо-
яние, и насыщение сердечника целиком на
всю его высоту.
Магнитное поле трансформатора можно
упрощенно представить себе как магнитное
поле токов обмоток без стержня. Насыщен-
ный стержень можно заменить при этом
тонкой фиктивной обмоткой, расположен-
ной на воображаемой поверхности стержня.
Высота такой фиктивной обмотки hs превы-
шает реальную высоту обмотки h на 10—15 %,
а ее ампервитки равны Такая фиктив-
ная обмотка моделирует сильное магнитное
поле внутри насыщенного стержня, имеюще-
го идеализированную характеристику намаг-
ничивания такую же, которая принята для
данной ранее схемы замещения с ключом К.
Подробно метод расчета поля описан в [7].
Метод фиктивных обмоток очень удобен тем,
что он позволяет воспользоваться всем име-
ющимся арсеналом методов расчета магнит-
ного поля, электромагнитных сил и стой-
кости при КЗ, применяемым для трансфор-
маторов, например, разработанными в ВЭИ
240
Токи включения
Глава 12
отраслевой методикой расчета [8] и системой
программ РЭСТ [9].
В режиме включения трансформатора на
XX магнитное поле обмотки с током (брос-
ком тока XX) при насыщенном стержне на-
поминает магнитное поле этой обмотки в
режиме КЗ. В таком поле на обмотку с током
действуют электродинамические силы, ана-
логичные силам при КЗ.
Осевые силы сжимают обмотку. Если
сравнить эти осевые силы с силами в транс-
форматоре при КЗ (при таком же токе), то
силы в режиме XX окажутся в несколько раз
больше [7]. Дело в том, что магнитный поток
в режиме XX, созданный магнитной индук-
цией на площади в области внутри обмотки,
существенно больше, чем магнитный поток
режима КЗ в канале рассеяния, имеющем
меньшую площадь. Можно также пояснить
это тем, что в режиме КЗ участвует не одна,
а две обмотки с разнонаправленными тока-
ми. Верхняя половина каждой обмотки при
этом отталкивается от нижней половины
другой обмотки, снижая осевую силу сжатия
каждой обмотки по сравнению с вариантом,
когда есть только одна обмотка.
Радиальные силы обмотку растягивают.
Они могут быть меньше, чем силы КЗ, из-за
меньшего броска тока XX, чем ударного тока
КЗ. Следует заметить, что если при КЗ
внутренняя обмотка радиальными силами
сжимается, что для обмотки опасно из-за
возможности потери радиальной устойчи-
вости, то при включении трансформатора в
сеть со стороны этой обмотки в ней возни-
кают растягивающие радиальные силы, как
правило, менее опасные, чем сжимающие
радиальные силы.
При бросках тока включения на обмот-
ку, ее части, отводы также как и при КЗ,
действуют и тангенциальные (поворачиваю-
щие, скручивающие) силы [10].
Проблема намагничивающего тока воз-
никает не только при включении на XX, но
и при испытаниях трансформаторов на стой-
кость при КЗ.
Рассмотрим первый случаи, когда при
испытаниях двухобмоточною трансформаю-
ра внутренняя по расположению на щсржне
обмо!ка предвариIельно закорочен;!, а на-
пряжение подаеюя на внешнюю oomoi к\. За-
короченная обмо!ка «не позволяем» манен-
ному потоку, с коюрым связана внешняя об-
мо!ка. проходи!ь по С1ержню, и до! поток
(поток рассеяния, проходящий в канале рас-
сеяния между обмо1ками) замыкаегся вне
обмоюк (по воздушному промежутку ярму,
соседнему стержню), не вызывая заметных
изменений в первичном и вторичном токе.
Рассмотрим второй случай, когда пред-
варительно закорочена дальняя от стержня
обмотка, а напряжение подается на бли-
жайшую к стержню обмотку. Теперь уже
закороченная обмотка «не позволяет» маг-
нитному потоку рассеяния идти наружу, и
он замыкается по стержню, вызывая его на-
сыщение. В этом случае и возникает намаг-
ничивающий ток, который накладывается
на ток КЗ.
Все сказанное хорошо и просто иллюст-
рируется расчетом по схеме замещения.
В первом случае закорачивается не только
цепь внутренней обмотки, но и цепочка на-
магничивания, по которой ток протекать не
будет. Во втором случае сопротивление КЗ
трансформатора и цепочка намагничивания
оказываются подключенными параллельно
источнику напряжения, и возникает намаг-
ничивающий ток.
Рассмотрим второй случай боле подроб-
но. При испытаниях на осциллограмме то-
ков получается, что ударный ток первичной
обмотки больше ударного тока вторичной
обмотки. Испытания нельзя «засчитывать»
по первичному току, т. к. при этом будет
«недоиспытанной» вторичная обмотка. Не-
льзя зачет делать и по вторичному току. Во-
первых, тогда в первой обмотке ток будет
больше зачетного, во-вторых, намагничива-
ющий ток искажает магнитное поле и может
привести к увеличенным осевым силам в об-
мотках (уже говорилось об увеличенных осе-
вых силах в режиме включения на XX).
В-третьих, и это самое важное, намагничи-
вающий ток, несмотря на увеличение удар-
ного тока, приводит к существенному сни-
жению радиальных напряжений сжатия. Как
правило, для мощных силовых трансформа-
торов радиальная потеря устойчивости внут-
ренней обмотки — самое вероятное собы-
тие, поэтому снижения радиальных сил до-
пускать никак нельзя.
При испытаниях трансформаюров на
сюйкосгь при КЗ на стендах принимаю г ме-
ры. исключающие появление намашичива-
ющего тока. Для получения в сердечнике
нужной офинагельной оснаючной индук-
ции перед каждым опьиом КЗ oi иеючника
носюянною тока производя! принхди 1СЛВ-
ное намагничивание трансформатора. Из-
вестно несколько таких схем |4. 5|. Опреде-
ленный эффект oicipoitKU oi намагничива-
ющею тока получае 1ся, если в опьиах КЗ.
следующих один за друтм, изменяю при
переходе к очередному опыту начальную фа-
зу напряжения на полпериода. Эюг эффек!
получаегся поюму что в предыдущем опыте
трансформа юр оказывается намагничен-
§7
Магнитное поле, электродинамические силы в присутствии намагничивающего тока
241
ным апериодической составляющей тока
КЗ, и за короткое время КЗ (0,2—0,5 с) и пе-
рерыва между опытами размагничивание
происходить не успевает.
Проблема намагничивающего тока воз-
никает тогда, когда при испытаниях на стой-
кость при КЗ трансформатор, замкнутый
предварительно накоротко, подключают
в определенный момент времени (для обес-
печения необходимой апериодической со-
ставляющей и ударного тока КЗ) к мощному
источнику переменного тока: ударному гене-
ратору или сети. Можно также вначале по-
дать напряжение на одну обмотку, а потом
в нужную фазу замкнуть вторичную обмотку.
И первый, и второй способ имеет свои пре-
имущества и недостатки. При втором спо-
собе намагничивающего тока нет, но пер-
вый способ применяется часто, т. к. он поз-
воляет более полно использовать мощность
стенда.
В настоящей работе все внимание уделе-
но намагничивающему току или броскам то-
ка включения на XX в применении к одно-
фазным трансформаторам. В то же время
практический интерес представляют транс-
форматоры трехфазные. При выключении
трехфазного трансформатора намагничиваю-
щий ток во всех трех фазах различный. Рас-
пределение токов по фазам сильно зависит от
начальной фазы включения. Например, если
при соединении обмоток в треугольник в од-
ной из фаз бросок тока включения оказыва-
ется максимальным, в дух других он сущест-
венно меньше (рис. 12.11).
Рис. 12.11. Переходный процесс включения —
зависимость от времени токов iA, iB и ic трех-
фазного электропечного трансформатора мощ-
ностью 160 МВ • А при наиболее неблагоприят-
ном моменте времени включения на XX и по-
ложении переключателя регулировочных
ответвлений на минимальном числе витков
обмотки.
При рассмотрении трехфазных транс-
форматоров возникает много вариантов кон-
кретных методов расчета из-за существова-
ния разных схем соединения обмоток (звез-
да, треугольник, зигзаг), разных типов
магнитных систем трансформаторов (пла-
нарная трехстержневая, планарная броне-
вая — пятистержневая с боковыми ярмами,
пространственная).
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 12
1. Лейтес Л. В. Электромагнитные рас-
четы трансформаторов и реакторов. — М.:
Энергия, 1981.
2. BertagnoIIi G. Short-circuit duty of po-
wer transformers. ABB Transformatori — Leg-
nano (Milano) — Italy, 1998.
3. Елагин В. H., Лурье А. И., Панибра-
тец А. Н. Броски тока включения трансфор-
матора // Электротехника. — 1997. — № 2.
4. ГОСТ 20243-74. Трансформаторы си-
ловые. Методы испытаний на стойкость при
коротком замыкании.
5. Левицкая Е. И., Лурье А. И., Ляшен-
ко В. Д. Устройство для испытаний транс-
форматоров на электродинамическую стой-
кость при коротком замыкании. А.с. 1335904
СССР / - Опубл, в БИ, 1987. - № 33.
6. Кузьменко В. А., Лурье А. И., Паниб-
ратец А. Н., Чуприков В. С. Снижение тока
включения трансформатора // Электротех-
ника — 1997 — № 2.
7. Васильев А. Б., Лурье. А. И. Расчет
магнитного поля и электродинамической
стойкости трансформаторах при бросках на-
магничивающего тока, // Электричество,
1992. - № 1.
8. Зенова В. П.» Лурье А. И., Миль-
ман Л. И., Панибратец А.Н. Отраслевая
методика расчета: Трансформаторы сило-
вые. Расчет электродинамической стой-
кости обмоток при коротком замыкании
(РТМ16800.428-77, РД 16-431-88).
9. Зенова В. П., Левицкая Е. И., Лу-
рье А. И., Люблин И. Ш., Панибратец А. Н.
Система программ РЭСТ для расчета элект-
родинамической стойкости, потерь и нагре-
вов трансформаторов и реакторов // Элект-
ротехника. — 1996. — № 8.
10. Тангенциальные силы в обмотках
трансформаторов при коротком замыкании /
Зенова В. П., Лурье А. И., Мильман Л. И.,
Панибратец А. Н. // Всесоюзн. научно-техн,
конф. «Создание комплексов электротехни-
ческого оборудования высоковольтной, пре-
образовательной, сильноточной и полупро-
водниковой техники». М.: ВЭИ, 1990.
242
Токи включения
Глава 12
Приложение 12.1.
Токи включения
(примечания редакторов)1
Значение тока включения. При включе-
нии трансформатора толчком на номиналь-
ное напряжение возникает'переходный ток
/в, амплитуда которого зависит от фазы на-
пряжения в момент включения, а также ве-
личины и полярности остаточной индукции
магнитной цепи.
В наиболее неблагоприятных случаях
при включении наружной обмотки амплиту-
да /в может достичь 8^2 от величины но-
минального тока /н. Ток уменьшается до но-
минального в течение времени до одной се-
кунды и более. Этот ток протекает в одной
фазе. В двух других фазах протекает вдвое
меньший ток в противоположном направ-
лении.
1 Power transformer. Handbook Edited by Ber-
nard Hochart, Alstom, Transformer Division, Sunt-
Ouen, France Frist English edition.
Если при включении трансформатора
напряжение прикладывается к внутренней,
т. е. ближайшей к сердечнику обмотке, зна-
чение тока включения может быть намного
больше (рис. 12.12 П). С увеличением мощ-
ности трансформатора значение тока вклю-
чения уменьшается.
Механические усилия. Обмотка, обтекае-
мая током включения, подвергается воз-
действию вертикальных сжимающих усилий
и радиальных в направлении расширения
диаметра обмотки (рис. 12.13П). И иногда
эти воздействия могут быть больше, чем при
токах короткого замыкания.
Падение напряжения. В трансформаторе
с соединением обмоток звезда — звезда вто-
ричное напряжение в фазе с током включе-
ния снижено на полуволнах одной поляр-
ности, на двух других фазах это снижение
вдвое меньше. Если к вторичной обмотке
постоянно подключен двигатель, то падение
напряжения увеличивается благодаря его
пусковому току. Время запуска двигателя
увеличивается. Это должно быть принято во
внимание при настройке защит трансфор-
матора.
Рис. 12.12П. Токи включения в зависимости
от мощности трансформатора:
7 — напряжение приложено к наружной обмотке;
2— напряжение приложено к внутренней обмотке.
Рис. 12.13П. Направление усилий при токе
включения:
7 — сердечник; 2 — включаемая обмотка; 3 — от-
ключенная обмотка.
§ I
Введение
243
Глава тринадцатая
ОГРАНИЧЕНИЕ ШУМА И ВИБРАЦИИ
ТРАНСФОРМАТОРОВ И РЕАКТОРОВ1
1. Введение
Шум зрансформаторно-реакторного обо-
рудования оказывает неблагоприятное воз-
действие на экологию в местах его установ-
ки — в промышленных и, особенно, в гус-
тонаселенных жилых районах. С другой
стороны, повышенная вибрация оборудова-
ния может влиять на его собственную меха-
ническую прочность, снижая срок службы, а
возможность возникновения при этом внут-
ренних повреждений зачастую приводит, в
том числе, к разливу трансформаторного
масла с последующими пожарами.
Эт обстоятельства, а также возрастаю-
щее внимание общества к экологическим
проблемам, диктуют ужесточение норм эко-
логической безопасности и соответствую-
щих требований, предъявляемых к транс-
форматорно-реакторному оборудованию в
части его уровней шума и вибрации.
2. Физические основы звука
и вибрации
2.1. Характеристики звука
Создаваемые источником звука колеба-
ния передаются волнами разрежения и сжа-
тия окружающей среды. При 20 °C скорость
звука составляет: в воздухе — 310 м/с, в мас-
ле — 1300 м/с, в стали — 5029 м/с.
Характеристиками звука являются:
♦ звуковое давление р (Па), определяющее
звуковое состояние окружающей
источник звука среды;
♦ звуковая мощность Р (Вт), характеризую-
щая источник звука;
♦ интенсивность звука </(Вт/м2 * * * * * В), определя-
емая, как средняя мощность звука, про-
1 Примечание редактора. Ниже даются опре-
деления терминов звук и шум.
♦ Звуком называют продольные механические
волны, которые испускаются источником звука —
колеблющимся телом — и распространяются в
твердых телах, жидкостях и газах в виде колеба-
ний давления (волн давления). Человеческое ухо
воспринимает частоты от 16 до 20 000 Гц. Коле-
бания более высокой частоты называют ультра-
звуком, более низкой — инфразвуком.
♦ Шум — беспорядочные колебания, смесь мно-
гочисленных колебаний примерно одинаковой ам-
плитуды и с самыми разнообразными частотами.
В быту под шумом понимают различного рода не-
желательные акустические помехи.
ходящего через единицу поверхности в
заданном направлении.
Диапазон воспринимаемых человечес-
ким ухом звуковых давлений чрезвычайно
широк: от 2 • 10-5 Па до 2 • 102 Па. Столь ши-
рокий диапазон делает ненаглядным ис-
пользование абсолютных значений звуково-
го давления в Па или звуковой мощности
в Вт. С целью преодоления этого недостатка
в акустике принята шкала относительных
единиц — Бел, посредством которой оцени-
вается уровень звукового давления или уро-
вень звуковой мощности. Бел равен десяти-
чному логарифму отношения значения,
подлежащего оценке, к стандартизирован-
ному опорному значению заданной величи-
ны. 1 Бел = 10 децибелам (дБ).
Таким образом, для уровня звукового
давления
L = 201g(p/po), дБ,
где pQ = 2 • 10-5 Па — среднеквадратическое
опорное значение уровня звукового давле-
ния чистого тона частотой 1000 Гц, соот-
ветствующее порогу слышимости.
Для уровня звуковой мощности
LP= 101g(P/Po), дБ,
где Ро = 10“12 Вт — опорная звуковая мощ-
ность.
При переходе к шкале децибел весь диа-
пазон слышимых звуков сокращается до
140 дБ. Экспериментально установлено, что
реакция человеческого уха на изменения
уровней звукового давления также носит ло-
гарифмический характер.
Зачастую, воспринимаемая человечес-
ким ухом громкость звука неадекватна дейс-
твительным значениям уровней звукового
давления. Причина этого — в пониженной
чувствительности уха за пределами диапазо-
на частот 1—5 кГц, и особенно на низких
частотах, где снижение чувствительности
достигает 20 дБ на частоте 100 Гц и 50 дБ на
частоте 20 Гц. Из-за необходимости оценки
звука с точки зрения его воздействия на че-
ловека, были введены понятия корректиро-
ванного уровня звукового давления и кор-
ректированного уровня звуковой мощности,
учитывающие частотную чувствительность
человеческого уха. На практике, коррекция
означает ослабление измерительным при-
бором отдельных частотных составляющих
звукового давления в соответствии со сред-
244
Ограничение шума и вибрации трансформаторов и реакторов 1
Глава 13
Рис. 13.1. Стандартные частотные характерис-
тики схем коррекции А, В, С, D.
нестатистической частотной чувствитель-
ностью человеческого уха. В частности, шу-
момеры оснащаются измерительными схе-
мами частотной коррекции А, В, С и D
(рис. 13.1), которые позволяют, в дополне-
ние к измерениям истинных значений уров-
ней звукового давления, выполнять также
оценку «субъективных» уровней звука.
Чувствительности человеческого уха со-
ответствует характеристика частотной кор-
рекции А. Уровень звукового давления, из-
меренный с использованием схемы коррек-
ции А, называется уровнем звука LA, дБА.
Корректированный уровень звуковой
мощности £РА рассчитывается по результа-
там измерений уровней звука также в дБА.
Частотный диапазон слышимых звуков
простирается от 20 Гц до 20 кГц. Обычно
слышимые нами звуки состоят из ряда отде-
льных тонов, где под тоном понимается звук,
обусловленный синусоидальным изменени-
ем давления среды при постоянной частоте.
С целью идентификации отдельных тональ-
ных составляющих диапазон частот слыши-
мых звуков разделяется на полосы, в которых
измеряются уровни звукового давления.
Процесс последовательного или одно-
временного измерения уровней звукового
давления в полосах частот называется спек-
тральным анализом.
При спектральном анализе звука изме-
рения осуществляются, чаще всего, в октав-
ных полосах частот (октава — частотный диа-
пазон, в котором его высшая частота вдвое
больше низшей), а также в третьоктавных
полосах частот (третьоктава получается пугем
деления октавы на три части). Граничные
частоты октавных и третьоктавных полос
стандартизованы, а сами полосы обознача-
ются их среднегеометрическими частотами,
определенными по формуле
Лр = J/i ’Л
где /j и/2 — верхняя и нижняя граничные
частоты полосы.
Частотный диапазон слышимого звука раз-
делен стандартом на октавные полосы со сред-
негеометрическими частотами: 16, 31,5, 63,
125, 250, 500, 1000, 2000, 4000, 8000, 16000 Гц.
При оценке спектральных составляю-
щих звука применяется также узкополосный
анализ: в полосах частот с шириной, выра-
женной в процентах, например, 10, 3, 1 %,
либо в полосах частот, выраженных в деци-
белах — 10, 3, 1 дБ.
По временным характеристикам звук
подразделяется на постоянный, когда его
уровень в течение 8 часов изменяется не бо-
лее, чем на 5 дБА, и непостоянный при из-
менениях уровня более, чем на 5 дБА. Звук
трансформаторов, в большинстве случаев,
является постоянным.
2.2. Распространение звука
В однородной бесконечной среде звук
источника распространяется во всех направ-
лениях без искажений и с постоянной ско-
ростью. С удвоением расстояния от источ-
ника интенсивность звука уменьшается в
4 раза, что соответствует уменьшению уров-
ня звукового давления на 6 дБ. В условиях
открытого пространства эта зависимость
справедлива для так называемого «дальнего
звукового поля», находящегося на расстоя-
нии от источника звука, превышающем его
удвоенный размер. При малых расстояниях
от источника звука, т. е. в зоне «ближнего
звукового поля», звуковое давление распре-
деляется неравномерно, что затрудняет объ-
ективную оценку уровня звуковой мощнос-
ти источника. Вблизи от источников звука,
имеющих большие размеры, удвоение изме-
рительного расстояния ведет к снижению
уровня звукового давления менее чем на
6 дБ, либо это снижение вообще равно нулю.
На практике, среда, в которой распро-
страняется звук, неоднородна и не беско-
нечна, что обусловливает различные эффек-
ты, также ведущие к отклонению от вышеп-
риведенной зависимости.
Наличие на пути звука предметов ведет
к появлению звуковых теней. Движущиеся
предметы делают звуковое поле неустойчи-
вым. Большие поверхности отражают звук,
часть звуковой энергии поглощается прегра-
дой (Епогл), часть проходит через преграду
(Епр), часть отражается от преграды (Еотр).
Отношение между вошедшей в преграду зву-
ковой энергией и падающей на нее называ-
ется коэффициентом звукопоглощения (а), т. е.
Е - Е
пал отр
Е
^пал
§2
Физические основы звука и вибрации
245
Из соотношения видно, что значение ко-
эффициента звукопоглощения определяется
не только потерями энергии в материале, но
также энергией, прошедшей через преграду.
Обычные строительные материалы имеют
малое значение а. Например, при частоте
500 Гц а для бетона равно 0,01 (т.е. только
один процент звуковой энергии поглощается,
а 99 % энергии отражается), для оштукату-
ренной стены — 0,02. Специальные звуко-
поглощающие материалы (стекловолокно)
имеют а в несколько раз выше. Пористые
материалы более эффективны на высоких
частотах.
Для помещений с малым звукопоглоще-
нием характерно явление реверберации, т.е.
многократное отражение звука от стен, пола
и потолка, при котором звук источника
складывается с отраженным звуком, что
приводит к повышению уровня звукового
давления в помещении.
Вблизи источника звука в помещении,
в его дальнем звуковом поле, преобладает из-
лучаемый источником звук. У стен помеще-
ния сильнее сказывается влияние ограженно-
ю звука, дающее практически однородное
распределение звуковою давления. В таких
помещениях при отключении иеючника зву-
ка последний исчезает не сразу, а время ею
cymeciвования зависит oi звуконо) лощения
поверхпосюй. Эю время называемся временем
реверберации и являемся 'арамстром. опреде-
ляющим звуконо) лошаюшие харакгеристики
помещения. Определяется оно эксперимен-
тально. нулем ретсграции снижения уровня
звука на 60 дБ после выстрела из старювою
пистолет (или лруюю импульсною звука),
или определяемся ио формуле
Т= 0,16И/5аср, с,
где Т — время реверберации, с; V — объем
помещения, м3; 5 — площадь поверхности
помещения, м2; аср — средний коэффициент
звукопоглощения для данного помещения.
Отношение прошедшей через преграду
звуковой энергии Еир к Епал называется ко-
эффициентом звукопередачи
т ~ ^пр/^нхт
Способность преграды не пропускать
через себя звук называется звукоизоляцией.
При удвоении массы такой преграды звуко-
изоляция увеличивается на
10 lg4 = 6 дБ.
С удвоением частоты звукопоглощение
также увеличивается на 6 дБ.
На звукоизоляцию влияет жесткость
конструкции, а также, в значительной сте-
пени, имеющиеся щели.
Важной является неоднородность кон-
струкции: введение воздушного промежутка
в двухслойной конструкции перегородки
повышает звукоизоляцию.
При определении уровня звуковой мощ-
ности в ограниченных пространствах следует
помнить, чю в подобных помещениях возмо-
жен звук с неподвижными в пространстве
максимумами и минимумами уровня звуково-
ю давления, чю ведет к погрешностям изме-
рения. При этом небольшие изменения поло-
жения микрофона Moiyr сопровождаться зна-
чительными изменениями измеренного уров-
ня звуковою давления. Наилучшие резулыаты
могут быть получены при измерениях «в сво-
бодном поле» между ближним и ревербера-
ционным полем помещения (рис. 13.2).
Рис. 13.2. Звуковое поле поме-
щения:
/ — ближнее поле; 2 — своболнос
поле; 3 — реверберационное поле;
4 — поле разброса измеренных
уровней звука; 5— источник звука;
6 — стена помещения; 7 — рассто-
яние от источника звука (логариф-
мическая шкала).
246
Ограничение шума и вибрации трансформаторов и реакторов 1
Глава 13
2.3, Характеристики вибрации
Под вибрацией понимают механические
колебания тела вокруг положения равнове-
сия при относительно малой амплитуде и не
слишком низкой частоте. Вибрация характе-
ризуется амплитудой колебания и частоюй.
На практике вибрация представляет собой
сложное колебание с рядом частотных состав-
ляющих. Первая составляющая вибрации на-
зывается основной гармоникой, последую-
щие составляющие — высшими гармониками.
Совокупность гармонических составляющих,
расположенных в порядке возрастания час-
тоты, называется частотным спектром.
Вибрации оцениваются параметрами
виброперемещения (м, мкм), виброскорости
(м/с) и виброускорения (м/с2, g).
Выбор параметра для описания колеба-
тельного процесса обусловлен особенностя-
ми вибрирующего объекта.
Низкочастотные (до 1 кГц) вибрации из-
делия, обычно, оцениваются параметром
виброперемещения.
Если вибрация изделия имеет широкий
спектр частот, используется параметр вибро-
ускорения, при котором более подчеркивают-
ся высокочастотные составляющие (рис. 13.3).
Для количественной оценки вибраций
применяются различные величины (рис. 13.4).
Рис. 13.3. Частотные характеристики парамет-
ров вибрации:
/ — виброускорснис, а\ 2 — виброскорость, v =
= a/lnf', 3 — вибропсрсмещснис, 1 = а/Ьтб-р-.
Рис. 13.4. Значения параметров вибрации:
/ — двойная амплитуда (размах): 2— пиковое зна-
чение: 3 — среднсквадратичсское значение.
Двойная амплитуда соответствует размаху
колебаний и применяется, когда важно оце-
нить смещение элемента и возникающие
при этом механические напряжения. Пи-
ковое значение вибрации используется при
кратковременных ударах. Среднеквадрати-
ческое значение является наиболее важным,
поскольку оно связано с энергией, опреде-
ляющей разрушительную способность коле-
бания.
Также как и при измерении звуковых ха-
рактеристик, п вибромегрии величины вы-
ражаются либо в абсолютных значениях, ли-
бо в децибелах.
Уровни вибрации зависят не только от
возбуждающей силы, но во многом от упру-
гих свойств механической системы и степе-
ни совпадения частоты возбуждающей силы
с собственными частотами системы, т.е. ог
резонансов.
Собственной частотой, Д, механической
системы называется такая частота, при ко-
торой свободно колеблется материальное те-
ло, будучи кратковременно выведено из по-
ложения равновесия.
Для простейшего случая системы с од-
ной степенью свободы, когда материальное
тело представлено сосредоточенными пара-
метрами массы «гл» и жесткости «с»,
/о = (1/2тг) 7(с/т), Гц.
Из формулы следует, что уменьшение
массы и увеличение жесткости колеблю-
щейся системы ведут к увеличению частоты
собственных колебаний и наоборот. Это оп-
ределяет пути отстройки собственной часто-
1ы/0 от частоты возбуждающей силы, в слу-
чае резонансов.
Реальные механические системы имеют
густой спектр собственных частот, когда,
помимо основной гармонической частоты,
имеются кратные ей, а также собственные
частоты отдельных элементов данной конс-
трукции.
При воздействии на механическую сис-
тему внешней периодической силы возника-
ют вынужденные колебания на частоте f из-
менения внешней силы. При f = Д, ампли-
туда вынужденных колебаний значительно
возрастает. Это явление называется резо-
нансом. Фактически, и при резонансе амп-
литуда вибрации имеет конечное значение
вследствие демпфирования, связанного с рас-
сеянием энергии в материале конструкции.
Для ухода из области резонанса необходимо,
чтобы/более чем в 2 раза превышала часто-
ту собственных колебаний/>.
§3
Источники вибрации и шума в трансформаторах
247
Из-за того, что как собственные часто-
ты, так и частоты вынужденных колебаний
характеризуются довольно плотными спект-
рами, их взаимная расстройка является до-
вольно сложной задачей.
Ограничение распространения вибраций
достигается за счет применения виброизоля-
ции, заключающейся в отделении источника
вибрации от прочих элементов конструкции
с помощью упругого элемента — виброизо-
лятора.
При этом достигается снижение вибра-
ционной силы, характеризуемое коэффици-
ентом вибропередачи
Тв1| = К/Ль
где Fn — передаваемая сила; F$ — возбужда-
ющая сила.
Виброизоляция достигается только при
коэффициенте вибропередачи меньше еди-
ницы (рис. 13.5).
Сила, передаваемая от источника на
конструкцию будет уменьшена, только если
собственная частота системы, установлен-
ной на виброизоляторе, будет меньше час-
тоты возбуждающей силы более чем в J2
раза. В противном случае, выигрыш не до-
стигается, и сила вибрации передается через
виброизолятор на конструкцию полностью.
Собственную частоту системы с избран-
ным виброизолятором удобно определять
экспериментально. Для этого виброизоля-
тор нагружается известной массой и опреде-
ляется статическая осадка виброизолятора d,
см. Собственная частота определяется по
формуле
/о = 5/7^, Гц.
Например, при статической осадке виб-
роизолятора, равной 0,4 см, собственная
частота равна 8 Гц; при d = 2,5 см,/0 =
= 3 Гц и т.д.
На практике, виброактивность механи-
ческой системы во многом зависит от жест-
кости опорной конструкции, значение кото-
рой не бесконечно. Например, стальные
опорные конструкции достаточно гибки и
обладают своими собственными частотами,
что ведет к появлению в спектре вибрации
виброизолируемого объекта дополнитель-
ных резонансов. Поэтому при выборе виб-
роизолятора по статической осадке стремят-
ся к тому, чтобы собственные частоты были
в 3 (и более) раза меньше частот возбужда-
ющих сил.
Вместе с тем, высокие значения стати-
ческой осадки могут вызвать неустойчивость
оборудования.
Рис. 13.5. Коэффициент передачи (т) вибраци-
онной силы для систем с демпфированием:
7 —демпфирование 5 %; 2 —демпфирование 100 %;
3 — демпфирование 50 %; 4 — демпфирование 20 %;
5 — демпфирование 0 %.
Применяются различные виды виброи-
золяторов: резиновые, резинометалличес-
кие, пружинные, пневматические и др.
Для гашения локальных вибраций ис-
пользуются динамические виброгасители —
антивибраторы. При этом снижение вибра-
ции происходит в точке крепления виброга-
сителя. Антивибратор представляет собой
металлический предмет на упругой опоре,
закрепленной на колеблющемся объекте.
При удалении от точки крепления снижение
вибрации быстро уменьшается. Пружинные
виброгасители имеют острую характеристи-
ку частоты настройки; резиновые виброга-
сители имеют более широкую частотную по-
лосу поглощения.
3. Источники вибрации
и шума в трансформаторах
Шум трансформаторов вызывается виб-
рацией активной части, а также вентилято-
рами и насосами.
Вибрация активной части обусловлена
магнитострикционными и магнитными си-
лами в магнитной системе и динамическими
силами в обмотках. В трансформаторах пре-
обладает магнитострикционная составляю-
щая вибрации. В магнитных системах реак-
248
Ограничение шума и вибрации трансформаторов и реакторов /
Глава 13
торов, имеющих немагнитные зазоры, могут
преобладать магнитные силы тяжения в за-
зорах.
3.1. Магнитострикция
Магнитострикцией называют явление
деформации кристаллической решетки маг-
нитного материала при его намагничивании.
В процессе возрастания индукции сначала
происходит смещение границ кристаллов
материала, а затем их вращение, что ведет
к изменению линейных размеров стали. Из-
меряется магнитострикция в относительных
единицах изменения длины X = Л///. Магни-
тострикционное удлинение листа стали мо-
жет достигать нескольких десятков микрон
на один метр длины.
При перемагничивании магнитной сис-
темы трансформаторов, индукция в ней до-
стигает максимума дважды за один период
частоты переменного тока, что соответству-
ет двукратному изменению длины листов
стали магнитной системы. Это ведет к пери-
одическим колебаниям магнитной системы
на удвоенной частоте переменного электри-
ческого тока.
Магнитострикция может быть монотон-
но положительной, т.е. вызывающей уд-
линение стали с возрастанием индукции,
и, монотонно отрицательной, приводящей
к уменьшению линейных размеров стали
с возрастанием индукции. В промежуточ-
ном случае, магнитострикция может изме-
нять свой знак с ростом индукции.
Магнитострикция содержит, кроме пер-
вой, также и высшие гармоники, что явля-
ется предпосылкой гармонических состав-
ляющих шума трансформатора.
Фактическое значение магнитострикции
электротехнической стали, применяемой для
магнитных систем трансформаторов, изме-
няется в широких пределах, в зависимости
от марки стали, изготовителя и пр.
Говоря о значении магнитострикции,
обычно имеют в виду некоторое среднее (по
длине листа) максимальное значение, соот-
ветствующее определенной индукции без
учета гармонических составляющих.
Магнитострикция современной анизот-
ропной стали находится в диапазоне от —
1,0 • 10~6 до 1,5 • 10-6 (при индукции 1,5 Тл).
Магнитострикция стали типа 3404, 3405,
3406 составляет (0,7—0,9) • 10~6 при 1,5 Тл.
Сталь марки Hi-B имеет магнитострикцию в
диапазоне от —1 • 10~6 до 0,5 • 10-6 при 1,5 Тл.
Стали со специальным растягивающим
покрытием имеют магнитострикцию 0,4 • 10~6.
Технические условия на сталь марок
3407 и 3408 1арантируют значения магнито-
стрикции не более 1,5- 10-6 при индукции
1,7 Тл (магнитострикция горячекатанной
стали в 10—20 раз выше).
Наименьшие значения магнитострик-
ции соответствуют намагничиванию стали
в направлении прокатки. При намагничива-
нии анизотропной стали под углом 90° к на-
правлению прокатки магнитострикция уве-
личивается в 10—15 раз.
Магнитострикция уменьшается с увели-
чением содержания кремния в стали. При
6% она становится равной нулю. Но такая
сталь имеет большую хрупкость, что делает
ее неприемлемой.
Отжиг стали улучшает ее магнитострик-
ционные характеристики. Наилучшие ре-
зультаты дает отжиг в вакууме.
Механические воздействия существенно
увеличивают магнитострикцию. Например,
удар по образцу стали грузом 300г с высоты
2 см 5 раз может повысить магнитострикцию
с —0,9 • 10"6 до 1,2 • 10-6. Аналогичное влия-
ние на сталь имеет ее резка. Сильное воз-
действие оказывает сжатие листа в направ-
лении прокатки. При напряжении сжатия
20 кГ/см2 магнитострикция увеличивается
в 5 раз.
Магнитострикция аморфной стали за-
висит от ее химического состава. Некоторые
ее сплавы имеют магнитострикцию, близкую
к нулю. Магнитные системы, выполненные
из ленточной аморфной стали, с точки
зрения ее шума, не самые лучшие, вслед-
ствие рыхлой структуры такой магнитной
системы.
3.2. Электромагнитные силы
Магнитная система
Вместе с силами магнитострикционного
происхождения, магнитная система испыты-
вает воздействие сил магнитного притяжения.
Наиболее ярко магнитные силы проявляются
в стыковых соединениях. В шихтованных маг-
нитных системах магнитный поток вынужден
перетекать из листа в лист в воздушном или
масляном зазорах, образующихся за счет не-
плотной стыковки листов стали. При этом
возникают поперечные силы, приводящие
к изгибным колебаниям листов. Поскольку
листы стали на участках, соседствующих с за-
зорами, перенасыщаются, здесь увеличивают-
ся также и магнитострикционные силы.
Силы магнитного притяжения преобла-
дают в реакторах, где магнитная система
имеет немагнитные зазоры.
§3
Источники вибрации и шума в трансформаторах
249
Обмотка
Одним из источников шума трансфор-
маторов является обмотка, проводники ко-
торой вибрируют под действием сил взаим-
ного притяжения при протекании в них пе-
ременного тока в режиме нагрузки.
Кроме того, обмотка испытывает воз-
действия сил, вызванных протекающим в
ней током и магнитным потоком рассеяния.
Эти силы действуют как в поперечном, так
и, особенно, в продольном по отношению
к обмотке направлениях.
Генерирующими звук поверхностями
здесь являются торцевые части обмоток,
прессующие кольца, ярмовые балки, детали
крепления.
До последнего времени шуму обмотки
не придавалось значения, поскольку при
индукции порядка 1,5—1,7 Тл он значи-
тельно ниже шума магнитной системы. При
создании малошумных трансформаторов
обычно идут на снижение индукции, что
может оказаться и экономически целесооб-
разным, учитывая как пониженные потери
холостого хода, так и устранение необходи-
мости создания внешних устройств шумопо-
давления. Однако, при индукции порядка
1,4 Тл у мощных трансформаторов начинает
преобладать шум, создаваемый обмотками.
В зависимости от мощности трансформа-
тора, его, обусловленную обмоткой, звуко-
вую мощность можно определить по фор-
муле
£рао6м=39+ 181g^, дБА
где = 1 MB - A; SN — номинальная мощ-
ность трансформатора, МВ • А.
Например, для трансформатора с но-
минальной мощностью 100 МВ-А уровень
звуковой мощности составит 75 дБА, а для
трансформатора 1000 МВ - А — 94 дБА.
Шум, обусловленный обмоткой, зависит
оттока нагрузки. Например, при токе, состав-
ляющем 70 % номинального, шум трансфор-
матора на 6 дБ меньше, чем при номинальном
токе.
Частотный спектр звука обмотки при
синусоидальном токе содержит почти ис-
ключительно кратную промышленной час-
тоте гармонику (100 Гц для сети 50 Гц),
в отличие от звука магнитной системы, ко-
торый содержит большие дополнительные
составляющие звука — гармоники от 2-й
до 5-й двойной промышленной частоты.
33. Влияние системы охлаждения
Вентиляторы
Для трансформаторов, имеющих систему
охлаждения с принудительной циркуляцией
воздуха, преобладающим может быть шум,
создаваемый вентиляторами. Звуковая мощ-
ность вентилятора зависит от его производи-
тельности, частоты вращения, конструкции.
Приблизительно, общий уровень звуко-
вой мощности вентилятора можно опреде-
лить по формуле:
LP = 101gQ + 201gp + 37, дБ
где Q — расход воздуха, м3/с; р — давление,
н/м2.
Уровень звуковой мощности вентилято-
ра пропорционален 5—6ой степени круговой
скорости (об./мин) лопаток (50 % круговой
скорости эквивалентны 16 дБ).
В спектре частот шума вентилятора ос-
новная гармоника определяется выражением
nk/f&, где п — частота вращения вентилятора,
оборотов в минуту; £ — количество лопаток.
Высокочастотные составляющие спектра
шума вентилятора обусловлены срывом вих-
ря с лопаток и турбулентным потоком возду-
ха, набегающего на элементы конструкции.
Охладители и радиаторы
Уровни звука оборудованных вентиля-
торами охладителей выше, чем у отдельно
стоящих вентиляторов. Это обусловлено их
большей поверхностью звукоизлучения и,
зачастую, резонансами отдельных деталей
охладителя. Радиаторы системы охлаждения
с естественной циркуляцией воздуха и масла
могут иметь повышенный шум из-за переда-
чи вибрации от бака.
Насосы
Используемые в системах охлаждения
маслонасосы не оказывают влияния на об-
щий уровень шума трансформаторов. Уро-
вень звуковой мощности насосов на несколь-
ко порядков ниже, чем у трансформаторов.
Повышение уровня звука маслонасоса
обычно означает его аварийное состояние:
выход из строя подшипника, задевание
крыльчатки насоса за корпус или ротора дви-
гателя за статор. Подобные дефекты масло-
насоса могут привести к снижению электри-
ческой прочности изоляции трансформатора
из-за попадания в масло продуктов истира-
ния металлических деталей такого насоса.
В связи с этим, необходим периодический
контроль состояния маслонасосов. Шум мас-
лонасоса часто маскируется шумом работаю-
щего трансформатора; состояние насоса луч-
ше всего определять по уровню его вибрации.
250
Ограничение шума и вибрации трансформаторов и реакторов 1
Глава 13
3.4. Влияние конструкции
и режимов работы
3.4.1. Зависимость
шума трансформатора
от размеров магнитной системы
Уровни звуковой мощности трансфор-
маторов пропорциональны их массо-габа-
ритным параметрам, хотя, на практике, эга
зависимость может значительно меняться
под действием разного рода конструктивно-
технологических факторов.
Уровень звуковой мощности трансфор-
матора находится в прямой пропорциональ-
ной зависимости от длины стержня магнит-
ной системы:
LP = Lv + 201g/ + 101g5o, дБ
где Z— наибольшая длина стержня, м; —
площадь поперечного сечения стержня, м2;
Рис. 13.6. Корректированные уровни звуковой
мощности (КУЗМ), LP,p дБА, трансформато-
ров в зависимости от их электрической мощ-
ности SH (частота сети 50 Гц):
/ — КУЗМ трансформаторов стандартной конс-
трукции, обусловленные магнитной системой; 2 —
КУЗМ малошумных трансформаторов, обуслов-
ленные магнитной системой; 3 — КУЗМ малошум-
ных трансформаторов, обусловленные обмоткой.
Lc — виброскорость, дБ (при индукции В =
= 1,6 Тл, Lv = 70 дБ; снижение индукции на
0,5 Тл обеспечивает уменьшение виброско-
рости на 10 дБ).
Значение Lv зависит от свойств электро-
технической стали, распределения попереч-
ных магнитных потоков в углах и над сред-
ним стержнем магнитной системы, а также
от высших гармоник магнитострикции и
магнитного потока на отдельных участках
магнитной системы, что определяет извест-
ную приближенность расчета. При прочих
равных условиях, увеличение длины стерж-
ня вдвое повышает уровень звука на 6 дБ.
Резонанс магнитной системы может увели-
чить уровень звука трансформатора на 5 дБ.
Характерным для магнитных систем
трансформаторов является густой спектр
собственных частот в диапазоне 1—3 кГц,
обусловленных отдельными пластинами
электротехнической стали. Последние не
всегда монолитно стянуты, в толще магнит-
ной системы имеются пустоты, определяе-
мые коэффициентом заполнения стали (не
менее 0,97 по ГОСТ 21427.2—83), что ведет
к высокочастотным резонансным колебани-
ям пластин и их участков. Этим, в частно-
сти, объясняется высокий уровень звука
трансформаторов с частотой питающего на-
пряжения 400 Гц и выше.
3.4.2. Влияние массы
и электрической мощности
Существует прямая зависимость уров-
ней звуковой мощности трансформаторов от
их электрической мощности (рис. 13.6). Эга
зависимость может меняться с изменением
конструкции и материалов, индукции или
массы при сохранении на прежнем уровне
прочих параметров. Для геометрически по-
добных трансформаторов их уровень звуко-
вой мощности пропорционален массе (Л/),
или линейным размерам в третьей степени,
а также пропорционален электрической мощ-
ности трансформатора (5) в степени 3/4.
LP = Lq + 20IgA/, дБ,
Lp = L'o + 15 lg5, дБ,
где M — масса магнитной системы, т; 5 —
мощность, кВ-А; />0, — постоянные для
конкретных типов трансформаторов, кото-
рые зависят от величины индукции и конст-
рукции.
Эти зависимости справедливы при неиз-
менном значении магнитострикции. Откло-
нения от этих законов могут быть при появ-
лении резонансов.
§3
Источники вибрации и шума в трансформаторах
251
3.4.3. Влияние индукции
Уровень шума трансформатора изменя-
ется на 3 дБ при изменении индукции на
10%. Это соотношение характерно для ос-
новной гармоники шума трансформатора.
Высшие гармоники (3-я и 5-я) при сниже-
нии индукции уменьшаются быстрее: на 4—
5 дБ при снижении индукции на 10 %, что
связано с улучшением синусоидальности ин-
дукции в отдельных участках магнитной сис-
темы.
Уровни вибрации и шума трансфор-
матора зависят от характера распределе-
ния магнитных потоков по сечению сер-
дечника.
Даже в простейшей навитой магнитной
системе при синусоидальности суммарного
магнитного потока, в наружном и внутрен-
нем, относительно окна, контурах магнитной
системы индукция искажена за счет третьей
гармоники. Это обусловливает повышение
третьей гармонической составляющей виб-
рации магнитной системы. При снижении
индукции содержание третьей гармоники
в крайних контурах уменьшается, но при
этом возрастает неравномерность общей ин-
дукции (например, при В= 1,4 Тл индукция
внутреннего участка магнитной системы,
превышает индукцию наружного участка
на 30 %).
Индукция в углах шихтованных рамных
магнитных систехМ может достигать удвоен-
ного значения от номинального, что являе-
тся предпосылкой повышения вибраций и
шума.
Для трехфазных магнитных систем ха-
рактерно повышенное содержание третьей
гармоники шума, что связано как с фазовым
сдвигом колебаний отдельных стержней, так
и с наличием значительной третьей гармо-
ники индукции.
Повышенным шумом и вибрацией отли-
чаются симметричные трехфазные магнит-
ные системы из навитых магнитопроводов,
где третья гармоника индукции может до-
стигать 40 % от основной гармоники.
Применение косого стыка в магнитных
системах снижает уровень шума на 3 дБ, по
сравнению с прямым стыком. При косом
стыке достигается наилучшее распределение
магнитного потока, и, соответственно, сни-
жение значения магнитострикции.
Трехстержневые двухрамные магнитные
системы имеют уровень шума на 3 дБ боль-
ше, по сравнению с однорамными, что вы-
звано изгибными колебаниями отдельных
участков рам, вследствие сложного потоко-
распределения.
3.4.4. Влияние бака
Стенки бака обычно повышают уровень
звука источника вибраций, т.е. активной
части трансформатора, как за счет увеличе-
ния поверхности звукового излучения, так и
за счет резонанса стенок бака. Это повыше-
ние характерно для низших гармоник звука.
Более высокие гармоники источника, звуко-
изолированные баком, могут и снижаться.
Передача вибрационной энергии от ак-
тивной части к стенкам бака происходит че-
рез опоры, либо другие механические эле-
менты, а также через масло.
Из соображений механической про-
чности стенки баков обычно укрепляют реб-
рами жесткости. Максимальные вибрации
имеют место в центре пластин между ребра-
ми жесткости и зависят от значения собс-
твенной частоты пластин.
Собственные частоты пластин, заклю-
ченных между ребрами жесткости, можно
рассчитать по формуле:
/о = 2,48 • 1065е2/71 + (0,36/5е2), Гц
где е = (1/Л2) + (1/Z?2); А и В — размеры
пластин, мм; 5 — толщина пластин, мм.
У плоских баков трансформаторов амп-
литуда вибрационных смещений случайно
зависит от неплоскостности пластины стен-
ки и от полученных ею механических напря-
жений в процессе сварочных работ.
Более закономерный характер распреде-
ления максимальных вибраций имеют круг-
лые в плане баки.
3.4.5. Влияние режимов работы
трансформатора
Вибрации и шум трансформаторов
во многом зависят от режимов их работы.
Спектральное содержание характерис-
тик вибрации и шума трансформаторов свя-
зано с частотой питающего напряжения.
Для частоты сети 50 Гц гармонические со-
ставляющие вибрации и шума кратны час-
тоте 100 Гц. У трехфазных трансформаторов
наиболее ярко выражены первые три гармо-
ники, у однофазных — первые две. Соот-
ветственно трансформаторы, например, на
400 Гц имеют гармонические составляющие
шума и вибрации 800, 1600, 2500 и т.д. Гц.
Традиционно контроль виброакустичес-
ких характеристик трансформаторов осу-
ществляется в режиме холостого хода, т. к.
преобладающим является шум, создаваемый
магнитной системой.
Определенные коррективы в виброакус-
тические параметры трансформаторов вно-
сит их нагрузка. О влиянии обмотки уже
252
Ограничение шума и вибрации трансформаторов и реакторов 1
Глава 13
упоминалось (оно начинает проявляться
при индукции 1,4 Тл и ниже).
Емкостная нагрузка ухудшает виброакус-
тические характеристики по сравнению с ин-
дуктивной нагрузкой. Повышенную виброак-
тивность и уровень звука имеют преобразова-
тельные и электропечные трансформаторы.
Амплитуда и частотный состав вибрации и
звука преобразовательного трансформатора
зависят от типа выпрямительных устройств.
Повышение уровня звука электропечных
трансформаторов вызывается прерывистым
режимом работы. Например, в режиме рас-
плава шихты в печи, когда ток нагрузки
трансформатора определяется прерывистой
электрической дугой на электродах, увеличи-
вается шум трансформатора как в связи с
большими бросками тока, так и с повышени-
ем высокочастотных составляющих в токе.
Включение трансформатора в работу мо-
жет привести к повышенному шуму вследс-
твие остаточной намагниченности сердечни-
ка. Из-за перенасыщения сердечника уро-
вень шума может превысить уровень при
нормальной работе на 20 дБ. Снижение шу-
ма до установившегося состояния после
включения может длиться до 6 часов.
3.4.6. Качество питающего напряжения
Определенное влияние на уровень звука
оказывают высокочастотные помехи в пита-
ющем напряжении сети, в которых работают
различные преобразовательные устройства.
Электрические помехи в таких сетях обычно
невелики, составляя доли процента от номи-
нального напряжения. Однако, эти состав-
ляющие могут повысить уровень звука сухих
трансформаторов малой и средней мощно-
сти на 20—30 дБ. Это повышение связано
с резонансами отдельных пластин магнит-
ной системы.
Борьба с этим явлением затруднительна,
т. к. связана с устранением резонанса отде-
льных пластин активной стали, и, особенно,
в углах шихтованных магнитных систем.
Снижение индукции для устранения высо-
кочастотных гармоник вибрации оказыва-
ется бесполезным: снижение индукции на
10 % снижает шум в высокочастотной облас-
ти спектра на 1—2 дБ.
4. Методы измерений
4.1. Контроль шума трансформаторов
Согласно стандарту ГОСТ 12.2.024—87
|1] в качестве нормируемого параметра
принят «корректируемый уровень звуковой
мощности» (КУЗМ) по характеристике А—
LPM дБА. Стандарт нормирует предельные
значения КУЗМ в зависимости от номи-
нальной мощности и системы охлаждения
трансформаторов.
Предельные значения КУЗМ представ-
лены в табл. 13.1.
Регламентируемый в [6] корректирован-
ный уровень звуковой мощности шунтиру-
ющих реакторов класса напряжения 500,
750 кВ не должен превышать 110 дБА; сред-
ний уровень звука реакторов при отключен-
ном дутье не должен превышать 85 дБА, при
включенном д;тье — 90 дБА.
Методы определения
шумовых характеристик
масляных трансформаторов
При подготовке к акустическим испыта-
ниям прежде всего проверяется пригодность
испытательного помещения. Оценивается
уровень звуковых помех в помещении и
принимаются меры (отключается шумное
оборудование, выбирается время суток) к
тому, чтобы он был меньше ожидаемого шу-
ма трансформатора самое малое на 3 дБ. Оп-
ределяется постоянная помещения К, харак-
теризующая звукоотражение. Постоянная К
не должна превышать 7 дБ. Определение К
осуществляется методом образцового источ-
ника (ГОСТ 12.1.025—81), т.е. путем сравне-
ния известного уровня звукового давления
(УЗД) образцового источника с измеренным
уровнем в конкретном помещении. (Посто-
янная К равна разности между двумя значе-
ниями УЗД.) При отсутствии образцового ис-
точника звука, К рассчитывается по формуле:
К= 101g[l + (4У/Л)(1 -A/Sp)],
где У — площадь измерительной поверхнос-
ти, м2; А — эквивалентная площадь звуко-
поглощения, А = асоУг; Sy — площадь по-
верхности помещения, включая пол, м2; а —
= 0,15 для помещений машинных залов.
Если акустические испытания проводят-
ся на испытательной станции цеха, распола-
гающейся в торце здания, тогда значение Sv
принимается, исходя из площади испыта-
тельной станции, поскольку измеренные
УЗД трансформатора будут определяться зву-
коотражением от ближайших стен.
Измерение шумовых характеристик
трансформатора производится в режиме хо-
лостого хода, при навешенных охладителях и
радиаторах и с установленными переключаю-
щими устройствами, находящимися в поло-
жении основного ответвления. Электричес-
кие средства испытаний и измерений должны
соответствовать требованиям ГОСТ 3484—77.
Трансформатор устанавливается в середине
§4
Методы измерений
253
Система охлаждения М (ONAN); естественная циркуляция воздуха и масла
Таблица 13.1. Допустимые корректированные уровни звуковой мощности трансформаторов,
в зависимости от их номинальной мощности, класса напряжения и системы охлаждения, дБА
Типовая мощность, МВ-А 0,1 0,16 0,25 0,4 0,63 1 1,6 2,5 4,0 6,3 10
Класс напря- 6-35 59 62 65 68 70 73 75 76 79 81 83
жения, кВ НО, 150 — — — — — — — 78 80 82 84
Система охлаждения Д (ONAF); принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла
Типовая мощность, МВ • А 10 16 25 32 40 63 80 125
Класс напря- 10-110 87 88 89 90 91 95 98 102
жения, кВ 150 — 89 90 91 92 96 99 103
220-330 — — — 94 97 99 102 105
Система охлаждения ДЦ, НДЦ (OFAF); принудительная циркуляция воздуха и масла
Типовая мощность, МВ-А 63 80 125 200 250 400 500
Класс напря- 110-150 — 103 106 108 109 110 —
жения, кВ 220, 330 105 107 108 110 112 114 115
500, 750 — — ПО 112 ИЗ 115 116
Система охлаждения Ц, НЦ, МЦ, НМЦ (DFWF); принудительная циркуляция воды и масла
Типовая мощность, МВ-А 160 200 250 400 630 1000 1250
Класс напря- 150, 220 105 107 109 111 112 114 —
жения, кВ 330, 500 — 108 ПО 112 114 115 116
750 — — — — 115 — —
испытательного поля на звукоотражающем
полу на высоте, соотвествующей высоте ка-
реток. Все посторонние звукоотражающие
предметы от трансформатора удаляются.
Измерительные точки равномерно рас-
полагаются вокруг испытуемого трансфор-
матора на условной поверхности, охватыва-
ющей изделие (рис. 13.7). Расстояние между
измерительными точками не должно превы-
шать 1 м, при общем количестве точек не
менее 10. Для трансформаторов с системами
охлаждения без вентиляторов измеритель-
ная поверхность располагается на расстоя-
нии 0,3 м, а для трансформаторов с систе-
мами охлаждения с вентиляторами, кроме
того и на расстоянии 2 м, от условной излу-
чающей звук поверхности трансформатора.
Условную звукоизлучающую поверхность
трансформатора определяет охватывающая
его горизонтальную проекцию линия с на-
именьшим периметром (воображаемая натя-
нутая нить, включающая элементы жесткости
бака, радиаторы, переключающие устройства
и т.д. за исключением вводов, расширителя
и прочих деталей, не оказывающих влияния
на звуком злучение трансформатора). Если ох-
лаждающие устройства вынесены от бака на
расстояние 3 м и более, они рассматриваются,
как независимые источники звука.
При высоте бака менее 2,5 м измеритель-
ные точки располагаются на половине высо-
ты бака; при высоте бака 2,5 м и более, точки
располагаются на 1/3 и 2/3 высоты бака.
До и после испытаний определяются
уровни помех при отключенном трансфор-
маторе, при количестве точек измерения
не менее десяти. Если разность между изме-
ренными уровнями звука при включенном
и отключенном трансформаторе (АЛ, дБА)
менее 10 дБА, из измеренного значения
вычитается поправка (Л), в соответствии
с таблицей 13.2.
Уровни звука трансформаторов с систе-
мой охлаждения Д, ДЦ, Е1ДЦ измеряются
Таблица 13.2. Значения поправок
на уровни помех в помещении (дБА)
А£ 3 4-5 6-8 9-10
А 3 2 1 0,5
254
Ограничение шума и вибрации трансформаторов и реакторов 1
Глава 13
Рис. 13.7. Расположение точек
измерения шумовых характе-
ристик трансформатора с при-
нудительной циркуляцией воз-
духа (система Д):
1 — измерительная линия; 2 — ус-
ловная излучающая звук поверх-
ность; 3 — охладители; 4 — микро-
фон.
дважды: с отключенными вентиляторами
на расстоянии 0,3 м и с включенными вен-
тиляторами на расстоянии 2 м. Для осталь-
ных трансформаторов измерение уровня
звука выполняется только на расстоянии
0,3 м. У трансформаторов с циркуляцион-
ной системой охлаждения должна быть
включена циркуляция масла.
Средний уровень звука LA вычисляется
по формуле:
La = 10- fig- У Ю0’1//) — К, дБА,
V п , 2
I = 1
где L1 — уровень звука в дБА в z-й точке, за
вычетом поправки на помехи (Л); п — число
точек измерения; К — постоянная, учитыва-
ющая влияние отраженного звука, дБА.
Если значения Lt отличаются от точки
к точке не более, чем на 5 дБА, тогда в ка-
честве среднего уровня звука принимается
среднее арифметическое значение.
Корректированный уровень звуковой
мощности LPA вычисляется по формуле:
LPA = La + lOlg^A), дБА
где S— площадь измерительной поверхнос-
ти, м2;
50 = 1 м2.
Площадь измерительной поверхности на
расстоянии 0,3 м от поверхности звукоизлу-
чения трансформатора равна:
50,3 = 1,25/7/, м2,
где Н — высота бака без расширителя и
вводов, м; / — длина измерительной ли-
нии, м.
Для измерительного расстояния 2 м пло-
щадь измерительной поверхности равна:
У2,о = (//+ 2)/, м2.
Уровни звуковой мощности трансфор-
матора в октавных полосах частот вычисля-
ются аналогично.
Методы определения шумовых характеристик
трансформаторов малой мощности
При определении шумовых характерис-
тик трансформаторов до 100 кВ-А исполь-
зуется ориентировочный меч од [3]. Измере-
ния проводятся либо на открытой площадке
над звукоотражающей поверхностью (К= 0),
либо в помещениях, размеры которых доста-
точны для размещения испытуемого объекта
и измерительных точек (К < 7 дБ). Количес-
тво измерительных точек принимается рав-
ным 5 (рис. 13.8; при разности между уров-
нями звука в отдельных точках большей, чем
8 дБА, принимается 8 измерительных точек
[2]. При условии, что измерительное рассто-
яние d (обычно принимается равным 1 м)
больше или равно 1,5 • /макс (где /макс — на-
ибольший размер изделия), в качестве
измерительной поверхности принимается по-
§4
Методы измерений
255
лусфера площадью S= 2л/?2, м. кв. Если ука-
занное условие не выполняется, тогда за из-
мерительную поверхность принимается оги-
бающий источник звука параллелепипед [3].
Основная трудность, возникающая при
акустических испытаниях маломощных транс-
форматоров, связана с их низкими уровнями
звука и невозможностью достижения в обыч-
ных помещениях малых уровней помех, кото-
рые должны быть, самое малое, на 3 дБ ниже
уровней звука включенного трансформатора.
Поэтому измерения шумовых характеристик
маломощных трансформаторов желательно
проводить в заглушенных камерах.
4.2. Контроль вибраций
Стандартами предписывается проверка
уровня вибраций (мкМ среднеквадратичес-
ких) шунтирующих и дугогасящих заземля-
ющих реакторов при приемо-сдаточных ис-
пытаниях, а также их системы охлаждения
при периодических и типовых испытаниях.
Техническими условиями установлены
предельные значения вибраций реакторов
(табл. 13.3).
Вибрация реакторов измеряется при но-
минальном напряжении и номинальной
частоте. На заводе-изготовителе измерения
выполняются дважды: до и после одночасо-
вой выдержки при повышенном напряже-
нии. Это позволяет оценить динамику виб-
роактивности реактора в процессе нагрева,
а также выявить дефекты сборки и ослабле-
ние прессовки магнитной системы в процес-
се работы реактора.
Конкретные типы реакторов характери-
зуются определенными участками бака с мак-
симальными вибрациями. Местонахождение
точек с максимальной вибрацией на элемен-
тах бака определяется опытным путем; в даль-
нейшем разметка измерительных точек осу-
ществляется в соответствии с разработанной
схемой. Характерные точки измерения кер-
нятся. что позволяет осуществлять контроль
вибрации реактора в процессе эксплуатации.
Таблица 13.3. Допустимые значения
виброперемещений реакторов, мкм ср. кв.
Тип реактора Класс на- пряже- ния, кВ Стен- ки бака Система охлаж- дения
Реакторы шунзи- 6-10 100 120
рующие и токо- ограничивающие 400-750 60 85
Реакторы зазем- ляющие лугога- сительные 6-35 130 130
Рис. 13.8. Расположение точек измерения шу-
мовых характеристик трансформатора малой
мощности (до 100 кВ-А):
/ — источник звука; 2 — измерительная поверх-
ность; 3 —микрофон; 4 — не менее 0,15 м.
Вибропреобразователь (акселерометр)
крепится в измерительных точках с помо-
щью магнита, либо щупа; измерительная ось
вибропреобразователя должна быть перпен-
дикулярной поверхности объекта.
4.3. Средства виброакустических
измерений и испытаний
Виброакустическая аппаратура, как пра-
вило, универсальна: при условии ее оснаще-
ния преобразователями звукового давления
и вибрации, а также шкалами, она позволяет
измерять как шумовые, так и вибрационные
характеристики. Универсальная аппаратура
используется для контроля параметров при
приемо-сдаточных испытаниях и в условиях
эксплуатации. Для-исследовательских или
мониторинговых целей используется аппара-
iy ра, предназначенная для анализа отдельно
шумовых либо вибрационных параметров.
4.3.1. Аппаратура для измерения
шумовых характеристик
Измерение уровня звука в дБА или уров-
ня звукового давления в дБ осуществляется
шумомерами. Воспринимаемое микрофо-
ном звуковое давление преобразуется в шу-
момере в электрический сигнал, который
после усиления подается через аттенъюато-
ры на блок фильтров часютной коррекции.
256
Ограничение шума и вибрации трансформаторов и реакторов 1
Глава 13
Рис. 13.9. Блок-схема шумомера:
1 — микрофон; 2— усилитель; 3 — схемы часто-
тной коррекции; 4 — внешние фильтры; 5 —
среднеквадратичный детектор; 6 — запоминаю-
щее устройство; 7— выход; <5 — аналоговый или
цифровой измерительный прибор.
содержащий стандартные схемы А, В, С, D
(рис. 13.9). Затем сигнал подается на инди-
катор (аналоговый или цифровой). Для вы-
полнения спектрального анализа шума шу-
момеры либо оснащаются собственными
полосовыми фильтрами, либо имеют воз-
можность подключения внешних фильтров.
Характеристики шумомеров определены
ГОСТ 17187—81, стандартами СЭВ 1351 —
78, МЭК R/179/1973 и МЭК-651.
В качестве приемника звука в шумомерах
применяются конденсаторные микрофоны.
Для предотвращения влияния оператора
на результаты измерений, микрофон часто
подключают к шумомеру через удлинитель.
Наличие удлинительного кабеля снижает
чувствительность измерительного тракта.
Поэтому между шумомером и микрофоном
включается предусилитель заряда или на-
пряжения. При использовании предусили-
телей заряда длина кабеля не сказывается на
чувствительности измерительной системы.
Перед проведением и после акустичес-
ких испытаний проводится калибровка из-
мерительного тракта шумомера. Для этих
целей применяется акустический калибра-
тор — источник звука, создающий постоян-
ное звуковое давление на фиксированной
частоте. Например, акустический калибра-
тор типа 4230(Б и К) создает УЗД, равный
94 дБ на частоте 1000 Гц.
Виброакустическая аппаратура оснаща-
ется источником собственного калибровоч-
ного сигнала, с помощью которого контро-
лируется состояние аппаратуры без внешних
устройств (микрофона и кабеля). Последние
выпускаются с калибровочными данными,
согласующимися с внутренним электричес-
ким сигналом прибора. Поскольку микро-
фон является достаточно уязвимым звеном
системы, предпочтение отдается калибровке
всего измерительного тракта с помощью
акустического калибратора.
4.3.2. Аппаратура для измерения
вибрационных характеристик
Контроль вибрации осуществляется с
помощью специализированных приборов —
виброметров, сигнал на которые подается
от вибропреобразователя — акселерометра,
закрепленного на колеблющейся поверх-
ности.
Используемые в качестве вибропреоб-
разователей пьезоэлектрические акселеро-
метры преобразуют ускорение колебания
в электрический сигнал; отношение между
этими двумя значениями представляет со-
бой чувствительность акселерометра, выра-
жающуюся через напряжение мВ/м • с-2 или
через заряд пКл/м • с~2. Обычно акселеро-
метры имеют нормализованную чувстви-
тельность, отрегулированную в процессе
производства с допуском ±2 % на опреде-
ленное значение, кратное 10. Применение
нормализованных акселерометров облегчает
калибровку измерительных трактов и позво-
ляет эффективно работать в многоканальных
системах. Частотная характеристика акселе-
рометра линейна вплоть до его резонансной
частоты, зависящей от массы акселерометра
и способа его крепления. Например, для ак-
селерометра массой 15 г верхняя граничная
частота его рабочего диапазона составляет:
при креплении на шпильке — 20 кГц, на
магните — 2 кГц, на щупе — 1 кГц. Для того,
чтобы устранить влияние акселерометра на
колеблющийся объект, масса первого долж-
на быть в 10 раз меньше, чем у объекта. Для
устранения влияния длины провода, соеди-
няющего прибор с преобразователем, аппа-
ратура оснащается предусилителем заряда,
согласующим сопротивление вход/выход.
Обычно используются преобразователи,
измеряющие колебания объекта в направ-
лении, перпендикулярнОхМ колеблющейся
плоскости. Существуют трех-компонентные
преобразователи, позволяющие измерять
вибрацию в трех координатах.
Для калибровки измерительных трактов,
включающих аппаратуру, кабель и преобра-
зователь, используются вибрационные сто-
лы, генерирующие механические колебания
на фиксированной или регулируемой часто-
те. В качестве примера, можно назвать ка-
либратор типа 4291 (Дания, Брюль и Къер),
создающий колебания с пиковым значением
ускорения 10 м/с2 на частоте 79,6 Гц и пред-
назначенный для калибровки акселеромет-
ров массой до 100 г.
5. Методы снижения шума
трансформаторов
Снижение шума трансформаторов связа-
но с решением задач из области акустики,
вибрации, динамики, механики, материало-
ведения и, конечно, электротехники. Про-
§5
Методы снижения шума трансформаторов
257
цесс создания малошумной конструкции
следует разделить на ряд этапов: обеспечение
малошумности источников вибрации, т. е.
магнитной системы, обмоток и вентилято-
ров; виброизоляция этих источников, ограж-
дение источников звука звукопоглощающи-
ми устройствами, установка вибропоглоща-
ющих конструкций и, наконец, выполнение
внешних мероприятий по снижениию шум-
ности в местах установки трансформаторов.
5Л. Улучшение
магнитных характеристик
электротехнической стали
и конструкции магнитной системы
Снижение шума магнитной системы до-
стигается, в первую очередь, за счет ис-
пользования электротехнических сталей с
гарантированно малыми значениями маг-
нитострикции. К таким сталям относятся
электротехнические стали типов 3407, 3408
и другие.
Применение электротехнических сталей
с пониженной магнитострикцией эффек-
тивно лишь при условии выбора оптималь-
ного режима отжига стали. Необходимо учи-
тывать максимальное значение магнитост-
рикции при определенной индукции, знак и
спектр ее динамической петли. Для моно-
тонно положительной магнитострикции оп-
тимальная температура отжига составляет
820 °C в сочетании с постоянным темпера-
турным градиентом охлаждения стали, рав-
ным 50 °С/час. Режим отжига должен уточ-
няться, в зависимости от результатов вход-
ного контроля магнитострикции различных
партий стали, учитывая, что при отрица-
тельной магнитострикции отжиг может уве-
личить ее абсолютное значение при еще
большем сдвиге в отрицательную область.
Выполняющиеся вслед за отжигом техноло-
гические операции сборки как магнитной
системы, так и трансформатора в целом,
должны обеспечивать минимальные меха-
нические воздействия на электротехничес-
кую сталь, как ухудшающие ее магнитост-
рикционные характеристики.
Вторым естественным методом умень-
шения шума магнитной системы является
снижение номинальной индукции. Этот ме-
тод наиболее пригоден для трансформаторов
с частотой питающего напряжения 50 Гц
(снижение индукции на 10 % уменьшает
уровень звука на 3 дБА); для трансформа-
торного оборудования с частотой питающе-
го напряжения 400 Гц и более, либо работа-
ющего в условиях прерывистой нагрузки.
эффект от снижения индукции оказывается
недостаточным (несколько более 1 дБА при
10-процентном снижении индукции),
Конструктивно-технологические реше-
ния, направленные на снижение шума маг-
нитных систем, диктуются необходимостью
устранения резонансов как всей механиче-
ской системы, так и ее элементов, вплоть
до отельной пластины электротехнической
стали. Одновременно, конструкция магнит-
ной системы должна обеспечивать равномер-
ное распределение индукции, исключающее
локальные перенасыщения в магнитной сис-
теме, устранение поперечных составляющих
магнитного потока и снижение гармоничес-
ких составляющих индукции в отдельных
участках магнитной системы.
Применительно к планарным шихто-
ванным магнитным системам, решение пе-
речисленных задач обеспечивается за счет
следующих мер:
♦ Подбираются листы электротехнической
стали с повышенной плоскостностью,
учитывая, что в деформированных лис-
тах при стяжке магнитной системы (МС)
возникают механические напряжения,
ведущие к увеличению магнитострик-
ции. Использование листов стали с по-
вышенной плоскостностью позволяет
снизить уровень звука трансформатора
на 5 дБА.
♦ Предпочтительным для МС является ко-
сой стык со ступенчатым перекрытием.
Уровень звука при этом понижается до
4 дБА, по сравнению с прямым стыком.
♦ Отдается предпочтение однорамным
магнитным системам, уровни звука ко-
торых на 3 дБА меньше, чем у многорам-
ных конструкций.
♦ Для 3-фазных трансформаторов исполь-
зуется групповая магнитная система, со-
стоящая из трех отдельных фаз. При
этом достигается снижение 3-ей гармо-
ники вибрации и шума.
♦ Применяется бандажирование стержней
и ярем магнитной системы, направлен-
ное на снижение амплитуды изгибных
колебаний пластин стали.
♦ Следует стремиться к минимальным раз-
мерам окна и, соответственно, к малой
суммарной длине стержней и ярем МС,
что обеспечит уменьшение абсолютного
значения удлинения системы.
♦ Элементы прессовки должны создавать
усилия, растягивающие сталь в направ-
лении прокатки и магнитного потока.
Равномерность распределения магнит-
ного потока в системе достигается за счет
258
Ограничение шума и вибрации трансформаторов и реакторов I
Глава 13
подбора стали, отличающейся однороднос-
тью магнитных свойств. Устранение влияния
разнодлинности внешних и внутренних кон-
туров магнитной системы может достигаться
применением для них разных марок стали
с различным магнитным сопротивлением.
Применение стали Hi—В, имеющей низ-
кие магнитострикцию и чувствительность
к изгибу, в сочетании со ступенчатым косым
стыком в углах магнитной системы может
значительно уменьшить уровни звуковой
мощности трансформаторов.
В случае особых требований к сниже-
нию уровня звука трансформатора индукция
может быть снижена до 1,4 Тл. Однако, это
увеличивает габариты трансформатора и его
стоимость. Дальнейшее снижение индукции
неэффективно, т. к. начинает преобладать
шум, создаваемый обмотками.
5.2. Возможности
снижения шума обмоток
До настоящего времени не найдено
действенных средств для снижения шума,
создаваемого обмотками. Возможности име-
ются в снижении эластичности обмотки пу-
тем применения изоляционных материалов
с большим динамическим модулем упруго-
сти и за счет усовершенствования системы
крепления обмоток. Простое увеличение
усилий прессовки обмоток их уровень звука
не уменьшает.
5.3. Снижение шума,
создаваемого баком
Вибрации, передаваемые от магнитной
системы на бак, уменьшаются за счет виб-
роизоляции активной части, устанавливае-
мой в баке на амортизаторы.
Устранить второй путь передачи вибра-
ции, то есть от активной части на бак через
масло, затруднительно, поскольку при этом
требуется установка звукопоглощающих ма-
териалов на внутренней поверхности бака.
Этот способ снижения шума в трансформа-
торах не применяется.
Для уменьшения шума, излучаемого ба-
ком трансформатора необходимо повыше-
ние его жесткости. Это автоматически до-
стигается в трансформаторах и реакторах,
бак которых рассчитывается на полный ва-
куум и укреплен ребрами жесткости. Даль-
нейшее уменьшение шума может быть до-
стигнуто установкой демпферов, настроен-
ных на частоту 100—200 Гц. Эта мера может
снизить уровень шума на величину до 10 дБ.
5.4. Снижение шума вентиляторов
Для снижения уровня звука вентилято-
ров возможны следующие мероприятия:
Ф установка вентиляторов на резиновые
или пружинные амортизаторы;
Ф балансировка вращающихся частей вен-
тилятора, включая крыльчатку и ротор
эл е ктрод в и гате л я;
Ф замена лопаток вентилятора, выполнен-
ных из металла, на стеклопластиковые,
как не поддающиеся коррозии и лучше
балансирующиеся;
Ф устранение элементов, находящихся в по-
токе воздуха;
Ф нанесение звукопоглощающих материа-
лов на входе и выходе вентилятора.
Меры, снижающие шум вентиляторов,
оправданы, если не вызывают уменьшения
их производительности. Поэтому уменьше-
ние скорости вращения вентилятора, как
снижающее его шум, должно сопровождать-
ся увеличением числа лопаток, их ширины
и диаметра, а также увеличением размеров
самого вентилятора. Для центробежных вен-
тиляторов возможно использование лопаток,
загнутых вперед. Снижение шума осевых
вентиляторов достигается за счет примене-
ния профилированных лопаток, уменьшения
зазора рабочего колеса, установки направля-
ющих за лопатками.
Снижение скорости вращения целесо-
образно примерно до 750 об/мин. Эти и дру-
гие меры позволяют снизить уровень звука
вентиляторов до 10 дБ.
5.5. Снижение шума
трансформаторов малой мощности
Спецификой трансформаторов мощнос-
тью до 100 кВ • А является большое разнооб-
разие конструкций магнитных систем, среди
которых можно назвать шихтованные, нави-
тые, стыковые (склеиваемые из двух по-
ловин), симметричные пространственные,
при множестве модификаций, обусловлен-
ных типами стыков, видами шихтовки, ха-
рактером прессовки и т.д.
При создании малошумных трансфор-
маторов предпочтение следует отдавать ших-
тованным магнитным системам, как наиме-
нее виброактивным, в силу своей повышен-
ной жесткости.
Наиболее шумными являются симмет-
ричные пространственные магнитные сис-
темы 3-фазных трансформаторов, укомп-
лектованные 3-мя О-образными навитыми
магнитными элементами. Повышенная виб-
роактивность такой системы обусловлена
Снижение вибраций шунтирующих и заземляющих реакторов
259
резкой несинусоидальностью индукции в
отдельных элементах, низкой жесткостью
конструкции и собственными частотами,
находящимися в диапазоне 100—300 Гц.
1-фазные трансформаторы с навитой то-
роидальной магнитной системой также име-
ют малую величину шумовых характеристик.
Положительный эффект в данном случае до-
стигается за счет вибро- и звукоизолирую-
щих свойств обмотки, которая полностью
охватывает магнитную систему. Крепление
тороидальной активной части за центр тя-
жести еще более улучшает виброшумовые
характеристики такого трансформатора.
Существенное снижение уровня звука
трансформаторов достигается при помощи
пропитки и склейки магнитной системы
материалами на основе эпоксидных смол.
Происходящее при склейке замоноличива-
ние магнитной системы устраняет ее виб-
рации в направлении, перпендикулярном
плоскости листа, при некотором ухудшении
магнитострикции стали. Эффект пропитки
тем выше, чем глубже в толщу магнитной
системы проникает склеивающий материал.
Но, зачастую, жидкий компаунд, во-первых,
не проникает во все пустоты между пласти-
нами стали, а, во-вторых, вытекает из них
в процессе полимеризации. Коэффициент
температурного расширения пропитываю-
щего материала должен быть меньше, чем
у электротехнической стали: в этом случае
полимеризованный материал горячего от-
верждения будет, по мере охлаждения, ока-
зывать растягивающее действие на сталь
магнитной системы.
5.6. Вибро- и звукоизоляция
активной части
По исчерпании физических, конструк-
тивных и технологических возможностей
снижения вибрации и шума в источнике,
принимаются меры по виброакустической
изоляции активной части от бака (кожуха)
трансформатора.
С этой целью активная часть устанав-
ливается в баке трансформатора на виб-
роизоляторах, в качестве которых использу-
ются резиновые, металлические, пружинные
амортизаторы, минерально-волокнистые и
пенопластовые плиты и т.д. Собственная
частота/^ установленной на виброизолято-
рах активной части должна быть в 2—3 раза
меньше частоты возбуждающих вибрацию
сил. Например, для трансформаторов с ос-
новной гармоникой возбуждающих виб-
рацию сил / = 100 Гц, должно выполняться
условие /0 < 50 Гц. Только в этом случае
амортизаторами будет обеспечено снижение
вибрационной силы, передаваемой от ак-
тивной части на бак трансформатора. При
///о = J2 , коэффициент передачи т = 100 %,
т.е. виброизоляция равна нулю. Предусмат-
ривая виброизоляцию активной части от
днища бака, необходимо также обеспечить
отсутствие жестких контактов магнитной
системы со стенками и крышкой бака.
Снижению шума трансформатора спо-
собствуют также следующие мероприятия:
Ф Ус гановка активной части на обмотках,
выполняющих виброизолирующие фун-
кции (для В > 1,4 Тл).
Ф Размещение виброизолирующих опор на
равных расстояниях от центра тяжести
активной части, что обеспечивает их
равномерную нагрузку.
Ф Установка виброизолирующих опор не-
посредственно над катками или другими
опорными фундаментными элементами.
Метод виброизоляции в особенности эф-
фективен и необходим в условиях замкнутых
помещений, например, на судах. Вместе с
тем, активная часть, установленная на «мяг-
ких» амортизаторах, может сама сильно виб-
рировать, повышая виброактивность бака
или кожуха за счет передаваемого по воздуху
или маслу звука. Поэтому может оказаться
оправданным жесткое крепление трансфор-
матора или даже только активной части к тя-
желому фундаменту, амортизационно развя-
занному с остальными конструкциями зда-
ния. Присоединение дополнительной массы
фундамента к активной части понижает ее
собственные уровни вибрации и уменьшает
амплитуду возбуждающих вибрационных
сил, передаваемых в окружающую среду.
6. Снижение вибраций
шунтирующих и заземляющих
реакторов
Вибрация реакторного оборудования
может достигать значений до 100 мкм ср. кв.
и выше) и представлять опасность для его
механической прочности.
Повышенные вибрации и шум шунтиру-
ющих реакторов обьясняются конструкцией
их матитных систем с немагнитными зазо-
рами (рис. 13.10).
В дополнение к магнитострикционным
силам, силы магнитного притяжения, возни-
кающие в зазорах с периодичностью рабочего
напряжения, повышают вибрацию элементов
магнитной системы в продольном направле-
260
Ограничение шума и вибрации трансформаторов и реакторов 1
Глава 13
Рис. 13.10. Вилы конструкций магнитных сис-
тем реакторов:
а — стержневая магнитная система с немагнит-
ными зазорами в стержне; б — броневая магнит-
ная система; в — ярмовая магнитная система; 1 —
магнитная система; 2 — немагнитная прокладка
в зазоре; 3 — обмотка; 4 — шунты броневой маг-
нитной системы; 5— фарфоровая стойка; 6— яр-
мо магнитной системы.
нии. Кроме того, выпучивание магнитного
потока в зазорах вызывает появление его по-
перечной составляющей и, соответственно,
изгибные колебания магнитной системы.
Для снижения уровня вибраций такого
рода, в зазорах устанавливаются дистанциру-
ющие элементы из материала с повышенной
жесткостью, например, из фарфора. В мощ-
ных (60—300 МВ • А, 500—1200 кВ) безстерж-
невых шунтирующих реакторах с ма1 питы-
ми системами броневого и ярмового типа
проблема вибрации решашся с помощью раз-
мещаемой в обмо1кс фарфоровой сюйки. на
коюрую опираются окончания С-образных
маптитных шунтов (рис. 13.10, б), или ярем
(рис. 13.10. в). Прессовка магнитной системы
относительно сюйки и? фарфора, отличаю-
щиеся высокими жест кос тыми харакюрис-
т иками, обеспечивае! малые амплтуды коле-
баний манннных элементов сисчемы.
Еще одной проблемой является устране-
ние резонансов .уцпнитной системы. Имею-
щиеся расчетные меюды позволяю! ренты,
эту задачу.
Для виброизоляции от бака часто приме-
няется установка активной части на демпфи-
рующие элементы. Активная часть шунтиру-
ющих реакторов большой мощности устанав-
ливается на пружинных амортизаторах.
Особого внимания в шунтирующих ре-
акторах требует обеспечение отсутствия ре-
зонансов отдельных частей бака. Зачастую
эти резонансы связаны с технологией изго-
товления баков, влиянием сварки и т.д. Ус-
транение таких «технологических» резонан-
сов осуществляется на стадии приемо-сда-
точных испытаний.
7. Внешние меры снижения шума
Внешние меры, направленные на сни-
жение передаваемого в окружающее про-
странство шума трансформатора, предусмат-
ривают уменьшение вибрации бака, а также
установку на трансформаторе, или поблизос-
ти звукоизолирующих конструкций.
Снижение вибрации бака обеспечивают
следующие конструктивные меры.
Стенки бака должны иметь рационально
размещенные ребра жесткости, что може!
сущее I вен но снизить амплитуду вибраций
и, тем самым, снизить уровень шума. В точ-
ках максимальных вибраций могут устанав-
ливания антивибраторы. Собственная час-
1 оIа металлической массы антивибратора
должна составлять около 70 % от основной
гармоники участка щенки бака.
С одной или со всех сторон трансформа-
тора, возможно ближе к нему, moivt уста-
навливания экратя, перпендикулярные к
защищаемому направлению. Края экранов
должны выщупан, за трансформаюр в сто-
роны и вверх (рис. 13.11).
Ослабление уровня шумы у зашищасую-
’о обьекта при установленном экране может
Рис. 13.11. Эффект экрана для различных положений наблюдателя:
0 (19,9 дБ), О' (9,2 дБ), О’’ (15,5 дБ) при 100 Гц.
§8
Активное подавление шума
261
у(я+ £-с)1, дБ
быть оценено по формуле
Д£ = 101g
где а и b — расстояние от трансформатора до
края экрана и от него до защищаемого объ-
екта; с — расстояние от трансформатора до
объекта по прямой линии, м; Z — длина вол-
ны звука, м.
Расчет проводится для преобладающих
гармоник спектра звука. Для первых двух
X = 3,4 ми 1,7 м.
С помощью экрана уровень шума может
быть уменьшен примерно на 10 дБ.
Большее снижение может быть до-
стигнуто полным укрытием трансформатора
звукопоглощающими панелями (рис. 13.12).
При этом должны быть решены вопросы вы-
носа за пределы укрытия систем охлаждения и
обеспечение звукоизоляции труб системы ох-
лаждения, проходящих через укрытие. Сверху
звукоизоляция не должна быть выше нижне-
го края фарфора и не уменьшать изоляцион-
ных расстояний. Такой тип звукоизоляции
может снизить уровень шума на 15—20 дБ.
Согласно сведениям, представленным
на сессии СИ ГРЕ в 1998 году, были достиг-
нуты следующие уровни снижения шума:
♦ звукопоглощающие стенки, смонтиро-
ванные на баке — 5 дБА;
♦ двухслойные легкие панели — 15 дБА;
♦ кирпичные или бетонные стены — 20—
30 дБА.
По некоторым данным при сооружении
укрытия, имеющего толстые кирпичные сте-
ны и стоящего на отдельном фундаменте,
можно получить более глубокое ограниче-
ние шума — на 40—50 дБА.
Стоимость таких способов снижения
шума может оказаться выше, чем при сни-
жении индукции в трансформаторе.
Внешние способы снижения шума име-
ют преимущество в том случае, когда требу-
ется снизить уровень шума уже работающего
трансформатора.
8. Активное подавление шума
Существуют методы активного воздей-
ствия на шум. Под активным воздействием
понимается подача на объект сигнала, нахо-
дящегося в противофазе к сигналу, выраба-
тываемому самим объектом. Пример разра-
ботки такой системы описан в докладе на
сессии СИГРЕ 1998 г. Система состоит из
датчиков, воздействующих элементов и уп-
равляющего устройства.
Сигнал, создаваемый устройством уп-
равляет антишумовыми и антивибрацион-
ными воздействующими элементами. Их
воздействие должно быть адекватным акус-
тической мощности или ускорению конк-
ретных участков бака. Шум предотвращает-
ся до того, как он возникает. Это осущест-
вляется после детального акустического
обследования трансформатора, которое поз-
воляет установить воздействующие элемен-
ты с наилучшим результатом.
Вибрации участков бака с ускорениями
порядка 4 м/с2 могут быть подавлены посредс-
твом одного пьезокерамического элемента.
Рабочая полоса антиакустических эле-
ментов находится в диапазоне 100—400 Гц.
Элементы располагаются непосредственно
у стенок бака и обеспечивают снижение
уровней трех первых гармонических тонов.
На расстоянии, обычно у ограды под-
станции, установлены микрофоны. Они
включены на вход системы и позволяют
корректировать ее работу при изменениях
уровней звука оборудования, например при
ухудшении погоды, изменении напряжения
и нагрузки трансформатора.
Управляющее устройство располагается в
помещении и может иметь до 64 входных и 48
выходных каналов. Система сама учитывает
изменения погоды, влияющие не распростра-
нение звука, а также изменения уровня шума.
Наилучшее снижение шума система
обеспечивает на частоте 100 Гц — 15 дБ, на
Рис. 13.12. Звукозащитное укрытие для трансформатора 220 кВ:
/ — звукозащитное укрытие; 2— звукозащищенный вход охлаждающего воздуха; 3 — звукозащищенный
выход воздуха, охлаждающее устройство и расширитель укрыты отдельно.
262
Ограничение шума и вибрации трансформаторов и реакторов I
Глава 13
И
Рис. 13.13. Трехфазная группа шунтирующих реакторов 3 х 40 МВ - А, 550 кВ и заземляющий
реактор в нейтрали (класс изоляции нейтрали 220 кВ).
200 Гц - 10-12 дБ, на 300 и 400 Гц - 6-
8 дБ.
Общее уменьшение слышимого шума
зависит от наличия высших гармоник и
уровня посторонних шумов. При низком их
уровне получен результат 12—15 дБА.
Согласно [9], экономическая эффектив-
ность системы активного подавления шума,
приблизительно на 30 % выше, чем у защит-
ной стенки (экрана).
Однако следует заметить, что для более
высоких тонов система дает меньшее сниже-
ние, как это видно из приведенных данных.
Звукоизолирующее действие стены для бо-
лее высоких тонов будет лучше.
9. Заключение
Современные знания причин, вызываю-
щих шум работающих трансформаторов и
вибрации шунтирующих реакторов, а также
применение современных расчетных мето-
дов, позволяют снизить шум и вибрации
до приемлемых значений, предусмотренных
стандартами. Более глубокое ограничение
шума, требуемое при установке в густонасе-
ленных районах, также возможно, но требу-
ет дополнительных затрат.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 13
1. Система стандартов безопасности труда
(ССБТ). Шум. Трансформаторы силовые мас-
ляные. Нормы и методы контроля. ГОСТ
12.2.024-87. Ввел. 1/1 1989. М., 26 с.
2. ССБТ. Шум. Определение шумовых
характеристик источников шума в свободном
звуковом поле над звукоотражающей поверх-
ностью. Технический метод. ГОСТ 12.1.026—
80. Введ. 1/7 1981. М., 11 с.
3. ССБТ. Шум. Определение шумовых
характеристик источников шума. Ориентиро-
вочный метод. ГОСТ 12.1.028—80. Ввел. I/VII
1981. М., 8 с.
4. Вибрация. Общие требования к прове-
дению измерений. ГОСТ 12.1.034—84.
5. Аппаратура для измерения параметров
вибрации. ГОСТ 12.4.012—83.
6. Реакторы масляные шунтирующие.
Технические условия ТУ 16—90.
7. Реакторы масляные заземляющие ду-
гогасящие. Технические условия ТУ 16—88.
8. Reiplinger Е. Study of noise emitted by
power transformers, based on todey’s view point.
CIGRE. International Conference on large high
voltage electric systems. 1988, 12—08.
9. Vierengel J., Ahlmann B., Mudry T., Boss P.
Use of active noise control technology to quiet
power transformers.
10. Power transformer Handbook. Edited by
Berhard Hochart, Alstom transformer division.
Sunt-Ouen, France. First English Edition.
§ 1
Классификация комплектующих изделий трансформаторов
263
Глава четырнадцатая
УСТРОЙСТВА КОНТРОЛЯ,
ЗАЩИТЫ И ОХЛАЖДЕНИЯ
(КОМПЛЕКТУЮЩИЕ ИЗДЕЛИЯ)
1, Классификация
комплектующих изделий
трансформаторов
Основные требования к комплектую-
щим изделиям и вспомогательному обору-
дованию трансформаторов определяются
ГОСТ 11677—85 «Трансформаторы силовые.
Общие технические условия».
Существуют следующие группы комп-
лектующих изделий.
Контрольные и сигнальные устройства
Эти устройства предназначены для кон-
троля состояния трансформатора при его
эксплуатации; к ним относятся: маслоука-
затели, термометры, термосигнализаторы,
трансформаторы тока, мановакуумметры.
Защитные устройства
К этим устройствам относятся: расши-
ритель, защищающий масло в трансфор-
маторе от увлажнения и окисления; предох-
ранительный клапан, газовое реле, отсеч-
ной клапан, защищающие трансформатор
от механических повреждений в случае по-
вышения внутреннего давления в баке при
возникновении в нем электрических дефек-
тов; устройство контроля изоляции вводов
(КИВ).
Система защиты масла
от воздействий окружающей среды
В систему защиты масла входят: возду-
хоосушители, устройства для химической
очистки и восстановления масла, термо-
электрические устройства с масляным за-
твором, пленочная и азотная защиты [1].
Устройства очистки масла
К ним относятся: термосифонные, сет-
чатые, абсорбционные фильтры, установки
восстановления масла.
Охлаждающие устройства
Охлаждающие устройства, в зависимос-
ти от мощности трансформатора, либо кре-
пятся на баке трансформатора, либо уста-
навливаются отдельно на собственном фун-
даменте.
Арматура трансформаторных баков
Приспособления для подъема и пере-
движения трансформаторов.
Вводы (см. гл. 15)
Переключающие устройства (см. гл. 3).
Системы мониторинга состояния транс-
форматоров.
2. Контрольные
и сигнальные устройства
2.1. Указатели уровня масла
(маслоуказатели)
Назначение указателей уровня масла —
контроль уровня масла в трансформаторе
при температурных изменениях его объема,
связанных с изменениями нагрузки транс-
форматора и температуры окружающей
среды.
Существующие типы указателей уровня
масла: плоские, трубчатые, стрелочные.
Указатели уровня масла устанавливаются на
плоской стенке расширителя, либо на стен-
ке трансформатора, не имеющего расшири-
теля, таким образом, чтобы его показания
можно было наблюдать с площадки на месте
установки трансформатора. Плоские и труб-
чатые маслоуказатели работают по принци-
пу сообщающихся сосудов с расширителем
или с баком.
Плоские маслоуказатели устанавливают-
ся на расширителях диаметром 200—470 мм
и на стенках бака. На стекле маслоуказа-
теля наносятся три контрольные метки,
соответствующие уровням масла транс-
форматора при температурах масла —45,
+ 15 и +45 °C.
Трубчатыемаслоуказатели применяются
для расширителей диаметром более 470 мм.
Стеклянная трубка маслоуказателя, диамет-
ром 26—30 мм, располагается вертикально;
ее концы крепятся к стенке расширителя
с помощью колен; контрольные темпера-
турные метки наносятся на стенку расши-
рителя.
Стрелочные маслоуказатели (рис. 14.1)
применяются в трансформаторах мощнос-
тью 10 МВ • А и более и устанавливаются на
плоской стенке расширителей диаметром
470—1570 мм. Контроль уровня масла в рас-
ширителе осуществляется с помощью от-
264
Устройства контроля, защиты и охлаждения (Комплектующие изделия)
Глава 14
Рис. 14.1. Стрелочный маслоу-
казатель:
1 — стрелка; 2 — магнит плоский;
3 — циферблат; 4 — шкала; 5 —
корпус; 6 — магнит силовой; 7 —
привод; 8 — рычаг; 9 — поплавок;
10 — коробка зажимов; 11 — винт
заземления; 12 — колодка клем-
мная; 13 — контакт магнитоуправ-
лясмый; 14— магнит неподвижный.
счетного устройства, вынесенного на стенку
расширителя. Стрелка указателя перемеща-
ется в соответствии с уровнем масла в рас-
ширителе при помощи рычажного магнит-
ного привода с поплавком, размещенном на
поверхности масла в расширителе. Сущест-
вует два исполнения стрелочных маслоука-
зателей: МС-1 — для расширителей, обору-
дованных встроенной пленочной защитой,
и МС-2 — для трансформаторов с расшири-
телями, оборудованными воздухоосушите-
лем. Конструкции исполнений отличаются
элементами привода.
Стрелочные маслоуказатели с магнит-
ным приводом изготавливаются, напри-
мер, фирмой Кволитрол — Германия, Се-
рии 026-042; и Тег.Мап. Милан — Италия,
Тип L 80.
Передача на измерительное устройство
угла поворота рычага с поплавком, располо-
женном на поверхности масла, осуществля-
ется посредством двух магнитов, установлен-
ным между рычажным приводом и измери-
тельным прибором. Длина рычага указателя —
до 700 мм. Указатели оснащены переключа-
телями, действующими на сигнал. Устрой-
ства серии 026 и 032 поставляются с рычаж-
ными приводами; серии 012 и 042 — с ше-
стеренчатыми приводами.
Технические характеристики маслоука-
зателей МС-1 и МС-2 приведены в Прило-
жении — Таблица 14.1 П.
2.2. Термодатчики
Термодатчики предназначены для конт-
роля температуры верхних слоев масла и об-
мотки, а также для управления работой
системы охлаждения. В качестве термодат-
чиков используются ртутные термометры,
термосигнализаторы, индикаторы темпера-
туры масла и индикаторы температуры об-
моток.
Термометры ртутные технические пред-
назначены для измерения температуры вер-
хних слоев масла (ВСМ). Термометры уста-
навливаются в заполненную трансформа-
торным маслом гильзу на крышке бака
трансформаторов мощностью до 630 кВ • А
со стороны обмотки НН. Диапазон измере-
ний термометра типа А, исполнения № 4:
0—160 °C. Цена деления шкалы — 2 °C.
Термосигнализаторы устанавливаются
в трансформаторах мощностью более 1000
кВ • А. Термосигнализаторы предназначены
для контроля температуры ВСМ и дистан-
ционного управления вентиляторами дутья
и маслонасосами систем охлаждения типов
Д, ДЦ, Ц трансформатора.
Принцип действия термосигнализатора
основан на зависимости между температу-
рой и давлением паров наполнителя, нахо-
дящегося в термобаллоне, установленного
в гильзе на крышке бака трансформатора.
С увеличением температуры и давления,
последнее по капилляру воздействует на ма-
нометрическую пружину, и далее — на по-
казывающий прибор.
Технические характеристики термосиг-
нализатора представлены в Приложении —
Таблица 14.2П.
Индикаторы температуры обмотки поз-
воляют определять ее температуру косвен-
ным методом.
Индикатор (рис. 14.2) состоит из 7) из-
мерительного прибора, 2) термодатчика,
5) теплоемкого элемента (термобаллона),
4) окружающего термобаллон сопротивле-
ния, по которому протекает электрический
ток, пропорциональный току нагрузки
трансформатора, 5) потенциометра настрой-
§2
Контрольные и сигнальные устройства
265
ки нагревательного сопротивления, микро-
переключателей.
Термобаллон залит трансформаторным
маслом и находится в масле трансформато-
ра; при отсутствии тока нагрузки прибор бу-
дет показывать температуру масла. В режиме
нагрузки трансформатора по нагревательно-
му сопротивлению прибора протекает ток от
трансформатора тока (6) со стандартными
коэффициентами трансформации 1—2—5А.
Таким образом, при наличии в обмотке
трансформатора тока нагрузки, температу-
ра баллона будет равна сумме температур
масла и нагревательного сопротивления.
С помощью потенциометра осуществляется
настройка прибора на желаемый прирост
температуры от действия нагревательного
сопротивления. Настройка осуществляется
по таблицам и кривым, прилагаемым к при-
бору.
Индикаторы температуры могут осна-
щаться термодатчиками с выходом на ком-
пьютер или счетчик со считывающей пане-
лью, для мониторинга или записи темпера-
туры.
Типы индикаторов температуры обмот-
ки: MSRT 150 W (TER-MAN Bollate Mila-
no — Италия); АКМ Серия 35, (АВ KIHLS-
TROMS MANOMETERFABRIK - Швеция);
Симулятор температуры обмотки серии 130,
фирма QualiTROL — Германия.
2.3. Манометры и мановакуумметры
Манометры устанавливаются в системах
охлаждения на входных и выходных патруб-
ках маслоохладителей. Они предназначены
для контроля перепада давления воды и мас-
ла, а также для определения правильно-
сти направления вращения электродвигате-
ля маслонасоса. Манометры технические пру-
жинные применяются с верхними предела-
ми измерения 0,6—1,0 МПа (6—10 кгс/см2).
Мановакуумметры применяются на гер-
метичных трансформаторах без расшири-
телей с азотной защитой масла. Мановаку-
умметры предназначены для контроля дав-
ления азота в баке и для сигнализации
о его изменении в установленных пределах.
Сигнальное устройство мановакуумметра
позволяет дистанционно контролировать
верхнее и нижнее значения заданного дав-
ления. Мановакуумметр подсоединяется
к патрубку, размещенному на баке транс-
форматора.
Технические характеристики маномет-
ров и мановакуумметров типа ЭКМВ-1-УТ-Н
представлены в Приложении, табл. 14.3 П.
Рис. 14.2. Схема установки индикатора темпе-
ратуры обмотки.
Фирмой QualiTROL Corp. — Германия
изготавливаются манометры скорости пото-
ка (Серии 092) для давлений до 150 бар. Ло-
пасть скорости потока размещается в струе
жидкости или газа. Передача угла поворота
лопасти на измерительный прибор переда-
ется через два магнита. На шкале прибора
нанесены метки: «Насос включен» и «Насос
отключен».
2.4. Встроенные
трансформаторы тока
Трансформаторы тока (ТТ) предназна-
чены для контроля и измерения токов в
электрических цепях [2]. Первичная обмотка
ТТ включается последовательно в контроли-
руемую цепь; вторичная обмотка вырабаты-
вает ток, пропорциональный первичному,
в соответствии с требуемым коэффициен-
том трансформации. Цепь вторичной об-
мотки замыкается либо на измерительные
приборы, либо на устройства контроля и за-
щиты электрических цепей.
В ТТ, предназначенных для установки
в цепях высокого напряжения, первичная
обмотка изолирована от вторичной на пол-
ное рабочее напряжение. Вторичная обмот-
ка ТТ обычно заземляется и имеет нулевой
потенциал. Это позволяет контролировать
параметры сети приборами низкого напря-
жения, доступными для непосредственного
наблюдения обслуживающим персоналом.
Встроенные ТТ используются в качестве
элементов других устройств, в частности
трансформаторов. Встроенные ТТ транс-
форматоров устанавливаются на вводах ВН
266
Устройства контроля, защиты и охлаждения (Комплектующие изделия)
Глава 14
или СН. Встроенные ТТ трансформаторов
имеют только вторичную обмотку — функции
первичной обмотки здесь выполняет токове-
дущий элемент линейного ввода (отвода), ко-
торый охватывается встроенным трансфор-
матором тока.
Конструктивно ТТ состоит из обмот-
ки. намотанной! на кольцевой магнитоиро-
вод, и имеющей отпайки, соответствую-
щие различным коэффициентам транс-
формации.
Размещаются ТТ в адаптерах вводов
(рис. 14.3). Каждый ввод укомплектовывает -
Рис. 14.3. Установка трансформаторов тока
в адаптерах:
/ — корпус адаптера; 2 — трансформатор тока;
3 — распорные клинья; 4 — крышка адаптера;
5 — ввод; 6 — фланец адаптера для установки вво-
да; 7— болты крепления ввода; 8 — фланец адап-
тера крепления к крышке бака; 9 — коробка за-
жимов обмотки ТТ; 10 — перегородка; 11 —
отводы; /2 —лючок; 13— сальник; 14— крышка
бака трансформатора; 15 — фланец; 16 — люк
адаптера к клеммнику.
ся двумя трансформаторами тока: один ТТ
служит для подключения измерительных
приборов контроля линейного тока во вво-
де, второй — для подключения цепей защи-
ты. Подключение измерительных приборов
и цепей защиты допускается только к отде-
льным секциям ТТ. Хранение ТТ до монта-
жа осуществляется в отдельных адаптерах,
заполненных маслом.
Встраиваемые в силовые трансформато-
ры ТТ предназначены для номинальных на-
пряжений 35; 110: 220; 330; 500; 750; 1150 кВ.
При этом втор хчный ток является заданной
величиной. Наиболее употребительным яв-
ляется вторичный ток 5А; другими употреб-
ляемыми вторичными токами являются
2,5 А, 10 А, 1 А. В основном, применяются
ТТ на следующие номинальные первичные
токи при следующих коэффициентах транс-
формации (табл. 14.1).
Для обеспечения необходимой точности
измерений и надежной работы максималь-
ных и дифференциальных защит, применя-
емых в 3-фазных сетях, требуется опреде-
ленная идентичность параметров трансфор-
маторов тока и нормирование их токовых
и угловых погрешностей. Согласно ГОСТ
7746—89, разность между абсолютными
значениями первичного и вторичного тока
характеризует токовую погрешность; уг-
ловая погрешность определяется углом
между векторами первичного и вторичного
токов ТТ.
ТТ должен надежно работать в некотором
диапазоне первичных токов. Поскольку ТТ
имеют нелинейный элемент — магнитную
систему (МС), то при высоких кратностях
токов и, соответственно, больших насыще-
ниях МС (но также и при малых токах и ма-
лых насыщениях) погрешности возрастают,
что может существенно повлиять на работу
защит.
В качестве предельно допустимой крат-
ности для ТТ условно принята т. н. 10%-ная
кратность, то есть такое отношение первич-
ного тока к его номинальному значению,
при котором токовая погрешность достигает
минус 10 % при заданной вторичной нагруз-
ке и коэффициенте мощности 0,8, а транс-
форматор еще может надежно выполнять
свои защитные функции.
Требования к точности ТТ, работающих
в схемах максимальных защит, обычно не-
высоки (класса точности 3). Дифференци-
альная защита должна срабатывать при авари-
ях внутри защищаемого учасз ка или элемента,
и не должна срабатывать при аварии за пре-
делами этого участка. Требования к точности
ТТ дифференциальных защит выше, их харак-
§3
Защитные устройства
267
Таблица 14.1
Номинальный первичный ток, А Первичный ток при различных коэффициентах трансформации, А
300 100-150-200-300
600 200-300-400-600
1000 400-600-750-1000
1500 500-750-1000-1500
2000 1000-1500-2000
3000 1000-1500-2000-3000
4000 1000-2000-3000-4000
6000 6000
12 000 12 000
Таблица 14.2
Класс точ- ности Первич- ный ток, % номи- нального Предельное значение Пределы вторич- ной на- грузки, % ном, cosep 0,8
Токовой погр., % Угловой погр., мин
0,5 10 20 100-120 ±1,00 ±0,75 ±0,50 ±60 ±45 ±30 25-100
1 10 20 100-120 ±2,00 ±1,50 ±1,00 ±120 ±90 ±60 25-100
3 50-120 ±3,00 Не нор- миру- ется 50-100
10 ±10,00
теристики должны быть идентичными, чтобы
исключить возникновение при сквозных то-
ках короткого замыкания токов небаланса
во вторичной цепи за счет неодинаковых то-
ковых и угловых погрешностей.
Для ТТ установлены номинальные клас-
сы точности 0,5; 1; 3; 10, характеризующие
предельные погрешности ТТ при различных
значениях первичного тока и заданном токе
вторичной обмотки.
Предельные значения погрешностей ТТ
для различных классов точности приведены
в табл. 14.2.
В обозначениях ТТ, предназначенных
для дифференциальной защиты, вместо
класса точности указывается буква Д. Каж-
дый новый тип ТТ классов точности 0,5 и 1
для питания измерительных приборов про-
ходит государственные испытания. Перед
монтажом ТТ на трансформаторе, каждый
из них подвергается испытаниям в объеме,
согласно требованиям НТД.
Во время работы ТТ его вторичные об-
мотки всегда должны быть замкнуты на
приборы или, в противном случае — зако-
рочены.
Технические характеристики ТТ пред-
ставлены в Приложении — Таблица 14.4П.
3. Защитные устройства
3.1. Расширители
Расширители служат для защиты масла
трансформаторов от увлажнения и окисле-
ния при воздействиях на него окружающей
среды, а также для компенсации темпе-
ратурных изменений объема масла в баке.
Согласно ГОСТ 1 1677—85, расширителями
снабжаются силовые масляные трансформа-
торы мощностью 25 кВ - А и более.
При температурных изменениях объема
масла в трансформатор попадает, либо из него
вытесняется, воздух. При этом масло погло-
щает из воздуха влагу и газ, что приводит к
снижению электроизоляционных свойств как
масла, так и бумаги, используемой в обмотках.
Расширитель позволяет уменьшить по-
верхность соприкосновения масла с возду-
хом и, соответственно, воздействие его на
масло. Кроме того, продукты разложения
масла оседают на дно расширителя, не по-
падая в бак с обмотками.
Объем масла в расширителе должен
обеспечивать наличие в нем масла при всех
режимах работы трансформатора: от отклю-
ченного состояния до наибольшей допусти-
мой нагрузки.
Расширитель должен оснащаться возду-
хоосушителем с масляным затвором. Труба,
соединяющая бак с расширителем, должна
заканчиваться внутри расширителя, высту-
пая из него. Расширитель должен оснащать-
ся патрубком для слива масла и пробкой для
его заливки, либо вентилем для трансформа-
торов большой мощности.
Объем расширителя и его геометричес-
кие размеры определяют, исходя из массы
масла трансформатора QTp. Зная плотность
масла при заданной температуре, определя-
ют объем масла в трансформаторе Итр.
Минимальный объем масла в баке соот-
ветствует минимальной температуре Гмин,
который имеет место при отключенном
трансформаторе и минимальной температу-
ре окружающей среды. Максимальный объ-
268
Устройства контроля, защиты и охлаждения (Комплектующие изделия)
Глава 14
Рис. 14.4. Крепление расшири-
телей диаметром 1260 и 1570 мм:
/ — стрелочный маслоуказатсль;
2 — расширитель; 3 — пробка для
выпуска воздуха; 4 — газовое реле;
5 — затвор дисковый; 6 — масло-
провод; 7— отсечной клапан; 8 —
патрубок к воздухоосушитслю; 9 —
опора; 10 — воздухоосушитель;
11— расширитель к РПН; 12 —
маслоуказатель; 13 — пояс для уси-
ления стенки; 14 — вентиль; 15 —
газовое реле; 16, 17 — вентиль;
18 — бак; 19 — труба долива масла
в расширитель; 20 — воздухоосу-
шитель к РПН; 21 — контактор
РПН; 22— пробка; 23— кольца
для подъёма расширителя.
ем масла будет, соответственно, при на-
ибольшей температуре масла Гмакс, который
имеет место при максимумах нагрузки и
температуры окружающей среды.
Допустимое превышение средней тем-
пературы масла над температурой окружаю-
щей среды для трансформаторов мощнос-
тью до 100 МВ • А составляет:
♦ для систем охлаждения М, Д, МД —
+60 °C;
♦ для систем охлаждения Ц и ДЦ —
+54 °C.
В соответствии с ГОСТ 15150, диапазон
изменений температуры АГс учетом клима-
тических исполнений составляет:
1) для систем охлаждения М, Д, МД:
♦ в умеренном климате — 145 °C;
♦ в холодном климате — 160 °C;
♦ в тропическом климате — НО °C.
2) для систем охлаждения Ц и ДЦ:
♦ в умеренном климате — 139 °C;
♦ в холодном климате — 154 °C;
♦ в тропическом климате — 104 °C.
При температуре Гмин уровень масла
должен быть несколько выше нижней точки
расширителя. Это необходимо для того, что-
бы внизу расширителя осуществлялся от-
стой масла, а также для установки маслоу-
казателя. При температуре Тмакс уровень
масла в расширителе должен быть несколько
ниже верхней его точки.
Полезный объем расширителя опреде-
ляется из условия расширения масла в диа-
пазоне температур АГ при неизменном дав-
лении.
Расширители выбирают в зависимости
от расчетной массы трансформаторного мас-
ла и климатического исполнения трансфор-
матора.
Для трансформаторов мощностью до
400 кВ • А включительно, в которых обеспе-
чивается средняя температура масла при
§3
Защитные устройства
269
температурных перегрузках 80 °C и ниже,
допускается применение расширителей диа-
метром 250 и 310 мм уменьшенной длины.
На плоских стенках расширителей с трубча-
тыми и плоскими маслоуказателями нано-
сятся контрольные метки
Установка и крепление расширителей
с сопутствующим оборудованием (рис. 14.4)
При размещении расширителя на баке
трансформатора должны соблюдаться следу-
ющие условия: минимальный уровень масла
в расширителе должен быть выше масла во
вводах, внутренняя полость которых сооб-
щается с баком в режиме подпора; мини-
мальный уровень масла в нем должен быть
выше газового реле и выше уровня масла
в адаптерах вводов; должны соблюдаться
изоляционные расстояния до токоведущих
частей.
3.2» Клапан предохранительный
При коротких замыканиях внутри
трансформатора, под воздействием возника-
ющей при этом электрической дуги, проис-
ходит разложение масла и бурное выделение
газов. Внутри бака трансформатора резко
возрастает давление, которое может привес-
ти к значительным механическим поврежде-
ниям конструкции.
Для защиты бака трансформатора от
разрушения, связанного с быстрым ростом
в нем внутреннего давления, трансформатор
оборудуется предохранительным клапаном
(рис. 14.5). Как только давление в баке до-
стигает определенного значения, клапан от-
крывается, и давление в баке сбрасывается.
Выбор клапана по давлению открытия
осуществляется, исходя из механической
прочности бака трансформатора и высоты
его установки.
Клапаны рассчитаны на два значения
рабочих давлений (давления срабатывания):
50 и 20^ кПа
Место установки предохранительного
клапана определяется конструкцией бака.
Обычно, клапаны располагаются в вер-
хней части стенки бака. На трансформато-
рах мощностью до 100 МВ-А устанавлива-
ется один клапан; на трансформаторах мощ-
ностью более 100 МВ-А устанавливаются
два клапана.
Принцип работы клапана основан на
противодействии сил: пружины клапана и
давления, возникающего в баке. В закрытом
положении клапан удерживается пружина-
ми 8. Уплотнитель /обеспечивает герметич-
ность клапана. При достижении давления
в баке определенного значения, клапан 6
преодолевает противодействие пружин 8 и
открывается. Масло из бака устремляется
наружу. После сброса давления клапан за-
крывается. Время срабатывания клапана,
приблизительно — 0,05 с.
Настройка клапана на рабочее давление
открытия осуществляется за счет изменения
плеча /?, путем вращения гайки 14. Регули-
ровка клапана должна осуществляться в ус-
ловиях завода-изготовителя.
Недостаток конструкции предохрани-
тельного клапана — ненадежность уплотне-
ния. В результате резкого выброса масла при
срабатывании клапана, манжета 7 может
сместиться, что, зачастую приводит к уходу
из трансформатора части масла.
Предохранительный клапан фирмы
QualiTROL (Германия) Серии 208/213 осна-
щен электрическими контактами, встроен-
ными во вторичную цепь, действующую на
отключение трансформатора. Диапазон ра-
бочих давлений клапана: 4—5 р. s. i. (фунт на
квадратный дюйм). Электрические парамет-
ры вторичной цепи: постоянный ток —
0,5 А, 125 В; 0,5 А, 250 В; переменный ток —
15 А, 125-240 В.
3.3. Реле давления
Герметизированные масляные трансфор-
маторы с азотной защитой без расширителя
должны снабжаться реле, обеспечивающими
выхлоп газов из трансформаторов при их
внутренних повреждениях и росте внутрен-
него давления сверх 7,5 • 104 Па. Такие реле,
сообщающиеся с внутренним пространс-
твом бака трансформатора, устанавливаются
на его крышке. Реле оснащаются стеклян-
ной диафрагмой, которая разбивается соот-
ветствующим бойком при возрастании дав-
ления внутри бака, обеспечивая выхлоп газа
и сброс избыточного давления.
Фирмой QualiTROL (Германия) постав-
ляется Реле быстрого роста давления (Rapid
pressure rise relay), предназначенное для ра-
боты в масляной (Серия 900) и газовой (Се-
рия 910) среде.
При установке такого реле на трансфор-
маторе, изменения в нем внутреннего давле-
ния отклоняют один релейный воспринимаю-
щий сильфон и два параллельных управляю-
щих, работающих по дифференциальному
принципу. Размеры входного отверстия под
первым управляющим сильфоном регулиру-
ются температурной биметаллической пласти-
ной; размеры входного отверстия под вторым
Устройства контроля, защиты и охлаждения (Комплектующие изделия)
Глава 14
Рис. 14.5. Предохранительный
клапан:
1 — корпус; 2 — шток; 3 — гайка
фиксации; 4 — гайка-колпак; 5 —
прокладка; 6 — клапан; 7 — манже-
та; 8 — пружина; 9, 10 — кронш-
тейн; 11 — втулка; 12 — рычаг; 13 —
ось; 14 — винт регулировки давле-
ния; 15 — винт фиксации; 16 —
контргайка; 17 — амортизационная
пружина; 18— кожух; 19— фланец;
20— пластина для фиксации крышки
клапана.
управляющим сильфоном остаются неизмен-
ными. В результате различного перемещения
сильфонов, происходит включение управляю-
щего выключателя, действующего во вторич-
ной цепи на отключение трансформатора.
Когда сильфоны приходят в равновесие, вы-
ключатель автоматически отключается.
Диапазон рабочих давлений реле зави-
сит от его времени срабатывания, для Серии
900 он составляет около — 2,5...3,25 p.s. i.
(фунт на квадратный дюйм).
Реле бездействует при нормальных коле-
баниях давлений, обусловленных температу-
рой, внешними ударами, вибрацией, рабо-
той маслонасосов при их включении/отклю-
чении.
3*4. Газовое реле
Газовое реле применяется для защиты
и отключения масляных трансформаторов
мощностью 1000 кВ • А и более, в случае воз-
никновения таких дефектов, как:
♦ искровой разряд или дуга между токове-
дущими частями, магнитопроводом или
корпусом;
♦ витковое замыкание;
♦ попадание воздуха в конструкцию, при
нарушениях ее герметичности.
Реле устанавливается на маслопроводе
между баком и расширителем (рис. 14.4).
Для быстрейшего попадания газов в реле
маслопровод имеет уклон в сторону бака
§3
Защитные устройства
271
Рис. 14.6. Газовое реле:
1 — корпус газового ре-
ле; 2 — крышка; 3 — от-
кидная крышка; 4 —
кран отбора пробы; 5 —
контрольная клавиша;
6 — винтовые соединения.
Рис. 14.7. Встроенный блок газового реле:
7 — корпус; 2 — клеммы вторичных цепей;
3 — панель; 4 — верхний поплавок; 5 — пе-
реключающая лампа; 6 — нижний поплавок;
7 — магнитная система верхнего поплавка;
8— магнитная система нижнего поплавка;
9 — подпорный клапан; 10 — промежуточная
планка; 11 — магнитная батарея; 12 — под-
порный клапан.
с углом, составляющим 2...4°. Устройство
реле представлено на рис. 14.6 и рис. 14.7.
Принцип действия реле
Действующими элементами реле явля-
ются а) два поплавка, предназначенные для
реагирования на относительно медленное
заполнение реле газом, и б) заслонка клапа-
на, работающая под действием струи масла.
В нормальном состоянии два поплавка реле
находятся в верхнем положении на поверх-
ности масла в реле. При возникновении де-
фекта в трансформаторе с незначительным
количеством газов или воздуха и при мед-
ленном поступлением их в реле, сначала ра-
ботает верхний поплавок, который, опуска-
ясь, замыкает контакты вторичной цепи,
действующей на сигнал. При дальнейшем
поступлении в реле газа или воздуха начи-
нает работать второй поплавок, действую-
щий на отключение трансформатора. При
возникновении в трансформаторе дефекта,
сопряженного с сильным притоком масла к
расширителю и реле, струя масла воздействует
'на клапан реле, преодолевает удерживающее
усилие его магнита и открывает заслонку, за-
мыкающую контакты вторичной цепи, дейс-
твующей на отключение трансформатора.
Технические данные «реле Бухгольца»:
♦ скорость срабатывания — 0,65; 1,0;
1,5 м/с;
♦ порог срабатывания — менее 0,1 с при
1,25-кратном превышении установлен-
ной скорости потока;
♦ номинальное напряжение: от 24 В до 220 В
постоянного или переменного тока;
♦ 2 А постоянного тока при t = L/R <
< 100 с;
♦ 2 А переменного тока при coscp > 0,2;
♦ номинальная частота — 50 Гц, 60 Гц;
♦ диаметр условного прохода — 25, 50,
80 мм;
♦ рабочая температура — +70...90 °C.
Достоинство газовой защиты заключает-
ся в ее высокой чувствительности к возник-
шим в трансформаторе дефектам на самой
их начальной стадии. Вместе с тем газовое ре-
ле, при всей его высокой чувствительности,
не должно реагировать на внешние воздейс-
твия. В частности, предусматривается высо-
кий уровень вибростойкости газовых реле,
которые должны выдерживать вибрацию
самого трансформаторного оборудования,
а также воздействия сквозных токов КЗ.
Устройство для отбора газов из газового реле
При появлении газа в газовом реле по-
лагается определять его состав:
наличие в нем горючих газов свидетель-
ствует о разложении масла под действием
повышенной температуры, а наличие СО —
о разложении твердой изоляции; отсутствие
272
Устройства контроля, защиты и охлаждения (Комплектующие изделия)
Глава 14
Схема электрическая принципиальная
Рис. 14.8. Клапан отсечной:
7 — корпус клапана; 2 — клапан; 3 — пружина;
4 — выводы; 5 — плита; 6 — пробка сливная;
7 — кожух; 8 — кнопка; 9 — тяга; 10 — вилка;
11 — стакан; 12 — диск; 13 — якорь; 14 — элек-
тромагнит; 75 — гайка; 76 — пружина.
таковых говорит о нарушениях герметич-
ности конструкции и попадании в нее воз-
духа.
Устройство состоит из двух индикатор-
ных стеклянных трубок, закрытых резино-
выми пробками и скрепленных между собой
скобой. Первая трубка имеет резьбовой пат-
рон для его подсоединения к обратному кла-
пану газового реле.
После подсоединения устройства к газо-
вому реле и открытия соответствующего
крана, газ попадает из реле в первую трубку,
наполненную индикаторной жидкостью
раствора нитрата серебра. Если газ содер-
жит продукты распада масла (соединения
углеводородов), то в индикаторной жид-
кости образуется белый конденсат, кото-
рый, под действием света, постепенно ста-
новится коричневым. Далее газ поступает
во вторую трубку с индикатором (щелоч-
ной раствор нитрата серебра) При наличии
в газе окиси углерода (СО), как следствия
распада твердой изоляции, в трубке обра-
зуется конденсат темно-коричневого или
темного цвета.
3.5. Клапан отсечной
Клапан отсечной (рис. 14.8) устанавли-
вается в маслопроводе к расширителю и
предназначен для его автоматического пере-
крытия при аварии трансформатора. Клапан
может включать любую защиту, но исполь-
зуется, преимущественно, на включение
системы пожаротушения.
Рабочее положение клапана — откры-
тое. При возникновении пожара на транс-
форматоре клапан перекрывает маслопро-
вод, предотвращая выброс масла наружу.
Срабатывание клапана происходит при
поступлении электрического сигнала на об-
мотку электромагнита 14. В этом случае,
якорь 13 втягивается и выводит из зацепле-
ния вилку 10 с тягой 9. Под действием пру-
жины 3 клапан 2 перекрывает маслопровод.
Одновременно, тяга 9 нажимает кнопку 8
выключателя, включающего на щите управ-
ления лампу сигнала о перекрытии масло-
провода.
3.6. Устройство КИВ
Устройство КИВ предназначено для
контроля изоляции вводов ВН с бумажно-
масляной изоляцией силовых трансформа-
торов и реакторов в эксплуатации, и для их
отключения перед пробоем изоляции.
Устройство состоит из блок-реле, согла-
сующего трансформатора и защитных раз-
рядников. Принцип действия устройства ос-
нован на измерении суммы 3-фазной систе-
мы токов, протекающих под воздействием
рабочего напряжения через изоляцию вво-
дов 3-х фаз. При пробое части изоляции ос-
нования ввода, или при увеличении тока в
изоляции одного из вводов, появляется со-
ставляющая тока, воздействующая на уст-
ройство.
§4
Устройства защиты масла от воздействий окружающей среды
273
Блок-реле имеет контакты подключения
измерительных (мА), сигнальных (РУ) и от-
ключающих (РТ) цепей, реле времени сра-
батывания на сигнал (РВ1) и на отключение
(РВ2), схему подавления в/ч помех.
Токи срабатывания реле на сигнал: 25—
50 мА; на отключение: 0,5—1 А.
Время срабатывания РВ1: 0,5—9 сек;
РВ2: 0,1-1,3 сек.
Номинальные данные блок-реле: пере-
менный ток 1 А, 50 Гц; напряжение посто-
янного тока 220 В.
4. Устройства защиты
масла от воздействий
окружающей среды
По характеру взаимодействия с окружа-
ющей средой, существующие защиты масла
можно разделить на три группы: косвенная
защита при контакте с воздухом через воз-
духоосушитель; пленочная защита без пря-
мого контакта с атмосферой; полная защи-
та от окружающей среды с использованием
герметичных трансформаторов с гофроба-
ками.
Способ защиты с применением воздухо-
осушителя самый простой, не требующий
большого ухода в эксплуатации. При одно-
временном использовании термосифонного
фильтра, он позволяет увеличить срок служ-
бы масла более чем в 4 раза, по сравнению
с трансформатором, оснащенным только
расширителем без дополнительных уст-
ройств. Однако, полностью исключить пос-
тупление влаги через воздухоосушитель не
удается. Кроме того, для нормальной работы
воздухоосушителя и термосифонного филь-
тра необходима частая замена силикагеля.
Такой способ защиты не позволяет также
использовать преимущества дегазированно-
го масла.
Способ защиты масла с применением
гибкой пленочной оболочки в значительной
мере защищает масло от увлажнения, позво-
ляет использовать преимущества дегазиро-
ванного масла, длительно сохраняет влаж-
ность изоляции на уровне, достигнутом на
заводе-изготовителе. Но он более сложен
при обслуживании. Наличие гибкой оболоч-
ки в расширителе предполагает образование
в нем статических зарядов, что нежелатель-
но в трансформаторах.
Защита масла за счет применения герме-
тичных гофрированных баков полностью
исключает контакт масла с окружающей
Рис. 14.9. Воздухоосушитель:
1 — корпус; 2 — сорбент (силикагель марки КСКГ);
3 — масляный затвор; 4 — индикаторный силика-
гель; 5 — стеклянный диск; 6 — масло; 7 — смот-
ровое окно; 8 — фланец для подсоединения трубо-
провода к расширителю.
средой. Однако этот способ может эффек-
тивно применяться только для трансформа-
торов мощностью до 2500 кВ • А.
4.1. Воздухоосушитель
Воздухоосушитель предназначен для
очистки поступающего в трансформатор при
температурных колебаниях воздуха от влаги
и загрязнений. Обычно, воздухоосушители
устанавливаются на входе воздуха в расши-
ритель, но могут устанавливаться и на баках
трансформаторов, не имеющих расширите-
ля, а также на кожухах контакторов пере-
ключающих устройств.
Воздухоосушитель представляет собой
цилиндр (рис. 14.9), заполненный сорбен-
том 2 для поглощения из поступающего
воздуха влаги. На входе в воздухоосуши-
тель, в его нижней части, имеется масля-
ный затвор 5, очищающий поступающий
воздух от примесей. Крупные воздухоосу-
шители с массой сорбента 5 кг имеют ука-
затели уровня масла в затворе. В верхней
части цилиндра предусмотрен патрон со
274
Устройства контроля, защиты и охлаждения (Комплектующие изделия)
Глава 14
смотровым окном для индикаторного сили-
кагеля. Воздухоосушители небольшой ем-
кости индикаторного патрона не имеют
и заполняются полностью индикаторным
силикагелем. Силикагель применяется мар-
ки КСКГ (ГОСТ 39—56), крупнозернис-
тый, пропитанный раствором хлористого
кальция. Индикаторный силикагель (ГОСТ
8984), кроме того, пропитывается раство-
ром хлористого кобальта. Перед заправкой
в воздухоосушитель, силикагель просуши-
вают при температуре 140 °C в течение
8 часов до достижения менее 5 % влажнос-
ти, или при 300 °C в течение 2 часов; при
сушке высота слоя силикагеля не должна
превышать 150 мм. Индикаторный сили-
кагель сушат при температуре 120 °C в те-
чение 8 часов до приобретения им ярко-
голубой окраски. Во избежание вторично-
го увлажнения, просушенный силикагель
хранят в герметичной таре в сухом поме-
щении.
Контроль за работой воздухоосушителя
сводится к наблюдению за окраской и-
ндикаторного силикагеля в патроне или в
корпусе (по мере увлажнения силикагель
становится розоватым), а также в подде-
ржании необходимого уровня масла в мас-
ляном затворе.
Воздухоосушители изготавливаются ем-
костью, вмещающей от 0,5 до 5 кг силика-
геля. Выбор емкости воздухоосушителя
зависит от массы масла в трансформаторе
и срока службы до восстановления силикаге-
ля. Воздухоосушители емкостью на 5 кг си-
ликагеля должны устанавливаться на транс-
форматорах с массой масла 20 тонн; при
этом восстановление силикагеля должно
производиться каждые 6 месяцев. Для
трансформаторов с массой масла 40 тонн
восстановление силикагеля должно осу-
ществляться каждые 3 месяца. Однако, срок
службы силикагеля является условным и,
в большей мере, зависит от степени загряз-
нения воздуха.
Разновидностью воздухоосушителей
являются транспортные воздухоосушители.
Они устанавливаются на внутренней повер-
хности крышки трансформаторов, отправ-
ляемых с завода без масла (на временных
заглушках, закрывающих отверстия под
вводы классов напряжения 110 кВ и выше).
Транспортные воздухоосушители не имеют
масляного затвора и изготавливаются ем-
костью на 4, 5 и 9 кг силикагеля. В транс-
форматоре их может устанавливаться не-
сколько штук, из расчета 0,15 кг силикагеля
на 1 тонну масла.
4.2. Пленочная защита
Пленочная защита предохраняет масло
от непосредственного соприкосновения с
окружающей средой. Функции пленочной
защиты выполняет гибкая резиновая обо-
лочка типа ОГБ 660.000, представляющая
собой герметичный резиновый цилиндр,
имеющий форму расширителя. Оболочка
устанавливается внутри расширителя и кре-
пится к его внутренним стенкам петлями
(рис. 14.10). Диапазон рабочих температур
оболочки: от минус 55 °C до плюс 85 °C. Ос-
новные технические данные гибкой оболочки
приведены в Приложении — Таблица 14.5 П.
Принцип действия гибкой оболочки
в расширителе
В расширителе гибкая оболочка распо-
лагается в надмасляном пространстве. Внут-
ренняя полость гибкой оболочки заполнена
воздухом, поступающим из окружающей
среды через патрубок, расположенный у
масл©указателя. Нижняя часть расширителя
под гибкой оболочкой заполнена маслом.
Между стенками расширителя и гибкой обо-
лочкой воздух отсутствует; оболочка плотно
прилегает к поверхности масла и стенкам
расширителя. При температурных колеба-
ниях уровня масла в расширителе прилега-
ющая к поверхности масла сторона оболоч-
ки следует за ним. Поплавок стрелочного
маслоуказателя расположен внутри оболоч-
ки, опирается на ее поверхность, прилегаю-
щую к маслу, и повторяет ее перемещения,
позволяя, тем самым, контролировать уро-
вень масла в расширителе.
4.3. Герметичные трансформаторы
с гофрированными баками
Полная защита масла от воздействия ок-
ружающей среды достигается путем гермети-
зации трансформатора за счет применения
гофрированных баков (рис. 14.11). В основ-
ном, гофробаки применяются для трансфор-
маторов мощностью 100...630 кВ-А без рас-
ширителей, класса напряжения 6, 10 кВ.
Фирмами «Helmke» и «Мепк» (Германия)
производятся трансформаторы с гофробака-
ми мощностью до 2500 кВ-А, но также
с расширителем.
Защита масла и твердой изоляции на-
иболее актуальна для трансформаторов вы-
соких классов напряжения — 500, 750 кВ.
Однако, в этом случае, применение гофро-
баков сопряжено с проблемами механичес-
кой прочности таких баков, учитывая боль-
§5
Средства очистки масла
275
Рис. 14.10. Расширитель с плё-
ночной защитой:
7 — стрелочный маслоуказатель;
2 — расширитель; 3 — штифт для
крепления гибкой оболочки; 4 —
масло; 5 — пробка; 6 — фланец; 7 —
крепление гибкой оболочки; 8 —
гибкая оболочка; 9 — петля.
шие массо-габаритные показатели мощных
трансформаторов.
В плане гофробаки имеют вид прямо-
угольной формы с гофрированными стен-
ками, выполненными из тонколистовой
стали толщиной 3 мм. Гофры играют роль
охлаждающих радиаторов. Гофробаки рас-
считаны на избыточное давление 25+5 кПа
и на вакуум с остаточным давлением
75+2 кПа.
5. Средства очистки масла
Для восстановления электроизоляцион-
ных свойств масла в эксплуатации применя-
ются фильтры различных видов на основе
сорбентов и без них.
Все различного вида фильтры работают
при непрерывной циркуляции через них
масла. Циркуляция масла может быть естес-
твенная — обусловленная конвекцией от
разности температур в разных по высоте
слоях масла в трансформаторе, а также при-
нудительная — через систему охлаждения.
Рис. 14.11. Гофробак:
а — вид сверху гофробака; б — гофра для трансфор-
маторов мощностью 100...160 кВ-А; в — гофра
для трансформаторов мощностью свыше 160 кВ • А.
276
Устройства контроля, защиты и охлаждения (Комплектующие изделия)
Глава 14
5.1. Термосифонный
и адсорбционный фильтры
Масляные трансформаторы мощностью
160 кВ - А и более, в которых масло расши-
рителя соприкасается с окружающей сре-
дой, должны оснащаться термосифонными
(рис. 14.12) и адсорбционными (рис. 14.13)
фильтрами. Ими осуществляется непрерыв-
ная регенерация свойств масла в трансфор-
маторе.
Термосифонный фильтр устанавливает-
ся на баке трансформатора; адсорбционный
фильтр устанавливается на отдельном фун-
даменте и включается в систему принуди-
тельной циркуляции масла через масляно-
водяной охладитель.
Фильтры обоих видов заполняются пог-
лощающим влагу веществом — сорбентом.
Рис. 14.12. Фильтр термосифонный:
1, 12— затворы; 2— подъемная скоба; 3 — пробка
для выпуска воздуха; 4, 9 — верхний и нижний
патрубки; 5 — крышка; 6 — ручка; 7— блок с сор-
бентом; 8 — корпус; 10 — пробка для слива масла;
11 — соединительные патрубки; 13 — бак транс-
форматора.
В качестве сорбента применяется силика-
гель марки КСКГ. Размер зерен гранулиро-
ванного силикагеля должен быть в пределах
2,8...7,0 мм; насыпная плотность — не ме-
нее 400—500 г/дм3. Фильтры изготавлива-
ются с массой силикагеля: 4, 6, 10, 50, 100,
150 кг. Число фильтров и количество сили-
кагеля на один трансформатор рассчитыва-
ется, исходя из массы масла в транформа-
торе. Масса силикагеля должна сотавлять
от 0,8 до 1,25 % массы масла в трансформа-
торе.
Установлено следующее расчетное
значение силикагеля в процентах от массы
масла:
Масса масла, т... до 1 1—30 более 30
Количество
силикагеля, % ... 1,25 1 0,8
Силикагель засыпают в фильтры, пред-
варительно просушив, как и для воздухоосу-
шителей. Засыпают силикагель через верх-
нюю крышку корпуса. Силикагель, засы-
паемый в фильтры емкостью 50 кг и более,
промывают трансформаторным маслом
с электрической прочностью 45 кВ.
Замену силикагеля в термосифонном
и адсорбционном фильтрах производят по
результатам анализа пробы масла из транс-
форматора, производимого не реже одного
Рис. 14.13. Фильтр адсорбционный:
1 — пробка для выпуска воздуха; 2 — верхний пат-
рубок; 3 — нижний патрубок; 4 — пробка для сли-
ва масла; 5 — решётка; 6 — сетка; 7 — прокладка
войлочная; 8 — скоба для подъёма; 9 — вентиль;
10 — цилиндр; 11 — сорбент.
§6
Охлаждающие устройства
Til
Таблица 14.3. Рекомендуемое количество термосифонных фильтров,
устанавливаемых на одном трансформаторе
Масса масла в трансформаторе, т Емкость одно- го фильтра, кг Количество фильтров Масса масла в трансформаторе, т Емкость одно- го фильтра, кг Количество фильтров
0,25 4 1 10 100 1
0,50 6 1 15 150 1
1,00 10* 1 20 100 2
2,00 10 2 30 150 2
3,00 10 3 40 150 2
4,00 50 1 50 100 4
5,00 50 1
раза в год, и в случае достижения значения
кислотного числа 0,1 мг КОН. Высота (Н)
термосифонных фильтров с емкостью сили-
кагеля 50, 100, 150 кг высота в полностью
собранном состоянии (Я0 равна 2000, 2285,
2485, 3000, 3250, 3750, 4000, 4250 мм.
Размеры термосифонных фильтров при-
ведены в Приложении, табл. 14.6 П.
5.2. Маслоочистительный фильтр
В трансформаторах с принудительной
циркуляцией масла в системе охлаждения ти-
па Ц и Д Ц, для задержки механических частиц
и волокон, отслаивающихся от изоляции об-
мотки и изоляционных деталей, применяет-
ся маслоочистительный фильтр (рис. 14.14).
Фильтр устанавливается в трубопроводе на-
порной линии системы охлаждения. Тип
фильтра выбирается из условия пропускной
способности системы охлаждения. Фильтр
представляет собой стальной цилиндр с
двумя, входным и выходным, патрубками,
расположенными относительно друг друга
под углом 90°. Внутри фильтра расположен
пластинчатый фильтрующий пакет с щеля-
ми фильтрации размерами 250...300 мкм.
Степень загрязнения фильтрующего па-
кета определяется по перепаду давлений
на манометрах, установленных на входе
и выходе фильтра. Техническая характери-
стика фильтра приведена в Приложении,
табл. 14.7 П.
6. Охлаждающие устройства
Система охлаждения трансформатора
является составной его частью и включает
в себя систему внутреннего охлаждения,
обеспечивающую передачу тепла от обмоток
остова и конструктивных элементов к маслу,
и систему наружного охлаждения, обеспечи-
вающую передачу тепла от масла к окружа-
ющей среде.
Рис. 14.14. Фильтр маслоочисти-
тельный:
7 — заглушка; 2 — выходной патру-
бок; 3 — 4 — скоба; 5 —
болт; 6— пробка; 7— крышка; 8 —
фильтрующий пакет; 9 — ручка;
10 — шпилька; 77 — прокладка;
72 — пластина; 13 — входной пат-
рубок; 14 — заглушка.
278
Устройства контроля, защиты и охлаждения (Комплектующие изделия)
Глава 14
Рис. 14.15. Сдвоенный прямотрубный радиатор:
1 — фланец; 2 — коллектор коробчатый; 3 — трубы с овальным профилем;
4 — пробка для выпуска воздуха; 5 — пробка для спуска масла.
Рис. 14.16. Эскиз пластинчатого радиатора.
Для силовых масляных трансформато-
ров применяют следующие системы охлаж-
дения [4]:
♦ естественное масляное M(ONAN);
♦ масляное с дутьем и естественной цир-
куляцией масла Д (ONAF);
♦ масляное с дутьем и принудительной
циркуляцией масла ДЦ(ОГАГ);
♦ масляно-водяное с принудительной цир-
куляцией Ц (OFWF).
6.1* Система охлаждения
с естественной циркуляцией
масла М (ONAN)
Этот вид охлаждения наиболее простой.
Теплопередача от активной части к маслу
и далее в окружающее пространство при
этом осуществляется за счет конвекции мас-
ла и окружающей среды.
Для трансформаторов до 40 кВ-А при-
меняются гладкие баки. Поверхность глад-
кого бака имеет малую отдачу тепла, которое
выделяется в трансформаторе при его рабо-
те, поэтому трансформаторы мощностью
40—10 000 кВ • А оснащаются навешиваемы-
ми на бак радиаторами. Конструкции ради-
аторов многообразны. Наиболее используе-
мыми являются трубчатые (рис. 14.15) и
пластинчатые (рис. 14.16) радиаторы.
Во вновь разрабатываемых трансфор-
маторах все более применяются пластинча-
тые радиаторы, обеспечивающие более вы-
сокий уровень теплоотдачи, по сравнению
с трубчатыми.
§6
Охлаждающие устройства
279
Пластинчатые радиаторы состоят из двух
трубчатых коллекторов, между которыми по-
мещаются пластинчатые элементы с каналами
для масла с внутренними размерами от 5 до
10 мм. Пластинчатые элементы устанавлива-
ются параллельно друг другу на расстоянии
45 мм. Радиаторы могут укомплектовываться
элементами одинаковой, либо различной дли-
ны, что обеспечивает скос радиатора. Защита
от коррозии создается за счет гальванизации
элементов и покрытием внешней их поверхно-
сти алкидными смолами, внутренней — лаком.
Фирма «Menk Radiators» Великобрита-
ния, поставляет пластинчатые радиаторы
типа М моделей 5 (диаметр масляного кана-
ла 9/5 мм) и Q (канал 11 мм). Обозначение
радиаторов с фланцевым присоединением и
с элементами одной длины — FG; для эле-
ментов со скосом на две стороны — FGSb.
Диапазон типов с элементами одинако-
вой длины: M140S — M143S; M240Q —
M244Q; / (длина радиатора между центрами
коллекторов) = 800—3500 мм; поверхность
элемента, м2 = 0,885—3,932; масло элемента,
кг = 9,05—37,67; объем масла на элемент,
л = 2,86-10,58.
Применение системы охлаждения М
возможно для трансформаторного оборудо-
вания мощностью и более 10000 кВ-А. На-
пример, изготавливаются реакторы типа
РОМБС мощностью 60000 кВ • А с навешен-
ными на бак радиаторами.
6.2. Система охлаждения
с естественной циркуляцией масла
и принудительной циркуляцией
воздуха (с дутьем) Д (ONAF)
Для системы охлаждения Д применяются
те же радиаторы сдвоенного типа, что и для
системы М, но с их обдувом вентиляторами.
Такой способ охлаждения может увеличить
коэффициент теплопередачи в два раза и бо-
лее, по сравнению с естественным охлажде-
нием. Вентиляторы обдува устанавливаются
либо снизу, либо внутри сдвоенного радиа-
тора, в нижней его части.
6.3. Система охлаждения
с принудительной циркуляцией
масла и дутьем ДЦ (OFAF)
Для трансформаторов мощностью
10000 кВ • А и более применяется охлаждение
с принудительной циркуляцией масла и воз-
духа. По сравнению с системами М и Д, сис-
тема ДЦ более эффективна. Охладители сис-
темы охлаждения ДЦ (рис. 14.17) состоят из
двух вентиляторов и маслонасоса и навеши-
ваются на бак трансформатора, но могут ус-
танавливаться и на отдельном фундаменте.
Охладители системы охлаждения ДЦ на-
шли самое широкое применение в транс-
форматоростроении. Их конструкции отли-
Рис. 14.17. Охладитель алюми-
ниевый четырехходовой:
1 — кожух вентилятора; 2 — фла-
нец подвода масла; 3 — радиатор
охладителя; 4 — вентилятор; 5 —
кронштейн для крепления охла-
дителя.
280
Устройства контроля, защиты и охлаждения (Комплектующие изделия)
Глава 14
Рис. 14.18. Труба со спирально-проволочным
оребрением.
чаются друг от друга, в основном, типом
теплообменной поверхности. Изготавлива-
ются охладители преимущественно из труб
круглого сечения диаметром 20...22 мм с раз-
личными видами оребрения [5]:
♦ оребрение пластинчатое с шагом 2,5 мм;
♦ оребрение спирально-навивное, сталь-
ной или медной проволокой диаметром
0,5 мм;
♦ спирально-ленточное навивное оребре-
ние, навивка лентой толщиной 0,4 мм
и шириной 10 мм;
♦ спирально-цельнокатаное оребрение, по-
лучаемое методом накатки ребра из тол-
стостенной алюминиевой трубы, высота
ребра 10 мм.
На рис. 14.18 представлена труба со спи-
рально-проволочным оребрением. Оребре-
ние труб улучшает аэродинамические и теп-
ловые характеристики охладителей. По срав-
нению со стальными трубами, применение
алюминия уменьшает массу и габариты,
а также затраты электроэнергии на охлажде-
ние с 88 до 41 Вт/кВт. Недостаток оребрен-
ных труб — быстрое загрязнение воздушных
промежутков пылью, пухом, насекомыми,
что ведет к значительному ухудшению их
тепловых характеристик.
6.4. Система охлаждения
с принудительной циркуляцией
масла и воды Ц (OFWF)
Для мощных силовых масляных транс-
форматоров мощностью более 30 МВ • А, ус-
танавливаемых в гидроэлектростанциях, а
также для электропечных трансформаторов
применяется масло-водяная система охлаж-
дения Ц.
В зависимости от конструкции транс-
форматора и принятой схемы охлаждения
обмоток, применяются два исполнения ох-
лаждения:
♦ система охлаждения без направленного
движения масла через обмотки;
♦ система охлаждения трансформатора с
направленным движением масла через
обмотки.
Охлаждение трансформатора происхо-
дит путем забора электронасосом из верхней
части бака через патрубок горячего масла,
которое затем нагнетается в маслоохладите-
ли. В маслоохладителях происходит тепло-
обмен между маслом и водой. Охлажденное
масло через фильтры для очистки масла от
механических примесей поступает в ниж-
нюю часть бака трансформатора.
Фильтры очистки масла от механичес-
ких примесей могут, в случае засорения, от-
ключаться от системы охлаждения для их
очистки и промывки. При работе системы ох-
лаждения адсорбционные фильтры произво-
дят непрерывную регенерацию масла путем
отвода из масла влаги, кислот и перекисных
соединений. Присоединение адсорбционных
фильтров выполнено петлеобразными мас-
лопроводами с запорной арматурой. Для пе-
резарядки и включения в работу адсорбци-
онные фильтры подключаются в верхних
точках маслопровода.
Охлаждение трансформатора по схеме
с направленным движением масла через об-
мотки происходит так же, как и по схеме без
направленного движения масла, за исключе-
нием того, что часть охлажденного масла по-
дается непосредственно в обмотки, осталь-
ная часть — идет в бак.
Охлаждающей средой в маслоохладителях
является вода, которая в трубном пучке идет
навстречу маслу в межтрубном пространстве.
Для исключения превышения давления воды
над маслом предусмотрено устройство раз-
рыва струи воды в маслоохладителе, т. е. пе-
реливная труба находится на 1160 мм ниже
минимального уровня масла в расширителе.
На сливном трубопроводе воды каждого
маслоохладителя установлено устройство
для визуального контроля наличия масла
в воде. Для исключения попадания воздуха
в водяную полость маслоохладителя на вы-
ходном трубопроводе воды на расстоянии
0,5 метра от патрубка маслоохладителя пре-
дусмотрен вертикальный участок трубопро-
вода высотой 0,5 м.
§6
Охлаждающие устройства
281
На магистральных маслопроводах в не-
посредственной близости от трансформато-
ра, на маслопроводах соединения охладите-
лей с напорным коллектором установлены
технологические патрубки с запорной арма-
турой для возможности вакуумирования
и заливки дегазированным маслом системы в
целом. В системе охлаждения предусмотрен
резервный маслоохладитель для возможности
вывода в ремонт одного из маслоохладителей
и в процессе эксплуатации. Резервный элект-
ронасос предусмотрен для включения взамен
аварийно выведенного из работы.
При температуре масла в баке трансфор-
матора ниже +15 °C циркуляцию масла
в трансформаторе создает пусковой элект-
ронасос. При достижении температуры мас-
ла в баке выше +15 °C, автоматически вклю-
чаются рабочие насосы, а пусковой отклю-
чается. После отключения пускового насоса
его напорный трубопровод автоматически
запирается обратным клапаном.
Охладители типа Ц (рис. 14.19) являются
наиболее эффективными охладителями в се-
риях МП и МО. В гладкотрубных охладите-
лях МП и МО коэффициент теплоотдачи со
стороны масла меньше, чем со стороны воды.
Для интенсификации теплообмена поверх-
ность охлаждения со стороны масла увеличи-
вается за счет оребрения труб. Для повышения
качества охлаждающей воды в охладителях ти-
па Ц применяются латунные трубы с медным
проволочным оребрением и с продольным их
обтеканием маслом. Английская фирма АЭИ
изготавливает охладители, которые, в зависи-
мости от расхода масла и воды, обеспечивают
теплоотвод в диапазоне 70...950 кВт при пре-
вышении температуры масла над температу-
рой воды 22...27 °C. Немецкая фирма «Си-
менс» выпускает охладители, обеспечиваю-
Рис. 14.19. Масляно-водяной
охладитель серии Ц:
1 — патрубок входа воды; 2 —
пробка спуска воды; 3 — водяная
камера; 4 — патрубок выхода во-
ды; 5 — трубная доска; 6 — труб-
ки; 7 — диафрагма; 8 — кронш-
тейн; 9 — корпус; 10 — патрубок
входа масла; 11 — термометр;
12 — манометр; 13 — пробка вы-
пуска воздуха; 14 — патрубок вхо-
да масла.
13
0 330
12
11
201
10
9
8 отв. 018
Н = 229; 239
350,
550,
650
Н2 =
752,
952,
1102
Вход _
масла
Выход
масла*-
Вход
воды
Выход
1зоды
298
0^45
0180
8 отв. 018
Нз =
1276,
1476,
1626
0210
282
Устройства контроля, защиты и охлаждения (Комплектующие изделия)
Глава 14
щие теплосъем в диапазоне 50...350 кВт. Эти
охладители имеют запас по тепловому потоку
25 %, на случай за1рязнения.
Технические характеристики охладите-
лей системы Ц приведены в Приложении —
Таблица 14.8 П.
6.5. Групповые охлаждающие
устройства
Трансформаторы большой мощности
могут иметь отдельно стоящие групповые
охлаждающие устройства — ГОУ. ГОУ ком-
плектуются охладителями типа ДЦ или ти-
па Ц. Кроме охладителей в комплект входят
электронасосы, фильтры, шкаф управления,
устанавливаемые на общую раму с коллек-
тором. Группа размещается на собственном
фундаменте. ГОУ может оснащаться собс-
твенными каретками, обеспечивающими пе-
ремещение или установку группы на рельсы.
6.6. Электронасосы
Для прокачивания масла через бак и
систему охлаждения ДЦ и Ц ранее применя-
лись сальниковые насосы серии К, которые
затем были заменены на насосы серии МТ и
МТЭ. Эти насосы позволили улучшить ком-
поновку и технико-экономические показа-
тели системы охлаждения, а также повысить
надежность ее работы.
Для системы охлаждения с направлен-
ной циркуляцией масла применяются насо-
сы, имеющие экранированный статор. Ох-
лаждение обмотки статора осуществляется
маслом. Корпус насоса имеет ребра для луч-
шего охлаждения.
Благодаря такой конструкции исключа-
ется опасность попадания в бак трансфор-
матора газов либо фрагментов металла при
аварийном выходе из строя насоса.
Электронасос (рис. 14.20) представля-
ет собой герметичный бессальниковый аг-
регат, состоящий из встроенного асинхрон-
ного электродвигателя с короткозамкнутым
ротором и центробежного насоса с рабочей
крыльчаткой, закрепленной на вапу электро-
двигателя. На корпусе имеются отверстия для
выпуска воздуха и слива масла. Отверстие
на напорном патрубке служит для установки
манометра. Обмотка статора, запрессованно-
го в корпус, охлаждается трансформаторным
маслом, которое с тыльной стороны рабочего
колеса через передний подшипниковый узел
поступает в корпус и, пройдя по зазору между
статором и ротором, возвращается во всасы-
вающую часть рабочего колеса через отвер-
стие в заднем подшипниковом узле.
Рис. 14.20. Геомет-
рические размеры
электронасоса ти-
па МТ.
Тип электронасоса В L Li Н Hi D Di d2 Dy D'y
МТ100/8У1, МТ100/8Т1 360 464 464 450 260 245 210 188 125 130
МТ63/20У1, МТ63/20Т1 350 520 520 388 220 215 180 158 100 100
МТ100/15У1, МТ 100/8Т1 418 250 245 210 188 125 130
Гла1
Трубопроводная запорная арматура
283
*ские гюк, Насосы типа МТ обеспечивают длитель-
<же повьк? работу в условиях вибраций с частотой
Гц, создаваемых работающим транс-
" направзРмат°Ром> и ударных нагрузок с ускоре-
1яются нгм до 3 g- Насосы допускают отклонение
статор. дряжения от +5 % до минус 10 % от но-
'Ществляена;1ьног °-
“бра для л Мощность насоса определяется по фор-
пе
ш исклю А = 2,72- 10-6(2//р/т],
4 7Рансф. q _ производительность насоса. м3/ч;
металла i_ гидравлическое сопротивление систе-
)Са- I, Па; г| — к. п. д. насоса; р — плотность
1редстав;сла в зависимости от расчетной темпера-
ИКОВЫЙ оы, кг/м3.
> асинхрс Насосы, выпускаемые фирмами Герма-
замкнут}и, имеют экранированные и охлаждающи-
з с рабочя маслом статоры, роторы — вращающиеся
Tv электиодшипниках скольжения и качения. Пат-
зеРстия дбки нагнетательный и всасывающий нахо-
Отверсттся на одной оси.
установ фирма «Вестингауз» США выпускает гер-
-ссованн^тичные масляные насосы с мокрым стато-
}маторнь)м на подшипниках скольжения из бронзы,
ы рабоче Швейцария выпускает насосы с мокрым
ювый уз^атором со спиральными отводами и рото-
орумежэм на подшипниках качения малошумного
во всас вполне ния.
>ез отве] Технические характеристики маслона-
qe- эсов типа МТ приведены в Приложении,
1бл. 14.9 П.
• Геомет
сосапь 7- Трубопроводная
(Т. запорная арматура
Трансформаторы снабжаются запорной
рматурой для заливки и спуска масла, его
фильтрации, подключения маслонасосов,
1ерекрытия трубопроводов, для отбора проб
ласла. К запорной арматуре относятся: за-
'воры, вентили, задвижки, пробки.
7.1. Плоские затворы
Плоские затворы (рис. 14.21) применя-
ются на трансформаторах, где необходима
небольшая длина или высота затвора, на-
пример, в местах присоединения к баку
трансформатора радиаторов системы охлаж-
дения, маслоочистительной установки на
крышке бака, монтажа и демонтажа газового
реле и так далее.
Плоские затворы выпускаются с услов-
ным диаметром: Ду 50,80, 100, 125, 150,
200 мм, на рабочее давление 0,2...0,35 МПа
(2,0...3,5 kic/cm2). Присоединительные разме-
ры фланцев — в соответствии с ГОСТ 12815.
7.2. Вентили
Запорные фланцевые вентили применя-
ются для заливки и слива масла, для присо-
единения устройств отбора проб масла и
прочей эксплуатационной аппаратуры. Вен-
тили применяются с условным диаметром
Ду 25, 50, 80 и устанавливаются на силовые
масляные трансформаторы всех видов.
Для установки на трансформаторы реко-
мендуются вентили запорные сильфонные
типа 14нж017п с рабочим давлением Ру =
= 1,0 Мпа. Вентили с условным диаметром
Ду = 15, 20, 25 мм выпускаются с ниппель-
ным присоединением; вентили с Ду = 32, 40,
50, 65, 80, 100 — с фланцевым присоедине-
нием. Они предназначены для работы при
вакууме до 0,5 Па и температуре до 350 °C.
Присоединительные размеры — по ГОСТ
1234, при размерах паза по ГОСТ 12832. Гер-
метичность вентиля соответствует требова-
ниям 1-го класса по ГОСТ 9544.
7.3. Задвижки
Задвижки имеют сальниковые устройс-
тва. В качестве сальника используется на-
бивка марки АП (ГОСТ 5152). Верхнее уп-
лотнение задвижки обеспечивает разгрузку
сальникового узла при открытом затворе.
Затвор состоит из двух дисков, между кото-
рыми проходит ось с прокладками.
Рис. 14.21. Плоский затвор:
/ — корпус затвора; 2 — уплотнитель; 3 — диск
поворотный; 4 — вал; 5 — ось; 6 — стопорное
кольцо; 7 — болт-ограничитель поворота диска;
8 — пробка от выпадания оси; 9 — колпак от по-
падания влаги.
284
Устройства контроля, защиты и охлаждения (Комплектующие изделия)
Глава 14
Исполнение 1 — задвижки с ручным за-
крытием; исполнение 2 — закрытие механи-
зированное.
Габаритные и присоединительные размеры
представлены в приложении (табл. 14.10П).
7.4. Пробки
Оснащение пробками силовых масля-
ных трансформаторов осуществляется со-
гласно ГОСТ 11677. Пробки бывают различ-
ного назначения.
Пробка для взятия пробы масла обычно
предусматривается в нижней части стенки
бака трансформатора в 50-ти миллиметрах
от дна. На трансформаторах, предназначен-
ных для ответственных электроустановок,
могут устанавливаться дополнительные про-
бки для отбора проб масла также в середине
и в верхней части бака.
Пробки для выпуска воздуха устанавлива-
ются на радиаторах, люках, расширителе и
на прочих устройствах, где может остаться
воздух после заливки в трансформатор мас-
ла. Во время заливки масла пробку открыва-
ют, при сливе — приоткрывают.
Пробки для заливки масла и «дыхания»)
устанавливаются в трансформаторах незаг-
ерметизированного исполнения мощностью
до 1600 кВ • А. Пробка для спуска остатков
масла устанавливается на дне бака транс-
форматора и расширителя. При толщине
дна до 12 мм в дно вваривается патрубок для
пробки, при толщине дна 16 мм и более про-
бка ввертывается в отверстие в баке с резь-
бой. Такая же пробка служит для заливки
масла в расширитель до уровня, в соответс-
твии с меткой маслоуказателя.
8. Системы мониторинга
состояния трансформаторов
Периодический контроль за состоянием
трансформаторного оборудования все чаще
заменяется на непрерывный мониторинг,
дополненный управлением системой охлаж-
дения и определением, исходя из получен-
ных данных, остающегося срока службы ра-
ботающего оборудования, для дальнейшей
коррекции его режимов эксплуатации.
Шведская фирма АКМ (АВ Kihlstroms
Manometerfabrik) изготавливает микропро-
цессорную систему мониторинга состояния
трансформаторов «Trafo Guard».
Система обеспечивает контроль:
♦ температур верхних слоев масла и обмо-
ток — от —50 до +200 °C;
♦ электрического тока, % от номинально-
го — от 0 до 200 %;
♦ уровней масла, трансформатора и пере-
ключателя — от 0 до 100 %;
♦ время работы и срока службы — в часах.
Система автоматически адаптируется к
системе охлаждения, к новым либо бывшим
в эксплуатации трансформаторам, обеспечи-
вает расчет срока службы трансформатора в
соответствии с МЭК 354, или ANSI. Система
может работать в режимах непрерывного
«Наблюдения», либо дистанционной «Ком-
муникативной связи» на волоконной оптике,
имеет 4 аналоговых выхода, а также на ин-
терфейс RS 232 к ПК, выходы на 10 реле
с таймерами для системы охлаждения и уп-
равления. Программное обеспечение «Trafo
Guard» (Windows 98) обеспечивает обслужи-
вание трансформаторов любого вида уста-
новки. Система выполняет функции защиты
трансформатора от перегрузок.
С системой поставляются датчики тем-
пературы АКМ 48003; датчики уровня масла
АКМ 48002-38535; преобразователь тока
АКМ 48005; блок фильтра АКМ 48650.
Немецкая фирма «Qualitrol» поставляет
систему температурного мониторинга серии
509 для трансформаторов. Система обеспе-
чивает непрерывный контроль температуры
верхних и нижних слоев масла (2 канала),
температуры обмоток (3 канала), уровня
масла, температуры окружающей среды,
разности температур. Система осуществляет
расчет срока службы трансформатора по
формулам IEEE, и по другим формулам.
В системе используется программное обес-
печение на основе Windows.
В системе серии 109 используется Мо-
дуль Срока службы, обеспечивающий расчет
оставшегося срока службы трансформатора.
Модуль дает возможность оценивать состоя-
ние изоляции обмоток, испытывающих тем-
пературное воздействие, в соответствии со
стандартами С.57.91 и С.57.92 ANSI/IEEE.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 14
1. Годунов А. М., Мазур А. Л. «Вспомо-
гательное оборудование трансформаторов».
М.: Энергия, 1978. 144 с.
2. Бачурин Н. И. «Трансформаторы то-
ка». М.: Энергия, 1964.
3. Маневич Л. О. Обработка трансфор-
маторного масла. Изд. 2-е перераб. и доп. —
М.: Энергоатомиздат. 1985, 104 с.
4. ГОСТ 11677. Трансформаторы и ав-
тотрансформаторы силовые. Общие техни-
ческие требования.
5. Годунов А. М., Сещенко Н. С. Охлаж-
дающие устройства масляных трансформа-
торов. М.: Энергия, 1976.
П 14.1
Технические характеристики
285
Приложение 14.1.
Технические характеристики
Таблица 14.1 П. Технические характеристики стрелочного маслоуказателя
№ п.п. Технические характеристики Исполнение
МС-1 УХЛ и Т МС-2 УХЛ и Т1
1 Диаметр расширителя, мм 470, 690, 940, 1260, 1570
2 Диапазон изменения температуры и градуиров- ка шкалы циферблата, °C. Диаметр циферблата -10 (мин), 25, 50, 100 (макс), 245
3 Номинальное напряжение постоянного тока, В От 0,05 до 220
4 Ток, не более, А От 10_( 5 до 1,0
5 Потребляемая мощность, Вт 30
6 Длина рычага, мм 630...2335 | 190...740
7 8 Габаритные размеры, мм Масса, кг Диаметр — 290 |, высота — 390 1
9 Обозначение стандарта НТД АО «Трансформатор», г. Тольятти
Таблица 14.2 П. Технические характеристики термосигнализатора
№ п.п. Техническая характеристика Исполнение
ТКП-160 Сг-УХЛ2 ТКП-160 Сг-Т2 ТКП-160 Сг-ТВЗ
1 Устойчивость к климатическим воздействиям температуры, °C -50...+50 -10...+50
2 Пределы измерений, °C От -25 до +300
3 Длина капилляра, м 0,6, 1,6, 4,С ), 10, 16, 25
4 Длина погружения баллона, мм 160, 250, 400, 630, 800, 1000
5 Заполнение термосистемы в зависимости от пределов измерения в °C термометров —25...+75 — хладон 22, 0...+75 — метил хлористый 0...200 — ацетон
6 Рабочее давление, МПа 1,6
7 Напряжение питания, В 220, 50 Гц, 220, 60 Гц
8 Число срабатываний 100000
9 Норма вероятности безотказной работы за на- работку 2000 часов 0,97
10 Масса с соединительным капилляром 25 м, кг 4,50
Таблица 14.ЗП. Технические характеристики манометров и мановакууметров
№ п.п. Техническая характеристика Исполнение
Манометр Мановакууметр
1 Тип прибора ДМ 2010 Сг Да 2010 Сг
2 Диапазон показаний, МПа от 0 до 0,1; 0,16; от минус 0,1
3 Класс точности 0,25; 0,4; 0,6; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0160 1,5 до 0,06; 0,15; 0,3; 2,4 1,5
4 Диапазон измерений в % избыточного давления от 0 до 75 Равен диапазону
вакуумметрического давления минимальный диапазон уставок от 0 показаний до 10
5 Напряжение внешних коммутирующих цепей, (В) при токе от 0,01 до 1,0 А: для цепей переменного тока 24, 27, 36, 40, 110, 220, 380
для цепей постоянного тока 24, 27, 36, 40, НО, 220
6 Рабочая температура, °C От минус 50 до плюс 60
7 Масса, кг 0,8 1
8 Изготовитель Россия, Германия, Украина
286
Устройства контроля, защиты и охлаждения (Комплектующие изделия)
Глава 14
Таблица 14.4 П. Трансформаторы тока
№ п.п. Техническая характеристика Трансформатор тока на напряжение 10...1150 кВ
1 Тип трансформатора тока твт
2 Время протекания тока термической стойкости, с 3
3 Номинальная частота, Гц 50 Гц; 60 Гц
4 Установленная безотказная наработка, час 4 х 10-7
5 Установленный срок службы, лет 25
6 Рабочая температура, °C -60...+95
7 Температура хранения в закрытых помещениях в течение 12 месяцев, °C От +40 до +5
Таблица 14.5 П. Технические данные гибкой оболочки
Тип изделия Габаритные размеры, мм Масса, кг
Длина Диаметр Без упаковки В чехле
ОГ - 4,1 х 2,0 4080ii8o 1980-50 22 23
ОГ - 4,2 X 2,5 4150tjg() 2470-50 28 29
ОГ - 4,5 X 2,0 4460±йо 1980-5° 24 25
ОГ - 4,8 X 2,5 482Ot^o 2470-5° 32 33
ОГ - 5,2 X 2,5 522O±^o 2470-5° 35 36
ОГ - 5,7 х 2,5 5690t?80 2470-50 28 39
ОГ - 6,2 х 2,5 622О±Йо 2470-50 42 43
ОГ - 6,7 х 2,5 6720?< 2470’50 45 46
ОГ - 3,3 х 2,0 3260±й0 1980-50 18 19
ОГ - 3,8 х 2,0 378O±?8o 1980-50 20 21
ОГ — 4,9 X 2,0 487О±йо 1980-50 26 27
ОГ - 3,5 х 2,0 3510i^0 1980-5° 19 20
ОГ - 3,3 х 1,5 3250t^0 1480-50 13 —
ОГ - 4,5 х 2,5 4460i^o 2470-50 30 31
Таблица 14.6П. Фильтр термосифонный
Тип изделия Масса сили- кагеля, кг Размеры, мм Масса, кг Примечание
Д А Н
ФТ1-УХЛ; ФТ2-Т 16 266 760 1030 26,66
ФТЗ-УХЛ; ФТ4-Т 25 1200 1470 28,16
ФТ5-УХЛ; ФТ6-Т 40 364 1010 1265 30,80
ФТ7-УХЛ; ФТ8-Т 63 1450 1710 37,15
ФТ9-УХЛ; ФТ-10Т 100 589 1100 1387 73,80
ФТН-УХЛ; ФТ-12Т 100 1580 1847 87,30
Таблица 14.7 П. Фильтр маслоочистительный
Тип изделия, Ду, мм Размеры, мм Расход масла М3/ч Гидравлическое сопротивление, Па Масса, кг
L 7-1 Н 7/1
100 416 185 385 175 63 0,95- 104 42
125 437 202 390 175 100 0,90- 104 44
150 437 202 390 175 160 1,43- Ю4 50
200 645 534 540 262 360 2,00- 104 119,5
225 868 555 590 271 360 1,32- 104 150
Таблица 14.8 П. Технические характеристики охладителей системы Ц
Изгото- витель Тип Тепловой поток кВт Расход масла, м3/ч Расход во- ды, м3/ч Материал трубок Поверхность охлаждения Дайна, ширина, вы- сота охл-ля, мм Число хо- дов по воде Масса охла- дителя, кг Тип насоса
Заводы СНГ МП-21 150 36 205 Латунь Л-68 Л-70-1 21 560 х 820 х 2315 1 799 МТ63-10
МП-37 250 60 34,1 37 688 х 960 х 2265 1 1070 МТ63-10
МП-65 500 100 72 65 662 х 1000 х 3331 2 1522 МТ100-8
МО53-4А 980 100 72 Мельхиор МНЖ-5-1 52,6 2575 х 905 х 1145 4 1547 МТЭ 100-15
Ц-63 74 16 10 — 609 х 1290 х 380 1 214 МТЭ 100-20
Ц-100 123 25 15 — 1 227 МТ 63-10
Ц-160 335 60 25 — 609 х 1498 х 380 1 325 МТ 63-10
Гер- мания, Сименс OWK 300 300 100 31,5 Нерж, сталь 394 х 580 х 29019 793-4
OWK 75 75 25,2 3 279 х 420 х 1479 491-4
Англия «АЭИ» — 570-940 54.5 87.3 Медь
4109 174 Латунь
08 54 Бронза
«Серк» 570 55-110 87-175 Нерж, сталь
940 Медь
Латунь
Нерж, сталь
П 14.1 Технические характеристики
Изгото- витель Тип Мощность насоса кВт Расход насоса, м3/ч Напор масла, Па Потери насоса, Па Потери по во- де, Па
Заводы СНГ МП-21 2,64 63 105 34,3 103 19.6 103
МП-37 2,64 63 ю5 55 103 19.6 103
МП-65 2,9 100 0,8 I05 19,6 I03 9,8 Ю3
МО 53-4А 6,4 100 1,5 105 80,5 103 9,8 Ю3
Ц-63 7,5 100 2 105 3,4 10’ 19,6 101
Ц-100 2,64 63 9,8 103 9,8 103
Ц-160 2,64 63 ю5 I05 9,8 I03 9,8 103
Герма- ния, Сименс OWK 300 9 100 137 9,8 103
OWK 75 1,5 25 73,5
Англия «АЭИ»
«Серк»
Продолжение
Вт, на 1 кВт Съем тепла с 1 м2, кВт Расход масла м3 на 1 кВт Расход воды м3 на 1 кВт Объем охл. м3 на 1 квт теплового потока Масса охл. кг, на 1 кВт тепла
17,6 7,15 0,152 0,137 0,007 06 5,33
10,6 6,76 0,24 0,136 0,007 06 4,2
5,8 7,7 0,2 0,144 0,007 06 3,05
18,6 0,1 0,071 0,007 06 1,68
11,5 0,216 0,135 0,007 06 2,9 1,83
21,5 0,203 0,122 0,007 06 0,965
7,9 0,179 0,074 0,007 06
30 0,333 0,105 0,007 06
20 0,333 0,04 0,007 06
11,6 19 0,096 0,116 0,13 0,85
0,1 0,13 0,85
Устройства контроля, защиты и охлаждения (Комплектующие изделия) Глава 1
П 14.1
Технические характеристики
289
Таблица 14.9П. Электронасосы
Тип насоса по ГОСТ 17221-71 Напор, Па (м. ст. жид) Расход, м3/ч Мощ- ность, кВт I ном, А, при напряжении, В КПД агре- гата Частота вращения, об/мин
220 380
МТ-16/10 МТ-63/10 МТ-63/20 МТ-100/8 МТ-100/15 МТ-160/10 МТЭ-100/15 МТЭ-100/20 МТЭ-160/10 113800(10) 113800(10) 227600(20) 91000(8) 170700(15) 113800(10) 170700(15) 226700(20) 113800(10) 16 63 63 100 100 160 100 100 160 0,8 2,8 5,5 2,9 6,4 6,0 7,5 10,5 5,5 10,5 19,7 10,5 19,7 19,0 28,5 35,0 24,0 6,1 11,4 6,7 11,4 11,0 16,5 20,0 14,0 0,45 0,56 0,58 0,62 0,59 0,65 0,45 0,45 0,55 2900 1450 2900 1450 2900 1450 2900 2900 1450
Тип насоса по ГОСТ 17221-71 Масса, кг Размеры, мм Услов- ный диаметр патр. мм Диаметр болт/от- верстия, мм Ру, Па (кг/см2)
МТ-16/10 МТ-63/10 МТ-63/20 МТ-100/8 МТ-100/15 МТ-160/10 МТЭ-100/15 МТЭ-100/20 МТЭ-160/10 59(55) 94(102) 115(128) 90(102) 118(135) 125(145) 190(220) 190(220) 185(215) 345 х 336 х 306 455 х 455 х 328 426 х 388 х 328 455 х 450 х 350 494 х 415 х 350 530 х 460 х 385 725 х 390 х 500 715 х 465 х 388 665 х 475 х 430 50 100 100 125 125 150 125 125 150 D110; 4 х D14 D170; 4 х D18 D180; 4 х D18 D210; 4 х D18 D210; 4 х D18 D240; 4 х D22 D210; 4 х D18 D210; 4 х D18 D240; 4 х D22 4- 105 (4) 6- 105 (6) 106 (10) 106 (10) 106 (10) 10б (10) 106 (10) 106 (10) 106 (10)
Примечания.
1. Наименование типа насоса состоит из цифры, обозначающей диаметр всасывающего пат-
рубка, мм, уменьшенного в 25 раз, обозначения типа насоса и дроби, числитель которой указы-
вает номинальный расход, м3/ч, знаменатель — номинальный напор, м ст. жид. Тип насоса: Т —
герметический центробежный насос с мокрым статором; МТЭ — герметический центробежный
насос с экранированным статором.
2. Характеристики насосов соответствуют температуре трансформаторного масла 80 °C. Час-
тота сети 50 Гц.
3. Масса в скобках — транспортная с маслом и заглушками.
4. В нормальном исполнении насосы имеют напряжение 220/380 В при 50 Гц, в экспортном —
230/400, 380, 400, 240/415, 380/660, при 50 Гц и 220/380, 230/400, 380, 220 и 440 В при 60 Гц.
5. Обмотки статоров насосов типа ТЭ имеют изоляцию класса Н; насосов типа Т — класса А.
6. Насосы выдерживают вакуум с остаточным давлением 13,3 Па. 7. Уровень звукового дав-
ления насосов не более 76 дБ.
Таблица 14.10П. Габаритные и присоединительные размеры задвижек
Усл. прох, мм Дли- на, мм Высота от оси, мм Присоединит, размеры, мм Диам. махов., мм Масса, кг
// Н\ //4 //3 D D\ D2 f d п Зад в. Элек. Прив.
50 180 290 355 160 125 102 3 ± 2 18 4 160 15,9
80 210 365 480 195 160 133 3 ± 2 18 4 200 25,9
100 230 441 549 350 880 215 180 158 3 ± 2 18 8 200 36,0 37
125 256 520 658 516 1037 245 210 184 3 ± 2 18 8 240 54,5 57
150 280 608 778 603 1124 280 240 212 3 ± 2 22 8 240 76 74,4
290
Высоковольтные вводы
Глава 15
Глава пятнадцатая
ВЫСОКОВОЛЬТНЫЕ вводы
1. Общие сведения
о высоковольтных вводах
Назначение вводов. Схема конструкции,
ее особенности. Вводы или проходные изо-
ляторы — это изоляционные конструкции,
которые используют в местах, где провод-
ник, работающий под напряжением, должен
проходить через заземленный металличес-
кий корпус трансформатора, реактора, аппа-
рата или через стену или перекрытие здания.
Ввод обеспечивает механическое крепление
токоведущего проводника и необходимый
уровень электрической прочности конструк-
ции.
Устройство ввода простейшей конструк-
ции, установленного на крышке бака масля-
ного трансформатора, схематически показа-
но на рис. 15.1. Такой ввод состоит из сле-
дующих элементов:
♦ токоведущего стержня (или трубы) — 7,
находящегося под рабочим напряже-
нием;
♦ изоляционного тела 2, обеспечивающего
механическое крепление токоведущего
стержня и электрическое изолирование
его от заземленной крышки бака;
♦ металлической втулки 3с фланцем, с по-
мощью которого ввод крепится к крыш-
ке бака трансформатора;
Рис. 15.1. Схема
конструкции про-
стейшего проходно-
го изолятора (ввода):
1 — токовелуший стер-
жень (труба); 2 — изо-
ляционное тело; 3 —
втулка; 4 — верхний
экран; 5 — нижний
экран.
♦ верхнего экрана 4 выравнивающего элек-
трическое поле у верхнего контактного
узла для устранения стримерной короны
в воздухе при рабочем напряжении;
♦ нижнего экрана 5, выравнивающего элек-
трическое поле у нижнего контактного
узла для повышения электрической про-
чности изоляционного промежутка в мас-
ле ввод—сзенка бака трансформатора.
Конструкции реальных вводов, особен-
но высших классов напряжения, значитель-
но сложнее, показанной на рис. 15.1. Они
содержат еще ряд узлов, обеспечивающих
необходимые технико-экономические пока-
затели, в том числе высокие эксплуатацион-
ные качества. Эти узлы реальных вводов бу-
дут описаны ниже. Рассмотрение простей-
шей конструкции по рис. 15.1 необходимо
для того, чтобы показать принципиально
важные особенности всех вводов.
Первая особенность — ввод, как и неко-
торые другие (но не все) изоляционные конс-
трукции, имеет внешнюю и внутреннюю изо-
ляцию (определение этих понятий — см.
ГОСТ 1516.2). Процессы во внешней и внут-
ренней изоляции, определяющие их элект-
рическую прочность, существенно различ-
ны, зависят от разных факторов. Поэтому
необходимые уровни электрической прочнос-
ти внешней и внутренней изоляции достига-
ются разными средствами. Вторая особен-
ность вводов состоит в том, что в исходной,
простейшей конструкции электрическое поле
сильно неоднородно в радиальном и осевом
направлениях. Вследствие этого оказывается
невозможным создание вводов на напряже-
ния 110 кВ и более с удовлетворительными га-
баритами и другими параметрами без при-
менения специальных мер регулирования
электрического поля.
Электрическое поле в изоляционном те-
ле между токоведущим стержнем и втулкой
на удалении от краев втулки — это поле
между соосными цилиндрами, напряжен-
ность в котором в радиальном направлении
убывает обратно пропорционально радиусу.
Поэтому для этого участка отношение мак-
симальной напряженности £макс к мини-
мальной Емин равно отношению R/r. где R —
внутренний радиус втулки; г — радиус токо-
ведущего стержня.
При характерных для реальных вводов
значениях отношения R/r, примерно, от 2,5 до
4,0 (при наличии средств регулирования элек-
§ 1
Общие сведения о высоковольтных вводах
291
трического поля) в простейшей конструкции
ввода по рис. 15.1 отношение £макс/^мин
будет, соответственно, иметь те же значе-
ния. Поэтому использование диэлектричес-
ких свойств материала изоляционного тела
(2 на рис. 15.1) будет весьма неравномерным
по толщине, что приведет к нерационально-
му увеличению радиальных размеров ввода.
Электрическое поле у краев заземленной
втулки ввода по рис. 15.1 получается резко
неоднородным. Напряженность электричес-
кого поля непосредственно у краев втулки
(в воздухе и в изоляционном теле) может
превышать среднюю напряженность в про-
межутке стержень-втулка в 5—10 раз и более
(в зависимости от радиуса скругления кро-
мок втулки). Напряженность здесь имеет
значительную нормальную к поверхности
изоляционного тела составляющую. По мере
удаления от краев втулки в осевом направле-
нии напряженность быстро уменьшается.
Электрическая прочность изоляционного
тела на участках около краев втулки из-за рез-
ко неоднородного поля оказывается наимень-
шей. Здесь же в воздухе при относительно
низком напряжении возникает коронный
разряд, который при рабочем напряжении
недопустим, так как является мощным источ-
ником радиопомех и оказывает разрушающее
воздействие на изоляционное тело ввода.
Регулирование электрических полей во вво-
дах. Практика проектирования вводов пока-
зала, что без применения специальных мер
регулирования электрического поля в осе-
вом и радиальном направлениях удается со-
здать рациональные конструкции на номи-
нальные напряжения 6—10 кВ, иногда до
35 кВ. Выполнить вводы на напряжения
110 кВ и более без эффективного регулиро-
вания электрического поля невозможно.
Практически во всех реальных конструк-
циях вводов с бумажно-масля ной и твердой
внутренней изоляцией на напряжения 110 кВ
и выше для регулирования электрического
поля используют системы конденсаторных
(уравнительных) обкладок. Эскиз такой сис-
темы показан на рис. 15.2. Обкладки выпол-
няют, как правило, из алюминиевой фольги
толщиной 0,012—0,020 мм и закладывают
в изоляционное тело при намотке слоев бу-
маги. Эффект регулирования электрическо-
го поля достигается при этом за счет того,
что обкладки из проводящего материала
принудительно создают такую систему экви-
потенциальных поверхностей, которой со-
ответствует более однородное поле во вне-
шней и внутренней изоляции ввода.
В частности, используются так называе-
мые равноемкостные системы конденсатор-
Рис. 15.2. Система
конденсаторных об-
кладок для регули-
рования электриче-
ского поля во вводе:
1 — токоведущий
стержень (труба);
2 — втулка.
ных обкладок, в которых размеры обкладок
выбираются такими, что емкости между все-
ми парами соседних обкладок получаются
одинаковыми. Вследствие этого напряжение,
приложенное к вводу, равномерно распреде-
ляется по слоям между обкладками. Если при
этом ад ины уступов одинаковы для всех пар
обкладок, то средние напряженности в акси-
альном направлении получаются постоянны-
ми. Одновременно более равномерным полу-
чается поле и в радиальном направлении.
У краев конденсаторных обкладок элект-
рическое поле получается резко неоднород-
ным. Однако, области повышенных напря-
женностей имеют ошосительно небольшие
размеры. Например, область у края обклад-
ки, в пределах которой напряженность поля
превышает среднюю в 3 раза и более, имеет
размеры около 2 % от толщины слоя изоля-
ции между обкладками. Поэтому число об-
кладок принимается достаточно большим,
чтобы толщины слоев изоляции между об-
кладками были относительно малыми. В ре-
зультате области с резко неоднородными по-
лями у краев конденсаторных обкладок ока-
зываются настолько малыми, чго развитие
в них разрядных процессов затрудняется.
Следует обратить внимание на то, что
длина последней, заземляемой конденса-
торной обкладки (считая от токоведущего
стержня) несколько больше, чем длина втул-
ки. Благодаря этому экранируются острые
края втулки и напряженность электрического
поля около этих краев существенно снижает-
ся. Тем самым исключается возможность
292
Высоковольтные вводы
Глава 15
появления здесь короны и значительно по-
вышается разрядное напряжение в воздухе
вдоль поверхности изоляционного тела.
Внешняя изоляция ввода. Внешняя изоля-
ция ввода — это промежуток в атмосферном
воздухе вдоль поверхности верхней части
изоляционного тела (2 на рис. 15.1) Элект-
рическая прочность такого элемента вне-
шней изоляции зависит от геометрических
размеров промежутка (подробнее см. ниже),
от плотности воздуха и, наиболее сильно, от
состояния поверхности изоляционного тела.
Плотность воздуха, определяемая давле-
нием и температурой, относительно слабо
влияет на разрядное напряжение по поверх-
ности верхней части ввода. Регулярные и
случайные изменения давления и темпе-
ратуры воздуха в районах, расположенных
на высоте до 1000 м над уровнем моря, вы-
зывают изменения разрядных напряжений в
пределах ±10—15 %, не более.
При чистой или загрязненной, но сухой
поверхности верхней части изоляционного
тела электрическое поле внешней изоляции
определяется законами электростатики. При
отсутствии средств регулирования поле, как
уже отмечалось, получается резко неодно-
родным. При использовании средств регу-
лирования — слабо неоднородным. В обоих
случаях главный геометрический размер,
определяющий разрядное напряжение — это
высота верхней части изоляционного тела
(точнее, наикратчайшее расстояние по возду-
ху от верхнего экрана до втулки). При совре-
менных средствах регулирования электри-
ческого поля разрядное напряжение вне-
шней изоляции почти линейно зависит от
высоты верхней части изоляционного тела.
При этом средние разрядные напряженности
составляют 3,0—3,5 кВ/см при воздействии
напряжения промышленной частоты (50 Гц).
В случае загрязненной и увлажненной по-
верхности изоляционного тела картина резко
меняется. Увлажнение слоя загрязнения
мокрыми атмосферными осадками приводит
к резкому увеличению проводимости этого
слоя. Распределение напряжения вдоль по-
верхности изоляционного тела определяется
теперь только распределением загрязнения
и может быть различным, в том числе, и слабо
неоднородным. Но радикально изменяется
механизм развития разряда в воздухе вдоль
поверхности изоляционного тела.
Сравнительно большой ток утечки по
загрязненной и увлажненной поверхности
ввода вызывает значительные тепловыделе-
ния и рост интенсивности испарения влаги.
При определенных условиях на поверхности
образуются, так называемые, сухие пояски —
полностью осушенные участки длиной 1,0—
1,5 см, сопротивление которых много боль-
ше, чем участков, оставшихся увлажненны-
ми. Происходит перераспределение напря-
жения вдоль поверхности ввода: почти все
приложенное к вводу напряжение приходит-
ся на сухие пояски, поэтому происходит пе-
рекрытие этих участков и над ними возни-
кают частичные дуговые разряды (ЧДР).
Далее возможны два варианта развития
процесса. При относительно небольшом то-
ке утечки, проходящим через канал ЧДР,
разряд оказывается неустойчивым и быстро
(доли секунды) гаснет Сухой участок вновь
увлажняется мокрыми осадками и весь про-
цесс повторяется. Таким образом, возникают
перемежающиеся ЧДР (многократные зажи-
гания и погасания дуговых разрядов), кото-
рые при неизменных внешних условиях мо-
гут существовать часами. Полное перекрытие
внешней изоляции при этом не происходит.
Однако, такой режим опасен тем, что ЧДР
развиваются вблизи поверхности изоляцион-
ного тела и, вследствие высокой температуры
в канале ЧДР, эти разряды могут разрушать
поверхность изоляционного тела, образуя на
ней черные, проводящие (обугленные), раз-
ветвленные следы — треки. Появление тре-
ков вызывает резкое снижение разрядного
напряжения в воздухе вдоль поверхности
ввода. Поэтому внешняя часть вводов, пред-
назначенная для работы на открытом возду-
хе, должна выполняться из трекингостойких
(стойких к воздействию ЧДР) материалов.
К их числу принадлежат фарфор, стекла,
кремнийорганические резины и еще ограни-
ченный круг изоляционных материалов.
При относительно большом токе утечки
(соответственно, при сильном загрязнении)
ЧДР горит устойчиво и быстро увеличивает-
ся в длине (со скоростью до 50 м/с) и про-
цесс завершается полным перекрытием по-
верхности изоляционного тела ввода.
Такой процесс развития разряда в возду-
хе является сравнительно длительным, так
как включает такие медленные стадии, как
нагрев слоя загрязнения и образование су-
хих поясков. Поэтому он возможен только
при длительных воздействиях напряжения,
т. е. при рабочем напряжении. Разрядные
напряжения получаются при этом наимень-
шими, они в несколько раз ниже, чем при
грозовых и коммутационных импульсах.
Экспериментальным путем и теорети-
чески установлено, что разрядные напряже-
ния в воздухе вдоль загрязненной и увлажнен-
ной поверхности изолятора пропорциональ-
ны длине пути утечки по этой поверхности
и зависят от удельной поверхностной про-
§ 1 Общие сведения о высоковольтных вводах 293
водимости увлажненного слоя загрязнения.
Важным средством повышения разрядного
напряжения в условиях загрязнения и ув-
лажнения наружной поверхности ввода яв-
ляется создание на изоляционном теле ре-
бер, увеличивающих длину пути утечки без
увеличения высоты конструкции.
Для обеспечения достаточно малой ве-
роятности перекрытия по загрязненной и ув-
лажненной поверхности ввода при рабочем
напряжении нормирована удельная длина пу-
ти утечки по поверхности, т.е. длина пути
утечки на единицу наибольшего рабочего (ли-
нейного) напряжения ввода. Нормированные
значения удельной длины пути утечки зависят
от степени загрязнения атмосферы в месте ра-
боты изоляционной конструкции.
Важная особенность внешней изоля-
ции — ее способность к полному восстанов-
лению электрической прочности после про-
боя (перекрытия) и быстрого отключения.
Внутренняя изоляция ввода. Внутренняя
изоляция ввода — это промежуток между то-
коведущим стержнем и втулкой, заполнен-
ный твердым диэлектрическим материалом
(в реальных конструкциях — в сочетании
с жидким диэлектриком или высокопроч-
ным газом). К внутренней изоляции также
относится промежуток в масле вдоль повер-
хности нижней части изоляционного тела
Принципиально важная особенность
внутренней изоляции состоит в том, что прак-
тически для всех ее разновидностей характер-
на сильная зависимость электрической про-
чности от длительности воздействия напря-
жения. Поэтому в инженерной практике
принято для внутренней изоляции различать:
♦ кратковременную электрическую про-
чность при грозовых импульсах напря-
жения стандартной формы;
♦ кратковременную электрическую про-
чность при коммутационных импульсах
напряжения стандартной формы;
♦ кратковременную электрическую про-
чность при одноминутном воздействии
переменного напряжения промышлен-
ной частоты 50 Гц;
♦ длительную электрическую прочность
при воздействии напряжения промыш-
ленной частоты 50 Гц в течение време-
ни, соответствующего заданному сроку
службы (обычно 25 лет).
Уровни кратковременной и длительной
электрической прочности существенно раз-
личны. Для разных видов внутренней изо-
ляции они могут различаться в 10—20 раз
и более.
Кратковременная электрическая про-
чность — это не всегда напряжение, соот-
ветствующее сквозному пробою изоляции.
Во многих случаях — это напряжение, при
котором во внутренней изоляции возникают
мощные частичные разряды, вызывающие
необратимые повреждения.
Нарушение кратковременной электри-
ческой прочности внутренней изоляции про-
исходит, когда максимальная напряженность
в изоляционном промежутке достигает неко-
торого критического значения. Поэтому для
создания рациональной конструкции этой
изоляции большое значение имеет эффек-
тивное регулирование электрического поля.
Физические процессы, определяющие
кратковременную электрическую прочность
различных видов внутренней изоляции весь-
ма сложны, описание этих процессов, при-
годное для инженерной практики, отсутству-
ет. Поэтому все сведения о кратковременной
электрической прочности разных видов внут-
ренней изоляции получают опытным путем
при соответствующих испытаниях моделей.
В некотором смысле исключением явля-
ется, так называемый, тепловой пробой,
суть которого состоит в том, что при опре-
деленных условиях количество тепла, выде-
ляющегося в единицу времени в изоляции
за счет диэлектрических потерь, становится
больше количества тепла, которое отводится
в единицу времени в окружающую среду.
Другими словами, нарушается тепловой ба-
ланс и температура изоляции неограничен-
но растет. Вследствие этого происходит раз-
рушение диэлектрического материала с по-
терей свойств, в том числе и электрической
прочности. Развитие теплового пробоя воз-
можно при относительно длительном воз-
действии напряжения (минуты, часы), доста-
точном для разогрева крупной изоляционной
конструкции. Для простейших случаев име-
ются методики расчетной оценки напряжения
теплового напряжения. Однако, для сложных
реальных конструкций они не пригодны.
Основным фактором, определяющим
кратковременную электрическую прочность,
является, естественно, вид внутренней изо-
ляции (диэлектрические материалы, струк-
тура, режимы и условия выполнения основ-
ных технологических операций). К числу
других влияющих факторов относятся тол-
щина изоляции, форма электрического по-
ля, площадь поверхности электродов и на-
пряженный объем изоляции.
Длительная электрическая прочность
внутренней изоляции определяется процес-
сами электрического старения (необратимо-
го ухудшения свойств изоляции). Причиной
электрического старения внутренней изоля-
ции оборудования переменного тока явля-
294
Высоковольтные вводы
Глава 15
ются частичные разряды (ЧР), развивающи-
еся в мелких газовых включениях (доли мил-
лиметра и более) или в местах локального
увеличения напряженности электрического
поля, например, у острых кромок электро-
дов. Интенсивность единичного ЧР оцени-
вают кажущимся зарядом q (в кулонах), ко-
торый пропорционален энергии И<1р, рассе-
иваемой в канале разряда
^чр^чр,
где £/чр — напряжение возникновения разря-
дов в изоляции. Интенсивность всего про-
цесса ЧР характеризует средний ток разрядов
Лр—
где п, — число ЧР с кажущимся зарядом qt
в секунду.
Непосредственное определение длитель-
ной электрической прочности опытным пу-
тем, очевидно, невозможно. Ее оценивают
приближенно по результатам ускоренных
испытаний на старение или по условию от-
сутствия ЧР некоторой определенной интен-
сивности. В последнем случае предполагает-
ся, что отсутствие ЧР означает и отсутствие
электрического старения соответствующих
темпов, т. е. достаточно большой срок службы.
Длительная электрическая прочность
внутренней изоляции любого вида зависит,
примерно, от тех же факторов, что и крат-
ковременная.
Имеющиеся экспериментальные данные
для разных видов внутренней изоляции,
опыт производства и эксплуатации вводов
разных классов напряжения показывает, что
обеспечить необходимые уровни кратковре-
менной и длительной электрической про-
чности ввода с изоляционным телом из од-
ного диэлектрического материала (например,
из фарфора) можно только для вводов на на-
пряжения до 35 кВ, не более. Для номиналь-
ных напряжений 110 кВ и выше обязательно
использование внутренней изоляции, состо-
ящей из комбинации изоляционных матери-
алов (картон плюс масло, бумага плюс масло,
элегаз плюс твердый диэлектрик и др.).
Следующая важная особенность внут-
ренней изоляции (любого вида) — сильная
зависимость ее поведения от тепловых и ме-
ханических воздействий. Длительный на-
грев сверх установленной нормы вызывает
в изоляции ускорение сложных химических
реакций, следствием которых является не-
обратимое ухудшение свойств диэлектри-
ческих материалов, т.е. тепловое старение.
Твердые диэлектрики при этом снижают ме-
ханическую прочность, жидкие — ухудшают
электрические характеристики. Для внут-
ренней изоляции, используемой во вводах
на напряжения 110 кВ и выше, изменение
температуры на 6—8 °C приводит к измене-
нию темпов теплового старения, примерно,
в два раза. Для ограничения темпов тепло-
вого старения внутренней изоляции уста-
новлены значения длительно допустимых
температур (см. ГОСТ 8865—70).
Кратковременные нагревы (тепловые
удары) опасны тем, что могут вызвать за ко-
роткое время резкие структурные или хими-
ческие изменения диэлектрических матери-
алов с необратимым ухудшением электри-
ческих и механических свойств.
Механические воздействия опасны для
внутренней изоляции (твердых ее элемен-
тов) не только тем, что при определенных
условиях могут разрушить ее. При на-
грузках, значительно ниже разрушающих,
в твердых элементах изоляции возможно по-
явление микротрещин, в которых возникнут
частичные разряды и возрастут темпы эле-
ктрического старения. Поэтому допустимые
механические нагрузки на элементы внутрен-
ней изоляции, как правило, заметно ниже,
чем для деталей из тех же материалов, работа-
ющих вне сильного электрического поля.
Важная особенность практически всех
видов внутренней изоляции — необрати-
мость повреждения при пробое, отсутствие
эффекта самовосстановления.
2. Основные технические
характеристики вводов
Номинальное и рабочее напряжения. Шка-
ла номинальных линейных напряжений для
установок трехфазного переменного тока
с частотой 50 Гц, а также наибольших зна-
чений рабочих линейных напряжений не-
ограниченной продолжительности, опреде-
лены в ГОСТ 721—77. Значения этих напря-
жений приведены в табл. 15.1.
На изоляцию вводов воздействует фазное
рабочее напряжение, которое в 73 меньше
линейного. Оно является главным факто-
ром, определяющим темпы электрического
старения внутренней изоляции.
Допустимые в условиях эксплуатации
кратковременные повышения рабочего на-
пряжения частотой 50 Гц (уровень, продол-
жительность, число в году) для оборудова-
ния с номинальным напряжением от 1 до
750 кВ нормированы в ГОСТ 1516.3—96
(Приложение Б).
В сетях с изолированной нейтралью (до
35 кВ) возможны длительные режимы (ми-
§2
Основные технические характеристики вводов
295
Таблица 15.1. Значения номинальных и наибольших рабочих линейных напряжений
Номинальное напряжение, кВ 15 20 24 27 35 110 150 220 330 500 750
Наибольшее рабочее напряжение, кВ 17,5 23 26,5 30 40,5 126 172 252 363 525 787
нуты, часы) с замыканием одной фазы на
землю, когда напряжение на здоровых фа-
зах по отношению к земле увеличивается
до линейного.
Номинальный ток и ток термической
стойкости. Шкала номинальных токов /ном
вводов установлена в соответствии с ГОСТ
6827—76; наибольшее значение /ном для вы-
пускаемых в настоящее время трансформа-
торных вводов составляет 2500 А. По ГОСТ
10693—81 вводы должны выдерживать в те-
чение 2 с ток термической стойкости Ith =
= 25/ном. Указанные токи определяют, пре-
жде всего, конструкцию токоведущей части
ввода: тепловыделения (джоулевы потери)
при этих токах должны обеспечивать нор-
мальные тепловые режимы изоляции и всей
конструкции. Кроме того, учитывается, что
магнитное поле от рабочего тока может ин-
дуцировать во втулке значительные вихре-
вые токи и, соответственно, дополнитель-
ный нагрев конструкции.
Уровни электрической прочности изоля-
ции вводов. Требования к кратковременной
электрической прочности внешней и внут-
ренней изоляции вводов (также как и сило-
вых трансформаторов, реакторов и аппара-
тов) устанавливают путем нормирования зна-
чений испытательных напряжений и методов
проведения соответствующих испытаний.
При этом нормированные значения испыта-
тельных напряжений определяют на основе
анализа возможных в эксплуатации уровней
грозовых и внутренних перенапряжений. Та-
кие напряжения для вводов 110—750 кВ из
ГОСТ 1516.3—96 приведены в табл. 15.2. Об-
щие методы проведения соответствующих
испытаний указаны в ГОСТ 1516.2—97.
Испытания внешней и внутренней изо-
ляции вводов по ГОСТ 1516.3—96 и ГОСТ
1516.2—97 являются прямой проверкой спо-
собности вводов выдерживать в процессе
длительной эксплуатации воздействия гро-
зовых и внутренних перенапряжений.
Стойкость внутренней изоляции вво-
дов НО кВ и более по отношению к теп-
ловому пробою проверяется эксперимен-
тально (ГОСТ 1516.3—96 пункт 4.9) путем
воздействия переменным напряжением рав-
ным 110 % от наибольшего фазного рабочего
(для вводов до 35 кВ — 110 % от наибольше-
го рабочего линейного); метод проведения
испытаний — по ГОСТ 1516.2—97.
Чтобы исключить перекрытие внешней
изоляции вводов при рабочем напряжении в
условиях загрязнения и увлажнения, как уже
отмечалось, установлены проверенные дли-
тельной практикой нормы на удельную дли-
ну пути утечки, т. е. отношение полной дли-
ны утечки по поверхности наружной части
ввода к наибольшему линейному рабочему
напряжению. Соответствующие нормы по
ГОСТ 9920—89 приведены в табл. 15.3.
Правила определения степени загрязне-
ния указаны в ПУЭ (7-ое издание)
Разным степеням загрязнения соответ-
ствуют, примерно, следующие значения
удельной поверхностной проводимости: I сте-
пень — 5 мкСм; II степень — 5—10 мкСм;
III степень — 10—20 мкСм; IVстепень — бо-
Таблица 15.2. Нормированные значения испытательных напряжений для вводов 110—750 кВ
(по ГОСТ 1516.3—96)
Класс напряжения. кВ Грозовой импутьс, 14 P.1MII 1 Коммутационный имп\ чье. 141Г,<ап । Сиюминутное приложение на- пряжения 50 Гц. кВ1СИС1Ч
110 550 — 230
150 650 — 275
220 950 ___ 395
330 1050/1175 850/950 460/510
500 1425/'1550 10>0/1230 6 з0/680
750 1950/2100 425/1550 830/950
Примечание вчис.тнюю гр/ применении i i>i зашиил о,1 ранлчи iелся перенапряжении
(ОНП), в знаменателе -- при применении д в. запнч ы вен ' и ианл\ ра ,ряднико!
296
Высоковольтные вводы
Глава 15
лее 20 мкСм. В ГОСТ 9920—89 содержатся
конкретные указания о длинах пул и утечки
для внешней изоляции оборудования, рабо-
тающего в селях с изолированной и зазем-
ленной нейтралью.
Требования к длительной электрической
прочности внутренней изоляции следуют из
п. 2.30 ГОСТ 10693—81, в котором сказано,
что полный срок службы вводов, включая
срок сохранности — не менее 25 лет. При
этом нормированы следующие показатели
надежности:
♦ вероятность безотказной работы на на-
работку 8800 часов (т.е. 1 год) — не ме-
нее 0,999;
♦ параметр потока отказов — не более
1,1 • 10~7 1/час;
♦ установленная безотказная наработка —
не менее 40 000 часов (т. е., примерно,
4,5 года).
Если принять, что указанный выше па-
раметр потока отказов остается неизменным
в течение всех 25 лет эксплуатации, то веро-
ятность наработки 25 лет равна 0,975.
Чтобы обеспечить требуемый срок служ-
бы и соответствующие ему малые темпы
электрического старения внутренней изоля-
ции, в ГОСТ 10693—81 (пункт 2.13) установ-
лены допустимые значения кажущегося за-
ряда частичных разрядов при переменном
напряжении, равном 1,5 от наибольшего ра-
бочего фазного:
♦ IO”11 Кл для вводов с бумажно-масля-
ной изоляцией;
♦ 2,5- Ю-10 Кл для вводов с твердой изо-
ляцией.
Указанные нормы на допустимую интен-
сивность частичных разрядов соответствуют
международным (Публикация МЭК—137),
однако представляются недостаточно науч-
но обоснованными, так как темпы электри-
ческого старения изоляции зависят не толь-
ко от кажущихся зарядов ЧР, но и от числа
разрядов в единицу времени. Логичнее было
бы нормировать не только кажущийся за-
ряд, но и средний ток разрядов. Однако, для
Таблица 15.3. Удельные длины пути
утечки внешней изоляции
Степень загрязнения Удельная длина пути утечки см/кВ. нс менее
I — ле1 кая 1.6
II — средняя 2,0
III — сильная 2.5
IV — очень сильная 3.1
этого пока еще не накоплен достаточный
опыт измерения характеристик ЧР.
Диэлектрические потери, емкость. Мощ-
ность и тангенс угла диэлектрических по-
терь tg§ внутренней изоляции имеют важное
значение по следующим причинам. Во-пер-
вых, это один из источников нагрева внут-
ренней изоляции, относительно слабый, но
влияющий на рабочую температуру и, сле-
довательно, на темпы теплового старения.
Во-вторых, это важнейший фактор, опреде-
ляющий напряжение теплового пробоя. На-
конец, tgS — эю значение, характеризующее
качество изготовления изоляции, т.е. качес-
тво выполнения основных технологических
операций, особенно, термо-вакуумной об-
работки, от которой в сильной степени за-
висят кратковременная и длительная элект-
рическая прочность. Путем измерения tgS
контролируется состояние внутренней изо-
ляции и в процессе эксплуатации.
У вводов с регулированием электричес-
кого поля с помощью конденсаторных об-
кладок контроль качества внутренней изо-
ляции осуществляют по участкам:
♦ tg§! и емкость Q — основная изоляция
от токоведущего стержня до предпослед-
ней обкладки;
♦ tg§2 и емкость С2 — изоляция между
предпоследней и последней обкладками;
♦ tg53 и емкость С3 — изоляция между пос-
ледней обкладкой и втулкой ввода (в ра-
бочем режиме они электрически соеди-
нены).
Состояние основной изоляции на заво-
де-изготовителе контролируется не только
по абсолютному значению tgSj, но и по за-
висимости tg5| от напряжения. В ГОСТ
10693—81 установлены нормы как на абсо-
лютные значения tg5H так и на прирост
Atg6j при изменении напряжения.
Значения емкостей Сь С2 и С3 не норми-
руются. Емкости разных участков изоляции
зависят, прежде всего, от соответствующих
геометрических размеров. Поэтому измере-
ние этих емкостей позволяет контролиро-
вать качество (точность) выполнения техно-
логических операций при изготовлении
внутренней изоляции ввода.
Угол установки к вертикали. В соответс-
твии с ГОСТ 10693—81 допустимы следую-
щие углы установки вводов:
от 0° до 30° — для вводов напряжением свы-
ше 330 кВ, предназначен-
ных для трансформаторов;
от 0° до 45° — для вводов напряжением до
330 кВ включительно, пред-
назначенных для трансфор-
§3
Конструкции вводов
297
маторов и реакторов стерж-
невого типа;
от 0° до 60° — для вводов 110 кВ с твердой
изоляцией для трансформа-
торов;
от 0° до 90° — для линейных вводов и вводов
специального исполнения на
напряжения до 500 кВ.
Превышение указанных углов установки
недопустимо, так как приведет к такому уве-
личению изгибающего момента (за счет
собственной массы ввода), который не соот-
ветствует механической прочности ввода.
3. Конструкции вводов
Ниже дается краткое описание конс-
трукций трансформаторных вводов на на-
пряжения 110 кВ и более.
В первых конструкциях вводов 110 кВ,
разработанных и выпускавшихся в промыш-
ленных масштабах еще в предвоенные годы,
использовалась масло-барьерная изоляция,
основу которой составляли изоляционные
промежутки в трансформаторном масле с ба-
рьерами из карюна. Такая изоляция имела
ряд достоинств (просюта изгоювлсния, ре-
монтопригодность и др.), однако, се электри-
ческая прочность была недошаючно высокой
для получения требуемых радиальных разме-
ров вводов на напряжения 220 кВ и более.
В настоящее время у нас в стране и за ру-
бежом различные фирмы выпускают вводы
для трансформаюрпого оборудования на
напряжения 110 кВ и более со следующими
видами внутренней изоляции:
❖ с бумажно-масляной (БМИ или OIP —
oil-impregnated paper);
❖ с бумажной, слои бума! и покрыты смо-
лой (RBP — resin-bounded paper);
Ф с бумажной, слои бумаги пропитаны
смолой (RIP — resin-impregnated paper).
Последние два вида изоляции называют
твердой. Долгое время БМИ применялась во
всех вводах на напряжения 110 кВ и более.
В последние годы вводы 110—220 кВ выпол-
няют преимущественно с твердой изоляцией
(RBP и RIP). Во всех случаях для регулиро-
вания электрического поля используют сис-
темы конденсаторных обкладок, располага-
емых в остове ввода. Такие вводы называют
конденсаторными.
Вводы с бумажно-масляной изоляцией (БМИ)
Схематично конструкция ввода с БМИ
показана на рис. 15.3. В этой конструкции
основу внутренней изоляции составляет бу-
мажный остов, который выполняется путем
намогки слоев кабельной бумаги на цент-
ральную трубу. При намотке в остов закла-
дывают, как уже отмечалось ранее, конден-
саторные обкладки из алюминиевой фольги
для регулирования электрического поля
в радиальном и осевом направлениях. Ис-
пользуемые системы конденсаторных об-
кладок обычно обеспечивают электрическое
поле у поверхности остова и поверхностей
фарфоровых покрышек близкое к однород-
ному (см. рис. 15.4), что существенно повы-
шает разрядные напряжения соответствую-
щих участков изоляции. Ог предпоследней
обкладки делается специальный измери-
тельный вывод, который используется для
измерений характеристик изоляции ввода
при контрольных испытаниях (при измере-
ниях сопротивления, тангенса угла диэлект-
рических потерь, уровня интенсивности
частичных разрядов).
Бумажный остов для вводов до 150 кВ
наматывается непосредственно на централь-
ную трубу, у вводов 220 кВ и более с высоки-
ми значениями номинального тока намотка
производился на отдельную намоточную тру-
бу. Между центральной и намоточной тру-
бами оставляют канал для циркуляции мас-
ла и охлаждения остова. В некоторых вводах
таким каналом является внутренняя полость
Рис. 15.3. Схема
конструкции ввода
с бумажно-масля-
ной изоляцией:
/ — центральная тру-
ба; 2— бумажный ос-
тов; 3 — верхняя фар-
форовая покрышка;
4 — нижняя фарфо-
ровая покрышка; 5 —
втулка.
298
Высоковольтные вводы
Глава 15
Рис. 15.4. Картина электрического
поля (эквипотенциальные линии)
у нижней части ввода с БМИ:
/ — центральная труба; 2 — бумаж-
ный остов с конденсаторными об-
кладками; 3 — нижняя фарфоровая
покрышка; 4 — нижний экран.
центральной трубы. У вводов 750 и 1150 кВ
остов состоит из двух секций, между которы-
ми образован дополнительный канал для цир-
куляции масла и охлаждения конструкции.
До сборки всего ввода остов подвергает-
ся сушке под вакуумом для удаления из него
влаги, адсорбированной на волокнах бума-
ги, и воздуха. Влага в бумаге (в исходном
состоянии около 5 % по весу) значительно
ухудшает электрические свойства БМИ.
Изоляционный остов располагается в
полости, образованной верхней и нижней
фарфоровыми покрышками и соединитель-
ной втулкой с фланцем для крепления ввода.
Верхний и нижний торцы полости закрыва-
ются фланцами. Стыки фарфоровых покры-
шек с соединительной втулкой и с фланцами
уплотняются прокладками из маслостойкой
резины. Вся конструкция стягивается с по-
мощью центральной трубы. Стабильное сжа-
тие прокладок обеспечивается специальным
пружинным стяжным узлом, компенсирую-
щим изменения длин деталей при измене-
нии температуры от —60 до +100 °C.
Чтобы исключить увлажнение БМИ
ввода в процессе эксплуатации, ранее на
вводах устанавливались силикагелевые осу-
шительные фильтры и масляные затворы.
Современные вводы на напряжения НО кВ
и более выполняют герметичными. Конт-
роль герметичности осуществляется с помо-
щью манометра.
Для компенсации температурных изме-
нений объема масла в герметичных вводах
110—500 кВ используют встроенные компен-
саторы давления, состоящие из герметичных
металлических сильфонов, заполненных га-
зом. В некоторых вводах 110—220 кВ для этих
же целей в верхней части верхней покрыш-
ки образуют газовую подушку. Вводы 750 и
1150 кВ, а также некоторые вводы 500 кВ,
имеют отдельный выносной компенсатор —
бак давления, который устанавливают на
крышке бака трансформатора.
То ко ведущая система ввода состоит из
верхнего контактного зажима, центральной
(медной) трубы и нижнего контактного узла.
У так называемых протяжных вводов на на-
пряжения 220 кВ и более центральная труба
не является токоведущей. В таких вводах то-
коведущим является гибкий отвод обмотки
(голый медный кабель), пропускаемый че-
рез центральную трубу. Нижний контакт-
ный узел закрывается экраном для выравни-
вания электрического поля в масляном про-
межутке до стенки бака трансформатора.
Поверхность экрана покрыта слоем твердого
диэлектрика, что дает повышение электри-
ческой прочности масляного промежутка не
менее, чем на 50 %. На верхний конец вводов
на напряжения 110—750 кВ в последнее время
московский завод «Изолятор» экраны не ус-
танавливает, так как специальными испыта-
ниями установлено, что для выпускаемых за-
водом конструкций и без экранов обеспечи-
вается отсутствие короны при напряжениях,
превышающих на 10 % наибольшее рабочее.
Вводы с БМИ имеют устройства для от-
бора проб масла и указатели уровня масла.
Конструкция ввода с БМИ, содержащая
указанные выше узлы, показана на рис. 15.5.
Присоединение ввода к обмотке транс-
форматора осуществляется одним из следу-
ющих способов:
♦ протяжкой, как уже отмечалось, гибкого
голого кабеля отвода от обмотки с напа-
янной шпилькой через центральную
трубу (рис. 15.6);
♦ зажимом кабеля отвода от обмотки на
нижнем контактном наконечнике с по-
мощью специальных гаек или болтов
(рис. 15.7);
Ф введением штеккера на нижнем конце
ввода в розетку на конце отвода от об-
мотки (рис. 15.8, показан элемент конс-
трукции ввода с твердой изоляцией).
Вводы с твердой изоляцией
Как и во вводах с БМИ, основу внут-
ренней изоляции составляет изоляционный
остов, который выполняется путем намотки
слоев или кабельной бумаги, покрытой смо-
лой (RBP-изоляция) или кабельной бумаги
с последующей пропиткой смолой (RIP-изо-
ляция). В обоих случаях в остов при намотке
закладывают конденсаторные обкладки для
регулирования электрического поля. От пре-
дпоследней обкладки, как и во вводах с БМИ,
§3
Конструкции вводов
299
Рис. 15.5. Трансформаторный ввод
с бумажнмасляной изоляцией:
а — конструкция ввода,
б — общий вид ввода.
Корпус (алюминий)
Нижняя покрышка
Центральная труба
(латунь, алюминий)
Опорный фланец
(алюминий, сталь)
Соединительная втулка
(алюминий, сталь)
Бумажно-масляная
изоляция конден-
саторного типа
Нижний экран
Индикатор
давления
Встроенный
компенсатор
давления
Заземляемая
обкладка
Измерительный
вывод
Пружинный
стяжной узел
______Масло
Верхняя
фарфоровая
покрышка
делается измерительный вывод. После на-
мотки RBP-остовы проходят термообработку
и лакирование, а RIP-остовы — пропитку
смолой под вакуумом и процесс отверждения
смолы. В результате получаются твердые,
механически прочные остовы.
На твердый остов прессовой посадкой
устанавливается соединительная втулка. Для
обеспечения герметичности соединения ос-
това со втулкой место стыка дополнительно
заливается эпоксидной смолой. Верхняя
часть остова закрывается фарфоровой пок-
рышкой, на которую сверху устанавливается
фланец. Стыки покрышки с втулкой и флан-
цем уплотняются прокладками из мас-
лостойкой резины. Сжатие прокладок осу-
ществляется с помощью пружинного стяж-
ного узла, который обеспечивает стабильное
усилие при изменениях температуры от —60
до +120 °C. Пространство между остовом
и фарфоровой покрышкой заполняется
специальным твердеющим компаундом или
трансформаторным маслом (завод «Моси-
золятор»). Герметичность этой полости, за-
полненной маслом, обеспечивается с по-
мощью специальной мембраны. Нижняя
покрышка отсутствует. Герметичность внут-
реннего объема трансформатора обеспечива-
300
Высоковольтные вводы
Глава 15
Рис. 15.7. Нижний контактный узел для под- Рис. 15.8. Внеш-
соединения отвода с помощью специальных ний вид элемента
гаек: штеккерного со-
/ — центральная труба; 2 — нижняя фарфоровая единения ввода
покрышка; 3 — нижний экран; 4 — специальные с твердой изоля-
гайки; 5 — нижний контактный наконечник. цией.
Рис. 15.6. Элемент конструкции ввода протяжного типа;
/ — центральная труба; 2— отвод (гибкий голый медный ка-
бель); 3— нижний экран; 4— изоляция отвода; 5— контакт-
ная шпилька; 6 — контактная клемма.
ется даже при повреждении фарфоровой
покрышки.
Нижняя часть ввода с твердой изоляци-
ей на время транспортировки и хранения за-
щищается от увлажнения и механических
повреждений полиэтиленовым чехлом и ба-
келитовым цилиндром.
Трансформаторные вводы с твердой изо-
ляцией выполняются протяжными, то есть
присоединение к обмотке трансформатора
осуществляется путем протяжки гибкого голо-
го кабеля через центральную трубу ввода или
со штекерным соединением (см. рис. 15.8).
По имеющимся данным, RIP-изоляция
имеет кратковременную и длительную элек-
трическую прочность, примерно, в 1,5 раза
выше, чем RBP-изоляция.
Главное достоинство вводов с твердой
изоляцией — резкое снижение опасности
возгорания и взрыва при повреждении. Об-
щий вид трансформаторных вводов с твер-
дой изоляцией показан на рис. 15.9 и 15.10.
Вводы с изоляцией типа RBP выпуска-
ются на номинальное напряжение до 220 кВ,
а с изоляцией типа RIP — от 110 до 800 кВ.
Вводы с изоляцией RIP имеют лучшие
характеристики в части габаритных раз-
меров, электрической и механической про-
чности, пожаробезопасности и пр. В случае
применения полимерной покрышки вместо
фарфоровой ввод имеет хорошие характери-
стики в загрязненной атмосфере за счет гид-
рофобной силиконовой поверхности пок-
рышки. Эти вводы обладают повышенной
сейсмостойкостью. Они имеют хорошие ха-
рактеристики при работе в установках пос-
тоянного тока. Во вводах с полимерной
покрышкой промежуток между остовом
и покрышкой заполняется полиуретаном,
вспененным элегазом (рис. 15.10).
Установка вводов в трансформаторах.
Расположение вводов в масляных трансфор-
маторах должно быть таким, чтобы выпол-
нялись следующие условия:
♦ угол установки к вертикали не должен
превышать допустимое значение;
♦ электрическая прочность масляного
промежутка «нижний экран—стенка ба-
ка» должна быть достаточной для успеш-
ного прохождения испытаний с прило-
жением высоких напряжений по ГОСТ
1516.3-96;
♦ стенка бака и другие металлические эле-
менты конструкции трансформатора не
§3
Конструкции вводов
301
должны ощутимо влиять на электричес-
кое поле во вводе;
♦ циркуляция масла около ввода должна
обеспечивать во всех рабочих режимах
допустимые температуры изоляции во
вводе.
Пример установки ввода в трансформа-
торе показан на рис. 15.11.
На рис. 15.11, а показан эскиз установ-
ки ввода 500 кВ протяжного типа, а на
рис. 15.11, б — с расположением нижней
части ввода (в фарфоровой покрышке или
без нее) в адаптере бака с доступом к месту
соединения нижней части ввода с отводом
трансформатора через люк в адаптере, что
требует слива масла только из адаптера (при
монтаже ввода на месте эксплуатации). На
рис. 15.12 и 15.13 даны фотографии транс-
форматоров с установленными вводами со-
ответственно эскизам рис. 15.11, а и б.
Защитный корпус (алюминий)
Пружинный стяжной узел
Фарфоровая покрышка
Измерительный вывод
Заземляемая обкладка
а
Опорный фланец
(алюминий, сталь)
Центральная труба
(латунь, медь)
Рис. 15.9. Трансформаторный ввод
с твердой изоляцией:
а — конструкция ввода;
б — общий вил ввода.
Контактная клемма (латунь)
Твердая изоляция
конденсаторного типа
: Соединительная втулка
(алюминий)
Рис. 15.10. Высоковоль-
тный трансформаторный
ввод с изоляцией по техно-
логии RIP с полимерной
покрышкой (фирма HSP).
302
Высоковольтные вводы
Глава 15
Адаптер
Адаптер
Ввод 500 кВ
Ввод 500 кВ
Экран ввода
Стенка бака
Отвод
обмотки
бмотка
Бак
Дополнительная
изоляция отвода
(электрокартон)
Гибкая
связь
Экран ввода
(наложена
дополнительная
изоляция)
Изолированный
отвод обмотки
Рис. 15.11. Эскизы установки вводов напряжением 500 кВ в трансформаторе:
а — установка в кожухе бака; б — установка в адаптере бака.
Изоляци-
Рис. 15.12. Трансформатор 100 МВ • А, 220 кВ. Установка вводов 220 кВ в кожухах бака.
§4
Контроль состояния вводов в эксплуатации
303
Рис. 15.13. Автотрансформатор 125 МВ • А, 220/110 кВ. Установка вводов в адаптерах.
4. Контроль состояния вводов
в эксплуатации
В РД 34.45-51.300—97 «Объем и нормы
испытаний электрооборудования» (раздел 23)
для контроля состояния трансформаторных
вводов предусмотрены измерения сопротив-
ления изоляции (между последней и пред-
последней конденсаторными обкладками)
или между последней обкладкой и соедини-
тельной втулкой; измерение емкости и тан-
генса угла диэлектрических потерь для ос-
новной изоляции (С|) при напряжении
10 кВ, испытание избыточным давлением
0,1 МПа для проверки уплотнений; испыта-
ния проб масла — определение физико-хи-
мических характеристик масла (пробивное
напряжение в стандартном разряднике, кис-
лотное число и др.).
При оценке состояния изоляции под ра-
бочим напряжением контролируются изме-
нения во времени емкости и тангенса угла
диэлектрических потерь основной изоляции,
изменение модуля полной проводимости,
проводится хроматографический анализ га-
зов растворенных в масле (ХАРГ).
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 15
1. Славинский А. 3. Высоковольтные
вводы: расчет, конструирование и ремонт.
М.: Научтехлитиздат, 2001, 374 с.
2. Славинский А. 3. Контроль электротех-
нического оборудования в эксплуатации и при
ремонтах. М: Научтехлитиздат, 2000, 160 с.
3. Кучинский Г. С., Кизеветтер В. Е.,
Пинталь Ю. С. Изоляция установок вы-
сокого напряжения. М.: Энергоатомиздат,
1987, 368 с.
4. ГОСТ 1516.3—96. Электрооборудова-
ние переменного тока на напряжения от 1
до 750 кВ. Требования к электрической про-
чности изоляции.
5. ГОСТ 9920—89. Электроустановки пе-
ременного тока на напряжение от 3 до 750 кВ.
Длина пути утечки внешней изоляции.
304
Испытания
Глава 16
Глава шестнадцатая
ИСПЫТАНИЯ
1. Введение
В настоящей главе рассматриваются ис-
пытания готовых изделий, которые могут
производиться на разных стадиях жизни
данного типа изделий в соответствии с раз-
личной нормативно-технической докумен-
тацией (техническим заданием, технически-
ми условиями, стандартами и т.п.). Сюда
относятся следующие испытания:
Квалификационные — проводятся на го-
ловных образцах вновь разработанного из-
делия с целью проверки соответствия всем
требованиям технического задания; являют-
ся основными для выпуска изделий данного
типа;
Периодические — проводятся на серий-
ных образцах через определенные проме-
жутки времени (обычно один раз в не-
сколько лет) с целью проверки стабильно-
сти качества выпускаемого изделия; объем
периодических испытаний определяется
техническими условиями или стандартами
и может быть меньше, чем квалифика-
ционные (т.е. соответствие части требова-
ний не проверяется); являются основанием
для продолжения выпуска изделий данного
типа;
Типовые — проводятся на первых серий-
ных образцах, в которые внесены какие-ли-
бо изменения конструкции, технологии или
применяемых материалов, с целью проверки
соответствия тем техническим требованиям,
на которые может повлиять внесенное изме-
нение; являются основанием для выпуска
изделий с данными изменениями;
Приемо-сдаточные — проводятся на
каждом образце после изготовления с целью
проверки его качества; объем испытаний
определяется техническими условиями или
стандартами; являются основанием для вы-
пуска данного образца.
Ту же цель, что и квалификационные,
имеют приемочные испытания опытных об-
разцов новых изделий, проводимые как пос-
ледний этап опытно-конструкторской раз-
работки. Приемочные и квалификационные
испытания часто совмещаются (особенно
для крупных изделий).
Здесь не рассматриваются испытания
макетных образцов разрабатываемых изде-
лий, которые проводятся для проверки но-
вых технических решений (такие испытания
обычно называют конструкторскими). Так-
же не рассматриваются испытания и провер-
ки в процессе изготовления изделия, назы-
ваемые операционными испытаниями. Цель
таких испытаний — проверка качества изго-
товления отдельных узлов (например, изме-
рение сопротивлений и испытания изоля-
ции магнитной системы) или выполнения
технологических операций (например, кон-
троль качества термовакуумной обработки).
Их необходимость и объем определяются
с учетом особенностей конструкции изде-
лия и технологического процесса.
2. Виды испытаний [1]
Объем квалификационных испытаний
наиболее полно отражает все технические
требования к трансформатору, имеющиеся
в нормативно-технической документации.
В него входят все приемо-сдаточные и все
периодические испытания. Ниже указаны
все виды испытаний, входящие в объем ква-
лификационных.
1.1. Наружный осмотр и проверка
соответствия чертежам.
1.2. Испытания пробы электроизоля-
ционной жидкости.
1.3. Измерение сопротивления обмо-
ток постоянному току.
1.4. Проверка коэффициента транс-
формации и группы соединения
обмоток.
1.5. Измерение потерь и тока холостого
хода.
1.6. Измерение потерь и напряжения
короткого замыкания.
1.7. Измерение параметров изоляции
(сопротивления, тангенса угла ди-
электрических потерь).
1.8. Испытание электрической про-
чности изоляции напряжениями
промышленной частоты (кратков-
ременными, длительными).
1.9. Испытание бака на плотность (гер-
метичность).
1.10. Испытание устройств переключе-
ния ответвлений обмоток (на
трансформаторе).
1.11. Испытание электрической про-
чности изоляции напряжениями
грозовых и коммутационных им-
пульсов.
§3
Подготовка трансформаторов к испытаниям
305
1.12. Испытание на нагрев.
1.13. Испытание на стойкость при ко-
ротком замыкании (см. гл. И).
1.14. Испытания бака на механическую
прочность (при повышенном
внутреннем давлении, при вакуу-
ме, при подъеме трансформатора
краном, при запрессовке обмоток,
на транспортере).
1.15. Испытание активной части на ме-
ханическую прочность (при подъ-
еме активной части и при запрес-
совке обмоток).
1.16. Проверка уровня звука (см. гл. 13).
1.17. Измерение сопротивления нулевой
последовательности.
Испытания по н.п. 1.1 — 1.10 входят в
объем приемо-сдаточных, а для трансфор-
маторов на сверхвысокие напряжения — так-
же часть испытаний по п. 1.11.
3. Подготовка трансформаторов
к испытаниям
Как правило, испытания проводятся
на полностью собранном трансформаторе.
Ниже указаны допускаемые исключения
из этого правила.
Могут не монтироваться внешние уст-
ройства и детали, которые не влияют на ре-
зультаты испытаний данного вида. Так, при
приемо-сдаточных испытаниях можно не
устанавливать контрольно-измерительные
приборы, устройства защиты масла от ат-
мосферных воздействий, систему охлажде-
ния, газовое реле. Это относится и к испы-
таниям изоляции импульсными напряжени-
ями, испытаниям бака на механическую
прочность и др. При испытании импульсны-
ми напряжениями разрешается не устанав-
ливать переключающее устройство. При ис-
пытаниях активной части на механическую
прочность отсутствует также и бак. Испыта-
ния на стойкость при КЗ тоже могут прово-
диться без бака.
Допускается замена некоторых частей
трансформатора, представляющих собой са-
мостоятельные изделия, монтируемые на
месте эксплуатации, на соответствующие
инвентарные (технологические) устройства.
Это касается, в первую очередь, вводов клас-
сов 110 кВ и выше, систем охлаждения (при
испытании на нагрев трансформаторов с
принудительной циркуляцией масла), рас-
ширителей.
Технология сборки и термовакуумной
обработки должна соответствовать принятой
на заводе-изготовителе. Измерения характе-
ристик и испытания изоляции масляных
трансформаторов классов напряжения 35 кВ
и выше требуется проводить при температу-
ре масла от 55 до 75 °C, для чего необходим
нагрев трансформатора перед этими испы-
таниями. Перед испытаниями изоляции им-
пульсными напряжениями необходимо при-
нять меры для удаления воздуха. С этой це-
лью трансформаторы, заливаемые маслом
без вакуума, подвергаются откачке воздуха
при остаточном давлении над поверхностью
масла (5,3 ± 0,3) • 104 Па в течение 8—12 ча-
сов, если какими-либо документами не пре-
дусмотрены более эффективные меры. Та-
кая процедура считается эквивалентной уда-
лению или растворению в масле воздушных
пузырьков в начальный период эксплуата-
ции вследствие механических воздействий
и нагрева. Для трансформаторов, заливае-
мых под вакуумом, удаление воздуха не тре-
буется.
Собранный трансформатор устанавли-
вается на испытательном поле. Если на мас-
ляном трансформаторе не установлен соб-
ственный расширитель, он должен быть
присоединен к технологическому расшири-
телю.
Давление масла должно быть достаточ-
ным для заполнения всех полостей бака,
а также съемных вводов класса до 35 кВ
включительно. Перед испытаниями необхо-
димо проверить отсутствие воздуха во всех
полостях.
Для испытаний на нагрев на трансфор-
маторе должна быть смонтирована собс-
твенная система охлаждения, либо он дол-
жен быть присоединен к имеющейся стаци-
онарной испытательной системе.
Для испытаний бака на герметичность
бак с активной частью должен быть уста-
новлен в стеллажах на каретки или под-
ставки.
Для измерения вибрации трансформа-
тор должен быть установлен на каретки.
Измерения шума проводятся в помеще-
нии со звукоотражающим полом и постоян-
ной К, учитывающей влияние отраженного
звука на результаты измерений, не превыша-
ющей 7 дБА. Трансформатор должен быть
установлен на высоте, соответствующей
высоте кареток (можно устанавливать на
подставках). Должны быть смонтированы
навесные охлаждающие устройства. В не-
обходимых случаях измерения могут про-
водиться на открытой площадке (для нее
К= 0).
306
Испытания
Глава 16
4. Испытательные нормы
4.1. Испытание
электроизоляционной жидкости
Испытание пробы масла из бака транс-
форматора проводится для силовых транс-
форматоров мощностью 1 МВ-А и выше
и трансформаторов класса напряжения
35 кВ независимо от мощности. Если име-
ется устройство РПН с гашением дуги в
масле, то испытывается также проба из
контактора.
Для всех указанных трансформаторов
определяется пробивное напряжение часто-
той 50 Гц; для трансформаторов класса на-
пряжения 110 кВ и выше — также тангенс
угла диэлектрических потерь; для трансфор-
маторов с полной защитой масла от сопри-
косновения с воздухом дополнительно оп-
ределяется газосодержание. Для трансфор-
маторов, заполненных негорючим жидким
диэлектриком, определяется его пробивное
напряжение и тангенс угла диэлектрических
потерь.
Допустимые значения указанных пара-
метров приводятся в НТД на конкретные ти-
пы трансформаторов, а также марки масел
и негорючих жидких диэлектриков.
4.2. Основные характеристики
трансформатора
Результаты измерений характеристик
трансформаторов должны соответствовать
расчетным данным, приведенным в тех-
нической документации. Отклонения не
должны превышать значений, указанных
в табл. 16.1.
Для трансформаторов мощностью
10 МВ-А и более кроме величин, указан-
ных в табл. 16.1, измеряются также потери
XX при малом напряжении, для которых не
регламентируется отклонение от расчетного
значения.
Для результатов измерений сопротив-
лений обмоток постоянному току стандар-
ты также не устанавливают допустимых
отклонений от расчетных значений, кото-
рые имеются в конструкторской докумен-
тации. Что касается параметров изоляции,
то для них обычно неизвестны как расчет-
ные, так и допустимые значения. Однако
изготовители могут установить для всех
ненормируемых характеристик требования
на основании экспериментальных иссле-
дований.
Таблица 16.1. Допустимые отклонения от номинальных и расчетных значений
Измеряемое значение Допуск, % Область применения допуска
Коэффициент транс- формации ±1,0 ±0,5 При коэффициенте трансформации фазных напряжений не более 3 или в случаях, когда указанное значение ого- ворено в НТД на конкретные типы трансформаторов В остальных случаях
Напряжение КЗ на ос- новном ответвлении ±15 ±10 Для неосновных пар сторон грехобмоточных трансформато- ров по сонтасованию между изготовителем и потребителем В остальных случаях
noiepn XX (при. номи- нальном напряжении) + 15 Для всех трансформа торов
Суммарные noiepn + 10 Для всех ! рансформа юров
Ток XX + 30 21ля всех Iрансформаюров
Примечания.
! Отсутствие отрицательно! о допуско о яыч.п’i ч ю >нлчечис соответствующей величины сни-
зу нс ограничено.
2. Суммарные noiepn трехобмогочно!о авю>рансформаюра оное 1сллютея, как сумма iioicpb
XX и iioicpb КЗ для основной пары сюроп (ВН ( II сети в 1Г1Д на этот авт о i рансформа! ор нс
О! оворсно ИНОС ).
§4
Испытательные нормы
307
4.3. Испытания изоляции
переменным напряжением
[2, 3]
Для испытаний изоляции напряжением
промышленной частоты нормируются сле-
дующие основные факторы:
1. длительность воздействия,
2. способ возбуждения испытательного на-
пряжения и схема соединений обмоток,
3. значение испытательного напряжения.
Для испытания длительным напряжени-
ем устанавливается также допустимый уро-
вень частичных разрядов (ЧР).
Все трансформаторы испытываются крат-
ковременным воздействием промышленной
частоты. Если при этом используется напря-
жение частотой 50 Гц, то длительность воз-
действия равна 1 мин. В случае испытаний
при повышенной частоте длительность за-
висит от значения последней: при частоте f
до 100 Гц она остается равной 1 мин., а при
более высокой определяется по формуле:
t = 60- 100//, с, (1)
но должна быть не меньше 15 с.
Способ возбуждения напряжения и схе-
мы испытаний зависят от электрической
прочности изоляции нейтрального конца
обмотки ВН. Если электрическая прочность
нейтрального и линейного концов одинако-
ва, то напряжение прикладывается к каждой
обмотке поочередно от постороннего источ-
ника. Испытываемая обмотка, так же как
и остальные, замыкается накоротко. Все не-
испытываемые обмотки заземляются. Бак и
остов трансформатора заземляются во всех
случаях. При этом испытанию подвергается
только главная изоляция обмоток. Продоль-
ная изоляция испытывается отдельно на-
пряжением, равным двойному номинально-
му и индуктированным в самом испытыва-
емом трансформаторе путем приложения
напряжения между зажимами одной из об-
моток. Один из зажимов каждой обмотки
при этом заземляется.
При электрической прочности изоляции
нейтрального конца обмотки ВН (СН) мень-
шей, чем линейного, эта изоляция испыты-
вается отдельно нормированным для нее на-
пряжением, приложенным от постороннего
источника. Испытательное напряжение на
линейном конце возбуждается полностью
или частично в самом испытываемом транс-
форматоре. При этом одновременно испы-
тывается главная изоляция линейного конца
обмотки ВН (СН) и продольная изоляция
обмоток. При частичном возбуждении ис-
пытательного напряжения в испытываемом
трансформаторе остальная часть напряже-
ния (напряжение подпора) берется от испы-
тательного трансформатора и прикладыва-
ется к нейтральному зажиму или к линей-
ным зажимам других фаз (в последнем
случае испытание может проводиться толь-
ко пофазно). Для подпора можно также ис-
пользовать напряжение других обмоток ис-
пытываемого трансформатора. Характерные
схемы испытания показаны на рис. 16.1.
Испытание напряжением, приложен-
ным от постороннего источника, проводит-
ся при частоте 50 Гц. В остальных случаях
используется повышенная частота, но не бо-
лее 400 Гц.
Испытательные напряжения внутренней
изоляции нормированы:
1. для каждой из обмоток в соответствии с
ее классом напряжения (или те же на-
пряжения для изоляции ее линейных за-
жимов в случае пониженной изоляции
нейтрального зажима),
2. для нейтрального зажима обмотки,
3. для изоляции между обмотками ВН раз-
ных фаз, если они расположены снару-
жи других обмоток.
Отдельно нормированы испытательные
напряжения внешней изоляции — по повер-
хности вводов, а также для воздушных про-
межутков между зажимами разных фаз и
между зажимами и заземленными частями.
В табл. 16.2 приведены испытательные
напряжения для трансформаторов с нор-
мальной изоляцией, в табл. 16.3 — с облег-
ченной.
Допустимый уровень ЧР при испытании
длительным напряжением равен 3 • 10-10 Кл.
Если измеренный уровень ниже допустимо-
го, то трансформатор считается выдержав-
шим испытание. Если измеренный уровень
выше, то проводят дополнительные испыта-
ния и измерения (см. разд. 5.6). Если при
этом уровень ЧР остается выше браковоч-
ного, равного 3- 10-9 Кл, то производится
разборка трансформатора для определения
и устранения причины опасных для изоля-
ции ЧР.
4.4. Испытания импульсными
напряжениями
Трансформаторы с нормальной изоляци-
ей испытываются напряжениями грозовых
импульсов — полного и срезанного, с облег-
ченной — только полного, значения которых
приведены в табл. 16.2 и 16.3. Там же приве-
дены значения испытательных напряжений
308
Испытания
Глава 16
а)
X
б)
и
г)
UA4) = ии иХЧ) = 1/зии
И
промышленной частоты:
а — напряжением, приложенным от посторонне-
го источника, б, в, г — возбуждением, д — воз-
буждением для 3-фазного трансформатора с бо-
ковыми ярмами, е — возбуждением с подпором.
ИТ — испытательный трансформатор, И ПТ —
испытательный подпорный трансформатор.
коммутационных импульсов (для изоляции
обмоток класса 330 кВ и выше). Формы стан-
дартных импульсов показаны на рис. 16.2—
16.4, а в табл. 16.4 приведены значения их па-
раметров и допустимые отклонения.
Грозовые импульсы прикладываются
поочередно к каждому зажиму обмотки. Все
неиспытываемые зажимы испытываемой
и других обмоток, как правило, глухо зазем-
ляются. В некоторых случаях разрешается
заземлять отдельные зажимы через сопро-
тивление для увеличения длины импульса
(например, при испытании обмоток НН
мощных трансформаторов). Кроме того,
в заземление зажимов могут включаться
шунты, необходимые для осциллографиро-
вания (см. разд. 5.6). Однако при этом не
должно практически меняться распределе-
ние напряжений в трансформаторе (по срав-
нению с глухим заземлением).
§4
Испытательные нормы
309
Рис. 16.3. Срезанный грозовой импульс:
а — стандартный, б — срез на фронте. Kq = 0,6 — для классов напряжения ниже 330 кВ; 0,3 — для высших
классов напряжения.
Таблица 16.2. Испытательные напряжения внутренней изоляции трансформаторов
с нормальной изоляцией (ГОСТ 1516.3—96)
Класс на- пряжения обмотки, кВ Испытательные напряжения
Импульсы, кВ макс. Переменное напряжение, кВ действ.
Полный грозовой Срезанный грозовой Комму- тационный Одноминутное Дли- тельное
Линей- ные за- жимы Зажим нейтра- ли Линей- ные за- жимы Зажим нейтра- ли Линей- ные за- жимы Между фазами Линей- ные за- жимы Между фазами Зажим нейтра- ли Линей- ные за- жимы
3 40 40 50 50 — — 18 — 18 —
6 60 60 70 70 — — 25 — 25 —
10 75 75 90 90 — — 35 — 35 —
15 95 95 115 115 — — 45 — 45 —
35 190 190 220 220 — — 85 — 85 —
ПО 480 200 550 — — — 200 200 100 —
150 550 275 600 — — — 230 275 130 —
220 750 400 835 — — 325 395 200 220
330 950 — 1050 — 850 1275 395 525 — 295*
500 1300 — 1400 — 1050 1575 570 800 — 425*
750 1800 — 1950 — 1425 2400 750 1100 — 635*
*Указаны уровни а. Уровни б — см. табл. 26.7.
Таблица 16.3. Испытательные напряжения внутренней изоляции трансформаторов
с облегченной изоляцией (ГОСТ 1516.3—96)
Класс напряжения обмотки, кВ 3 6 10 15 20
Одноминутное испытательное напряжение промышленной частоты, кВдсйств. 10 20 28 38 50
Полный грозовой импульс, кВмакс 20 40 60 75 95
Таблица 16.4. Параметры испытательных импульсов
Значения параметров Полный грозовой импульс Срезанный импульс Коммутационный импульс
7ф, мкс Ти, мкс 7'с, мкс А-о Тп, мкс 7/, мкс
Стандартное 1,2 ± 0.36 50 ± 10 2-3 0,6/0,3 100 1000
Рекомендуемое 1,154-1,56 40-50 — — >100 >1000
Допустимое 1,564-3,0 <40 — — 204-100 5004-1000
310
Испытания
Глава 16
Рис. 16.4. Коммутационный
импульс. 5 = 504-250 мкс, Т =
= 500^- 2500 мкс. Приведены
форма и параметры для схем
рис. 16.5.
Рис. 16.5. Схемы испытаний
коммутационным импульсом:
а — 1-фазного трансформатора,
б — 3-фазного трансформатора.
Напряжение коммутационного импуль-
са обычно возбуждается в самом трансфор-
маторе (в обмотках ВН) при воздействии на
один из зажимов обмотки НН импульса, по-
лученного от генератора импульсов (схемы
на рис. 16.5). В трехфазном трансформаторе
(схема рис. 16.5, б) при этом в одной фазе
индуктируется испытательное напряжение
относительно земли, а в других фазах — 50 %
этого напряжения противоположной поляр-
ности, что соответствует воздействию на
изоляцию между фазами номинального для
нее испытательного напряжения. Испыта-
ния проводятся для всех фаз поочередно.
При всех испытаниях внутренней изоля-
ции импульсными напряжениями к каждому
зажиму прикладывается 3 импульса испыта-
тельного напряжения. Полярность импуль-
сов не нормируется, но обычно используется
отрицательная полярность, при которой
электрическая прочность воздушных проме-
жутков выше, с целью исключения их слу-
чайного перекрытия. Внешняя изоляция ис-
пытывается воздействием 15 импульсов каж-
дой полярности.
4.5. Испытания переключающих
устройств
В стандартах и другой НТД на переклю-
чающие устройства установлены требования
и нормы, которым должны удовлетворять
устройства, испытываемые отдельно от
трансформатора. Кроме того, переключаю-
щие устройства должны выдерживать воз-
действия, которым они подвергаются при ис-
пытаниях собранного трансформатора. Сюда
относятся электрические напряжения на изо-
ляции (переменного тока, грозовых и комму-
тационных импульсов), нагрев и механиче-
ские усилия, вызванные протеканием через
отводы и контакты электрического тока, в
том числе при испытании на стойкость к то-
кам КЗ, высокая температура окружающей
среды (масла) при испытании на нагрев, ме-
ханические нагрузки при разных видах меха-
нических испытаний, а также при транспор-
тировке. Эти воздействия не должны быть
выше тех, которые нормированы для испы-
таний отдельно от трансформатора, однако
они могут иметь другой характер: например,
другое распределение испытательного напря-
жения по контактам; другая форма импуль-
сных напряжений; одновременное действие
различных факторов (температуры, механи-
ческих усилий). Конкретные значения ис-
пытательных воздействий на переключаю-
щие устройства зависят как от норм, уста-
новленных для трансформаторов, так и от
параметров трансформатора, его конструк-
ции, схемы переключения, конструкции пе-
реключающего устройства.
Переключающие устройства, смонтиро-
ванные на трансформаторах, должны также
§4
Испытательные нормы
311
подвергаться некоторым специальным ис-
пытаниям. К ним, прежде всего, относится
проверка угловой диаграммы устройства
РПН. При этом измеряются углы поворота,
соответствующие различным фазам работы
контактора и избирателя в процессе пере-
ключения. Нормированные значения этих
углов зависят от конструкции устройства и
устанавливаются в технических условиях
или инструкциях.
Другой вид специального испытания —
прогонка устройства с помощью электри-
ческого привода. При этом проверяется ра-
бота приводного механизма и кинемати-
ческой схемы устройства, правильность ус-
тановки контактов. На трансформаторах с
устройством РПН прогонка может делаться
при возбуждении номинальным напряжени-
ем. Количество переключений устанавлива-
ется в НТД на трансформатор.
4.6, Испытание бака на плотность
Испытанию на плотность подвергаются
баки трансформаторов, заполняемые мас-
лом или другим жидким диэлектриком, а
также баки герметичных сухих трансформа-
торов. Нормируется значение давления или
высоты столба масла и допустимое сниже-
ние давления в процессе испытания, дли-
тельность испытания, температура масла.
Нормы указываются в НТД на конкретные
типы или группы трансформаторов.
4.7. Испытания на нагрев
Для испытаний на нагрев нормируются
допустимые значения превышений темпера-
туры отдельных элементов трансформатора
над температурой охлаждающей среды (воз-
духа или воды) при нормальных напряжени-
ях и токах. Эти значения зависят от конс-
трукции трансформатора, нагревостойкости
изоляции, температуры охлаждающей среды.
Как правило, испытания на нагрев прово-
дятся при положении переключающего уст-
ройства, соответствующем основному ответ-
влению. Длительность испытания должна
быть такой, чтобы установился тепловой ре-
жим трансформатора. Однако, в отдельных
случаях могут также нормироваться превы-
шения температур для режимов работы на
других ответвлениях, и для кратковремен-
ных режимов. Такие требования указываются
в НТД на отдельные типы трансформаторов.
В табл. 16.5 приведены допустимые превыше-
ния температур по ГОСТ 11677—75, соответс-
твующие условиям работы, предусмогренним
ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543-70 для ис-
полнения У, а также среднесуточной темпе-
ратуре воздуха не более 30 °C, среднегодовой
не более 20 °C и температуре охлаждающей
воды у входа в охладитель не более 25 °C.
Если же температура окружающего воз-
духа иная, то ее следует учитывать при вы-
боре нормальной мощности трансформа-
тора в соответствии с ГОСТ 14209—69. По
требованию заказчика могут выпускаться
трансформаторы, рассчитанные на темпера-
туру охлаждающей воды выше 25 °C, но не
выше 33 °C. В этом случае допустимое пре-
вышение температуры обмоток, указанное
в табл. 16.5, снижается на разность между
нормированной температурой и 25 °C.
Для трансформаторов мощностью более
63 МВ-А в отдельных точках поверхности
магнитной системы и металлоконструкций
допускается превышение температуры по-
верхности до 85 °C.
Превышение температуры переключаю-
щих устройств проверяется при испытании
последних отдельно от трансформатора и
должно соответствовать НТД на эти уст-
ройства.
Таблица 16.5. Допустимые превышения температуры, К
Элементы трансформаторов С заполнением жидким диэлектриком (класс нагревостойкости А) Сухие, класса нагревостойкости
А Е В F н
Обмотки 70/60* 60 75 80 100 125
Масло или другой жидкий диэлектрик 55/60** — — — — —
Поверхности магнит- 75 Определяется температурой, допусти-
ной системы и метал- локонструкций мой для соприкасающихся с ними изоляционных материалов
*Числитсль — при принудительной циркуляции с направленным потоком масла, знаменатель —
в остальных случаях.
**Числитсль — при негерметичном баке без расширителя, знаменатель — в остальных случаях.
312
Испытания
Глава 16
4.8. Испытания
на механическую прочность
Баки всех трансформаторов, заполняе-
мые маслом (жидким диэлектриком), испы-
тываются внутренним избыточным давлени-
ем 50+5 кПа, кроме баков трансформаторов
с азотной подушкой без расширителя, кото-
рые должны выдерживать 75+5 кПа.
Баки трансформаторов номинальной
мощностью 1 МВ-А и выше испытываются
также при вакууме: на класс напряжения
не выше 110 кВ — с остаточным давлением
50~2’5 кПа, выше НО кВ — с остаточным
давлением не выше 5 кПа.
При установке трансформатора на сочле-
ненный транспортер напряжения, измеренные
в контрольных точках бака, не должны превос-
ходить допускаемых. Выбор контрольных то-
чек производится разработчиком трансфор-
матора в зависимости от конструкции бака.
Механические испытания активной час-
ти при подъеме краном и запрессовке обмо-
ток проводятся для трансформаторов мощ-
ностью 100 МВ • А и выше. При этом также
контролируются механические напряжения
в наиболее опасных элементах конструкции,
указываемых в программе испытаний.
4.9. Измерение сопротивления
нулевой последовательности
При измерении сопротивления нулевой
последовательности задается схема соедине-
ния обмоток трансформатора: линейные за-
жимы трех фаз соединяются вместе, и изме-
ряется сопротивление между ними и зажи-
мом нейтрали; должно быть выполнено
соединение в треугольник обмотки, предна-
значенной для такого соединения.
В программе испытания указываются
значения тока и напряжения, при которых
производят измерение. Ток не должен пре-
вышать расчетного тока зажима нейтрали;
ток в обмотке, соединенной в треугольник,
не должен превышать значений, допусти-
мых по условиям нагрева, с учетом времени
его протекания. Напряжение в трансформа-
торах, не имеющих обмотки, соединенной
в треугольник, не должно превышать номи-
нального фазного напряжения.
Измерение выполняется при номиналь-
ной частоте (допустимое отклонение ±1 %).
5. Методы испытаний [5, 6]
Ниже приведены методы испытаний,
являющиеся специфическими для транс-
форматоров. Общие методы испытаний,
широко применяющиеся в электротехнике
или других областях (например, испытания
трансформаторного масла, измерения диэ-
лектрических характеристик изоляции и т. п.),
не рассматриваются.
5.1. Измерение сопротивлений
обмоток постоянному току
Как правило, измерения проводятся при
помощи моста. Можно также проводить из-
мерения падения напряжения при извест-
ном токе (используя вольтметр и ампер-
метр), или сравнивать падение напряжения
на обмотке с падением напряжения на из-
вестном сопротивлении (используя два
вольтметра).
Необходимо учитывать, что наличие в
трансформаторе магнитной системы вызы-
вает при включении постоянного тока пере-
ходный процесс, поэтому при измерении
нужно выдержать время, достаточное для
его затухания. Принято считать, что в уста-
новившемся режиме показания приборов не
должны изменяться более чем на 1 % через
30 сек. С другой стороны, протекание тока
через обмотку не должно заметно менять ее
температуру, поэтому следует ограничить
время измерений или величину тока.
В качестве источника тока можно при-
менять аккумуляторную батарею либо вы-
прямительное устройство. В последнем слу-
чае пульсация напряжения не должна пре-
вышать 1 %.
В остальном методы измерения сопро-
тивления не отличаются от обычно приме-
няемых в электротехнике.
При измерении сопротивлений обмоток
необходимо фиксировать их температуру.
Обычно за температуру обмоток принимают
температуру окружающей среды — масла
или воздуха (для сухих трансформаторов),
однако, при этом должно быть выполнено
условие выдержки трансформатора в нера-
бочем состоянии в течение времени, доста-
точного для выравнивания температур об-
моток и окружающей среды. Для масляного
трансформатора это время должно быть не
менее 3 часов, за температуру масла в этом
случае принимается среднее из измерений
температуры верхних и нижних слоев масла
(на входе и выходе системы охлаждения).
Если трансформатор выдержан в нерабочем
состоянии не менее 20 часов, то температуру
масла можно измерять в его верхних слоях.
Для сухих трансформаторов это время также
должно быть не менее 20 часов. Температуру
воздуха следует измерять на высоте 1,5 м от
пола и не далее 5 м от трансформатора.
§5
Методы испытаний
313
5,2. Проверка
коэффициента трансформации
и группы соединения обмоток
Коэффициент трансформации прове-
ряют при возбуждении трансформатора
в режиме XX. Подводимое к трансформа-
тору напряжение должно быть не ниже 1 %
и не выше 100 % номинального. Допуска-
ется возбуждение напряжением ниже 1 %,
если при более высоком напряжении тре-
буется применение трансформатора на-
пряжения.
В трехфазных трансформаторах измеря-
ют линейные напряжения. Если есть воз-
можность, то допускается определять коэф-
фициент трансформации по фазным напря-
жениям (при однофазном или трехфазном
возбуждении). При соединении обмоток
по схеме «звезда—треугольник» измерения
проводят пофазно, при поочередном КЗ од-
ной фазы обмотки, соединенной в «треу-
гольник», по схеме рис. 16.6. В этом случае
необходимо учитывать изменение измерен-
ного фазного коэффициента трансформа-
ции в два раза вследствие суммирования на-
пряжения двух фаз обмотки, соединенной в
«звезду». При указанной схеме соединения
обмоток допускается проводить измерение
при трехфазном возбуждении, если разница
между измеренными наибольшим и на-
именьшим линейными напряжениями не
превышает 2 %.
Измерения проводят специальным мос-
том (что предпочтительнее), или двумя
вольтметрами класса не ниже 0,2. В случае
необходимости можно применять измери-
тельные трансформаторы напряжения или
добавочные резисторы, которые должны
также иметь класс не ниже 0,2. При измере-
нии мостом отсчет коэффициента транс-
формации следует производить с точностью
не менее четырех значащих цифр. Вольтметр
на стороне питающего напряжения можно
присоединять к питающим проводам. Со-
противление проводов измерительной цепи
должно быть не более 0,001 сопротивления
вольтметра. При обеспечении электрически
синхронизированного отсчета показаний
вольтметров можно применять электронные
приборы класса точности 0,5.
Группу соединений обмоток можно про-
верить одновременно с измерением коэф-
фициента трансформации, если использует-
ся мост. В противном случае с этой целью
можно использовать вольтметры, фазометр
и постоянный ток.
При измерении вольтметрами соединя-
ют вместе два одноименных линейных зажи-
ма первичной и вторичной обмоток, напри-
мер, А и а, и к одной из обмоток подводят
напряжение. Одним вольтметром измеряют
подведенное напряжение, вторым — напря-
жение между зажимами X и х однофазного
трансформатора, и между зажимами В-в, в-с
и с-В трехфазного. При необходимости ис-
пользуется трансформатор напряжения. По
векторной диаграмме напряжений, соот-
ветствующей данной группе соединений, и
измеренному ранее коэффициенту транс-
формации можно рассчитать напряжения
между указанными зажимами, с которыми
следует сравнить результаты измерений.
Для измерения фазометром его последо-
вательную обмотку через резистор подклю-
чают к зажимам одной из обмоток трехфаз-
ного трансформатора, а параллельную —
к одноименным зажимам другой. Транс-
форматор возбуждают трехфазным напря-
жением и измеряют угол между ЭД С двух
обмоток, по которому определяют группу
соединений.
Постоянный ток можно использовать в
тех случаях, когда угловое смещение между
ЭДС двух обмоток равно 0 или 180°. Изме-
рения выполняют при включении и выклю-
чении тока с помощью вольтметра магнито-
электрической системы, позволяющего оп-
ределять полярность. Следует иметь в виду,
что при угле между ЭДС, равном 0, откло-
нение вольтметра при включении тока на
обеих обмотках будет одинаковым, а при от-
ключении — разным.
Рис. 16.6. Схема измерения коэффициента
трансформации.
ивн
314
Испытания
Глава 16
5.3. Измерение потерь и тока
холостого хода, потерь и напряжения
короткого замыкания
Измерения в опыте XX проводятся при
номинальном напряжении (допустимое от-
клонение ±0,5 %), в опыте КЗ — при токе от
25 % до 100 % номинального. Должны быть
обеспечены также следующие требования,
касающиеся питающего напряжения:
♦ симметрия трехфазной системы напря-
жений в опыте XX — отличие каждого
линейного напряжения от среднего
арифметического не более чем на 3 %;
♦ синусоидальность напряжений в опыте
XX — отличие значения коэффициента
формы от 1,11 не более чем на ±2 %;
♦ отличие частоты от номинальной не бо-
лее чем на 1 %.
В опыте XX напряжение подводится, как
правило, к обмотке НН. Должна быть соб-
рана схема соединения обмоток, соединяе-
мых в «треугольник». Опыт КЗ трехобмоточ-
ного трансформатора должен проводиться
для каждой пары обмоток при КЗ одной из
обмоток и питании другой, при разомкну-
тых остальных обмотках. Сопротивление за-
корачивающих и подводящих проводов не
должно влиять на результаты измерений по-
терь и напряжения КЗ. Допускается исполь-
зовать калиброванные провода, внося при
этом поправки в результаты измерений.
Провода не должны заметно нагреваться;
нельзя их располагать близко к ферромаг-
нитным поверхностям.
Измерения должны проводиться по схе-
мам и приборами, обычно применяемыми
в трехфазных и однофазных системах пере-
менного тока.
Используются вольтметры действую-
щих и средних значений, амперметры, часто-
томеры. Потери измеряются малокосинус-
ными ваттметрами или специальными мос-
тами. При необходимости применяются
трансформаторы тока и напряжения.
Класс точности приборов должен быть
не хуже 0,5. Схема двух ваттметров при из-
мерении потерь может применяться при
coscp = 0,15, а если класс точности приборов
0,1 — то и при меньших значениях coscp.
Параметры питающего напряжения мо-
гут отличаться от требований, приведенных
выше. В этом случае в результаты измерений
вводят расчетные поправки.
Если в опыте XX коэффициент формы
отличается от 1,11 более чем на 2 %, то сна-
чала регулируют напряжение так, чтобы его
среднее значение было равно действующему
значению номинального напряжения, де-
ленному на 1,11, и измеряют при этом ток /(),
потери Р$ и действующее значение напря-
жения £70. Затем устанавливают напряже-
ние, действующее значение которого равно
номинальному (/н, и снова измеряют ток XX
/0. Потери и ток XX Ро и /0, соответствую-
щие коэффициенту формы 1,11, рассчиты-
вают по формулам:
/о=^. (3)
Здесь Р] — доля потерь, обусловленная
гистерезисом; Р2 — ДОЛЯ потерь, обуслов-
ленная вихревыми токами,
к = (t/o/^н)2-
Значения Р\ и Р2 зависят от марки стали
и индукции в магнитной системе.
Если частота f отличается от номиналь-
ной^ более чем на 1 % (но не более, чем на
3 % ), то опыт XX проводят при напряжении,
равном Un.f/fn, и измеряют при этом потери
Pg и ток /о — /0. Потери Ро рассчитывают по
формуле:
Ро = ---------------2 (4)
Pdf/fJ + Pitf/fnY
При одновременном отличии от номи-
нальных значений и коэффициента формы,
и частоты измерения выполняются при двух
действующих значениях напряжения: {/0,
соответствующем среднему значению, рав-
ному 6/н.//1,11-/н (измеренному вольтмет-
ром средних значений), и Uq - Un.f/fn. Из-
меряют токи /д, Iq и потери Pg. Ток XX
рассчитывают по формуле (3), а потери по
формуле:
Л) = -----------------2 • <5)
Напряжение КЗ 6/^в %, измеренное при
частоте /, должно быть приведено к нор-
мальной частоте по формуле:
<4/н = М/Л)2* (6)
Здесь U'a — активная составляющая
напряжения КЗ в % при частоте /, равная
Рк/10 • 5Н, где Рк — потери в Вт, определен-
ные из опыта КЗ (пересчет потерь к номи-
нальной частоте не требуется), 5Н — номи-
нальная мощность трансформатора в кВ • А;
§5
Методы испытании
315
Up — реактивная составляющая напряжения
КЗ в % при частоте/, равная U? = J U^~ U'a2.
Предварительно потери и напряжение
КЗ должны быть приведены к номинальным
токам и к расчетной условной температуре
обмотки по приведенным ниже правилам.
Потери при температуре обмотки в ус-
ловиях опыта и при номинальном токе рав-
ны:
Рк = Рк (уг) , (7)
где — потери, измеренные в опыте КЗ
при токе , /н1 _ ток основного ответвле-
ния обмотки, к которой подведено напряже-
ние, соответствующий мощности той из
двух участвующих в опыте обмоток, мощ-
ность которой наименьшая.
Расчетная условная температура обмот-
ки 0р зависит от класса нагревостойкости
изоляции и наличия направленной циркуля-
ции масла (для классов нагревостойкости
А, Е, В при направленной циркуляции 0р =
= 80 °C, без направленной циркуляции 0р =
= 75 °C; для классов Н, С, F0p = 115 °C). Для
приведения к этой температуре потерь, вы-
численных по формуле (7), определяют сум-
марные потери в обмотках • г0оп (г0оп —
измеренные сопротивления обмоток посто-
янному току, приведенные к температуре
обмоток в опыте КЗ 0ОП) и добавочные по-
тери Рдоб.0оп = Рк - S/2 • г0оп. Затем обе эти
составляющие потерь приводят к 0р разде-
льно по формулам:
'Ll! • гв = • г@ 77-®Р.. (8)
Н Ор Н Ооп ПГ м v '
1 V7on
. Т+ 0ОП
гдоб-0р Q ’ \7)
Т — температура, равная 235 °C для обмоток
из меди и 225 °C — из алюминия.
Потери КЗ, приведенные к расчетной
температуре, равны сумме составляющих по
формулам (8) и (9).
Напряжение КЗ, измеренное в условиях
опыта, приводится к номинальной мощнос-
ти трансформатора по формуле:
^0оп(%)=^7Т-1ОО«
(10)
где U'K, Гк — напряжение и ток, измеренные
в опыте; /н2 — ток основного ответвления
обмотки, к которой подведено напряжение,
соответствующий номинальной мощности
трансформатора; £/н — номинальное напря-
жение основного ответвления этой обмотки.
Затем это напряжение приводится к рас-
четной температуре:
Ч won
Активная и реактивная составляющие
напряжения при температуре в условиях
опыта £/а© и £/р© определяются так же,
как при расчетах по формуле (6), с исполь-
зованием значения потерь, соответствующе-
го температуре 0О11.
После приведения к расчетной темпера-
туре напряжение, если требуется, приводит-
ся к номинальной частоте по формуле (6).
Для контроля состояния мощных транс-
форматоров в эксплуатации при профилак-
тических испытаниях во время приемо-сда-
точных испытаний делают измерения потерь
и тока XX при малом напряжении (не выше
380 В). Для трехфазных трансформаторов
эти измерения выполняют при поочередном
КЗ каждой из фаз и возбуждении двух других
фаз. Перед измерениями необходимо снять
остаточное намагничивание магнитной сис-
темы, если оно имеется вследствие пропуска-
ния через обмотки постоянного тока или
внезапного сброса напряжения. Измеряют
потери при подключении испытываемого
трансформатора к схеме испытания и при от-
ключении трансформатора от схемы, после
чего потери в трансформаторе определяют,
как разность результатов этих измерений.
5.4. Измерение сопротивления
нулевой последовательности
Измерения проводят на трехфазных
трансформаторах, имеющих обмотку, соеди-
ненную в «звезду» с выведенной нейтралью.
Напряжение номинальной частоты (до-
пустимое отклонение ±1 %) прикладывается
между соединенными вместе линейными за-
жимами и нейтралью. При этом на обмотке,
соединяемой в треугольник, должна быть
собрана схема соединений.
Измеряются приложенное напряжение
U и ток /. Их значения при опыте не должны
выходить за пределы, допустимые для обмо-
ток и зажимов трансформатора, и вызывать
заметного нагрева за время опыта.
Сопротивление рассчитывается по фор-
муле:
Z0 = 3-7 (12)
316
Испытания
Глава 16
5.5. Измерения диэлектрических
характеристик изоляции
Характеристики изоляции измеряются
при температуре изоляции не ниже 10 °C.
Для мощных трансформаторов высших клас-
сов напряжения (110 кВ и выше) обычно из-
мерения делают как при температуре окру-
жающего воздуха, так и в нагретом состоя-
нии (60 ± 5 °C). За температуру изоляции
принимают температуру обмотки, опреде-
ленную по ее сопротивлению постоянному
току непосредственно перед измерениями
характеристик изоляции (не раньше, чем
за 1 ч для трансформаторов мощностью до
1 МВ • А, 2 ч — при мощности до 10 МВ • А
и 3 ч — при мощности 10 МВ-А и выше).
Измеряются характеристики изоляции каж-
дой из обмоток относительно всех других
обмоток и заземленных частей (бака и осто-
ва), обмоток ВН и СН относительно обмот-
ки НН и заземленных частей, всех обмоток,
соединенных вместе, относительно зазем-
ленных частей.
Для измерений сопротивлений изоляции
используются мегаомметры на напряжение
не ниже 1000 В для трансформаторов с вы-
сшим напряжением не более 10 кВ, а также
не более 35 кВ при мощности до 16 МВ-А,
и не ниже 2500 В в остальных случаях, клас-
са точности не ниже 2,5. Обычно измеряют-
ся сопротивления через 15 с (Я15) и 60 с (Я60)
после начала приложения напряжения, и
определяется коэффициент абсорбции, рав-
ный R^/R^. Перед измерением обмотки
следует заземлить не менее чем на 2 мин.
Тангенс угла диэлектрических потерь и
емкость изоляции измеряются мостами пе-
ременного тока. Для обмоток с испытатель-
ным напряжением 20 кВ и выше измерения
проводят при напряжении не ниже 10 кВ и
не выше 60 % испытательного.
В остальном методы измерений не отли-
чаются от обычно применяемых в электро-
технике.
5.6. Испытания электрической
прочности изоляции
При испытаниях изоляции необходимо
обеспечить измерение испытательного на-
пряжения, для чего следует использовать де-
лители высокого напряжения. В некоторых
случаях для измерений напряжения 50 Гц
применяются трансформаторы напряжения
и шаровые разрядники. При использовании
шаровых разрядников с их помощью строят-
ся фадуировочные кривые для вольтметров,
включенных на стороне низкого напряжения
источников испытательного напряжения.
Градуировка проводится при подключенном
объекте испытания при напряжениях от 50 %
до 80 % нормированного испытательного
напряжения; для 100 % испытательного на-
пряжения показания вольтметров определя-
ются экстраполяцией градуировочных кри-
вых. Применение делителей напряжения
позволяет непосредственно измерять испы-
тательное напряжение вольтметрами, под-
ключенными к плечу низкого напряжения
делителя. Пр: испытаниях импульсными
напряжениями применение делителя обяза-
тельно. К делителю подключают осциллог-
раф для регистрации формы импульсов, ко-
торый может также использоваться для из-
мерения амплитуды напряжения, или же для
этого параллельно осциллофафу подключа-
ется импульсный вольтметр.
Для исключения из измерений падения
напряжения в питающих проводах делитель
напряжения следует подключить непосредс-
твенно к вводу испытываемого трансформа-
тора. Это требование является обязательным
при испытаниях срезанными импульсами.
Напряжение на междуфазной изоляции оп-
ределяют путем измерения напряжения на
одном из зажимов ВН относительно земли и
умножения его на коэффициент, зависящий
от схемы испытания (при фехфазном воз-
буждении — на </3 ).
Трансформатор считается выдержавшим
испытание, если не наблюдалось ни одного
признака повреждения изоляции.
При испытаниях переменным напряже-
нием к признакам повреждения относятся:
♦ изменение режима испытания (напря-
жения, тока);
♦ видимый разряд в воздухе (при испыта-
ниях сухих трансформаторов и внешней
изоляции масляных трансформаторов);
♦ звук разряда в баке масляного трансфор-
матора, в том числе щелчок, потрески-
вание и т. п.;
♦ выброс масла через выхлопную трубу,
срабатывание реле давления;
♦ дым (при испытаниях сухих трансфор-
маторов).
Для контроля отсутствия потрескиваний
в баке могут использоваться различные тех-
нические средства, в том числе акустические
датчики.
При испытаниях длительным напряже-
нием оценка состояния изоляции произво-
дится по результатам измерений частичных
разрядов (ЧР). Измерения проводятся спе-
циальными устройствами, регистрирующи-
ми юки высокой частоты, вызванные им-
§5
Методы испытаний
317
пульсами ЧР и протекающие через измери-
тельное сопротивление, включенное в схему
испытаний трансформатора. Измерительное
устройство присоединяют к линейным зажи-
мам обмотки ВН (а в автотрансформаторе —
также СН) через соединительные конденса-
торы, в качестве которых обычно используют
вводы, имеющие измерительную обкладку.
Между измерительной обкладкой и землей
включают измерительное сопротивление,
к которому и присоединяется устройство.
В необходимых случаях можно присоеди-
нять устройство и к другим зажимам всех об-
моток, в том числе заземленным, которые
в этом случае следует заземлять через изме-
рительное сопротивление. В заземление ней-
трали необходимо включить индуктивность
L > 10Z/2ti/H3M, где Z— входное сопротив-
ление измерительного устройства, /43М —
нижняя предельная частота измерений. Для
измерений рекомендуется использовать ши-
рокую полосу частот с верхним пределом не
выше 400 кГц, но можно в этой полосе вы-
делять узкую полосу от 8 до 10 кГц. В пос-
леднем случае необходимо проверить зату-
хание импульса ЧР в обмотке трансформа-
тора, которое должно быть не более 10 дБ.
В качестве регистрирующего прибора
необходимо использовать осциллограф, поз-
воляющий отличать ЧР от помех, в том числе
от разрядов в воздухе. Дополнительно мож-
но использовать амплитудные вольтметры.
При измерениях ЧР необходимо опреде-
лять наибольшее значение кажущегося заря-
да ЧР на вводе ВН. Дополнительно можно
измерять средний ток ЧР, а также интенсив-
ность в микровольтах. Перед измерениями
проводят градуировку измерительной уста-
новки, для чего градуировочные импульсы
через разделительный градуировочный кон-
денсатор подаются от генератора прямо-
угольных импульсов на ввод ВН, через ко-
торый присоединено измерительное уст-
ройство, и определяются показания этого
устройства. Емкость конденсатора должна
быть не больше 100 пФ.
Измерения выполняют в течение всего
времени испытания, а также при подъеме
и снижении напряжения при его значени-
ях, равных наибольшему рабочему напря-
жению.
Для уменьшения помех при измерениях
ЧР необходимо устранить корону в воздухе,
для чего на вводы устанавливают электро-
статические экраны. В необходимых случаях
принимают также меры по экранированию
заземленных металлических деталей и конс-
трукций, находящихся в электрическом по-
ле и могущих быть источниками короны.
К вводам желательно не присоединять ни-
каких соединительных токоведущих прово-
дов (шин), а в случае необходимости приме-
нять некоронирующие шины большого диа-
метра. Для снижения помех, возникающих
в питающей сети, применяют фильтры ниж-
них частот.
В связи с тем, что не всегда измеренные
характеристики ЧР, превосходящие допус-
тимые уровни, могут быть отождествлены с
ЧР, опасными для изоляции, регламентиру-
ется процедура дополнительных испытаний
и измерений, которые проводятся после
проведения следующих мероприятий:
♦ выявление и устранение источников по-
мех, в том числе замена технологических
вводов;
♦ дополнительная технологическая обра-
ботка с целью устранения воздушных
включений из масла (перезаливка, на-
грев, вакуумирование, отстой и т.п.).
Если, несмотря на принятые меры, уро-
вень ЧР остается выше допустимого, но ни-
же браковочного, то проводят дополнитель-
ные испытания, цель которых — подтверж-
дение безопасности имеющих место ЧР для
изоляции. Наконец, в случае браковки транс-
форматора по уровню ЧР могут быть сдела-
ны измерения ЧР в разных точках (зажимах)
трансформатора с целью определения места
возникновения ЧР.
При импульсных испытаниях основным
методом контроля отсутствия повреждений
изоляции является дефектографирование
[7] — запись осциллограмм напряжений на
измерительных сопротивлениях, включен-
ных в цепи заземления нейтрали испытыва-
емой обмотки или линейных зажимов неис-
пытываемых фаз, других обмоток, баков
(рис. 16.7). Форма осциллограмм, снятых
при испытательных напряжениях, должна
быть такой же, как при пониженных напря-
жениях (0,54-0,75 испытательного). Искаже-
ния формы могут указывать на поврежде-
ния. Как правило, при повреждении изо-
ляции должно наблюдаться искажение, по
крайней мере, двух осциллограмм, снятых
в разных точках трансформатора. Очень
слабые высокочастотные изменения формы
могут быть вызваны помехами (например,
искрением в системе заземления, изменени-
ем предразрядного времени срезанного им-
пульса и т. п.). В этом случае следует выявить
источник помех и повторить испытание.
Кроме искажения дефектограмм, при-
знаками повреждения могут быть изменение
формы импульса, несрабатывание срезаю-
щего разрядника при испытании срезанным
импульсом, а также звук разряда в баке, ис-
318
Испытания
Глава 16
Рис. 16.7. Схема дефектогра-
фирования.
кажение сигнала, записанного акустическим
датчиком. При испытаниях коммутацион-
ными импульсами можно также контроли-
ровать амплитуду ЧР методами, аналогич-
ными применяемым при переменном на-
пряжении.
Измерительные сопротивления в схемах
дефектографирования должны быть, как
правило, активными. Чувствительность схем
дефектографирования проверяется при им-
пульсном обмере, который проводится на
активной части трансформатора во время
сборки при воздействии низкого импуль-
сного напряжения (обычно от генератора
повторяющихся импульсов). Повреждение
изоляции имитируется коротким замыкани-
ем соответствующих участков обмотки или
при помощи специального имитатора, под-
ключаемого параллельно участкам обмотки
и воспроизводящего разряд на этих участках.
Для повышения чувствительности к повреж-
дениям активные сопротивления в некото-
рых случаях могут заменяться резонансны-
ми контурами из параллельных индуктив-
ности и емкости (например, при испытании
переплетенных обмоток), или параллельно
сопротивлениям могут включаться емкости
(например, при большом начальном пике
на осциллограмме, вызванном фронтом им-
пульса).
По результатам измерений перенапря-
жений в обмотках при импульсном обмере
выбирается положение переключающего ус-
тройства при испытании, обеспечивающее
наиболее жесткие условия испытания.
При испытаниях изоляции в некоторых
случаях бывают необходимы меры защиты
от опасных перенапряжений. Так, при ис-
пытаниях переменным напряжением, ин-
дуктированным в испытываемом трансфор-
маторе, на обмотках НН может возникнуть
опасное перенапряжение вследствие элект-
ростатической связи между обмотками ВН
и НН. Для устранения этого перенапряже-
ния следует заземлить один из зажимов НН.
Далее, параллельно обмотке НН рекоменду-
ется присоединить шаровой разрядник с про-
бивным напряжением, соответствующим
115^-120 % испытательного этой обмотки,
для защиты от случайного повышения на-
пряжения. Иногда такой разрядник включа-
ют параллельно обмотке ВН.
При импульсных испытаниях также
можно включать защитный шаровой разряд-
ник параллельно испытываемой обмотке.
Если в схеме трансформатора предус-
мотрена защита каких-либо обмоток (на-
пример, регулировочных) от импульсных
перенапряжений в условиях эксплуатации
вентильными разрядниками или ограничи-
телями перенапряжений, то при испытаниях
они не устанавливаются. В этом случае схе-
мы импульсных испытаний должны быть
выбраны таким образом, чтобы ни на одной
из обмоток напряжение не было выше ис-
пытательного, соответствующего защитному
уровню разрядника. Это может быть достиг-
нуто путем выбора соответствующего поло-
жения переключающего устройства. В неко-
торых случаях с этой целью необходимо
включить параллельно обмотке резистор
или конденсатор, подобранные так, чтобы
напряжение на защищаемой обмотке было
равно испытательному.
При испытаниях коммутационными им-
пульсами длительность импульсов при по-
вышении напряжения, а также при одном
и том же напряжении может снижаться
вследствие насыщения магнитной системы.
Для устранения или ослабления этого явле-
ния перед подачей каждого из испытатель-
ных импульсов следует давать импульсы
противоположной полярности с амплитудой
50-Е-75 % испытательного. Необходимо также
учитывать это явление при сравнении ос-
циллограмм, снятых при разных импульсах,
в том числе при испытательных и снижен-
ных напряжениях.
§5
Методы испытаний
319
5.7. Испытание на нагрев
Испытания проводятся при номиналь-
ных условиях по нагреву и охлаждению. За
номинальные условия охлаждения прини-
мают условия, соответствующие нормаль-
ной работе трансформатора при следующих
характеристиках окружающей среды:
♦ температура охлаждающего воздуха от 10
до 40 °C, охлаждающей воды у входа в
охладитель — от 5 до 33 °C; погрешность
измерения этих температур ±1 °C;
♦ относительная влажность воздуха от 45
до 80 % (при температуре воздуха выше
30 °C — не выше 70 %), погрешность из-
мерения ±5 %;
♦ атмосферное давление от 84 до 106,7 кПа,
погрешность измерения ±0,666 кПа;
♦ высота установки над уровнем моря не
выше 1000 м (для трансформаторов на
напряжения 750 кВ и выше до 500 м),
погрешность определения ±50 м;
♦ ветер, дождь, солнечная или другая теп-
ловая радиация отсутствуют.
Номинальные условия по нагреву — та-
кие, когда потери в трансформаторе равны
сумме потерь, измеренных в опытах КЗ и XX
и приведенных к номинальным напряже-
нию и току и расчетной температуре — ?к0р +
+ Ро. Если испытания проводятся методом
КЗ и XX, то разрешается за номинальные ус-
ловия принимать такие, когда потери равны
нормированным (без допуска) — Ркн + Рон.
Для масляных трансформаторов превы-
шение температуры верхних слоев масла
допускается определять при потерях, сни-
женных на 20 %, а для трансформаторов
мощностью выше 250 МВ-А — на 40 %,
с последующим приведением к номиналь-
ным условиям.
Превышение температуры каждой из об-
моток и металлоконструкций определяется
при номинальных токах и номинальной
частоте (допустимое отклонение для часто-
ты ±2 %). Допускается проводить эти изме-
рения при токах от 90 до НО % номиналь-
ных, для масляных трансформаторов — при
токах, соответствующих номинальным усло-
виям по нагреву, и для трансформаторов
мощностью выше 250 МВ • А — при токах не
ниже 75 % номинального. В этих случаях ре-
зультаты измерений должны быть приведе-
ны к номинальным токам.
Превышение температуры поверхности
магнитной системы определяется при воз-
буждении номинальным напряжением при
номинальной частоте с допуском ±1 %.
Для создания в трансформаторе номи-
нальных условий по нагреву могут приме-
няться метод непосредственной нагрузки,
когда к одной из обмоток подводят номи-
нальное напряжение, а к другой подключа-
ют нагрузку, потребляющую номинальный
ток, и метод взаимной нагрузки. В послед-
нем случае параллельно испытываемому
трансформатору включают второй такой же
трансформатор или трансформатор большей
мощности, желательно с такими же номи-
нальными напряжениями и группой соеди-
нений. Вторичные обмотки соединяют в об-
щую цепь, в которую включают последова-
тельно обмотку третьего трансформатора,
напряжение на котором регулируют так,
чтобы во вторичной цепи протекал номи-
нальный ток испытываемого трансформато-
ра. Допускается с этой целью вместо исполь-
зования третьего трансформатора включать
вторичные обмотки на разные регулировоч-
ные ответвления, или использовать второй
трансформатор с другим коэффициентом
трансформации, чем у испытываемого.
Эти методы могут использоваться при ис-
пытаниях всех трансформаторов. Для испы-
таний мощных масляных трансформаторов
более удобен другой метод — метод КЗ и XX.
По этому методу сначала проводят нагрев
в режиме КЗ одной из обмоток при токе,
обеспечивающем потери КЗ, равные сумме
потерь КЗ и XX (номинальные условия нагре-
ва), и при номинальных условиях охлажде-
ния. В этом режиме определяют превышение
температур масла над температурой охлажда-
ющей среды. Затем снижают ток до номи-
нального и определяют превышение темпера-
тур обмоток и металлоконструкций над тем-
пературой масла. Наконец, проводят нагрев в
режиме XX при номинальном напряжении
(система охлаждения при этом может быть
полностью или частично отключена). При
этом определяют превышение температур по-
верхностей магнитной системы над маслом.
Превышение температур обмоток Д0обм< ме-
таллоконструкций Д0К и магнитной системы
Д0маг над температурой охлаждающей среды
0ОХЛ определяют следующим образом:
А0обм — Оэбм ®охл А0М ср + Д0М.СР’ (13)
Д0К = 0’ - 0ОХЛ - Д0;к + Д0МК, (14)
Д0К = 0' — 0ОХЛ — Д0'+ Д0М. (15)
Здесь 0^бм, 0^, и 0,\аг — измеренные
температуры обмоток, металлоконструкций
и магнитной системы; Д0^ ср, Д0^к и Д0^ —
измеренные превышения температур масла
над температурой охлаждающей среды —
средней, вблизи металлоконструкций и вер-
хних слоев соответственно при условиях по
320
Испытания
Глава 16
нагреву, соответствующих измеренным тем-
пературам обмоток, металлоконструкций и
магнитной системы; А0М ср, А0МК и А0М —
значения тех же величин, приведенные к но-
минальным условиям по нагреву.
Приведение измеренных превышений
температур масла к номинальным условиям
по нагреву производится умножением на ко-
эффициент:
( у р\ 7.
KD = — > (16)
где ЕР — суммарные потери, соответствую-
щие номинальным условиям, ЕР' — то же
в условиях опыта; / — показатель степени,
равный 0,8 при охлаждении с естественной
циркуляцией воздуха и 1,0 — при охлажде-
нии с принудительной циркуляцией возду-
ха и водяном.
Если температуры обмоток и металло-
конструкций измерялись при нагреве током
отличным от номинального /н, то приве-
дение к номинальным условиям произво-
дится по формулам:
^4.ср^ Х
х(^У + Л0ч.ср, (17)
Д0к = (Ч - ©;,к) • (у)" + д©мк. (18)
где у принимается равным 1,6 для трансфор-
маторов с ненаправленным потоком масла
и 2,0 — с направленным потоком масла.
Сухие трансформаторы мощностью вы-
ше 1000 кВ • А допускается испытывать ме-
тодом условной нагрузки, когда сначала гре-
ют трансформатор в режиме XX при но-
минальных напряжении и частоте, затем в
режиме КЗ при номинальных токах в обмот-
ках. Превышения температур, соответству-
ющие номинальным условиям, определяют-
ся по формулам:
А®обм А6)обм
(19)
Л0маг А0маг
Здесь Л0цС)М , 0^1аг — превышения над ох-
лаждающим воздухом температур обмоток
и магнитной системы, измеренные в режи-
ме XX, A0q6m и Л0"1аг — то же в режиме КЗ.
При всех методах нагрева режим про-
должают, как правило, до установившегося
состояния. Для масляных трансформаторов
этому состоянию соответствует неизмен-
ность превышения температуры верхних
слоев масла над температурой охлаждающей
среды (допускается изменение не более чем
на 1 °C в час в течение четырех часов). При
определении нагрева обмоток в случае ис-
пытания по методу КЗ и XX для достижения
установившегося состояния обмотки (неиз-
менности превышения ее температуры над
температурой масла) режим следует выдер-
живать не менее 1 ч. При этом предыдущий
режим нагрева суммарными потерями должен
продолжаться ”е менее 2 ч. В опыте XX режим
ведут до установившегося превышения темпе-
ратуры поверхности магнитной системы над
температурой верхних слоев масла (крите-
рий аналогичен критерию в опыте КЗ).
Нагрев масла в опыте КЗ допускается
проводить до состояния, когда превышение
температуры верхних слоев масла меняется
не более чем на 3 °C в час. В этом случае весь
режим следует вести при одинаковых усло-
виях нагрева и охлаждения — форсировка
в начале режима с целью ускорения нагрева
(например, за счет частичного отключения
системы охлаждения) не допускается. По ре-
зультатам измерений строят зависимость из-
менений (приращений) температуры за рав-
ные промежутки времени от соответствую-
щих превышений температуры верхних слоев
масла, которая представляет собой прямую
линию. Экстраполируя эту зависимость до
точки, соответствующей приращению, рав-
ному нулю, определяют установившееся
превышение температуры.
Для сухих трансформаторов режим ведут
до установившегося превышения темпера-
тур магнитной системы или кожуха (для сис-
темы охлаждения СГ) и обмоток.
Для измерений температур используются
термоэлектрические термометры (термопа-
ры), ЭДС которых измеряется милливоль-
тметром класса точности не ниже 0,5, ртут-
ные и спиртовые термометры (для измере-
ний температур масла и охлаждающей
среды) с ценой деления 0,1 °C. Допускается
применять термометры с ценой деления не
более 1 °C, погрешностью измерений ±1 °C.
Можно также применять другие термопре-
образователи той же точности.
Среднюю температуру обмоток опреде-
ляют по изменению их сопротивления пос-
тоянному току. Перед испытанием измеря-
ют сопротивление обмотки в «холодном со-
стоянии» Rx при известной температуре 0Х,
за которую принимают для сухих трансфор-
маторов температуру воздуха в помещении,
где трансформатор находится не менее 16 ч
(за это время он не должен подвергаться ка-
§5
Методы испытаний
321
кому-либо нагреву). Температура воздуха не
должна меняться более чем на 1 °C в час; ее
определяют как среднюю показаний двух
термометров — у верхнего и нижнего краев
поверхности одной из наружных обмоток.
Для масляных трансформаторов за темпера-
туру в «холодном состоянии» принимают
среднюю температуру масла, равную
®м.ср = ®м- ^5^, (21)
где 0М — измеренная температура верхних
слоев масла; 0В и 0Н - температуры масла
на входе и выходе из охлаждающего устрой-
ства (при его отсутствии за них принимают-
ся температуры поверхности верхней и ниж-
ней части охлаждающей трубки, верхнего и
нижнего патрубков радиатора или бака на
уровне верхнего и нижнего края обмотки).
Температура измеряется не ранее, чем через
6 ч после заливки трансформатора маслом.
Она должна быть не выше 40 °C.
После нагрева определяют сопротивле-
ния обмоток в «нагретом состоянии» —
Температура обмотки находится по формуле:
п
®об.м= ъ-°(7’+©х)- Т. (22)
/\х
Значения Т — те же, что в формулах
(8), (9).
Измерение сопротивлений производит-
ся при помощи моста класса точности не
ниже 0,1, или по одновременному измере-
нию тока и падения напряжения на обмотке
приборами класса точности не ниже 0,2, или
по одновременному измерению падений на-
пряжения на обмотке и эталонном сопротив-
лении (образцовый резистор и вольтметры
должны быть класса точности не ниже 0,2).
Для измерения сопротивления после на-
грева трансформатор отключают от источ-
ника питания, и если обмотка была замкну-
та накоротко, то снимают закоротку. После
этого производят измерение. При этом делают
несколько измерений через равные промежут-
ки времени. Сопротивление в момент отклю-
чения режима определяют путем экстраполя-
ции полученной зависимости сопротивления
от времени, прошедшего после отключения.
Обычно используют метод экстраполя-
ции, графически изображенный на рис. 16.8.
По результатам измерений строят зависи-
мость сопротивлений от времени, отсчиты-
ваемого с момента отключения. Для получе-
ния более точных результатов рекомендует-
ся делать измерения в течение 30 мин. Влево
от оси ординат откладывают уменьшения
сопротивления через равные промежутки
времени и проводят прямую Л. Конец отрез-
ка А/?] соединяют прямой линией с точкой
At0 At2
Atg = At-| — At2 - •
Рис. 16.8. Определение температуры обмотки
в момент отключения после нагрева.
/?1 на оси ординат и из точки Ло проводят па-
раллельную линию до пересечения с осью
ординат. Точка Rq определяет значение со-
противления в момент отключения.
При измерении сопротивлений следует
учитывать, что установлению постоянного
тока в обмотке предшествует переходный
процесс. Если постоянная времени этого
процесса велика, то необходимо учитывать
поправку на сопротивление, измеренное
в «горячем состоянии». Поправку можно
определить, сняв зависимость измеренного
сопротивления от времени после включе-
ния тока в «холодном состоянии».
Если постоянная времени переходного
процесса при измерении сопротивления
слишком велика, или велико время, требуе-
мое для снятия закоротки, для измерения
сопротивления применяют метод наложе-
ния. Метод заключается в пропускании че-
рез обмотку во время нагрева одновременно
с переменным рабочим током постоянного
тока (не более 2 % номинального тока об-
мотки), используемого для измерений. Ис-
точником постоянного тока служит аккуму-
ляторная батарея, в цепь которой включается
индуктивность, препятствующая протека-
нию через нее переменного тока. Измерения
при использовании этого метода можно
проводить в течение всего времени нагрева.
Места установки термопар для измере-
ний температур магнитной системы, метал-
локонструкций и масла определяются разра-
ботчиком трансформатора.
322
Испытания
Глава 16
5.8. Механические испытания бака
и активной части
Для испытания на герметичность созда-
ют в баке нормированное избыточное дав-
ление, после чего проверяют состояние всех
фланцевых соединений путем их обстукива-
ния и осмотра. Не должно быть просачива-
ния масла или отпотевания. Если возможна
утечка газа, заполняющего бак, то соответс-
твующие соединения необходимо предвари-
тельно обработать пенным индикатором.
Если имеется переключающее устройство с
внешним механическим приводом, то произ-
водят переключение и проверяют отсутствие
утечки во всех фиксированных положениях.
Давление в баке контролируют в течение все-
го времени испытания. Если за это время ме-
няются давление и температура окружающе-
го воздуха, то необходимо пересчитать избы-
точное давление газа в баке по формуле:
р = (Л) + Л>. бар)'(273 + 6с)_р
гк.изб 273 + Г /K.6ap’\z-U
где Pq — абсолютное давление в баке после
его заполнения, Па; Ро бар и Рк бар — баро-
метрическое давление окружающего воздуха
при заполнении бака газом и в конце испы-
тания, Па; Го и tk — начальная и конечная
температура газа в баке, °C.
При механических испытаниях при ваку-
уме, повышенном давлении, подъеме актив-
ной части и трансформатора краном и погруз-
ке на транспортер измеряют механические на-
пряжения в разных точках бака с помощью
тензорезисторов мостовым способом. На баке
устанавливают активные тензорезисторы, а на
недеформируемых пластинах из того же ме-
талла, из которого изготовлен бак, — ком-
пенсационные. Технические характеристи-
ки активных и компенсационных тензоре-
зисторов должны быть одинаковыми.
Повышенное давление создают либо
столбом масла, либо нагнетанием в бак газа-
азота или воздуха. При испытаниях не долж-
но быть вибраций, электрических и магнит-
ных воздействий.
5.9. Испытания переключающих
устройств
Испытания проводятся для устройств
РПН. При снятии угловой диаграммы опре-
деляют углы поворота вала приводного ме-
ханизма, соответствующие моментам замы-
кания и размыкания контактов контактора и
избирателя. Фиксирование моментов ком-
мутации контактов производится электри-
ческим способом — при пропускании через
контакты малого тока; в качестве устройств,
сигнализирующих о коммутации, использу-
ются лампы, вольтметры или амперметры,
осциллографы и т.п. Переключение обычно
осуществляется вручную, с малой скоро-
стью. Диаграмма снимается при переключе-
нии в обоих направлениях.
Для быстродействующих устройств сни-
мается временная диаграмма коммутации
контактов контактора. Измерение времени
коммутации производится с помощью ос-
циллографа или миллисекундомера.
Для других устройств также можно сни-
мать временную диаграмму вместо угловой;
в этом случае переключение должно произ-
водиться от приводного механизма.
Если производится прогонка переклю-
чающего устройства под напряжением, то
после нее целесообразно повторно снять уг-
ловую (временную) диаграмму.
6. Испытательные стенды
и их оборудование
Стенды для испытаний трансформато-
ров должны удовлетворять требованиям, оп-
ределяемым условиями и методами проведе-
ния испытаний, необходимостью обеспе-
чения безопасности испытателей, а также
защитой окружающей среды. Как правило,
стенды располагаются в закрытых помещени-
ях (лабораториях, испытательных станциях),
но в некоторых случаях могут использоваться
и открытые площадки. На стендах должно
быть предусмотрено место для расположения
оборудования и объекта испытания, при этом
должны быть обеспечены расстояния, необ-
ходимые для изоляции токоведущих частей и
для исключения возможности поражения
электрическим током. Должны быть обеспе-
чены атмосферные условия, предписанные
правилами проведения испытаний (темпера-
гура и влажность воздуха), и исключены вне-
шние помехи, которые могут исказить резуль-
таты испытаний (электромагнитные воздейс-
твия, шумы, вибрации, внешние источники
тепла, движение воздуха и т. п.). С другой сто-
роны, необходимы меры, снижающие до до-
пустимого уровня воздействие на окружаю-
щую среду возникающих при испытаниях
электрических и магнитных полей, шума и
вибраций, а иногда химических веществ (на-
пример, озона при высоких напряжениях).
Должны быть предусмотрены средства техни-
ки безопасности и противопожарные.
Оборудование стендов должно включать
силовые установки — источники энергии,
необходимые для создания испытательных
режимов; средства регулирования и управ-
ления режимами испытаний; средства изме-
рения, записи и обработки данных.
§6
Испытательные стенды и их оборудование
323
6.1. Силовое оборудование
При проведении большей части испыта-
ний трансформаторов необходимы источни-
ки электрической энергии, создающие ис-
пытательные электрические воздействия,
либо обеспечивающие условия, соответству-
ющие различным рабочим режимам, при ко-
торых проверяются те или другие характе-
ристики трансформатора.
Прежде всего, нужно иметь источники
переменного напряжения рабочей частоты.
Наиболее удобны испытательные синхронные
генераторы. Привод может осуществляться от
синхронных двигателей, питаемых от элект-
росети. Если необходимо регулировать часто-
ту, то могут применяться генераторы с при-
водными двигателями постоянного тока.
Для точной установки требуемого режима
испытаний (значений напряжений и токов),
а также для обеспечения постепенного подъ-
ема напряжения или тока в генераторах обыч-
но предусматривается регулирование возбуж-
дения, например, с помощью реостатов.
Для испытаний трансформаторов высо-
ким напряжением при возбуждении значи-
тельно выше номинального используются
генераторы повышенной частоты. Применя-
ется частота от 100 до 400 Гц, что обеспечи-
вает все практические случаи испытаний.
Крупные испытательные генераторы рас-
считываются на режимы работы, ограничен-
ные по времени: от десятков секунд до часа
при испытаниях изоляции и проведении из-
мерений различных характеристик, и до не-
скольких часов при испытаниях на нагрев.
Более длительные режимы могут требовать-
ся для приемо-сдаточных испытаний транс-
форматоров массовых серий, однако в этих
случаях используются генераторы относи-
тельно небольшой мощности.
Для испытаний на стойкость к токам КЗ
используют специальные ударные генерато-
ры или сетевые стенды.
Широкое применение находят разли-
чные испытательные трансформаторы. Для
регулирования напряжения генераторов,
а также при использовании в качестве ис-
точника энергии электросети применяются
регулировочные трансформаторы, обеспе-
чивающие точную регулировку режима
испытания; для грубой установки уровня
напряжения служат промежуточные транс-
форматоры. Последние обычно выполняю-
тся трехобмоточными, причем две из обмо-
ток состоят из нескольких секций, которые
могут соединяться параллельно или после-
довательно, что дает широкие возможности
выбора диапазона (уровня) напряжения.
С той же целью может использоваться пе-
ресоединение обмоток трехфазных генера-
торов и трансформаторов со звезды в тре-
угольник.
Для испытаний изоляции обмоток напря-
жением, приложенным от постороннего ис-
точника, применяют испытательные транс-
форматоры высокого напряжения неболь-
шой мощности (обычно с номинальным
током обмотки ВН не более 1 или 3 А). Эти
трансформаторы выполняются однофазны-
ми; для гголучения сверхвысоких напряже-
ний (выше 300-^500 кВ) используются транс-
форматоры каскадного типа (рис. 16.9).
В ряде случаев в испытательных схемах
используются установки реактивной мощ-
ности. Для компенсации индуктивных токов
при испытаниях мощных трансформаторов
в режимах XX или КЗ включаются конден-
саторы (конденсаторные батареи). В некото-
рых случаях конденсаторы или реакторы
применяются для ограничения токов (на-
пример, при специальных испытаниях пере-
ключающих устройств).
Для импульсных испытаний изоляции
необходимы генераторы импульсных на-
пряжений (ГИН). Они представляют собой
многоступенчатые конденсаторные уста-
новки с искровым переключением ступе-
ней на последовательное соединение при
разряде. Заряд конденсаторов осуществля-
ется через выпрямитель, входящий в комп-
лект ГИН. Вся установка питается от сети
через регулировочный трансформатор. Кро-
ме того, в комплект ГИН обычно входит
набор резисторов и конденсаторов, служа-
щих для подбора длительности и фронта
импульса (рис. 16.10).
Для получения срезанного грозового
импульса нужны устройства для среза им-
пульса. Наилучшие результаты дает приме-
нение многоэлектродных срезающих уст-
ройств тригатронного типа с управляемым
поджигом. Разрешается также использовать
шаровые разрядники, при этом они могут
быть снабжены поджигающим электродом,
что позволяет осуществлять срез на спаде
импульса, но могут быть и без поджигающе-
го электрода, и тогда производится неуправ-
ляемый срез на фронте (рис. 16.3, б).
Коммутационные импульсы могут быть
получены также с помощью ГИН, для чего
на ГИН устанавливаются разрядные (волно-
вые) резисторы с большим сопротивлением.
При этом требуемая форма импульса может
быть сформирована как в самом ГИН, так и
в испытываемом трансформаторе. В послед-
нем случае импульсное напряжение от ГИН
подают в обмотку НН трансформатора, а ис-
пытательный импульс нужной формы и ам-
плитуды индуктируется в обмотке ВН. При-
324
Испытания
Глава 16
Рис. 16.9. Каскадный испытательный
трансформатор.
меняются также специальные генераторы
коммутационных импульсов (ГКИ), состоя-
щие из конденсаторной установки, разряд
которой дает импульс небольшой амплиту-
ды, и повышающего трансформатора, в ко-
тором этот импульс трансформируется, при-
обретая требуемую форму и амплитуду. ГКИ
может быть собран на основе обычного ис-
пытательного трансформатора высокого на-
пряжения. Можно также импульс от кон-
денсаторной установки подавать на обмотку
НН испытываемого трансформатора.
В силовые электроустановки могут вклю-
чаться различные устройства для подавления
помех, которые могут проходить в испытыва-
емый трансформатор от источника энергии.
Это особенно важно при испытаниях с из-
мерением ЧР. С этой целью могут исполь-
зоваться настроенные фильтры, конденсато-
ры и разделительные трансформаторы.
Коммутации силовых электроустановок
осуществляются с помощью разъединителей
и выключателей. Следует отметить, что вы-
ключатели должны быть рассчитаны на боль-
шое число коммутаций, правда, обычно при
напряжениях и токах значительно ниже номи-
нальных. Кроме того, они должны отключать
Рис. 16.10. Генератор импульсных
напряжений.
режим КЗ в случае повреждения испытывае-
мого трансформатора при испытаниях.
К специальному силовому оборудова-
нию также относятся установки для отвода
тепловой энергии, используемые при испы-
таниях мощных трансформаторов на нагрев.
Наиболее целесообразно в этих целях ис-
пользовать компактные теплообменники,
например, водомасляные охладители. Для их
работы необходимо оборудование для про-
качки охлаждающей воды (насосы, трубоп-
роводы, запорная арматура и т.п.).
6.2. Средства измерений
Измерению подлежат электрические,
тепловые и механические величины, интер-
валы времени, а также физико-химические
характеристики масла (или других жидких
диэлектриков).
Значения электрических токов и напря-
жений при испытаниях силовых трансфор-
маторов обычно слишком велики и не могут
быть измерены непосредственно, и поэтому
применяются масштабные преобразователи:
делители и трансформаторы напряжения,
трансформаторы тока, шунты.
§6
Испытательные стенды и их оборудование
325
Измерительные трансформаторы позво-
ляют измерять только переменные напряже-
ния и токи синусоидальной формы. Они ис-
пользуются также для измерения мощности
переменного тока (активной и реактивной)
и частоты. Для измерения напряжений и то-
ков другой формы — при наличии высших
гармоник, импульсных и т.д. — применяют
более универсальные средства — делители
напряжения и шунты, обладающие близким
к постоянному коэффициентом деления
в широком диапазоне частот. Точность пре-
образования (измерения) делителей и шун-
тов определяется их амплитудно- и фазово-
частотны м и характеристикам и.
К приборам для измерения электричес-
ких величин относятся различные вольтмет-
ры, амперметры, ваттметры. Для измерений
на переменном токе применяют вольтметры
действующих (эффективных), средних и мак-
симальных значений; для измерения потерь —
малокосинусные ваттметры; для измерений
частоты — частотомеры, анализаторы гар-
моник. Импульсные напряжения измеряют-
ся специальными пиковыми вольтметрами
для измерения однократных импульсов. При
испытаниях изоляции могут использоваться
электростатические вольтметры высокого
напряжения.
Широко используются различные ос-
циллографы — электромагнитные и элек-
тронные, с периодической и ждущей раз-
верткой, для измерения повторяющихся и
однократных процессов, с памятью, с анало-
говым и дискретным преобразованием сиг-
нала и т.д. Они позволяют измерять и запи-
сывать различные электрические величины,
а также другие величины, преобразованные
в электрические. При импульсных испыта-
ниях изоляции с их помощью контролирует-
ся форма и временные параметры импульсов.
Высокое качество измерений обеспечи-
вают приборы и устройства на основе циф-
ровой техники. Они обладают большой по-
мехоустойчивостью, высокой точностью,
имеют встроенные программы для обработ-
ки результатов измерений или выход для
подключения к компьютеру.
Для измерений индуктивностей, емкос-
тей, тангенса угла диэлектрических потерь
используются мосты переменного тока. Ак-
тивные сопротивления измеряются мостами
постоянного тока. В мостовых схемах приме-
няются образцовые меры сравнения — резис-
торы, конденсаторы, магазины сопротивле-
ний и емкостей. Образцовые меры использу-
ются также в качестве измерительных шунтов.
Сопротивления изоляции измеряются
мегаомметрами.
Для измерений коэффициентов транс-
формации могут применяться специальные
мосты.
Для измерений интенсивности ЧР ис-
пользуются специальные приборы, позволя-
ющие измерить кажущийся заряд ЧР. В из-
мерительную схему входят фильтры, позво-
ляющие выбрать определенный диапазон
или полосу частот для измерений.
В некоторых случаях (перед импульсны-
ми испытаниями изоляции, при испытаниях
на стойкость к токам КЗ) необходимо изме-
рять токи в обмотках при воздействии на
них импульсных напряжений, а также рас-
пределение этих напряжений по обмоткам.
Для этого используются генераторы повторя-
ющихся импульсов и осциллографы, которые
могут быть объединены в один прибор.
При испытаниях на нагрев необходимо
измерять температуру различных частей
трансформатора и охлаждающей среды (ат-
мосферного воздуха, воды). Для этого обыч-
но используются термометры и термопары
(последние в комплекте с миллиампермет-
ром). Средняя температура обмотки (ее из-
менение в процессе нагрева по сравнению
с исходным холодным состоянием) опреде-
ляется по изменению сопротивления обмот-
ки постоянному току, измеряемому с помо-
щью моста постоянного тока. Для измере-
ния температуры наиболее нагретой точки
можно использовать различные датчики,
встраиваемые в обмотку, действие которых
основано на изменении определенных фи-
зических характеристик при изменении тем-
пературы. Например, разработан миниатюр-
ный кварцевый генератор звуковой частоты,
возбуждаемый магнитным полем рассеяния
обмотки. Частота колебаний генератора за-
висит от температуры. Электромагнитные
волны излучаются антенной, встроенной
в датчик, и улавливаются приемником,
установленным вне бака трансформатора.
В другом датчике используется оптическая
призма из материала, коэффициент прелом-
ления которого зависит от температуры. Луч
света от внешнего источника проходит в
призму по волоконному световоду из элект-
роизоляционного материала, проходящему
через изоляцию трансформатора. Отражен-
ный луч возвращается по тому же световоду
и воздействует на светочувствительный при-
бор, показания которого зависят от светово-
го потока, меняющегося с изменением ко-
эффициента преломления.
Для выявления наиболее нагретых мест
на поверхности трансформаторов (напри-
мер, на баках, вводах, присоединительных
элементах) и их температуры удобно исполь-
зовать так называемые тепловизоры, дейст-
326
Испытания
Глава 16
вие которых основано на приеме и регист-
рации интенсивности инфракрасного излу-
чения, а также пирометры.
Далее, при испытаниях на нагрев необ-
ходимо измерять величины, характеризую-
щие работу систем охлаждения. С этой це-
лью используются манометры, измеряющие
давление на входе и выходе маслонасосов,
расходомеры для определения расхода ох-
лаждающей воды.
При механических испытаниях должны
применяться тензорезисторы для измерения
механических напряжений. Допускается при-
менение тензометров. При испытаниях под
вакуумом необходимы вакуумметры.
При проверке уровня звука используют-
ся шумомеры с электрическими полосовы-
ми фильтрами.
Измерение промежутков времени осу-
ществляется секундомерами; малые проме-
жутки времени (милли- и микросекунды)
измеряются при помощи осциллографов.
Для испытаний масла необходимы ис-
пытательные установки для определения
пробивного напряжения (маслопробойни-
ки) и тангенса угла диэлектрических потерь,
приборы для проведения химанализа, опре-
деления температуры вспышки, измерения
газосодержания и количества мехпрймесей.
Для анализа растворенных в масле газов ис-
пользуются хроматографы.
6.3. Специальное оборудование
для управления и регулирования
Управление испытательными установ-
ками осуществляется с пультов, на которых
смонтированы ключи и кнопки управления
коммутационными аппаратами (выключа-
телями, разъединителями, контакторами)
и регулирующими устройствами (регулиро-
вочными трансформаторами, реостатами и
т. п.), а также искровыми промежутками из-
мерительных шаровых разрядников, разряд-
ников ГИН и др. Кроме того, при некоторых
испытаниях необходимы специальные управ-
ляющие устройства. Сюда относятся синхро-
низирующие устройства, обеспечивающие
срабатывание различных аппаратов и при-
боров в определенные моменты времени.
Так, при импульсных испытаниях изо-
ляции используется устройство управления
моментом разряда ГИН, генерирующее им-
пульс, поджигающий искровые промежутки.
Это же устройство может управлять момен-
том запуска осциллографов, синхронизируя
их с работой ГИН. Запуск осциллографов
может также осуществляться от самого ис-
пытательного импульса, вырабатываемого
ГИН, для чего используется синхронизиру-
ющее устройство, преобразующее ст нал,
получаемый от ГИН через антенну или не-
посредственно из схемы ГИН.
Для получения срезанного импульса не-
обходимо управлять моментом среза (под-
жигом разрядника или тригатронного сре-
зающего устройства). Для этого можно ис-
пользовать импульс, запускающий ГИН,
задержанный на определенное время, или
какой-либо другой импульс, вырабатывае-
мый в нужный момент времени. Обычно все
синхронизирующие устройства, используе-
мые при импульсных испытаниях, имеют
электронные схемы.
При испытаниях на стойкость к токам
КЗ применяются устройства, синхронизиру-
ющие момент включения на КЗ с заданной
фазой напряжения (тока). Обычно эти уст-
ройства представляют собой комплекс из
выключателя и шкафа управления, обеспе-
чивающего включение и выключение в тре-
буемые моменты.
В последнее время все большее распро-
странение получают автоматизированные
системы на основе микропроцессоров, обес-
печивающие управление испытанием и обра-
ботку результатов, вплоть до выдачи прото-
кола испытаний. Системы включают в себя
комплекс измерительных приборов и специ-
альных датчиков, дающих необходимую ис-
ходную информацию.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 16
1. ГОСТ 11677—85. Трансформаторы
силовые. Общие технические условия.
2. ГОСТ 1516.3—96. Электрооборудова-
ние переменного тока на напряжения от 1 до
750 кВ. Требования к электрической про-
чности изоляции.
3. ГОСТ 22756—77. Трансформаторы
(силовые и напряжения) и реакторы. Ме-
тоды испытаний электрической прочности
изоляции.
4. ГОСТ 12.2.024—87. Система стандар-
тов безопасности труда. Шум. Трансформа-
торы силовые масляные. Нормы и методы
контроля.
5. Алексенко Г. В., Ашрятов А. К., Бере-
мен Е. А., Фрид Е. С. Испытание мощных
трансформаторов и реакторов. М., Энергия,
1978. — (Трансформаторы, Вып. 32).
6. Трансформаторы силовые. Методы
испытаний и измерений. М.: ИПК Изда-
тельство стандартов, 1996. — (Сборник стан-
дартов).
7. Шнейдер Г. Я. Выбор схем дефекто-
графирования при импульсных испытаниях
трансформаторов. — Электротехника, № 3,
1965.
§ 1
Введение
327
Глава семнадцатая
УСТАНОВКА НА МЕСТЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ
1. Введение
В главе дается краткое описание уста-
новки трансформаторов и шунтирующих ре-
акторов классов напряжения 110—750 кВ на
месте эксплуатации.
Установка, или монтаж, представляет
собой последовательность технологических
операций подготавливающих трансформа-
тор к работе.
Монтажу предшествует: транспортиро-
вание трансформатора от места изготов-
ления до монтажной площадки, установка
его на фундаменте, оснащение площадки
технологическим оборудованием. Зачастую
монтажные работы начинаются не сразу,
а лишь после определенного (иногда дли-
тельного) периода хранения. Каждый этап
характеризуется своими правилами его вы-
полнения, несоблюдение которых ведет к
сокращению срока службы, а иногда к вы-
ходу трансформатора из строя.
Состояние трансформатора в эксплуата-
ции в значительной мере зависит от качества
работ при его установке, которые могут рас-
сматриваться, как последняя стадия произ-
водства трансформатора. На этой стадии
некоторое ухудшение состояния изоляции
практически неизбежно.
Главными задачами, которые при этом
приходится решать, являются:
1. Предохранение изоляции от увлажне-
ния, загрязнения и насыщения газом
в процессе транспортирования, хране-
ния и монтажа.
2. Проверка состояния трансформатора,
его частей и изоляции после транспорти-
рования, испытания масляно-изоляци-
онной системы, проверка правильного
функционирования трансформатора и
его защитных устройств перед включени-
ем в эксплуатацию.
3. Обработка изоляции с целью восстанов-
ления ее состояния до уровня, достигну-
того на заводе.
Решение указанных проблем усложне-
но необходимостью выполнения работ в
различных климатических условиях при
высокой влажности, низкой температуре
и т. д.
2. Опыт эксплуатации,
как критерий качества работ
при монтаже
Опыт эксплуатации трансформаторов
классов напряжения 110—750 кВ свидетель-
ствует о следующем:
1. Правильно выбранные методы за-
щиты изоляции от увлажнения и техноло-
гии обработки масла позволяют в транс-
форматорах, оснащенных пленочной за-
щитой, поддерживать в течение многих лет
характеристики изоляции и масла на уров-
не значений, полученных при вводе в экс-
плуатацию; имеются примеры, когда после
10—12 лет эксплуатации с использованием
пленочной защиты влагосодержание твер-
дой изоляции было менее 1 %, а масла —
менее 10—15 г/т.
2. Низкое качество изоляции может быть
причиной как ее повреждения, так и уско-
ренного старения. До 40% повреждений
в начальный период эксплуатации связано с
дефектами изоляции.
Имеются случаи повреждений, связан-
ных с недостатками монтажа, возникшими
через 5—9 лет эксплуатации.
Причинами серьезных повреждений мо-
гут быть:
♦ необнаруженные механические повреж-
дения (смещения) магнитопровода и об-
моток или их частей при транспортиро-
вании;
♦ попадание в бак воды в результате нару-
шения уплотнений при хранении (осо-
бенно для трансформаторов с системой
охлаждения Д-(ОМАБ) и M-(ONAN),
которые обычно вводятся в эксплуата-
цию без сушки);
♦ наличие конденсата воды или льда в ох-
ладителях;
♦ воздух в охладителях;
♦ перегрев изоляции верхних катушек из-
за недостаточного уровня масла при
прогревах изоляции током;
♦ нарушение изоляционных расстояний
отводов.
Причинами ухудшения состояния изо-
ляции могут быть:
♦ увеличение влагосодержания масла вслед-
ствие неудовлетворительной сушки;
328
Установка на месте эксплуатации
Глава 17
♦ попадание твердых частиц песка, пыли,
сорбента и т. д. в масло; (например, час-
тиц от бумажных фильтров, использо-
вавшихся при заполнении бака маслом);
♦ образование продуктов старения масла,
обусловленного сушкой изоляции;
♦ образование горючих газов в масле в ре-
зультате перегрева масла в неисправном
нагревателе.
2.1. Механизм ухудшения
состояния изоляции в процессе
транспортирования,
хранения и монтажа
Необходимость частичной разборки
трансформатора из-за транспортных огра-
ничений, хранение его в транспортном со-
стоянии, а также последующие работы по
его сборке в полевых условиях, предопреде-
ляют практически неизбежные ухудшения
состояния изоляции, следующих видов:
1. Увлажнение вследствие попадания влаж-
ного воздуха или воды в бак через неис-
правные уплотнения, а также в резуль-
тате абсорбции влаги при прямом кон-
такте с воздухом при монтаже.
2. Ухудшение пропитки маслом — в ре-
зультате стекания масла под действием
силы тяжести в процессе транспортиро-
вания и хранения трансформатора без
масла.
3. Насыщение воздухом или инертным га-
зом (азотом, аргоном, углекислым газом
и т. д.), используемым для защиты изо-
ляции от увлажнения.
4. Загрязнение трансформатора пылью и
другими частицами, в случае прямого
контакта с окружающей средой, или из
системы заполнения маслом.
2.2. Увлажнение изоляции при
прямом контакте с сырым воздухом
Увлажнение происходит в результате
быстрой абсорбции влаги поверхностью
изоляции и дальнейшей ее диффузии вглубь
изоляции.
Увлажнение замедляется при относи-
тельной влажности воздуха ниже 10 % и резко
ускоряется при ее возрастании более 80 %.
Кривые равновесного содержания влаги
при вакууме и атмосферном давлении зна-
чительно отличаются. За короткое время
монтажа диффузия влаги в пропитанную
маслом изоляцию невелика: главным обра-
зом, увлажняются поверхностные слои изо-
ляции.
3. Перевозка и разгрузка
трансформаторов
Перевозка трансформаторов к месту ус-
тановки может осуществляться железнодо-
рожным, автомобильным, санным или вод-
ным транспортом. В каждом случае разраба-
тывается схема крепления трансформатора
на транспортном средстве. Способ перевоз-
ки определяется габаритными размерами
и транспортной массой трансформатора,
удаленностью места установки, состоянием
дорог и мостов и т. п. Для снижения габа-
ритных размеров и массы, трансформаторы
большой мощности перевозятся в частич-
но демонтированном виде. Такие элементы
конструкции, как высоковольтные вводы,
система охлаждения, расширитель, транс-
форматоры тока и некоторые другие перево-
зятся отдельно в специальной упаковке.
При перевозке трансформаторы могут
находиться в одном из следующих состоя-
ний:
1. Полностью залитые маслом со смонти-
рованным расширителем.
2. Без расширителя с частично слитым
маслом. Масло в баке должно покрывать
активную часть (остов с обмотками).
3. Без масла, заполненные нейтральным
газом (азотом) под избыточным давле-
нием (порядка 5—50 кПа) при автомати-
ческой его подпитке.
4. Расширители, соединительные трубы,
радиаторы, охладители, фильтры долж-
ны перевозиться с очищенной внутрен-
ней полостью и герметично закрытыми.
3.1. Перевозка железнодорожным
транспортом
Для транспортирования трансформато-
ров по железной дороге используются плат-
формы, или площадочные и сочлененные
транспортеры.
Тип транспортного средства выбирается
из условия грузоподъемности и вписывания
в железнодорожный габарит.
Установка трансформатора на платфор-
ме должна удовлетворять требованиям рав-
номерности загрузки и устойчивости. Пред-
варительно, активную часть закрепляют в
баке трансформатора специальными внут-
ренними транспортными упорами. Сам бак
размещают на металлическом листе с уло-
женными на нем деревянными брусьями
и фиксируют с помощью внешних упоров
и растяжек. Для контроля механических
воздействий на трансформатор при транс-
§3
Перевозка и разгрузка трансформаторов
329
Рис. 17.1. Однофазный шунтирующий реактор мощностью 300 МВ-А, напряжением 1150 кВ
в транспортном состоянии на сочлененном транспортере.
портировании — на баке и на установочной
площадке наносят контрольные метки. По
сдвигу контрольных меток между собой су-
дят об уровне воздействий. Используются
также самопишущие устройства с датчиками
ускорений.
Высоковольтные трансформаторы, име-
ющие повышенные массогабаритные показа-
тели, перевозят на площадочных или сочле-
ненных транспортерах. В последнем случае
крепление трансформатора осуществляется
за специальные проушины, предусмотрен-
ные при разработке конструкции бака. При
этом трансформатор оказывается подвешен-
ным, без опоры для дна бака (рис. 17.1).
3.2. Перевозка автомобильным
транспортом
В случаях, когда место установки транс-
форматора располагается достаточно далеко
от железной дороги, трансформатор перево-
зится автотранспортом. Автомобильный вид
транспортирования стоит на втором месте
по частоте перевозок трансформаторов.
Автоперевозка трансформаторов осу-
ществляется на автотрейлерах и автоприце-
пах. Выбор трейлера или тягачей зависит от
массы и размеров трансформатора. Каждой
перевозке предшествует подготовка: техни-
ческий расчет, прокладка и согласование
трассы, организация такелажных работ и др.
Важным вопросом является подготовка
трассы. Иногда указанная подготовка вклю-
чает в себя большой объем работ: земляных,
по бетонированию и асфальтированию до-
рог, по перекрытию небольших рек (пост-
ройка дамб, мостов) и т. д.
В случае перевозки трансформаторов от
места разгрузки с железнодорожного транс-
порта на автомобильный, схему погрузки
и расчет крепления осуществляет заказчик.
3.3. Перевозка транспортом
других видов
Помимо перечисленных способов, воз-
можна также перевозка трансформатора
морским и санным транспортом. Основные
требования при этом аналогичны изложен-
ным выше. Особенности санной транспор-
тировки трансформаторов заключаются в
специальной подготовке трассы, необходи-
мости выполнения предварительных меха-
330
Установка на месте эксплуатации
Глава 17
нических расчетов ее пропускной способ-
ности в зависимости от транспортной массы
трансформатора и количества тягачей.
3.4. Погрузочно-разгрузочные
и такелажные работы
Сразу после прибытия трансформатора
на место назначения производится осмотр
его и составных частей. Проверяются: состо-
яние креплений, избыточное давление в ба-
ке, состояние бака, пломб, уплотнений, ар-
матуры, состояние отдельно транспортируе-
мых вводов, системы охлаждения и прочего.
При наличии повреждений, составляется Акт
осмотра, за подписью Заказчика и Транспор-
тной организации.
Погрузку и разгрузку трансформаторов
осуществляют двумя способами:
♦ краном необходимой грузоподъемности;
♦ с помощью шпальной клетки, полиспас-
тов и др.
При погрузочно-разгрузочных операци-
ях, выполняемых краном, особое внимание
уделяют правильной строповке трансфор-
матора. Схема строповки разрабатывается
конструктором и приводится в сопроводи-
тельной документации. В ответственных слу-
чаях, погрузка-разгрузка осуществляется
с помощью специальной траверсы, обеспечи-
вающей равномерную загрузку стропов. Пре-
имуществом крановой разгрузки-погрузки
является минимальные временные затраты.
В случае отсутствия требуемого по грузо-
подъемности крана, указанные операции осу-
ществляют при помощи стягивающих таке-
лажных приспособлений и шпальной клети.
Шпальная клеть выкладывается из дере-
вянных непропитанных шпал высотой при-
мерно равной высоте установки трансформа-
тора на платформе или транспортере. Поверх
шпал укладываются рельсы, по которым осу-
ществляется стягивание трансформатора.
Число рельсов зависит от веса трансформа-
тора и колеблется от двух до шести штук.
Перемещение трансформатора производит-
ся при помощи тяговых механизмов и поли-
спастов или с применением специальных
толкателей.
Разгрузка трансформатора с транспорт-
ного средства на рельсы осуществляется на
специальные каретки. Процесс предполага-
ет использование гидравлических домкра-
тов, которые приподнимают трансформатор
над шпальной клетью. Последняя, при этом,
разбирается таким образом, чтобы освобо-
дить место для кареток. Места установки
домкратов определяются конструктором.
Подъем трансформатора осуществляется по-
очередно сначала с одной, потом с другой
его стороны. Одновременный подъем на
домкратах всего трансформатора недопус-
тим по соображениям безопасности работ.
Наклон трансформатора не должен быть бо-
лее 3 %, скорость перекатки по рельсам — не
более 8 м/мин. Пути перекатки выполняют-
ся в соответствии с проектом, принятым за-
казчиком по акту.
По прибытии трансформатора на место
установки необходимо в течение 10 дней
произвести предварительную оценку состо-
яния бака и изоляции трансформатора
(Приложение 17.1). Работы по транспорти-
рованию, а также результаты осмотра и про-
верок оформляются протоколом.
4. Хранение и консервация
трансформаторов
Не всегда возможно провести монтаж
сразу по прибытии трансформатора на мес-
то. В этом случае трансформатор может хра-
ниться в транспортном состоянии, но не бо-
лее 4-х месяцев со дня отправки с завода-из-
готовителя, при условии принятия мер по
защите изоляции от увлажнения. Правиль-
ное хранение позволяет решить следующие
задачи:
♦ не допустить уменьшения срока службы
трансформатора;
♦ снизить трудоемкость предстоящих мон-
тажных работ за счет исключения этапа
сушки и изоляции.
Для трансформаторов, перевозимых без
масла, в течение всего времени перевозки
ведется периодический контроль за наличи-
ем избыточного давления газа в баке и при-
нимаются меры по его поддержанию.
Хранение свыше указанного срока тре-
бует проведения специальных мероприятий,
называемых консервацией трансформатора.
Консервация заключается в установке рас-
ширителя с необходимыми элементами за-
щиты и контроля состояния масла (воздухо-
осушителя, гибкой оболочки, маслоуказате-
ля и др.) и в заполнении трансформатора
маслом до уровня в расширителе, соответс-
твующего температуре окружающего воздуха.
Доливка трансформатора осуществляется
снизу и без вакуумирования свободного про-
странства, маслом, удовлетворяющим требо-
ваниям, согласно Приложению 17.2 (за ис-
ключением требований по газосодержанию).
Температура заливаемого масла не должна
§5
Опасность ухудшения качества изоляции при транспортировании и хранении
331
отличаться от температуры трансформатора
более чем на 5 °C.
Трансформаторы, со смонтированной
пленочной защитой, допускается хранить не
более 8 месяцев со дня прибытия. При хране-
нии необходимо ежедневно контролировать
уровень масла и раз в два месяца — качество
масла по п.п. 1—3, 10 Приложения 17.2.
Хранение комплектующих узлов и за-
пчастей также осуществляется по опреде-
ленным правилам:
♦ герметичные вводы хранятся в упаковке,
в горизонтальном положении;
♦ резиновые детали и крепеж хранятся на
настилах в помещении или под навесом;
♦ остальные составные части — на откры-
той площадке в положении, указанном в
эксплуатационной документации.
Для большинства комплектующих узлов
основным требованием при хранении явля-
ется соблюдение их герметичности. Для за-
щиты внутреннего пространства элементов
системы охлаждения от попадания влаги:
♦ используются специальные заглушки с
резиновыми прокладками;
♦ неокрашенные поверхности покрывают-
ся антикоррозионной смазкой;
♦ дверцы шкафов управления пломбиру-
ются.
По результатам хранения составляется
акт.
5. Опасность ухудшения качества
изоляции при транспортировании
и хранении
5.1. Увлажнение
При транспортировании и хранении
проникновение влаги определяется состоя-
нием герметизации (уплотнения) бака, осо-
бенно, когда давление в баке падает ниже ат-
мосферного. Отсюда следует:
1. Отсутствие избыточного давления в
баке может свидетельствовать о возможном
увлажнении.
2. Хранение трансформатора, заполнен-
ного маслом выше уровня обмоток, в случае
недостаточной герметизации надмасленного
пространства, не гарантирует предохране-
ния изоляции от увлажнения. Кроме того,
увлажнение трансформатора, который не
полностью заполнен маслом, является даже
более вероятным, чем трансформатора без
масла, вследствие изменения объема при из-
менении температуры.
Известны случаи, когда изоляция оста-
валась практически сухой после хранения
без масла при избыточном давлении азота в
течение 1—2 лет и, напротив, имеется много
случаев накопления воды в баке трансфор-
матора, не полностью заполненного маслом.
3. Когда вода проникает непосредствен-
но через дефектное уплотнение, увлажнение
может произойти в течение очень короткого
времени, т. е. в течение одного цикла сни-
жения температуры. Известны случаи, когда
через дефектное уплотнение в трансформа-
тор попадало до 500 грамм воды за одни сут-
ки во время дождя.
4. Увлажнение твердой изоляции имеет
резко неравномерный характер. Например,
из практики эксплуатации известны такие
случаи:
♦ изоляция — сухая, но на дне бака име-
лось около 10—20 литров воды;
♦ влагосодержание изоляции в верхней,
средней и нижней части сильно различа-
лось (от 2,5 до 0,5 %), и при последующей
сушке было выделено более 10 литров
воды;
♦ влагосодержание изоляции толщиной
1 мм составляло 3 %, а изоляции толщи-
ной 3 мм — 1 — 1,5% и т. д.
5.2. Снижение
пропитанности изоляции
Стекание масла из изоляции и ее боль-
ших пор, при соответствующем снижении ее
пропитанности, является не менее опасным
и ухудшающим состояние изоляции, чем ее
увлажнение.
Большое количество масла в нижней
части бака после длительного хранения
трансформатора со слитым маслом указыва-
ет на существенное снижение степени про-
питки изоляции. Согласно косвенным дан-
ным, из изоляции стекает почти 5% масла.
Можно считать, что снижение пропитан-
ности изоляции очень важно, и для ее вос-
становления требуются специальные меры.
5.3. Насыщение изоляции газом
Применение для защиты изоляции газа
под избыточным давлением неизбежно ве-
дет не только к растворению газа в масле, но
и к его проникновению в глубину изоляции.
Даже после дегазации масла при монта-
же, в последующей эксплуатации возможно
медленное выделение газа из изоляции в
масло, что ошибочно может быть принято
за признак повреждения.
332
Установка на месте эксплуатации
Глава 17
Инертные газы могут содержать другие
газы, в частности, углекислый газ, обнару-
жение которого может привести к ошибоч-
ным выводам при рассмотрении результатов
хроматографического анализа растворенных
газов.
6. Методы защиты изоляции
от увлажнения при перевозке
и хранении
6.1. Выбор методов и условий
хранения
Как видно из таблицы 17.1, некоторые
ухудшения изоляции неизбежны для всех
видов транспортирования и хранения.
Транспортирование с маслом под посто-
янным давлением сухого газа и заполнение
маслом с установкой пленочной защиты
сразу после прибытия трансформатора на
место установки является наиболее надеж-
ным методом предохранения от увлажнения.
6.2. Защита от увлажнения
при вскрытии бака
Обычно вскрытие бака производится
при относительной влажности не более
85 %, за исключением случаев, когда целлю-
лозная изоляция сильно увлажнена. Требо-
вания к длительности контакта с воздухом
умеренной влажности отличаются у различ-
ных изготовителей.
Предварительный нагрев является тра-
диционным методом предотвращения кон-
денсации влаги на магнитопроводе и повер-
хности катушек. Превышение температуры
изоляции над воздухом также снижает отно-
сительную влажность в прилегающем конвек-
ционном слое воздуха. Скорость увлажнения
и максимальная влажность соответственно
снижаются. Например, превышение темпера-
туры изоляции на 10 °C над температурой воз-
духа 18—20 °C почти вдвое уменьшает относи-
тельную влажность контактирующего слоя.
Применяется также защита сухим возду-
хом, высушенным до точки росы примерно
—50 С, продуваемом через бак. В дополне-
ние к защите от окружающего воздуха, эго
позволяет удалить респирационную влагу и,
в особенности, эффективно зимой. Исполь-
зование высушенного воздуха позволяет не
прогревать трансформатор перед разгерме-
тизацией при окружающей температуре вы-
ше — 10 °C и выполнять работы внутри бака
в течение времени до 100 часов при влаж-
ности окружающего воздуха до 90%.
Например, изоляция с площадью повер-
хности изоляции 1000 м2, в течение 16 часов
при влажности воздуха 75 %, может абсорби-
ровать до 13 кг воды. Предварительный про-
Таблица 17.1. Типичные методы транспортирования и хранения
Метод транспортирования Метод хранения Вероятные ухудшения изоляции
1. Без масла под избы- точным давлением сухого газа В транспортном состоя- нии Заполнен маслом выше уровня обмоток Полностью заполнен маслом с установкой пленочной защиты Снижение пропитанности, насы- щение газом, увлажнение через нарушения в уплотнениях Снижение пропитанности, насы- щение газом, увлажнение в те- чение хранения Снижение пропитки, насыщение газом при транспортировании
2. С маслом под избы- точным давлением сухого газа над повер- хностью масла В транспортном состоя- нии Полностью заполнен маслом Насыщение газом, увлажнение через нарушения в уплотнениях То же, но только во время транс- портирования
3. То же, но с автомати- ческим контролем давления газа Полностью заполнен маслом Насыщение газом
§7
Контроль увлажнения изоляции после хранения
333
грев на 10 °C, при тех же условиях, уменьшит
количество абсорбированной воды до 6 кг.
При использовании защиты сухим воздухом
достигается относительная влажность в баке
ниже 10%, и изоляция при этом за 100 часов
абсорбирует менее 3 кг воды.
7. Контроль увлажнения изоляции
после хранения
7.1. Оценка увлажнения изоляции
во время транспортирования
и хранения
Отсутствие избыточного давления мо-
жет быть достаточным указанием на нару-
шение герметизации бака и возможное ув-
лажнение изоляции. Однако для трансфор-
матора, хранящегося с маслом, отсутствие
избыточного давления или разряжение в ба-
ке часто объясняется не нарушением уплот-
нений, а растворением газа в масле.
Более надежным признаком увлажнения
является увеличение влажности окружаю-
щего воздуха, которая определяется измере-
нием точки росы, а также концентрации
кислорода. Предполагается, что окружаю-
щий воздух является источником проникно-
вения влаги и кислорода. Расчеты показыва-
ют, что, если уплотнение бака становится
негерметичным, проникновение влажного
воздуха при колебаниях суточной темпера-
туры может поднять температуру точки росы
от —40 °C до —20 °C только за один день.
Информация о вероятности опасного
увлажнения может быть получена провер-
кой герметичности бака путем создания из-
быточного давления 25—35 кПа, при конт-
роле падения давления в течение определен-
ного периода времени. Предельное значение
допустимого падения давления отличается у
разных изготовителей — от 2 кПа в течение
3 часов до 3—1 кПа в течение 24 часов.
7.2. Методы определения
влагосодержания изоляции
Трудность измерения влагосодержания
изоляции после транспортирования заклю-
чается в том, что это бывает необходимо сде-
лать на «холодном» трансформаторе, когда
чувствительность электрических характе-
ристик к влагосодержанию очень мала, а
также в том, что влага в изоляции распреде-
лена очень неравномерно и концентрирует-
ся в поверхностных слоях. В этом случае бо-
лее применимы «влажностные» методы.
Измерение точки росы
Метод определения влагосодержания
поверхностного слоя изоляции путем измере-
ния точки росы газовой среды базируется на
допущении равновесия водяных паров в по-
верхностном слое изоляции и в газовой среде,
его окружающей при данной температуре.
Предполагается, что после заполнения
бака сухим воздухом равновесие достигается
через 6—12 часов.
Для оценки среднего значения влагосо-
держания изоляции требуется предваритель-
ная вакуумная обработка изоляции, а также
более длительное время для достижения рав-
новесия после заполнения сухим воздухом.
Достоверность этого метода при темпе-
ратуре ниже 20 °C проблематична.
Определение влагосодержания
моделей изоляции — Приложение 17.3
При этом используются образцы карто-
на различной толщины для определения
влагосодержания различных зон изоляции.
Недостаток метода — необходимость вскры-
тия трансформатора и определение влагосо-
держания в лабораторных условиях.
8. Порядок проведения
монтажных работ
В большинстве случаев монтаж осущест-
вляется без ревизии активной части транс-
форматора. Однако, в случаях нарушений
правил транспортирования или хранения,
трансформатор может быть, в той или иной
степени, поврежден. В такой ситуации необ-
ходимо сначала удостовериться в исправ-
ности трансформатора, что и предполагает
технологический этап ревизии.
Основными этапами штатного (без ре-
визии) проведения монтажа высоковольтно-
го (110 кВ и выше) оборудования являются:
♦ подготовка монтажных работ;
♦ монтаж встроенных трансформаторов
тока;
♦ монтаж вводов;
♦ монтаж расширителя, системы газоот-
водных трубопроводов, элементов за-
щиты и эксплуатационного контроля
трансформатора;
♦ монтаж системы охлаждения;
♦ технологические операции по доведе-
нию характеристик изоляции до необхо-
димых (подсушка, сушка);
Ф послемонтажные испытания;
Ф опробование и включение трансформа-
тора в работу.
334
Установка на месте эксплуатации
Глава 17
8.1. Подготовительные работы.
Документационное сопровождение
монтажных работ
Подготовка к монтажу мощных высоко-
вольтных трансформаторов предусматрива-
ет следующие этапы:
♦ разработка плана производства работ
(ППР);
♦ подготовка монтажной площадки;
♦ подготовка масла для заливки или до-
ливки трансформатора;
♦ подготовка трансформатора и комплек-
тующих узлов и деталей;
♦ оформление необходимых документов.
План производства работ составляется
представителями специализированной мон-
тажной организации и содержит следующие
основные разделы:
♦ список необходимого технологического
оборудования;
♦ схему и способ установки технологичес-
кого оборудования на монтажной пло-
щадке;
♦ способ организации временного энерго-
снабжения;
♦ основные этапы и способы выполнения
монтажных работ;
♦ меры безопасности при производстве
монтажа и другие сведения.
Кроме ППР, технический руководитель
работ до начала монтажа должен ознако-
миться с эксплуатационной документацией
на трансформатор, протоколами и актами
по транспортировке, разгрузке и хранению
трансформатора. На основании перечислен-
ных документов составляется план-график
проведения работ. Как правило, техничес-
ким руководителем монтажа является шеф-
инженер — представитель завода-изготови-
теля, являющийся сотрудником специаль-
ного заводского подразделения.
Подготовка монтажной площадки состо-
ит, в основном:
♦ в подготовке фундамента для установки
трансформатора;
♦ в организации подъездных путей для пе-
рекатки трансформатора на место его ус-
тановки;
♦ в перевозке трансформатора, элементов
системы охлаждения, других комплекту-
ющих, оснастки, приборов и материалов
на площадку;
♦ в установке технологического монтаж-
ного оборудования и организации его
энергоснабжения (электропитание, про-
кладка воздуховодов, трубопроводов для
подачи масла и т. п.);
♦ в подготовке кранового и другого погру-
зочно-разгрузочного оборудования,
а также в некоторых других мероприяти-
ях. Иногда (особенно в зимнее время) мон-
таж проводится в специальных помещениях
(в башнях ТМХ — трансформаторно-масля-
ного хозяйства), находящихся на некотором
удалении от места установки трансформато-
ра. В этом случае трансформатор перекаты-
вается для установки на фундамент в уже
полностью собранном виде.
Подготовка масла заключается:
♦ в обеспечении в необходимом количест-
ве для заливки или доливки в трансфор-
матор;
♦ в доведении характеристик заливаемого
(доливаемого) масла до необходимых по
нормативам характеристик (Приложе-
ние 17.2);
♦ в подготовке дополнительного объема
(5 % от объема, заливаемого в трансфор-
матор) так называемого «технологичес-
кого» масла, предназначенного для про-
мывки системы охлаждения и выполне-
ния других технологических операций.
Подготовка элементов конструкции
Вводы после проверки на отсутствие вне-
шних повреждений, удаления пыли и грязи
испытываются напряжением промышлен-
ной частоты.
Вводы классов напряжения 66 кВ и вы-
ше испытываются согласно требованиям за-
водской документации. В том числе, прово-
дятся измерения характеристик изоляции
(tg§) самих вводов при напряжении 10 кВ
и измерительной обкладки при напряжении
5 кВ. Все испытания производятся на вво-
дах, установленных в вертикальное положе-
ние. Вводы класса напряжения до 35 кВ,
имеющие внутреннюю полость, заполняе-
мую общим с трансформатором маслом,
проходят указанную проверку с использова-
нием технологического бака, оборудованно-
го расширителем для создания необходимо-
го для заполнения ввода маслом давления.
Низковольтные вводы (до 35 кВ) подверга-
ются испытанию одноминутным повышен-
ным (испытательным) напряжением.
Встроенные трансформаторы тока (ТТ)
после визуальной проверки отсутствия ви-
димых повреждений подвергаются предва-
рительным испытаниям, в которые входят:
♦ проверка полярности выводов вторич-
ных обмоток;
♦ измерение сопротивления постоянному
току на всех отпайках вторичных обмо-
ток;
♦ проверка коэффициента трансформа-
ции;
§8
Порядок проведения монтажных работ
335
♦ контроль и испытание изоляции;
♦ снятие вольтамперной характеристики
(ВАХ);
♦ испытания пробы масла.
Газовое и струйное реле, отсечной клапан,
фильтры, термосигнализаторы, маслоука-
затели проходят предварительную проверку
исправности в лабораторных условиях,
обычно службами эксплуатирующих пред-
приятий (станций, подстанций и др.). Шеф-
инженеру передаются протоколы указанных
проверок.
Элементы системы охлаждения (радиа-
торы и др.), расширитель и газоотводные
трубы проверяются на герметичность и про-
мываются трансформаторным маслом, имею-
щим температуру не ниже 20 °C и пробивное
напряжение не менее 50 кВ. Газоотводные
трубопроводы дополнительно испытывают-
ся давлением 300 кПа в течение 30 минут.
Расширитель испытывается давлением воз-
духа или азота 20 кПа.
Цилиндры вводов и другие изоляционные
детали, транспортируемые в масле в отде-
льном баке, должны быть высушены, если
влагосодержание масла оказалось выше 25 г/т.
Гибкая оболочка трансформаторов с пле-
ночной защитой масла проверяется на гер-
метичность подачей сухого воздуха внутрь
оболочки и создания там необходимого дав-
ления согласно инструкции изготовителя.
После окончания подготовки к монтажу
комплектующих изделий производится оцен-
ка состояния изоляции согласно Приложе-
нию 17.1. В случае нарушений условий
транспортирования или хранения или неудов-
летворительных результатов оценки состоя-
ния изоляции следует дополнительно прове-
рить влагосодержание образцов изоляции.
Макет твердой изоляции закладывается
в трансформаторы 60 МВ-А и более (а не-
которыми изготовителями также в транс-
форматоры меньшей мощности) в процессе
их изготовления, и состоит из образцов элек-
трокартона трех толщин: 0,5, 1,0 и 3,0 мм.
Нормы на влагосодержание образцов приве-
дены в Приложениях 17.2, 17.3.
8.2. Монтаж составных частей
Монтаж основных составных частей
производится в соответствии с чертежами и
инструкциями завода-изготовителя. Особое
внимание уделяется состоянию резиновых
уплотнений, которые не должны иметь де-
фектов. Затяжку уплотнений разъемов необ-
ходимо производить равномерно «крест на-
крест» по периметру разъема.
Затяжка уплотнения должна произво-
диться до толщины резинового уплотнения,
равной 0,7 от начальной.
Монтаж отдельных частей (вводов, встро-
енных трансформаторов тока и др.) требует
разгерметизации трансформатора с частич-
ным или полным сливом масла. Необходимо
обратить особое внимание на меры по пре-
дохранению изоляции от увлажнения по
проведению этих работ (смотри раздел 6.2).
Допускается для трансформаторов напря-
жением 110—330 кВ мощностью до 400 кВ,
работы при герметизации производить без
подачи в бак сухого воздуха при следующих
условиях:
1. Температура активной части должна
быть не ниже 10 °C и превышать точку росы
окружающего воздуха не менее чем на 10 °C
при слитом масле и не менее 5 °C при уровне
масла выше прессующих колец.
2. Если указанные температурные усло-
вия не соблюдаются — следует прогреть
трансформатор.
3. Длительность разгерметизации долж-
на быть не более 12 часов для трансформа-
торов со слитым маслом и 20 часов, если
уровень масла выше прессующих колец.
4. Относительная влажность окружаю-
щего воздуха должна быть не более 85 %. От-
носительная влажность и точка росы окружа-
ющего воздуха определяются в соответствии
с[1].
5. Если при перевозке и хранении транс-
форматоров напряжением до 330 кВ вклю-
чительно не было нарушений, то монтаж их
составных частей производится без слива
масла ниже прессующих колец; при наруше-
ниях требуется слив масла из бака. Монтаж
трансформаторов напряжением 400 кВ и вы-
ше производится с полным сливом масла из
бака.
В ходе монтажа составных частей транс-
форматоров с полным сливом масла следует
выполнить работы, руководствуясь техни-
ческой документацией:
1. Удалить изоляционные цилиндры
вводов и их элементы крепления, если они
транспортировались в баке трансформатора
в транспортном состоянии.
2. Снять детали транспортного крепле-
ния отводов.
3. Произвести внешний осмотр механиз-
ма и электрических контактов устройства
РПН. Произвести вручную цикл переключе-
ний устройства РПН при смонтированных
приводных механизмах.
4. Проверить состояние и привести в ра-
бочее положение элементы крепления ак-
тивной части в баке.
336
Установка на месте эксплуатации
Глава 17
Напряжение ввода, кВ
220-330 400-500 750
5. За период разгерметизации должны
быть установлены встроенные трансформа-
торы тока, вводы, изоляционные цилиндры
вводов, охлаждающие устройства, навеши-
ваемой на бак системы охлаждения, уст-
ройства РПН, газоотводный трубопровод и
другие составные части, предусмотренные
конструкцией трансформатора и демонти-
рованные на время его транспортирования.
При установке вводов изоляционные
расстояния для указанных ниже промежут-
ков должны быть не менее приведенных
далее:
Промежуток
Экран ввода —
цилиндр ввода..... 20 м.м 30 мм 50 мм
Цилиндр ввода —
обмотка,
изоляционная
перегородка....... 20 мм 20 мм 30 мм
При монтаже вводов 110—750 кВ сле-
дует уделять особое внимание уплотнению
шпильки контактов линейного отвода, пра-
вильности соединения вводов с выносными
бачками, надежности размещения соедини-
тельных трубок и манометров.
При соединении отводов низкого на-
пряжения необходимо обратить особое вни-
мание на изоляционные расстояния, кото-
рые должны соответствовать требованиям
чертежей и эксплутационной документации,
на отсутствия натяжения отводов и надеж-
ность контактных соединений.
Работы внутри бака должны выполнять-
ся квалифицированным персоналом и ис-
ключать возможность попадания в бак пос-
торонних предметов и загрязнений.
Монтаж системы охлаждения может
производиться независимо от герметизации
трансформатора. При этом подсоединение
системы охлаждения к баку и заполнение ее
маслом производиться после заполнения
трансформатора маслом и принятия мер по
исключению попадания воздуха внутрь
трансформатора.
Перед присоединением выносной систе-
мы охлаждения к баку, следует придать ук-
лон трансформатору на фундаменте величи-
ной 1 — 1,5% (газовое реле в приподнятой
части бака), если иной уклон не указан в за-
водской эксплуатационной документации.
В конце периода разгерметизации произво-
дится отбор образцов изоляции для прове-
дения измерения их влагосодержания.
После монтажа составных частей, вы-
полняемого с разгерметизацией трансфор-
матора, производится герметизация, заливка
трансформатора маслом в соответствии
с Приложением 17.2.
В журнале монтажа должны быть указа-
ны следующие данные о проведенной работе:
♦ Изоляционные расстояния, оговорен-
ные эксплутационной документацией —
фактические расстояния.
♦ Состояние установленных изоляцион-
ных цилиндров и вводов — фактические
расстояния.
♦ Положение элементов раскрепления ак-
тивной части: застопорено, отпущено.
♦ Состояние избирателя встроенных уст-
ройств РПН.
♦ Качество уплотнения контактных шпи-
лек вводов 110—750 кВ.
Монтаж составных частей, не требую-
щих разгерметизации трансформатора (рас-
ширитель, газовые реле, отсечный клапан,
контрольные и силовые кабели, термометры
манометрические и др.) может производить-
ся до и после разгерметизации.
Сушка или подсушка изоляции произво-
дится до окончательной заливки маслом, ру-
ководствуясь требованием Приложения 17.1.
9. Обработка изоляции
трансформатора перед вводом
в эксплуатацию
9.1. Требования
к состоянию изоляции
перед вводом в эксплуатацию
Выбор оборудования, методов обработ-
ки изоляции и масла, а также степень обра-
ботки определяется требованиями к состоя-
нию изоляции. Эти требования определяют:
♦ электрическую прочность изоляции,
♦ начальные условия старения.
При этом, считается, что некоторое ухуд-
шение состояния изоляции (по сравнению
с заводскими данными) неизбежно. Поэто-
му трансформатор должен выдерживать воз-
действия, равные 85 %—90% полных испы-
тательных напряжений.
С другой стороны, принимаются все ме-
ры, чтобы изоляция была на том же уровне,
как и на заводе.
9.2. Вакуумная обработка
активной части
Она преследует две задачи:
1. Удаление воздуха из бака перед заполне-
нием маслом.
§9
Обработка изоляции трансформатора перед вводом в эксплуатацию
337
2. Осушка поверхности изоляции после ее
контакта с воздухом.
Длительность и глубина вакуума зависит
от желаемой степени осушки. Т. к. влага
концентрируется в поверхностных слоях, то
в процессе вакуумирования она распростра-
няется как вовне, так и вглубь изоляции. Ес-
ли длительность вакуумирования равна дли-
тельности увлажнения при той же темпера-
туре, тогда может быть удалено только около
60% абсорбированной влаги.
Без специального прогрева максималь-
ная концентрация влаги в поверхностных
слоях при остаточном давлении 1—5 мм р.
ст. может быть уменьшена, при достижении
равновесных условий, до 2—4%.
Дегазация изоляции. Длительный контакт
изоляции с газом и его проникновение в
изоляцию требуют длительной обработки
для удаления газа.
Так, после вакуумирования в течение
16—20 часов при остаточном давлении 3—
5 мм рт. столба при температуре 10—20°C
изоляция не может быть достаточно дегази-
рована — при эксплуатации наблюдается
медленное выделение газа в масло.
9.3. Прогрев трансформатора
Цели прогрева
При прогреве решаются две задачи:
1. Прогрев трансформатора, находящегося
в транспортном сосюянии до темпера-
туры 30—40 °C, с целью зашиты его от
увлажнения перед вскрытием бака.
2. Нагрев собранного трансформатора до
температуры 60—100 °C для подсушки
изоляции или для улучшения условий
оценки ее состояния.
Методы нагрева трансформатора, нахо-
дящегося в транспортном состоянии'.
1. Метод заполнения горячим, предвари-
тельно высушенным и очищенным мас-
лом до уровня выше обмоток.
2. Метод масляной ванны: заполнение
маслом выше уровня верхнего ярма и за-
тем нагрев масла путем циркуляции че-
рез маслонагреватель.
3. Метод прогрева с помощью внешних па-
ровых или электрических нагревателей,
размещенных под дном бака.
4. Метод нагрева индуктированными в
стенках бака потерями с помощью спе-
циальной временной обмотки.
5. Метод циркуляции масла через маслона-
греватель (для трансформаторов, хра-
нившихся с маслом).
Методы нагрева с целью сушки’.
1. Циркуляцией масла, нагретого до 80—
100 °C в маслонагреватсле.
2. Разбрызгиванием горячего масла: транс-
форматор заполняется маслом до уров-
ня, когда покрывается нижнее ярмо,
масло циркулирует через маслонагрева-
тель и разбрызгивается на обмотки под
вакуумом.
3. Внутренними потерями в режиме КЗ.
4. Потерями в обмотках от постоянного
тока.
5. Внутренними потерями в режиме КЗ
при питании от источника пониженной
частоты.
6. Продувкой через трансформатор без
масла сухого горячего воздуха с темпера-
турой более 100 °C.
При нагреве внутренними потерями от
циркулирующего в обмотках переменного
тока в режиме КЗ или от постоянного тока
возникает проблема перегрева изоляции.
Средняя температура обмоток обычно огра-
ничена +95 °C, однако, в отдельных зонах
она может быть значительно выше.
При нагреве циркулирующими в обмот-
ках токами при залитом выше обмоток мас-
ле имеется опасность, что уровень масла оп-
ределен недостаточно надежно. Возможны
случаи существенного перегрева и даже пов-
реждения изоляции верхних кадушек в ре-
зультате их нахождения вне масла.
Во всех методах основным теплоносите-
лем является масло, постоянная нагрева ко-
торого — несколько часов.
Для ускоренного и равномерного нагре-
ва масла требуется постоянное его переме-
шивание со скоростью потока, в зависимос-
ти от объема масла.
Когда применяется нагрев разбрызгива-
нием горячего масла под вакуумом, то из-за
недостаточной конвекции, возможно су-
щественное отличие температуры участков
изоляции, на которые непосредственно
попадает разбрызгиваемое масло — от ос-
тальных.
Прогрев может быть экономичным толь-
ко, если бак теплоизолирован.
9.4. Методы сушки изоляции
При транспортировании, хранении и
монтаже трансформатора, а также в результа-
те нарушения их правил, измеренные харак-
теристики изоляции могут свидетельствовать
о неудовлетворительном ее состоянии. В этом
случае, требуется технологическая обработ-
ка изоляции и, в частности, сушка.
Ниже приводится краткое описание ме-
тодов сушки изоляции перед вводом транс-
форматоров в эксплуатацию.
338
Установка на месте эксплуатации
Глава 17
9.4.1. Циркуляция горячего
сухого масла
Масло, нагретое до 80—85 °C, циркули-
рует через осушительную установку (вакуум-
дегазоционную) для сушки и фильтрации.
Механизм сушки: диффузия влаги из наруж-
ных слоев в относительно сухое масло,
и последующее ее удаление из масла в масло-
сушительной установке. Теоретически, изоля-
ция может быть высушена до 1 — 1,5% (в за-
висимости от растворимости воды в данном
масле), если: средняя температура масла —
70—75 °C, приняты меры для ее выравнива-
ния интенсивным перемешиванием и влаго-
содержание масла в баке менее 10 г/т. Эф-
фективность метода значительно уменьшает-
ся со снижением температуры масла в баке.
9.4.3. Метод холодного вакуума
Нагрев трансформатора осуществляется
во время вакуумирования при остаточном
давлении 0,05—0,1 мм рт. ст., при этом изо-
ляция должна иметь температуру не ниже
20 °C. Метод требует применения специаль-
ной ловушки для вымораживания водяных
паров, чтобы повысить эффективность ра-
боты вакуумных насосов и создать дополни-
тельное диффузионное извлечение водяных
паров из бака. Сушка может быть закончена,
когда выделение воды в ловушке достигнет
3—5 г/ч на тонну изоляции. Согласно кри-
вым равновесного влагосодержания, для до-
стижения влагосодержания твердой изоля-
ции 0,5 % вакуум должен быть не хуже 0,1 мм
рт. ст., а температура не ниже 30 °C.
9.4.2. Термовакуумная диффузия
По данной технологии производится
подсушка изоляции трансформаторов клас-
сов напряжения 110—750 кВ.
Схема подсушки — согласно рис. 17.2.
Трансформатор нагревается до темпера-
туры 80—85 °C и надежного прогрева изоля-
ции одним из двух методов:
♦ циркуляцией горячего масла, или
♦ циркуляцией тока в обмотках.
Затем масло сливается под вакуумом, и
трансформатор подвергается вакуумирова-
нию длительностью до 48 часов при остаточ-
ном давлении, соответствующем влагосо-
держанию по равновесному состоянию вла-
ги, и до прекращения выделения воды в
конденсационной колонне. Результаты счи-
таются удовлетворительными, если влагосо-
держание образцов толщиной 1 мм не пре-
вышает 1 %.
Рис. 17.2. Схема подсушки методом термо-
диффузии:
1 — насос вакуумный предварительного разреже-
ния, 2 — промежуточный бак 0,05 м3; 3 — вакуум-
метр механический, 4 — вакуумметр, 5 — транс-
форматор, 6 — маслонасос, 7 — емкость слива
масла, 8 — обратный клапан.
9.4.4. Метод разбрызгивания масла
Трансформатор нагревается разбрызги-
ванием масла (рис. 17.3) до температуры,
около 100 °C, при остаточном давлении ме-
нее 5 мм рт. ст. (рис. 17.4).
В одном варианте, обработка продолжа-
ется несколько дней до уменьшения выделе-
ния воды в конденсаторе менее 50 г/ч на
тонну изоляции. Затем процесс сушки про-
должается при температуре 85 °C до выделе-
ния воды менее 5 г/ч на тонну изоляции.
В другом варианте, сушка при разбрыз-
гивании масла при остаточном давлении 1 —
2 мм рт. ст. продолжается до прекращения
Рис. 17.3. Схема нагрева трансформатора:
1 — трансформатор; 2 — тепловая изоляция; 3 —
разбрызгиватель масла; 4 — коллектор; 5 — мас-
лопровод гибкий; 6 — маслопровод Ду 100 мм;
7 — масло трансформаторное; 8 — запорная ар-
матура; 9 — патрубок Ду 125; 10 — маслонасос;
11 — маслонагреватель; 12 — термометр сигнали-
зирующий; 13 — фильтр; 14 — запорная арматура
Ду 100 мм.
§9
Обработка изоляции трансформатора перед вводом в эксплуатацию
339
Рис. 17.4. Схема вакуумирования
трансформатора:
/ — вакуумметр механический; 2 — вакуумметр
электронный; 3, 4— запорная арматура Ду 100 мм;
5, 12, 15 — вакуум провод Ду 100; 6 — трансфор-
матор; 7— теплоизоляция; 8, 10, 14 — затвор ва-
куумный Ду 100 мм; 9 — установка «Иней»; 11 —
насос вакуумный ДВН; 13 — промежуточный бак
0,05 м3; 16 — насос вакуумный предварительного
разрежения.
выделения воды в конденсационной колон-
не. Этот вариант может применяться при
сушке сильно увлажненной изоляции.
Влагосодержание образцов изоляции
но окончании сушки должно быть не более
1 %.
9.4.5. Циклическая сушка
Нагрев осуществляется разбрызгивани-
ем горячего масла при переменном вакууме
и периодической продувке сухим горячим
воздухом до достижения температуры изоля-
ции 80—90°C (в зависимости от степени
влажности).
Дальнейшая сушка выполняется двумя
этапами:
1) вакуумирование с достижением остаточ-
ного давления 0,15—0,5 мм рт. ст.
2) нагрев-омывание в условиях разбрызги-
вания горячего масла.
Вакуумная система подсоединяется к
ловушке вымораживания, в которой контро-
лируется выделение конденсата.
Процесс может состоять из 3—8 цик-
лов, в зависимости от влагосодержания. С по-
мощью такого метода может быть высуше-
на изоляция, имеющая влагосодержание
6-8%.
9.4.6. Сушка горячим воздухом
Чистый сухой воздух, нагретый до тем-
пературы 100 °C, пропускается через бак и
нагревает магнитопровод и обмотки.
Расход воздуха должен быть таким, что-
бы разница температур входящего и выходя-
щего воздуха была небольшой. Рекоменду-
ется расход воздуха около 600 м3/ч на 1 м2
поверхности бака. Этот метод рекомендует-
ся для трансформаторов, баки которых не
рассчитаны на полный вакуум.
9.4.7. Критерии окончания сушки
1. Достижение установленной температу-
ры в большинстве увлажненных зон изо-
ляции и достижение остаточного давле-
ния, соответствующего установленному
конечному значению влагосодержания
в равновесных условиях.
2. Окончание выделения конденсата или
стабилизация его выделения в специаль-
ной ловушке при установленных пара-
метрах сушки на уровне 3—5 г/ч.
3. Стабилизация значения сопротивления
изоляции на уровне характерном для су-
хой изоляции.
9.5. Заливка маслом и пропитка
Заливка трансформатора и пропитка
маслом изоляции являются сложным и важ-
ным процессом полного удаления воздуха
и его замещения маслом во всем трансфор-
маторе и в порах изоляции.
При заполнении под вакуумом недоста-
точная плотность бака представляет особую
опасность, поскольку при резком расшире-
нии под вакуумом конденсат воды может
выделяться из воздуха.
Вакуумная плотность обычно проверя-
ется измерением изменения остаточного
давления в баке после остановки насосов.
Плотность бака считается удовлетворитель-
ной если изменение давления составляет не
более 5—20 мм рт. ст. в час.
Практика показывает, что возрастание
давления в сухом плотном трансформаторе
с объемом масла около 60 т не превышает
1 мм рт. ст. в час. Независимо от значения
изменения давления в баке, не рекоменду-
ется производить его заполнение маслом
при дожде.
После обработки вакуумом, например
при остаточном давлении 5 мм рт. ст., около
340
Установка на месте эксплуатации
Глава 17
0,65 % воздуха все еще остается в трансфор-
маторе, и это значение следует считать вы-
соким, учитывая, что заполняемый объем
составляет несколько десятков м3.
Заполнение маслом должно произво-
диться достаточно медленно, чтобы замес-
тить воздух маслом в щелях, соединениях и
т. д. Воздух остается в воздушных мешках,
окруженных изоляцией или другим матери-
алом, и впоследствии может быть только
растворен.
Механизм заполнения маслом узких ще-
лей и больших капилляров в изоляции одина-
ков: это — вязкое движение масла из-за раз-
ницы давлений внутри и снаружи капилляра.
Однако, если давление в щелях равно
остаточному давлению в баке, то давление в
капиллярах изоляции может быть сущест-
венно выше, когда изоляция недостаточно
дегазирована и высушена.
Скорость пропитки тем больше, чем
меньше вязкость масла, и поэтому темпера-
тура масла при заливке должна быть как
можно выше. После полной сборки транс-
форматора и заполнения его маслом реко-
мендуется обработка масла, иногда при
включенных насосах системы охлаждения.
При этом масло фильтруется, дегазируется,
сушиться и нагревается до определенной
температуры.
В некоторых случаях этот процесс рас-
сматривается как дополнительная фаза дега-
зации изоляции с окончательным растворе-
нием воздушных пузырьков. Длительность
процесса обычно определяется условием об-
работки, по крайней мере, дважды всего
объема масла.
9.6. Обработка масла
Любое масло, даже идеально очищенное
у изготовителя, требует сушки и дегазации,
т. к. практически невозможно предотвратить
попадание в него воздуха и воды.
Масло может содержать частицы, попав-
шие в него во время перевозки. В некоторых
случаях могут содержаться малые частицы
сорбента, которые не были полностью удале-
ны на конечной стадии производства. Иногда
недостаточная промывка трансформаторных
емкостей может приводить к попаданию в
масло коллоидных включений, ухудшающих
его электроизоляционные свойства, снижают
температуру вспышки и т. д. Требуемые виды
обработки масла: сушка, дегазация, фильтра-
ция с помощью механических фильтров и, в
некоторых случаях, очистка с помощью ад-
сорбционных фильтров.
9.6.1. Методы сушки масла
Обычно применяются следующие методы:
1. Термовакуумная диффузионная сушка и
дегазация в специальных установках. Это
наиболее широко применяемый метод.
2. Фильтрация через высушенный бумаж-
ный фильтр, с одновременной сушкой
и очисткой от твердых частиц. Недостат-
ком этого метода является необходи-
мость сушки бумаги (так для достижения
влагосодержание масла 10 г/т, влагосо-
держание бумаги не должно превышать
2—3 %) и опасность разложения бумаги
под воздействием влаги с последующим
загрязнением масла.
3. Сорбционная сушка с помощью цео-
лита.
Применяя этот метод, можно произвес-
ти сушку до 1000 т масла без регенерации це-
олита.
Цеолитовые установки намного дешев-
ле, по сравнению с вакуумно-дегазационны-
ми. Они используются, когда не требуется
дегазация масла. В зависимости от сорта,
масла могут содержать 9—11% воздуха и
3,5—5 % воды по объему. Поэтому, чтобы
достичь содержание воздуха 0,1% и менее
1—2% воды по объему (менее 10 г/т), из
масла должно быть удалено до 16% паровой
газовой смеси. Это уменьшает воздухосодер-
жание примерно в 100 раз, а влагосодержа-
ние только в 3—4 раза. Однако, из-за сущес-
твенно более низкой диффузии водяных па-
ров в масло, их удаление иногда является
трудной задачей.
Вакуум-дегазационная установка осу-
ществляет дегазацию в две стадии.
В первой стадии масло пениться под
воздействием вакуума, что обеспечивает ин-
тенсивную диффузию газов и водяных па-
ров. Однако, после осаждения пены, неко-
торая часть газов и паров остается не уда-
ленной. Во второй стадии под действием
вакуума происходит относительно медлен-
ная диффузия газов из тонкого слоя масла
в установке.
Во второй стадии, чтобы ускорить диф-
фузию, требуется более высокий вакуум и
нагрев масла; эффективность изменяется
с изменением температуры и скорости пото-
ка масла, протекающего через установку.
9.6.2. Очистка масла
от механических частиц
Обеспечение требуемой чистоты масла
является не менее важной задачей, чем глу-
бокая сушка. Неблагоприятная роль высо-
§ 10
Испытание трансформаторов перед вводом в эксплуатацию
341
кого влагосодержания сказывается, главным
образом, из-за увеличенной проводимости
и концентрации включений.
В масле нового трансформатора могут
присутствовать частицы, источником кото-
рых может быть как производство (волокна
целлюлозы, пыль, микрочастицы железа и
меди), так и монтаж (песок, частицы сор-
бента, частицы пыли и грязи из атмосферы
и др.) Известны случаи, когда сами филь-
тровальные установки были источником
частиц, таких, как остатки грязного масла в
нем, включая мелкодисперсные частицы уг-
лерода. Главной проблемой является эффек-
тивное удаление микрочастиц из масла разме-
ром менее 25 мкМ. Она возникает как в слу-
чае первичного масла (при доливке) при его
пропускании через несовершенный фильтр,
так и, особенно, при попытках очистить мас-
ла в баке трансформатора. В этом случае,
мелкие частицы, которые имеют относи-
тельно малую скорость движения в масле,
могут распространяться конвективными по-
токами и не попадать в фильтр.
Косвенная проверка измерением про-
бивного напряжения масла и оценка его ко-
эффициента вариации позволяет определить
наличие больших, видимых частиц (более
50—100 мкМ) или большого количества час-
тиц. Измерение массы частиц после филь-
трации через диафрагму связано с метроло-
гическими проблемами при определении
количеств менее 50—30 г/т.
Намного более детальная информация
относительно количественного состава час-
тиц может быть получена с помощью дис-
персного анализа частиц (см. также раздел
«Состояние изоляции в эксплуатации»).
10. Испытание трансформаторов
перед вводом в эксплуатацию
После окончания сборки (монтажа)
трансформатора производят испытания, в
объем которых входя! практчсски все низ-
коволыныс испытания, проводимые на за-
воде-изготовителе. Сравнение результата
испытаний с заводскими, в определенной
степени, позволяет оцениib качество мон-
шжных работ. Проводятся следующие пе-
ны шния:
1. Испытание на маслоплотность.
Испытание трансформаторов с пленоч-
ной защитой производят nyiCM создания
внутри гибкой оболочки избыючною давле-
ния воздуха 10 кПа (0,1 кГс/см2). Исньиа-
ния остальных трансформаторов производят
избыточным давлением азота ЮкПа в над-
масленом пространстве расширителя. Тем-
пература масла в баке при испытании долж-
на быть не ниже 20 °C для трансформаторов
220—750 кВ и не ниже 10 °C для трансфор-
маторов 110—150 кВ. Длительность испыта-
ния не менее 3 часов.
Воздухоосушитель на время испытания
должен быть отсоединен.
Трансформатор считается маслоплот-
ным, если при визуальном осмотре отсутс-
твует течь масла.
2. Проверка характеристик масла
В баке масло проверяется на соответс-
твие требованиям приложения 17.2, а в баке
контактора на соответствие требованиям
инструкции на устройства РПН.
3. Измерение потерь холостого хода при
малом напряжении по схемам, по которым
производилось измерение на предприятии-
изготовителе, в соответствии с ГОСТ-3484—
Т1, раздел 5. Значение и частота напряжения
должны соответствовать паспортным.
Измерение потерь холостого хода произ-
водится в начале всех испытаний и измере-
ний до подачи на обмотки трансформатора
постоянного тока (измерения сопротивле-
ния обмоток постоянному току, прогрев об-
моток постоянным током, измерения сопро-
тивления изоляции обмоток).
Для трехфазных трансформаторов соот-
ношение потерь не должно отличаться ог
паспортных потерь более чем на 5 %, для од-
нофазных трансформаторов отличие полу-
ченных потерь от паспортных должны быть
не более 10 %.
4. Проверка устройств РПН и ПБВ про-
водится, руководствуясь соответствующей
инструкцией.
5. Проверка коэффициента трансформа-
ции выполняется на всех щуиенях переклю-
чения I! cooiBeiciBHii с разделом 2 ГОСТ
3484—87. Измеренные коэффициенты транс-
формации не должны отличаться более чем
на 2% от коэффициента, рассчшанных но
номинальным напряжениям.
6. Измерения сопротивления обмоток пос-
тоянному току, на cool нет ст вис указанным в
паспорт трансформа юра. Перед измерени-
ем необходимо провести не менее 3-х цик-
лов переключения ушройств РПН или ПБВ.
Значения сонро! пилений трехфазных транс-
форма трои, полученные на одинаковых oi-
вегвлениях разных фаз при одинаковой тем-
пературе нс должны отличаться друг ог друта
более чем на 2 %.
342
Установка на месте эксплуатации
Глава 17
Сопротивления обмоток однофазных
трансформаторов постоянному току не долж-
ны отличаться более чем на 5 % от значений,
указанных в паспорте трансформатора.
При оценке результатов измерений со-
противлений обмоток постоянному току,
температура обмоток определяется в соот-
ветствии с ГОСТ 3484—87.
7. Измерение характеристик изоляции
(R, tgo) трансформатора и их оценка в соот-
ветствии с приложением 17.1.
8. Испытание изоляции обмоток с номи-
нальным напряжением до 35 кВ выполняется
при воздействии одноминутным напряже-
нием промышленной частоты, равным 90%
от ипытательного, указанного в паспорте.
9. Испытание изоляции обмоток индук-
тированным напряжением 50 Гц величиной
не более 1,3 номинального тока при выдержке
в течение 20 с. При этом вводы нейтрали,
имеющие меньшую изоляцию, чем линей-
ные, должны быть заземлены
10. Испытание и наладка системы охлаж-
дения — в соответствии с инструкцией.
11. Наладка газовой защиты трансфор-
матора. Работа газового реле, установлен-
ного на трансформаторах с пленочной за-
щитой, проверяется в соответствии с инс-
трукцией на газовые реле. Не допускается
проверка работы газового реле путем нагне-
тания в него воздуха. Заполнение газового
реле маслом производиться при медленном
открывании запорной арматуры со стороны
расширителя. При этом пробка для выпуска
газа из реле должна быть открыта.
Значение уставки газового реле должна
соответствовать требованиям эксплутаци-
онной документации на трансформатор.
При отсутствии в эксплутационной доку-
ментации указаний, следует принять устав-
ку, соответствующую максимальной чувс-
твительности, исключающей срабатывание
реле при пуске и остановке насосов систе-
мы охлаждения.
12. Испытания изоляции между токоведу-
щими и заземленными частями цепей осу-
ществляется с присоединенными транс-
форматорами тока, газовыми и защитными
реле, маслоуказателями, отсечным клапа-
ном, датчиками температуры и установлен-
ными термометрами манометрическими —
напряжением 1000В, 50 Гц в течение одной
минуты, при отсоединенных разъемах тер-
мометров манометрических. Испытания
изоляции термометров манометрических
производится напряжением 750 В, 50 Гц
в течение 1 мин.
13. Проверка установленных трансформа-
торов тока и отсечного клапана в соответс-
твии с инструкцией.
Для мощных высоковольтных трансфор-
маторов целесообразно проведение некото-
рых дополнительных испытаний.
♦ Плотность допускается проверять путем
создания повышенного давления при
температуре, близкой к максимальной
рабочей температуре трансформатора,
когда вязкость масла понижена.
♦ Анализ растворенных в масле газов поз-
воляет получить не только начальную
информацию для последующего сопос-
тавления в эксплуатации, но и обнару-
жить возможный перегрев масла, вследс-
твие дефекта в маслонагревателях либо
из-за повреждения масляных насосов.
♦ Проверку характеристик масла целесооб-
разно проводить на пробах, взятых в ус-
ловиях, когда вероятность загрязнения
после заливки масла в бак наибольшая,
например, после прогрева трансформато-
ра с системами охлаждения М (ONAN)
и МД (ONAF), или даже при сециаль-
ном перемешивании масла в таких
трансформаторах, а также при переме-
шивании масла собственными насосами
в трансформаторах с системой охлажде-
ния МЦ (OFAF) и НМЦ (ODAF). Вла-
госодержание масла следует определять
после прогрева трансформатора до мак-
симальной рабочей температуры. Это
позволит лучше оценить состояние всей
изоляции трансформатора.
♦ Испытания маслозаполняемых высоко-
вольтных вводов дополняются анализом
газов, растворенных в масле: при испы-
таниях изоляции ввода одноминутным
напряжением на заводе могут иметь мес-
то слабые частичные разряды и образова-
ние газов (главным образом водорода).
Газы очень медленно — до нескольких
месяцев — диффундируют в масло и об-
разуют начальную концентрацию, могу-
щую вызвать неправильную оценку со-
стояния ввода в эксплуатации. Полезная
информация о состоянии масла и повер-
хностных слоев остова ввода может быть
получена с помощью снятия темпера-
турной зависимости tg5 изоляции изме-
рительной обкладки.
♦ Измерения пускового тока двигателя
масляных насосов при их запуске в хо-
лодное время года позволяют обнару-
жить недопустимую перегрузку и пре-
дотвратить их повреждение при эксплу-
атации.
§Н
Опробование и ввод в эксплуатацию
343
♦ Измерение сопротивления постоянному
току контактов контакторов устройств
РПН для получения первоначальной ин-
формации с целью контроля в эксплуа-
тации.
♦ Измерение характеристик изоляции (R,
tg5) может быть более эффективным при
учете влияния параметров масла и осо-
бенностей конструкции трансформато-
ра. Например, загрязнение отдельных
частей изоляции, увлажнение масла, ув-
лажнение переключателя, загрязнение
масла в контакторе и т. д.
11. Опробование
и ввод в эксплуатацию
Если после проведенных испытаний
трансформатора прошло более трех меся-
цев, то перед ею опробованием необходимо
провести проверку характеристик масла и
изоляции трансформатора, а также измерить
сопротивление обмоток постоянному юку,
предвари[ельно произведя три цикла пере-
ключения переключателя. Для трансформа-
торов мощностью 100 МВ • А и более следует
произвести хромато! рафический анализ рас-
творенных в масле газов.
Перед опробованием трансформатора
необходимо проверить показания всех тер-
мометров и соответствие уровня масла в рас-
ширителе — температуре масла.
Необходимо проверить, чтобы отсечной
клапан, запорная арматура системы охлаж-
дения и газового реле находились в откры-
том положении. В газовом реле не должно
быть воздуха. Следует проверить соответс-
твие указателей положения переключателей,
а также заземление бака. Неиспользуемые
вторичные обмотки трансформаторов тока
должны быть закорочены.
Далее проверяется подключение вен-
тильных разрядников (ограничителей пере-
напряжений) к линейным вводам и нейтра-
ли, в соответствии с проектной докумен-
тацией. Неиспользуемые обмотки низшего
и среднего напряжения трехобмоточных
трансформаторов (автотрансформаторов)
должны быть соединены в звезду или в тре-
угольник и защищены разрядниками, под-
ключенными между вводом каждой фазы и
землей.
Неиспользуемые обмотки низшего на-
пряжения, расположенные первыми от маг-
нитопровода, допускается защищать зазем-
лением одной из вершин треугольника или
нейтрали звезды.
Неиспользуемые обмотки однофазных
трехобмоточных автотрансформаторов, пред-
назначенных для работы в трехфазной груп-
пе в схеме треугольника, допускается не со-
бирать в треугольник. При этом один конец
фазы этой обмотки должен быть заземлен,
а второй конец защищен вентильным раз-
рядником. Допускается не защищать неис-
пользуемые обмотки разрядниками, если
они постоянно подсоединены к кабелю дли-
ной не менее 30 м, имеющему заземленную
оболочку или броню.
Далее производится проверка всех пре-
дусмотренных защит.
Включение трансформаюра под напря-
жение необходимо проводить с защитами,
в том числе сигнальными, задействованны-
ми на отключение. Включения можно про-
изводить не ранее, чем через 12 часов после
последней доливки маслом для трансформа-
торов 110—500 кВ и нс ранее 20 часов для —
трансформаторов 750 кВ.
Трансформатор включается с одной из
сторон на номинальное напряжение, на вре-
мя не менее 30 мин для прослушивания
и наблюдения за состоянием трансформато-
ра. При этом для лучшего прослушивания
допускается не включать насосы и вентиля-
торы системы охлаждения.
Производиться несколько включений на
номинальное напряжение для отработки за-
щит от бросков намагничивающего тока.
При удовлетворительных результатах
опробования, защиты переводят в рабочее
состояние, и трансформатор может быть
включен под нагрузку и сдан в эксплуата-
цию. После включения в эксплуатацию
следует проводить периодическое наблю-
дение за его работой. При этом могут вы-
являться скрытые неисправности транс-
форматора и недостатки его монтажа. Пре-
жде всего, следует обратить внимание на
температуру верхних слоев масла и на от-
сутствие течей. Ненормальное повышение
температуры может свидетельствовать о
наличии дефектов в трансформаторе, о на-
личии застойных зон и пр.
После включения в эксплуатацию про-
изводиться отбор проб масла для проверки
его состояния в следующие сроки:
♦ Для трансформаторов до 220 кВ — через
12 дней после включения, через 1 месяц,
и далее согласно с инструкцией завода
изготовителя;
♦ Для трансформаторов 330—750 кВ — че-
рез 10 дней после включения, через 1 ме-
сяц, 3 месяца и далее согласно с инс-
трукцией завода изготовителя;
344
Установка на месте эксплуатации
Глава 17
Масло проверяется по пп. 1—6, 10, таб-
лицы 17.2П, Приложения и дополнительно
по п. 11 для трансформаторов, имеющих пле-
ночную защиту.
Рекомендуется производить хроматогра-
фический анализ растворенных в масле га-
зов в начальный период эксплуатации в сле-
дующие сроки:
♦ Через 6 месяцев работы трансформато-
ров 110 кВ мощностью менее 60 МВ-А.
♦ В течение первых трех суток, через месяц,
3 месяца, 6 месяцев работы трансформа-
торов 110 кВ мощностью 60 МВ • А и бо-
лее и всех трансформаторов 220—500 кВ.
♦ В течение первых трех суток, через 2 не-
дели, 1 месяц, 3 месяца, 6 месяцев рабо-
ты трансформаторов 750 кВ, и далее не
реже 1 раза в 6 месяцев.
Для трансформаторов с пленочной защи-
той следует обратить внимание на исправ-
ность пленки (отсутствие масла в эластичном
мешке и содержание воздуха в масле — не бо-
лее 1 %).
Насосы и вентиляторы системы охлаж-
дения не должны иметь вибраций и бие-
ний.
Приложение 17.1.
Контроль и оценка состояния
изоляции трансформаторов
перед вводом в эксплуатацию [ 1 ]
1. Оценка увлажнения изоляции
Не позднее 10 дней после прибытия, а
также после хранения перед монтажом, про-
изводится оценка увлажнения изоляции.
Для этого осуществляю 1ся:
а) проверка уровня масла (при транспор-
тировании с расширителем, залитым
маслом); герметичности надмасляного
пространства (при транспортировании
без расширителя); избыточного давле-
ния (при транспор! ировании без масла);
б) определение пробивного напряжения
масла из бака трансформатора: оно
должно быть не ниже 55 кВ;
в) определение tg<5 масла из бака трансфор-
матора, которое должно быть не более
указанных в табл. 17.2;
i) определение влагосодержания и пробив-
ного напряжения масла в баке контакто-
ра, согласно соответствующим инструк-
циям на РПН.
Допускается увеличение влагосодержания
масла (остатков масла): для трансформаторов
500—750 кВ — до 0,0020 %, для трансформа-
торов 110—330 кВ — до 0,0025 %;
2. Критерии выбора способа восста-
новления изоляции при выявлении
нарушений при транспортирования
и хранении трансформатора и по ре-
зультатам измерений
Подсушка производится, если имеются
нарушения по п. 1 Приложения 17.1, и вла-
госодержание образца изоляции толщиной
3 мм (для трансформаторов более 60 МВ • А)
превышает 1 %.
Сушка производится, если: на активной
части или в баке обнаружены следы воды;
трансформатор хранился в транспортном
состоянии более 1 года; продолжитель-
ность разгерметизации более, чем в два ра-
за, превысила допустимую; при неудовлет-
ворительных результатах подсушки (влаго-
содержание образца изоляции 3 мм —
более 1 %).
3. Методика измерений и оценки
характеристик изоляции
Измерение R60 и tg5 изоляции произво-
дится не менее чем через 12 часов отстоя
масла после его заливки или доливки при
температуре изоляции не ниже:
♦ 283 К (10 °C), для трансформаторов
110-150 кВ;
♦ 293 К (20 °C), для трансформаторов
220-750 кВ;
♦ близкой к температуре (разница не более
5 I рад усов), указанной в паспорте для
реакторов 500 кв и выше.
Вначале измеряются потери холостого
хода, затем — R60 и tg5 изоляции. За тем-
пературу трансформаторов, не подвергав-
шихся нагреву, принимается температура
верхних слоев масла; для подвергавшихся
нагреву — температура обмотки «ВН» фазы
«В».
Измерение температуры, R60 и tg5, со-
гласно 11 ].
Сопротивление изоляции R60 и тангенс
угла диэлектрических потерь tg5, приведен-
ные к паспортной температуре, не должны
отличаться от паспортных данных в сторону
ухудшения более чем на 50%. Приведенное
значение tg<5. равное или меньшее 1 %, счи-
тается удовлетворительным, без сравнения
с паспортным значением.
П 17.2
Объем проверок и требований к трансформаторному маслу
345
Приложение 17.2.
Объем проверок и требований
к трансформаторному маслу.
Вакуумирование и заливка
трансформатора маслом [ 1 ]
1. Требования к трансформаторному
маслу
Масло должно удовлетворять требова-
ниям таблицы 17.2П. Масло перед заливкой
проверяется по пп. 1—6, 10, табл. 17.2П;
имеющееся на месте монтажа — по пп. 1 —
10, табл. 17.2П. У трансформаторов с пле-
ночной защитой проверяется газосодержа-
ние масла, по п. 11, табл. 17.2П.
Температура заливаемого масла для
трансформаторов 110 кВ — не ниже 283 К
(10 °C); для трансформаторов 150—750кВ —
не ниже 318 К (45 °C).
2. Безвакуумная заливка и доливка
маслом
При монтаже трансформаторов на на-
пряжение НО кВ, если нет иных указаний,
а также трансформаторов, подготавливае-
мых на хранение, для всех классов напряже-
ния, выполняется безвакуумная заливка и
доливка маслом. В схеме подачи масла реко-
мендуются маслоочистительные установки.
Скорость подачи масла — не более 3 т/ч.
После заливки выпускается воздух; через
12 часов отстоя масла выполняется проверка
отсутствия воздуха. Затем осуществляется
отбор и проверка пробы масла на соответс-
твие пп. 1—6, 10 табл. 17.2П.
3. Вакуумная заливка трансформа-
торов напряжением 150 кВ, не обо-
рудованных герметичными защита-
ми масла
Собирается схема вакуумирования;
проверяется герметичность бака в течение
20 часов (увеличение остаточного давления
665 Па (5 мм pi. ст.) за 1 час не более, чем
на 665 Па. Заливка недегазированным маслом
осуществляется со скоростью не более 5 т/ч.
заливка дегазированным маслом — без огра-
ничении скорости. Масло должно отвечать
требованиям Приложения 17.1. Производи-
тся вакуумирование надмасляного пространс-
тва при остаточном давлении 665 Па не ме-
нее, чем в течение 10 часов (недегазирован-
ное масло) или 2 часов (дегазированное
масло). Устанавливаются остальные состав-
ные части, в частности, расширитель, отбира-
ется проба масла и проверяется по пп. 1—6, 10
табл. 17.2П.
4. Заливка трансформаторов, обору-
дованных пленочной защитой масла
Собирается схема вакуумирования.
У трансформаторов на напряжение 750 кВ
проверяется герметичность при остаточном
давлении в баке не более 200 Па (1,5 мм рт.
ст.): в течение 1 часа оно не должно повы-
сится более чем на 665 Па. Вакуумирование
проводится в течение не менее 72 часов при
остаточном давлении 133 Па (1 мм рт. ст.);
перед заливкой масла продолжительность
вакуумирования может быть уменьшена до
48 часов. Производится заливка маслом.
Скорость подачи масла — не ограничивает-
ся, остаточное давление — не более 200 Па.
Устанавливается расширитель с гибкой обо-
лочкой и прочими элементами, и заливается
маслом. Проверяется отсутствие воздуха.
Отбирается проба масла для проверки по
пп. 1—6, 10 таблицы 17.2П.
Приложение 17.3.
Отбор и определение
влагосодержания деталей
макета твердой изоляции [ 1 ]
1. Отбор образцов
Макет образцов (6 шт. толщиной 0,5 мм,
3 шт — 1 мм, 1 шт — 3 мм) извлекается из
трансформатора через люк с надписью «Ма-
кет изоляции», помещается в бачок с маслом
из трансформатора, и герметизируется. Вре-
мя нахождения макета на воздухе — не бо-
лее 10 минут. Хранение в сосуде — не более
7 суток.
2. Подготовка образцов и аппа-
ратуры к анализу; выполнение ана-
лиза
Подготавливаются две навески массой
40—60 г материала образцов каждой толщи-
ны, размерами 10x10 мм. Точность взвеши-
вания — до 0,1 г. Время нахождения образ-
цов на воздухе не более 15 мин.
Подготавливается прибор АКОВ-Ю с
колбой ККНШ 29-1000, ловушкой и холо-
дильником; в колбу наливается 650—700 мл
уайт-спирита, который кипятится в течение
1,5—2 часа. Затем пробы картона кипятятся
в колбе до прекращения выделения воды.
3. Обработка результатов — соглас-
но Приложению 3 11]
346
Установка на месте эксплуатации
Глава 17
Таблица 1 7.2 П. Предельно допустимые значения
Наименование показателей ТУ 38 101 1025-85 ГОСТ
Обл. прим. КВ ГК Т-750
До 750 До 750
Этап заливки До После до после
1. Пробивное напряжение, кВ, не менее для тр-ров 110-500 кВ 750 кВ 65 70 60 65 65 70 70 65
2 Тангенс угла диэлектрических потерь, при 363 К (90 °C) %, не более 0,5 0,7 0,5 0,7
1 Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более 0,01 0,01 0,01 0,01
4 Содержание водорастворимых кислот и щелочей
5 Содержание механических примесей, % не более
6 Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, К/°С, не ниже 408/135 408/135 408/135 408/135
7. Температура застывания, К/минус град. С, не выше 228/45 228/45 218/55 218/55
8 Стабильность против окисления: массовая доля осадка, % не более кислотное число окисленного масла, мг КОН на 1 г масла, не более 0,015 0,1 — Отс. 0,15 —
9. Натровая проба, не более — — 0,4 —
10. Влагосодержание, % массы, не более: азотная и пленочная защита без спец, защит 0,001 0,002 0,001 0,0025 0,001 0,002 0,001 0,0025
11. Газосодержание, % объема, не более 0,1 0,2 0,1 0,2
Приложение 17.4.
Подсушка изоляции трансформатора
с использованием установки
«Иней» [1]
1. Подготовка
Данная технология подсушки возможна,
если бак трансформатора рассчитан на пол-
ный вакуум. Масло из трансформатора сли-
вается.
Температура изоляции при подсушке —
не ниже 230 К (20 °C).
Собирается схема подсушки, согласно
рис. 17.5П. Отбираются образцы из макета
изоляции.
2. Подсушка изоляции
Режимы подсушки: остаточное давление
в баке — не менее 400 Па (3 мм рт. ст.); ва-
куумирование — при температуре в охлади-
теле не выше 203 К (минус 70 °C); съем кон-
денсата в первые сутки — через 12 часов,
далее — раз в сутки, контроль каждые два
часа — остаточного давления и температуры
охлаждающей смеси; прекращение режима —
при выделении влаги менее 0,5 кг в сутки на
протяжении 48 часов.
Влагосодержание образцов толщиной
1 мм удовлетворительное, если оно не пре-
вышает 1 %.
П 17.4
Подсушка изоляции трансформатора с использованием установки «Иней>
347
показателей качества трансформаторного масла
982-80 ТУ 38 101 1025-85 ТУ 38 101281-80 ГОСТ 10121-76 Метод испытания
Т-1500 ТИП
До 750 До 500 До 500 До 220
до после до После до после до после
65 70 60 65 65 60 65 60 65 60 ГОСТ 6581-75
0,5 0,7 2,2 2,6 0,5 0,7 1,7 2,0 ГОСТ 6581-75
0,01 0,01 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 ГОСТ 5985-79
Отсутствие ГОСТ 6307-75
Отсутствие ГОСТ 6370-83
408/135 408/135 408/135 408/135 408/135 408/135 423/150 423/150 ГОСТ 6356-75
228/45 228/45 228/45 228/45 223/50 223/50 228/45 228/45 ГОСТ 20287-74
Отс. 0,2 — 0,01 0,! — 0,008 0,05 — Отс. 0,1 — ГОСТ 981-75
0,4 — 0,4 — — — 0,4 — ГОСТ 19296-73
0,001 0,002 0,001 0,0025 0,001 0,002 0,001 0,0025 0,001 0,002 0,001 0,0025 0,001 0,002 0,001 0,0025
0,1 0,2 0,1 0,2 0,1 0,2 0,1 0,2 Инстр. изготов.
Рис. 17.5П. Схема подсушки изоляции с ис-
пользованием установки «Иней»:
7 — трансформатор, 2 — маловакууммметр стре-
лочный, 3, 5, 6, 9 — запорная арматура, 4 — ва-
куумметр электронный, 7, 10 — вакуум провод
Ду-100, 8 — установка «Иней», 11 — вентиль ва-
кууный Ду-100 мм, 12— маслонасос вакуумный
предварительного разряжения.
348
Установка на месте эксплуатации
Глава 17
Рис. 17.6П. Схема сушки трансформатора ин-
дукционным методом:
1 — трансформатор; 2, 5, 8, 11, 13, 14 — запорная
арматура; 3 — стрелочный вакуумметр; 4 — охла-
дительная колонка; 6 — вакуум-насос предвари-
тельного разрежения; 7 — промежуточный бак
0,05 м3; 9 — воздухоосушительный фильтр; 10 —
воздуходувка; 12 — бак для слива остатков масла
0,05 м3; 15 — деревянные стойки; 16— индукци-
онная обмотка; 17 — тепловая изоляция,
Приложение 17.5.
Ревизия трансформатора
с подъемом съемной части бака
и активной части [ 1 ]
Условия проведения ревизии
Ревизия с подъемом активной части про-
изводится в случае нарушений требований к
транспортированию, разгрузке и хранению.
Продолжительность и условия разгерметиза-
ции трансформатора при его ревизии долж-
ны соответствовать требованиям раздела 8.
Объем и последовательность работ
Установить трансформатор в строго го-
ризонтальном положении. Равномерно от-
пустить болты по периметру разъема бака.
Удалить цилиндры маслонаполненных вво-
дов; снять транспортные крепления активной
части к баку; снять приводы и изоляционные
валы устройств РПН и ПБВ — все демонти-
рованные изоляционные узлы хранить во
время ревизии в масле.
Проверить крепление отводов. Отсо-
единить заземления и отводы трансформа-
торов тока.
Снять съемную часть бака, поднять актив-
ную часть; перекосы при подъеме запрещены.
Установить активную часть на деревян-
ных подкладках но уровню. Производить ра-
боты на съемных частях, находящихся в под-
вешенном состоянии, запрещается.
Проверить затяжку крепежа. Проверить
осевую прессовку обмоток, для трансформа-
торов мощностью более 80 МВ-А — гидро-
домкратами; менее 80 МВ • А — динамомет-
рическими ключами.
Проверить затяжку разъемных соедине-
ний отводов, подтянуть контргайки.
Осмотреть изоляцию видимых частей
обмоток, отводов, цилиндров и других изо-
ляционных элементов; осмотреть контакт-
ные поверхности устройств РПН.
Сопротивления изоляции отдельных эле-
ментов конструкции должны быть не менее
2 МОм, сопротивление ярмовых балок отно-
сительно активной стали — не менее 0,5 МОм.
По окончании ревизии, залить транс-
форматор маслом.
Приложение 17.6.
Сушка изоляции трансформаторов
индукционным методом [ 1 ]
Подготовительные работы
Данная технология сушки применяется
для трансформаторов с увлажненной изо-
ляцией напряжением 110 кВ, баки которых
рассчитаны на полный вакуум.
На бак наматывается индукционная об-
мотка, согласно «Методических рекоменда-
ций по прогреву силовых трансформаторов»
Союзтехэнерго Минэнерго СССР. В баке
создается остаточное давление 54,5 Па
(410 мм рт. ст.); за 1 час остаточное давле-
ние не должно увеличиться более чем на
665 Па (5 мм рт. ст.). Собирается схема
сушки, согласно рис. 17.6 П.
Процесс сушки
В течение не менее чем 24 часов воздух
в баке нагревается до температуры 100 °C
при атмосферном давлении. Далее нагрев
продолжается до температуры: магнитопро-
вода — 358 К, (85 °C), изоляции — 358—
378 К (85-105 °C).
Продолжительность нагрева — не менее
120 часов. Температура изоляции и магнито-
провода не должна превышать 105 °C, стенок
бака — 115 °C. Следует устранять местные
нагревы смещением индукционной обмотки.
По окончании прогрева создать остаточ-
ное давление 545 Па (410 мм рт. ст.) Подать
нагретый воздух в бак через силикагелевый
осушитель, сушку производить до прекраще-
ния изменений соотношения ЛС/С, устано-
вившееся значение которого должно сохра-
няться в течение 48 ч режима. Продолжитель-
ность сушки должна быть не менее 9 суток.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 17
1. Троян Э. Г., Ганзин В. Л., Филиппи-
шин В. Я., Туткевич А. С., Калугин А. Т.
«Трансформаторы силовые, Транспортиро-
вание, разгрузка, хранение, монтаж и ввод
в эксплуатацию», РД 16 363—87.
2. Филиппишин В. Я., Туткевич А. С.
«Монтаж силовых трансформаторов», Энер-
гоиздат, 1981.
3. Лизунов С. Д. «Сушка и дегазация
изоляции трансформаторов высокого на-
пряжения», Энергия, Москва, 1971.
§ 1
Уровень напряжений
349
Глава восемнадцатая
КООРДИНАЦИЯ ИЗОЛЯЦИИ
Координация изоляции — это согласо-
вание уровня изоляции (электрической про-
чности изоляции) электрооборудования с на-
пряжениями, которые могут возникать на
его зажимах в эксплуатации. При этом со-
гласовании следует учитывать расходы на
мероприятия по ограничению перенапряже-
ний до того или иного уровня, зависимость
стоимости электрооборудования от уровня
его изоляции, убытки, вызываемые переры-
вами в электроснабжении или повреждени-
ем электрооборудования и т. д.
В идеале координация изоляции должна
основываться на всесторонних данных о воз-
действующих на электрооборудование пере-
напряжениях, электрической прочности изо-
ляции и экономических факторах с учетом
статистического характера распределения
перенапряжений и выдерживаемого изоля-
цией напряжения. Существующий метод ко-
ординации изоляции является лишь при-
ближением к указанному идеальному, так
как многие из используемых данных непол-
ны или ориентировочны.
Практически одна сторона проблемы
координации изоляции заключается в ана-
лизе факторов и условий, от которых за-
висят перенапряжения на зажимах элект-
рооборудования, в выборе определенных
условий в качестве основы для стандарти-
зации уровней изоляции, в нормировании
этих уровней — испытательных напряже-
ний электрооборудования. Другая сторона
проблемы — решение вопросов, возникаю-
щих в тех случаях, когда имеют место слу-
чаи воздействия перенапряжений, отличных
от принятых для стандартизации. Задача за-
ключается в изыскании дополнительных
средств ограничения перенапряжений до
уровня, допустимого для стандартизован-
ных испытательных напряжений электро-
оборудования.
При разработке норм для электрообору-
дования сверхвысокого напряжения (330 кВ
и выше) начальная стадия координации
изоляции состояла в исследовании техни-
ческих возможностей ограничения перена-
пряжений на основе совершенствования
схем и методов защиты, а также возможнос-
тей создания электрооборудования с требу-
емыми параметрами, в определении разме-
ров воздушных промежутков, необходимых
при том или другом выдерживаемом напря-
жении и т. п.
1. Уровень напряжений
Уровень перенапряжений, воздействую-
щих на зажимы эпектрооборудования высо-
кого напряжения, в большинстве случаев
определяется защитным уровнем разрядни-
ков. При разработке первого отечественного
стандарта, учитывающего воздействие на
электрооборудование грозовых перенапря-
жений — ГОСТ 1516—60 «Трансформаторы,
аппараты и изоляторы высокого напряжения.
Нормы и методы испытания электрической
прочности изоляции» — в качестве защитно-
го уровня принимались защитные характе-
ристики стандартных грозовых вентильных
разрядников — их остающееся импульсное
напряжение и пробивное напряжение часто-
той 50 Гц.
ГОСТ 1516—68 того же названия расши-
рил область распространения требований
к изоляции на электрооборудование классов
напряжения 330 и 500 кВ и значительно сни-
зил (~ на 20 %) по сравнению с ГОСТ 1516—
60 требования к испытательным напряжени-
ям силовых трансформаторов на напряжения
150 и 220 кВ. Это потребовало внедрения но-
вого типа магнитовентильных разрядников.
Характеристики вентильных разрядников,
на базе которых установлены нормы в ГОСТ
1516—68, приведены в таблице 18.1 П (все
таблицы вынесены в приложение к главе).
При введении ГОСТ 1516.1—76 «Электро-
оборудование переменного тока на напряже-
ния от 1 до 500 кВ. Требования к электричес-
кой прочности изоляции» для оборудования
сверхвысокого напряжения установлены ис-
пытания коммутационным импульсом; зна-
чение испытательного напряжения этого
импульса определялось защитным уровнем
при воздействии внутренних перенапряже-
ний и пробивным (Ц]р) или остающимся
(6/ост) напряжением на зашитом устройстве
(разряднике или ограничителе перенапря-
жений) при токе координации.
Используемое для координации изоля-
ции остающееся напряжение представляет
собой максимальное значение напряжения,
возникающею на зажимах разрядника (ог-
раничителя перенапряжений) при приложе-
нии к нему определенного импульса тока.
Максимальное значение этого импульса вы-
брано с учетом возможных перенапряжений
на линии электропередачи данного напря-
жения, условий набегания импульсных волн
на подстанцию и т. д. Например, для ряда
350
Координация изоляции
Глава 18
классов высокою напряжения в качестве за-
щитного импульсного уровня при грозовых
перенапряжениях принято остающееся на-
пряжение при волне тока 10/20 мкс с мак-
симальным значением 5 кА, а для классов
сверхвысокого напряжения — до 10 кА. Ос-
новные характеристики ограничителей пе-
ренапряжений для сетей 110—750 кВ даны
в таблицах 18.2П—18.7П.
Грозовые перенапряжения на зажимах
электрооборудования превышают остающе-
еся напряжение разрядника из-за удаления
его от электрооборудования. На остающееся
напряжение накладываются обусловленные
этим удалением колебания, как правило,
значительные. Для обеспечения в допусти-
мых пределах превышения перенапряжений
на зажимах электрооборудования над его ос-
тающимся напряжением в «Правилах уст-
ройства электроустановок» устанавливаются
предельные расстояния между защищаемым
электрооборудованием и защитным аппара-
том, выбранные с учетом уровня изоляции
электрооборудования. В соответствии с этим
основой для определения необходимого
уровня изоляции электрооборудования, ско-
ординированного с грозовыми перенапря-
жениями, являются «расчетные» перенапря-
жения, амплитуда которых выше остаю-
щегося напряжения разрядника. Расчетные
грозевые перенапряжения условно пред-
ставляются в виде стандартных полной и
срезанной импульсных волн. Максимальное
значение первой на 10% (или несколько
больше) превышает остающееся напряже-
ние при импульсном токе, принятом при ко-
ординации изоляции, максимальное значе-
ние расчетной срезанной волны на 20—25%
больше, чем полной.
Принятие в качестве расчетного воз-
действия не только полной, но также сре-
занной импульсной волны вызвано необхо-
димостью учитывать возможность крутого
среза волн грозовых перенапряжений на
случайно ослабленном элементе изоляции
подстанции, а также в случае применения
трубчатых разрядников или простых защит-
ных искровых промежутков. Учтено также,
что изменение напряжения, столь же быст-
рое, как при крутом срезе импульсов, про-
исходит при повторном зажигании дуги
в выключателях.
Введение срезанной волны с крутым
спадом напряжения в число расчетных воз-
действий имеет большое значение для внут-
ренней изоляции трансформаторов (силовых
и напряжения) и реакторов. При крутом срезе
импульса между элементами обмоток транс-
форматоров и реакторов — катушками, сло-
ями витков и т. д. — могуг возникнуть зна-
чительно более сильные воздействия, чем
при полной волне той же амплитуды.
В ГОСТ 1516.3—96 «Электрооборудование
переменного тока на напряжения от 1 до
750 кВ. Требования к электрической про-
чности изоляции» испытание срезанным
грозовым импульсом нормировано только
для электрооборудования с обмотками.
2. Уровень изоляции
электрооборудования
Уровень изоляции электрооборудова-
ния — эю нормированные испытательные
напряжения грозовых и коммутационных
импульсов (для электрооборудования 330 кВ
и выше), грозовых импульсов и кратковре-
менного напряжения промышленной часто-
ты, (для электрооборудования до 220 кВ),
отнесенные к определенным условиям ис-
пытания.
Основой для нормирования испытатель-
ных напряжений является требование о том,
чтобы данное электрооборудование в целом —
все элементы его внутренней и внешней
изоляции — в эксплуатационных условиях
выдерживало грозовые и внутренние пере-
напряжения, принятые для электрооборудо-
вания в качестве расчетных воздействий на
его зажимах. В таблице 18.8П представлена,
согласно стандарту МЭК 71.1 «Координа-
ции изоляции», классификация воздейству-
ющих на изоляцию напряжений с точки зре-
ния их форм и длительностей, а не природы
происхождения. Испытательные напряже-
ния выбираются как эквивалент этим пере-
напряжениям с учетом свойств внутренней и
внешней изоляции, обуславливающих раз-
личие ее прочности в нормальных условиях
испытания и в эксплуатации. При установле-
нии испытательных напряжений внутренней
изоляции учитывается снижение ее электри-
ческий прочности при перенапряжениях
в условиях эксплуатации по сравнению с
прочностью при типовом испытании нера-
ботавшей изоляции. Для трансформаторов
(силовых и напряжения) и реакторов (шун-
тирующих и заземляющих) принимается во
внимание повышение перенапряжений на
элементах изоляции обмоток при воздейс-
твии импульсов в эксплуатации на возбуж-
денный трансформатор или реактор по срав-
нению с перенапряжениями при отсутствии
возбуждения трансформатора во время про-
ведения импульсного испытания. Для вне-
шней (воздушной) изоляции учитывается
§3
Процедура координации изоляции
351
снижение разрядных (выдерживаемых) на-
пряжений при атмосферных условиях, воз-
можных в эксплуатации (высота установки
электрооборудования 1000 м над уровнем
моря), по сравнению с разрядными напря-
жениями при нормальных атмосферных ус-
ловиях.
3. Процедура координации
изоляции
Процедура координации изоляции, при-
нятая МЭК, представлена на рис. 18.1. Она
потребовала введения ряда новых определе-
ний, уточнений и детализации. Здесь пер-
Рис. 18.1. Структурная схема для определения нормированных
стандартных уровней изоляции:
| ~| — учитываемые факторы; |l 1] — необходимые действия; ~ результаты.
352
Координация изоляции
Глава 18
вым и наиболее сложным шагом (после ана-
лиза воздействующих напряжений) является
выбор представительных перенапряжений
(С7П), т. е. напряжений стандартной формы
(см. таблицу 18.8П), и нормированного рас-
пределения перенапряжений между электро-
дами в многоэлектродной системе, действие
которых на изоляцию при реальных условиях
эксплуатации эквивалентно фактическим
воздействиям перенапряжений. Фактически
воздействия перенапряжений могут быть
представлены в виде определенного числа
«к» типичных форм и максимальных значе-
ний (рис. 18.2, а), или в виде нескольких
функций плотности распределений макси-
мальных значений Ux—(6/0 — для харак-
терных форм волн перенапряжений. Пос-
ледние обычно оцениваются длительностью
фронта 7\ и волны Т2.
Представительное перенапряжение мо-
жет быть определено в виде единичного
(расчетного) воздействия с предполагаемым
максимумом Г/п (рис. 18.2, г) или распреде-
лением максимумов отдельных воздействий
(рис. 18.2, в, д.\ Выбор представительного
перенапряжения предполагает принятие не-
которого риска повреждения изоляции в
эксплуатации, пренебрегая значениями пе-
Рис. 18.2. Выбор представительных перенапря-
жений.
ренапряжений с весьма малой вероятностью
появления. Риск определяется на основе
анализа опыта эксплуатации. Выбор пред-
ставительного перенапряжения предполага-
ет также установление соотношений между
электрической прочностью изоляции при
стандартных в нестандартных (эксплуатаци-
онных) формах импульсов.
В случае, если представительное перена-
пряжение характеризуется значением пред-
полагаемого максимума (рис. 18.2, г), что
предопределяет детерминистский подход к
координации изоляции, необходимо учиты-
вать частость появления перенапряжений
с наибольшими значениями в случаях, когда
метод выбора изоляции предполагает задан-
ную вероятность ее повреждения. Для мно-
гоэлектродной системы необходим также
учет распределения напряжения между
электродами при определении электричес-
кой прочности изоляции. Причем, послед-
нее может относиться не только к внешней,
но и к внутренней изоляции оборудования.
Следует также учитывать возможное влия-
ние наложения перенапряжения на рабочее
напряжение. На рис. 18.2 представлена пос-
ледовательность выбора представительного
перенапряжения.
Дальнейшим шагом является установ-
ление координационного выдерживаемого
(обычно с вероятностью 90 или 100% в за-
висимости от метода испытаний) напря-
жения С7ВЖ, обеспечивающего приемлемый
риск повреждения изоляции в условиях экс-
плуатации при воздействии представитель-
ного перенапряжения. По сути, это связано
с учетом статистических характеристик изо-
ляции и перенапряжений и надежностью их
оценки1.
В практическом плане оценить все вли-
яющие факторы, как правило, не представ-
ляется возможным, особенно для внутрен-
ней изоляции ввиду ограниченного объема
экспериментальных данных1. В связи с этим
вводится так называемый коэффициент ко-
ординации учитывающий в обобщен-
ной форме все указанные влияющие фак-
торы, значение которого в значительной
степени определяется на основе обобщения
мирового опыта координации изоляции.
В этом случае координационное выдержи-
ваемое напряжение получается умножени-
ем значения представительного перенапря-
жения на коэффициент координации.
1 Это особенно усугубляется тем фактором,
что речь идет об очень малых вероятностях пов-
реждения в условиях эксплуатации.
§3
Процедура координации изоляции
353
Если выбор конструкции изоляции и ее
методов испытаний проводится на статисти-
ческой основе, мы получаем статистическое
координационное выдерживаемое напряже-
ние. Следует отметить, что установить ста-
тистическое координационное выдерживае-
мое напряжение можно без промежуточного
определения представительного перена-
пряжения. Это возможно, когда риск пов-
реждения изоляции, с учетом ее вольт-се-
кундных характеристик, непосредственно
определяется, исходя из распределения пе-
ренапряжений.
В отличие от представительного перена-
пряжения, координационное выдерживаемое
напряжение представляется только одним
значением максимума напряжения стандар-
тной формы. Выбор координационного вы-
держиваемого напряжения основан на ана-
лизе эксплуатационных условий, конфи-
гурации сети и электрической прочности
изоляции.
Следующим шагом является определе-
ние требуемого при стандартных испытани-
ях выдерживаемого напряжения, учитываю-
щего отличие нормированных условий ис-
пытаний от условий в эксплуатации. Здесь
следует учитывать, в частности, влияние вы-
соты установки в эксплуатации над уровнем
моря, ибо электрооборудование, как прави-
ло, проектируется для эксплуатации на вы-
сотах до 1000 м над уровнем моря.
При определении требуемого выдержи-
ваемого напряжения необходимо учитывать
старение изоляции в течение ее срока служ-
бы, а также разброс результатов испытаний
и характеристик изоляции при производс-
тве. Следует отметить, что последнее требо-
вание обычно удовлетворяется путем уста-
новления контролируемых допусков при
проектировании изоляции. В связи с этим
значения испытательных напряжений при
типовом и приемосдаточном испытаниях
обычно принимаются одинаковыми.
Из изложенного следует, что требуемые
выдерживаемые напряжения для внешней и
внутренней изоляции могут быть различны-
ми. Они могут быть различными и для раз-
ных видов электрооборудования даже при
одних и тех же эксплуатационных условиях
(например, для вводов и трансформаторов.
КРУЭ и аппаратов для ОРУ и т. п.). Для оп-
ределения требуемого выдерживаемого на-
пряжения вводится так называемый коэффи-
циент запаса (А/). Рекомендуемые значения
коэффициента запаса и его составляющие
oi несены ко в юрой части стандарта МЭК
6007 1.2—96 «Координация изоляции. Руко-
водство по применению».
Здесь следует отметить, что в настоящее
время нет достаточно надежных данных для
определения каждой из перечисленных со-
ставляющих коэффициента запаса между
требуемым выдерживаемым напряжением и
представительным перенапряжением. Это —
одно из направлений исследований в совер-
шенствовании методов координации изо-
ляции.
Значения выдерживаемых напряжений
стандартизированы — это так называемые
стандартные выдерживаемые напряжения.
Значение стандартного выдерживаемого
напряжения находится в соответствии
с требуемым выдерживаемым напряжением.
Значение его может быть равно или быть
ближайшим большим требуемого выдержи-
ваемого напряжения в случае, если их фор-
мы совпадают, или эквивалентно требуемо-
му выдерживаемому напряжению в случае,
если они имеют различные формы (напри-
мер, коммутационный импульс и одноми-
нутное воздействие промышленной часто-
ты). Эквивалентное требуемое выдерживае-
мое напряжение получается из требуемого
путем умножения последнего на коэффици-
ент эквивалентности К3 — значение, обрат-
ное коэффициенту импульса, величина ко-
торого определяется исходя из вольт-секун-
дных характеристик изоляции.
В табл. 18.9П и 18.10П приведены стан-
дартные уровни изоляции электрооборудова-
ния, установленные МЭК на основе анализа
мировой практики координации изоляции
и, как правило, апробированные многолет-
ним опытом эксплуатации (табл. 18.9 П —
для диапазона I: 1 кВ < 6/н р < 245 кВ;
табл. 18.10П для диапазона II: (/нр > 245 кВ).
Совершенствование методов координа-
ции изоляции предполагает совершенство-
вание методов ее испытаний, Введение в
стандарты для электрооборудования сверх-
высокого напряжения испытаний коммута-
ционными импульсами обеспечили более
полную проверку изоляции при воздейс-
твии внутренних перенапряжений. Харак-
теристики стандартного коммутационного
импульса: время подъема напряжения до
максимума — 250 мкс, длительность (время
до полуспада) — 2500 мкс; обозначение —
250/2500.
Учет перечисленных факторов приводит
к выбору неодинаковых испытательных на-
пряжений для внутренней и внешней изо-
ляции данного вида электрооборудования.
При эюм обеспечивается выдерживание
354
Координация изоляции
Глава 18
всеми элементами его изоляции перенапря-
жений принятого расчетного уровня в экс-
плуатационных условиях, наиболее тяже-
лых для каждого вида изоляции. В одних
и тех же возможных условиях данный эле-
мент изоляции может иметь более высокое
напряжение пробоя или перекрытия, чем
другой; в других условиях соотношение
электрической прочности может быть об-
ратным.
В табл. 18.11 П—18.15П приведены нор-
мированные в ГОСТ 1516.3—96 значения
испытательных напряжений для электро-
оборудования с нормальной изоляцией.
Для случаев, когда электрооборудование
не подвергается непосредственному воз-
действию грозовых перенапряжений, уров-
ни испытательных напряжений ниже (обо-
рудование с облегченной изоляцией —
табл. 11.16П).
Создание сетей сверхвысокого напря-
жения связано с необходимостью ограни-
чения уровней перенапряжений по мере
роста номинального напряжения сети, что
в первую очередь было обусловлено более
медленным ростом электрической про-
чности внешней изоляции по сравнению
с повышением напряжения сети. Если для
сети 110—220 кВ расчетный уровень внут-
ренних перенапряжений был -3.0 (/,, р/д/3 .
то для сетей 330, 500, 750 и 1150 кВ было
необходимо ограничить его значением
2,7 С/„.р/УЗ, 2,5 £/„.„/Д, 2,1 6/„.р/Д и
1,8 £/нр/Д, соответственно, что обеспе-
чило примерно пропорциональный рабо-
чему напряжению рост длины гирлянды
изоляторов.
4. Снижение уровня изоляции
Снижение уровня изоляции имеет боль-
шое значение особенно для дорогостоящего
электрооборудования — силовых трансфор-
маторов и реакторов сверхвысокого напря-
жения.
Для отечественной практики создания
и развития электропередач ультравысокого
напряжения (1150 кВ) вопрос о снижении
уровня изоляции связан также с самой воз-
можностью разработки электрооборудова-
ния этого класса напряжения.
Эффективность снижения уровня изо-
ляции силовых трансформаторов зависит от
многих факторов: класса напряжения, коли-
чества обмоток, параметров и расположения
обмоток на магнитопроводе, стоимости ма-
териалов и потерь и пр.
Для трансформаторов 330—750 кВ каж-
дый процент снижения испытательных на-
пряжений, благодаря сокращению изоляци-
онных расстояний, позволяет уменьшить
полною массу трансформатора на 0,4—0,7 %
и увеличить мощность при тех же габаритах
на 0,6—0,8 %. Предел эффективного сни-
жения уровня изоляции определяется про-
чностью при кратковременных воздей-
ствиях. которой будет обладать изоляция,
выбранная только с учетом длительного
воздействия рабочего напряжения. На ос-
новании накопленных к настоящему вре-
мени знаний о длительной электрической
прочности внутренней изоляции можно
сделать вывод, что снижение уровня пере-
напряжений ниже 1,65 £/нр/л/3 неэффек-
тивно.
Уменьшение изоляционных расстояний
приводит к увеличению рабочих напряже-
ний в изоляции, что требует рассмотрения
координации изоляции относительно дли-
тельного воздействия рабочего напряжения.
Поэтому снижение испытательных напряже-
ний основывается не только на совершен-
ствовании способов ограничения перенапря-
жений, но требует также совершенствования
конструкций изоляции, технологии произ-
водства, заводских испытаний, мер по под-
держанию необходимого качества изоляции
в условиях эксплуатации.
Возможность надежной работы силовых
трансформаторов и реакторов со сниженны-
ми уровнями изоляции была подтверждена
многочисленным опытом эксплуатации ря-
да конструкций трансформаторов на напря-
жение 500 кВ, а также трансформаторов на
напряжение 1150 кВ.
Особо важное значение имело внедрение
испытания напряжением промышленной
частоты с измерением частичных разрядов,
что позволило выявлять дефекты конструк-
ций и технологии производства изоляции,
которые могли быть не выявлены традици-
онными кратковременными испытательны-
ми воздействиями и выявиться при длитель-
ном приложении рабочего напряжения в
эксплуатации. Отсюда — введение испыта-
ния внутренней изоляции силовых транс-
форматоров и шунтирующих реакторов дли-
тельным (30—60 мин) переменным напря-
жением при допустимом уровне частичных
разрядов 100 пКл (табл. 18.17П). Введены
также (ГОСТ 1516.3—96) испытания напря-
жением промышленной частоты с измере-
нием ЧР для внутренней твердой изоляции
трансформаторов напряжения и тока, вво-
дов и изоляции КРУЭ.
П 18.1
Основные электрические характеристики разрядников
355
Приложение 18.1.
Таблица 18.1 П. Основные электрические характеристики разрядников
Номи- нальное напряже- ние раз- рядника, кВ Группа разрядни- ка по ГОСТ 16357-70 Тип разряд- ника Напряжение, кВ
Наиболь- шее до- пустимое Пробивное в сухом со- стоянии и под дождем Импуль- сное про- бивное при 1,5—20 мкс Остающееся при импульсном токе с длительностью фронта 8 мкс и максимальным значением, кА
3,0 5,0 10,0
Действующее значение Максимальное значение не более
3 I РВТ, РВРД 3,8 7,5-9 7 7 8 9
II РВМ 7,5-9 8 9 9,5 11
IV РВП, РВО 9-11 20 13 14 —
6 I РВТ, РВРД 7,6 15-18 14 14 16 18
II РВМ 15-18 15,5 17 18 20
IV РВП, РВО 16-19 32 25 27 —
10 I РВТ 12,7 25-30 23,5 23,5 26,5 30,5
II РВМ 25-30 25,5 28 30 33
IV РВП, РВО 26-30,5 48 43 45 —
15 I — 19 31-36 50 38 41 46
II РВМ 35-43 57 47 51 57
III РВС 38-48 67 57 61 67
20 I — 25 42-48 66 50 54 60
II РВМ 47-56 74 62 67 74
III РВС 49-60,5 80 75 80 88
35 I — 40,5 73-84 108 80 87 98
II РВМ 75-90 116 97 105 116
II РВС 78-98 125 122 130 143
110 I РВТ 100 150-170 230 205 215 240
II РВМГ 170-195 260 245 265 295
III РВС 200-250 285 315 335 367
150 I РВТ 138 210-240 310 265 295 330
II РВМГ 230-265 370 340 370 410
III РВС 275-345 375 435 465 510
220 I РВТ 200 300-340 445 390 430 480
II РВМГ 340-390 515 475 515 570
III РВС 400-500 530 630 670 734
330 I РВТ 290 435-500 630 555 615 700
II РВМГ 485-560 740 660 725 800
500 1 РВТ 420 630-725 940 805 890 1010
II РВМГ 660-760 1070 985 1070 1180
750 II РВМ 600 820-950 1500 1500 1500 1500
(при то- ке 7 кА) (при то- ке 7 кА) (при то- ке 7 кА)
356
Координация изоляции
Глава 18
Таблица 18.2 П. Основные электрические характеристики ограни
Наименование производителя и № ТУ Наименование типа ОПН ц,„опн, кВ/1/ном. кВ Полная энерго- емкость, кДж /ном раз- рядника, кА
НПО «Электрокерамика» (в т. ч. АО «КФЗ») 3414-019-04682628-97 3414-011-04682628-96 ОПН-ИО ВУХЛ1 73/91 125 5
ОПН-НО ПУХЛ1 73/91 150
СП «АББ-УЭТМ» 16-97 № 1БП.768 004 ТУ Exlim R-096 AM 123 77/96 240 10
Exlim Q-108 AM 123 84/108 486
ЗАО «Феникс-88» 3414-007-06968694-97 ОПН-1Ю/73-ЮПУХЛ1 73/91 228 10
ОП H-110/80-1 ОПУХЛ 1 80/100 250
ОПН-110/88-10ПУХЛ1 88/110 275
ООО «Таврида-Электрик» ИТЭА 674362.005 ТУ ОПН-Y/TEL-l 10/73УХЛ1 73/100 165 10
ОПН-Y/TEL- 110/77УХЛ1 77/105 174
ОПН-Y/TEL-l 10/84УХЛ1 84/115 190
ООО «АФ-Пол и мер» ОПНп-ООО/ООО.ОО.ОО.ОО ГТУ ТУ 16-99 Табл ОПНИ-110/300-1Н-УХЛ1-П1/01 73/98,5 114 10 ш ограни
ОП Hu-110/350-111-УХЛ1-П2/02 77/104 143
ОПНп-110/400-111-УХЛ1-П1/01 73/98,5 154
ОПНп-110/420-1П-УХЛ1-П2/02 ина 18.3 П. Основные электри 77/104 ческие хар 171 актеристи»*
Наименование производителя и № ТУ Наименование типа ОПН Снропн, кВ/ С1ОМ' кВ Полная энерго- емкость, кДж /ном раз- рядника, кА
НПО «Электрокерамика» (в т. ч. АО «КФЗ») 3414-014-04682628-96 ОПН-150 УХИ 1 100/125 215 10
СП «АББ-УЭТМ» 16-97 № 1 БП.768 004 ТУ Exlim R-106 106/132 330 10
Exlim 0-144 Н550 144/180 810
ООО «АФ-Почимер» ОП Н11-000/000.00.00.001 ГТУ ТУ 16-99 ОПНп-150/300-1П-УХЛ1-ПI 100/140 149 10
ОП Ни-150/350-1Н-УХЛ1-П2 106/147 183
ОП Ни-150/400-1П-УХЛ1 -П 1 100/140 202
ОПНп-150/420-1 П-УХЛ 1-П2 106/147 222
П 18.1
Основные электрические характеристики ограничителей перенапряжений
357
чителей перенапряжений, рекомендуемых для электрических сетей ПО кВ
4раб УСТ- ройства взрывобе- зоп., кА Uq^, кВ при коммут. импуль- се при токе 500 кА (1000А) Мкт кВ при грозовом импульсе 5 (10) кА / ком- мутац. волны, кА Длина пути тока утечки, см/кВ Прочие факторы
20 185 (192) 250 (280) 0,28 1,80 Наличие еще одной моди- фикации по длине пути тока утечки
126 (234) 285 (320)
50 224 (232) 240 (256) 0,55 2,00 Наличие еще трех модифика- ций по UH р, 6/ном, длине пути тока утечки
65 211 (216) 246 (260) 0,9
40 176 (182) 206 (222) 0,6 1,80 Возможны модификации по длине пути тока утечки
193 (199) 226 (243)
212 (219) 249 (267)
20 183 218 (233) 0,45 2,25 Возможны модификации по длине пути тока утечки
193 230 (246)
211 251 (269)
20 чителей п 190 (205) 225 (242) 0,3 2,50 грических ( Возможны модификации по длине пути тока утечки :етей 150 кВ
200 (216) 237 (255) 0,35
190 (205) 225 (242) 0,4
200 (216) еренапряжений, 237 (255) рекомендуемы 0,42 х для элекч
4ра6 У07’ ройства взрывобе- зоп., кА кВ при коммут. импуль- се при токе 1000 кА Мхт КВ при грозовом импульсе 10 кА Длина пути тока утечки, см/кВ Прочие факторы
Нет 263 365 1,80 Наличие еще одной модификации по длине пути тока утечки
40 284 352 2,00 Наличие еще трех модификаций по р, 6/иом, длине пути тока утечки
65 358 432 2,50
20 332 Возможны модификации подлине пути тока утечки
349
332
349
358
Координация изоляции
Глава 18
Таблица 18.4 П. Основные электрические характеристики ограни
Наименование производителя и № ТУ Наименование типа ОПН t/нрОПН, KB/t/ном’ кВ Полная энерго- емкость, кДж Аюм Раз рядника, кА
НПО «Электрокерамика» (в т. ч. АО «КФЗ») 3414-014-04682628-96 ОПН-220 УХЛ1 146/183 370 5
ОПН-220 ПУХЛ1 146/183 450
СП «АББ-УЭТМ» 16-97 № 1БП.768 004 ТУ Exlim Q-192 СМ245 154/192 864 10
Exlim Q-216 СМ245 174/216 972
ЗАО «Феникс-88» 3414-013-06968694-99 ОП Н-220/146-1011УХЛ1 146/183 458 10
ОПН-220/157-ЮПУХЛ1 157/196 490
ОПН-220/176-ЮПУХЛ1 176/220 550
ООО «Таврида-Электрик» ИТЭА 674361.005 ТУ ОПН-У/ТЕЕ-220/146УХЛ1 146/200 330 10
ОПН-У/ТЕЕ-220/154УХЛ1 154/210 350
ОПН-У/ТЕЕ-220/168УХЛ1 168/230 380
ООО «АФ-Пол и мер» ОПНп-000/000.00.00.001 ГТУ ТУ 16-99 ОПНп-220/450-Ш-УХЛ 1-П1 146/200 331 10
ОПНп-220/550-Ш-УХЛ 1-П2 152/208 426
ОПНп-220/550-Ш-УХЛ 1 -П1 146/200 393
ОПНп-220/700-Ш-УХЛ 1-П2 152/208 518
Таблица 18.5 П. Основные электрические характеристики ограни
Наименование производителя и № ТУ Наименование типа ОПН Т ОПН, кВ/Г/ном, кВ Полная энерго- емкость, кДж 4юм Раз- рядника, кА
НПО «Электрокерамика» (в т. ч. АО «КФЗ») 3414-014-04682628-96 ОПН-150 УХЛ1 210/263 1000 10
СП «АББ-УЭТМ» 16-97 № 1БП.768 004 ТУ Exlim Q-264 AM 362 211/264 1188 10
Exlim Т-276 221/276 2760 20
ООО «АФ-Полимер» ОПНп-000/000.00.00.001 ГТУ ТУ 16-99 ОПНп-330/700-Ш-УХЛ 1-П1 210/274 726 10
ОПНп-330/700-Ш-УХЛ 1-П2 220/288 760
ОПНп-330/1000-Ш-УХЛ1-П1 210/274 1080
ОПН11-330/Ю00-1П-УХЛ1-П2 220/288 ИЗО
П 18.1
Основные электрические характеристики ограничителей перенапряжений
359
чителей перенапряжений, рекомендуемых для электрических сетей 220 кВ
4раб УСТ- ройства взрывобе- зоп., кА кВ при коммут. импульсе при токе 1000 кА** (500А) ** (/ост, кВ при грозовом импульсе 5 (10) кА** Длина пути тока утечки, см/кВ* Прочие факторы
20 376 (363) 460 (500) 1,80 Наличие еще одной модификации по длине пути тока утечки
454 (439) 525 2,30
65 382 (374) 382 (461) 2,00 Наличие еще трех модификаций по Un р, £/ном, длине пути тока утечки
430 (421) 491 (519) 2,50
40 370 (358) 419 (453) 1,90 Возможны модификации подлине пути тока утечки
399 (385) 452 (486)
447 (439) 506 (545)
20 (366) 436 (466) 2,25 Возможны модификации подлине пути тока утечки
(386) 460 (492)
(422) 502 (538)
30 362 (410) 452 (484) 2,50 Возможны модификации подлине пути тока утечки
376 (426) 470 (504)
344 (355) 420 (460)
371 (358) 437 (479)
чителей перенапряжений, рекомендуемых для электрических сетей 330 кВ
^сраб Уст ройства взрывобе- зоп., кА С/ост, кВ при коммут. импульсе при токе 1000 кА** t/OCT, кВ при грозовом импульсе 10 кА** Длина пути тока утечки, см/кВ* Прочие факторы
20 532 650 1,80 Наличие еще одной модификации по длине пути тока утечки
65 525 637 2,00 Наличие еще трех модификаций по UH р, С7Н0М, длине пути тока утечки
80 529 608 2,00
30 568 2,50 Возможны модификации по длине пути тока утечки
700
664
696
360
Координация изоляции
Глава 1£
Таблица 18.6 П. Основные электрические характеристики ограни
Наименование производителя и № ТУ Наименование типа ОПН ОПН, кВ/1/Н0„, кВ Полная энерго- емкость, кДж Сом Раз рядни- ка, кА
НПО «Электрокерамика» (в т. ч. АО «КФЗ») 3414-014-04682628-96 ОПН-150 УХЛ1 330/413 2270 10
СП «АББ-УЭТМ» Exlim Р-396 ЕМ550 318/396 2772 20
16-97 № 1БП.768 004 ТУ Exlim Т-396 АН550 318/396 3960
ЗАО «Феникс-88» ОПН-500/30320ПУХЛ1 303/410 2870 20
3414-013-06968694-99 ОПН-500/33320ПУХЛ1 333/450 3150
ООО «АФ-Пол и мер» ОПНп-500/Ю00-Ш-УХЛ 1-П1 303/398 1556 10 и ограни
ОПНп-000/000.00.00.001ТУ ОП Н п-500/1000-1П-УХЛ1-П2 318/418 1634
ТУ 16-99 Табл ОП Нп-500/1500-1П-УХЛ1-П1 303/398 2391
ОПНп-500/1500-Ш-УХЛ 1-П2 и ц а 1 8.7 П. Основные электри 318/418 ческие хар: 2508 актеристик
Наименование производителя и № ТУ Наименование типа ОПН Ц,р ОПН, кВ/Ц1ом, кВ Полная энерго- емкость, кДж Сом раз- рядни- ка, кА
НПО «Электрокерамика» (в т. ч. АО «КФЗ») ТУ 16-521.277-82 ОПН-750 У1 455/595 5224 15
СП «АББ-УЭТМ» 16-97 № 1БП.768 004 ТУ Exlim Т-588 АМ800 562/588 5880 20
ООО «АФ-Полимер» ОП Н п-000/000.00.00.001 ТУ ТУ 16-99 ОПНп-750/1800-Ш-УХЛ1-П1 455/595 4291 20
ОПН11-750/350-1П-УХЛ1-П2 478/625 143
П 18.1
Основные электрические характеристики ограничителей перенапряжений
361
чителей перенапряжений, рекомендуемых для электрических сетей 500 кВ
4раб Уст- ройства взрывобе- зоп., кА t/ост, кВ при коммут. импульсе при токе 1000 кА кВ при грозовом импульсе 10 кА Длина пути тока утечки, см/кВ Прочие факторы
20 743-750 920 1,80 Наличие еще одной модификации по длине пути тока утечки
65 771 911 2,00 Наличие еще трех модификаций по UH р, £/ном, длине пути тока утечки
80 758 872
40 755 895 2,00 Возможны модификации по длине пути тока утечки
830 980
30 753 958 2,50 Возможны модификации по длине пути тока утечки
790 1005
761 930
798 976
чителей перенапряжений, рекомендуемых для электрических сетей 750 кВ
4'раб Уст ройства взрывобе- зоп., кА б^ост’ кВ при коммут. импульсе при токе 1000 кА t/ост, кВ при грозовом импульсе 10 кА Длина пути тока утечки, см/кВ* Прочие факторы
20 1180 1320 1,80 Наличие еще одной модификации по длине пути тока утечки
80 1125 1293 2,00 Наличие еще трех модификаций по UH р, t/HOM, длине пути тока утечки
30 1168 1396 2,50 Возможны модификации подлине пути тока утечки
1466
362
Координация изоляции
Глава 18
Таблица 18.8 П. Напряжения, воздействующие на оборудование в эксплуатации.
Формы испытательных напряжений
Перенапряжения Форма напряжения Диапазон параметров форм напряжения Стандартная фор- ма напряжения Испытание
Низкая частота:
длительное
напряжение
квазистацио-
нарное пере-
напряжение
f= 50 или 60 Гц
Tt С 3600 с
10 Гц </< 500 Гц;
3600 с > Tt > 0,03 с
= 50 или 60 Гц
Л*
48 Гц 62 Гц;
Tt = 60 с
Кратковре-
менным
напря-
жением
промыш-
ленной
частоты
7р = 250 мкс;
Т2 = 2500 мкс
= 1,2 мкс;
Т2 = 50 мкс
* Требует определения соответствующим комитетом по аппаратам.
Коммута-
ционным
импуль-
сом
Грозовым
импуль-
сом
*
Таблица 18.9 П. Испытательные напряжения электрооборудования (всех видов)
на наибольшее рабочее напряжение 3,6—215 кВ согласно МЭК 71-1 (1993)
Наибольшее рабочее напряжение оборудования UH р , кВ (действующее значение) Стандартное выдерживаемое кратковременное напряжение промышленной частоты, кВ (действующее значение) Стандартное выдерживаемое напряжение грозового импульса, кВ (максимальное значение)
3,6 10 20; 40
7,2 20 40; 60
12 28 60; 75; 95
17,5 38 75; 95
24 50 95; 125; 145
П 18.1 Напряжения, воздействующие на оборудование 363
Продолжение
Наибольшее рабочее напряжение оборудования Uu р , кВ (действующее значение) Стандартное выдерживаемое кратковременное напряжение промышленной частоты, кВ (действующее значение) Стандартное выдерживаемое напряжение грозового импульса, кВ (максимальное значение)
36 70 145; 170
52 95 250
72,5 140 325
123 (185) 230 450 550
145 (185) 230 275 (450) 550 650
170 (230) 275 325 (550) 650 750
245 (275) (325) 360 395 460 (650) (750) 850 950 1050
Примечание. Если значения, указанные в скобках, недостаточны для того, чтобы считать испы-
тания стандартными выдерживаемыми междуфазными напряжениями удовлетворительными, необ-
ходимо провести дополнительные испытания выдерживаемыми испытательными напряжениями.
Таблица 18.10П. Испытательные напряжения электрооборудования (всех видов)
на наибольшее рабочее напряжение 300—765 кВ согласно МЭК 71-1 (1993)
Наибольшее рабо- чее напряжение оборудования Ц{р (действующее значение) Стандартное выдерживаемое напряжение коммутационного импульса, кВ Стандартное выдерживаемое напряжение грозо- вого импульса, кВ (максимальное значение)
Продольная изоляция* (максимальное значение) Относительно земли (максимальное значение) Между фазами (отношение к максималь- ному значению относи- тельно земли)
300 750 750 1,50 850; 950
750 850 1,50 950; 1050
362 850 850 1,50 950; 1050
850 950 1,50 1050; 1175
850 850 1,60 1050; 1175
420 950 950 1,50 1175; 1300
950 1050 1,50 1300; 1425
950 950 1,70 1175; 1300
525 950 1050 1,60 1300; 1425
950 1175 1,50 1425; 1550
1175 1300 1,70 1675; 1800
765 1175 1425 1.70 1800; 1950
1175 1550 1,60 1950; 2100
Примечание. Введение р равного 550 кВ (вместо 525 кВ), 800 кВ (вместо 765 кВ), 1200 кВ.
дополнительного значения Сн р в диапазоне между значениями 765 и 1200 кВ. а также соответ-
ствующих стандартных выдерживаемых напряжений находится в сталии рассмотрения.
Значение импульсной составляющей при испытании комбинированным напряжением.
364
Координация изоляции
Глава 18
Таблица 18.11 П. Нормированные испытательные напряжения электро
Класс напряжения Уровень изоляции* Испытательное
грозового импульса
полного срезанного
Электрооборудование относительно земли и между фазами (полюсами)** *** ****, между контактами выключателей и КРУ с одним разрывом на полюс Меду контактами разъединителей, предохранителей и КРУ с двумя разрывами на полюс Т рансформаторы силовые и на- пряжения, шунтирующие реакторы отно- сительно земли и между фазами**
3 а б 40 46 50
6 а б 60 70 70
10 а б 75 85 90
15 а б 95 НО 115
20 а б 125 145 150
24 а б 150 165 175
27 а б 170 190 200
35 а б 190 220 220
* Уровень изоляции а — для электрооборудования с бумажно-масляной и литой изоляцией, раз
тального электрооборудования — устанавливается по согласованию между изготовителем и потрс
изоляции на отсутствие частичных разрядов.
**Для электрооборудования трехфазного (трехполюсного) исполнения.
***Для электрооборудования категории размещения 1 (кроме силовых трансформаторов и реак
**** В знаменателе указаны значения для опорных изоляторов категории размещения 2, 3 и 4; в
П 18.1
Нормированные испытательные напряжения электрооборудования
365
оборудования классов напряжения от 3 до 35 кВ с нормальной изоляцией
Напряжения в киловольтах
напряжение внутренней и внешней изоляции
кратковременное (одноминутное) переменное
в сухом состоянии под дождем***
Электрооборудование отно- сительно земли (кроме сило- вых трансформаторов, масля- ных реакторов) и между по- люсами**, между контактами выключателей и КРУ с одним разрывом на полюс Силовые транс- форматоры, шунтирующие и дугогасящие реакторы отно- сительно земли и других обмоток Между контакта- ми разъедините- лей, предохрани- телей и КРУ с двумя разры- вами на полюс Электрооборудова- ние относительно земли и между по- люсами**, между контактами вы- ключателей Между контак- тами предох- раните- лей
10 24 10 18 12 28 10 12
20/28*"* 32 20 25 23 37 20 23
28/38**** 42 28 35 32 48 28 38
38/50**** 55 38 45 45 63 38 45
50 65 50 55 60 75 50 60
60 75 60 65 70 90 60 70
65 80 65 70 85 95 65 75
80 95 80 85 95 120 80 95
работанного с требованием проверки изоляции на отсутствие частичных разрядов по 4.10, для ос-
бителем; уровень изоляции б — для электрооборудования разработанного без требований проверки
торов).
числителе — для остального электрооборудования.
366
Координация изоляции
Глава 18
Таблица 18.12 П. Нормированные испытательные напряжения
Класс на- пря- жения Испытательное напряжение
грозового импульса
полного
Силовые трансфор- маторы, шунтиру- ющие реакторы Трансформа- торы напряже- ния, конденса- торы связи, токоограни- чивающие реакторы Транс- форма- торы тока, аппа- раты Изоля- торы Выключате- ли с повы- шенным уровнем изоляции Выключате- ли без повы- шенного уровня изоляции Разъеди- нители, предох- раните- ли
Относительно земли и между фазами (полюсами) Между контактами
НО 480 450 450/550* *** 520 450 570
150 550 650 750 650 790
220 750 950 900 950 1050 900 1100
* Под дождем — для электрооборудования категории размещения 1 (кроме силовых трансфер
** Для аппаратов трехполюсного исполнения — также и между полюсами.
*** В знаменателе указаны значения для вводов, в числителе — для других изоляторов.
**** В знаменателе указаны значения для испытания в сухом состоянии аппаратов с нсмасляной изо
другими дополнительными методами, в числителе —для остального электрооборудования, а также
П 18.1 Нормированные испытательные напряжения электрооборудования 367
электрооборудования классов напряжения от ПО до 220 кВ
Напряжения в киловольтах
внутренней и внешней изоляции
кратковременное (одноминутное) переменное
срезанного в сухом состоянии и под дождем*
Силовые транс- форматоры, шунтирующие реакторы Электромагнит- ные трансформа- торы напряже- ния Силовые транс- форматоры, шунтирующие реакторы Трансформато- ры напряжения и тока, конден- саторы связи, токоограничива- юшис реакторы, аппараты относительно земли**, между контактами выключателей Изоля- торы относи- тельно земли Между контак- тами разъеди- нителей и пре- дохра- нителей
От- носите- льно земли Между фазами
Относительно земли и между фазами
550 200 200/230**** 200/230*** 230
600 750 230 275 275/300**** 275 315
835 1100 325 395 395/440**** 395 460
маторов, реакторов и изоляции между контактами разъединителей).
ляцией без проверки качества выполнения изоляции на отсутствие частичных разрядов или
для испытания под дождем.
368
Координация изоляции
Глава 18
Таблица 18.13 П. Нормированные испытательные напряже
Испытательное напря
грозового импульса
полного срезанного
Q. О Между контактами
Класс напряжения Уровень изоляции* ** *** **** ***** Силовые трансформатор Шунтирующие реакторь электромагнитные транс оры напряжения Емкостные транс форматоры напряжения трансформаторы тока, изоляторы,аппараты, конденсаторы связи газонаполненных выключателей разъединителей Силовые трансформатор Шунтирующие реакторь электромагнитные трансформаторы напряжения
330 а б 950 1050 1050 1175 12 1380 55 1450 1050 1150 1175 1300
500 а б 1300 1550 14 1675 25 1550 1425 1550 1725 2050 1400 1650 1550 1800
750 а б 1800 2100 19 2250 50 2100 1950 2100 2250 2400 1950 2250 2100 2400
* Уровень изоляции а — при применении для защиты ограничителей перенапряжений
** Пол дождем — для электрооборудования категории размещения 1 (кроме силовых транс
*** В знаменателе указаны значения для шунтирующих реакторов, в числителе — для осталь
**** В знаменателе указаны значения для разъединителей, в числителе —для выключателей.
***** В знаменателе указаны значения для аппаратов с немасляной изоляцией без проверки ка
методами, в числителе — для остального электрооборудования.
П 18.1
Нормированные испытательные напряжения электрооборудования
369
ния электрооборудования классов напряжения от 330 до 750 кВ
Напряжения в киловольтах
жснис внутренней и внешней изоляции
коммутационного импульса
в сухом состоянии и пол дождем*
кратковременное (одноминутное)
переменное
Электрооборудование относительно земли Между фазами силовых трансформаторов (внутренняя изоляция) Между контактами выключателей и разъединителей Силовые транс- форматоры, шунтирующие реакторы Электромагнитны с трансформаторы напряжения Емкостные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, изоляторы, конденсаторы связи, аппараты относительно земли Между контактами выкл ючателей и разъединителей
ШЛ\0{ OI14 irajiiaoiiiQ Между фазами
850 950 1275 1425 950 1245 395 460 525 575 460 460 510/560***** 575 750
1050 1230 1575 1845 1330 1660 570 630 800 830 630 630 680/760***** 815 1030
1425 1550/1675*** 2400 2550 2000/1675**** 2250/1800**** 750 800/900*** 1100 1250 — 830 950 1250/950**** 1400/1100****
(ОПН); уровень изоляции б— при применении для зашиты вентильных разрядников,
форматоров, шунтирующих реакторов и изоляции между контактами разъединителей),
ного электрооборудования.
чества выполнения изоляции на отсутствие частичных разрядов или другими дополнительными
370
Координация изоляции
Глава 18
Таблица 1 8.1 4 П. Нормированные испытательные напряжения изоляции нейтрали
обмотки ВН силовых трансформаторов классов напряжения ПО, 150 и 220 кВ
с неполной изоляцией нейтрали, допускающей работу с разземлением нейтрали
В киловольтах
Класс на- пряжения трансфор- матора Испытательное напряжение внутренней и внешней изоляции
кратковременное (олноминутное) переменное полного грозового импульса
нейтрали ввода нейтрали в сухом состоянии и под должем* нейтрали и ввода нейтрали
110 100 110 200
150 130 145 275
220 200 230 400
*Под дождем — для вводов категории размещения 1.
Таблица 1 8.1 5 П. Нормированные испытательные напряжения для воздушных промежутков
электрооборудования классов напряжения от 3 до 750 кВ
Напряжение в киловольтах
Класс напряжения Уровень изоляции* Испытательное напряжения
переменное при плавном подъеме коммутационного импульса
относительно земли между фазами относительно земли между фазами
3 а, б 26 — — —
6 а, б 34 — — —
10 а, б 45 — — —
15 а, б 60 — — —
20 а, б 70 — — —
24 а, б 80 — — —
27 а, б 90 — — —
35 а, б 105 — — —
НО** — 280 — — —
150** — 320 415 — —
220** — 465 600 — —
а — — 850 1275
ЭЭх) б — — 950 1300
500 а — — 1050 1575
j\j\j б — — 1230 1800
а — — 1425 2400
750 б — — 1550 2550
* Условия применения уровней изоляции указаны в таблицах 18.11 П и 18.13 П.
**Трсбования к воздушным промежуткам нейтрали силовых трансформаторов классов напря-
жения 110—220 кВ указаны в 5.5.3.
П 18.1
Нормированные испытательные напряжения электрооборудования
371
Таблица 18.16 П. Нормированные испытательные напряжения электрооборудования
с облегченной изоляцией
В киловольтах
Класс напря- жения Испытательное напряжение внутренней и внешней изоляции
полного грозового импульса кратковременное (одноминутнос) переменное
Относительно земли, между фазами (полюсам и*), между кон- тактами выклю- чателей и КРУ с одним разры- вом на полюс Между кон- тактами разъедини- телей, пре- дохраните- лей и КРУ с двумя раз- рывами на полюс в сухом состоянии под дождем**
Относительно земли, между по- люсами*, межту контактами вы- ключателей с КРУ с одним разрывом на полюс Между кон- тактами разъ- единителей, предохрани- телей и КРУ с двумя разры- вами на полюс Относитель- но земли, между полю- сами*, между контактами выключате- лей Между контак- тами предох- раните- лей
3 20 23 10 12 10 12
6 40 46 20 23 20 23
10 60 70 28 32 28 32
15 75 85 38 45 38 45
20 95 110 50 60 50 60
*Для электрооборудования трехфазного (трехполюсного) исполнения.
**Для электрооборудования категории размещения 1 (кроме силовых трансформаторов и реак-
торов).
Таблица 18.17 П. Нормированные
испытательные длительные переменные
напряжения внутренней изоляции
силовых трансформаторов
и шунтирующих реакторов
В киловольтах
Класс напря- жения Испытательное длительное напряжение относительно земли обмотки ВН
трансформатора реактора*
220 220 —
330 295 —
500 425 425/350**
750 635 635/500**
* Значения испытательных напряжений
для шунтирующих реакторов классов напря-
жения 220 и 330 кВ должны вводиться в стан-
дарт по мере разработки указанных реакторов.
**Указанные в знаменателе значения уста-
навливаются по соглашению между изготови-
телем и потребителем.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 18
1. Сапожников А. В. «Уровни изоляции
электрооборудования высокого напряжения».
М.: Энергия, 1969.
2. ГОСТ 1516.2—97. «Электрооборудо-
вание и электроустановки переменного тока
на напряжение 3 кВ и выше. Общие методы
испытаний электрической прочности».
3. ГОСТ 1516.3—96. «Электрооборудо-
вание переменного тока на напряжения от 1
до 750 кВ. Требования к электрической про-
чности изоляции».
4. Правила устройства электроустано-
вок. Энергоатомиздат, Москва, 1986.
5. IEC Standard 71-1. Insulation coordi-
nation, р. 1. «Definitions, principles and rules»,
1993.
6. IEC Standard 71-2. Insulation coordi-
nation, p. 2. «Application guide», 1996.
7. IEC Standard 60076-3. Power trans-
formers, p. 3. «Insulation levels, dielectric tests
and external clearances in air». 2000.
8. Лоханин А. К. Совершенствование
методов координации изоляции электрообо-
рудования высокого напряжения и их отра-
жение в отечественных и международных
стандартах. «Электротехника», 1994, № 9.
9. Лоханин А. К. Вопросы координации
изоляции электрооборудования высокого на-
пряжения для сетей переменного тока в ми-
ровой практике. Электричество, 1997, № 5.
372
Состояние изоляции в эксплуатации
Глава 19
Глава девятнадцатая
СОСТОЯНИЕ ИЗОЛЯЦИИ В ЭКСПЛУАТАЦИИ
1. Ухудшение состояния изоляции
в эксплуатации
Изоляция трансформатора на заводе
подвергается сушке и дегазации. В таком со-
стоянии она испытывается. В эксплуатации
влага и газ (воздух) постепенно проникают
в изоляцию из окружающего воздуха. Ско-
рость проникновения зависит от способа за-
щиты трансформатора от влияния окружаю-
щей атмосферы, превышения температуры
трансформатора над окружающей темпера-
туры и пр.
Кроме того, при эксплуатации транс-
форматора в изоляции появляются продук-
ты старения.
Таким образом, в изоляции появляются
вода, газ, в том числе кислород, продукты
старения твердой изоляции и масла (в част-
ности кислоты и др. соединения), твердые
частицы различного происхождения, кото-
рые существенно ухудшают электрические
и механические характеристики изоляции
и сокращают срок службы трансформатора.
Ухудшение изоляции вследствие про-
никновения воды и газа может начаться уже
во время транспортирования трансформато-
ра к месту его установки. В случае перевозки
без масла, качество пропитки ухудшается
и в изоляцию проникает газ (азот), а, в не-
которых случаях, при недостаточной герме-
тизации бака также и влага. При недостаточ-
ной герметизации увлажнение возможно и
в случае транспортирования трансформато-
Рис. 19.1. Образование воды при термическом
разложении бумаги:
СП — степень полимеризации бумаги. И7 — ко-
личество влаги, % веса бумаги.
ра с маслом. При изменении окружающей
температуры возникает перепад давления,
который может привести к всасыванию в
бак влажного воздуха, а при дожде, и воды.
2. Влагосодержание
2.1. Источники воды
в трансформаторе
Главным источником воды в трансфор-
маторе является атмосферная влага. Она про-
никает в трансформатор вместе с воздухом
через несовершенные системы защиты от ув-
лажнения. Второй путь, это проникновение
воздуха через уплотнения (в случае их дефек-
та) под воздействием градиента давления.
Помимо попадания влаги в масло из ок-
ружающей атмосферы, в самом трансформа-
торе существует источник воды. Эта вода
выделяется в твердой изоляции и масле в ре-
зультате процесса их старения. В полностью
нагруженном трансформаторе целлюлозная
изоляция состарится в течение 20—30 лет
и выделит за это время около 0,5—0,75 % во-
ды (от массы изоляции).
Старение масла увеличивает влагосодер-
жание бумаги примерно на 1 % до его заме-
ны. Если за время эксплуатации имела место
одна смена масла, то общее количество вла-
госодержания твердой изоляции может воз-
расти за счет старения не более чем на 2—3 %.
Однако если целлюлозная изоляция
сильно состарилась, например механиче-
ская прочность бумаги на разрыв уменьши-
лась более чем вдвое, что обычно бывает за
пределами нормального срока эксплуата-
ции, выделения воды в результате воздейс-
твия температуры значительно увеличивает-
ся (рис. 19.1).
Опыт показывает, что после длительной
эксплуатации в трансформаторах с первона-
чально хорошо обработанной изоляцией,
снабженных расширителями с эффективно
действующими силикагелевыми влагопог-
лотителями, содержание влаги в твердой
изоляции не превысит 5 % по массе, а в мас-
ле 25 г/т (грамм на тонну), если эти транс-
форматоры находились под достаточной на-
грузкой. Но бывают случаи и значительно
более высокой влажности, что приводит
к выводу трансформатора в ремонт. При
этом следует иметь в виду, что образцы изо-
§2
Влагосодержание
373
Рис. 19.2. Изменение влагосо-
держания с температурой:
а — содержание воды И7, в воздухе
(г/м3), в масле и бумаге (г/т) при
50%-насыщснии и разной темпера-
туре 7'; / — бумага, 2 — масло, 3 —
воздух; б — насыщающая влажность
масла (/) и воздуха (2) в зависи-
мости от температуры Т.
Таблица 19.2
Масло Содержание ароматических, % Растворимость воды, г/т
20 °C 40 °C 70 °C
ГКТУ-38101 1025-85 1,6 37 85 270
ТКП ТУ-38-189 08-81 12,3 54 125 335
Т-750 ГОСТ-982—80 17,0 64 140 390
Яросл. НПЗ ТУ-38.40 15849-92 18,8 68 150 400
ляции, взятые из более нагретых мест, пока-
зывают влагосодержание меньше.
В случае пленочной или азотной защи-
ты влагосодержание остается ниже 1 %, т. к.
в этом случае отсутствует контакт масла
с окружающим воздухом.
2.2. Распределение воды в изоляции
Вода растворяется в масле в очень не-
больших количествах.
Растворимость увеличивается с повыше-
нием температуры (рис. 19.2) и изменяется
в зависимости от химического состава мас-
ла. Увеличение содержания ароматических
углеводородов значительно увеличивает рас-
творимость воды (рис. 19.3).
Ниже приведены данные о растворимос-
ти воды в масле в зависимости от содержания
ароматических углеводородов, согласно [4].
Экстраполяцией данных рис. 19.3 и [4]
получены аналогичные значения ;ь!я неко-
торых отечественных масел.
При снижении температуры, при кото-
рой в масле находится предельное (насыща-
ющее) значение влаги, часть влаги выделит-
ся в масле в виде эмульсии, т. е. в форме
очень мелких капель. Эти капли имеют тен-
денцию осаждаться на твердых включениях,
имеющихся в масле.
Увлажнение твердой изоляции при экс-
плуатации трансформатора происходит пу-
Таблица 19.1
Мас- ло Содержание ароматических, % Растворимость воды, г/т
20 °C 40 °C 70 °C
1 5 42,8 97,5 279
2 8 46,8 108 316
3 16 56,2 128,3 369,2
4 21 75 162 436
5 Кремний-ор- ганическое масло 174 314,7 675,4
374
Состояние изоляции в эксплуатации
Глава 19
тем миграции влаги из масла. Масло в свою
очередь увлажняется при соприкосновении
с воздухом, когда защита от увлажнения не-
совершенна.
Скорость миграции влаги из воздуха в
масло и из масла в твердую изоляцию мала
и зависит от многих условий.
Насыщающее значение влагосодержа-
ния целлюлозной изоляции, в отличие от
масла, практически не зависит от темпера-
туры и составляет около 17 % по массе.
Распределение воды в изоляции подчи-
няется закону равновесия: при равенстве
температур относительные влажности со-
прикасающихся сред: воздуха, масла и твер-
дой изоляции равны.
Равновесие может быть достигнуто в те-
чение относительно длительного времени,
но тенденция к достижению равновесия
постоянна.
На рис. 19.4 приведены кривые равно-
весного влагосодержания в системе масло-
целлюлозная изоляция.
При равновесном состоянии парциаль-
ные давления водяных паров во всех трех
средах равны.
Рис. 19.3. Насыщающее влагосодержание мас-
ла, Иф при различном содержании аромати-
ческих углеводородов при атмосферном дав-
лении и плотность насыщенных водяных па-
ров в зависимости от температуры:
/ — трансформаторное масло, содержащее около
6 % ароматических углеводородов; 2 — масло, со-
держащее около 30 % ароматических углеводоро-
дов; 3 — бензол; 4 — плотность насыщенных во-
дяных паров (1 г/м соответствует массе воды 1 г/м3).
В случае повышения температуры твер-
дой изоляции парциальное давление водя-
ных паров в ней повышается и под действи-
ем градиента парциального давления влага
переходит из твердой изоляции в масло. Это
объясняет тот факт, что витковая изоляция
в работающем трансформаторе имеет мень-
шее влагосодержание, чем это следует из
равновесных кривых, предполагающих ра-
венство температур.
Качественно такое же положение имеет
место если температура масла превышает
температуру соприкасающегося с ним воз-
духа.
На рис. 19.5 приведены кривые равно-
весного содержания в системе воздух-масло-
целлюлозная изоляция. Из этого рисунка
видно, что когда бумага находится в масле,
соприкасающемся с воздухом, имеющим
температуру +20°C и относительную влаж-
ность 50 % (или 10 °C и влажность 100 %), со-
держание влаги в бумаге составит примерно
2% при температуре масла 60°C и снизится
до значения менее 1 % при температуре мас-
ла 80 °C. С другой стороны, когда масло на-
ходится при температуре 20 °C, содержание
влаги в бумаге достигает 9%.
Из рис. 19.5 следует, что при превыше-
нии температуры изоляции (масла и твердой
изоляции) над температурой окружающего
воздуха, влагосодержание изоляции будет
низким. И наоборот, при равенстве темпе-
ратуры всех трех компонентов изоляция бу-
дет сильно увлажнена.
Так, при температуре окружающего воз-
духа 20 °C с влажностью 100% и при темпе-
ратуре изоляции равной 90 °C, влагосодер-
жание масла составит около 19 г/т, твердой
изоляции — около 1 %, тогда как при оди-
наковой температуре изоляции и воздуха
(20 °C), даже при вдвое сниженной его
влажности равной 50%, влагосодержание
масла — около 26 г/т, а твердой изоляции —
около 9 %.
Наличие масла не предохраняет твердую
изоляцию от увлажнения. Оно просто замед-
ляет достижение момента равновесия.
В равновесном состоянии основное ко-
личество воды содержится в твердой изоля-
ции (свыше 90 %).
Так, например, в автотрансформаторе
мощностью 125 МВ-А напряжением 220/
110/11 кВ количество масла 47 т, а масса
целлюлозной изоляции — 5,9 т.
При температуре 70 °C и влагосодержа-
нии масла 20 г/т, согласно рис. 19.4, влаж-
ность твердой изоляции составляет 2 %. Т. е.
в масле содержится 0,94 кг, а в твердой изо-
ляции 118 кг воды.
§2
Влагосодержание
375
Рис. 19.4. Равновесное содержание влаги в системе масло-бумага
(Hg — влагосодержание бумаги, %; — влагосодержание масла, г/т):
а — кривые Ооммена (на полях даны насыщающие значения масла при данной температуре), н, г/т;
б — кривые EHV Weidmann [3].
В работающем трансформаторе проис-
ходит постоянное перераспределение вла-
госодержания между твердой изоляцией и
маслом вследствие изменения температуры
при изменении нагрузки и атмосферных ус-
ловий.
В работающем трансформаторе даже
при постоянной нагрузке существует нерав-
номерное распределение влаги в различных
участках изоляции. Так витковая изоляция
имеет меньшее влагосодержание, чем барь-
еры главной изоляции вследствие тенден-
ции выравнивания парциального давления
водяных паров под воздействием градиента
температуры.
При резких изменениях условий, напри-
мер, при сбросе нагрузки и быстром пони-
жении температуры, масло может оказаться
перенасыщенным и произойдет выделение
свободной воды в виде эмульсии. Под воз-
действием электрического поля и движения
масла, пузырьки воды могут выстраиваться
в цепочки, т. к. вода по своей природе по-
лярна, и образовывать проводящие мостики
или осаждаться на поверхности твердой изо-
ляции.
В случае увеличения нагрузки, под воз-
действием быстрого увеличения температу-
ры увлажненной витковой изоляции, приле-
гающей к меди провода, давление водяных
376
Состояние изоляции в эксплуатации
Глава 19
Рис. 19.5. Кривые Фабра и Пи-
нона (Fabre-Pichon) для равно-
весного состояния влаги в сис-
теме возлух-масло-бумага:
— влагосодержание бумаги, %;
И^м — влагосодержание масла, г/т;
0] — температура масла; 0 — тем-
пература воздуха; т — влажность
воздуха [1].
паров в ней будет вытеснять пропитываю-
щее изоляцию масло и микрокаппилляры
могут заполнятся пузырьками водяных па-
ров.
При окружающей температуре ниже ну-
ля, в случае отключения трансформатора от
сети его температура через некоторое время
сравняется с окружающей. Если при этом
произошло выделение свободной воды из
масла, она перейдет в лед. Ледяные кристал-
лы и более крупные образования, увлекае-
мые током масла могут оказаться в электри-
чески наиболее напряженных местах. Такой
механизм переноса частиц льда даже более
вероятен, чем в случае эмульсионной влаги,
т. к. плотность льда меньше. Известны слу-
чаи, когда в зимнее время при включении
трансформатора, после длительного отклю-
чения, происходило ею повреждение.
2.3. Снижение электрической
прочности
Выше говорилось о снижении электри-
ческой прочности изоляции в результате
тепловых переходных процессов распреде-
ления влаги в изоляции.
В данном параграфе сообщаются сведе-
ния о снижении электрической прочности
в стационарном тепловом режиме.
Трудно однозначно сказать, в какой ме-
ре качество масла влияет на электрическую
прочность изоляции трансформатора в це-
лом — это зависит от конфигурации элект-
родов и характера воздействий, лимитирую-
щих прочность данной конструкции. Элек-
трическая прочность масла, не содержащего
твердых частиц, относительно слабо зависит
от количества растворенной в нем воды (до
точки насыщения). При содержании выше 5
г/т электрическая прочность уменьшается
все больше, по мере загрязнения твердыми
частицами. Предполагается, что масло све-
жее или очень мало работавшее. Поэтому не
уделено внимания влиянию кислотности
масла на его способность растворять воду
(кислотность не имеет существенного влия-
ния на диэлектрические свойства масла).
Современные установки для обработки
масла делают возможным уменьшить содер-
жание влаги в масле значительно ниже на-
сыщающего значения даже при низших тем-
пературах, которые могут быть на практике.
Снижение электрической прочности
чистого трансформаторного масла в зависи-
мости от его влагосодержания относительно
невелико (около 20 % при влагосодержании
35 г/т). Однако загрязнение масла механи-
ческими примесями (твердыми частицами)
делает зависимость более резкой.
Как видно из рис. 19.6, прочность в
стандартных электродах снизилась следую-
щим образом (исходная прочность в обоих
случаях 80 кВ):
Таблица 19.3
Содержание механических примесей, г/т Электрическая прочность, кВ при влагосодержании, г/т
20 40 60
0,5 80 75 60
50 60 40 20
Таким образом, вода сильно снижает
электрическую прочность масла, особенно
в присутствии механических частиц.
§2
Влагосодержание
377
Увлажнение присутствующих в масле
волокон целлюлозы превращает их в прово-
дящие частицы, о чем было сказано ранее.
Этим также объясняются случаи пов-
реждений трансформаторов при их включе-
нии после некоторого периода нахождения в
отключенном состоянии, особенно в зимнее
время.
Влияние влагосодержания на электри-
ческую прочность целлюлозной изоляции
Рис. 19.6. Пробивное напряжение при частоте
50 Гц трансформаторного масла при температу-
ре 25 °C в зависимости от влагосодержания W\
1 — технически чистое масло (содержит около
50 г/т твердых включений); 2 — технически чис-
тое масло после двукратного прохождения через
стеклянные фильтры (содержит менее 0,5 г/т твер-
дых включений).
Рис. 19.7. а — электрическая прочность про-
питанного маслом трансформаторного карто-
на при 50 Гц и 20 °C в зависимости от влаго-
содержания:
1 — перекрытие; 2 — пробой;
б — электрическая прочность пропитанного
маслом трансформаторного картона при гро-
зовом импульсе 1/50 мкс, температуре 20 °C,
в зависимости от влагосодержания:
/ — перекрытие; 2 — пробой.
можно проиллюстрировать зависимостями
рис. 19.7 и 19.8.
Как видно из этих кривых, до влагосо-
держания около 1 %, или даже несколько
больше, электрическая прочность практи-
чески не снижается. Однако напряжение на-
чала частичных разрядов начинает снижать-
ся значительно раньше (рис. 19.9).
Однако, влияние воды на электричес-
кую прочность, как уже ранее говорилось,
этим не ограничивается. В условиях эксплу-
атации влага и газы могут перемещаться и их
содержание может достигать критических
значений в наиболее напряженных местах.
Поочередное нагревание и охлаждение транс-
форматора при определенных условиях (со-
стояние, близкое к насыщению) опасно для
его изоляции.
Рис. 19.8. а — влияние влагосодержания на ве-
личину коэффициента диэлектрических потерь,
tgS пропитанной маслом бумаги, х — влагосо-
держание бумаги в % по массе; б — пробивное
напряжение пропитанного маслом электротех-
нического картона при частоте 60 Гц и вы-
держке в течение 7 часов в зависимости от ве-
личины коэффициента диэлектрических по-
терь tg5 [5].
378
Состояние изоляции в эксплуатации
Глава 19
Рис. 19.9. Начальное напряжение
частичных разрядов, £/нач, про-
питанной маслом бумаги с ради-
альной толщиной 30 мм в зави-
симости от влагосодержания,
2.4. Классы влагосодержания
Авторы [4] предлагают классифициро-
вать величины влагосодержания в изоляции
по степени опасности повышения влагосо-
держания масла при нагревании трансфор-
матора и последующего его охлаждения, ког-
да относительная влажность масла значи-
тельно увеличивается или в предельном
случае даже достигает 100%, т. е. насыщения.
Класс I
«Хорошее» состояние — сухой транс-
форматор, влагосодержание целлюлозной
изоляции составляет 0,5—1,0 % или меньше.
Отсутствует возможность существенного из-
менения влагосодержания масла с изменени-
ем температуры. Оно остается ниже 15 г/т.
Относительное влагосодержание масла из-
меняется с температурой и составляет около
3% или меньше при температуре 60—70 °C.
Класс II
Удовлетворительное состояние — нор-
мальное состояние трансформатора, отно-
сительное влагосодержание масла остается
относительно низким — 40—50% при низ-
ких значениях рабочих температур.
При этом влагосодержание изоляции со-
ставляет 1 — 1,5%. Небольшое (менее чем в
два раза) увеличение влагосодержания масла
при нагревании трансформатора и его рабо-
те при нормированном значении. Относи-
тельное влагосодержание масла при темпе-
ратуре 60—70 °C составляет около 5%.
Класс III
Вероятно увлажненное состояние — от-
носительное влагосодержание масла может
возрасти более 50% при изменении в преде-
лах рабочих температур.
Класс IV
Увлажненное состояние — когда изме-
нение рабочей температуры может привести
к образованию водяной эмульсии в масле.
2.5. Влияние на механическую
прочность и скорость температурного
старения
Механическая прочность обмоток транс-
форматора зависит от стабильности их
размеров и усилий запрессовки в течение
эксплуатации. При изменении взаимного
расположения центров обмоток из-за изме-
нения размеров изоляции (толщины про-
кладок и других участков изоляции) и, как
следствие, искажения поля рассеяния, могут
существенно измениться электродинами-
ческие силы, воздействующие на обмотки.
В то же время, ослабление прессовки,
вследствие усадки картона прокладок, вит-
ковой и др. изоляции, приведет к снижению
механической прочности обмоток. Линей-
ная усадка картона и бумаги при уменьше-
нии влагосодержания на 1 % составляет при-
мерно 0,5—0,8% (рис. 19.10). Эта величина
справедлива для области нормальных значе-
ний влажности этих материалов возможных
в эксплуатации.
Очень важно то, что обмотки достигают
стабильных форм, и их изоляция имеет ди-
намические модули эластичности, которые
предварительно установлены для окончания
заводской технологической обработки. Та-
кая обработка является условием удовлетво-
рительной прочности по отношению к уси-
лиям короткого замыкания в трансформато-
ре при эксплуатации.
Поэтому обработка обмотки состоит из
ряда процессов, включая сушку под дав-
лением. Эти операции завершаются перед
окончательной сушкой, обычно перед на-
садкой обмоток на магнитопровод. Опыт
показывает, что остаточная влажность, ко-
торая может быть после этой операции не
должна быть более 1 %.
Перед сборкой трансформатора изоляция
должна быть высушена и ее высота должна
быть стабилизирована сушкой и давлением,
§3
Газосодержание
379
Рис. 19.10. Уменьшение толщины
(усадка) электротехнического кар-
тона в процессе сушки; — вла-
госодержание картона до сушки,
%; h — значение усадки, % [5].
Рис. 19.11. Абсорбция влаги трансформаторным картоном
толщиной 0,5 мм при температуре 17 °C и относительной
влажности воздуха 65 % [5]:
1 — непрочитанный картон; 2 — пропитанный маслом картон;
— влагосодержание картона, %; t — время, сутки (Вайдман).
значение которого желательно должно быть
равно или несколько больше того, которому
обмотка будет подвергаться в эксплуатации.
Несмотря на меры, принятые для устра-
нения или замедления абсорбции влаги изо-
ляцией, во время сборки трудно избежать
повышения влаги в ней к моменту начала
окончательной сушки. Однако, к тому, что
уже было достигнуто в отношении механи-
ческих свойств, эта операция ничего не до-
бавляет. Все же необходимо вновь сжать об-
мотку перед окончательной пропиткой мас-
лом. Для этого кроме высокой температуры
и вакуума требуется время, особенно для де-
талей большой толщины.
Здесь уместно заметить, что пропитка
изоляции маслом значительно замедляет ее
увлажнение (рис. 19.11).
Значение влагосодержания оказывает
влияние на механическую прочность кос-
венным образом, значительно ускоряя тем-
пературное старение (рис. 19.12).
3. Газосодержание
3.1. Растворимость газов
в трансформаторном масле
Масло растворяет воздух и различные
газы, соприкасающиеся с маслом, иногда
в больших количествах. В трансформаторе,
снабженном расширителем, скорость абсор-
бции газов маслом в большой степени зави-
сит от конструкции. Эта скорость мала, но
ею нельзя пренебречь, учитывая срок служ-
бы трансформатора.
Рис. 19.12. Влияние влагосодержания бу-
маги, на скорость теплового старения.
За единицу принята скорость старения вы-
сушенной и пропитанной маслом бумаги
с остаточным влагосодержанием 0,3 % (на-
пример, при влагосодержании 1 % бумага
старится в 6 раз быстрее, чем при влагосо-
держании 0,3 %) [5].
380
Состояние изоляции в эксплуатации
Глава 19
Рис. 19.13. Растворимость воздуха (Я) в масле, % объема
в зависимости от температуры при давлении 735 мм. рт. ст.
Рис. 19.14. Растворимость воздуха
в трансформаторном масле в зависи-
мости от атмосферного давления р.
В трансформаторах, в которых масло со-
прикасается с газом (воздухом в трансфор-
маторах с силикагелевым осушителем или
азотом в трансформаторах с азотной подуш-
кой), происходит постепенное насыщение
масла газом. Различные газы имеют разную
растворимость в масле. Ниже приведена
растворимость газов в трансформаторном
масле при температуре 25 °C и атмосферном
давлении 736 мм. рт. ст.
Таблица 19.4
Газы Объем, %
Воздух 10,0
Азот чистый 8,56
Кислород чистый 15,92
Азот из воздуха 6,98
Кислород из воздуха 3,02
Окись углерода 9,0
Двуокись углерода 120,0
Существует прямая зависимость между ко-
личеством растворенного газа и его давлением
над зеркалом масла в установившемся состоя-
нии. С повышением температуры раствори-
мость увеличивается. На рис. 19.13 и 19.14
приведены соответствующие данные, которые,
однако, нельзя распространять на все масла.
Это связано с неодинаковым поверхностным
натяжением масла на границе с газом.
Различная растворимость разных газов
в масле приводит к тому, что состав газов
в масле может оказаться совершенно иным,
чем в газовом пространстве над маслом.
3.2. Снижение электрической
прочности масла,
содержащего растворенный газ
Имеется крайне мало сведений о про-
чности масла, содержащего растворенный
газ. Считается, что влияние растворенного
газа ниже насыщающего значения относи-
тельно невелико.
По некоторым данным, газы, растворен-
ные в масле, снижают его электрическую
прочность на 20—30%, если они не образу-
ют пузырьки. Это явление происходит вбли-
зи насыщенного состояния как следствие
изменения температуры или по другим при-
чинам, например при воздействии сильного
электрического поля или очень большой
скорости масла в трубах охладителя.
Обычные методы сушки трансформа-
торного масла обеспечивают дегазацию до
такого состояния, при котором масло имеет
только следы газа. Содержание его трудно
измерить. Но это масло может абсорбиро-
вать газы во время эксплуатации трансфор-
матора, если масло не изолировано от воз-
духа защитной мембраной в расширителе
или имеет защитную подушку инертного га-
за, который растворим в масле.
Кроме того, в случае повышенного со-
держания растворенного в масле газа при
циркуляции масла из зон с высоким стати-
ческим давлением, вызванном столбом мас-
ла, в зоны с низким статическим давлением,
а также из зон с высокой температурой в зо-
ны с более низкой температурой, из масла
может выделяться газ.
Быстрое перемешивание масла насоса-
ми и возникновение кавитации может также
вызвать газовыделение.
Более однозначно проявляются колеба-
ния нагрузки, а также давления и темпера-
туры окружающего воздуха, особенно если
они происходят быстро. Газ сначала образу-
ет мельчайшие пузырьки, резко понижая
электрическую прочность масла, затем обра-
зуются пузырьки, поднимающиеся вверх.
Аналогичные явления происходят при отклю-
чениях крупных трансформаторов, сопровож-
дающихся интенсивным охлаждением масла.
Таким образом, при рассмотрении со-
держания газов (как и влаги) только в изо-
ляции недостаточно рассматривать средние
вел ичины.
§4
Содержание твердых частиц в масле
381
4. Содержание твердых частиц
в масле
В масле работающего трансформатора
может содержаться некоторое количество
твердых частиц. Наиболее опасными для
изоляции являются проводящие частицы
(металлы, углерод, влажные волокна и т. д.).
Известны случаи повреждения трансформа-
торов, причиной которых являлось загряз-
нение масла твердыми частицами.
4Л. Источники образования
твердых частиц, их состав
Степень опасности определяется коли-
чеством частиц, их размером и природой.
По-видимому, более жесткое ограничение
количества частиц должно быть для транс-
форматоров высших классов напряжения.
Разработка таких нормативов требует прове-
дения дополнительных исследований. Глав-
ными источниками образования частиц яв-
ляются системы охлаждения, особенно на-
сосы, а также процессы старения твердой
изоляции и масла.
Характерным является неравномерное
распределение частиц в масле трансформа-
тора. Методы отбора проб и счета частиц
приведены в публикации МЭК-60970 (Ме-
тоды подсчета и определения размеров час-
тиц в изоляционных жидкостях).
Обычно после сборки трансформатора
на заводе в масле содержится большое коли-
чество частиц, главным образом волокон
целлюлозы. Поэтому масло трансформато-
ров напряжением 220 кВ и выше перед ис-
пытаниями подлежит фильтрации. После
монтажа на месте установки в эксплуатации
фильтрация должна быть произведена пов-
торно, т. к. в масле могут появиться частицы
из системы охлаждения.
Во время эксплуатации с течением вре-
мени количество частиц в масле может воз-
расти. Характерный количественный состав
частиц в зависимости от их размеров приве-
ден в таблице 19.5.
В МЭК-60970 рекомендована процедура
отбора пробы масла для определения количес-
тва частиц. Важно обеспечить чистоту сосуда
для масла и вентиля, через который берется
проба. Желателен отбор из движущегося по-
тока масла. Отбор пробы из застойной зоны
на дне бака может сильно исказить результат.
Повреждения трансформаторов вследс-
твие наличия большого количества твердых
частиц отмечались главным образом на
трансформаторах сверхвысокого напряже-
ния (СВН). Наибольшее число известных
случаев повреждения имело место в масля-
ных промежутках, например, с экрана высо-
ковольтного ввода или отвода и пр., где от-
сутствовали барьеры.
4.2. Оценка результатов
определения количества частиц
Рабочей группой Исследовательского
комитета 12 СИГРЭ рекомендована класси-
фикация результатов определения количес-
тва частиц, приведенная в таблице 19.6 [5].
Результаты, оцененные согласно табли-
це 19.6, могут быть уточнены после прове-
дения испытаний электрической прочности
масла. Эти испытания должны быть прове-
дены согласно МЭК-60156. Если результаты
испытаний не будут соответствовать изме-
ренному количеству частиц, испытания сле-
дует повторить. При этом должна быть при-
менена методика, которая способна выявить
влияние частиц. В разделе 4.3 описаны испы-
тания при большом объеме масла между
электродами и достаточно длительном при-
ложении напряжения (ступенями с выдерж-
кой 1 мин). Для рекомендаций принято «гра-
ничное» значение электрической прочности,
сниженное на 30% или более по сравнению
с новым маслом. Рекомендуются дальнейшие
действия применительно к трансформаторам
СВН, приведенные в таблице 19.7.
Таблица 19.5. Типичный пример количества твердых частиц
в естественно загрязненном масле трансформатора
Кумулятивное число Дифференциальное число
Размеры частиц, мкм Количество частиц в 100 мл, больших указанного размера Диапазоны раз- мера частиц, мкм Количество частиц, указанных размеров в 100 мл
5 11600 5-15 10930
15 670 15-25 551
25 119 25-50 107
30 12 50-100 11
100 1 Более 100 1
382
Состояние изоляции в эксплуатации
Глава 19
Таблица 19.6. Уровни содержания твердых частиц в масле трансформаторов
Максимальное ко- личество в 100 мл Обозначение содержания частиц Оценка
5 мкм 15 мкм
250 32 Нулевое Уровень содержания частиц в растворителе в сосуде, предназначенном для отбора масла (согласно МЭК)
1000 150 Низкое Масло высшей чистоты перед заводскими испытаниями и перед включением в эксплуатацию
32000 4000 Нормальное Уровень содержания частиц типичный для трансформа- торов в эксплуатации
130000 16 000 Предельное Уровень содержания частиц имеющий место в значи- тельном числе трансформаторов в эксплуатации
>130000 >16000 Высокое Уровень, редко встречающийся и свидетельствующий о ненормальном состоянии
Т аблица 19.7. Рекомендации при загрязненном масле
Уровень содер- жания частиц Электрическая прочность Рекомендации
Нормальный Хорошая Сниженная Хорошая Меры не требуются Определить тип частиц Вероятно наличие грязи или сухих волокон. Повторить элект- рические испытания прочности по методике, позволяющей выявить эффект частиц
Граничный Граничная Хорошая Определить тип частиц. Определить влагосодержание, принять решение о необходимости фильтрации Повторить определение количества частиц. Повторить испытания прочности по методике для определения эффекта частиц
Высокий Граничная Исследовать источник образования частиц Рекомендуется обязательная фильтрация или замена масла
43. Влияние частиц
на электрическую прочность
В литературе имеется много сведений
о влиянии твердых частиц на электрическую
прочность.
На рис. 19.6 показано влияние влаги и
твердых частиц на электрическую прочность.
В [5] отмечается, что метод определения
пробивной прочности масла согласно МЭК-
60156 не пригоден для определения вредно-
го влияния твердых частиц в масле.
Однако, с той же испытательной каме-
рой можно показать влияние частиц заме-
нив быстрый подъем напряжения ступенча-
тым подъемом с выдержкой напряжения на
каждой ступени. При таком методе 30 %
снижение среднего пробивною напряже-
ния имеет место для нормально зафязнен-
ного в эксплуатации масла. Более четко ла
зависимость проявляется при увеличении
объема масла в испьпаюльной камере.
Гэлые электроды
Присущ iвие твердых части, как проводя-
щих так и в виде целлюлозных волокон, всета
уменьшает пробивное напряжение. Степень
уменьшения зависит от объема масла, метода
приложения напряжения, типа частиц.
Однако, в случае электродов, покрытых
изоляцией, снижение пробивного напряже-
ния меньше (рис. 19.15).
В трансформаторах, имеющих большой
объем масла, частицы могут перемещаться
и концентрироваться в наиболее напряжен-
ных местах. Поэтому для оценки снижения
пробивного напряжения вследствие нали-
чия твердых частиц были предложены коак-
сиальные электроды, которые способствуют
движению масла и концентрации частиц
в наиболее напряженном месте.
Важным является также метод прило-
жения напряжения. Большая длительность
приложения напряжения увеличивает веро-
ятность концентрации частиц между элект-
родами.
Необходимо учитывать и влагосодержа-
ние масла, которое может усилить отрица-
тельный эффект частиц (рис. 19.6). Следует
также отметить, что частицы снижают ми-
нимальное пробивное напряжение в боль-
шей степени, чем среднее.
§5
Старение изоляции!
383
Изолированные электроды
Имеется относительно мало данных о сни-
жении электрической прочности загрязнен-
ного масла при изолированных электродах.
Известен опыт, в котором масло, загряз-
ненное алюминиевым порошком в системе
электродов, имитировавших главную изоля-
цию между обмотками, снизило среднее
пробивное напряжение на 7 %, а минималь-
ное — на 32 %.
Возможно, что механизм пробоя при
изолированных электродах иной чем при
неизолированных.
Известны случаи отложения проводя-
щих частиц на поверхности изоляционных
деталей, что значительно снизило их элект-
рическую прочность.
5. Старение изоляции1
Под влиянием рабочей температуры
в трансформаторе происходит старение, т. е.
разложение как масла, так и твердой изоляции.
5.1. Старение
трансформаторного масла
Основным продуктом старения масла яв-
ляются кислоты. Удаление воздуха и содержа-
щегося в нем кислорода, растворенного в мас-
ле, содействует замедлению этого процесса.
Почти полная дегазация масла происхо-
дит во время сушки масла. Последующая аб-
сорбция кислорода маслом во время эксплу-
атации зависит от системы защиты транс-
форматора от влияния атмосферы. Поэтому
устройства, предотвращающие контакт мас-
ла с окружающим воздухом, являются весь-
ма желательными.
С точки зрения старения масла наличие
нескольких граммов воды на тонну масла
не имеет существенного значения. В боль-
шинстве случаев срок службы трансформа-
торного масла до его смены или очистки со-
ставляет более 10 лет.
Однако хорошо очищенные масла даже
в сочетании с обычным расширителем с воз-
духоосушителем обеспечивают без специ-
альной обработки срок службы до 30 лет.
Подробнее о поведении масла в эксплуа-
тации см. гл. 9 «Трансформаторное масло».
5.2. Старение целлюлозной изоляции
Под влиянием ряда воздействий — теп-
ловых, химических и других, в изоляции
идет процесс, ухудшающий ее характеристи-
ки — старение. Существенно не влияя на
электрические свойства, старение резко
проявляется в изменении механических ха-
рактеристик. Для оценки состояния изоля-
ции производится определение степени ее
полимеризации.
Целлюлоза — натуральный полимер,
молекула которого образует цепь, состоя-
щую примерно из 1200—1300 колец глюко-
зы, степень полимеризации 1200—1300. Сте-
пень молекулярной полимеризации полиме-
ра есть среднее число одинаковых частей,
образующих молекулу. При разложении мо-
лекулы распадаются на более мелкие части.
Средняя длина этих частей определяется
степенью разложения.
При старении целлюлозы степень мо-
лекулярной полимеризации снижается от
1200—1300 приблизительно до 100. Это сни-
жение средней длины цепей сопровождается
образованием альдегидов и кетонов в местах
разрыва цепочек, которые в свою очередь
имеют тенденцию к превращению в кисло-
ты. Степень полимеризации (СП) удобно
оценивать по вязкости разбавленного рас-
твора полимера в подходящем растворителе.
*См. также главу 22.
Рис. 19.15. Зависимость элект-
рической прочности масляного
канала от количества твердых
частиц в 100 мл масла (N). По
оси ординат пробивная напря-
женность переменного напряже-
ния, Е — кВ/мм [6]:
1 — в промежутке между барьером
из картона; 2 — голые электроды.
384
Состояние изоляции в эксплуатации
Глава 19
Рис. 19.16. Снижение механи-
ческой прочности бумаги при
ее старении:
а — зависимость прочности бумаги
на разрыв, Р, от степени ее поли-
меризации, СП; пунктиром по-
казано предельное значение СП
(360), допустимое для изоляции
трансформатора; б — зависимость
между разрывной длиной, А, и сте-
пенью полимеризации бумаги [1].
Рис. 19.17. Старение пропитан-
ной маслом бумаги в зависимо-
сти от времени и температуры:
а — относительные значения степе-
ни полимеризации, СП/1300, про-
питанной маслом бумаги (опыты
проводились в вакууме, содержание
воды в бумаге в начале опыта соста-
вило 0,3 %); б — степень полимери-
зации СП в моделях трансформато-
ров в масле при 85 °C, температура
бумаги 100 °C; в — время и темпе-
ратура, потребные для достижения
указанного относительного значе-
ния степени полимеризации [1].
Для целлюлозы таким растворителем может
быть гидрооксид купроэтилендиамина.
Измерение СП, которое можно произво-
дить пробами массой в несколько грамм, при
хорошей точности (2%) дает оценку состоя-
ния бумаги, начиная от новой и кончая той,
которая подверглась сильному разрушению.
По мере старения механические свой-
ства целлюлозных материалов, и в частности
бумаги, ухудшаются. По достижении СП
значения 360—400 прочность бумаги на раз-
рыв снижается приблизительно вдвое, и
дальнейшее ее использование считается не-
целесообразным (рис. 19.16).
В случае развитого старения бумаги ме-
ханические характеристики становятся не-
надежными и имеют существенный разброс
величин, тогда как химические критерии
старения бумаги позволяют определить лю-
бую наиболее глубокую степень старения бу-
маги, какая только встречается на практике.
На рис. 19.17 приведены эксперимен-
тальные зависимости скорости старения от
температуры.
Приведенные кривые получены на об-
разцах, предварительно высушенных и отва-
куумированных.
В [1] описан способ экстраполяции экспе-
риментальных данных, с помощью которого
получены зависимости рис. 19.17, в. На этом
рисунке различные прямые линии, относящи-
еся к различным степеням старения бумаги,
не являются параллельными. Это свидетель-
ствует о том, что закономерность, найденная
Монтзингером (см. гл. 2) справедлива только
для определенной степени старения бумаги.
Другими словами, приращение темпера-
туры, при котором время, необходимое для
достижения одной и той же степени полиме-
ризации, снижается вдвое, зависит от относи-
тельной величины степени полимеризации.
Это положение иллюстрировано также
на рис. 19.18.
Ниже приведены данные о продолжи-
тельности термического старения в вакууме
бумаги с начальным содержанием влаги
0,3 %, необходимой для достижения степени
полимеризации, равной 150.
§5
Старение изоляции!
385
Температура, °C.......115 ПО 105 100 95 90
Продолжительность, лет .. 14 26 50 95 180 350
Эти данные, получены авторами [1] пу-
тем экстраполяции результатов эксперимен-
тов, приведенных на рис. 19.17). Считается,
что использование бумаги с меньшей степе-
нью полимеризации нецелесообразно, хотя
в некоторых случаях отмечено, что транс-
форматоры эксплуатировались до степени
полимеризации 200 и даже 100. Установле-
но, что при значении степени полимериза-
ции ниже 150 механические свойства бумаги
уже не могут быть определены.
Действие кислорода
Содержащийся в масле кислород, воз-
действуя непосредственно на бумагу, уско-
ряет старение.
Рис. 19.19. Влияние влагосодер-
жания бумаги W на ее старение:
а — скорость старения в зависимос-
ти от влажности. По оси ординат —
отношение времени, потребного для
достижения определенной степени
старения бумаги, содержащей 0,3 %
влаги, к времени, необходимому для
такого же разрушения бумаги при
влагосодержании [1]; б — время
старения г, необходимое для умень-
шения до нуля прочности бумаги на
растяжение в зависимости от ее вла-
госодержания W (температура
старения 120 °C).
ДО
/ -L СП/' 1300 1
0 0,25 0,50 0,75 1
Рис. 19.18. Изменения приращения температуры,
ДО, обусловливающей удвоение скорости старе-
ния бумаги, в зависимости от достигаемой при
этом степени старения, оцениваемой по отно-
сительной степени полимеризации СП/1300 [1].
Рис. 19.20. Активная часть генераторного трансформатора мощностью 100 МВ-А, напряжением
220±12 %/11/11 кВ, с РПН в нейтрали ВН (ТРДЦН-100000/220).
386
Состояние изоляции в эксплуатации
Глава 19
Продукты окисления масла также влия-
ют на старение бумаги; однако степень их
воздействия представляет величину второго
порядка по сравнению с прямым воздейс-
твием кислорода. Это подтверждается тем,
что в открытых сосудах (со свободным до-
ступом воздуха), содержащих масло и бумагу
с влажностью 0,3—5%, старение бумаги
протекает примерно в 2,5 раза быстрее, чем в
герметично закрытых сосудах в вакууме (или
в атмосфере азота) при таком же содержании
влаги и температуре 90, 100 и 115°C [1].
Действие влаги
Влияние влаги на скорость старения под-
чиняется простому закону, скорость разло-
жения бумаги приблизительно пропорцио-
нальна количеству содержащейся в ней влаги
(см. рис. 19.12). Этот приближенный закон
справедлив при содержании влаги в бумаге от
0,3 до 7 % и при относительно небольшой сте-
пени разрушения бумаги. При более сильном
конечном разрушении бумаги влияние влаги
становится более заметным (рис. 19.19). При
содержании влаги 2% старение бумаги про-
исходит быстрее в 6—16 раз, а при 4% —
в 12—45 раз чем при 0,3 %.
Влагосодержание твердой изоляции но-
вого трансформатора при выпуске с завода
составляет менее 0,5%. По истечении не-
скольких лет эксплуатации трансформатора
с силикагелевым осушителем воздуха вла-
госодержание может увеличиться до 3—5 %
в зависимости от режима работы. В таком
состоянии трансформатор работает остав-
шееся время до установленного срока экс-
плуатации, равного 25 годам. При этом
степень полимеризации твердой изоля-
ции обычно остается в пределах не менее
400-360.
Трансформаторы, снабженные защитой
от окружающей атмосферы с помощью элас-
тичной мембраны, не имеют непосредствен-
ного соприкосновения масла в расширителе
с окружающей атмосферой. Поэтому вла-
госодержание и газосодержание изоляции
в таких трансформаторах повышается зна-
чительно медленнее.
В отечественной практике такой защи-
той обычно снабжаются трансформаторы
напряжением 220 кВ и выше.
Поэтому можно считать, что при одина-
ковых нагрузочных условиях изоляция в та-
ких трансформаторах старится существенно
медленнее.
На рис. 19.20 видны различные участки
изоляции, подвергающиеся описанным воз-
действиям, влияющим на электрические и
механические характеристики изоляции.
6. Заключение
Изоляция трансформаторов в эксплуа-
тации ухудшается вследствие проникнове-
ния воздуха и влаги из окружающей атмос-
феры, а также твердых частиц. Степень ухуд-
шения и его скорость зависят от защитных
устройств трансформатора. Наиболее эф-
фективной является пленочная защита, ко-
торой снабжаются трансформаторы напря-
жением 220 кВ и выше.
В неблагоприятных случаях может про-
изойти электрическое повреждение изоляции.
В течение эксплуатации происходит тер-
мическое старение изоляции, в результате
которого механическая прочность обмоток
снижается. Наличие в трансформаторе кис-
лорода, воздуха и влаги могут значительно
ускорить процессы старения изоляции.
Поддержание изоляции в части содер-
жания влаги, газа и твердых частиц в хоро-
шем состоянии позволяет повысить надеж-
ность изоляции и продлить ее срок службы.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 19
1. Fabre J., Pichon A. Deteriorating pro-
cesses and products of paper in oil. Application
to transformers, CIGRE, 1960, 137.
2. Лизунов С. Д. Сушка и дегазация изо-
ляции трансформаторов высокого напряже-
ния. М.: Энергия, 1971.
3. Du Y., Zahn М., Lesieutre В. С.,
Mamishev А. V., Lindren S. R. Moisture-equi-
librium in transformer paper-oil systems. Elec-
trical insulation masazine, January-February
1999, Vol. 15. N 1. P. 11-20.
4. Griffin P., Socolov V. Moisture equili-
brium and moisture migration within transfor-
mer insulation. CJGRE WG 12.18, Site mana-
gement of transformers.
5. Background information on high tempe-
rature insulation for liquid-immersed power
transformers. WG report. IEEE PES Transformers
Committee. Insulation life Subcommittee. Wor-
King Group on high temperature insulator liquid-
immersed power transformers. I EE Transaction
on Power Delivery. Vol. 9, № 4, October 1994.
6. Particles in oil. CIGRE WG 12.17. Mi-
nites of second meeting, Paris, August 27, 1996.
7. Effects of particles on transformers die-
lectric strength. Shorter version for publication
in Electra, CIGRE WG 12.17.
8. Shroff D. H., Stannett A. W. A review of
paper aging in power transformers J EE Pro-
ceedings. Vol. 132. N 6. November 1985.
9. Lampe W., Spicar E. The oxygen-free
transformer, reduced ageing by continuous
degassing. CIGRE, 1976, rep. 12.05.
§ I
Введение
387
Глава двадцатая
ПОЖАРОБЕЗОПАСНОСТЬ
1. Введение
Большой вред окружающей среде может
быть нанесен в случае разлива масла и возник-
новения загорания масла вследствие тяжелого
внутреннего повреждения трансформатора.
Вероятность возникновения загорания
большого силового трансформатора относи-
тельно мала, но с ней приходиться считаться.
Возможны три механизма возникно-
вения пожара маслонаполненных трансфор-
маторов, которые, кратко, заключаются в сле-
дующем.
1. В результате короткого замыкания
в трансформаторе может возникнуть элект-
рическая дуга с большим током в пределе
равным току короткого замыкания системы
(например, при повреждении изоляции
между линейным отводом и землей (в сис-
теме с заземленной нейтралью) или между
линейными отводами разных фаз). Под воз-
действием высокой температуры дуги на
трансформаторное масло образуется боль-
шое количество раскаленных горючих газов,
которые создают высокое избыточное давле-
ние в баке трансформатора. Если быстро-
действие защит на отключение трансформа-
тора недостаточно, а механическая про-
чность бака невысока, то может произойти
разрыв бака и самовозгорание раскаленных
газов вследствие их соприкосновения с кис-
лородом воздуха.
2. Электрический пробой изоляции кон-
денсаторных вводов приводит к такой же
последовательности событий. Электрическая
дуга между токоведущей трубой ввода и за-
земленным фланцем создает быстрый подъ-
ем давления внутри ввода. В случае разрыва
нижней фарфоровой покрышки дальнейшие
события не отличаются от описанных в пер-
вом случае. При разрыве верхней покрышки
горячее масло выливается на крышку транс-
форматора. Высокая температура горящего
масла может привести к повреждению фар-
фора других вводов, уплотнений радиаторов
и других охлаждающих устройств и дальней-
шему развитию пожара. Разрыв верхней пок-
рышки ввода может привести к выбросу от-
дельных кусков фарфоровой покрышки на
значительное расстояние, что представляет
опасность для персонала подстанции.
3. В случае установки переключателя
в отдельном отсеке вероятность возникно-
вения загорания при повреждении переклю-
чателя возрастает вследствие относительно
малою объема отсека, более подверженного
разрыву. Например, срыву крышки. Это от-
носится, главным образом, к переключате-
лям, расположенным на линейном конце
обмотки СН в автотрансформаторе с регули-
рованием напряжения в линии СН. В этом
случае ток замыкания на землю является то-
ком короткого замыкания системы.
В главе приведено описание условий
возникновения загорания маслонаполнен-
ного трансформатора и мер по обеспечению
пожаробезопасности. Представлена инфор-
мация о негорючих силовых трансформато-
рах с элегазовой изоляцией, а также о рас-
пределительных трансформаторах, запол-
ненных негорючей жидкостью.
2. Статистические данные
о повреждаемости трансформаторов
Для оценки потенциальной возможнос-
ти возникновения повреждения с последую-
щим возгоранием можно воспользоваться
результатами подробного анализа поврежда-
емости, проведенного рабочей группой 12-го
комитета СИГРЭ «Трансформаторы» [1, 2].
Обзор был осуществлен на основании
сведений по установленной форме, пред-
ставленных 13-ю странами — членами ко-
митета, в том числе СССР. Анализ произво-
дился для трансформаторов напряжением
от 72 до 700 кВ без ограничения мощности,
проработавших в энергосистемах не более
20 лет.
Для определения повреждаемости ис-
пользовалась формула:
где nt — число поврежденных трансформа-
торов в течение /-го года; N, — число транс-
форматоров в эксплуатации в течение /-го
года.
В таблице 20.1 повышенные значения
повреждаемости для напряжений 300—700 кВ
отчасти связаны с пиком повреждаемости,
имевшим место в некоторых странах в 70-х
годах. Наиболее достоверными следует счи-
тать значения повреждаемости, приведен-
ные во второй строке таблицы (для транс-
388
Пожаробезопасность
Глава 20
Таблица 20 1. Средняя годовая повреждаемость (с вынужденным отклонением),
X, %, трансформаторов с РПН и без РПН
Наибольшее рабочее напряжение, кВ Повышающие трансформаторы Понижающие трансформаторы Автотрансформаторы
60—< 100 1,2 (988) 1,4 (14841) (39)
100—<300 1,4 (4309) 1,5 (16960) 0,5 (3758)
300—<700 3,0 (1185) 1,6 (878) 2,4 (4171)
Примечания:
1. В скобках указана общая наработка трансформаторов, указанных напряжений, трансфор-
маторы • годы;
2. Прочерк означает, что расчет нс производился из-за недоск.;ка данных.
форматоров напряжением 100—300 кВ) вви-
ду наибольшего объема наработки. С учетом
этих обстоятельств среднюю годовую пов-
реждаемость можно оценить величиной
около 1,5 %.
В обзоре отсутствуют данные о повреж-
дениях с загоранием. Количество поврежде-
ний электрического характера составляет
около 30% от общего числа повреждений.
Из них около половины составляют повреж-
дения, потребовавшие ремонта длительно-
стью более 30 дней. Общее число таких пов-
реждений составляет 1,5 % • 0,3 • 0,5 = 0,225 %.
Таким образом, примерно в двух транс-
форматорах из каждой 1000 находящихся в
эксплуатации, возникают тяжелые повреж-
дения электрического характера, требующие
длительного ремонта. В [3] приведены све-
дения о повреждаемости силовых трансфор-
маторов напряжением 35—750 кВ в отечест-
венных энергосистемах. На основании этих
сведений в таблице 20.2 дано количество
внутренних коротких замыканий в транс-
форматорах в процентах от общего количес-
тва повреждений.
Согласно [3] 15% всех внутренних КЗ
в трансформаторах сопровождались возго-
ранием, т.е. это составит 50,4 % • 0,15 7,6 %
от общего количества повредившихся транс-
форматоров. Приняв удельную повреждае-
мость равной 1,5% [1, 2], можем получить
удельную повреждаемость с возгоранием:
1,5 %-0,076 0,1 %.
Таким образом, из каждой тысячи
трансформаторов, находящихся в эксплуа-
тации, в течение года можно ожидать пов-
реждение с вынужденным отключением 15
трансформаторов, из которых один — с воз-
горанием.
3. Предотвращение разрыва
бака маслонаполненных
трансформаторов вследствие
внутреннего повреждения [4, 5]
Когда возникает внутреннее поврежде-
ние в маслонаполненном трансформаторе,
под воздействием дуги образуется большой
объем газов, являющихся продуктами разло-
жения масла, что приводит к быстрому уве-
личению давления в баке. В случае тяжелого
повреждения защитные устройства не спо-
собны снизить давление, и может произойти
разрыв бака. Разрыв бака вызывает разлив
большого количества масла и может привес-
ти к пожару вследствие контакта разогретых
горючих газов с кислородом воздуха.
Таблица 20.2. Количество повреждений с внутренними короткими замыканиями
Место повреждения Количество всех повреждений, % Из них количество КЗ, % Количество КЗ, % от общего количества повреждений
Обмотки 16 80 12,8
Вводы 22 89 19,6
РПН 13,5 25 3,5
Прочие 48,5 36* 14,5
Всего 100 50,4
§3
Предотвращение разрыва бака маслонаполненных трансформаторов
389
Количество газов генерируемых дугой.
Напряжение дуги слабо зависит от тока,
а изменяется в зависимости от длины дуги,
формы электродов, давления и пр. Зависи-
мость согласно опытным данным, получен-
ным в Японии, приведена на рис. 20.1 за-
висимость.
При повреждении изоляции линейного
отвода ВН на землю током дуги является ток
к. з. системы, а при повреждении на другом
участке — с учетом соответствующего полно-
го сопротивления. Исходя из формы напря-
жения и тока дуги (рис. 20.2), энергия дуги
может быть подсчитана по выражению:
1
2/
Е= 2fjUj2l-sin2nftdt =
о
= Ы1и1, (20.1)
я
где Е — энергия дуги в единицу времени,
кВт; U — напряжение дуги, В; I — ток дуги,
эффективное значение, кА; г — время, с;/—
частота, Гц.
Количество образующихся газов. Коли-
чество газа может быть посчитано исходя из
разницы химической энергии связи между
маслом и образующимися газами, при этом
предполагается следующий состав газов: во-
дород Н2 — 60 %, ацетилен С2Н2 — 30 %, ме-
тан СН4 — 5%, этилен С2Н4 — 5%.
Температура газов в момент их образо-
вания крайне высокая, и необходимо учесть
тепловое расширение. Предполагается, что
температура газа в непосредственной бли-
зости от дуги составляет около 4000 К, но
средняя температура всего объема газа будет
ниже — около 2000 К. Объем газа, образую-
щегося при давлении 1 кгс/см2 и фактиче-
ской температуре, можно оценить как 0,3—
0,5 л/(кВт-с). Экспериментальные результа-
ты дают такую же скорость. Принимая с запа-
сом цифру 0,5 л/(кВт-с), можно заключить,
что скорость газообразования при серьезном
повреждении достигает почти 50000 л/с.
Расширение бака. Давление в баке вслед-
ствие повреждения будет тем меньше, чем
больше коэффициент расширения бака. По-
этому значение коэффициента расширения
очень важно для предотвращения разрыва
бака особенно в случае тяжелого поврежде-
ния, когда едва ли можно надеется на за-
щитное устройство. Коэффициент расшире-
ния (отношение увеличения объема бака к
приращению внутреннего давления) зависит
от конструкции бака и его размера. Так, для
трансформатора 300 МВ • А он оказался рав-
ным от 350 до 700 л/(кгс/см2).
Обычно коэффициент расширения зна-
чительно увеличивается, когда давление воз-
растает сверх предела упругости и начинает-
ся пластическая деформация. Это можно
учитывать при расчетах.
Увеличение прочности бака обычно ве-
дет к уменьшению расширения, и требуется
особое внимание, чтобы сохранить требуе-
мую упругость. Очень эффективным являет-
ся усиление разъемов бака с помощью до-
полнительных элеменюв, например, струб-
цин (рис. 20.3). Прочность бака такими
мерами может быть доведена до 5 кгс/см2.
Анализ повышения давления в баке. Ес-
ли пренебречь выбросом масла через защит-
ное устройство, объем образовавшегося сжа-
того газа равен расширению бака.
<202,
где А — коэффициент расширения бака,
см3/(кгс/см2); Р(г) — давление в данный
Рис. 20.1. Напряжение дуги в масле в зависи-
мости от ее длины [5].
Рис. 20.2. Форма тока, /, и напряжения, 2,
дуги в масле.
390
Пожаробезопасность
Глава 20
Рис. 20.3. Варианты крепления разьема бака
с помощью С-образных струбцин:
1 — верхняя часть бака, 2 — С-образная струбци-
на, 3 — сварной шов, 4— нижняя часть бака, 5 —
балка жесткости.
момент, кг-с/см2; С — скорость образова-
ния газа дугой при нормальных условиях,
см3/кВт • с; Е— мощность дуги, кВт • с/с; t —
время, с.
Если принять коэффициент расширения
бака А постоянным, т. е. независимым ог
давления, то
0,25 +
А
0,5.
(20.3)
Учитывая фактическое нелинейное из-
менение А, вышеприведенное уравнение
может быть решено численными методами.
Ввиду колебаний давления и его неравно-
мерного распределения максимальное зна-
чение фактически будет больше, чем P(t).
Коэффициент увеличения для больших
трансформаторов согласно теоретическим и
экспериментальным данным составляет 1.3.
В соответствии с теорией на рис 20.4 приве-
дены допустимые токи повреждения без раз-
рыва бака. Видно, что если удается отключить
поврежденный трансформатор в течение 60—
80 мс, разрыв бака можно предотвратить.
Если коэффициен г расширения бака на-
столько мал, что давление превышает допус-
тимое значение, рекомендуется использо-
вать расширитель в качестве уменьшающего
давления пространства, соединенною с ба-
ком возможно короткой трубой большою
диаметра.
Для учета влияния защитного устройс-
тва в уравнение (20.2) может быть введен
член, характеризующий количество выбра-
сываемою масла с момента срабатывания
устройства.
Можно показать, что защитное ус 1 ройс-
тво диаметром 300 мм может пропускать
только 1000 л/с масла при давлении в баке 2
кгс/см2 выше атмосферного. Эю cooibcic-
твует дуге мощностью 6 МВт. Кроме того,
имеет место задержка момента срабатыва-
ния клапана, особенно, если в нем имеется
газовая подушка. Таким образом, предох-
ранительный клапан обычного устройства
не сможет существенно уменьшить давле-
ние в баке в случае серьезного поврежде-
ния (КЗ).
В [4] приведены результаты эксперимен-
тов, проведенных с помощью воспроизведе-
ния эффекта электрического разряда специ-
альной взрывной камерой, помещаемой в
испытуемый бсЖ с имитацией активной час-
ти и заполненный водой. В результате иссле-
дований установлено следующее. Давление
сначала возникает в баке с предполагаемым
местом повреждения и затем распространя-
ется на соседние подсоединенные емкости
(соседний бак или расширитель, соединен-
ные с основным баком патрубком большого
диаметра). Давление в этих емкостях носит
колебательных характер с колебаниями боль-
шего периода, что вызвано, по-видимому,
движением жидкости.
Внутри бака на расстоянии от места пов-
реждения измеренное в нескольких точках
давление почти одинаково. Можно считать,
что распределение давления равномерно и
совпадает с результатами расчетов. Однако
в месте повреждения из-за наложенных ко-
лебаний давление повышается, что можно
учесть коэффициентом 1,3. Опыты показа-
ли, что подсоединение к баку дополнитель-
ной емкости в виде бака или расширителя,
имеющего достаточный обьем, через патру-
бок большого диаметра позволяет сущест-
венно снизить давление в баке с поврежде-
нием через 20—40 мс после момента его воз-
никновения. Емкость около 1000 л снижает
давление на 20—30%.
Максимальный эффект получен при
патрубке диаметром 900 мм (при длине пат-
рубка 500 мм). Дальнейшее увеличение диа-
метра не дало большого эффекта. Оптималь-
ный размер существенно зависит от коэф-
фициен га расширения бака.
Результаты испытаний подтвердили, чю
в данной модели для предотвращения раз-
рыва бака при давлениях, эквивалентных
мощности КЗ до 15 000 МВ-А, эффектив-
ным является усиление разъема и других со-
единений бака, а также подсоединение до-
полнительной емкости расширителя с обь-
емом воздушной подушки 3000 л патрубком
диаметром 1400 мм.
Было подтверждено, что в большинстве
случаев трансформаторные баки могут вы-
держивать давление, являющееся результа-
том тяжелейшего КЗ. отключаемого в тече-
§4
Характеристики предохранительного клапана
391
Рис. 20.4. Допустимые токи
повреждения в зависимости от
их длительности:
а — при различных коэффициен-
тах расширения бака, А; прочность
бака 5 кг • сс/см2, напряжение дуги
5000В; б — при различных напря-
жениях дуги, U; прочность бака
5 кг/см2; коэффициент расшире-
ния бака 600 л/кг • с/см2 [5].
ние достаточно короткого времени, если
они соответственно усилены. В особых слу-
чаях давление может превзойти допустимый
предел вследствие малого значения коэффи-
циента расширения бака. Подтверждено,
что в этих случаях использование расшири-
теля с пленочной защитой в качестве емкос-
ти, уменьшающей давление, является очень
эффективным.
4. Характеристики
предохранительного клапана [6]
Предохранительный клапан устанавли-
вается на большинстве трансформаторов
средней и большой мощности. Его назначе-
ние — снизить давление в баке, возникаю-
щее в результате короткого замыкания в
трансформаторе, и тем самым предотвра-
тить разрыв бака. Однако, как показывает
опыт, в некоторых случаях срабатывание
клапана не предотвращает разрыв бака,
а иногда срабатывание исправного клапана
не происходит вовсе, хотя разрыв бака про-
изошел. Это означает, что градиент давле-
ния в месте установки клапана и время сра-
батывания клапана слишком велики.
Конструкция клапана. Устройство пре-
дохранительного клапана описано в главе
14. Запирающий диск клапана удерживается
пружиной, которая прижимает диск к срезу
корпуса фланца. При подъеме давления в
баке диск отжимает пружину и приоткрыва-
ет клапан. После снижения давления в баке
диск под действием пружины вновь закры-
вает отверстие.
Исследование работы клапана. Результа-
ты исследования клапана, с имевшего фор-
му рабочего диска рис 20.5 приведены в [6].
Исследования показали низкую эффектив-
ность клапана рис 20.5. Вследствие U-образ-
ной формы эвакуационного отверстия при
Рис. 20.5. Предохранительный клапан
с одной пружиной:
1 — наружная часть клапана; 2 — пружина; 3 —
фланец; 4 — рабочая мембрана; 5 — верхнее уп-
лотнение; 6 — основное уплотнение [6].
высоте его поднятия, равной 50% от пол-
ной, площадь рабочего диска эвакуационно-
го отверстия составляет около 15%. Кроме
того, пружина клапана имеет определенную
инерцию. Быстродействие клапана зависит
от величины давления в баке. Полное от-
крытие клапана происходит через
8 мс при 1 бар;
9 мс при 0,8 бар;
13 мс при 0,6 бар.
Примечание: 1 бар = 100 кПа = 1,002 кгс/см2.
При давлении 0,4 бар через 15 мс клапан
открыт только на 50% (рис. 20.6). U-образ-
ная форма рабочего диска создает повышен-
ное гидравлическое сопротивление потоку
выбрасываемого масла. При полном откры-
тии клапана исследованного типа его про-
пускная способность составляет всего около
35 л/с. (рис. 20.7).
Недостатком работы клапана является
то, что выброс масла и горючих газов может
вызвать их самовозгорание и создать очаг
пожара около трансформатора и на его
крышке.
392
Пожаробезопасность
Глава 20
Рис. 20.6. Открытие рабочей
мембраны предохранительно-
го клапана, %, в зависимости
от времени, г, и давления:
1 — 1 бар; 2 — 0,8 бар; 3 —
0,6 бар; 4 — 0,4 бар; 5 — мини-
мальное открытие мембраны для
начала выхода масла [6].
F, л/с
40-------------------------------------------------------------
h, мм
Рис. 20.7. Поток масла F, л/с,
в зависимости от открытия
мембраны, Л, мм, и давления:
1 — 0,4 бар; 2 — 0,6 бар; 3 —
0,8 бар; 4 — 1 бар [6J.
Приведенные результаты не применимы
в полной мере к клапану, описанному в гла-
ве 14 ввиду более благоприятной формы эва-
куационного отверстия последнего, но ос-
новной принципиальный недостаток- боль-
шая инерция пружины и диска, — можно
отнести и к этому клапану.
Рис. 20.8. Декомпрессионная часть защитного
устройства;
/ — бак трансформатора; 2 — изолирующий вен-
тиль; 3 — абсорбер; 4— защитная разрывная мем-
брана, 5 — конструкция крепления установки;
6 — декомпрессионная камера; 7 — гаситель виб-
раций; 8 — вентиль, открывающийся под действи-
ем защиты (в нормальном положении является
изолятором от окружающей атмосферы) [6].
5. Защитное устройство
фирмы sergi (transformer
protector) [6]
Защитное декомпрессионное устройство
показано на рис. 20.8. Плотный вентиль,
изолирующий вакуум, служит для разделе-
ния бака и декомпрессионной части. Абсор-
бер предназначен для уменьшения механи-
ческих воздействий, передаваемых от транс-
форматора в виде вибрации и расширения
патрубка к предохранительной разрывной
мембране. Предохранительная разрывная
мембрана изготовлена из нержавеющей ста-
ли, усиленной чтобы выдерживать вакуум.
Когда давление в баке достигает установ-
ленного значения, мембрана раскрывается
и снижает давление в баке. Декомпрессион-
ная камера обеспечивает снижение давле-
ния масло-газовой смеси из трансформа-
тора.
Инерция устройства. Чтобы избежать
разрыва бака, декомпрессионное устройство
с предохранительной разрывной мембран-
ной спроектировано так, чтобы оно сраба-
тывало до полностью открытого состояния
за время от 0,5 до 2,5 мс в зависимости от ве-
личины давления в баке. Давление раскры-
тия предохранительной разрывной мембра-
ны может быть разным в зависимости от ус-
ловий применения.
§5
Защитное устройство фирмы sergi (transformer protector)
393
По достижении установленного давле-
ния мембрана раскрывается и пропускает
масло-газовую смесь из трансформатора.
На рис. 20.9, а показан принцип дейс-
твия мембраны. Время полного раскрытия
мембраны меняется от 0,6 мс для большого
тока короткого замыкания до 1,8 мс для от-
носительно небольшого значения этого тока
(рис. 20.9, б).
Роль декомпрессионной камеры. После
раскрытия предохранительной разрывной
мембраны масло-газовая смесь под действи-
ем высокого давления в баке трансформато-
ра поступает в декомпрессионную камеру.
Диаметр и размер камеры, как и диаметр
предохранительной разрывной мембраны,
выбираются в зависимости от мощности за-
щищаемого трансформатора. Декомпресси-
онная камера играет ту же роль, что и допол-
нительная емкость, подсоединенная к баку
трансформатора патрубком большого диа-
метра, как описано в разделе 3 . Декомпрес-
сионная камера в части, противоположной
баку имеет, патрубок для соединения с ба-
ком, в котором происходит разделение мас-
ло-газовой смеси, или для вывода масло-га-
зовой смеси в атмосферу.
Сравнение величины потока через обыч-
ный предохранительный клапан и через пре-
дохранительную разрывную мембрану. На
рис. 20.10 проведено расчетное сравнение
потока через предохрани!ельную разрывную
мембрану четырех диаметров: 150, 200, 250 и
300 мм и обычного предохранительного кла-
пана диаметром 150 мм. Полная пропускная
способность предохранительного клапана
достигается через 5 мс, тогда как для защит-
ного устройства это время равно 2,5 мс.
Рис. 20.9. Предохранительная
разрывная мембрана:
а — принцип действия; б — время полного раскры-
тия мембраны диаметром 200 мм в зависимости
от давления, создаваемого указанными токами кз,
R — радиус раскрытия, мм; t — время, мс [61.
Пропускная способность в мс предохра-
нительной мембраны в 8 раз больше, чем
предохранительного клапана. Другими сло-
вами, по пропускной способности, декомп-
рессионная камера заменяет 8 предохрани-
тельных клапанов того же номинального
диаметра. Мембрана диаметром 300 мм с де-
компрессионной камерой эквивалентна 30
предохранительным клапанам диаметром
150 мм.
Расчетные значения снижения давления
в баке трансформатора [9]
В [9] приведены результаты расчета дав-
ления в баке трансформатора при различных
Рис. 20.10. Сравнение значений
потока, F, л/с, в зависимости от
времени, г, при давлении в баке
трансформатора 0,8 бар; для диа-
метра предохранительной мемб-
раны:
1 — 300 мм, 2 — 250 мм, 3 — 200 мм,
7—150 мм, 5 — обычный пре-
дохранительный клапан диаметром
150 мм [6J.
F, л/с
394
Пожаробезопасность
Глава 20
значениях диаметра защитного устройства
и разных значениях юка КЗ внутри бака
трансформатора. Расчеты производились
без учета расширения бака, т. е. его эластич-
ности. Не учитывался также эффект разрыва
бака в случаях, когда давления превышали
расчетную прочность бака.
Как видно из рис. 20.11 в защитное уст-
ройство с диаметром предохранительной
мембраны и депрессионной камеры, равным
300 мм, обеспечивает защиту бака от разры-
ва вплоть до тока КЗ, равного 236 кА.
Заключение
Недостаточная эффективность обычно-
го предохранительного клапана, известная
из практики, подтверждается расчетами. Это
объясняется малым сечением выходного от-
верстия и его формой, а также инерцией
пружинною механизма. Предохранительный
клапан может быть эффективен при повреж-
дениях, создающих относительно медленное
нарастание давления в баке.
Геометрия защитного устройства фирмы
Sergi, по информации фирмы [6], благопри-
ятна для быстрой эвакуации масло-газовой
смеси и предотвращения опасного для бака
давления даже при тяжелых коротких за-
мыканиях в трансформаторе. Срабатывание
устройства всегда происходит в течение не
более 2,5 мс по достижении заданного дав-
ления, что обеспечивает своевременную эва-
куацию масло-газовой смеси даже при быст-
ром нарастании давления в баке.
Описание защитных устройств, снаб-
женных тушением, изготовления фирмы
Sergi дано в Приложении 20.1.
Депрессюризационная камера диаметром
100, 200 и 300 мм при пробое в 34,5 кА
0,24 0,245 0,25 0,255 0,26 0,265 0,27 0,275 0,28
Рис. 20.11. Расчетное давление в
баке трансформатора, оборудо-
ванного защитном устройством
Transformer protector при различ-
ных токах дуги короткого замы-
кания в баке:
а — при токе 34,5 кА; б — при токе
118 кА; в — при токе 236 кА [91.
Время, сек
а)
Депрессюризационная камера диаметром
100, 200 и 300 мм при пробое в 236 кА
§6
Пожаробезопасные трансформаторы с элегазовой изоляцией
395
6. Пожаробезопасные
трансформаторы
с элегазовой изоляцией [7]
6.1. Введение
Кардинальное решение проблемы пожа-
робезопасности больших силовых транс-
форматоров может быть достигнуто приме-
нением элегазовой изоляции.
Трансформаторы с элегазовой изоляци-
ей впервые были разработаны в США фир-
мой Вестингауз в конце 50-х годов. Силовые
трансформаторы напряжением до 138 кВ
и мощностью до 40 МВ - А были разработа-
ны в 60-х годах. В Европе элегазовые транс-
форматоры появились в середине 60-х годов.
Однако дальнейшего развития ни в США,
ни в Европе они не получили.
В Японии первый трансформатор с эле- /
газовой изоляцией напряжением 69 кВ и
мощностью 3 МВ • А был изготовлен в 1969 г.
Возрастающие требования пожаробезопас-
ного оборудования и запрет применения не-
горючих изоляционных жидкостей на основе
трихлордифенила в 1972 г., стимул провали
развитие элегазовых трансформаторов (ЭТ).
Их производство постоянно увеличивалось с
началом поставок ЭТ напряжением 69 кВ
мощностью 3 и 10 МВ-А для комплектных
элегазовых подстанций в 1979 г. В 1991 г. ЭТ
составляли свыше 8 % в общем производстве
силовых трансформаторов. \
Требования пожаробезопасности мощ-
ных высоковольтных подстанций, располо-
женных в жилых районах могул' быть вы-
полнены с установкой ЭТ. Такой трансфор-
матор напряжением 275 кВ мощностью
300 МВ - А впервые был изготовлен в 1990 г.
Ниже дается краткое описание опыта
производства ЭТ в Японии.
6.2. Конструкция элегазовых
трансформаторов
Система охлаждения
В таблице 20.3 приведены основные фи-
зические характеристики элегаза, воздуха и
масла. Основным значимым для трансфор-
матора различием элегаза и масла является
теплопередающая способность на единицу
объема. Например, при рабочем давлении
газа 1,2 кгс/см2 теплопередающая способ-
ность элегаза составляет 1 /200 от масла (плот-
ность 1/65, удельная теплоемкость 1/3).
Для обеспечения требуемого отвода теп-
ла в ЭТ должна быть более совершенная
система охлаждения. Например, охлаждаю-
щие каналы в обмотках должны увеличить
циркуляцию газа, а изоляция провода долж-
на быть выполнена из высокотемпературно-
го изоляционного материала, такого как
РЕТ (полиэтилен телефтолат) или PPS (по-
лиэтилен сульфид).
ЭТ без принудительной циркуляции
может иметь мощность до 30 МВ-А. Для
ЭТ большей мощности требуется принуди-
тельная циркуляция. При мощности более
100 М В • А становится трудно охлаждать об-
мотку только газом. В этих случаях необ-
ходимо прибегать к охлаждению обмоток
жидкостью, например, перфторуглеродом.
В таблице 20.4 приведены основные характе-
ристики перфторуглерода, который помимо
хорошей теплопередающей способности име-
ет также хорошие изоляционные свойства.
На начальных стадиях разработок, при-
менялось охлаждение с помощью испарения
перфторуглерода на обмотках. С таким ох-
лаждением были созданы трансформаторы
мощностью от 20 до 40 МВ • А.
Изоляция. В ЭТ для витковой изоляции
пленочный материал является более подхо-
дящим, чем бумага по соображениям им-
пульсной прочности. Наиболее подходящим
материалом являются РЕТ и PPS, в виде
пленки, которая имеет отличные теплопере-
дающие свойства. Что касается типа обмо-
ток, то переплетенная обмотка применяется
при напряжении 66 кВ и выше. В равномер-
ном поле при давлении элегаза 1,2 кгс/см2
его электрическая прочность почти такая же
как и трансформаторного масла. Однако
пробивное напряжение газовой изоляции
зависит от максимальной напряженности
поля. Максимальная напряженность, кото-
рая может быть допущена в масле, недопус-
тима в элегазе. Поэтому изоляция в ЭТ тре-
бует определенного усовершенствования по
сравнению с масляными трансформатора-
ми. Чтобы уменьшить напряжение на газо-
вых промежутках в системе газ—твердая
изоляция применяются материалы с малой
диэлектрической постоянной, а в некоторых
случаях применяются полые дистанцирую-
щие детали для уменьшения их диэлектри-
ческой постоянной.
Давление газа. Для повышения электри-
ческой прочности и улучшения охлаждения
желательно высокое давление элегаза. Одна-
ко большинство трансформаторов имеют
бак не простой цилиндрической формы,
а иной формы, и поэтому экономически не-
выгодно изготавливать их рассчитанными
на высокое давление. Поэтому в большинс-
тве ЭТ применяется давление 2 кгс/см2 при
максимальной рабочей температуре. И все
396
Пожаробезопасность
Глава 20
Таблица 20.3. Физические свойства элегаза, воздуха и масла
Характеристики Элегаз Воздух Масло
0 кгс/см2 1,2 кгс/см2 0 кгс/см2
Плотность, кг/см3 6,15 13,48 1,205 866
Вязкость, м2/с 0,153- 10~4 0,157- 10-4 0,188- 10-4 0,0314
Динамическая вязкость, м3/с 0,0249- 10"4 0,0116- 10-4 0,156- 10"4 0,363- 10"4
Тепловая проводимость, ккал/(м • ч • °C) 0,0115 0,0126 0,0221 0,106
Удельная теплоемкость, ккал/(кг- ч • °C) 0,144 0,145 0,246 0,452
Число Прандтля 0,669 0,669 0,735 482
Диэлектрическая постоянная 1 1 1 2,3
Электрическая прочность (относи- Около 1/2 Около 1 Около 1/4 1
тельное значение)
Отношение теплоемкостей равных Около Около Около 1
объемов 1/440 1/200 1/140
Отношение теплопроводности для Около 1/15 Около 1/7,5 Около 1/33 1
потоков с одинаковой скоростью
Горючесть негорючее горючее
Разлагаемость Не разлагается в присутствии кислорода Окисляется
Примечание. Размерности приведены как в источнике [7].
Таблица 20.4. Характеристики фтороуглерода и минерального масла
Характеристики Перфторуглерод Минеральное масло
Температура вспышки, °C нет 130
Температура кипения, °C 100 280-450
Плотность, г/см3 1,76 0,87
Кинематическая вязкость, сСт при 25 °C 0,8 7,5
Удельная теплоемкость, кал/г, при 25 °C 0,25 0,45
Тепловая проводимость, ккал/(м • ч • °C) 0,05 0,11
Диэлектрическая постоянная 1,86 2,2
Электрическая прочность, кВ/2,5 мм 60 60
Растворимость элегаза, мл/мл, при 25 °C 7,7 о,з
же, ЭТ напряжением 275 кВ имеют макси-
мальное рабочее давление несколько выше.
Это сделано для повышения электрической
прочности, что дало возможность иметь
трансформатор в пределах транспортных га-
баритов.
Переключающее устройство РПН. В кон-
такторе переключающего устройства приме-
нены вакуумные камеры во избежание по-
падания в элегаз продуктов горения дуги.
В ЭТ отсутствует очистка элегаза, и его
электрическая прочность может быть сни-
жена металлическими частицами, образую-
щимися при механическом износе контактов.
Поэтому в избирателе вместо скользящих
контактов применены контакты катящегося
типа. Кроме того, сочленения движущихся
частей имеют безмасляную структуру со спе-
циальной обработкой поверхностей. Таким
образом, в ЭТ применяется совершенно
иное переключающее устройство, нежели
в масляных трансформаторах.
6.3. Высоковольтные элегазовые
трансформаторы большей мощности
В Японии многие подстанции сверх-
высокого напряжения расположены в гус-
тонаселенных городских районах. Чтобы
удовлетворить очень жестким требованиям,
§6
Пожаробезопасные трансформаторы с элегазовой изоляцией
397
а
в
Рис. 20.12. Эскизы строения элегазовых трансформаторов большой мощности в Японии.
Тип А (д): 1 — охладитель; 2 — распределитель охлаждающей жидкости; 3 — смесь элегаза и паров ох-
лаждающей жидкости; 4 — компрессор; 5 — баллон с газом; 6 — магнитопровод; 7— обмотка; 8 — ох-
лаждающая жидкость (PFC); 9 — насос.
Тип В (5): 1 — элегаз; 2 — магнитопровод; 3 — охлаждающая панель; 4 — регулятор давления; 5 — лис-
товая обмотка; 6 — насос; 7 — теплообменник; 8 — возврат охладителя; 9 — бак.
Тип С (в): 1 — бак; 2 — элегаз; 3 — распределительная мембрана; 4 — охлаждающая жидкость (PFC); 5 —
охладитель; 6— обмотка; 7— изоляционный цилиндр (стенка сосуда); 8 — магнитопровод; 9 — насос [7J.
Таблица 20.5. Элегазовые трансформаторы большой мощности в Японии (рис. 20.12)
Тип А С потоком охлаждающей жидкости сверху вниз (рис. 20.12, а) В С раздельным охлаждением (рис. 20.12, б) С С заполнением жидкостью внутреннего бака с актив- ной частью (рис. 20.12, в)
Тип транс- форматора и обмотки Броневой Стержневой с листо- выми обмотками Стержневой с диско- выми обмотками
Изоляция Элегаз + перфторугле- род (2 кгс/см2). Вит- ковая изоляция — синтетическая пленка Элегаз (4 кгс/см2). Витковая изоляция — синтетическая пленка Элегаз (3,5 кгс/см2). Изоляция обмотки — PFC. Витковая изо- ляция — синтети- ческая пленка
Охлаждение Принудительная цирку- ляция жидкости пер- фторуглерода в охла- дительных каналах между катушками Принудительная цир- куляция жидкости перфторуглерода в охладительных панелях в обмотке Принудительная цир- куляция жидкости перфторуглерода в изоляционном отсеке (магнито- провод и обмотки в перфторуглероде)
Параметры Трехфазный 275 кВ, Трехфазный, 275 кВ, Трехфазный, 275 кВ,
трансфор- матора 300 МВ-А с РПН 300 МВ • А, с регули- ровочным трансфор- матором в нейтрали 250 МВ-А с РПН
предъявляемым к трансформаторам для та-
ких подстанций были разработы три вари-
анта ЭТ напряжением 275 кВ и мощностью
300 MB-А, показанные на рис. 20.12 и
в таблице 20.5. С увеличением мощности
решить вопросы охлаждения только элега-
зом стало практически невозможным. Было
принято охлаждение с помощью жидкости
перфторуглерод (PFC) для всех трех типов
трансформаторов.
В варианте А броневого типа поток пер-
фторуглерода направлен сверху обмотки
398
Пожаробезопасность
Глава 20
вдоль катушек. Конструкция обмоток, вклю-
чая изоляцию, почти лакая же как в масля-
ном трансформаторе.
При смешивании элегаза и паров перф-
торуглерода вариации давления смеси с из-
менением температуры увеличиваются. Ре-
гулятор давления поддерживает величину
давления на уровне 2 кгс/см2 во всем диапа-
зоне температур. Форма бака почти та же,
как для маслонаполненного трансформато-
ра броневого типа.
В варианте В применены листовые об-
мотки из алюминия с использованием барь-
еров из листов РЕТ. Обмотки охлаждаются
жидкостью перфторуглерода, циркулирую-
щей в панелях цилиндрической формы лис-
товой обмотки. Жидкость перфторуглерода
полностью изолирована от элегаза. Цилин-
дрической формы бак рассчитан на макси-
мальное давление 4 кгс/см2.
В варианте С обмотки и магнитопровод
залиты жидкостью перфторуглерода. Жид-
кость в этом варианте является как изолято-
ром, так и теплоносителем. Вся активная
часть и жидкость находятся в изоляционном
цилиндрическом баке. Пространство между
стенками этого бака и стенками стального
бака заполнено элегазом с максимальным
давлением 3 кгс/см2.
Сверху изоляционный бак закрыт вырав-
нивающей давление разделительной мемб-
раной.
6.4. Преимущества элегазовых
трансформаторов
Первым и основным преимуществом ЭТ
является их полная пожаробезопасность.
Кроме того, они имеют следующие преиму-
щества по сравнению с маслонаполненными
трансформаторами, устанавливаемыми в за-
крытых помещениях и под землей:
♦ Отпадает необходимость в противопо-
жарном оборудовании и аварийной ем-
кости для масла.
♦ Отпадает необходимость в защитном ог-
раждении (стенках) для защиты другого
оборудования.
♦ Охладители могут быть установлены зна-
чительно выше самого трансформатора.
♦ Уменьшенный вес благодаря отсутствию
масла
♦ Сниженный уровень шума по сравне-
нию с маслонаполненными трансфор-
маторами.
Эти преимущества позволяют умень-
шить размеры подстанции или помещения
и снизить стоимость.
Недостатком является меньшее значе-
ние тепловой постоянно!! времени по срав-
нению с маслонаполненными трансформа-
торами. Поэтому допустимая длительность
перегрузок меньше.
7. Пожаробезопасные
распределительные
трансформаторы
с малогорючей экологически
безопасной жидкостью [ 10]
7Л. Краткий обзор
Для установки и эксплуатации в поме-
щениях (гражданских сооружениях и жилых
зданиях, в цехах промышленных предпри-
ятий) и в ряде других случаев должны при-
меняться пожаробезопасные силовые (рас-
пределительные) трансформаторы. Требова-
ниям пожарной безопасности удовлетворяют
сухие или заполненные негорючим жидким
диэлектриком трансформаторы.
Требованиям пожарной безопасности
удовлетворяют сухие и заполненные него-
рючим жидким диэлектриком трансформа-
торы. Трансформаторы, заполненные него-
рючей изоляционной жидкостью, имеют ряд
технологических преимуществ перед сухи-
ми трансформаторами (меньшие габариты,
массы и потери при одинаковой номиналь-
ной мощности, меньшая подверженность
влиянию окружающей среды и др.)
Ранее в качестве пожаробезопасных
изоляционных жидкостей использовались
синтетические жидкости на основе поли-
хлордифенилов (совтол в СССР и аскарели
за рубежом). Эти трансформаторы находи-
ли широкое применение, хотя имели пони-
женный уровень импульсной прочности,
что требовало применения специальной за-
щиты от перенапряжений (применение толь-
ко в местах, не связанных с воздушной ли-
нией электропередачи, установка специ-
альных разрядников и т. п.).
Основным недостатком этих трансфор-
маторов являлась высокая токсичность изо-
ляционной жидкости, низкая б и оде града-
ционная способность и трудности утили-
зации.
Этот недостаток привел к полному запре-
щению изготовления и применения транс-
форматоров, залитых совтолом или аска-
рел ем.
За рубежом для заполнения пожаробезо-
пасных трансформаторов сейчас широко
применяются кремнийорганические жидкое-
§7
Пожаробезопасные распределительные трансформаторы
399
ти (США, Канада, Япония) и сложный эфир
мидел 7131 (Европа); в России и других стра-
нах СНГ производство пожаробезопасных
трансформаторов, залитых негорючей жид-
костью, прекращено.
Однако потребность в таких трансфор-
маторах имеется, в связи с чем в ВЭИ были
проведены исследования по выбору подхо-
дящей жидкости для заливки пожаробезо-
пасных трансформаторов. В результате этих
исследований в качестве основного претен-
дента была выбрана малогорючая жидкость
ПЭТ (эфир пентаэритрита и синтетических
жирных кислот). При выборе этой жидкости
учитывалось, что в России имеется налажен-
ное ее промышленное производство, стои-
мость жидкости всего 2—2,5 раза выше, чем
трансформаторного мирального масла, тог-
да как стоимоть ее «конкурента» — кре-
нийорганической жидкости превышает сто-
имость масла в 4—4,5 раза.
По степени токсикологической опас-
ности ПЭТ присвоен 4 класс — такой же,
как трансформаторному маслу. Способность
к биодеградации ПЭТ в 300 раз выше, чем
кремнийорганической жидкости, а вопросы
утилизации решаются также как для транс-
форматорного масла.
7.2. Физико-химические
характеристики жидкости ПЭТ
Сложный эфир ПЭТ 5—9 СЖК получа-
ют прямо этерификацией спирта пентаэ-
ритрита синтетическими кислотами в при-
сутствии катализатора. В промышленных
условиях реакция этерификации часто не
идет до конца, поэтому в продуктах этери-
фикации кроме сложного эфира могут со-
держаться не полностью этерифицирован-
ны гидроксильные группы и не прореагиро-
вавшие кислоты. Количество этих примесей
может активно влиять на термоокислитель-
ную способность, гигроскопичность, диэ-
лектрические потери и другие показатели
эфира.
В связи с эти ВЭИ совместно с ВНИ-
ИНП была разработана технология про-
мышленного получения сложного эфира на
основе пентаэритрита, по своим характерис-
тикам удовлетворяющего требованиям Пуб-
ликации МЭК 1039—1990, предъявляемым
к сложным эфирам, предназначенным для
заливки в трансформаторы. В табл. 20.6
приведены физико-химические характерис-
тики ПЭТ и соответствующие требования
МЭК.
Таблица 20.6
• Характеристики ПЭТ, выпускаемый промышленностью России Требование МЭК к сложным эфирам для трансформаторов
Внешний вид Чистая без осадка жидкость Чистая без осадка жидкость
Плотность, кг/дм3 при 20 °C 0,98 1,0
Вязкость мм2/с, при 40 °C 24 35
Показатель преломления при 20 °C 1,453 1,45 + 0,1
Температура застывания, °C -60 -45
Температура воспламенения, °C 293-310 Не менее 300
Температура самовоспламенения, °C 455 —
Теплота сгорания МДж/кг 29 32
Температура кипения, °C 350 —
Кислотное число, мгКОН/г 0,012 0,03
Тангенс угла диэлектрических потерь, % при 90 °C 2 2
Удельное объемное сопротивление, Ом х см 1013 —
Диэлектрическая проницаемость 2,8 —
Пробивное напряжение (в состоянии поставки), кВ 50 45
Класс горючести по МЭК КЗ (малогорючая, само- затухающая жидкость) —
Токсичность Не токсична, класс опас- ности 4-й Не токсична
400
Пожаробезопасность
Глава 20
Таблица 20.7
Темпе- рату- ра, °C Насыщенное влагосодержание, ррм
ПЭТ 5-9 СЖК Нефтяное масло Т-750
10 300 20
20 580 35
30 820 50
40 1050 80
50 1270 НО
Видно, что эфир, получаемый на пред-
приятиях России, по своим физико-хими-
ческим характеристикам удовлетворяет тре-
бованиям МЭК. Однако эфир ПЭТ гигрос-
копичен и его насыщенное влагосодержание
существенно выше, чем у нефтяного транс-
форматорного масла (табл. 20.7).
Очевидно, что эфир существенно в боль-
шем количестве, чем нефтяное масло, ад-
сорбирует влагу.
7.3. Характеристики огнестойкости
жидкости ПЭТ отечественного
производства
По стандарту МЭК 60 1039—1990 жид-
кие диэлектрики, рекомендуемые для залив-
ки трансформаторов и конденсаторов, клас-
сифицируются по:
1) температуре воспламенения, опреде-
ляемой по стандарту ISO 2592;
2) суммарной теплотворной способно-
сти или латсуммарной теплоте сгорания, оп-
ределяемой по методике ASTM 240 или ана-
логичным национальным стандартам.
По температуре воспламенения эти жид-
кости подразделяются на три класса:
♦ О (температура воспламенения не выше
300 градусов Цельсия, жидкость горю-
чая);
♦ К (температура воспламенения свыше
300 градусов Цельсия, жидкость малого-
рючая);
♦ L (температура воспламенения не изме-
ряется, жидкость негорючая).
По суммарной теплотворной способнос-
ти деление осуществляется на три класса:
♦ 1 (теплотворная способность не меньше
42 МДж/кг);
♦ 2 (теплотворная способность меньше
42 МДж/кг и не меньше 32 МДж/кг);
♦ 3 (суммарная теплотворная способность
меньше 32 МДж/кг).
В соответствии с этой классификацией
в национальных нормативных документах
государств должны быть рекомендации по
выполнению противопожарных мероприя-
тий в классах горючести (9, К, L и 1, 2, 3.
К сожалению, классификация МЭК
в России не принята, и пользуются только
двумя классами оценки горючести по темпе-
ратуре воспламенения: класс О и класс L.
Соответственно устанавливаются и про-
тивопожарные мероприятия. Однако, рас-
сматривая оценку горючести эфира пен-
таэритрита, следует ориентироваться и на
рекомендации МЭК. Оценка пожаробезо-
пасности отечественного эфира была вы-
полнена для эфира, выпускаемого Москов-
ским и Уфимским нефтеперерабатывающи-
ми заводами.
Эфир Московского завода имеет темпера-
туру воспламенения 310 °C, что удовлетворяет
требованиям МЭК. Эфир Уфимского завода
по теплотворной способности (29 МДж/кг)
может быть отнесен к группе 3 — негорючих
жидкостей. Однако он имеет температуру
воспламенения 293 °C и не удовлетворяет
требованиям МЭК для жидкостей класса К.
Необходимо отметить, что температура вос-
пламенения определена для товарного про-
дукта, изготовленного по раннее принятой
технологии. При введении в технологию из-
менений, разработанных ВНИИНП, темпе-
ратура воспламенения эфира будет повыше-
на до 310 °C, т. е. эфир будет соответствовать
по классификации МЭК. малогорючим жид-
костям группы КЗ.
7.4. Характеристики
токсичности жидкости ПЭТ
и возможности ее утилизации
По результатам исследований Уфимско-
го НИИ гигиены и профзаболеваний эфир
ПЭТ 5-9 СЖК отенесен к 4-ому классу
по степени опасности для человека и приро-
ды, т. е. тому же, что и нефтяные трансфор-
маторные масла. Токсилогический паспорт
эфира содержит комплекс рекомендаций
по санитарно-гигиеническим мероприяти-
ям, соблюдение которых необходимо при
работе с эфирами.
Эфир ПЭТ 5-9 СЖК обладает хорошей
биодеградационной способностью и до-
статочно активно разлагается микробами,
практически не требуется применения ка-
ких-либо специальных средств для его ути-
лизации. Данные по скорости разложения
эфира пентаэритрита микробами приведе-
ны в табл. 20.8.
§7
Пожаробезопасные распределительные трансформаторы
401
Таблица 20.8
Жидкость Инкубаци- онный пе- риод, дни Скорость биоразло- жения (потребление кислорода), отн. ед.
0 0
3 10
Сложный 5 23,9
эфир 10 117
15 359
20 377
0 0
Крем- 3 0
нийорга- 5 0
ническая 10 0
жидкость 15 1
20 3,6
7.5. Электрические характеристики
изоляции трансформаторов, залитых
жидкостью ПЭТ
Электрические характеристики ПЭТ 5-9
СЖК исследовались на образцах и моделях
изоляции с однородным и неоднородным
полями, в том числе в конструкциях компо-
зиционной изоляции целлюлоза и эфир.
Оценивалось также влияние растворенной
в эфире воды на электрическую прочность
композиционной изоляции.
Электрическая прочность эфира в со-
стоянии поставки в стандартном разряднике
составляет 50—55 кВ, что выше, чем у нефтя-
ных трансформаторных масел в аналогичных
условиях, несмотря на то, что эфир в этом
случае содержит в 10 раз больше растворен-
ной воды, чем трансформаторное масло.
Для подтверждения возможности при-
менения замены совтола в трансформаторах
эфиром ПЭТ 5-9 СЖК были проведены
сравнительные исследования на образцах
с однородным электрическим полем (шар —
шар, шар — плоскость, тороид — тороид) и в
неоднородном поле (острие — шар) с проме-
жутками только с жидкостью и с твердой изо-
ляцией. Результаты испытаний показали, что
в однородном поле при переменном напря-
жении электрическая прочность ПЭТ близка
к прочности хорошего нефтяного масла.
Импульсная прочность эфира в одно-
родных полях при полном грозовом импуль-
се близка к нефтяному маслу.
Известно, что в устройствах с резконе-
однородным электрическим полем, в том
числе там, где возможно возникновение и
развитие скользящего разряда, электричес-
кая прочность совтола весьма низкая, осо-
бенно при воздействии полного грозового
импульса. Это обстоятельство исключало
возможность использования изоляционной
жидкости в трансформаторах с нормальной
изоляцией. Электрическая прочность ПЭТ
в подобных устройствах находится на уров-
не нефтяных масел.
Специальные исследования были прове-
дены для определения влияния окружающей
среды (влажности воздуха) на электричес-
кую прочность ПЭТ, как кратковременную,
так и длительную. В табл. 20.9 приведены
результаты исследования влияния сушки
эфира на пробивное одноминутное пере-
менное напряжение в промежутке 2,5 мм
шар — шар диаметром 12,5 мм (коэффици-
ент использования поля равен 0,85).
Как видно из таблицы 20.9, растворенная
влага весьма незначительно влияет на крат-
ковременную электрическую прочность, ва-
куумная сушка приводит к повышению элек-
трической прочности не более чем на 5%.
Далее опытный образец был оставлен на
открытом воздухе для определения влияния
на электрическую прочность увлажнения
жидкости при свободном контакте с возду-
хом переменной влажности. С интервалом
в две недели определялась кратковременная
электрическая прочность жидкости. Отно-
сительная влажность воздуха за время испы-
таний изменялась от 20 до 88%. ПЭТ имел
следующие исходные характеристики:
♦ пробивное напряжение в стандартном
разряднике 60 кВ;
Таблица 20.9
Технологическая обработка жидкости Число опытов Среднее значение пробивного напряжения, кВ Средне квадратичное отклонение, %
Фильтрация на микрон- ном фильтре, без сушки 25 58,3 13
Фильтрация на микрон- ном фильтре, с сушкой 25 60 10
402
Пожаробезопасность
Глава 20
Таблица 20.10
Длительность нахождения на воздухе, сутки 0 15 30 45 65 85 105 140
Среднее значение пробивного напряжения, кВ 60 52 70 60 52 67 56 54
♦ напряжение начала ЧР (3—5 импульсов
в мин) 9 кВ;
♦ влагосодержание 200 г/т;
♦ тангенс угла диэлктрических потерь
0,06% при 20°C и 3,2% при 90 °C;
Результаты этих испытаний приведены
в таблице 20.10.
Из табл. 20.10 видно, что за 140 суток
пребывания на открытом воздухе пробивное
напряжение эфира снизилось примерно на
10%. За это же время влагосодержание уве-
личилось до 250 г/т, a tg§ — до 5 %.
Таким образом, увлажнение эфира не
оказывает существенного влияния на его
электрическую прочность. Однако, так как
испытания проводились ограниченное вре-
мя, целесообразно ориентироваться на при-
менение в трансформаторе устройств, защи-
щающих изоляцию от увлажнения. Наиболее
удачным решением была бы герметизация
трансформатора. Таким образом, можно сде-
лать вывод, что использование эфира вместо
трансформаторного нефтяного масла не тре-
бует изменения конструкции и размеров изо-
ляции, и трансформатор при герметизации
его может использоваться для наружной ус-
тановки.
7.6. Влагосодержание
малогорючих жидкостей
Кремнийорганические жидкости (сили-
коны) и жидкости на основе сложных эфи-
ров (эстеры) обладают высокой раствори-
мостью воды.
Примерные значения растворимости
воды в этих жидкостях приведены в табли-
це 20.11.
Такие значительные количества воды
вызывают опасения образования водяной
эмульсии при резком понижении темпера-
туры трансформатора с высоким влагосо-
держанием жидкости. По-видимому, по
сравнению с трансформаторным маслом
в таких жидкостях эта опасность возраста-
ет. Следует однако заметить, что для конк-
ретных жидкостей значения влагосодержа-
ния могут заметно отличаться от приведен-
ных в таблице 20.11.
Характеристики жидкости мидел и не-
которых других маслогорючих жидкостей,
имеющихся на мировом рынке, приведены
в Приложении 20.2.
8. Заключение
1. Годовая повреждаемость маслонапол-
ненных трансформаторов с возникнове-
нием загорания составляет в среднем
около 0,1 % в год, т. е. на одном транс-
форматоре из 1000 находящихся в экс-
плуатации.
2. Предотвращение разрыва бака и загора-
ния даже в случаях больших токов ко-
роткого замыкания в трансформаторе
может быть достигнуто следующими ме-
рами:
♦ быстрым отключением трансформато-
ра от сети (например, современные за-
щиты и воздушные выключатели поз-
воляют иметь время отключения око-
ло 50 мс.);
♦ усилением прочности бака и одно-
временным увеличением его эластич-
ности;
Дополнительной полезной мерой явля-
ется соединение бака трансформатора
с дополнительной емкостью патрубком
большого диаметра.
3. Применение высоковольтных вводов
с твердой изоляцией типа RIP исключа-
Таблица 20.1 1
Растворимость волы (граммы на тонну) Трансформаторное масло Силикон Эстеры
при 20 °C 45 200 2700
при 100 °C 650 1100 7200
П20.1
Защитные устройства фирмы SERGI с применением пожаротушения
403
ет возможность загорания при коротком
замыкании во вводе (см. главу 15).
4. Применяемые в настоящее время пре-
дохранительные клапаны малоэффек-
тивны при больших токах короткого за-
мыкания в трансформаторе.
5. Полностью пожаробезопасные мощные
трансформаторы могут быть изготовле-
ны с использованием элегазовой изоля-
ции.
6. Пожаробезопасные распределительные
трансформаторы могут заполняться ма-
логорючими жидкостями, силиконами
или эстерами.
Приложение 20.1.
Защитные устройства фирмы SERGI
с применением пожаротушения
Принципиальная схема установки «Trans-
fomer protector» с системой пожаротушения
представлена на рис. 20.13П.
Бак трансформатора и отсек переключа-
теля защищаются от повышения в них дав-
ления. Обе системы имеют предохранитель-
ные разрывные мембраны (поз. 9 и /5) , ко-
торые раскрываются в течение первых 2,5 мс
повышения давления, а также декомпресси-
онные камеры (поз. 10 и /6), которые сни-
жают скорость повышения давления.
Время снятия давления является кри-
тичным, поэтому диаметр установки рас-
считывается индивидуально для каждого
типа трансформатора. После снижения
давления для нейтрализации горючих газов
в бак трансформатора и oicck переключа-
теля подается нейтральный газ—азот. Дат-
чики, размещенные на предохранительных
мембранах, дают электрический сигнал на
открытие вен шлей на баллоне с азотом
(поз. 19). Азот подается в нижние части ба-
ка трансформатора и отсека переключате-
ля. Азот прекращает образование юрючих
газов. Затем начинается снижение темпе-
ратуры 1азов, (разогретых дугой до 1000—
2000 °C) алюминия и меди, благодаря их
контакту с маслом. Кроме того, азот пре-
дотвращает контакт разогретых газов с кис-
лородом воздуха и их самовозгорание,
а также способствует охлаждению транс-
форматора, т. к. подача азо га продолжается
в течение 45 минут.
Проведенные фирмой исследования ус-
тановки показали следующие харам еристи-
ки. Предохранительная мембрана (поз. 9)
срабатывает (разрывается) тем раньше, чем
больше повышение давления в баке, (от 0,5
до 2,5 мс) при токах короткого замыкания.
Давление в баке снижается до исходного за
время от 3,5 до 27 мс. Для достижения ука-
занных результатов рабочий диаметр де-
прессионной системы варьируется от 150 до
300 мм в зависимости от мощности транс-
форматора.
Типы установки. Имеются три основных
типа. Каждый из них включает в себя деком-
прессионные системы для бака трансформа-
тора и отсека переключающего устройства
и один источник азота с системой его пода-
чи в бак трансформатора и отсек перек-
лючающего устройства. Различие имеется
в процессе декомпрессии, в разделении мас-
ла и газов и хранении выброшенного из бака
масла.
Тип STP (рис. 20.13П, а) предназначен
для трансформаторов 0,1—5 МВ-А, уста-
навливаемых в помещении или вне его.
Здесь нет депрессионной камеры, а се
функции выполняет бак (поз. 25), в котором
кроме того происходит разделение масла
и горючих газов и который располагается
возможно ближе к трансформатору.
Тип МТР (рис. 20.13П, о) предназначен
для трансформаторов мощностью от 0,1 до
1000 МВ - А и более, устанавливаемых в по-
мещении и вне их. Депрессионные системы
трансформаторов и переключателя имеют
специальные депрессионные камеры (поз.
10 и /6). Масло-газовая смесь поступает
в бак (поз. 26), где происходит разделение
масла и газов. Отделенные от масла газы
выводятся трубой (поз. 28) в безопасное
место, где могут сгорать. На выходе из бака
на трубе 28 установлен изоляционный шту-
цер, который изолирует бак (поз. 26) и
трансформатор от окружающего воздуха.
Только одна газоо! делительная установка
(поз. 26) может использоваться для не-
скольких трансформаторов, установленных
недалеко друг от друга.
Тип LTP (рис. 20.13П, в) предназначен
для трансформаторов мощностью от 5 до
1000 МВ - Л и более, расположенных на от-
крьиых подстанциях. Используется специ-
альная система для приема масла из пов-
режденного трансформатора. Поэтому здесь
отсутствует установка для разделения масла
и гака. Декомпрессионная система имеет де-
компрессионные камеры (поз. 10 и 16). Для
типов и LTP возможна также защита отсе-
ков кабельных вводов и конденсаторных
вводов.
404
Пожаробезопасност ь
Глава 20
29® © 15 16 13 78 9 10 11
Рис. 20.13П. Установ-
ка фирмы Sergi для
зашиты от пожара.
а — тип STP,
б — тип ТМР,
в — тип LTP;
1 — трансформатор,
2 — переключатель
РПН,
3 — расширитель,
4 — газовое реле,
5 — высоковольтный
ввод,
6— декомпрессионная
система,
7 — вентиль,
8 — абсорбер,
9 — предохранительная
разрывная мембрана,
10 — декомпрессион-
ная камера
(типы ТМР и LTP),
11 — ударный защит-
ный клапан (типы ТМР
и LTP),
12 — опора декомпрес-
сионной системы
(типы ТМР и LTP),
13 — труба для отвода
масла и газа,
14 — депрессионная
система переключателя,
15 — предохранитель-
ная разрывная мембра-
на переключателя,
16 — декомпрессион-
ная камера переклю-
чателя,
17 — система устране-
ния взрывоопасных
газов,
18 — баллон с азотом,
19 — редуктор
для азота,
20 — труба для подвода
азота к трансформатору,
21 — труба для подвода
азота к переключателю,
22— вентиль ввода азо-
та в трансформатор,
23 — шкаф для разме-
щения баллонов с азо-
том (типы ТМР и LTP),
24 — модуль разделе-
ния масла и газа
(МТР и LNP),
25— бак декомпрессии
и разделения масла
и газа (STP),
26 — бак отделения
масла и газов (МТР),
27 — отсечной клапан
доступа воздуха,
28 — труба для отвода
газов,
29 — клапан расши-
рения.
П20.2 Характеристики некоторых малогорючих жидкостей для применения в трансформаторах 405
Приложение 20.2.
Характеристики некоторых
малогорючих жидкостей
для применения в трансформаторах
1. Жидкость типа мидел 7131. Химиче-
ская основа — тетраэфир жирной кислоты
пентаэритрита.
Кинематическая вязкость
при 25 °C....................50 сСт
Теплопроводность.............0,156 Вт/(мК)
Пробивное напряжение.........более 50кВ
Содержание волы..............менее 80 г/т
Температура воспламенения....310°С
Класс опасности для водоемов ... 0
Электрическая прочность. кВ.... 35
Д и э л е ктр и ч с с ка я п о с то я н н а я
при 25°С.................... 2,71
Тангенс угла потерь при 25 ГС.... <0,0001
Объемное сопротивление
при 20 °C, Ом/см............. >1 • 1014
Вязкость, сСт при 0сС........ 85
при 20 °C..... 50
при 100 еС.... 15
Температура вспышки, °C...... >300
Температура огня в открытом
тилге, °C.................... >370
Содержание воды, г/т........ <30
Температура застывания, °C... <~70
Коэффициент расширения,
см3/см3°С.................... 0.00104
Мидел 7131 не растворяется в воде. При
попадании в водоемы мидел распределяется
в воде и затем расщепляется. При попадании
в почву мидел расщепляется микроорганиз-
мами как питательная среда. Стойкость ми-
дел к старению выше, чем для трансформа-
торного масла. Продукты старения аналогич-
ны продуктам старения трансформаторного
масла. Кривые равновесного влагосодержа-
ния в жидкости мидел и в бумажной изоля-
ции приведены на рис. 20.14П.
2. Кремнийорганическая жидкость Со-
фэксил ТСЖ (ТУ 2229-026-42942526-2001).
Софэксил ТСЖ — полиметилсилокса-
новая жидкость. Физические и электричес-
кие характеристики при изменении темпе-
ратуры от —75 °C до 300 °C меняются незна-
чительно.
Внешний вид
Плотность при 20 °C...
Коэффициент преломления
при 20 °C.............
прозрачная
жидкость
0,96
1,402
Рис. 20.14П. Кривые равновесного влагосодержания жидкости мидел
\УМД, г/т, и бумажной изоляции, W6, %.
Справа даны для сравнения аналогичные зависимости для трансформаторного масла.
(Изготовитель НПК «Софэкс».
Москва тел. 232-11-05.)
3. Жидкость Альфа-1.
Жидкость Альфа-1 изготавливается из
синтетических углеводородов. Имеет более
низкую вязкость и температуру застывания,
Характе- ристика Обычное транс- форма- торное масло Кремне- органи- ческая жид- кость Мало- горючее нефтя- ное масло Жид- кость Аль- фа-1
Вязкость ISO 3104, сСт, 100 °C 3 16 14,5 8,48
Плотность 20 °C, кг/дм3.. 0,86 0,91 0,86 0,83
Температура застывания, ISO 3096, °C.. -40 -55 -21 -54
Цвет желтый про- желтый про-
зрач- ный зрач- ный
WM, г/т
406
Пожаробезопасность
Глава 20
Электриче-
ская проч-
ность, МЭК —
156, кВ 56 60 56 56
Тангенс угла потерь МЭК 247, 100°С.... 0,007 0,001 0,001 0,001
Диэлектри- ческая по- стоянная 2,2 2,7 2,3 2,1
Кислотное число МЭК 296, мгКОН/г 0,02 0,01 0,01 0,01
Температура воспламене- ния ASTM, D92, °C 165 320 308 308
Биологиче- ская совмести- мость 9 нет да да
чем кремнийорганические и нефтяные мас-
ла. Совместима со всеми материалами, при-
меняемыми в трансформаторах. Имеет мень-
шую окислительную способность, чем не-
фтяные масла.
Альфа-1 нетоксична и биологически
совместима, не накапливается в окружаю-
щей среде. Может смешиваться с трансфор-
маторным маслом.
4. Жидкость Бета.
Жидкость Бета изготавливается на осно-
ве высокой очистки сырой нефти. Имеет бо-
лее низкую вязкость, лучшие электрические
характеристики, чем другие малогорючие
жидкости. Высокая теплопередающая спо-
собность и непревзойденная стабильность
делают эту жидкость идеальной для приме-
нения в высокотемпературном оборудова-
нии. Жидкость Бета является 100% углево-
дородом, нетоксична и биологически сов-
местима.
Характеристика Обычное трансформа- торное масло Жидкость Бета
Температура воспламенения ASTM, D92, °C . 165 308
Плотность, 20 °C, кг/дм3 . 0,86 0,87
Температура засты- вания, ASTM, D97, °C. . -40 -21
Вязкость ASTM, D88, сСт, 100°С . 3 12
Цвет . желтый Светло-
желтый
Электрическая прочность, ASTM, D1816, кВ . 56 60
Тангенс \тла потерь ASTM, 15 924, 100еС .. ..0,07 0,07
Диэлектрическая
постоянная ..2,2 2,2
Влагосодержание, г/т . ..35 35
Кислотное число, мг КОН/г ..<0,03 <0,03
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 20
1. Обзор повреждаемости мощных си-
ловых трансформаторов в эксплуатации
по данным разных стран. Заключительный
доклад РГ-12.05, И К-12. Трансформаторы
СИГРЭ в сборнике переводов материалов
СИГРЭ — «Трансформаторы», Москва, Ато-
мэнергоиздат, 1984.
2. An international survey on failures in
large power transformers in service. Final report
of working group 05 of study committee 12
Transformers CIGRE, Electra № 88, 1983.
3. Ванин Б.В., Львов Ю.Н., Львов М.Ю.,
Неклепаев Б.Н., Антипов К.М., Сурба А.С.,
Чичинский М.Н. О повреждениях силовых
трансформаторов напряжением 110—500 кВ
в эксплуатации / Электрические станции,
2001, № 9.
4. Кавамура Т., Уеда М., Андо К., Ма-
еда Д., Абиру Я., Витанабе М., Моуритцу К.
Предотвращение разрыва бака маслонапол-
ненных трансформаторов вследствие внут-
ренних повреждений. Доклад 12.02 на Сес-
сии СИГРЭ 1988 г., в сборнике переводов
материалов СИГРЭ «Трансформаторы»,
Москва, 1991 г.
5. Kawamura Т., Uega М., Ando К., Ma-
eda J., Aburu J., Watanabe M., Moritsu К. a. e.
Prevention of tank repture due to intemd fault of
oil filled transformers CIGRE 1988, report 12.02.
6. Karroud N.H., Prigent S., Scheurer D.,
Farinati R., Maruane P., Dacherif M., Magnier F.
Pressure relief valve efficiency calculation by
comparison to the Sergi Transformer protector
during transformer short-circuit. Sergi, docu-
ment documenced rpisp Ola, dated 20/06/01.
7. Miura Y. Gas insulated transformers.
CIGRE SC — 12, 1993, Madrid colloquium.
8. Transformer protector presentation. Ser-
gi, Reference fDC в 0,5 aOla, dated 01/09/01.
9. Шерер Д., Неза А., Прижан С., Дар-
шериф М., Манье Ф. Изучение и разработка
предупреждения взрывов трансформаторов
электростанций. Документ Sergi реф. Rpitp05r
от 19/02/2001.
10. Морозова Т. И., Лоханин А. К., Пого-
стин В. М. Пожаробезопасные распреде-
лительные трансформаторы с малогорючей,
экологически безопасной жидкостью / Элек-
тротехника, 1996, № 8.
Задачи диагностики
407
Глава двадцать первая
ДИАГНОСТИКА В ЭКСПЛУАТАЦИИ
1. Задачи диагностики
Задачами диагностики трансформаторно-
го оборудования являются: выявление дефек-
тов и повреждений, оценка функциональной
исправности оборудования, определение воз-
можности продолжения эксплуатации без
ремонта, определение объема ремонта в слу-
чае его необходимости, оценка остаточного
срока службы и мер по продлению срока
службы.
2. Изменения в трансформаторе
в течение эксплуатации
2.1, Ухудшение состояния изоляции
в эксплуатации
Одним из решающих факторов ухудше-
ния изоляции является увлажнение. Имеют-
ся три источника увлажнения:
1) остаточная влага в твердой изоляции,
не удаленная при заводской сушке;
2) атмосферная влага;
3) вода, образованная при старении изо-
ляции и масла [1, 2].
Главным источником увлажнения явля-
ется атмосферная влага, проникающая под
действием градиента давления, особенно че-
рез ослабленные уплотнения. При наруше-
нии герметичности уплотнений значитель-
ное количество влаги может проникнуть
в бак при понижении давления в нем ниже
атмосферного при снижении температуры.
Это явление может быть особо опасно, если
трансформатор хранится не полностью за-
литым маслом.
В процессе монтажа также происходит
определенное увлажнение и загрязнение
изоляции. Примерная оценка возможного
увлажнения — в таблице 21.1.
Старение целлюлозной изоляции может
образовать значительное количество влаги,
если изоляция работает при повышенной
температуре и значительно изношена. Рас-
пределение влаги в изоляционной структуре
неравномерно. Наибольшее количество вла-
ги содержится в тонкой изоляционной
структуре, работающей при температуре ос-
новной массы масла, особенно при сравни-
тельно низкой температуре.
Содержание влаги в витковой изоляции
существенно ниже, чем в электрокартонных
Таблица 21.1. Верхняя оценка степени возможного увлажнения [ 1 ]
Источник Степень увлажнения
Прямой контакт пропитанной маслом изоляции с воздухом относительной влажности <р а) ф = 75%, 20 °C б) ф = 40%, 20 °C Количество воды, адсорбированной поверх- ностью электрокартона 1000 м2 на глубину 0,5 мм: 13,500 г в течение 16 часов 8,100 г в течение 16 часов
Молекулярное натекание влаги ♦ Через поры в резиновом уплотнении ♦ Через ослабленное уплотнение До 1—5 г в год До 30—40 г в год
Натекание влажного воздуха Хранение в транспортном состоянии с мас- лом выше уровня обмоток ♦ Нормальное уплотнение ♦ Ослабленное уплотнение 15 г в юд 600 г в год
Эксплуатация негерметичных конструкций 6000 г в год
Попадание дождя на ослабленное уплотнение 200 г в час в виде жидкой воды
408
Диагностика в эксплуатации
Глава 21
барьерах. Вместе с тем влияние температуры
проводников обмотки и перепад температу-
ры в витковой изоляции обуславливает не-
равномерное распределение влаги по тол-
щине с повышенной конценграцией влаги
во внешних слоях.
В свежем масле вода присутствует глав-
ным образом в растворенном виде. Раствори-
мость воды в различных маслах зависит от их
состава, увеличиваясь по мере увеличения
содержания ароматических углеводородов.
Образование продуктов старения в окис-
ленном масле обуславливает появление тд-
ратной или «связанной» воды, которую
практически невозможно измерить с помо-
щью стандартных методов определения рас-
творенной влаги.
При повышенной температуре часть свя-
занной влаги может перейти в растворенную.
Определяющими факторами старения
масла являются присутствие кислорода и до-
статочно высокая температура, а также при-
сутствие катализаторов. Повышение темпера-
туры на 10 градусов уменьшает время крити-
ческого окисления масла в ~2 раза. Процессы
окисления масла значительно ускоряются
при содержании кислорода >2000—3000 ррм
(объемных).
Окисление масла начинается с образова-
ния промежуточных продуктов, т. н. «сво-
бодных радикалов», количественная оценка
которых может бы гь мерой степени начально-
го шарения. Конечными продукшми являют-
ся продук1Ы конденсации и полимеризации,
а также рашворимый и нерастворимый шлам.
Кислоты, некислые полярные соедине-
ния. мен-л ^содержащие коллоиды и ш ia-
мы мот бьиь о:несены к наиболее aipcc-
сивным продхкшм шарения масла. Шламы
мот бьиь отвесны к наиболее опасным
нрод\к1ам: они мот снизит исьлричес-
к\ю ирочношь масла и : loaenxiioc; н\ю лро-
ЧНОсНЬ ИЗОЛЯЦИИ. Я1аЧИ1СШНО \CKOpiM'
процесс Лее i р\ книи июлчппи. а 1лкжс вы-
ше । ь ’ин । снсивно-* парение к>в<! ; ми । •
плиюю и обор\ г.л; тис миором тмск
1Я ош.ночные про рты V х.рсни 1
Чаш ь про '\к in? с трене : мае ic • icop
бирхенся цс июли юн. \ в? шчивая се лрово-
лимоси, и lainenc \i.ij мокро и хскоряя се
леч ра 1анию.
Дешрхкцию нсыюлознои и зо шнии вы-
зываю! одновременно деишвхющие меха-
низмы пиролиза, пиролиза и окисления.
Гидролиз и пиролиз вызываю! разрыв
молекул целлюлозы — деполимеризацию,
ко юрой сопутствуем образование фурано-
вых производных и, в частности, наиболее
устойчивою компонент — фурфурола. Ин-
тенсивное выделение фуранов происходит
при температуре >120—130°C.
Окисление целлюлозы непосредственно
не вызывает разрыв молекул, но образует во-
ду, которая ускоряет процесс гидролитичес-
кой деструкции. Продуктами гидролиза яв-
ляются фурановые производные и вода.
Продуктами пиролиза являются фураны,
окись и двуокись углерода, вода и кислоты.
Наиболее вероятной в условиях рабочих
температур трансформатора представляется
гидролитическая деструкция, энергия акти-
вации которой почти в 1,4—2,0 раза ниже,
чем энергия активации пиролиза. Степень
гидролитической деструкции практически
пропорциональна содержанию воды и кис-
лот, требующихся для активации и подде-
ржания процесса. Поэтому для оценки сте-
пени износа изоляции необходимо, кроме
температуры и времени, учитывать также
содержание воды и кислот.
На ухудшение изоляции также сильно
влияет загрязнение механическими приме-
сями.
Кроме образования примесей в резуль-
тате старения и деструкции изоляции, в мас-
ле могут быть примеси, оставшиесз! после
изготовления и монтажа трансформатора,
а также появляющиеся в результате трения
металлических деталей активной чаши, из-
носа и повреждения встроенных маслонасо-
со1з. проникновения загрязнений из контак-
юра РПН. силикагелевою филыра. масло-
охлади 1слей и др.
Проводящие и полярные чаш ины в масле
перераспредсляююя под деиш вием сил 1рави-
laiuiit. иоюков масла и особенно пол воздсис-
!висм шешрома; ни! hoi о iio.im. способен вую-
iiicio О1ЛОЖСНИЮ их в мешах копией 1 ранни
нчпряжспноши поля (на поверхпоши обмо-
юк, барьеров. покрышках вводов).
J.1CK 1 рическая ирочношь И ЮДЯПИИ СИЛЬ-
НО ывиси! шклчс о; со 1сржания в пси юы;.
Мас ю рлсюоряш где вны в солиле
. ’»11) < ИКШОХ! I енри и КО )ффиШ1СН I ами
рас 1 воримис । и (ь о )ффиписн н>1 Uc । вал в. >а)
I емперш\рная зависимое: ь ке лрфииисн 1 ов
р ц : веримос 1 и \ вскоюрых 1азов чолоа.и-
1 с. 1 иная. \ лр\ 1 их oipnnaie 1ьная
I азы рас 1 вопя ю 1 ся .; целлюлозной изо-
1ЯЦИИ подобно воле, но менее актвио.
Обычно в 1 рансформаюре имскпся i а зо-
вые ко\1понен1ы воздуха (азоц кислород,
двхокись yiлсрода). Вследшвие шарения ма-
[сриалов и особенно в слхчас ноятения на-
чальною повреждения в масле образуююя
окись и двуокись углерода, yiлерод и уыево-
дороды. Наиболее опасно появление пузырь-
ков газа в масле и в твердой изоляции.
§3
Методология диагностики
409
2.2. Изменение механического
состояния
Механическое состояние обмоток транс-
форматоров в эксплуатации определяется
воздействием электродинамических сил —
радиальных, осевых и тангенциальных.
Радиальные силы сжимают одни обмот-
ки и растягивают другие.
В двухобмоточном трансформаторе
сжимающим радиальным силам обычно
подвергаются внутренние обмотки — об-
мотки НН.
Остаточные деформации обмоток под
действием сжимающих радиальных сил на-
зываются потерей радиальной устойчивости
и вызывают ослабление изоляции обмотки и
снижение ее электрической прочности.
Осевые силы, действующие в обмотках
трансформаторов при КЗ, могут вызвать по-
терю осевой устойчивости, которая прояв-
ляется в значительном наклоне проводни-
ков относительно начального положения.
Потеря осевой устойчивости может привес-
ти к разрушению изоляции, росту осевых
сил, связанному с возникновением несим-
метрии обмоток из-за смещения проводни-
ков, внутреннему короткому замыканию.
Могут также возникать осевой изгиб
проводников в пролетах между столбами
прокладок, сползание проводов слоевых об-
моток в осевом направлении, повреждение
концевой изоляции и опорных (прессую-
щих) конструкций обмоток.
Из-за схода винта в случае винтовых об-
моток, из-за наличия переходов между ка-
тушками в случае непрерывных обмоток
возникают тангенциальные силы, под дейс-
твием которых обмотки стремятся скрутить-
ся. Это может привести к смещению провод-
ников и выводов обмотки, опорной и кон-
цевой изоляции, столбов прокладок и, как
следствие, к внутреннему КЗ.
3. Методология диагностики
3.1. Концепции обслуживания
оборудования
Обслуживание оборудования по данным
периодических испытаний в определенном
объеме через определенные промежутки
времени (традиционная методология).
Обслуживание оборудования по его со-
стоянию с проведением, на базе опыта экс-
плуатации, наиболее эффективных испыта-
ний, как правило, не требующих отключе-
ния оборудования.
Обслуживание оборудования по крите-
рию надежности с учетом риска отказа и его
последствий, что позволяет оптимально ис-
пользовать имеющиеся запасы прочности.
Обслуживание по результатам функци-
ональной диагностики, направленной на
оценку работоспособности отдельных под-
систем трансформатора с учетом вероят-
ных дефектов и механизма их развития
до отказа.
3.2. Оценка состояния
трансформаторов по результатам
периодических испытаний
Объем традиционных периодических
испытаний приведен в табл. 21.2. Там же
Таблица 21.2. Объем периодических испытаний
Компонен- ты транс- форматора Проверяемые характеристики и параметры Нормативный документ
Нормы России [3] Стандарт IEEE [4]
Обмотки, Коэффициент трансформации А
отводы и Полярность и группа соединения ▲ А
изоляция Сопротивление постоянному току А А
Ток холостого хода АА
Потери холостого хода Сопротивление короткому замыканию Сопротивление изоляции А А
Тангенс угла потерь и емкость изоляции Электрическая прочность (испытание А А
изоляции повышенным напряжением) Ж А
Уровень частичных разрядов А
Переходные и частотные характеристики Вибрационные характеристики ж А
Влажность твердой изоляции Состояние бумажной изоляции обмоток А А
410
Диагностика в эксплуатации
Глава 21
Продолжение
Компонен- ты транс- форматора Проверяемые характеристики и параметры Нормативный документ
Нормы России 13] Стандарт IEEE [4j
Обмотки, Коэффициент трансформации ▲ ▲
отводы и Полярность и группа соединения ▲ A
изоляция Сопротивление постоянному току Ток холостого хода ▲ Juk
Потери холостого хода Сопротивление короткому замыканию ▲
Сопротивление изоляции ▲ A
Тангенс угла потерь и емкость изоляции Электрическая прочность (испытание А ▲
изоляции повышенным напряжением) ▲
Уровень частичных разрядов Переходные и частотные характеристики Вибрационные характеристики ▲ ▲
Влажность твердой изоляции Состояние бумажной изоляции обмоток ▲
Остов Сопротивление изоляции ▲
(Маг- Ток и потери холостого хода ж A
нитная система) Вибрационные характеристики
Устройст- Коэффициент трансформации
во РПН Контактное нажатие Крутящий момент Сопротивление элементов токоведущего
контура, токоограничивающих резисторов и реакторов
Последовательность действия контактов Время переключения устройств Герметичность Работа приводов и блокировок Температура (термограмма)
Изоляци- Вязкость кинематическая ж A
онное Плотность ▲ ▲
масло Внешний вид Цвет Температура вспышки в закрытом тигле Температура застывания ▲
Зольность Натровая проба, оптическая плотность, ▲
баллы ▲
Содержание серы; испытание коррозион- ного воздействия ▲
tg§, % при 90 °C ▲ A
Кислотное число, мг КОН/г A
Стабильность против окисления Содержание водорастворимых кислот ▲
Поверхностное натяжение Содержание антиокислительной присадки Определение растворимого и нераство- ▲ ▲
римого осадка ▲ ▲
Пробивное напряжение Влагосодержание Содержание механических примесей (класс чистоты) Растворенные газы ▲ A
§3
Методология диагностики
411
Продолжение
Компонен- ты транс- форматора Проверяемые характеристики и параметры Нормативный документ
Нормы России [3] Стандарт IEEE [4]
Высоко- Сопротивление изоляции ▲
вольтные tgS, % и емкость изоляции ▲ А
вводы Давление (уровень масла) ▲
Температура (термовизионный контроль) а
Электрическая прочность изоляции
(под рабочим напряжением)
Уровень частичных разрядов А
указаны обязательные испытания, обуслов-
ленные руководством «Объем и нормы ис-
пытания электрооборудования» [3J, а также
стандартом IEEE |4].
Техническое состояние оценивается
сравнением с исходными значениями, в ка-
честве которых принимают: значения в пас-
порте или протоколе заводских испытаний;
данные при вводе в эксплуатацию нового
оборудования (эксплулатационные испыта-
ния); данные после ремонта на специализи-
рованном предприятии; данные предыду-
щих испытаний.
3.3. Система двухступенчатых
профилактических испытаний
(обслуживание по состоянию)
Данная концепция испытаний является
логическим развитием традиционной систе-
мы на базе применения наиболее эффектив-
ных методов, а также внедрения новых ме-
тодов диагностики.
На первом этапе — «индикация состоя-
ния» — главной задачей является выявление
оборудования, которое работает нормально,
с помощью методов, обоснованных опытом
эксплуатации и не требующих отключения
оборудования. Основу таких испытаний со-
ставляют анализы проб масла (измерение со-
держания продуктов деградации материалов,
влаги, примесей, продуктов старения масла).
Такие йены гания выполняются периодичес-
ки, обычно не реже одного раза в год.
На втором этапе — «диагностика состо-
яния» — выполняются специальные испыта-
ния и проверки, позволяющие определить
причину обнаруженной аномалии, локали-
зовать ее и ответить на вопрос, можно ли
продолжать и на каких условиях дальней-
шую эксплуатацию.
Типичным примером системы двухсту-
пенчатых диагностических испытаний явля-
ется представленная в табл. 21.3 система ис-
пытаний, разработанная в Национальной
Магистральной сети Великобритании (Nati-
onal Grid Со.) |5].
Таблица 21.3. Система двухступенчатой индикации и диагностики состояния
трансформаторов, проводимая в энергосистеме «Магистральные сети Великобритании»
(National Grid Со.)
Цель испытаний Определяемые характеристики Выявляемые дефекты и состояние изоляции
Текущие периодические ис- пытания с целью выявле- ния начальных повреж- дений и оценки общего состояния: по меньшей мере, ежегодный анализ проб масла из нижней и верхней частей бака и бака избирателя РПН Растворенные газы Содержание влаги Кислотное число Фураны Фенолы Крезолы Радиопомехи Термовидение Индикация развивающихся повреждений Индикация состояния масла Индикация деградации бу- маги, барьерной и конс- трукционной изоляции
412
Диагностика в эксплуатации
Глава 21
Продолжение
Цель испытаний Определяемые характеристики Выявляемые дефекты и состояние изоляции
Специальные испытания Частотный анализ переходных Определение деформации
с целью диагностики и детального обследования: функций обмоток
при неудовлетвори- тельных результатах текущих испытаний; Тангенс угла потерь изоляции Оценка общего состояния изоляции
при срабатывании за- Поляризационный спектр или Общая оценка увлажнения
щиты от внутренних измерение восстанавливаю- изоляции, а также возмож-
повреждений; щегося напряжения ная индикация старения бумаги и масла
при опасном внешнем Сопротивление обмоток посто- Выявление повреждений (об-
воздействии; янному току рыва) проводников и про- блем с контактами РПН
при оценке остаточно- го ресурса; Акустическая локация Выявление наличия разрядов в масле
при перемещении Измерение напряжения радио- Определение состояния за-
трансформаторов; помех (RIV) с использовани- ем высокочастотного транс- форматора тока земления магнитопровода
до и после обработки Ток намагничивания; коэффи- циент трансформации Сопротивление изоляции Визуальная инспекция (непос- редственная или с помощью эндоскопа) Определение необходимости
масла (для оценки эф- фективности процесса обработки масла) ремонта или замены обору- дования
3.4. Концепция
функциональной диагностики
Данная методология разработана рабо-
чей группой СИГРЭ [2], прежде всего, для
оценки состояния оборудования после дли-
тельной эксплуатации, и основана на следу-
ющих положениях:
1. Трансформатор представляется в виде
ряда функциональных (под)систем, со-
стояние которых обеспечивает выпол-
нение главных функций: передачу
электромагнитной энергии, сохране-
ние электрической прочности изоля-
ции, механической прочности обмоток
и целостности токоведущей системы.
2. Основой системы контроля и диагнос-
тики является функциональная модель
дефектов, определяющая вероятные де-
фекты или чувствительные зоны в дан-
ной конструкции при данных условиях
эксплуатации на базе анализа особен-
ностей конструкции и причин отказов
в эксплуатации и, соответственно, цели
и задачи диагностики.
3. Оценка состояния оборудования пред-
ставляется в форме системы запросов
о состоянии его функциональных под-
систем с учетом возможного сцена-
рия развития дефектного состояния
в отказ.
4. Программа технического обследования
концентрируется на выявлении вероят-
ных дефектов путем использования групп
методов, характеризующих конкретный
дефект.
5. По меньшей мере, две диагностические
процедуры требуются для того, чтобы
подтвердить наличие дефекта и оценить
его количественно.
Оценка состояния оборудования осу-
ществляется, в основном, в рабочих усло-
виях, особенно в предельных условиях в от-
ношении нагрузки, температуры, напря-
жения. Данная методология не требует
обязательной информации о предшествую-
щих характеристиках, но обязательно тре-
бует понимания конструкции оборудо-
вания и наличия информации о предшест-
§3
Методология диагностики
413
Рис. 21.1. Блочная схема комп-
лексной функциональной диа-
гностики.
вующих критических режимах. Анализ
конструкции является первой процедурой
диагностики.
Комплексное диагностическое обследо-
вание выполняется с целью проверки функ-
циональной работоспособности всех подсис-
тем трансформатора и определения необхо-
димости выполнения капитального ремонта
трансформатора.
На рис. 21.1 и в табл. 21.4 приведены
блочная схема и перечень проверок при
комплексной функциональной диагностике.
Таблица 21.4. Оценка состояния трансформатора при функциональной диагностике
Общее состояние
Тепловое состояние: теплоотдача и исправность охладителей; перегрев масла и обмоток; вне-
шние нагревы в зонах концентрации поля рассеяния
Необычные шумы и вибрация
Симптомы аномалий, вызывающих деструкцию изоляционных материалов
Симптомы аномального внутреннего нагрева, искрения или разрядов
Электрическая изоляция — степень старения масла и изоляции
Оценка возможных источников прямого проникновения воды
Оценка возможных источников аномального загрязнения (металлические частицы из систе-
мы охлаждения, контактора РПН и др.)
Уровень загрязнения масла влагой и механическими примесями
Степень увлажнения твердой изоляции (барьеров)
Оценка возможности значительного снижения электрической прочности изоляции при по-
нижении температуры
Вероятность загрязнения изоляционных поверхностей проводящими примесями
Появление ЧР при рабочем напряжении
Степень увлажнения витковой изоляции (возможность выделения пузырьков пара при пере-
грузке)
Симптомы аномального перегрева (пиролиза изоляции)
Характер процесса старения (нормальный—аномальный) и степень старения масла
Возможность выделения осадка в период между испытаниями
Возможность ускоренной деструкции витковой изоляции
414
Диагностика в эксплуатации
Глава 21
Продолжение
Механическое состояние
Симптомы локального ослабления прессовки магнитопровода
Вероятность аномального снижения усилий прессовки обмоток
Симптомы деформации обмоток, подвергающихся опасным воздействиям при КЗ
Состояние РПН
Исправность; правильность установки и последовательности работы
Симптомы аномального механического износа компонентов
Симптомы зашламления и перегрева контактов, включая контакты контактора
Уровень загрязнения масла влагой и примесями
Состояние высоковольтных вводов
Наличие перегрева контактов, локальных перегревов и разрядов
Наличие локальных дефектов в остове
Наличие внутренних ЧР
Возможность заметного старения бумажно-масляной изоляции
Возможность прямого проникновения воды
Степень старения масла, наличие проводящих компонентов и воды
Симптомы образования полупроводящего налета на поверхностях покрышек
3.5. Приемы диагностики
3.5.1. Сравнение с исходными
данными
Сравнение с исходными данными испы-
таний предпочтительно бездефектного обо-
рудования является наиболее распростра-
ненным диагностическим приемом.
Некоторые характеристики могут быть
свойственны только данному типу оборудо-
вания или данному изделию. К их числу от-
носятся: данные измерения по методу ана-
лиза частотных характеристик; определение
переходных функций при подаче на вход об-
мотки импульсов ЧР, импульсного напря-
жения или напряжения переменной частоты
широкого спектра; спектр вибрационных ха-
рактеристик и спектральный анализ транс-
форматорного масла.
3.5.2. Анализ тенденции изменения
характеристик
Для многих профилактических и диа-
гностических испытаний тенденция измене-
ния параметров является ценной дополни-
тельной информацией. Отдельной диагнос-
тической характеристикой является скорость
изменения параметра во времени.
В то же время отсутствие явной тенден-
ции изменения параметров не всегда явля-
ется показателем нормального состояния.
3.5.3. Статистический метод
Выделяется оборудование, количествен-
ное значение характеристик которого попа-
дает в 10- или 5-процентный статистический
интервал нормального распределения. Со-
ответственно 90 или 95% выборки относит-
ся к нормальному состоянию.
3.5.4. Количественное определение
состояния. Модель дефекта
Этот метод является основным в мето-
дологии функциональной диагностики. Ме-
тод заключается в определении характерис-
тик, свойственных только данному дефекту,
и позволяет не только сделать надежный вы-
вод о наличии дефектного состояния, но в
ряде случаев и оценить дефектную область
количественно. Далее, создаются «модели
дефектов» в виде специфических областей
изменения численных результатов тестов
для типичных дефектов, и, наконец, уста-
навливаются критерии для «границ моделей
дефектов» по условию работоспособности
трансформатора.
3.5.5. Ранжирование оборудования
по состоянию
Данный метод получает распростране-
ние для оценки остаточного срока службы
большого числа (группы) трансформаторов
§3
Методология диагностики
415
после длительной эксплуатации. Он вклю-
чает количественную градацию признаков
возможного состояния, определенных на ос-
новании экспертных оценок на базе анализа
особенностей конструкции, условий и опы-
та эксплуатации, особенно видов и причин
отказов, а также результатов испытаний.
Выявляется оборудование, требующее осо-
бого внимания или замены.
3.5.6. Составление модели дефектов
Вероятность возникновения и развития
дефекта зависит от особенностей конструк-
ции (исходные запасы прочности, чувстви-
тельность к ухудшению в эксплуатации),
а также от конкретных условий работы обо-
рудования.
Модель дефектов представляет перечень
возможных дефектов и повреждений в дан-
ном функциональном узле трансформатора
и вероятный сценарий развития дефекта
вплоть до отказа оборудования.
Возможный алгоритм составления моде-
ли дефектов включает:
♦ составление функциональной схемы
трансформатора с учетом его основных
подсистем и компонентов;
♦ определение видов возможных дефектов
и повреждений по данным анализа при-
чин отказов и неисправностей в анало-
гичном оборудовании;
♦ определение наиболее чувствительных
зон в конструкции на основе анализа
ее особенностей;
♦ уточнение вероятных дефектов и пов-
реждений по данным анализа условий
эксплуатации;
♦ определение вероятного сценария разви-
тия повреждения до отказа оборудования,
а также возможных последствий отказа.
3.5.7. Анализ конструкции
Анализ конструкции является ключевой
процедурой для понимания структуры транс-
форматора и основных функций его компо-
нентов, оценки чувствительности к возмож-
ному ухудшению состояния в процессе экс-
плуатации, а также определения модели
вероятных дефектов, позволяющей оптими-
зировать программу диагностических испы-
таний и выбрать наиболее эффективные ме-
тоды.
Предметом анализа являются:
♦ идентификация типа и типоисполнения
трансформатора, его назначения, техни-
ческих требований к нему и основных
технических данных;
♦ идентификация состава и структуры
трансформатора, в том числе особеннос-
тей магнитной системы, схемы располо-
жения и соединения обмоток, структуры
главной изоляции, наличия и располо-
жения магнитных шунтов; типов и рас-
положения высоковольтных вводов, узла
регулирования напряжения (тип и рас-
положение регулировочной обмотки, тип
и расположение переключающих уст-
ройств), системы охлаждения, системы
защиты масла от увлажнения и окисле-
ния; средств управления, защиты;
♦ основные параметры по результатам за-
водских испытаний, в том числе ток
и потери холостого хода, потери и на-
пряжение короткого замыкания на но-
минальном и крайних положениях пере-
ключающего устройства, сопротивление
обмоток постоянному току; перегрев об-
моток, масла и магнитопровода над ок-
ружающей средой (данные испытаний
на нагрев);
♦ определение зон, имеющих минималь-
ные запасы электрической прочности;
♦ оценка запасов прочности и устойчивос-
ти обмоток при воздействии токов КЗ
в заданных условия эксплуатации;
♦ оценка конструктивных особенностей
и «чувствительных зон» установленных
высоковольтных вводов и переключаю-
щих устройств;
♦ оценка контролепригодности конструк-
ции (в том числе особенностей, влияю-
щих на чувствительность диагностичес-
ких характеристик);
♦ анализ эксплуатационной надежности
конструкции, видов и причин отказов.
Систематизированный перечень отказов
и дефектов, выявленных по результатам ис-
пытаний или осмотров при ремонтах, явля-
ется наиболее ценным источником инфор-
мации и основным материалом для раз-
работки модели дефектов. Первостепенной
задачей системы диагностики является ис-
ключение повторяющихся отказов. Прини-
маются во внимание отказы однотипного
и подобного оборудования (подобных уз-
лов), в том числе однотипных вводов и уст-
ройств РПН.
3.5.8. Оценка условий эксплуатации
оборудования
Оцениваются особенности нормального
режима, аномальных, в том числе аварий-
ных, режимов, а также необычные условия
эксплуатации.
416
Диагностика в эксплуатации
Глава 21
3.5.9. Некоторые особенности
конструкции, влияющие
на диагностические характеристики
Заземленныу электростатический экран
между обмотками снижает чувствительность
диэлектрических характеристик к измене-
нию состояния твердой изоляции.
Наличие гидрофобного материала (ба-
келитовый цилиндр, стеклопластик и т. п.)
в маслобарьерном промежутке практически
препятствует возможности оценки влагосо-
держания электрокартонных барьеров с по-
мощью электрических характеристик изо-
ляции.
Таблица 21.5. Виды повреждений и соответствующие диагностические характеристики
Механизм повреждения Виды дефектов Диагности- ческий параметр
Электромагнитные силы, вызванные током КЗ, изменяют геометрию обмотки и соответственно величину реактанса рассеяния Деформация обмотки Реактанс рассеяния
Повреждение изоляции образует кон- тур, сцепленный с основным маг- нитным потоком. Результирующий циркулирующий ток вызывает уве- личение активного и индуктивного компонентов тока намагничивания и рост потерь х. х. Межвитковое замыкание: а) полное замыкание двух или не- скольких витков; б) замыкание двух или нескольких параллельных проводников, прина- длежащих разным виткам Ток намаг- ничива- ния и по- тери X. X.
Повреждение изоляции образует контур, сцепленный с потоком рассеяния. Результирующий циркулирующий ток вызывает увеличение дополнительных потерь в опыте КЗ Замыкание параллельных проводни- ков; витковые замыкания в обмотках трансформатора, встроенных в транс- форматор реакторов и регулировоч- ных трансформаторов; повреждение изоляции прессующих винтов Дополни- тельные потери КЗ
Ухудшенный контакт и перегрев кон- тактов отводов РПН или ПБВ вызы- вают образование пленки, эрозию поверхностей, увеличение переход- ного сопротивления Перегрев и эрозия контактов Сопротив- ление пос- тоянному току
Механическое смещение или перегрев проводника вызывает его обрыв или перегорание и соответствующее изменение сопротивления токове- дущей цепи Обрыв цепи Ток намаг- ничива- ния и по- тери х. х.; сопротив- ление пос- тоянному току
Механические воздействия или пере- возбуждение могут вызвать повреж- дение изоляции элементов магнито- провода и образование контура, сцепленного с основным магнит- ным потоком. Результирующий циркулирующий ток вызывает увеличение активного и индук- тивного компонентов тока намаг- ничивания и рост потерь х. х. Закорачивание листов электротехниче- ской стали, нарушение изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок и др., когда в результате этого обра- зуются контуры короткозамкнутых витков, сцепленных с основным потоком; неправильное заземление магнитопровода; межвитковые замы- кания и замыкания параллельных проводников, принадлежащих раз- ным виткам; нарушение изоляции прессующих винтов, смещение обмо- ток, а также дефекты РПН, вызываю- щие изменение магнитного сопро- тивления на участке магнитной цепи Ток намаг- ничива- ния и по- тери X. X
§4
Диагностические характеристики
417
Наличие в структуре изоляции диэлект-
рического материала с повышенными диэ-
лектрическими потерями, например, в опор-
ной изоляции нейтрального края обмотки
может шунтировать и маскировать измене-
ние состояния главной изоляции.
Резистор в цепи заземления магнитопро-
вода может вызывать искажение электричес-
ких характеристик изоляции, например, уве-
личение тангенса угла потерь участка «обмот-
ка НН-магнитопровод» и снижение тангенса
угла потерь участка между обмотками.
Чувствительность сопротивления КЗ па-
ры обмоток к обнаружению радиальной де-
формации обмотки снижается по мере уве-
личения расстояния между обмотками (с по-
вышением класса напряжения).
Чувствительность электрических харак-
теристик изоляции к влагосодержанию твер-
дой изоляции снижается по мере увеличе-
ния изоляционного промежутка из-за уве-
личения влияния масла.
Увеличение открытой поверхности изо-
ляционных деталей (барьеров) способствует
более интенсивной адсорбции газов и про-
дуктов старения масла. Это приводит к сни-
жению концентрации газов в масле после
отключения трансформатора.
4. Диагностические
характеристики
4.1. Диагностические
характеристики, основанные
на измерении электромагнитных
параметров трансформатора
Возникновение дефектов и поврежде-
ний в ряде случаев обуславливает изменение
активного и индуктивного сопротивлений
обмоток, а также тока и потерь холостого хо-
да, так что электромагнитные параметры
трансформатора могут служить эффектив-
ными диагностическими характеристиками.
Характерные дефекты, выявляемые с
помощью измерения тока и потерь холосто-
го хода; тока, потерь и сопротивления ко-
роткого замыкания, а также изменения со-
противления обмоток постоянному току по-
казаны в табл. 21.5.
4.1.1. Определение
коэффициента трансформации
Результаты измерения сравниваются
с расчетными или паспортными данными.
Результаты измерений считаются удовлет-
ворительными, если отклонение значений
не превышает 2 %. Очевидно, что в процес-
се эксплуатации коэффициент трансформа-
ции может измениться только вследствие
повреждения, и допускаемое отклонение
определяется в основном погрешностью из-
мерения. В случаях, если напряжение регу-
лировочной ступени менее 2 %, а также для
проверки качества ремонта с заменой обмо-
ток, такая точность измерения может быть
недостаточной. Стандарт IEEE [4] опре-
деляет допустимое отклонение не более
±0,5%.
Однако такая точность также может
быть недостаточной, например, при опреде-
лении числа витков в сгупенях pei-улировоч-
ных обмоток, а также в обмотках ВН с боль-
шим числом витков.
4.1.2. Измерение тока
и потерь холостого хода
Потери и ток холостого хода при номи-
нальном напряжении являются важными
характеристиками для контроля качества из-
готовления, а также ремонта трансформато-
ра, требующего расшихтовки верхнего ярма
магнитопровода.
Для трехфазных трансформаторов зна-
чение потерь не должно отличаться от пас-
портного (исходного) более чем на 5%. Для
однофазных трансформаторов отличие по-
лученных значений от исходных не должно
быть более 10 %.
Вместе с тем равномерное увеличение
потерь при измерениях на пониженном на-
пряжении после ряда лет эксплуатации на-
блюдается часто в бездефектном оборудова-
нии.
При оценке изменения токов холостого
хода следует учитывать, чю в большинстве
случаев дефектное состояние характеризу-
ется различием между значениями токов
в крайних фазах или по сравнению с преды-
дущими измерениями более 10%.
4.1.3. Измерение сопротивления
короткого замыкания
Оценку состояния обмоток трансфор-
матора производят путем сравнения изме-
ренных по фазам данных с данными пре-
дыдущих измерений. Значение относи-
тельного изменения сопротивления КЗ при
возникновении деформации обмотки зави-
сит от конструкции трансформатора. Обыч-
но предельное отклонение нормируется на
уровне 3 %.
418
Диагностика в эксплуатации
Глава 21
4.1.4. Измерение потерь короткого
замыкания
Потери от потока рассеяния могут слу-
жить эффективной диагностической харак-
теристикой для определения замыкания па-
раллельных проводников в обмотках. Де-
формация обмотки или ее частей также
вызывает существенные изменения потерь.
Диагностические возможности измере-
ний потерь от потока рассеяния наиболее
эффективно реализованы в методе опреде-
ления частотной зависимости потерь в диа-
пазоне частот 20—600 Гц.
4.1.5. Измерение сопротивления
обмоток постоянному току
Измерение выявляет ухудшение контак-
тов, особенно в местах присоединения отво-
дов к вводам, а также размыкаемых контак-
тов РПН.
Возможными дефектами в обмотке могут
быть обрыв или замыкание параллельных
проводников, лопнувшая пайка (перемежаю-
щийся контакт или обрыв). Такие явления
обычно приводят к изменению сопротивле-
ния на несколько процентов.
Перегрев и эрозия контактов вызывает
увеличение исходной величины переходного
сопротивления в несколько (и даже в десят-
ки) раз.
Исходное значение сопротивления раз-
мыкаемых контактов РПН составляет обыч-
но 40—200 мкОм. Увеличение переходного
сопротивления контакта в 3—4 раза может
быть признаком дефектного состояния, пос-
ле чего можно ожидать лавинообразное на-
растание сопротивления. На этой стадии со-
стояние контактов может быть улучшено
посредством многократного переключения.
Увеличение переходного сопротивления
в 5—10 раз может быть обусловлено уже не-
обратимой эрозией поверхностей, и для вос-
становления нормального состояния требу-
ется специальная механическая обработка
либо замена контактов.
Причинами, увеличивающими сопро-
тивления элементов контура, могут быть:
♦ слабое контактное нажатие;
♦ подгар контактов контактора;
♦ подгар контактов избирателя вследствие
«свисания» подвижных контактов или
длительной работы на одном положе-
нии;
♦ некачественная затяжка болтовых со-
единений либо плохая прессовка прес-
сованных контактов отводов.
Для оценки состояния контактов также
используются:
♦ значения сопротивления, измеренные
на разных положениях реверсора;
♦ разница между сопротивлениями, изме-
ренными на четных и нечетных ступенях
РПН;
♦ характер изменения сопротивления при
увеличении/уменьшении числа витков
относительно основного положения.
Сопротивления обмоток трехфазных
трансформаторов, измеренные на одинако-
вых ответвлениях разных фаз при одинако-
вой температуре, не должны отличаться бо-
лее чем на 2%.
4.2. Характеристики изоляции
4.2.1. Возможность обнаружения
дефектов по характеристикам изоляции
Возможности выявления дефектов в раз-
личных изоляционных промежутках сущес-
твенно отличаются.
Выявить изменения состояния продоль-
ной изоляции с помощью характеристик
изоляции практически не представляется
возможным.
Чувствительность характеристик изоля-
ции к изменению состояния твердых компо-
нентов зависит от удельной доли изоляции
и удельной емкости дефектного участка.
При оценке характеристик маслобарьер-
ной изоляции учитываются следующие ис-
ходные характеристики основных компо-
нентов.
Электрокартон (сухой, чистый, пропитанный маслом):
Содержание воды, %................................................<0,5
Значение tgS при 20—70 °C, %......................................<0,5
Электропроводность при постоянном напряжении (У20)» Ом-1м-1.......<2,5- 10-13
Электропроводность при увеличении температуры (обычно а = 0,05)...у, = у20 ’ 20)
Диэлектрическая проницаемость, ск.................................4, 5
Трансформаторное масло, залитое в трансформатор:
Влагосодержание при температуре 60—70 °C, г/т...........................<10—15
tgS при температуре 90 °C, %.........................................<0,5
Зависимость tgS от температуры в диапазоне 10—90 °C..................tg5MZ = tg8M( 10) • е0’04^- 10)
Коэффициент полярности масла (практически неполярного)...............е20 “ < ОД Г
где nD_ коэффициент преломления, измеренный при желтом свете; е20 — диэлектрическая проницаемость.
§4
Диагностические характеристики
419
Диэлектрические потери при постоян-
ном и переменном напряжении равны, так
что выполняется условие пропорциональ-
ности электропроводности масла тангенсу
угла потерь:
ум = 0,611 • 1О~10 • tgSM, Ом-1м-1;
tg8M — в %.
В реальной конструкции трансформато-
ра результат измерения характеристик изо-
ляции зависит от состояния твердой изоля-
ции, масла, поверхности изоляции, а также
соотношения долей жидкого и твердого ди-
электрика и их композиции в изоляционном
промежутке.
В большинстве случаев влияние поверх-
ностной составляющей на результат измере-
ния оказывается существенным только при
весьма сильном загрязнении.
В таблице 21.6 представлены характер-
ные изменения диэлектрических характе-
ристик в зависимости от вида дефектов.
4.2.2. Тангенс угла диэлектрических
потерь и емкость изоляционного
промежутка
Для маслобарьерной изоляции тангенс
угла диэлектрических потерь при промыш-
ленной частоте может быть представлен в ви-
де суммы из двух составляющих, одна из ко-
торых зависит от тангенса угла потерь карто-
на, а другая от тангенса угла потерь масла:
tg5 = Xq • tgSK + tg5M.
Коэффициенты Kq и учитывают, со-
ответственно, долю картона и масла в про-
межутке. Коэффициент Kq в зоне межобмо-
точной изоляции мощных трансформаторов
обычно составляет 0,4—0,6.
При измерении tgS без масла чувстви-
тельность измеряемой характеристики к из-
менению состояния барьеров повышается
на 20-30%.
Зависимость тангенса угла диэлектри-
ческих потерь сухой или малоувлажненной
изоляции от температуры имеет U-образный
характер вследствие экранирующего влияния
влаги на ионы примесей, ответственных за
изменение проводимости и tgS целлюлозы.
В диапазоне температур 20—70°C значение
tgS не превышает 0,5%. Поэтому значение
tg5K < 0,5% может быть принято в качестве
нормы для малоувлажненной изоляции.
Информация о нормируемых значениях
tgS изоляции трансформаторов приведена в
табл. 21.7.
Бездефектное состояние изоляции раз-
личных изоляционных промежутков должно
удовлетворять следующим критериям:
♦ емкость участка остается практически
неизменной, несколько снижаясь после
нагрева (особенно в промежутке ВН-
бак) вследствие некоторого снижения
диэлектрической проницаемости масла;
♦ tgS участка «обмотка ВН-бак» в темпе-
ратурном диапазоне 20—70 °C, скоррек-
тированный на величину tgS вводов, не
должен превышать значение:
0,2 + 0,6tg6M, %
где tg8M — значение тангенса угла диэ-
лектрических потерь масла при темпера-
туре измерения;
Дефект
Повышенная влажность
витковой изоляции
Повышенная (>1 — 1,5 %)
влажность барьерной
изоляции
Поверхностное загрязнение
барьеров
Загрязнение масла в изоля-
ционных промежутках
Загрязнение изоляции
в промежутке «обмотка
ВН-бак»
Высокое содержание влаги
в масле
Таблица 21.6
Изменение диэлектрических параметров
Практически не выявляется из-за значительной емкости
по сравнению с емкостью соответствующего промежутка
главной изоляции
Экспоненциальное возрастание tgS и экспоненциальное
снижение /?из с увеличением влажности и повышением
температуры
Понижение tg5 при измерении по прямой схеме в промежутке
между обмотками
Рост tgS и снижение /?из промежутка «обмотка ВН-бак»;
рост tgS и сравнительно высокое /?из промежутка между
обмотками при повышении температуры
tgS промежутка «обмотка ВН-бак» заметно выше, чем про-
межутка между обмотками
Резкое снижение Яиз промежутка «обмотка ВН-бак» при по-
нижении температуры ниже 20 °C
420
Диагностика в эксплуатации
Глава 21
Таблица 21.7. Допустимые значения tg5 изоляции трансформаторов
Нормативный документ Испытания Схемы измерения и допустимые значения
Нормы РФ [3] Новое оборудование и после капремонта, при неудовлетворительных результатах испытаний масла и (или) ХАР Г, а также в объеме комплексных испытаний По схемам на заводе, а также по зонам изоляции с подсоединением вывода «экран» к свободной обмотке или баку Удовлетворительно, если tgS < 1 % при t > 20 °C. Для вновь вводимых транс- форматоров и после капремонта ухуд- шение не более чем на 50 % от исход- ных значений
IEEE [4] Новое оборудование: периодические испытания, диагностические испытания, испытания после ремонта Измерение каждого доступного участка изоляции с применением прямых из- мерений, а также комбинации измере- ний и расчетов. Для нового оборудования <0,5 % при 20 °C В эксплуатации <1,0%
EPRI, эксперт- ная система [5] Диагностические испытания <0,4 % — хорошее состояние; >0,9% — недопустимо
♦ tgS участка «ВН-НН» в температурном
диапазоне 20—70 °C не должен превы-
шать значение
0,3 + 0,5tg5M;
дефектное состояние может характе-
ризоваться также понижением tg8BH нн
в случае сильного загрязнения барьеров.
Участок «обмотка НН—бак» часто вклю-
чает изоляционные детали, выполненные из
бакелита, дерева, ламинированной древеси-
ны и т. п., исходные значения tgS которых
могут существенно отличаться от значений
для целлюлозы и составлять более 1 %, в за-
висимости от материала и остаточной влаж-
ности, которая в толстых ламинированных
и бакелитовых изделиях обычно превышает
1 %. Поэтому следует учитывать исходное
значение, полученное при заводских испы-
таниях.
4.2.3. Сопротивление изоляции
Наиболее частой причиной изменения
является загрязнение поверхности пок-
рышек вводов, поэтому требуется тщатель-
ная предварительная очистка доступных по-
верхностей, а также применение экранных
колец для отвода поверхностных токов из
измерительной системы.
Сопротивление маслобарьерной изоляции
зависит от проводимости барьеров, а также
от электропроводности масла и поверхнос-
тной проводимости. При данной влажнос-
ти барьеров сопротивление изоляции варь-
ируется между максимальным значением
(трансформатор без масла) и минимальным
(масло полностью проводящее). Предельные
значения сопротивления изоляции обычно
не нормируются. Измеренные данные срав-
нивают с исходными и учитывают при
рассмотрении общего состояния изоляции.
Предполагается, что ухудшение состояния
изоляции по сравнению с состоянием на за-
воде должно вызывать снижение сопротив-
ления; в некоторых случаях снижение со-
противления более чем в 2 раза считается
неудовлетворительным.
Из-за определяющего влияния проводи-
мости масла оценка результатов измерения
часто вызывает затруднение, поскольку во
многих случаях наблюдается значительное
увеличение /?из в эксплуатации.
4.2.4. Абсорбционные характеристики
К абсорбционным характеристикам изо-
ляции относятся изменения проводимости
от времени, емкости от времени и частоты,
а также тангенса угла потерь от частоты.
Измерение частотной зависимости tg6,
особенно при очень низкой частоте (< 0,1 Гц),
дает высокую чувствительность к увлажне-
нию.
§4
Диагностические характеристики
421
Следует отметить, что все электрические
характеристики, основанные на параметрах
тока абсорбции, взаимосвязаны и измене-
ние одной из них означает, что соответс-
твенно должны измениться и другие. Отли-
чие может быть преимущественно в диапа-
зоне изменения.
Коэффициент абсорбции R60/R/$
Для залитого маслом трансформатора
значение коэффициента абсорбции зависит
от значений сопротивления изоляции, тем-
пературы, проводимости масла, а также от
конструкции участка (степени заполнения
твердой изоляцией).
Традиционно считается, что хорошая
изоляция характеризуется значением ка > 1,3.
Однако, при высоком сопротивлении
масла постоянная времени поляризацион-
ных процессов может быть соизмерима со
временем измерения сопротивления изоля-
ции, и коэффициент абсорбции может быть
близок к единице.
Зависимость емкости от времени ис-
пользована в приборе ЕВ. Показателем со-
стояния (увлажненности) изоляции являет-
ся отношение &С/С.
Метод хорошо зарекомендовал себя при
контроле степени увлажнения изоляции
трансформаторов без масла в процессе реви-
зии (ремонта) активной части, а также в
процессе сушки.
Метод восстанавливающегося напряжения
RVM (прибор Tettex RVM 5461)
Метод предусматривает анализ спектра
поляризации при измерении напряжения,
восстанавливающегося после кратковремен-
ного замыкания предварительно заряженно-
го объекта.
Основная (доминирующая) постоянная
времени, приближенно соответствующая
максимуму восстанавливающегося напряже-
ния, зависит от изменения состояния изоля-
ции, например, из-за увлажнения или обра-
зования продуктов старения.
Для сухой несостаренной изоляции ос-
новная постоянная времени RVM составля-
ет более 1000 с. Значительное ухудшение
изоляции характеризуется ее снижением до
значения менее 10 с.
В трансформаторах, залитых маслом, на
результат измерения влияют параметры
масла и относительное заполнение проме-
жутка твердой изоляцией. Поскольку влия-
ние указанных факторов метод не учитыва-
ет, СИГРЭ не рекомендует использовать его
для прямой интерпретации степени увлаж-
нения.
Опыт показывает, что RVM, так же как
и другие абсорбционные методы, может бо-
лее успешно применяться для оценки состо-
яния сравнительно однородной изоляции
(бумажно-масляная изоляция трансформа-
торов, вводов и др.).
Метод измерения тока поляризации
и деполяризации (PDC Analyzer 3205)
Метод разработан с учетом влияния осо-
бенностей конструкции трансформаторов
на протекание абсорбционных процессов.
В качестве основного объекта контроля вы-
бран участок между обмотками.
Метод предполагает выявление следую-
щих дефектов:
♦ повышенной влажности целлюлозной
изоляции;
♦ повышенной проводимости масла за
счет продуктов старения или пиролиза;
♦ химического загрязнения целлюлозной
изоляции;
♦ обуглероженных следов разрядов.
Частотная зависимость тангенса
угла потерь
Метод представляет собой дальнейшее
развитие абсорбционных методов с исполь-
зованием измерения тангенса угла диэлект-
рических потерь в широком частотном спек-
тре. Метод также рассчитан на контроль
маслобарьерной изоляции, с учетом реаль-
ных соотношений жидкого и твердого ком-
понентов. Основными задачами метода яв-
ляются измерение влажности целлюлозы и
проводимости масла.
4.3. Частичные разряды
Все виды развивающихся повреждений
изоляции начинаются с частичных разрядов
(ЧР).
Цели измерения ЧР в эксплуатации:
♦ выявление разрядов и искрения в масле,
определенных по результатам хромато-
графического анализа растворенных в
масле газов;
♦ уточнение состояния оборудования, име-
ющего симптомы снижения электричес-
кой прочности изоляции (увлажнение,
загрязнение и пр.);
♦ оценка качества изоляции после ремон-
та, реконструкции, модернизации;
♦ определение необходимости проведения
ремонта после длительной эксплуата-
ции;
♦ оценка состояния особо ответственного
оборудования.
Характеристиками ЧР являются: значе-
ние кажущегося заряда, частота следования
422
Диагностика в эксплуатации
Глава 21
ЧР, средний ток ЧР, средняя мощность ЧР,
квадратичный параметр.
Диагностические подходы в эксплуата-
ции могут быть существенно отличными от
подходов при оценке состояния изоляции на
заводе-изготовителе, где максимальное зна-
чение кажущегося заряда является основной
контрольной характеристикой. В эксплуата-
ции необходимо также определить место и
оценить опасность ЧР.
ЧР могут возникать в изоляции активной
части, вводов и переключающих устройств.
В изоляции активной части следует раз-
личать разряды, возникающие или развива-
ющиеся под рабочим напряжением непос-
редственно в главной и продольной изоля-
ции, и разряды под действием напряжения,
индуктированного основным магнитным
потоком или потоком рассеяния в замкну-
тых контурах, а также искрение, вызванное
плавающим потенциалом.
Опыт эксплуатации показывает, что
большая часть отказов трансформаторов из-
за ЧР связана с нарушениями в изоляции об-
моток, и во многих случаях эксплуатация
трансформатора может быть продолжена,
если идентифицирован источник ЧР.
Критерием нормальной изоляции при
испытании на заводе является отсутствие ЧР
интенсивностью 300—500 пКл.
Очевидно, что для разрушения материала
требуется достаточная энергия. Если энергия
разрядов составляет микроджоули, можно
ожидать образование Х-воска и газов (водо-
род, метан, ацетилен). Энергия разрядов по-
рядка миллиджоулей может разрушать бумагу
с выделением ненасыщенных углеводородов.
Опыт обследования трансформаторов по-
казывает возможность распознавания степе-
ни загрязнения изоляционных промежутков
по параметрам ЧР (табл. 21.8).
При нормальном уровне интенсивности
ЧР загрязнение изоляционных промежутков
характеризуется увеличением частоты пов-
торения импульсов и мощности ЧР.
Для обнаружения ЧР и измерения их ха-
рактеристик используется электрический ме-
тод.
При эффективном устранении внешних
помех метод позволяет измерять непосредс-
твенно параметры внутренних ЧР с высокой
чувствительностью, определять зону возник-
новения ЧР, а также природу ЧР. Измерения
могут проводиться одновременно по не-
скольким схемам (в разных точках трансфор-
матора), что облегчает определение места ЧР.
Универсальный Анализатор частичных
разрядов UPDA (Cutler Hammer, США) изме-
ряет и одновременно анализирует спектры
сигналов от восьми датчиков. Измеряется
амплитуда разрядов, частота повторения и
мощность. Анализатор обеспечивает воз-
можность выявления полезных сигналов на
уровне до 50 пКл на новых подстанциях и до
100—150 пКл на старых подстанциях (с вы-
соких уровнем помех).
Измерительная система В А РТРТ АВ В
Power Transformers, Швейцария выполняет
амплитудно-фазовый анализ, спектральный
анализ (в полосе от 1 кГц до 20 МГц) и ре-
гистрацию на многоканальном цифровом
осциллографе.
Опыт применения показал, что во всех
случаях достигнута чувствительность лучше,
чем 50 пКл.
Акустический метод дает возможность
геометрической локации источника сиг-
налов. Акустическая детекция проводится
обычно после обнаружения симптомов ЧР
по результатам анализа растворенных газов.
Метод менее чувствителен к источни-
кам, расположенным внутри изоляционной
структуры. На распространение сигналов
оказывает существенное влияние располо-
жение барьеров главной изоляции.
Эффективность метода значительно по-
вышается при его комбинации с электриче-
ским методом и синхронизацией сигналов ЧР.
Для регистрации ЧР применяются ши-
рокополосные акустические датчики от 30
Таблица 21.8. Классификация состояния изоляции по параметрам ЧР (опыт эксплуатации)
Состояние изоляции Максимальная амплитуда кажущегося заряда, пКл Частота повторения, число импульсов/с Мощность ЧР, мВт
Сухая, чистая — концентрация примесей <50 частиц/мл <30 25-30 <0,2
Сравнительно чистая — после ре- монта с промывкой изоляции 250-380 120-150 0,5-0,9
Загрязненная твердыми примесями 300-400 120-150 50-90
Влажная, сильно загрязненная примесями 220-400 1000-1800 470-800
§4
Диагностические характеристики
423
до 150 или даже 500 кГц, а также резонанс-
ные датчики 125—150 кГц. До 8—24 датчи-
ков устанавливаются вокруг бака на разной
высоте. В некоторых случаях датчики устанав-
ливаются внутри бака трансформатора, что
может обеспечить чувствительность 100 пКл
на уровне помех до 10,0 пКл.
В странах СНГ нашли широкое приме-
нение индикаторные акустические приборы
типа АИР, которые обеспечивают чувстви-
тельность не менее 10 дел/мВ в полосе час-
тот 40—500 кГц.
Электромагнитный метод основан на
дистанционной регистрации электромагнит-
ного излучения ЧР в СВЧ-диапазоне с по-
мощью антенны. Метод позволяет выявить
только разряды очень высокого уровня и
подвержен сильному влиянию со стороны
соседнего оборудования. Эффективность ме-
тода может быть значительно повышена при
установке антенны СВЧ внутри бака.
4.4. Переходные и частотные
характеристики обмоток
Для непрерывного или периодического
контроля механического состояния обмоток
трансформаторов в процессе эксплуатации с
целью определения начального смещения
элементов обмоток, пока деформации обмо-
ток не привели к диэлектрическим или тер-
мическим проблемам, требуются специаль-
ные методы.
Наиболее чувствительными методами
диагностики механического состояния обмо-
ток являются рекомендуемые СИГРЭ методы
низковольтных импульсов (НВИ) и часто-
тного анализа (МЧА).
4.4.1. Метод низковольтных
импульсов (НВИ)
Даже при очень небольших механичес-
ких перемещениях в обмотках могут сущес-
твенно меняться емкости отдельных элемен-
тов (межвитковые и межкатушечные емко-
сти, емкости на соседний концентр или
магнитопровод), а при существенных де-
формациях — и индуктивности деформиро-
ванных элементов. Это приводит к изме-
нению собственных частот колебаний, что
проявляется в осциллограммах импульсных
токов и напряжений.
Метод контроля с помощью НВИ обла-
дает более высокой чувствительностью, чем
измерение сопротивления КЗ.
К недостаткам метода НВИ можно от-
нести то, что высокая воспроизводимость
результатов измерений возможна только при
обеспечении полной идентичности измере-
ний, интервал времени между которыми
может составлять годы: схема и процедура
измерений, используемые кабели и соеди-
нители, их взаимное расположение при ис-
пытаниях. Интерпретация результатов изме-
рений требует высокой квалификации об-
служивающего персонала.
4.4.2. Метод частотного анализа (МЧА)
Проблемы воспроизводимости метода
НВИ решены в методе частотного анализа
(МЧА). Если приложенный импульс и соот-
ветствующий отклик записываются с исполь-
зованием высокоточных аналого-цифровых
преобразователей, а результаты преобразуют-
ся в частотную область с использованием ал-
горитма быстрого преобразования Фурье, то
рассчитанная передаточная функция зави-
сит только от параметров испытуемого объ-
екта и не зависит от приложенного сигнала
и схемы измерений. Изменения в объекте
могут быть отчетливо идентифицированы и
отделены от внешних факторов, что сущест-
венно облегчает интерпретацию результатов.
Параллельно такому подходу получил
развитие другой: вместо импульсного воз-
действия на ввод обмотки подается сину-
соидальное напряжение, изменяющееся по
частоте в широком диапазоне, а с других
вводов снимается амплитудно-частотная ха-
рактеристика — реакция обмоток на прило-
женное воздействие. Оба способа получили
достаточно широкое распространение.
При анализе результатов измерений при-
нимаются во внимание изменения в спектрах
испытуемого трансформатора через опреде-
ленный интервал времени, различие в спек-
трах однотипных трансформаторов и в спек-
трах трех фаз испытуемого трансформатора.
4.5. Вибрационные характеристики
Целью вибрационного обследования
трансформаторного оборудования является
оценка состояния механической системы,
выявление и последующее устранение де-
фектов внешних устройств (например, резо-
нансных вибраций трубопроводов, износа
подшипников маслонасосов и вентиляторов
и др.) и внутренних систем (распрессовки об-
моток, магнитопровода, вибрационных пере-
мещений магнитных шунтов и др.).
Вибрации трансформаторов имеют вид
полигармонических колебаний с частотами,
кратными 100 Гц. Источником вибрации яв-
424
Диагностика в эксплуатации
Глава 21
ляются магнитопроводы, что обусловлено
явлением магнитострикции.
Кроме того, электродвигатели маслона-
сосов и вентиляторов являются самостоя-
тельными источниками вибраций, но их
энергия гораздо меньше.
Частоты воздействий со стороны навесно-
го оборудования связаны с частотами враще-
ния электродвигателей (720—1440 об/мин).
Вибрации от источников передаются на
другие узлы и элементы трансформатора.
При обследовании прежде всего измеряются
вибрации бака. Наиболее важными характе-
ристиками являются следующие.
Виброскорость — характеризует энергию
вибрации. Значение виброскорости исполь-
зуют для оценки состояния бака и воздейс-
твия трансформатора на фундамент, навес-
ное оборудование.
Виброускорение — характеризует инерци-
онные силы, действующие на бак в резуль-
тате перемещения внутренних элементов
трансформатора.
Виброперемещение — характеризует вибра-
ционные нагрузки, от которых зависит состо-
яние бака, сварных швов и других элементов.
Частотный спектр виброскорости позво-
ляет идентифицировать источники вибрации.
Измерения проводятся обычно в диапа-
зоне частот до 1000 Гц, в котором сосредо-
точено более 90 % всей энергии колебаний
трансформатора.
При общей оценке состояния транс-
форматора необходимость дополнительного
анализа возникает при следующих значени-
ях параметров:
♦ виброускорение — более 10 м/с2;
♦ виброскорость — более 20 мм/с;
♦ виброперемещение — более 100 мкм.
Оценка состояния вентиляторов и мас-
лонасосов зависит от конструкции системы
охлаждения, но в среднем может основы-
ваться на следующих критериях:
♦ симптомом дефектного состояния вен-
тилятора обдува является виброскорость
на подшипниках выше 7,1 мм/с;
♦ дефектному состоянию маслонасоса соот-
ветствует виброскорость выше 4,5 мм/с.
Определение качества прессовки обмо-
ток и магнитопровода может быть выполне-
но на основании анализа спектрального со-
става вибрации на поверхности бака транс-
форматора. Измерения проводятся в двух
режимах — холостого хода и нагрузки. Пред-
полагается, что в режиме холостого хода
вибрации вызываются магнитострикцией
в магнитопроводе, а в режиме нагрузки до-
бавляется влияние электромагнитных сил
обмоток.
При ослаблении прессовки магнитопро-
вода возникают частоты 300—500—700 Гц.
Уменьшение силы прессовки обмотки приво-
дит к уменьшению составляющей 200 Гц.
Уровень прессовки обмоток может быть
оценен также путем измерения собственных
частот колебаний обмоток при ударном ме-
ханическом воздействии.
В основу метода положен эффект инду-
цирования на обмотках отключенного транс-
форматора при импульсном механическом
воздействии ЭДС, которую можно зарегис-
трировать на вводах расшинованного транс-
форматора. Процесс имеет вид затухающих
колебаний. Спектр этих колебаний при раз-
личных усилиях прессовки обмоток разли-
чен (рис. 21.2).
4.6. Тепловизионное обследование
Целью тепловизионного обследования яв-
ляется оценка теплового состояния трансфор-
маторного оборудования в рабочем режиме.
Основные задачи обследования указаны
ниже.
1. Проверка функционирования элементов
системы охлаждения, адсорбных и тер-
Рис. 21.2. Спектр напряжения,
наведенного в обмогке трансфор-
матора ТЦ-630000/500, при раз-
личных усилиях прессовки (По
данным «Снежинсктехсервис»).
§4
Диагностические характеристики
425
мосифонных фильтров, запорной арма-
туры по разности температур на входе и
выходе из элемента.
2. Выявление дефектов, связанных с воз-
никновением «застойных» зон масла или
«тепловых мешков», вызванных, напри-
мер, неправильным расположением пат-
рубков системы охлаждения.
3. Выявление воздушных «подушек» в вер-
хней части бака, в маслоподпорных вво-
дах, охладителях (радиаторах).
4. Температурная диагностика состояния
охладителей, а также маслонасосов и
вентиляторов.
5. Выявление аномальных нагревов цирку-
лирующими токами разъемов бака и
болтовых соединений коробок установ-
ки высокоамперных вводов.
6. Выявление местных нагревов бака.
7. Выявление дефектных соединений в
местах присоединения к внешней элек-
трической цепи.
8. Оценка температурного режима высоко-
вольтных вводов.
9. Выявление аномальных нагревов кожу-
хов токопроводов.
10. Выявление дефектных контактов низко-
вольтной аппаратуры.
11. Определение уровня масла и работоспо-
собности маслоуказателей.
Параметрами контроля являются:
♦ превышение температуры — разность тем-
ператур объекта и окружающего воздуха;
♦ разность температур между заданными
точками (зонами);
♦ градиент температуры в заданной области;
♦ избыточная температура — превышение
температуры объекта над температурой
аналогичных объектов, находящихся в
одинаковых условиях;
♦ коэффициент дефектности (для контак-
тного соединения) — отношение изме-
ренного превышения температуры кон-
тактного соединения к превышению
температуры целого участка шины на
расстоянии не менее 1 м от контакта.
4.7. Диагностика
трансформаторного оборудования
под рабочим напряжением
Контроль трансформатора непосредс-
твенно в рабочем режиме (мониторинг)
является быстропрогрессирующим направ-
лением в обслуживании оборудования, поз-
воляющим выполнить традиционные нор-
мированные испытания без отключения от
сети, перейти на систему обслуживания по
техническому состоянию, повысить эффек-
тивность контроля и диагностики и надеж-
ность эксплуатации.
Основные направления мониторинга:
1. Контроль и управление нормальными ре-
жимами и подсистемами трансформатора
и реактора (температурно-нагрузочный
режим; напряжения обмоток и возбужде-
ние магнитной системы; уровни масла;
функциональная исправность и управле-
ние системой охлаждения; функциональ-
ная исправность и управление РПН).
2. Контроль и ограничение аномальных
режимов, вызывающих повышенные
либо недопустимые воздействия на обо-
рудование.
3. Контроль и диагностика технического
состояния оборудования.
К параметрам непрерывного контроля
трансформаторов под напряжением с целью
диагностики состояния относятся раство-
ренные в масле газы, влагосодержание, виб-
рации, уровень ЧР.
Основными параметрами, используемы-
ми для непрерывного контроля вводов, яв-
ляются ток утечки, емкость основной изоля-
ции остова, тангенс угла диэлектрических
потерь, ток небаланса.
Для контроля устройств РПН измеряют-
ся также мощность двигателя и момент со-
противления на валу привода.
4.8. Диагностика состояния
посредством измерения
характеристик масла
Измерение характеристик масла поз-
воляет контролировать режим работы
трансформатора и его состояние. Кроме
того, само масло является важным элемен-
том трансформатора, требующим контро-
ля его свойств.
Характеристики масла удобнее представ-
лять и оценивать в виде отдельных групп,
отражающих функциональные особенности
масла (см. табл. 21.9).
Идентификация масла представляет прак-
тический интерес, поскольку масла разных
типов отличаются стабильностью к окисле-
нию, безопасностью, растворяющей способ-
ностью и совместимостью с другими мате-
риалами, коррозионными свойствами серы,
тенденцией к газовыделению, в том числе
при воздействии рабочей температуры транс-
форматора, растворимостью воды и газов.
При анализе состава масла ограничива-
ются определением нафтеновых, парафино-
426
Диагностика в эксплуатации
Глава 21
Таблица 21.9. Классификация диагностических характеристик масла
Цель измерения
Измеряемые характеристики
Идентификация
масла
Оценка старения
Определение
электрической
прочности
Оценка дегра-
дации
Структурно-групповой состав; количество и состав пол и ароматики; плот-
ность и ее температурный коэффициент; вязкость и ее температурный
коэффициент; температура вспышки; коэффициент преломления све-
та; диэлектрическая проницаемость; анилиновая точка; коррозионная
сера; содержание серы; содержание ингибитора; стабильность к окис-
лению; газостойкость; содержание полихлордифенилов
Свободные радикалы; видимая область спектра; кислотное число; число
омыления; содержание ингибитора; поверхностное натяжение; про-
дукты старения по ИК-спектру; tgS; удельное объемное сопротивле-
ние; коэффициент полярности; мутность; растворимый осадок; нерас-
творимый осадок; окись и двуокись углерода; скорость поглощения
кислорода; индукционный период старения; скорость выделения ле-
тучих кислот после достижения индукционного периода
Растворенная влага; относительная влажность; связанная вода; содержа-
ние частиц; идентификация частиц; пробивное напряжение и коэф-
фициент вариации; импульсная прочность; напряжение начала ЧР
ХАРГ; фурановые компоненты; фенолы; растворенные металлы; метал-
лические частицы
вых и ароматических углеводородов, а также
суммой полиароматических углеводородов.
В странах СНГ используются масла
с широким диапазоном содержания аро-
матики — от 1—5% (ГК) до 20 % (ТКп).
В эксплуатации находятся также масла
с содержанием ароматики до 40 % (ТАп по
ТУ 38.101.281—89 абсорбционной очистки
Батумского НПЗ).
Высокое содержание ароматики означа-
ет высокую растворимость воды в масле,
низкую анилиновую точку и, возможно,
плохую совместимость, например с резино-
выми уплотнениями, а также пониженную
стабильность.
В то же время масла с высоким содержа-
нием ароматики при воздействии электри-
ческого поля и ионизации поглощают газы
(отрицательная тенденция газовыделения)
и показывают высокое напряжение возник-
новения частичных разрядов.
Низкое содержание ароматики предпо-
лагает низкую газостойкость масла, а имен-
но выделение газа (водорода) при воздей-
ствии электрического поля.
По стабильности к окислению масла
подразделяются на высокостабильные, ин-
дукционный период старения которых пре-
вышает нормированный МЭК (120 ч), а так-
же масла средней и низкой стабильности.
Вместе с тем длительность индукционного
периода в условиях искусственного окисле-
ния зависит от содержания ионола.
Идентификация коррозионной серы
имеет особое значение, поскольку большая
часть масел производится из сернистой не-
фти. Кроме того, при некоторых условиях
в эксплуатации возможна трансформация
некоррозионной серы в коррозионную.
Общепринятым критерием наличия ак-
тивной серы является потемнение медной
пластинки после выдержки в горячем масле.
Присутствие коррозионной серы пред-
ставляет серьезную опасность для работос-
пособности трансформатора. Активная сера
может быть катализатором старения масла с
образованием коллоидов; может ускорять
образование пленок и перегрев контактов
переключающих устройств; способствовать
деградации резиновых уплотнений; образо-
вывать медно-сернистые проводящие со-
единения на обмотках и, как следствие, вы-
зывать повреждение изоляции.
Методы определения степени старения масла
В процессе окислительного старения
масел образуются различные кислородосо-
держащие соединения, из которых только
часть может быть обнаружена нормирован-
ными методами испытаний масла.
Образование продуктов окисления уве-
личивает значение диэлектрической прони-
цаемости масла, которая становится заметно
больше квадрата коэффициента преломле-
ния и оказывается надежной характеристи-
кой старения.
Появление проводящих продуктов ста-
рения увеличивает проводимость и тангенс
угла потерь масла, особенно при появлении
металлосодержащих коллоидов.
Образовавшиеся кислоты, особенно
низкомолекулярные, могут адсорбироваться
§4
Диагностические характеристики
427
целлюлозой, что маскирует реальное состо-
яние масла в трансформаторе.
На практике традиционно нормируются
значения кислотного числа и тангенса угла
потерь. В международных нормативах уделя-
ется также особое внимание изменению по-
верхностного натяжения и появлению осадка.
Наибольшую чувствительность к ста-
бильным продуктам окисления масла пока-
зывают спектральные методы. В частности,
анализ спектра в области нормальной про-
зрачности углеводородов в диапазоне 350—
700 нм показывает наличие продуктов ста-
рения задолго до изменения нормирован-
ных показателей (кислотного числа и тан-
генса угла потерь). Эффективным средством
обнаружения продуктов старения является
инфракрасное сканирование пробы масла.
Для косвенной оценки срока службы
масла используются результаты испытания
на стабильность.
В качестве критерия эффективного срока
службы используют индукционный период
окисления (ИПО), определенный, например,
при температуре 120 °C по времени до обра-
зования летучих водорастворимых кислот в
количестве, соответствующем 0,05 мг КОН/г.
Остаточный ресурс масла (/ор) при пред-
положении, что условия эксплуатации не
более жесткие, чем при испытании на ста-
бильность, составляет:
t = < ‘ ипоизм
°Р ИПОисх ’
где t — время эксплуатации масла; ИПОизм —
индукционный период окисления эксплуа-
тационного масла; ИПОисх — исходный ин-
дукционный период масла.
Характеристики электрической
прочности масла
Пробивное напряжение рассматривается
как интегральная характеристика степени
загрязнения масла влагой и проводящими
твердыми частицами.
Низкое значение пробивного напряже-
ния требует по рекомендации МЭК 60422
последующего раздельного анализа влаги и
частиц в масле. В то же время высокое зна-
чение пробивного напряжения не всегда ука-
зывает на отсутствие опасных загрязнений.
Нормы на допустимые значения пробив-
ного напряжения приведены в табл. 21.10.
Вода присутствует в масле в растворен-
ном состоянии, а также в «связанной» фор-
ме, будучи адсорбированной полярными
продуктами старения. Вода также содержит-
ся во взвешенных примесях, особенно в во-
локнах целлюлозы. Применяемые методы
Таблица 21.10. Предельные значения
пробивного напряжения масла
МЭК 60422 ГОСТ 6581-75
Класс напря- жения, кВ Ц1роб’ кВ Класс напря- жения, кВ Ц1роб’ кВ*
72,5-170 40 60-150 40/35
170-400 50 220-500 50/45
>400 50 750 60/55
* В числителе — значения, ограничиваю-
щие область нормального состояния, в зна-
менателе — предельно допустимые значения.
измерения воды в масле определяют в основ-
ном растворенную воду. Общее содержание
воды в состаренном масле обычно превыша-
ет содержание растворенной воды в два или
более раза. Рекомендуемые предельные зна-
чения влагосодержания масла в эксплуата-
ции составляют 15—25 г/т для трансформато-
ров 220—750 кВ и 30 г/т для низких классов
напряжения по отечественным нормам.
Классификация состояния силовых
трансформаторов по уровню загрязнения мас-
ла нормирована ГОСТ 17216—71 и ISO4406—
1987. Нормальному состоянию соответству-
ют классы чистоты 8—10 (по ГОСТ).
Ниже приведены рекомендации по оцен-
ке состояния трансформаторов по данным
измерения параметров масла согласно мето-
дам функциональной диагностики. Состоя-
ние следует считать опасным при наличии
следующих признаков:
1. Повышение относительной влажности
масла выше 40% при рабочей темпера-
туре в присутствии механических при-
месей (содержание влаги в волокнах
целлюлозы более 6—7 %).
2. Наличие свободной воды в масле.
3. Содержание воды в барьерах главной
изоляции (ориентировочно 3,0—4,0),
при котором возможно повышение от-
носительной влажности масла при нор-
мальной рабочей температуре.
4. Загрязнение масла примесями (класс
чистоты >12 по ГОСТ). Присутствие ме-
таллических и визуально различимых
примесей.
5. Увеличение общего числа частиц разме-
ром 3—150 микрон свыше 5000 в пробе
10 мл.
6. Содержание воды в витковой изоляции
(ориентировочно 1,5—2 %), при котором
возможно выделение пузырьков пара
в масло при перегрузке.
428
Диагностика в эксплуатации
Глава 21
5. Диагностика состояния
трансформаторов
по результатам анализа
растворенных в масле газов
5.1. Классификация дефектов
По классификации стандарта МЭК
60599 аномальные процессы, вызывающие
деградацию материалов и соответствующие
виды дефектов, подразделяются и кодиру-
ются следующим образом:
♦ Т1 — термический, Т < 300 °C,
♦ Т2 — термический, 300 °C < Т < 700 °C,
♦ ТЗ — термический, Т> 700 °C,
♦ D1 — разряды малой энергии,
♦ D2 — разряды большой энергии,
♦ PD — частичные разряды.
По нормам РФ [9] определяются не-
сколько иные виды дефектов:
♦ частичные разряды с низкой плотностью
энергии,
♦ частичные разряды с высокой плотнос-
тью энергии,
♦ разряды малой мощности,
♦ разряды большой мощности,
♦ термический дефект низкой температу-
ры (<150°С),
♦ термический дефект в диапазоне низких
температур (150—300 °C),
♦ термический дефект в диапазоне сред-
них температур (300—700 °C),
♦ термический дефект в диапазоне высо-
ких температур (>700 °C).
5.2. Диагностические
характеристики растворенных
в масле газов
Для оценки состояния маслонаполнен-
ного оборудования и идентификации ано-
мального состояния используются следую-
щие газы:
♦ стандартные — Н2 (водород), СН4 (ме-
тан), С2Н6 (этан), С2Н4 (этилен), С2Н2
(ацетилен), СО (окись углерода), СО2
(двуокись углерода), О2 (кислород), N2
(азот);
♦ дополнительные — С3Н6 (бутилен), С3Н8
(бутан), С4Н8 (изомер бутен-1: СН3-
-СН2-СН = СН2).
В табл. 21.11 представлены ключевые га-
зы, характерные для различных дефектов.
Обычно измеряются концентрации га-
зов и скорости образования газов (роста
концентраций).
Для ориентировки могут быть использо-
ваны следующие зависимости скооосзи об-
Таб л и ца 21.11
Газы Характеристика состояния
н2 Частичные разряды малой энергии Специфический газ при воздейст- вии температуры (особенно на масло, приготов- ленное методом гидроочистки)
с4н8 Ключевой газ при температуре 200—300 °C; может составлять свыше 90% от общего количества газов
с3н6 Ключевые газы при пиролизе
С2Н6 сн4 масла при 300—500 °C
С2Н4 Симптом перегрева выше 500 °C; возможно образование углерода
С2Н2 Возникновение перегрева с темпе- ратурой 800—1200 °C (сопровождается выделением этилена и других углеводородов) Образование пузырьков газа Сильные разряды или дуга в масле (сопровождается выделением водорода)
со Пиролиз целлюлозной изоляции
со2 Окисление масла (сопровождается поглощением кислорода)
разования газов К, мл/час, от абсолютной
температуры Т:
при локальном перегреве до 300 °C
logtf = 1,2-
при перегреве от 300 to 500 °C
logic =5,5 —
при перегреве от 500 до 700 °C:
Дефекты в трансформаторах имеют ло-
кальный характер, и количество образован-
ного газа, например при пиролизе масла,
зависит не только от температуры, но и от
размера нагретой поверхности. В ряде слу-
чаев определение общего количества газа в
полном объеме масла может быть более ин-
формативно, чем измеряемое относительное
количество в мкл/л или ррм.
5.3. Диагностические схемы
определения типа дефекта
Метод МЭК 60599 основан на отноше-
С2Н. СН, с.н, _
ниях —, —— и (см. таол. 21.12).
Н • Н- с -''
§6
Диагностика увлажнения изоляции
429
Таблица 21.14. Граничные концентрации растворенных газов в масле по РД РФ [9]
Оборудование Концентрация газов, ррм
н2 со СО2 сн4 с2н6 С2Н4 С2Н2
Тр-ры 110—500 кВ 100 500-600 6000-8000 100 50 100 10
Тр-ры 750 кВ 30 500 4000 20 10 20 10
Реакторы 750 кВ 100 500 4000 30 20 10 10
Метод РД РФ [9] (см. табл. 21.13) осно-
ван на тех же отношениях, что и схема МЭК,
однако отличается от последней в интерпре-
тации разрядных явлений.
Кроме указанных, применяются также
методы Роджерса и Дорненбурга, использо-
ванные в стандарте IEEE [8], и диагностика
с помощью номограмм, в частности, по
рис. 21.3 (треугольник Дюваля). Номограм-
ма построена с использованием относитель-
ных концентраций трех ключевых газов:
СН4, С2Н4 и С2Н2, выраженных в % от их
суммарного содержания. Обозначения ви-
дов дефектов — по МЭК.
На основе исследований ВЭИ и НИЦ
ЗТЗ-Сервис предложена диагностика с ис-
пользованием «моделей дефектов» — графи-
ческого представления распределений пяти
основных газов, выраженных в относитель-
ных единицах по отношению к газу, имею-
щему наибольшую концентрацию. Пример
приведен на рис. 21.4.
В соответствии с требованиями стандар-
тов в трансформаторе нормально не должно
быть мест, имеющих температуру свыше
130 °C, а уровень частичных разрядов не дол-
жен превышать 300 пКл. Соответственно, в
Концентрация,
Рис. 21.4. Ползущий разряд главной
изоляции.
новом трансформаторе должно быть неболь-
шое количество «дефектных» газов.
В табл. 21.14 приведены предельные
концентрации газовых компонентов, допус-
тимые в эксплуатации.
Существенные отличия в граничных кон-
центрациях газов обусловлены различным
опытом эксплуатации. Очевидно, что в ряде
случаев трансформаторы могут нормально ра-
ботать, имея содержание «дефектных» газов,
значительно превышающее уровень, свой-
ственный бездефектным трансформаторам.
Особое внимание при определении состояния
придают значениям концентрации ацетилена
и этилена, а также сумме горючих газов.
Таблица 21.12. Диагностика вида дефекта
по МЭК
Код Тип дефекта сгн2 сгн. ся4 С2Я4 с2я6
PD Частичные разряды <0,01 <0,1 <0,2
Dy Разряды ма- лой энергии >1 0,1-0,5 >1
Di Разряды боль- шой энергии 0,6-2,5 0,1-1 >2
Л Термический Т< 300 °C <0,01 >1 <1
Термический 300 < Т< < 700 °C <0,1 >1 1-4
Т3 Термический Т> 700 °C <0,2 >1 >4
6. Диагностика
увлажнения изоляции
6.1. Распределение влаги
в трансформаторе
Вследствие медленности процесса диф-
фузии влаги в изоляции основная масса вла-
ги по мере проникновения из окружающего
воздуха сосредотачивается преимущественно
в тонкой изоляционной структуре.
Существенно неравномерное распреде-
ление влаги в изоляционных деталях сохра-
няется в течение всего периода эксплуата-
ции трансформатора.
В ряде случаев, особенно в плохо гер-
метизированном оборудовании, возможно
проникновение жидкой воды и концентра-
ция ее на дне бака.
430
Диагностика в эксплуатации
Глава 21
В работающем трансформаторе отличие
температур отдельных зон обуславливает
разницу в относительной влажности масла
вблизи поверхности изоляции.
Влага, выделяющаяся в процессе старе-
ния, также распределяется неравномерно,
мигрируя из зоны наибольшего износа в зо-
ны низших температур.
Вышеуказанные обстоятельства обус-
лавливают сложность диагностики степени
увлажнения и, соответственно, необходи-
мость применения разнообразных методов.
Таблица 21.13. Интерпретация вида
дефекта по [9]
Тип дефекта с2я2 УТ сн< с2//.( с2//6
Частичные разряды с низкой плотно- стью энергии <001 <0,1 <1
Частичные разряды с высокой плотно- стью энер! ии 0,1- 3,0 <0.1 <1
Разряды малой мощности >0,1 0,1-1 1-3
Разряды большой мощности 0,1-3 0,1-1 >3
Термический де- фект низкой темпе- ратуры (<150 °C) <0,1 0,1-1 1-3
Термический де- фект в диапазоне низких температур (150—300°С) <0,1 >1 <1
Термический де- фект в диапазоне средних температур (300-700 °C) <0,1 >1 1-3
Термический де- фект в диапазоне высоких температур (>700 °C) <0,1 >1 >3
Рис. 21.3. Треугольник Дюваля.
6.2. Оценка степени увлажнения
по температурной миграции влаги
в масло
Метод, разработанный НИЦ ЗТЗ-Сер-
вис и получивший название Water Heat Run
Test (WHRT), предполагает оценку вероят-
ности снижения запасов электрической
прочности из-за загрязнения масла влагой и
примесями, а также оценку степени увлаж-
нения трансформатора на основе измерений
принудительной температурной миграции
влаги и примесей после нагрева трансфор-
матора внутренними потерями до макси-
мальной рабочей температуры.
Задачами метода являются:
♦ оценка состояния изоляции при на-
ибольшей рабочей температуре по изме-
нению параметров масла;
♦ оценка уровня увлажнения изоляции пу-
тем измерения влаги, выделяющейся в
масло при повышении температуры и вы-
держке в течение определенного времени;
❖ оценка вероятности снижения электри-
ческой прочности масла вследствие ув-
лажнения механических примесей (цел-
люлозных волокон) влагой, выделив-
шейся из изоляции в масло;
❖ оценка распределения влаги в твердой
изоляции посредством измерения ско-
рости выделения влат в масло.
Трансформатор под нафузкой нафевает-
ся посредством уменьшения интенсивности
охлаждения с целью снижения относительной
влажности масла и создания «потенциала
влажности» в поверхностных слоях изоляции,
стимулируя выделение влаги в масло, и вы-
держивается в течение некоторого времени
при периодическом контроле влагосодержа-
ния масла или относительной влажности мас-
ла, а также пробивного напряжения масла.
Температура должна быть достаточно
высокой для того, чтобы получить заметное
увеличение влажности масла за счет десорб-
ции влаги из влажных зон. Значение отно-
сительной влажности масла должно быть
ниже равновесного значения согласно изо-
терме сорбции влаги.
Количество выделенной воды должно
быть достаточно велико, чтобы иметь воз-
можность его измерить. Полагая желаемую
скорость выделения влаги >10 ррм/сутки,
можно показать, что влажность масла долж-
на соответствовать равновесному влагосодер-
жанию поверхностных слоев не более 1,5%,
а соответствующая температура опыта — не
ниже 60—65 °C.
Длительность выдержки трансформато-
ра при заданной температуре должна быть
§6
Диагностика увлажнения изоляции
431
Рис. 21.5. Изотерма сорбции
влаги при температуре 70 °C.
достаточно большой, чтобы обеспечить
диффузию заметного количества влаги из
поверхностных слоев изоляции в масло.
Опыт показывает, что если влагосодержание
изоляции более 2—2,5 %, достаточно выдер-
жать ее при расчетной температуре 24 часа.
Для оценки уровня увлажнения ниже ука-
занного и особенно при отсутствии прину-
дительного перемешивания время испыта-
ния должно быть не менее 3-х суток.
Основой для оценки степени увлажне-
ния является изотерма сорбции целлюлоз-
ного материала. Изотермы сорбции различ-
ны для электрокартона различной плотнос-
ти, кабельной бумаги, а также для разных
температур. Кроме того, изотерма сорбции
отличается от изотермы десорбции. Поэтому
оценка параметров увлажнения в опреде-
ленной степени условна. Для практических
целей оценки равновесной влажности, осо-
бенно в опыте WHRT, может быть исполь-
зована кривая на рис. 21.5, построенная для
температуры 70 °C, позволяющая оценить
малые значения равновесной влажности.
Полагая, что основным источником вла-
ги является тонкая изоляционная структура,
преимущественно барьерная изоляции, вла-
госодержание ее оценивается из уравнения
WK И/ + (5-10) • ДИ/М, [%],
где — равновесное влагосодержание,
— количество воды, выделившейся за
24 часа, отнесенное к массе барьеров.
Коэффициент при принимается рав-
ным 10, если толщина барьеров 2 мм и менее,
и 5, если толщина барьеров 3 мм и больше.
Процедура испытания
Перед началом прогрева на время испы-
таний на каждом адсорбционном фильтре
перекрывают один кран для исключения
протока масла и адсорбции влаги из масла
силикагелем либо десорбции влаги из сили-
кагеля, если последний увлажнен.
Процесс нагрева трансформатора регу-
лируют путем отключения части вентилято-
ров системы охлаждения. Скорость повыше-
ния температуры поддерживается на уровне
не более 5 °С/ч. Стабильность температуры
при выдержке обеспечивают путем измене-
ния числа работающих вентиляторов.
В процессе прогрева каждые 1—2 часа
регистрируют следующие параметры:
♦ температуру верхних слоев масла в баке
трансформатора и окружающего воздуха;
♦ уровень масла в расширителе;
♦ давление масла во вводах;
♦ состояние системы охлаждения (коли-
чество включенных вентиляторов).
Отбор проб масла из бака трансформа-
тора на влагосодержание и пробивное на-
пряжение производят перед прогревом, при
достижении расчетной температуры 65—
70 °C (0 часов) и через 12, 24, 48 и 72 часа
после достижения температуры выдержки.
Интенсивное выделение воды в масло
при прогреве до сравнительно низкой тем-
пературы обычно является свидетельством
наличия свободной воды в масле.
Использование датчиков непрерывного
измерения влажности позволяет существен-
но упростить процедуру метода. Датчик
удобнее подсоединить к нижней части бака
432
Диагностика в эксплуатации
Глава 21
Рис. 21.6. Классификация степени
увлажнения трансформатора.
в зону наибольшей относительной влажно-
сти масла, например, к сливной задвижке.
Классификация состояний трансформатора
Наиболее важным преимуществом метода
WHRT является возможность оценки состоя-
ния электроизоляционной системы с точки
зрения возможного снижения запасов элект-
рической прочности. На рис. 21.6 приведены
ориентировочные критерии состояния транс-
форматора по результатам опыта WHRT.
63. Оценка влажности барьеров
по данным измерения
сопротивления изоляции
(методика НИЦ ЗТЗ—Сервис)
Для оценки среднего влагосодержания
изоляции используются результаты измере-
ния /?60 промежутка между обмотками, же-
лательно, при температуре 50—70 °C.
Измеренное значение 7?вн_нн приводит-
ся к температуре 20 °C
Ябо(2О) = /?60(О-^(г-20)>
Определяется удельная электропровод-
ность картона
= 1
Ук ^бо(2О) • Лмьи ’
ЛМБИ =
Коэффициенты А и В зависят от конс-
трукции трансформатора. В случае, если па-
раметры конструкции неизвестны, для ори-
ентировочной оценки можно принять А =
= 1000 для 3-х фазного трансформатора и
А = 500 — для однофазного;
В = 0,07 и а = °’25 .
*§Ом70°С
Рис. 21.7. Характеристики изо-
ляции вводов с увлажненной
изоляцией.
Рис. 21.8. Изменение тангенса
угла потерь остова (tgSQ) и
измерительного конденсатора
(tgSC2) при увеличении танген-
са угла потерь масла во вводе со
специальным выводом ПИН.
§7
Диагностика состояния вводов
433
Рассчитывается среднее влагосодержа-
ние картона
где у0 = 2,5 • 10-13 Ом-1 • м-1 .
В связи с рядом допущений результаты
оценки влагосодержания по имеют боль-
шую погрешность.
7. Диагностика состояния вводов
Вводы 110—750 кВ с изоляцией конден-
саторного типа обычно выполняются с из-
мерительным выводом, присоединенным к
последней обкладке, или (и) со специаль-
ным выводом (ПИН), подсоединенным к
измерительной обкладке. Эти выводы поз-
воляют контролировать характеристики вво-
дов под напряжением.
Для диагностики используют характе-
ристики изоляции (tgS, емкость, сопротив-
ление, коэффициент абсорбции), уровень
частичных разрядов, характеристики масла.
В случае увлажнения изоляции наблю-
дается экспоненциальный рост tgS Q при
повышении температуры при увеличении
влажности выше 1 %, снижение сопротивле-
ния изоляции и коэффициента абсорбции
, появление ЧР при рабочем напря-
жении. При влагосодержании слоев изоля-
ции выше 4% интенсивность ЧР составляет
1000-10000 пК.
При повышении температуры влагосо-
держание масла растет.
На рис. 21.7 приведены результаты из-
мерений на вводах ПО кВ, которые выявили
увлажнение изоляции — влагосодержание
масла во вводах после их нагрева достигло
45-50 г/т.
При старении бумажно-масляной изо-
ляции также отмечается экспоненциальное
увеличение tg6Q при повышении темпера-
туры, напряжения и токовой нагрузки и по-
вышение тангенса угла потерь масла и дру-
гих показателей старения масла.
Для диагностики состояния изоляции
необходимо измерение диэлектрических по-
терь при повышенной температуре.
При старении масла во вводе имеет мес-
то экспоненциальное увеличение tg5C2 с
повышением температуры при неизменном
или понижающемся значении tgSQ , а так-
же повышение значения tgS масла. Пример
зависимостей показан на рис. 21.8.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 21
1. Лоханин А. К., Соколов В. В. Обеспе-
чение работоспособности маслонаполнен-
ного высоковольтного оборудования после
расчетного срока службы. — Электра, 2002,
№ 1.
2. Guide for Life Management Techniques
for Power Transformers. — Брошюра СИГРЭ
РГ A2, 2003.
3. РД 34.45.51300—97. Объем и нормы
испытаний электрооборудования.
4. IEEE Std 62-1995. IEEE Guide for
Diagnostic Field Testing of Electric Power Ap-
paratus.
5. Sokolov V. V. Consideration on Power
Transformer Condition based Maintenance. —
EPRI Substation Equipment Diagnostic Confe-
rence VIII, 2000, February 20—23, New Or-
leans, LA.
6. Дробышевский А. А., Левицкая E. И.
Диагностика механических деформаций об-
моток трансформаторов в эксплуатации. —
Сборник докладов семинара «Методы и
средства оценки состояния энергетического
оборудования», Екатеринбург — С.-Петер-
бург, 2000, выпуск 11, стр. 61—68.
7. Сенкевич Е. Д., Штерн Е. Н. Диа-
гностика частичных разрядов в моделях
трансформаторной изоляции. / Электротех-
ника, 1974.
8. IEEE Std С57.104-199. IEEE Guide
for the Interpretation of Gases Generated in
Oil-Immersed Transformers.
9. РД 153-34.0-46.302—00. Методичес-
кие указания по диагностике развивающих-
ся дефектов трансформаторного оборудова-
ния по результатам хроматографического
анализа газов, растворенных в масле. —
Москва, 2001.
10. IEC 60599 (1999). Mineral oil-impre-
gnated electrical equipment in service — Guide
to the interpretation of dissolved and free gases
analysis.
11. IEEE Guide for Application of Moni-
toring to Liquid-Immersed Transformers and
Components.
12. Sokolov V. V., Vanin B. «Experience
with In-Field Assessment of Water Contami-
nation of Large Power Transformers», Procee-
dings of the EPRI Substation Equipment Diag-
nostic Conference VII, February 20—24, 1999,
New Orleans, LA.
434
Методы продления срока службы
Глава 22
Глава двадцать вторая
МЕТОДЫ ПРОДЛЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫ
1. Срок службы трансформатора.
Оценка фактического ресурса
изоляции
1.1. Срок службы трансформаторов
1.1.1. Особенности состояния парка
силовых трансформаторов
ГОСТ 1 1677 определяет срок службы си-
лового трансформатора 25 лет. Фактически
во многих энергосистемах более половины
трансформаторного парка находятся в экс-
плуатации более 25—30 лет. Так, например,
в странах СНГ мощные трансформаторы
суммарной мощностью более 500 ГВА были
изготовлены в 60 и 70-х годах (рис. 22.1).
Продолжение эксплуатации после пред-
полагаемого расчетного срока является об-
щемировой тенденцией, причем во многих
развитых странах «возраст» мощных транс-
форматоров заметно старше, чем в СНГ
(см. рис. 22.2).
Парк трансформаторов СНГ по условию
надежности в эксплуатации существенно
неоднороден. С учетом развития конструк-
ций и технологии производства парк мощ-
ных силовых трансформаторов можно упро-
щенно классифицировать следующим обра-
зом [1]:
Конструкции начала 60-х годов: Имеют
ряд недостатка j, частично устраненных при
плановых реконструкциях, в том числе мес-
тные перегревы обмоток из-за недоучета до-
бавочных потерь и недостаточного охлаж-
дения, недостатки конструкции изоляции,
способствующие развитию ползущих разря-
дов и др. Защита масла от увлажнения и
окисления выполнена в виде расширителя
со свободным дыханием через силикагеле-
вый воздухоосушитель.
Конструкции разработки конца 60-х и в
течение 70-х гг. по ГОСТ 11677—65 выпуска
1968— 78 гг. В этих изделиях существенно
улучшена конструкция главной изоляции
Годы
Рис. 22.1. Увеличение пар-
ка трансформаторов мощно-
стью выше 80 МВ • А в СССР.
Рис. 22.2. Увеличение парка
силовых трансформаторов
в США.
§ 1
Срок службы трансформатора. Оценка фактического ресурса изоляции
435
и магнитопровода (бесшпилеченое исполне-
ние), реализованы более эффективные реше-
ния по уменьшению добавочных потерь, пе-
регрева обмоток и др. Главные недостатки
этой группы трансформаторов связаны со
сравнительно малым ресурсом комплектую-
щих узлов, возможными местными перегре-
вами из-за возникновения контуров в потоке
рассеяния, а также, в некоторых случаях,
с недостаточной динамической стойкостью
обмоток, особенно выполненных из транспо-
нированного провода. Конструкции транс-
форматоров 220 кВ и выше, разработанные
в 70 годах и позже, оборудованы пленочной
защитой масла.
Последние разработки 1976—86 гг., по
ГОСТ 11677—75/85. выполнены с учетом
требований ио продлению межремонтного
периода. Вместе с тем вследствие уменьше-
ния размеров трансформаторов и объема
масла в указанных трансформаторах увели-
чились удельные шпрузки на материалы.
1Л.2. Категории окончания
эффективного срока службы
Различаются три Kaieropnn конца служ-
бы оборудования [21*
Технический — оюаз или риск неизбеж-
ного отказа.
Стратегический -- о:личия между спе-
цифицированными и ф^ ншсскими устови-
ями эксплуашции, например из-за pocia
noipeon 1ельских налрузок.
Экономический — неадекватно высокие
расходы на обслуживание и высокая стои-
mociь потерь.
По оценке СИГРЭ продолжение эксилу-
апшии парка трансформаторов при их удель-
ной повреждаемости более 3 % экономически
нецелесообразно. На основании ориен i иро-
вочных ста 1 ист ических данных кртичес-
кое увеличение числа отказов юнераюрных
трансформаюров имес1 месю после 35 лсд
эксплуантции, a секвых трансформаюров
после 40—45 лек
В 1лаве 19 подробно рассмотрено состо-
яние изоляции в эксплуаптции.
1*2, Технический срок службы
Техническая «жизнь» трансформатора
определяется степенью риска внезапного
О1каза, особенно с юпасфофическими пос-
ледствиями. Имеются несколько аспектов
риска продолжения эксплуатации |3]. При
эюм различают следующие процессы в
трансформаторе:
Тепловое старение — срок службы до
критической деструкции целлюлозной изо-
ляции и деградации механических свойств
бумаги. Очевидно, что процессы старения
имеют необратимый характер.
Электроизоляционный износ — срок
службы до критического снижения электри-
ческой прочности изоляции. Процессы ста-
рения имеют в основном обратимый харак-
тер, и состояние изоляции может быть вос-
становлено.
Механический износ — нарушение меха-
нического состояния обмоток иод воздейс-
твием кумулятивного эффекта токов КЗ.
сверхтоков, вибрации и ир. Изменения име-
ют как обратимый характер (снижение уси-
лий запрессовки обмоток), так и необрати-
мый (деформации обмоток).
1.2.1. Снижение электрической
и механической прочности изоляции
Наиболее опасными факторами риска
являю! ся:
Ф Образование пузырьков кгза (пара) в мас-
ле в зоне повышенной напряженное!и.
Ф Образование (наличие) свободной и
эмульгированной воды.
Ф Накопление проводящих иримесеи в
масле.
❖ Повышение влажности масла в присутс-
твии примесей (волокон целлюлозы).
Ф Снижение механической прочное!и вит-
ковой изоляции в резульнпе старения.
Существенное изменение температуры
фансформатора (нагрев и резкое о^тажде-
ние), включение из холодною сосюяния
увеличивают риск отказа. Риск значительно
возрастае! при появлении частичных разря-
дов при рабочем напряжении.
Слепень риска зависит oi конструктив-
ных особенностей изоляции (наличие зон
повышенной чувс!ви1ельнос1и к снижению
прочности), а шкже oi условий эксплуата-
ции и характера повышенных воздействий
на изоляцию.
Одним из факюров риска продолжения
эксилуапшии является снижение импуль-
сной прочное!и изоляции при отложении на
новерхнос!и проводящих примесей.
Модель возможного ухудшения элек1-
роизоляционных свойств приведена на
рис. 22.3.
Дефекты, вызывающие снижение элект-
рической прочности, имеют в большинстве
случаев обрати мы it характер и moi у г быть
устранены, в том числе методами, не требу-
ющими отключения оборудования от сети.
436
Методы продления срока службы
Глава 22
Рис. 22.3. Модель ухудшения изоляционных свойств главной и продольной изоляции обмоток [4].
1.2.2. Механическое
ослабление креплений
Механический износ, в частности ос-
лабление прессовки обмоток, обуславлива-
ют снижение механической прочности и ус-
тойчивости обмоток к воздействию токов
КЗ. Возникновение частичных деформаций
обмоток (необратимых повреждений) созда-
ет риск внезапного отказа. В ряде случаев
конструкция трансформаторов, выбранная
по устаревшим критериям, оказывается не-
устойчивой к воздействиям токов КЗ, что
требует специальной проверки.
1.2.3. Изменение состояния остова
Старение межлистовой изоляции магни-
топровода, развитие местных дефектов, на-
пример, из-за образования короткозамкну-
тых контуров в остове может вызывать по-
вышенный местный нагрев и пиролиз масла.
1.2.4. Ухудшение состояния
комплектующих узлов
Во многих случаях срок службы вводов,
переключающих устройств, элементов сис-
темы охлаждения и пр. оказывается ниже,
чем основных узлов трансформатора, что
требует специального внимания. Следует от-
метить также значительное моральное ста-
рение контрольно-измерительной и защит-
ной аппаратуры, систем управления систе-
мой охлаждения и РПН, обусловленных
в частности интенсивным развитием про-
цессорной техники.
1.3. Тепловое старение
1.3.1. Механизм и продукты старения
Исследования СИГРЭ показывают, что
старение представляет собой комплексный
процесс (рис. 22.4), включающий окисление
Срок службы трансформатора. Оценка фактического ресурса изоляции
437
масла и деструкцию целлюлозы в результате
гидролиза и пиролиза, а также окисления,
продукты которого так же, как и продукты
окисления масла, ускоряют гидролитичес-
кую деструкцию.
Гидролиз и пиролиз (термическая де-
струкция) целлюлозы приводят к ее деполи-
меризации, а именно к разрыву молекул и со-
ответствующему снижению степени полиме-
ризации (СП), что используется для оценки
меры старения. Оба механизма образуют фу-
рановые производные, которые растворяются
в масле и используются для оценки возмож-
ного снижения СП. Оба механизма (особенно
гидролиз) образуют воду. Пиролиз целлюлозы
вызывает также выделение кислот и характер-
ных газов СО и СО2. Последние используются
для выявления перегрева изоляции.
Основными факторами ускоренного ста-
рения изоляции являются повышенная тем-
пература, повышенная влажность витковой
изоляции, кислород и продукты старения
масла. Существенным фактором окисления
масла даже при небольшом содержании кис-
лорода является повышенное содержание
в масле металлов, особенное меди.
Обычно трансформатор проектируется
из расчета превышения средней температу-
ры обмоток над окружающей средой 65 °C
и превышения температуры наиболее нагре-
той зоны над окружающей средой 78—80 °C.
Таким образом, при среднегодовой темпера-
туре 20 °C температура нагретой точки (ка-
тушки) не должна превышать 98—100 °C.
При перегрузках температура изоляции не
должна превышать 140 °C.
В некоторых случаях возможен повы-
шенный нагрев части изоляции вследствие
различных дефектов: замыкания между про-
водами обмотки, больших циркулирующих
токов, плохого (ухудшенного) охлаждения
обмоток или отводов, недостаточного учета
потерь в катушках, отказа системы охлаж-
дения, большой перегрузки и др. В этих
случаях ускоряются процессы деструкции,
и появляются в относительно большом ко-
личестве продукты пиролиза, включающие
окись и двуокись углерода.
Рис. 22.4. Модель теплового старения изоляции.
438
Методы продления срока службы
Глава 22
1.3.2. Основные задачи
диагностики старения
♦ Выявление состояния трансформато-
ра, при котором возможно существен-
ное сокращение срока службы при за-
данной температуре наиболее нагретой
зоны (оценка степени увлажнения, сте-
пени старения масла и накопления ак-
тивных кислот в изоляции).
♦ Оценка остаточного ресурса. Выявление
степени старения изоляции, приближа-
ющейся к предельно допустимой.
♦ Выявление аномального нагрева изоля-
ции.
1.4. Оценка фактического
ресурса изоляции
1.4.1. Нормирование
ресурса по условию снижения
степени полимеризации (СП)
Степень деструкции изоляции обычно
характеризуется числом разрывов молекулы
целлюлозы или фактором старения т|, кото-
рый может быть представлен через началь-
ное и текущее (конечное) значения степени
полимеризации. При этом изоляция счита-
ется полностью изношенной, если число
разрывов достигло 5.
При измерении средней вискозиметри-
ческой степени полимеризации по МЭК
60450 с использованием медно-этилендиами-
нового растворного комплекса начальное зна-
чение СП новой кабельной бумаги равно при-
мерно 1200 и, соответственно, 5 разрывов мо-
лекулы целлюлозы соответствует СП = 200.
В таком состоянии остаточная про-
чность бумаги на разрыв составляет пример-
но 20 % от исходной (рис. 22.5). Лаборатор-
ные исследования показывают, что изоля-
ция, имеющая СП = 200, становится очень
хрупкой, так что продолжение эксплуатации
связано с риском повреждения. Проект
МЭК 60076-7 от 1.7.01 определяет оконча-
ние срока службы изоляции при снижении
степени полимеризации в наиболее нагре-
той зоне до 200 единиц.
Уменьшение прочности бумаги на раз-
рыв вдвое прсгив исходного ее состояния
считают симптомом дефектного состояния
изоляции. При этом степень полимеризации
(СП) снижается до 400—450Г
1.4.2. Оценка ресурса изоляции
по изменению СП
Ресурс изоляции по условию снижения
СП до некоторого критического значения,
например, СП = 200 может быть оценен из
предложенного СИГРЭ выражения
Ресурс (лет) =
(’/2Оо) -(lzCn0)
Л • 24 • 365
13350
3 + 273
• е
где А — показатель скорости старения, обус-
ловленного влиянием влаги, кислот и кис-
лорода.
Основным фактором старения изоляции
является температура. Увеличение темпера-
туры примерно на 7 °C при прочих одинако-
вых условиях снижает ресурс в два раза
(действующий МЭК предполагает 6-градус -
ное правило). Соответственно для оценки
СП участков изоляции, имеющих отличие
температуры на 7 °C, можно ориентировоч-
но применить выражение
(1/сп0+7)-(,/спо)
(TcnJ-fVcnJ
Рис. 22.5. Зависимость прочности Крафт-бу-
маги на разрыв от СП [19].
1 Значения СП, определяемые по ГОСТ
25438—82 в растворе кадоксена, отличаются су-
щественно большими (~ в 2 раза) абсолютными
значениями СП по сравнению с измерениями по
МЭК 60450. Для новой кабельной бумаги исход-
ные значения составляют примерно 2000 ед. Ус-
ловие 5 разрывов молекулы соответствует крити-
ческому значению СП примерно 330 ед., а ука-
занное в Нормах РАО ЕЭС России предельное
значение СП = 250 при условии испытания по
ГОСТ 25438—82 формально соответствует значе-
нию -125, измеренному по методике МЭК. Здесь
и далее все значения СП даны по методике МЭК.
Срок службы трансформатора. Оценка фактического ресурса изоляции
439
Таблица 22.1. Значения показателя скорости старения А, рассчитанные по данным опытов
Состояние изоляции Показатель скорости старения А
По данным Emsley [4] По данным Lundgaard (СИГРЭ) [4]
Сухая и чистая Сухая Окисленное масло 1,07- 108 2,0 ±0,5- 108 2,4 ±0,5- 108
Повышенное содержание кислорода 2,0- 108 8,3 ±2,8- 108
Влажность 1 % 3,5- 108 6,2 ±2,9- 108
Влажность 3—4 % 35- 108 21 ±7,8- 108
Однако установлено, что влага и продук-
ты старения масла, особенно активные кис-
лоты, могут ускорить процесс декомпозиции
изоляции в два и более раза. Во многих слу-
чаях внутренние слои изоляции, прилегаю-
щей к проводнику, оказываются менее со-
старенными, чем внешние слои изоляции,
обращенные к маслу.
Показатель скорости старения А (харак-
теризующий увеличение скорости старения
благодаря влиянию влаги, кислорода и кис-
лот) варьируется в довольно широких преде-
лах, однако имеющиеся данные (табл. 22.1)
позволяют оценить раздельное влияние ос-
новных факторов старения.
Для ориентировочной оценки ресурса
может быть использовано упрощенное вы-
ражение
£ =
( !/2Оо) -( 1/спэкс)
к • 24 • 365
где коэффициент старения к может быть
оценен по данным табл. 22.2, которые рас-
считаны для энергии активации процесса
старения 111 кДж/моль и принятых показа-
телей старения А.
Например, измеренное значение СП
изоляции составило 600. Согласно табл. 22.2
коэффициент старения изоляции, содержа-
щей продукты окисления при условии даль-
нейшей работы при температуре 90 °C равен
к — 2,6- 10“8. При этом остаточный ресурс
до достижения СП = 200 Аост составит:
О720о) " О760о)
Аост
2,6- 10-8-24-365
= 15 лет.
Старение целлюлозной изоляции имеет
необратимый характер, однако процесс ста-
рения может быть существенно замедлен
как технологическими мерами (удаление
продуктов старения, кислорода, растворен-
ных металлов и пр.) так и конструктивными
(улучшение охлаждения и снижение темпе-
ратуры, улучшение защиты от проникнове-
ния воздуха и воды, применение материалов
повышенной стабильности против окисле-
ния и пр.).
1.4.3. Измерение
степени полимеризации
Практически СП измеряют на образцах
изоляции, отобранных из доступных мест,
где надежность не может быть существенно
нарушена. Обычно это образцы электрокар-
тона или бумаги из перегородок, угловых
Таблица 22.2. Коэффициент старения Крафт-бумаги (СП ! ч !) по данным [5]
Темпе- ратура Состояние изоляции и масла в начале старения
Сухая; не окисленное масло А = 1,5- 108 Сухая; окисленное масло А = 2,4- 108 Сухая; высокая концентрация кис- лорода А = 5,5 • 108 Содержание влаги 1-1,5% А = 6,5* 108
70 (343 К) 0,2-Ю-8 0,3- I0*8 0,7- 10“8 0,8- 10“8
80 (363 К) 0,56- 10“8 9,9- 10“8 2,1 • 10-8 2,45- 10“8
90 (363 К) 1,6- 10~8 2,6- 10“8 5,9- 10-8 6,9-10-8
100 (373 К) 4,3 • 10“8 6,9- 10“8 15,7- 10~8 18,6- IO-8
110 (383 К) 10,9- 10~8 17,5- 10“8 40- 10“8 47- IO”8
440
Методы продления срока службы
Глава 22
Рис. 22.6. Вид новой (СП = 1100) и состаренной (СП < 200) целлюлозы.
шайб, отводов. Важным условием является
определение температуры в зоне отбора
пробы. Желательно, чтобы место отбора бы-
ло расположено вблизи выхода нагретого
масла из обмотки. Для ориентировочной
оценки могут быть использованы также об-
разцы целлюлозной изоляции (обычно кар-
тон различной толщины), которые, как
правило, закладываются при изготовлении
больших трансформаторов. Образцы кре-
пятся к активной части и доступны для изъ-
ятия с целью определения их влагосодержа-
ния или СП.
Полученное значение должно быть скор-
ректировано на значение разницы темпера-
туры наиболее нагретой зоны и температуры
в месте отбора пробы.
Температура наиболее нагретой зоны
определяется расчетом на основании анали-
за конструкции и условий эксплуатации.
Для оценки влияния на степень старения
продуктов старения масла и влаги может
быть измерена раздельно средняя СП образ-
цов и поверхностных слоев изоляции.
Рис. 22.7. Степень полимеризации
витковой изоляции блочного трансформатора
730 МВ-А, 420 кВ.
1.4.4. Учет температурного
профиля обмоток
Температура различных зон изоляции
существенно отличается, что соответствен-
но обуславливает неравномерный износ
изоляции.
Температурный профиль разных обмо-
ток также отличается друг от друга. Часто
температура внутренних обмоток выше, чем
температура внешних обмоток такой же
мощности. Соответственно СП изоляции
внешних обмоток может не отражать на-
ибольший износ изоляции в наиболее нагре-
той зоне.
На рис. 22.7 показан профиль износа
витковой изоляции блочного трансформато-
ра, у которого температура верхних катушек
обмоток НН почти на 20°C превышает тем-
пературу верхних катушек ВН.
Для достоверной оценки степени старе-
ния изоляции необходимо знание темпера-
турного профиля обмоток трансформатора
с учетом фактического нагрузочного и теп-
лового режима трансформатора. Обычно из
результатов испытаний на заводе известно
среднее превышение температуры обмоток
над маслом при номинальной нагрузке.
Температура наиболее нагретых катушек
обмотки превышает ее среднюю температу-
ру, как правило, не более чем на 13 °C.
При возможности следует определить
реальную степень деструкции и профиль из-
носа изоляции хотя бы одного из однотип-
ных трансформаторов для выбора зон пос-
ледующего отбора проб для определения СП
и коррекции полученных результатов на
возможную степень износа изоляции в на-
иболее нагретой зоне.
§ 1
Срок службы трансформатора. Оценка фактического ресурса изоляции
441
1.5. Влияние
эксплуатационных факторов
на скорость старения
1.5.1. Режимы работы
и скорость старения
Очевидно, что скорость старения опре-
деляется в первую очередь температурным
(нагрузочным) режимом трансформатора.
Повышение температуры на 6—7 °C даже
при отсутствии других факторов, ускоряю-
щих старение, сокращает срок службы при-
мерно в два раза. Постоянная нагрузка,
близкая к номинальной в течение всего
срока службы, вызывает интенсивное старе-
ние. В таком режиме работают большинство
шунтирующих реакторов и генераторных
(блочных) трансформаторов.
Вместе с тем принятая в СССР практика
выбора блочных трансформаторов по усло-
вию коэффициента мощности costp = 0,8 и
без учета отбора мощности на собственные
нужды обуславливает их фактическую на-
грузку примерно на уровне 80% от номи-
нальной, что создает значительный резерв
ресурса изоляции.
Режим работы со сравнительно постоян-
ной температурой масла существенно замед-
ляет процессы проникновения кислорода и
влаги в трансформаторах со свободным ды-
ханием.
Температура является основным факто-
ром окисления масла. Однако в некоторых
случаях процессы старения масла и целлю-
лозы могут заметно продолжаться и при
низких температурах под влиянием обра-
зовавшихся продуктов старения масла.
В табл. 22.3 показан пример ухудшения по-
казателей масла в автотрансформаторе АТД-
ЦТН-200000/220, который был выведен из
эксплуатации в резерв и хранился в течение
3 лет в отключенном состоянии.
1.5.2. Влияние защиты
от окружающего воздуха
и состояния изоляции
Повышенное содержание кислорода
обуславливает значительное ускорение ста-
рения за счет интенсивного окисления мас-
ла, а также окисления целлюлозы. Следует
ожидать существенно больший срок службы
трансформаторов с пленочной и азотной за-
щитами масла и предварительно дегазирован-
ной изоляцией за счет низкого содержания
кислорода и влаги. Соответственно модерни-
зация трансформатора с установкой, напри-
мер, пленочной защиты может быть эффек-
тивным средством продления срока службы.
Повышенная влажность изоляции обус-
лавливает наиболее интенсивное старение.
В процессе работы трансформатора влаж-
ность витковой изоляции обычно сущест-
венно ниже, чем барьеров главной изоляции
за счет более высокой температуры. Однако,
изоляция обмоток может быть опасно ув-
лажнена в процессе проведения ремонтов,
что без достаточной последующей сушки
может увеличить скорость старения более,
чем на порядок.
1.6. Оценка степени
старения изоляции
с помощью измерения
фурановых производных
1.6.1. Фурановые производные
как показатели старения изоляции
Фурановые производные являются про-
дуктом деградации целлюлозы и, будучи
растворимыми в масле, могут быть измере-
ны и служить мерой деградации изоляции.
Обычно измеряют следующие фурановые
производные:
♦ Фурфуральде гид или фурфурол (2FAL).
♦ Гидроксиметилфуран (5MEF).
Таблица 22.3. Ухудшение показателей старения масла
и изоляции в процессе хранения трансформатора в отключенном состоянии
Показатели После вывода в резерв После 3-х лет хранения в отключенном состоянии
Цвет, баллы 4,5 5,0
Кислотное число, мгКОН/г 0,088 0,109
Продукты старения по И К спектру, % 3,5 8
Коэффициент полярности 0,065 0,08
Содержание фурфурола, ррм <0,5 0,8
442
Методы продления срока службы
Глава 22
♦ Фуриловый спирт (2FAL).
♦ Ацетилфуран (2FAL).
♦ Метилэтилфуран (5MEF).
Измерения обычно выполняются с точ-
ностью 10 мкг/кг. Фураны неустойчивы и
быстро разлагаются под действием темпера-
туры. Наиболее устойчивым производным
является фурфуральде гид (2FAL), значения
которого в основном используются для оцен-
ки состояния изоляции.
Исследования СИГРЭ показали, что ко-
личество продуктов деградации функцио-
нально связано с числом разрывов молекулы
целлюлозы. Для ориентировочной оценки
скорости образования фурфуральде гида бы-
ло предложено следующее выражение
1 А6
2FAL (мкг/г бумаги) = • т| • 96 • р,
162 • V/l 1 g
где 162 — молекулярная масса целлюлозы;
96 — молекулярная масса (2FAL); г| — число
разрывов молекулы; р — удельное количес-
тво (2FAL) на один разрыв (2FAL).
При старении сухой изоляции в дегази-
рованном масле можно принять значение
Р = 0,3 и соответственно, приняв СП0 =
= 1100, получим
2 FAL = 161,6 • г| (мкг/г).
Значительная часть 2FAL мигрирует и
растворяется в масле. Практически измеря-
ется концентрация 5 фурановых производ-
ных в мг на кг масла (в некоторых случаях на
л масла). Очевидно, что количество продук-
тов деградации зависит от массы состарен-
ной изоляции. Масса изоляции, подвергаю-
щаяся наибольшему нагреву, составляет 2—
5 % от общей массы изоляции. Простые рас-
четы показывают, что 200 кг целлюлозы при
предельном износе (г| = 5) может образовать
161 600 мг 2 FAL. Полагая, что 70 % раство-
рится в масле и, приняв массу масла 60 т, по-
лучим, что концентрация 2 FAL составит
около 1,9 мг/кг (1,9 ppm).
Данные СИГРЭ показывают, что коли-
чество образующегося 2FAL увеличивается
в несколько раз при увлажнении изоляции,
а также при ускоренном окислении масла.
Скорость образования фурановых про-
изводных весьма мала на начальных стадиях
старения (СП х 600, см. рис. 22.8) и значи-
тельно увеличивается при достижении пре-
дельного износа (рис. 22.9).
1.6.2. Определение значений СП через
концентрацию фурановых производных
Поскольку степень полимеризации изо-
ляции и количество продуктов деградации
функционально связаны с числом разрывов
молекулы целлюлозы, для изоляции, изго-
товленной по Крафт-процессу без присадок,
повышающих ее термостойкость, отмечает-
ся корреляционная зависимость между зна-
чениями СП и 2FAL.
Количественные соотношения 2 FAL и
СП в трансформаторах зависят от массы на-
гретой изоляции и массы масла, но для ус-
редненной оценки применяют корреляци-
онные зависимости, из которых нашла на-
ибольшее распространение аппроксимация
Чендонга [7].
log[2E4£] = 1,5 - 0,0035 • СП.
Предельный износ (СП = 200) по дан-
ной формуле соответствует значению 2FAL =
= 6,3 мг/кг.
Рис. 22.8. Зависимость образо-
вания 2 FAL от степени старения
изоляции.
§ 1
Срок службы трансформатора. Оценка фактического ресурса изоляции
443
Рис. 22.9. Скорость образова-
ния 2 FAL на стадии сильного
износа изоляции.
Рис. 22.10. Зависимость со-
держания 2 FAL в масле от СП
целлюлозы [8].
Комитет клиентов фирмы Doble, объ-
единяющих значительное число энергосис-
тем мира, предлагает следующую методику
оценки состояния трансформаторов, имею-
щих изоляцию обмоток без термостабилизи-
рующих присадок.
Нормальное старение', скорость выделения
фурфуральде гида (2FAL) меньше 50 мкг/л
в год. Большая скорость может быть вызва-
на плохим охлаждением, перегрузками, раз-
вивающимся дефектом.
Уравнение Чендонга может быть исполь-
зовано для оценки среднего значения СП
на основе концентрации фурфуральдегида.
Однако желательно иметь данные о факти-
ческих значениях СП изоляции трансфор-
маторов данного типа, работающих в одина-
ковых условиях, для подтверждения резуль-
татов, полученных оценкой по 2FAL.
Предлагается следующая интерпретация
состояния оборудования посредством оцен-
ки СП согласно аппроксимации Чендонга:
♦ Рассчитанное
СП > 800 — хорошее,
♦ 800 < СП > 400 — проработана полови-
на срока службы,
♦ СП < 400 — последняя треть жиз-
ни (возможно оконча-
ние срока службы),
♦ Значения 2FAL >
> 1000 мкг/л — указывают на необ-
ходимость дополни-
тельного обследова-
ния оборудования.
Последние исследования СИГРЭ по-
казывают, что предельному износу (СП =
= 200) соответствует примерно 3,3 мг/кг
2FAL (рис. 22.10). Общей является реко-
мендация уделять специальное внимание
оборудованию, в котором обнаружено свы-
ше 1 мг/кг фурфуральде гида.
Руководство по эксплуатации трансфор-
маторов энергосистем Японии [9] использу-
ет корреляционную зависимость содержа-
ния 2FAL в масле и СП, приведенную на
рис. 22.11. Концентрация фурфуральдегида
на уровне 1,5 мг/кг рассматривается как сиг-
нал о возможной деструкции изоляции до
444
Методы продления срока службы
Глава 22
Рис. 22.11. Зависимость содержания 2FAL
в масле от СП целлюлозы [9].
СП = 450. Концентрация 2FAL — 15 мг/кг
считается критической, и трансформатор
должен быть выведен из работы. Предпола-
гается, что наибольшему нагреву подверга-
ется около 2 % изоляции.
Подавляющее большинство трансфор-
маторного оборудования в СНГ снабжено
силикагелевыми абсорбными или термоси-
фонными фильтрами, которые могут погло-
щать фураны. Для оценки старения по дан-
ным 2FAL фильтры должны быть перекры-
ты на несколько недель. Пробу масла для
измерения фурановых производных жела-
тельно отбирать при наибольшей температу-
ре и наибольшей нагрузке.
1.6.3. Выявление повышенного нагрева
и старения изоляции
Воздействие на изоляцию повышенной
температуры вызывает интенсивное образова-
ние фурановых производных (рис. 22.12), а
также окиси и двуокиси углерода (рис. 22.13.).
Соответственно повышенные значения 2FAL,
СО и СО2 могут служить критериями силь-
ного перегрева изоляции.
Количество продуктов деградации следу-
ет соизмерять с массой нагретой изоляции.
Руководство по эксплуатации транс-
форматоров энергосистем Японии реко-
мендует:
♦ контролировать сумму окиси и двуокиси
углерода, как критерий старения;
♦ выделение (СО + СО2) более 0,2 мл/г
изоляции рассматривается, как сигнал
о возможном дефектном состоянии;
♦ выделение (СО + СО2) более 2 мл/г счи-
тается сигналом критического состояния.
Т,град.С
Рис. 22.12. Выделение 2FAL в за-
висимости от температуры ста-
рения маслопропитанной изоля-
ции [8] (результаты измерений
на двух образцах и среднее зна-
чение).
Рис. 22.13. Соотношение кон-
центрации в масле фурановых
компонентов и окиси углерода
в масле при старении бумажно-
масляной изоляции при повы-
шенной температуре [8].
§2
Методы продления срока службы трансформаторов
445
Рис. 22.14. Зависимость оки-
си углерода при длительном
нагреве проб масла и бумаж-
номасляной изоляции от тем-
пературы.
Рис. 22.15. Зависимость об-
разования двуокиси углерода
при длительном нагреве проб
масла и бумажномасляной
изоляции.
Следует отметить, что источником обра-
зования СО и СО2 является также масло,
принимая во внимание наличие целлюлоз-
ных волокон в масле.
Из материалов СИГРЭ следует, что ко-
личество газов и их отношение при повы-
шенном нагреве масла могут создавать впе-
чатление перегрева изоляции.
На рис. 22.14 и 22.15 приведены резуль-
таты измерения значений СО и СО2 в опытах
с длительным нагревом модели обмоточного
провода (масло + бумага) и параллельных
проб масла (масло), показывающие, что вы-
деление газов при участии изоляции проис-
ходит более интенсивно, однако количество
СО при старении масла может превышать
1000 мл/г, а отношение СО2/СО составлять
при этом менее 3. Подтверждением перегрева
изоляции должно быть заметное образование
фурановых производных.
2. Методы продления
срока службы трансформаторов
2.1. Экономические
методы продления эксплуатации
парка трансформаторов
Продление срока службы сузь экономи-
ческая категория, в основу которой положена
оценка степени риска. Рабочей группой 12.20
СИГРЭ предложены два метода [10]:
1. Увеличение срока службы без инвести-
ций по условию приемлемого риска от-
казов, так называемый «Метод продлен-
ной жизни».
2. Для оборудования, требующего уве-
личенного обслуживания либо других
действий для сохранения приемлемого
уровня риска, предлагается так называ-
емый «Метод ранжирования».
2.1.1. Метод продленной жизни
Метод заключается в продлении срока
службы оборудования по условию приемле-
мости существующих условий в отношении
числа отказов и затрат на обслуживание.
При этом полагается, что удельное число
отказов может увеличиться от существующе-
го уровня л0 до некоторого нового уровня
Хбал. Решение считается приемлемым, если
возможные инвестиционные затраты превы-
шают затраты на ликвидацию последствий
отказа, что выражается уравнением:
^инв > ^тр ’ ^бал ’ Дэбс. ср’
где Зинв — затраты на инвестиции; — чис-
ло трансформаторов; Z6ajl — удельное число
отказов, соответствующее балансу затрат;
Зобс — средние затраты на ремонт, убытки
от потери продукции, штрафы и др.
446
Методы продления срока службы
Глава 22
2.1.2. Метод ранжирования
Метод основывается на двух факторах:
1. GSI (Global Strategic Impact) — число,
характеризующее общие стратегические пос-
ледствия возможного отказа трансформатора.
2. GTC (General Technical Condition) —
число, характеризующее общее техническое
состояние трансформатора, определяющее
вероятность отказа. Степень критичности
трансформатора (Global criticality) С опреде-
ляется как:
(С) = GSIx GTC.
1. При оценке GSI принимаются во вни-
мание:
♦ Безопасность людей и окружающей
собственности, особенно в случае
взрыва и пожара;
♦ Надежность сети — нарушение или
ухудшение энергоснабжения потре-
бителей;
♦ Экологические последствия',
♦ Экономические последствия, включая
расходы на расследование, ремонт,
замену;
♦ Убытки от недоотпуска или недовы-
работки энергии;
♦ Штрафы.
2. При оценке GTC учитываются:
♦ Техническое состояние оборудования;
♦ Технологический риск — ремонтопри-
годность, возможная длительность ре-
монта. Для оценки возможно исполь-
зование имеющейся информации об
отказах подобного оборудования;
♦ Время эксплуатации оборудования;
♦ Оперативные условия эксплуатации.
Удельный вес каждого из факторов оп-
ределяется индивидуально.
2 .2. Методы
продления срока службы
крупных трансформаторов
2.2.1. Учет индивидуальных отличий
♦ Практически все крупные трансформа-
торы имеют некоторые индивидуальные
отличия, что требует индивидуального
подхода при решении вопроса о продле-
нии срока службы.
♦ Исторически основными факторами, оп-
ределяющими эти различия, являлись:
• развитие техники проектирования
трансформаторов, в частности, со-
вершенствование теории расчета доба-
вочных потерь в обмотках, электри-
ческой прочности главной изоляции,
динамической устойчивости обмоток,
расчета добавочных потерь в металло-
конструкциях и др.;
• развитие технологии производства, в
частности, применение бесшпилеч-
ных конструкций магнитопроводов,
транспонированного и затем склеен-
ного провода, применение формован-
ных и уплотненных деталей из элект-
рокартона, и др.;
• внедрение мер по повышению на-
дежности на основании системати-
ческого анализа причин отказов пре-
допределили отличия в формально
однотипных трансформаторах.
♦ Многие трансформаторы были спроек-
тированы в соответствии с индивидуаль-
ными техническими требованиями и
имеют разные запасы прочности по от-
ношению к нормированным воздейс-
твиям.
♦ На состояние оборудования влияют от-
личия в условиях эксплуатации: на-
грузочный режим, уровень напряжения
и возбуждения, перенапряжения, токи
КЗ и аварийные режимы в сети.
♦ Уровень загрязнения изоляции механи-
ческими примесями и влагой, степень и
последствия старения масла и пр. предо-
пределяют отличия в степени снижения
электрической прочности и степени де-
композиции изоляции.
♦ Уровень обслуживания, ремонты, раз-
личные и изменяющиеся со временем,
технология и практика выполнения об-
служивания обуславливают существен-
ные отличия в состоянии оборудования.
Указанные обстоятельства обуславливают
необходимость выполнения в качестве перво-
го и иногда определяющего этапа продления
срока службы анализа особенностей конс-
трукции и, в частности, ее надежности с уче-
том реальных условий и опыта эксплуатации.
2.2.2. Методы продления
срока службы
Различаются две группы методов про-
дления срока службы:
1. Обновление трансформатора посредс-
твом восстановления электрической и меха-
нической прочности, замены изношенных
узлов, реконструкции и модернизации.
2. Снижение степени риска внезапного
отказа посредством установки мониторинга
и улучшения защит от повреждения.
Надежное продолжение эксплуатации
трансформаторов после расчетного срока
службы требует проведения комплекса спе-
§3
Модернизация и реконструкция
447
циальных работ, первым этапом которых
должен быть анализ конструкции и, далее,
оценка фактического состояния оборудова-
ния. Необходимым условием является от-
сутствие необратимых повреждений, в част-
ности, степень старения изоляции не должна
достичь критического уровня, соответствую-
щего значениям степени полимеризации
400-450 [И].
Экономическая мотивация работ по
продлению срока службы базируется на сле-
дующих технических предпосылках:
1) большая часть дефектов имеет обрати-
мый характер и может быть устранена
в полевых условиях;
2) конструкция трансформатора может
быть улучшена с использованием совре-
менных знаний;
3) возможно восстановление электричес-
кой прочности изоляционной системы
практически до исходного уровня при
неизменных размерах изоляционных
промежутков;
4) возможно снижение скорости старения
изоляции посредством удаления влаги и
продуктов старения, поддержания низ-
кой концентрации кислорода, снижения
температуры;
5) возможно существенное снижение экс-
плуатационных расходов путем установ-
ки системы мониторинга.
Типовая программа работ по продлению
срока службы включает [12, 13, 14]:
1) устранение выявленных и потенциаль-
ных дефектов, снижающих надежность и
влияющих на ускорение процессов ста-
рения;
2) очистку, регенерацию либо замену масла;
3) удаление влаги, газов, примесей и про-
дуктов старения, в том числе адсорбиро-
ванных целлюлозой, посредством суш-
ки, очистки и регенерации изоляции;
4) восстановление механических крепле-
ний, подпрессовку обмоток и магнито-
провода;
5) замену или восстановление ненадежных
комплектующих узлов (вводов, запор-
ной арматуры и др.), а также резиновых
уплотнений;
6) модернизацию потенциально ненадеж-
ных узлов, а также замену узлов с целью
снижения скорости старения (пленоч-
ная защита масла, улучшение охлажде-
ния);
7) совершенствование систем контроля
оборудования (установка систем монито-
ринга, внедрение экспертных диагности-
ческих программ).
3. Модернизация и реконструкция
Объем работ по модернизации и реконс-
трукции следует из анализа конструкции и
опыта эксплуатации и определяется специ-
альным проектом, включающим при необ-
ходимости следующие работы:
♦ устранение конструктивных дефектов,
известных из опыта эксплуатации одно-
типного или подобного оборудования;
♦ реконструкция системы дыхания, улуч-
шение герметизации;
♦ модернизация или замена вводов;
♦ реконструкция контактов в отводах и уз-
ле РПН;
♦ модернизация системы охлаждения;
♦ улучшение систем контроля и защит.
3.1. Устранение характерных
дефектов
Некоторые дефекты, характерные для
отдельных типов трансформаторов, описа-
ны в эксплуатационных и аварийных цирку-
лярах [15, 16].
Учет этих рекомендаций является важ-
ным при определении объема работ по ре-
конструкции. Ниже приведены примеры де-
фектов.
3.1.1. Устранение
короткозамкнутых контуров
в остове и других потенциальных
источников образования
горючих газов в масле
В некоторых конструкциях элементы ос-
това и сочленения остова с баком образуют
короткозамкнутые контуры, по которым
протекают циркулирующие токи (рис. 22.16).
Остов может быть не изолирован от дни-
ща бака или иметь посторонний контакт че-
рез распорные винты и центрирующие ши-
пы. Типичным решением в этих случаях
может быть изменение схемы заземления
Рис. 22.16. Возможные контуры циркулирую-
щих токов в остове.
448
Методы продления срока службы
Глава 22
активной части с устранением контуров и
выводом заземления наружу бака для воз-
можности последующего контроля.
3.1.2. Устранение перегрева
электромагнитных шунтов
Магнитные и электромагнитные шунты,
предназначенные для защиты от перегрева
металлических деталей в потоке рассеяния
обмоток, подвергаются существенным меха-
ническим, а иногда и электрическим воздейс-
твиям, и могут быть источником выделения
газов (как термического, так и разрядного ха-
рактера), а также источником образования
проводящих примесей. При реконструкции
усиливается крепление, производится изо-
лирование и надежное заземление шунтов.
3.2. Реконструкция
системы дыхания,
улучшение герметичности
В трансформаторах, имеющих защиту
масла с помощью расширителя и воздухоо-
сушителя, можно предотвратить доступ в
бак атмосферного кислорода посредством
установки пленочной защиты. Эта процеду-
ра требует также замены выхлопной трубы
на клапаны давления. Последнее является
желательным для всех ответственных транс-
форматоров и реакторов, поскольку выхлоп-
ная труба зачастую является источником
проникновения в бак воды.
3.2.1. Предотвращение
прямого проникновения влаги
Герметизация трансформатора включает
устранение других источников прямого про-
никновения влаги. Наиболее вероятным из
них является уплотнение наконечника отво-
да во вводе протяжного типа. Этот узел под-
вергается значительным механическим вет-
ровым нагрузкам, что приводит к остаточ-
ным деформациям резиновых уплотнений.
Реконструкция узла включает разделение на-
грузок на наконечник отвода и уплотнение.
3.2.2. Предотвращение перелива масла
из расширителя через воздухоосушитель
В некоторых конструкциях с азотной за-
щитой масла и со «свободным дыханием»
возможен перелив масла через дыхательный
патрубок в выхлопной трубе с последующим
образованием масляной пробки, а в даль-
нейшем, при резком изменении температу-
ры — к созданию в надмасляном пространс-
тве недопустимого давления или разрежения,
повреждению диафрагмы выхлопной трубы
и срабатыванию газовой защиты. В транс-
форматорах с пленочной защитой масла воз-
можно образование повышенного давления
в расширителе с последующим срабатывани-
ем клапанов давления из-за перелива масла
в расширитель. Предметом реконструкции
является изменение схемы соединения над-
масляного пространства расширителя и вы-
хлопной трубы, а в конструкциях с пленочной
защитой масла — установка маслоуказателя
с сигналом о максимальном уровне масла.
3.2.3. Реконструкция расширителя
бака контактора РПН
Во многих конструкциях расширитель
бака контактора РПН объединен с расшири-
телем основного бака, что приводит к проник-
новению газов из контактора в основной бак.
Типичным решением для предупрежде-
ния этого явления является организация
раздельного «дыхания» контактора с уста-
новкой отдельного воздухоосушителя.
3.3. Замена высоковольтных вводов
При необходимости замены вводов мо-
жет потребоваться разработка специального
проекта реконструкции, в котором учитыва-
ются указанные ниже факторы (рис. 22.17).
1. Выбор ввода по исходным параметрам
(номинальные напряжение и ток, длина
пути утечки внешней изоляции).
2. Определение необходимости переход-
ных фланцев.
3. Размер под установку встроенных транс-
форматоров тока, учет расположения за-
земляемой обкладки ввода.
4. Перепайка контактных шпилек из-за из-
менения длины отводов.
5. Наличие газоотводного патрубка.
6. Изоляционные расстояния по воздуху.
7. Размер экрана нижней части ввода (учет
необходимости снижения напряженнос-
ти поля внутри и снаружи ввода).
8. Длина нижней части ввода (при необхо-
димости, реконструкция изоляции с из-
менением размеров барьера либо его
крепления).
9. Ограничения по плотности тока (при
необходимости увеличение сечения от-
вода).
10. Конструкция токоведущей трубы
(стержня).
11. Уровень изоляции измерительного вы-
вода.
§4
Обновление изоляционной системы
449
Рис. 22.18. Устранение «теп-
лового мешка» в шунтирую-
щем реакторе 400 кВ (по дан-
ным НИЦ ЗТЗ-Сервис).
Рис. 22.17. Контролируемые внешние изоляционные промежутки при замене вводов.
12. Учет емкости измерительной обкладки
при установке системы контроля изоля-
ции.
13. Уплотнение наконечника отвода на го-
ловке ввода.
3.4. Модернизация
системы охлаждения
Выполняемые работы:
1) замена системы охлаждения типа ДЦ и
МД на тип М, что в ряде случаев воз-
можно с использованием современных
радиаторов повышенной теплоотдачи;
2) установка маслонасосов с повышенным
ресурсом подшипников;
3) установка малошумных и долговечных
вентиляторов;
4) замена запорной арматуры;
5) реконструкция маслопроводов с целью ус-
транения «тепловых мешков» (рис. 22.18);
6) замена устаревших шкафов управления
на современные конструкции.
3.5. Усовершенствование
системы контроля и защит
1. Разделение и раздельное заземление
электростатических экранов с выводом
заземляющих отводов наружу бака для
возможности контроля главной изоля-
ции, в том числе измерения ЧР.
2. Разделение нейтрали параллельных час-
тей обмотки и установка высокочувстви-
тельной (так называемой «поперечной»)
дифференциальной защиты.
3. Установка системы защиты от взрыва
и пожара.
4. Установка системы мониторинга.
4. Обновление изоляционной
системы
4.1. Цели и задачи обновления
Главными задачами обновления изоля-
ционной системы являются поддержание,
повышение или восстановление запасов
электрической прочности, а также сниже-
ние скорости старения изоляционных ма-
териалов. Выбору программы обновления
предшествует определение фактического
состояния изоляции. Следует различать ес-
тественное старение изоляции и ухудшение,
связанное с возникновением дефектов.
В последнем случае должны быть приняты
меры по выявлению и устранению дефек-
тов. Соответственно можно определить еле-
450
Методы продления срока службы
Глава 22
дующие цели и задачи восстановления
свойств изоляции:
1. Естественно состаренная изоляционная
система — устранение:
♦ старения масла;
♦ загрязнения поверхности изоляции
продуктами старения масла;
♦ насыщения масла и изоляции возду-
хом;
♦ увлажнения;
♦ загрязнения механическими приме-
сями.
2. Восстановление или улучшение изоля-
ции трансформатора:
♦ имеющего источник выделения горю-
чих газов (например, сильный мест-
ный нагрев масла);
♦ имеющего источник сильного загряз-
нения металлическими частицами или
углеродом (продукты трения подшип-
ников маслонасосов, алюминиевых
экранов, выделение углерода из места
перегрева металлов, из бака контакто-
ра и пр.);
♦ имеющего источник сильного увлаж-
нения (проникновение жидкой воды);
♦ имеющего загрязнение изоляции мас-
ляным шламом.
3. Обновление изоляции с целью значи-
тельного продления срока службы:
♦ дегазация и осушка масла;
♦ фильтрация;
♦ сушка твердой изоляции;
♦ дегазация и перепропитка изоляции
маслом;
♦ регенерация масла;
♦ регенерация изоляции и активной
части;
♦ удаление полихлордифенилов (РСВ).
4.2. Улучшение состояния
трансформатора посредством сушки,
дегазации и фильтрации масла
4.2.1. Дегазация и осушка масла
с помощью вакуумно-дегазационной
установки
Задачами дегазации является удаление
из масла воздуха, растворенных газов и во-
дяных паров. Учитывая, что количество рас-
творенных горючих газов сравнительно ма-
ло, для выбора дегазационной установки
учитывается в основном объемное содержа-
ние воздуха и воды.
Объемная концентрация воды в масле
может быть определена из уравнения
= 0,1244-р-^±/- 1Г(г/т),
где Vw_ содержание воды в % по объему; р —
плотность масла (г/см3); t — температура
масла (°C).
Полагая р = 0,9 г/см3, получим, что ве-
совая концентрация воды 10 г/т при 60 °C
составляет примерно 1,36% об. Параметры
процесса (расход масла, остаточное давле-
ние и температура) должны быть скоорди-
нированы с характеристиками вакуумного
насоса. Быстрота откачки вакуумного насо-
са 5 должна быть достаточной, чтобы уда-
лить при данном избыточном давлении р не-
обходимую сумму паров воды и газов (воз-
духа)
•?= j --O-273 -(Ивоз+0,112- 1Г(г/т)),
где 5 — быстрота откачки (м3/час); D — рас-
ход масла (м3/час); Ро — атмосферное дав-
ление (мм рт. ст.); р — остаточное давление
в дегазаторе (мм рт. ст.); Т — абсолютная
температура масла (К); Ивоз — содержание
воздуха (%); _ содержание влаги (г/т).
Полагая, например, содержание воздуха
в масле 10 %, а подлежащий удалению объем
паров 5 % об, получим, что для возможности
удаления смеси за один цикл при давлении
1 мм рт. ст. и расходе масла 5 м3/час быст-
рота откачки однокамерного вакуумнасоса
должна быть примерно 700 м3/час. Предель-
ная концентрация газа зависит от остаточ-
ного давления и коэффициента раствори-
мости газа в масле к (коэффициента Ост-
вальда). Например, для воздуха, принимая
£=0,11 (11 %) и остаточное давление в де-
газаторе 1 мм рт. ст., предельное достижи-
мое значение газосодержания составит:
Л = р- И % = 111%
пр 760 760
= 0,014%.
Соответственно при извлечении ацети-
лена (к = 120 %) предельное значение соста-
вит при тех же условиях примерно 0,16%.
Некоторое количество газа практически всег-
да остается недоизвлеченным, особенно при
однократной обработке. Остаточное давле-
ние в дегазаторе для достижения заданного
значения газосодержания с учетом заданно-
го значения недоизвлечения m можно опре-
делить из выражения:
~ Ро . Л"1 _ 760 . 0,1 0,05 ~
Рост “ к 1 + т 11 1 + 0,05 “
= 0,33 мм рт. ст.
§4
Обновление изоляционной системы
451
Например, для достижения заданного
содержания газа Лк = 0,1 % за один проход
значение остаточного давления при задан-
ной степени недоизвлечения воздуха т =
= 0,05 составит примерно 0,33 мм рт. ст.
4.2.2. Осушка масла
с помощью бумажных фильтров
Метод осушки масла с помощью бумаж-
ных фильтров (например, через фильтрпресс)
является наиболее старым и наименее эф-
фективным. По мере увлажнения бумаги
возможен эффект увеличения влаги в масле.
Влажная бумага может быть источником за-
грязнения масла частицами целлюлозы.
4.2.3. Осушка масла
с помощью фильтров
из адсорбирующей пластмассы
Технология осушки с помощью филь-
тров из адсорбирующей пластмассы значи-
тельно повысила эффективность обработки.
Фильтрующие элементы адсорбируют и свя-
зывают воду, фильтруют механические при-
меси и не могут быть источником повторно-
го загрязнения масла.
4.2.4. Сушка масла
с помощью цеолитов
Сушка масла с помощью цеолитов поз-
воляет достигать очень низких значений
влажности за один проход масла через уста-
новку. Например, 200 кг цеолита могут эф-
фективно высушить масло, удерживая до
40 кг воды. Влагоемкость цеолитов умень-
шается при повышении температуры (от
18-20% при 20°С до 3-4% при 100°С).
Недостатком является необходимость
регенерации цеолитов при высокой темпе-
ратуре с последующим удалением масла и
продуктов его старения. При этом возможно
ослабление прочности и разрушение гранул.
Процесс осушки должен сопровождать-
ся тщательной фильтрацией.
4.2.5. Фильтрация масла
Целью фильтрации является удаление
примесей.
Тонкость фильтрации в мкм не является
достаточной характеристикой фильтра, пос-
кольку она базируется на гравиметрических
испытаниях, не учитывающих вариацию
размеров частиц. Более точной характери-
стикой является Бэта-параметр, который
определяется при многоразовом пропуска-
нии масла через фильтр и определяет эффек-
тивность очистки примесей данного размера.
Например, фильтр, обозначенный БэтаЗ =
= 500, означает, что он способен при мно-
горазовой фильтрации удалять частицы раз-
мером 3 мкм с эффективностью 99,5%.
Другой характеристикой является сопро-
тивление фильтра. Расчетный расход масла
при фильтрации должен соответствовать
определенному сопротивлению фильтра.
Обычно фильтрация производится при пос-
тоянном расходе масла, так что увеличение
сопротивления и соответствующее повыше-
ние давления характеризуют ресурс фильтра.
Следует учитывать следующие возмож-
ные проблемы при фильтрации масла.
1. Правильный выбор фильтрующих эле-
ментов, что особенно важно при очистке
масла от мелких частиц, например, углерода.
Измерение дисперсии частиц и микроско-
пический анализ инфильтрата позволит оце-
нить эффективность очистки. Очистка мас-
ла от углерода требует применения фильтров
тонкостью фильтрации 0,5—0,3 мкм.
2. Фильтрация малых и легких частиц,
например, частиц сорбента (глины) при
очистке посредством циркуляции масла в
баке может быть малоэффективной, пос-
кольку частицы могут увлекаться конвек-
тивными потоками и не попадать в фильтр.
3. Фильтр (особенно бумажный) может
быть источником примесей; следует учиты-
вать полезный ресурс фильтра до его замены.
4. Важно проверить правильность на-
правления потока, а также соответствие рас-
хода масла сопротивлению фильтра.
В табл. 22.4 показаны результаты очист-
ки масла, сильно загрязненного углеродом
и микроскопическими металлическими час-
тицами.
Микроскопический анализ показал, что
фильтрация значительно снизила уровень
загрязнения. Удалены металлы, сажа, угле-
род и другие частицы размером более 1 мкм.
Мелкие частицы не сохраняются в дисперс-
ном состоянии и могут довольно быстро ук-
рупняться.
4.3. Сушка изоляции
4.3.1. Особенности сушки изоляции
в эксплуатации
Следует подчеркнуть существенное раз-
личие сушки в эксплуатации и на заводе.
При изготовлении обычно проводится сушка
непропитанной изоляции, имеющей сравни-
тельно равномерное распределение влаги
по толщине. В такой изоляции механизм
452
Методы продления срока службы
Глава 22
Таблица 22.4. Результаты очистки масла от углерода фильтрами
из адсорбирующей пластмассы
Фильтрую- щий эле- мент Число частиц в 10 мл размером 2—5 мкм Число частиц в 10 мл размером 5—15 мкм
До фильтрации После фильтрации К До фильтрации После фильтрации К
0,5 мкм 950 235 325 000 2,9 320000 150000 2,1
0,3 мкм 1050 000 200000 5,25 400000 60000 6,7
выделения влаги представляет собой интен-
сивное вязкое течение через макрокапилля-
ры и в некоторой степени диффузию через
микрокапилляры целлюлозы. В пропитан-
ной маслом изоляции влага выделяется толь-
ко медленным диффузионным механизмом.
Распределение влаги по толщине изоляции
резко неравномерное с концентрацией ос-
новной части влаги в поверхностных слоях.
Изоляция трансформатора обычно за-
грязнена частицами и продуктами старения.
Влажная и содержащая кислоты изоляция
подвержена ускоренному старению в про-
цессе сушки. Соответственно, процесс об-
новления должен включать, кроме сушки,
также регенерацию и очистку изоляции.
4.3.1 Л♦ Фазы сушки
Различаются три фазы сушки: нагрев,
сушка при постоянной скорости (постоянной
температуре) и период падающей скорости
(повышающейся температуре материалов).
Нагрев является наиболее ответственной
стадией, при которой выделяется значитель-
ное количество влаги. Следует выделить сле-
дующие опасные последствия неправильно-
го нагрева:
♦ неравномерный прогрев изоляции и воз-
можная недосушка,
♦ конденсация воды на холодных металли-
ческих деталях,
♦ механическое повреждение изоляции
при быстром нагреве вследствие образо-
вания механических напряжений и рез-
кого увеличения давления паров во
внутренних слоях.
4.3.1.2. Параметры сушки
Основными параметрами термовакуум-
ной сушки являются минимальное равно-
весное содержание влаги, температура суш-
ки, остаточное давление, минимальное вре-
мя сушки.
Минимальное равновесное влагосодер-
жание должно быть меньше теоретичес-
кого равновесного влагосодержания за счет
неполного удаления влаги и может быть оп-
ределено из выражения:
=
1 - К •
Например, для того чтобы достичь ко-
нечного влагосодержания WK = 0,5%, пола-
гая исходное влагосодержание Wq = 5 % и
относительное количество недоизвлеченной
воды до равновесия 5% (К = 0,05), значение
равновесного влагосодержания должно быть
Wc * 0,26%.
Равновесное содержание воды в вакууме
заметно больше, чем в воздухе (табл. 22.5),
так что для достижения расчетного мини-
мального влагосодержания 0,26% при тем-
пературе сушки 80—90 °C остаточное давле-
ние в баке должно быть ниже 0,5 мм рт. ст.
Температура сушки должна быть доста-
точна высокой, чтобы достичь заданного
конечного влагосодержания, и достаточно
низкой, чтобы не привести к существенному
сокращению «жизни» целлюлозы за время
сушки. Указанному ограничению соответс-
твует температура в пределах 80—90 °C. От-
носительное снижение степени полимериза-
ции за время сушки может быть оценено из
выражения:
^П(%) = 100-г-Л-СПо,
где t — время сушки, ч; СП0 — степень по-
лимеризации изоляции перед сушкой; ДСП —
Таблица 22.5. Равновесное
влагосодержание электрокартона (%)
Темпе- ратура °C Равно- весная среда Остаточное давление, мм рт. ст.
0,5 1,0 2,0 4,0
70 Воздух Вакуум 0,16 0,34 0,27 0,47 0,45 0,66 0,70 0,88
90 Вакуум 0,16 0,22 0,30 0,36
§4
Обновление изоляционной системы
453
снижение степени полимеризации за время
сушки; к — скорость старения, СП-1 ч-1.
В соответствии с исследованиями СИГРЭ
РГ 15.01 скорость старения изоляции, со-
держащей 3% влаги, составляет 1,47 • 10~6
(СП-1 ч-1) при 110°С и 1,42- 10-7 (СП-1 ч-1)
при 90 °C. Полагая начальное значение СП =
= 1000, получим, что за 100 часов сушки при
температуре 110 °C возможно снижение «жиз-
ни» изоляции на 14,7%, а при температуре
90°C - на 1,42%.
Очевидно, что скорость старения изоля-
ции, содержащей, кроме влаги, кислоты, бу-
дет существенно выше.
Время сушки может быть ориентировоч-
но оценено из расчета диффузионной ста-
дии сушки. Полагая степень недоизвлечения
влаги 5%, приблизительное время сушки
может быть оценено из условия
t = 0,28 • £ (ч),
где d — толщина изоляции (м); D — коэффи-
циент диффузии м2/ч, который при темпера-
туре сушки 80—90 °C может быть приблизи-
тельно принят D = (0,2 — 1,0) • 10-7 м2/ч.
4.3.1.3. Критерии окончания сушки
Об окончании сушки можно судить по
следующим показателям:
♦ достижение расчетной температуры на-
иболее увлажненной изоляции наиболь-
шей толщины;
♦ достижение расчетного остаточного дав-
ления при расчетной температуре;
♦ скорость выделения конденсата при рас-
четных температуре и давлении;
♦ скорость увеличения давления в баке
после отключения вакуумного насоса
при расчетных условиях;
♦ влагосодержание модели (образцов) изо-
ляции;
♦ установившиеся расчетные электричес-
кие характеристики изоляции;
♦ соответствие условиям равновесия;
♦ относительная влажность масла (при ис-
пользовании масла в качестве теплоно-
сителя);
♦ относительная влажность (точка росы)
воздуха (при использовании воздуха в
качестве теплоносителя).
Можно рекомендовать следующие ко-
личественные критерии окончания сушки
трансформатора большой мощности:
♦ выделение водяного конденсата в сутки
0,5 л и менее;
♦ скорость увеличения давления в баке
после отключения вакуумнасоса при
температуре 80—85 °C и остаточном дав-
лении 0,5 мм рт. ст. — 0,5 мм рт. ст. в час,
что соответствует испарению воды менее
15 г в час;
♦ влагосодержание технологического мас-
ла — менее 10 г/т;
♦ содержание влаги в образце элактрокар-
тона — 0,5 %.
4.3.2. Методы нагрева
Наиболее распространенные методы
нагрева приведены в таблице 22.6. При вы-
боре метода следует учитывать рассеяние
тепла снаружи бака. Наложение термоизо-
ляции позволяет значительно уменьшить
потери и снизить мощность нагревателя.
Эффективность термоизоляции может быть
проверена посредством измерения перепа-
да температур на поверхности бака и повер-
хности термоизоляции. Равномерное рас-
пределение температуры позволит избежать
локального образования конденсата при
нагреве.
Выравнивание температуры масла (сни-
жение постоянной времени нагрева) дости-
гается посредством принудительной цирку-
ляции масла. Постоянная времени (т0) зави-
сит от массы масла (т) и расхода (#) и может
быть определена по формуле
При нагреве разбрызгиванием масла ус-
тройства для разбрызгивания следует распо-
лагать с учетом обеспечения равномерного
нагрева изоляции.
При нагреве посредством циркуляции
горячего масла следует учитывать его воз-
можный перегрев в зоне нагревательных
элементов. Анализ растворенных газов слу-
жит средством контроля состояния нагрева-
тельных элементов.
Особого внимания требуют меры по
предупреждению перегрева обмотки при
применении метода нагрева внутренними
потерями (например, прогрев постоянным
током). Следует учитывать погрешность
измерения температуры обмотки, а также
превышения температуры наиболее нагре-
той точки над контролируемой средней
температурой обмотки. Уровень масла дол-
жен быть выше уровня прессующих колец
обмотки.
454
Методы продления срока службы
Глава 22
Таблица 22.6. Методы нагрева трансформатора
Теплоноситель Мстод/применение
Горячий воздух 1. Продувка сухим горячим воздухом (основной этап сушки). Температура на входе около 100°С. Бак должен быть утеплен. Минималь- ный расход воздуха 10 м3 в минуту на 1 м2 поверхности бака. Принимаются специальные меры для предупреждения образования взрыв- ной смеси воздуха и паров масла. Метод рекомендован для сушки трансформаторов средней мощности. 2. Циркуляция сухого горячего воздуха (комбинированный процесс сушки с помо- щью горячего воздуха и вакуума)
Горячее масло 1. Непрерывная циркуляция горячего масла (основной этап сушки или этап ком- бинированного процесса). Бак утепляется. Масло подается из нижней части бака через нафеватель в верхнюю часть бака. Температура масла на выходе нагревателя 80—90 СС. Учитывается возможность перегрева масла в нагревателе и выделение 1аза. 2. Метод горячей ванны (нагрев нижней части магнитопровода). Применяется для нагрева трансформатора в зимнее время с целью обеспечения условий для проведения внутренней инспекции
Разбрызги- вание горя- чего масла Непрерывное разбрызгивание горячего масла под вакуумом (основной процесс сушки). Циклический нагрев методом разбрызгивания под низким вакуумом для сохранения конвективною теплообмена. Учитывается возможность nepeiрева масла и выделения 1аза
Внутренние потери в обмотках, масло 1. Нагрев постоянным током (максимальная температура обмотки 95 °C). Принимаются меры по обеспечению уровня масла выше прессующих' колеи. 2. Нагрев токами низкой частоты от преобразователя частоты. Ток подается в обмоюи ВН при закороченных НН
4.3.3. Методы сушки
1. Циркуляция горячего масла.
Сушка осуществляется путем циркуля-
ции сухою юрячею масла; выделяющаяся
в масло влага удаляется, например, вакуум-
но-дегазационным устройством. Для эффск-
швной сушки рекомендуется температура
масла 85—100°C и расход при циркуляции
примерно 70 м3/ч. Должна учитываться воз-
можность окисления масла в процессе обра-
ботки.
Меюд может быть эффективен при срав-
нительно небольшом увлажнении изоляции.
2. Вакуумная сушка (сушка выморажива-
нием).
Технология эффективна для удаления
поверхностно!о увлажнения изоляции после
прямого контакта с окружающим воздухом.
Для достижения влажности в поверхност-
ных слоях, например, 0,5% осiaiочное дав-
ление в баке при температуре 30°C должно
быть 0,05 мм рт. ст. или ниже. Выморажива-
ние используется для обеспечения устойчи-
вой работы вакуумною насоса и конiроля
выделяемой влаги.
3. Сушка методом термодиффузии.
Технология включает следующие проце-
дуры:
Ф нагрев ак шиной части посредством
циркуляции горячею масла (80—90°C)
с выдержкой при достижении расчет-
ной температуры для нагрева массив-
ных де 1 алей (магнитопровода);
❖ слив масла;
Ф вакуумная обрабо1ка при остаiочном
давлении 1—5 мм рт. ст. с контролем
конденсата.
4. Сушка методом разбрызгивания горячего
мае. ia.
Технология включает следующие проце-
дуры:
Ф слив масла до уровня нижнею ярма
\iai ни юнровода;
Ф разбрыз! ивание масла при тем пера гу-
ре 90—120 °C неносредс! венно на об-
мо1ки и изоляцию при осгаючном
давлении 5—10 мм рт. ст. с расходом
масла 30—50 м3/ч;
Ф отключение циркуляции и продолже-
ние вакуумной обработки при остаточ-
ном давлении 1 мм рт. ст. или ниже.
§4
Обновление изоляционной системы
455
Следует учитывать возможность окисле-
ния масла и загрязнения изоляции продук-
тами старения.
5. Комбинированная сушка периодически-
ми циклами с применением разбрызгивания
масла, сухого воздуха и вакуума (технология
НИЦ ЗТЗ-Сервис).
Процедуры процесса:
♦ слив масла;
♦ установка разбрызгивателей;
♦ предварительная вакуумная подсушка
бака и активной части;
♦ заливка чистым сухим стабильным
маслом, преимущественно с высокой
растворимостью воды и продуктов
старения масла (либо регенерацион-
ным маслом) до уровня выше верхне-
го ярма магнито про вода;
• нагрев методом разбрызгивания масла,
нагретого до 90—95 °C с расходом 50—
60 м3/ч при остаточном давлении 150—
200 мм рт. ст.;
• прекращение циркуляции; обработка
при остаточном давлении 0,5—1,0 мм рт.
ст. с нагревом и очисткой при необхо-
димости донного масла; снижение тем-
пературы на 10—15 °C с обеспечением
средней температуры изоляции SO-
85 °C (в зависимости от начального со-
стояния);
• обработка циклами: нагрев (промывка,
регенерация) — вакуумная сушка до не-
обходимого результата.
6. Комбинированная сушка с помощью нагре-
ва обмотки токами низкой частоты, цир-
куляции масла и вакуумной обработки
(технология фирмы Micafil).
Процедуры процесса:
♦ подача трехфазного тока от низкочас-
тотного конвертора в обмотку ВН при
закороченной обмотке НН;
♦ подогрев обмотки током низкой час-
тоты и параллельно циркуляцией го-
рячего масла через вакуум-дегазаци-
онную установку;
♦ слив масла;
♦ увеличение температуры обмоток до
110—120°С;
♦ вакуумная сушка при одновременном
подогреве обмоток током;
♦ заливка маслом после окончания
процесса сушки.
В течение процесса контролируются
следующие параметры: ток нагрева, темпе-
ратура обмоток ВН и НН, мощность на-
грева, максимальное напряжение, длитель-
ность фаз процесса, вакуум, скорость выде-
ления воды, температура изоляции.
4.4. Регенерация изоляционной
системы
4.4.1. Состояние изоляции и масла,
требующее проведения регенерации
Проведение регенерации требуется при
старении масла, когда возможно образова-
ние нерастворимого осадка, при существен-
ном увеличении содержания кислот, прово-
дящих и полярных продуктов, а также по-
верхностно-активных веществ, изменении
цвета (потемнении) электрокартона и бума-
ги, местном отложении осадка в зонах по-
вышенной напряженности электрического
поля, симптомах существенного увеличения
поверхностной проводимости.
Замена состаренного масла оказывается
недостаточной, поскольку она не позволяет
удалить продукты старения из изоляции и
активной части, вследствие чего интенсифи-
цируется процесс окисления нового масла.
Сушка изоляции только частично удаляет
кислоты вместе с влагой, но не позволяет
эффективно удалить продукты старения. Бо-
лее того, сушка состаренной изоляции уско-
ряет ее деструкцию.
Таким образом, очистка и регенерация
изоляции и всей активной части являются
необходимыми процедурами для продления
срока службы трансформатора.
Применяются два способа регенерации.
1. Применение специальных регенераци-
онных жидкостей.
2. Улучшение растворяющей способности
масла посредством регенерации самого
масла в баке трансформатора либо пос-
редством специальных добавок.
4.4.2. Регенерационные жидкости
В 1990 г. фирма Технол (Австрия) разра-
ботала и совместно с ЗТЗ-Сервис начала
применять специальные жидкости, имею-
щие свойства высокостабильного трансфор-
маторного масла, но обладающие высокой
способностью растворять масляные шламы.
Наибольшее распространение получил Re-
genol. Повышенная растворимость воды в
жидкости (80 г/т при 20 °C и 900 г/т при
90 °C) позволяет лучше удалять влагу из изо-
ляции.
В табл. 22.7 приведены некоторые пока-
затели жидкостей для регенерации.
Эффективная регенерационная жид-
кость, названная ЖЭР, была разработана
в ВИТ.
Исследования показали высокую эф-
фективность ЖЭР при восстановлении
456
Методы продления срока службы
Глава 22
Таблица 22.7. Сравнительные показатели трансформаторного масла и моющих жидкостей
Показатели Масло US 4000 Regenol Victosol
Содержание ароматических углеводородов 6 25 35
Температура вспышки, °C >140 >140 >140
Кинематическая вязкость, сСт при 40 °C 10 8,4 4,5
Плотность, кг/м3 875 880 870
Tg5 при 90 °C <0,1 <0,3 <1,0
Поверхностное натяжение, мН/м >42 >42 41,7
Содержание ингибитора, % 0,33 0,4 0
Таблица 22.8. Улучшение электрических характеристик электрокартона посредством
регенерации с применением регенерационной жидкости ЖЭР
Режим регенерации tgS картона пос- ле регенерации Электрическая прочность, кВ/мм Стойкость к воздействию по- верхностных разрядов мин-сек
20 °C 70 °C До ста- рения С осад- ком После реге- нерации До ста- рения С осад- ком После ре- генерации
Температура- 70 °C. Расход жидкости 120 л/ч 0,48 0,68 42,2 5,6 43,2 11’43” 6'01" 11’37”
Температура- 55 °C. Расход жидкости 600 л/ч 1,36 42,2 5,5 36,4 12’00” 6'21" 9’18”
электрических свойств изоляции: снижение
тангенса угла потерь, восстановление элек-
трической прочности и стойкости картона
к воздействию ЧР (табл. 22.8).
Опыт показал также возможность эффек-
тивного улучшения растворяющих свойств
масла посредством специальных добавок,
в частности жидкости Midel 7131.
4.4.2.1. Технология регенерации
с применением регенерационного масла
Регенерация изоляции обычно выпол-
няется как часть комплексного процесса
сушки, очистки и регенерации с применени-
ем регенерационного масла в качестве теп-
лоносителя и растворителя. Контроль про-
цесса регенерации ведется по изменению
показателей промывочной жидкости вследс-
твие выделения из изоляции продуктов ста-
рения. Контролируются tgS, удельное объ-
емное сопротивление, кислотное число,
число омыления, поверхностное натяжение.
Также контролируется изменение характе-
ристик изоляции.
Дополнительными показателями состо-
яния изоляции перед регенерацией могут
служить характеристики масляного конден-
сата (кислотное число, содержание фурфу-
рола и др.).
Применение регенерационных масел
позволяет предохранить изоляцию от сущес-
твенного старения в процессе термовакуум-
ной обработки, снизить скорость последую-
щего старения изоляции и масла, улучшить
изоляционные свойства изоляции.
В табл. 22.9 показано изменение показа-
телей масла и изоляции вследствие регенера-
ции с применением регенерационного масла.
Вследствие выделения в масле Regenol
продуктов старения его показатели измени-
лись: tg5 от 0,2% до 2%, поверхностное на-
тяжение от 45 до 35 мН/м, число омыления
от 0,03 до 0,23 мг КОН/г.
§4
Обновление изоляционной системы
457
Таблица 22.9. Изменение показателей
масла и изоляции в автотрансформаторе
АОДЦТН-133000/400/220 после
регенерации с применением Regenol
Показатели Перед ремонтом После ремонта
Масло tgS при 90, % 7,2 0,06
Цвет 3-4 0,5
Кислотное чис- ло, мг КОН/г 0,04 0,01
Число омыле- ния, мг КОН/г 0,24 0,07
Влагосодер- жание, г/т 21 9
Маслобарьерная изоляция R60, МОм 56 °C ВН-К 190 1870
ВН-НН 220 2880
НН-К 150 800
tg5, % 56 °C ВН-К 2,5 0,4
ВН-НН 2,12 0,48
НН-К 1,8 0,8
Интенсив- ность ЧР, пКл 1100-5000 20
4.5. Методы поддержания
и восстановления состояния
изоляционной системы
трансформатора без отключения
от сети
4.5.1. Методы обработки
под напряжением
Имеется положительный опыт примене-
ния следующих методов:
1) сушка масла и сушка изоляции посредс-
твом сушки масла;
2) дегазация масла;
3) очистка масла и поверхности изоляции
посредством фильтрации масла;
4) регенерация масла и изоляции [17].
Различаются активные и пассивные ме-
тоды обработки.
Активные методы предусматривают при-
нудительную циркуляцию масла через отде-
льную фильтрующую или вакуум-дегаза-
ционную установку.
Пассивные методы предусматривают сис-
тему фильтров, подключаемых непосредс-
твенно к баку или охладителям трансфор-
матора. Циркуляция масла происходит под
действием внутренних источников энергии
(термодиффузия, поток масла при форсиро-
ванном охлаждении).
Эффективность температурного режима
обработки зависит от выбранного физичес-
кого принципа обработки. Методы, осно-
ванные на диффузионных процессах (реге-
нерация изоляции, регенерация масла пос-
редством контакта с сорбентом, сушка
целлюлозы, дегазация и осушка масла в де-
газационной установке) более эффективны
при повышенной температуре. Методы, ос-
нованные на процессах абсорбции, напри-
мер, сушка масла через бумажные фильтры
или сорбент, более эффективны при низкой
температуре.
4.5.1.1. Параметры процесса обработки
Для контроля процесса улучшения со-
стояния трансформатора при циркуляции
масла через установку необходимо учиты-
вать следующие параметры: отношение ко-
нечной и начальной концентраций приме-
сей, постоянную времени обработки, коэф-
фициент эффективности очистки, равный
отношению концентраций удаляемых при-
месей на выходе и входе установки.
Последний является наиболее важной
характеристикой процесса.
Например, если установка с расходом
масла 2 м3/ч позволяет уменьшить концен-
трацию влаги в масле от 50 г/т до 10 г/т (ко-
эффициент очистки 0,2), то для осушки мас-
ла в баке с объемом масла 20 м3 потребуется
20 ч. Если же за один проход удаляется толь-
ко 50% воды (коэффициент очистки 0,5),
для обработки потребуется 32 ч.
4.5.1.2. Требования безопасности
при обработке масла под напряжением
При обработке масла под напряжением
необходимо:
♦ исключить риск проникновения в бак
воздуха, воды и примесей;
♦ не допустить образование статических
разрядов при циркуляции масла;
458
Методы продления срока службы
Глава 22
♦ исключить или свести к минимуму риск
снижения уровня масла;
Ф предусмотреть вероятность перегрева
масла и трансформатора в процессе об-
работки;
Ф принять специальные меры при обра-
ботке трансформатора, имеющего симп-
томы дефектного состояния.
4.5.2. Установки и устройства
для восстановления состояния
изоляционной системы
под напряжением
4.5.2.1. Абсорбционные
и термосифонные фильтры
Сорбционные фильтры, заполненные
силикагелем и подключенные к баку или
охладителям трансформатора таким обра-
зом, чтобы была обеспечена циркуляция
масла, являются традиционным пассивным
устройством для удаления продуктов старе-
ния масла. В качестве сорбента обычно
применяется крупнопористый силикагель
марки КСК с размерами гранул 3—5 мм.
Силикагель предварительно сушится до до-
стижения остаточной влажности 0,5% при
температуре 150—200 °C. Сушка при темпе-
ратуре свыше 200 °C может приводить к сни-
жению абсорбционной способности сор-
бента. Заполнение фильтра маслом осу-
ществляется под вакуумом для удаления
остаточного воздуха из сорбента, который
может приводить при температурном рас-
ширении к разрушению зерен. Силикагель
резко снижает способность абсорбировать
воду при повышении температуры, и не
предназначен для осушки масла. При недо-
сушке силикагеля последний может отда-
вать влагу в масло.
Процесс регенерации происходи г при-
мерно в течение 2—3 месяцев.
4.5.2.2. Установка для регенерации
изоляции и масла Fluidex
Установка для регенерации изоляции
и масла Fluidex предназначена для термова-
куумной обработки и регенерации масла
с использованием сорбентов многоразовой
регенерации, осуществляемой непосредст-
венно в установке, что по существу пред-
ставляет собой практически безотходную
технологию.
Установка используется для регенера-
ции масла, а также для регенерации изоля-
ции посредством десорбции продуктов ста-
рения в масло.
4.5.2.3. Установка для очистки
и сушки трансформатора TDS 5 АВ
(фирмы Velcon, США)
Установка для очистки и сушки транс-
форматора TDS 5 АВ (фирмы Velcon, США)
специально разработана для возможности
работы под напряжением. Позволяет вос-
станавливать и поддерживать электричес-
кую прочность масла посредством эффек-
тивного удаления механических примесей
и влаги.
В корпусе фильтра установлены четыре
фильтрующих элемента SD-1107 Superdr,
через которые масло прокачивается со ско-
ростью 19 литров в минуту. Фильтрующая
система удаляет растворенную воду из масла
до уровня менее 10 ppm и частицы механи-
ческих примесей номинальных размеров
1 мкм.
Технологический процесс сушки рабо-
тающего трансформатора системой TDS5AB
разработан для обеспечения безопасной ра-
боты в течение 24 часов в сутки, что исклю-
чает необходимость в непрерывном контро-
ле за работой установки. Всасывающая ли-
ния подсоединена к донному заливочному
крану трансформатора. Масло возвращает-
ся из установки в трансформатор через вен-
тиль в верхней части бака. При помощи од-
ного комплекта фильтрующих элементов
можно удалить из масла минимум 5 литров
растворенной воды. Периодический конт-
роль влажности масла на входе и на выходе
из системы дает возможность определения
количества удаленной воды и момента, ког-
да фильтрующие элементы должны быть за-
менены.
4.5.2.4. Установка для сушки масла
и изоляции типа Dry-Keep
(фирмы Rotek, Южная Африка)
Установка для сушки масла и изоляции
тина Dry-Keep (фирмы Rotek, Южная Аф-
рика) предназначена для сушки масла и изо-
ляции под напряжением. Масло прокачива-
ется через фильтры, заполненные цеолитом.
Сушка продолжается 2—3 месяца.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 22
1. Лоханин А. К., Соколов В. В. Обеспе-
чение работоспособности маслонаполнен-
ного высоковольтного оборудования после
расчетного срока службы. Электра, 2002, № 1.
2. Pettersson L. Estimation of the Re-
maining Life of Power Transformers and Their
Insulation. (Electra N 133, De 1990. P. 65—71.)
П22.1
Опенка фактического ресурса изоляции
459
3. Sokolov V., Bassetto А., Мак J., Han-
sen D. Transformer Risk Assessment Conside-
ration. Proceedings of Euro Tech Con confe-
rence 2002, Birmingham, UK
4. Sokolov V. How to extend the life of
power transformer. Proceedings of the Tech
Con NA , San Antonio, USA, January 2004.
5. Lungaard L. et. al. Ageing of oil-im-
pregnated paper in Power Transformers Pro-
ceedings of IEEE PWRD.
6. De Pablo A., Pahlavanpour B. Furanic
compound analysis:a Tool for predictive mai-
ntenance of Oil-filled Electrical Equipment,
Electra 8-32, 175, 1997.
7. Chendong I. Monitoring Paper Insu-
lation Ageing by Measuring Furfural Contents in
Oil. Seventh International Symposium on High
Voltage Engineering, Dresden, August 1991.
P.139-142.
8. Pahlavanpour B., Martins M. A. and De
Pablo A. Experimental Investigation in to the
Thermal Ageing of Kraft Paper and Mineral
Insulating Oil , CIGRE WG 15.01.
9. Kawamura T. et al. Improvement in
maintenance and inspection and pursuit of eco-
nomical effectiveness of transformers in Japan,
Cigre, 12-07, 2202.
10. Guide on Economics of Transformers
Life Management. Cigre WG 12.20.
11. Sokolov V., Bassetto A., Mak J.,
Hansen D. Transformer Risk Assessment
Concideration. Proceedings of Euro Tech Con
conference 2002, Birmingham, UK.
12. Pettersson L., Fantana N. L., Son-
dermann U. Life Assessment: Ranking of Power
Transformers Using Condition Based Evalu-
ation. A New Approach. (CIGRE Paper 12—
204, 1998.)
13. Lizunov S. D. et al. Experience of Fault
Detecting, Repairing and Testing of EHV
Transformers and Shunt Reactors. CIGRE, 12-
201, Paris, 1994.
14. Sokolov V. V. Experience with the Refu-
rbishment and Life Extension of Large Power
Transformers, Minutes of the Sixty-First Annual
International Conference of Doble Clients,
1994, Sec. 6—4.
15. Sokolov V., Shkrum V. Experience with
Life Assessment and Refurbishment of 400 kV
Shunt Reactors proceedings of the Sixty-
Fourth Annual International Conference of
Doble Clients, 1997, Sec 8—7.
16. Сборник директивных материалов по
эксплуатации энергосистем. Союзтехэнерго,
М., 1978 г.
17. Сборник директивных материалов по
эксплуатации энергосистем (электротехни-
ческая часть). Москва Энергоатомиздат, 1985.
18. Mendes J. С., Marcondes R. A., West-
berg J. On Site Repair of HV Power Trans-
formers СИГРЭ 12-114, 2002.
19. Lungaard L. E., Hansen W., Linhjell D.,
Painter T. J. Aging of Oil-Impregnated Paper in
Power Transformers, IEEE transaction Power
Delivery, Sec. 230-239, № 1, 2004.
Приложение 22.1.
Оценка фактического
ресурса изоляции
(примечание редакторов)
Старение изотции. Уменьшение про-
чности бумаги на разрыв вдвое против ее ис-
ходного состояния следует считать опасным
для изоляции трансформатора. При этом
степень полимеризации (СП) бумаги сни-
жается до значения приблизительно равно-
го 400.
При значении СП около 200—250 бумага
становится хрупкой и непригодной для ис-
пытания на разрыв.
Использование витковой изоляции, со-
стоящей из бумаги со СП меньше 400, может
привести к снижению надежности. При то-
ках КЗ и даже при токах включения могут
возникать небольшие смещения витков от-
носительно друг друга, и, как следствие это-
го, могут появляться трещины в слоях вит-
ковой изоляции. Это становится все более
вероятным по мере снижения СП и прибли-
жения ее значения к 200—250. Поэтому не
следует оставлять в работе (либо поставить
на особый контроль) трансформаторы, име-
ющие СП изоляции менее 400.
Влияние защиты от окружающего воздуха
и режимов работы. Опыт эксплуатации транс-
форматоров со свободным дыханием через
силикагелевый воздухоосушитель свидетель-
ствует о том, что в этом случае, как правило,
обеспечивается удовлетворительная защита
от увлажнения для трансформаторов класса
напряжения до 110 кВ. Если трансформа-
тор с такой защитой работает при постоян-
ной нагрузке, доступ воздуха и влаги в мас-
ло и к твердой изоляции уменьшается, и
можно ожидать более длительного срока
службы изоляции (даже при нагрузке, близ-
кой к номинальной).
Данные, приведенные в [1], свидетель-
ствуют, что генераторные трансформаторы
напряжением 110 кВ (с дыханием через
силикагелевый воздухоосушитель) и транс-
форматоры более высоких классов напряже-
ния (с пленочной защитой) имеют годовую
повреждаемость вследствие внутренних КЗ
менее 0,5% в течение 25 лет. После 25 лет
г
460
Методы продления срока службы
Глава 22
она возросла до 0,75 %, и после 35 лет
до 2,5%.
Возможность оценки степени старения
твердой изоляции в эксплуатации. В главе рас-
смотрены способы оценки старения твердой
изоляции в эксплуатации. При наличии ре-
зультатов заводских испытаний на нагрев,
а тем более данных превышения температу-
ры наиболее нагретой точки, определение
СП образцов изоляции, находящихся в вер-
хнем масле, и пересчет на температуру на-
иболее нагретой точки могут дать более до-
стоверное значение СП изоляции в районе
наиболее нагретой точки.
Вместе с тем, следует отметить, что, не-
смотря на наличие определенных соотноше-
ний между СП и фурановыми составляю-
щими, полученными на образцах изоляции,
не представляется возможным точно оце-
нить величину СП на основе измерения фу-
рановых компонентов на реальном транс-
форматоре, т. к. образование и разложение
фуранов зависит от многих факторов, та-
ких как конструкция трансформатора, тип
твердой изоляции, тип и состояние масла,
условия работы, а также взаимодействия
фурановых компонент с маслом и др. [2].
В связи с новыми возможностями вы-
числительной техники наряду с наиболее
распространенными методами оценки со-
стояния старения, как измерение степени
полимеризации и фурановых производных,
стали применяться такие методы оценки,
как измерения распределения молекулярного
веса с помощью тонкослойной (проникаю-
щей) хроматографии, методы спектроскопии
(рентгеноскопия, ультрафиолетовая, инфра-
красная и вблизи инфракрасного спектра) и
поляризационные методы (метод восстанав-
ливающегося напряжения и метод измере-
ния tgS изоляции при различных частотах —
параметры, зависящие от состояния изоля-
ции и не зависящие от ее геометрии [3].
Однако ни один из существующих ме-
тодов оценки состояния старения транс-
форматора не может дать достаточно до-
стоверных (точных) сведений. Оценка оста-
точного ресурса трансформатора возможна
лишь на базе анализа результатов ряда
диагностических методов, учета характе-
ристик масла и особенностей конструкции
трансформатора. Работы в этом направле-
нии активно проводятся различными ис-
следователям!.. Краткий обзор современ-
ных методов оценки старения изоляции
дан в [3].
Экономическая оценка проведения об-
новления (ремонта) может быть произведе-
на сопоставлением стоимости обновления
и стоимости нового трансформатора с уче-
том таких основных факторов, как капита-
лизация потерь за время, на которое может
быть продлена эксплуатация трансформато-
ра. Следует также учесть остаточную стои-
мость нового трансформатора после предпо-
лагаемого срока продления службы.
ЛИТЕРАТУРА К ПРИЛОЖЕНИЮ 22Л
1. Ванин Б. В., Львов Ю. Н. и др. Воп-
росы повышения надежности блочных
трансформаторов. Электрические станции
№ 7, 2003.
2. Lutke Н., Hohlein J., Kaehler A. J.
Transformer ageing research on furanic com-
pounds in insulation oil. CJGRE, 2002, rep.
15-302.
3. Saha. Review of modern diagnostic tech-
niques for assessing condition in aged trans-
formers. IEEE Transactions on Dielectrics and
Electrical Insulation. Vol. 10, № 5, P. 903—917,
2003.
§ 1
Введение
461
Глава двадцать третья
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ
МАСЛОНАПОЛНЕННЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ.
СУХИЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ
1. Введение
Распределительные трансформаторы
предназначены для работы в электрических
сетях, осуществляющих непосредственное
снабжение потребителей электрической
энергией.
Мощности маслонаполненных распре-
делительных трансформаторов (РТ) нахо-
дятся в диапазоне до 2500 кВ • А; напряже-
ние стороны ВН — до 33 (35) кВ.
Общие технические требования к масло-
наполненным трансформаторам [1] распро-
страняются и на распределительные транс-
форматоры.
РТ могут устанавливаться на распреде-
лительных подстанциях, в специальных по-
мещениях, непосредственно примыкающих
к производственным цехам промышленных
предприятий, в открытых установках. Ими
осуществляется электроснабжение:
♦ промышленных предприятий и устано-
вок,
♦ жилых зданий и помещений,
♦ сельскохозяйственных предприятий, и т.п.
Напряжение электрических сетей цехов
предприятий и жилых помещений (сторона
НН РТ) может быть 380 В, 220 В, 127 В.
В помещениях с повышенной опасностью,
например, во взрывоопасных, сырых и т. д.,
должно применяться напряжение 36 В, 24 В,
12 В.
Требования к нагрузочной способно-
сти маслонаполненных распределительных
трансформаторов несколько отличаются от
требований к силовым трансформаторам
большей мощности и напряжения [2].
К РТ также можно отнести сухие транс-
форматоры в тех же пределах мощности и
напряжения [3—5]. Разнообразие исполне-
ний РТ определяется различными условия-
ми их эксплуатации.
Системы охлаждения трансформаторов
определяются требованиями ГОСТ 11677—
85 [1]. Обозначение системы охлаждения
маслонаполненных и сухих РТ обычно вхо-
дит в условное обозначение их типа.
Системы охлаждения маслонаполнен-
ных распределительных трансформаторов:
♦ М — естественное масляное охлажде-
ние;
♦ МГ — естественное масляное в герме-
тичном исполнении (гофриро-
ванный бак);
♦ Н — естественное охлаждение него-
рючим жидким диэлектриком.
Системы охлаждения сухих распредели-
тельных трансформаторов:
♦ С — естественное воздушное охлажде-
ние при открытом исполнении;
♦ СЗ — естественное воздушное при за-
крытом исполнении;
♦ СГ — естественное воздушное при гер-
метичном исполнении;
♦ СД — воздушное с принудительной
циркуляцией воздуха;
♦ С ГЛ — естественное воздушное с обмот-
ками, залитыми в эпоксидные
смолы, открытого исполнения;
♦ СГЛЗ— то же, защищенного исполнения.
Наибольшее применение находят мас-
лонаполненные распределительные транс-
форматоры мощностью 630—1000 кВ • А.
2. Маслонаполненные
распределительные трансформаторы
По виду защиты масла от воздействий
окружающей среды масляные трансформа-
торы могут выполняться:
♦ с дыханием через устройства, заполнен-
ные силикагелем (ТМ);
♦ герметичные с гофрированным баком
(ТМГ).
Трансформаторы серий ТМ и ТМГ
предназначены для работы на открытых
площадках, под навесом, в закрытых провет-
риваемых помещениях и в условиях повы-
шенной влажности.
Маслонаполненные трансформаторы
негерметичные (серии ТМ)
Обычное исполнение — трехфазный
трансформатор с магнитной системой стерж-
невого типа. Активная часть, состоящая из
магнитопровода с обмотками, жестко соеди-
нена с крышкой бака. Изоляция обмоток —
бумага, электрокартон, масло.
На активной части крепится переклю-
чатель ответвлений обмотки ВН с диапазо-
ном регулирования ±2 х 2,5%. Привод пе-
реключателя выведен на крышку бака. На
крышке располагаются вводы и расшири-
462
Распределительные маслонаполненные трансформаторы
Глава 23
Рис. 23.1. Трансформаторы мощностью 630 кВ-А и напряжением 10 кВ (тип ТМ-630/10).
WlesW
Рис. 23.2. Масляный герметичный трансфор-
матор мощностью 630 кВ - А и напряжением
10 кВ (тип ТМГ-630/10).
I cub с воздухоосушителем. Радиаторы сис-
темы охлаждения размещаются на стенках
бака.
Маслонаполненные герметичные РТ (серии ТМГ)
Герметичные трансформаторы серин
ТМГ имеют гофрированные баки, полностью
исключающие контакт трансформаторного
масла с окружающей средой. Трансформа-
торы заливаются маслом полностью; расши-
ритель у герметичных РТ отсутствует, пос-
кольку температурные изменения объема
масла компенсируются упругой деформаци-
ей юфрированных стенок бака. Перед зал ив-
кой трансформаторное масло дегазируется.
В течение всего срока службы трансформа-
тора масло практически не меняет своих
свойс1в; производить отбор пробы масла для
последующего анализа не требуется. Для
подтверждения ресурса работы в течение
25 лет юфрированные баки трансформато-
ров ТМГ подвергаются механическим испы-
таниям на износостойкость (10 000 циклов
воздействия максимального и минимально-
го давлений).
Заливка масла в бак трансформатора под
глубоким вакуумом обеспечивает повышен-
ную электрическую прочность изоляции об-
моток. Полнота заполнения маслом бака
контролируется поплавковым указателем на
крышке бака. Регулирование напряжения
сюроны ВН РТ С1упенями ±2x2,5% осу-
ществляется переключающим устройством,
расположенным внутри бака.
§3
Особенности маслонаполненных распределительных трансформаторов
463
Ввиду отсутствия непосредственного со-
прикосновения масла с кислородом воздуха,
старение изоляции в герметичных транс-
форматорах существенно замедлено.
На рис. 23.1 представлен общий вид рас-
пределительных масляных трансформаторов
типа ТМ, а на рис. 23.2 — трансформаторов
герметичных типа ТМГ.
3. Конструктивно-технологические
особенности маслонаполненных
распределительных
трансформаторов
Магнитопровод и обмотки
Магнитопровод маслонаполненных РТ
имеет стержневую конструкцию. Для сни-
жения потерь холостого хода используется
косой стык пластин в месте соединения
стержней и ярем. Применение ступенчатою
расположения стыков пластин (так называ-
емое соединение «степ-лэп») в стержнях и
ярмах может дополнительно снизить потери
холостого хода.
Обмотки ВН и НН на стержне магнито-
провода могут быть расположены концент-
рически или чередующимися в осевом на-
правлении. Обмотки выполняются из мед-
ного или алюминиевою изолированною
провода. Отводы выпо. няют собственным
проводом или медными шинами.
Основными изоляционными материала-
ми являются кабельная бумага, электрокар-
тон, бумажно-бакелитовые цилиндры и труб-
ки, гетинакс.
Переключающие устройства
Переключающее устройство устанавли-
вают внутри трансформатора с выводом при-
вода на крышку или боковую стенку бака.
Качеству сборки переключающего устройс-
тва, подключения к нему регулировочных от-
ветвлений, состоянию контактов придается
особо важное значение, поскольку от них за-
висит надежность работы трансформатора;
ослабление контакта ведет к его перегреву
и часто к выходу трансформатора из строя.
Регулирование напряжения в распреде-
лительных трансформаторах 6—10 кВ осу-
ществляется (после отключения от сети
трансформатора) устройствами ПБВ, кото-
рые обеспечивают изменение числа вклю-
ченных витков обмотки ВН трансформато-
ра. Диапазон регулирования — [/ном ± 2 х
х 2,5%. Переключатель ответвлений обмот-
ки ВН — реечного типа.
Баки
Для улучшения охлаждения трансфор-
маторов типа ТМ на стенках баков устанав-
ливаются радиаторы; на крышке бака разме-
щены расширитель с маслоуказателем, гиль-
за термометра для измерения температуры
верхних слоев масла, съемные вводы обмоток
ВН и НН, рукоятка переключателя, воздухо-
осушитель. В нижней части бака со стороны
НН размещены: пробка для взятия пробы
масла, пробка или кран для слива масла, болт
для заземления. В дне бака у трансформато-
ров, начиная с мощности 100 кВ • А, имеется
пробка шт я удаления остатков масла.
К дну бака приварены пластины (швелле-
ры), в которых предусмотрены отверстия или
вырезы для крепления трансформаторов к
фундаменту. В трансформаторах мощностью
100 кВ • А и выше на швеллерах предусмотрена
установка гладких катков для продольного и
поперечного перемещения на месте монтажа.
В трансформаторах серии ТМГ исполь-
зуются герметичные сварные баки из гофро-
листа прямоугольной формы, конструкция
которых обеспечивает компенсацию темпе-
ратурных изменений объема масла и его ох-
лаждение.
4. Распределительные
трансформаторы,
заполненные негорючей
или малогорючей жидкостью
Во многих случаях потребитель предъяв-
ляет жесткие требования к пожаробезопас-
ности распределительных трансформаторов.
В 50—60-ые годы широкое применение
имели трансформаторы, заполненные мало-
горючей жидкостью совтол (зарубежный
аналог — аскарел.) Эти жидкости в своей ос-
нове имели трихлордифенилы — соединения
токсичные и практически не разлагающиеся
в природе. Утилизация совтола связана с тех-
нологическими трудностями и обходится от-
носительнодорого. В 70-х годах применение
этих жидкостей было прекращено.
В настоящее время взамен совтола и ас-
карела применяются жидкости на основе
кремнийорганических или полиэфирных
соединений (подробнее об этом см. в гл. 20).
5. Сухие трансформаторы
Сухие распределительные трансформато-
ры изготавливаются в открытом исполнении
либо защищенные металлическим кожухом,
либо открытого исполнения с обмотками,
464
Распределительные маслонаполненные трансформаторы
Глава 23
залитыми эпоксидными компаундами. Су-
ществует большое разнообразие конструк-
ций сухих трансформаторов с разными ти-
пами изоляции.
Достоинством сухих трансформаторов,
по сравнению с масляными, является про-
стота их конструкции и существенно мень-
шая пожароопасность. Недостатком сухих
трансформаторов с некоторыми видами изо-
ляции является возможность их увлажне-
ния. Поэтому сухие трансформаторы уста-
навливаются, как правило, в помещениях.
Недостатком сухих трансформаторов являет-
ся также возможность загрязнения в процес-
се эксплуатации как обмоток, так и транс-
форматора в целом, а особенно в запылен-
ных помещениях. В связи с малой тепловой
постоянной времени перегрузочная способ-
ность сухих трансформаторов существенно
меньше, чем масляных.
5.1. Системы изоляции
распределительных сухих
трансформаторов
Наиболее распространенными являются
сухие трансформаторы со следующими ти-
пами изоляции:
Сухие трансформаторы с применением раз-
личных изоляционных материалов класса на-
гревостойкости не ниже «F» (155 °C)
В трансформаторах с таким типом изоля-
ции могут использоваться различные стекло-
ткани, пленочные и композиционные мате-
риалы типов ЛСК-ТТ, РЭТСАР, ЛЭТСАР,
стеклопластики типов СТЭФ, СТЭФ-НТ,
СТ-ЭТФ.
Я
Наиболее распространены сухие транс-
форматоры с изоляцией класса нагревостой-
кости 155 °C (рис. 23.3).
Для защиты от увлажнения обмотки та-
ких трансформаторов могут пропитываться
специальными лаками.
В целях безопасности активная часть
трансформатора обычно заключена в тон-
костенный металлический кожух, имеющий
отверстия для входа и выхода охлаждающего
воздуха.
Из-за меньшей интенсивности охлажде-
ния воздухом, до сравнению с маслом, сухие
трансформаторы имеют несколько большие
размеры, чем масляные трансформаторы
той же мощности и напряжения.
В особых случаях повышенной влажности
и ограничения размеров может применяться
более нагревостойкая и влагостойкая изоля-
ция с дополнительным покрытием (пропит-
кой) обмоток специальными лаками, напри-
мер, кремнийорганическими (рис. 23.4).
Сухие трансформаторы с обмотками ВН, за-
литыми эпоксидными смолами (рис. 23.5)
Обмотки ВН таких трансформаторов
выполняются из алюминиевой фольги и за-
ливаются компаундом в вакууме.
Благодаря такой конструкции трансфор-
маторы имеют высокую механическую про-
чность при токах короткого замыкания и,
в отличие от обычных сухих трансформато-
ров, их обмотки не подвержены увлажнению
и загрязнению. При изготовлении таких
трансформаторов, а также при утилизации
отходов производства требуются определен-
ные меры по защите персонала от воздейс-
твия компонентов смол.
Рис. 23.3. Активная часть (без защит-
ного кожуха) трансформатора с изо-
ляцией класса 155 °C с алюминиевы-
ми обмотками мощностью 160 кВ • А,
напряжением 15 кВ (тип ТСА-160/15).
§6
Применение арамидной изоляции в распределительных трансформаторах
465
Известны случаи растрескивания литой
изоляции таких трансформаторов при высо-
ких температурах, связанных с перегрузка-
ми, а также при отрицательной окружающей
температуре ниже —20 °C.
От этого недостатка свободны транс-
форматоры, в которых изоляция состоит из
стекловолокна или стеклоленты, пропитан-
ной той же смолой.
Недостатком трансформаторов с литой
изоляцией является их меньшая перегрузоч-
ная способность по сравнению с масляными
трансформаторам и.
Сухие трансформаторы с изоляцией «Резиблок»
Главная и слоевая изоляция обмотки
ВН трансформаторов «Резиблок» состоит из
стеклянного волокна (ровинг), насыщенно-
го эпоксидным компаундом без добавки на-
полнителя. Все материалы экологичны, не
выделяют токсичных газов при высокой
температуре. Для более интенсивного ох-
лаждения обмоток при их изготовлении в
изоляции выполняются осевые каналы. Оп-
ределенное количество слоев ровинга, со-
стоящего из нескольких тысяч стеклянных
волокон диаметром 3—6 микрон, насы-
щенного компаундом, навивается по ради-
альному и диагональному направлениям.
Большое натяжение при намотке ровинга
позволяет получить обмотку с однородной
структурой без мельчайших пустот или воз-
душных включений, что повышает электри-
ческую прочность изоляции.
Трансформаторы с изоляцией Резиблок
имеют высокую электрическую прочность,
пожаробезопасность, высокую экологи-
чность, могут эксплуатироваться в особо
сложных условиях: морских, тропических,
полярных, в химической, горной или метал-
лургической промышленности.
Рис. 23.4. Активная часть сухого сейсмоустой-
чивого трансформатора с изоляцией класса
180 °C мощностью 1000 кВ • А, напряжением
10 кВ (тип ТСЗКУ-1000/10).
6. Применение арамидной
изоляции в распределительных
трансформаторах
Арамидная изоляция выполняется на ос-
нове синтетических материалов (ароматичес-
ких полиамид-арамидов). Арамидные матери-
алы обладают высокой электрической и меха-
нической прочностью, хорошей стойкостью
Рис. 23.5. Трансформатор мощ-
ностью 1000 кВ • А, напряже-
нием 10 кВ с литой изоляцией
(тип ТСЗЛ-1000/10).
466
Распределительные маслонаполненные трансформаторы
Глава 23
к химическим продуктам, повышенной на-
тре востой костью, не воспламеняются и не
поддерживают горение, имеют низкую гиг-
роскопичность. Имея рабочую температуру
220—240°C, сухие трансформаторы с арамид-
ной изоляцией переносят кратковременные
перегрузки при температуре свыше 300 °C,
экологически чисты, почти не меняют харак-
теристик при увеличении влажности окружа-
ющей среды, что важно для поддержания вы-
сокой электрической прочности изоляции.
Арамидная изоляция может применять-
ся для изоляции обмоток как в сухих, так
и в масляных трансформаторах. Повыше-
ние в этом случае рабочей температуры об-
мотки позволяет повысить мощность сухих
трансформаторов при тех же размерах.
В маслонаполненных трансформаторах
применение провода с эмалевой изоляцией
для обмоток НН и арамидной для обмоток
ВН также позволяет повысить рабочую темпе-
ратуру обмоток и, следовательно, уменьшить
размеры трансформатора или несколько уве-
личить его мощность при неизменных разме-
рах. Ограничением будет являться допустимая
температура верхнего масла. При этом срок
службы трансформатора будет существенно
увеличен. Подробнее о применении арамид-
ной изоляции смотри главу 30, раздел 4.
7. Нагрузочная способность
сухих трансформаторов
Срок службы сухого трансформатора за-
висит от термического износа его изоляции.
Вместе с тем, скорость износа изоляции мо-
жет быть разной даже у однотипных транс-
форматоров из-за различных эксплуатаци-
онных факторов, таких, как периодически
изменяющаяся нагрузка или сезонные изме-
нения температуры наружного охлаждающе-
го воздуха. Существует большое количество
различных систем изоляции и конструктив-
ных исполнений трансформаторов, что так-
же влияет на скорость термического износа
их изоляции и срок службы.
Требования к режимам нагрузки су-
хих трансформаторов с естественным воз-
душным охлаждением, обеспечивающие их
оптимальный срок службы, определены
в Публикации МЭК 60905 [4, 5]. (Вопросы
нагрузочной способности масляных транс-
форматоров рассмотрены в главе 2.)
Допустимым пределом термического из-
носа изоляции считается такой износ, кото-
рый имеет место при номинальных условиях
эксплуатации трансформаторов и базовой
температуре наружного охлаждающего воз-
духа. Рекомендации по режимам нагрузок
трансформаторов при изменяющихся во вре-
мени токах и температурах окружающего воз-
духа определяют способ их работы без превы-
шения допустимого предела износа изоляции.
Таким образом, при разработке реко-
мендаций по нагрузке трансформатора ис-
ходным является «нормальный» срок его
службы при номинальном токе нагрузки
и номинальной температуре «наиболее на-
гретой точки» (ННТ) изоляции обмотки.
Ввиду большого разнообразия систем
изоляции сухих трансформаторов, стандарт
МЭК [4] содержит только общие рекомен-
дации по нагрузочной способности. Для
случая определенной системы с известными
результатами испытаний прототипов дается
алгоритм расчетов.
Для более общего случая даются кривые
допустимых нагрузок при установленных
значениях температуры наиболее нагретой
точки изоляции.
При расчетах режимов нагрузки исполь-
зуются следующие параметры:
♦ допустимые пределы температуры для
различных систем изоляции (согласно
табл. 23.1);
♦ упрощенный суточный график нагрузок.
Предполагается, что температура охлаж-
дающего воздуха никогда не должна превы-
шать 40 °C. При этом средняя температура
в течение суток никогда не должна превы-
шать 30 °C, и средняя температура в течение
года не должна превышать 20 °C.
Таблица 23.1. Допустимые пределы температуры
Температура изоля- ционной системы (по Публикации МЭК 60726), °C Температура наиболее нагретой точки обмотки, °C Допустимые пределы превышения средней температуры обмотки при номинальном токе (по Пуб- ликации МЭК 60726), А()^г, К
Номинальная, 0с Максимально допустимая, 0сс
105 (А) 95 140 60
120 (Е) НО 155 75
130 (В) 120 165 80
155 (F) 145 190 100
180 (Н) 175 220 125
220 (С) 210 250 150
§7
Нагрузочная способность сухих трансформаторов
467
На рис. 23.6 представлен пример упро-
шенного суточного графика нагрузки, со-
стоящего из двух режимов К\ и К2 (К— крат-
ность токов нагрузки по отношению к но-
минал ьному).
В стандарте МЭК 60905 (1987 г.) даются
два метода расчета:
а) для случая, когда нагрузка такова, что за
сутки происходит старение изоляции
большее, чем оно может быть при нор-
мальном сроке службы;
б) для случая, когда нагрузка такова, что
суточное старение изоляции остается
«нормальным», обеспечивающим уста-
новлен ный срок службы.
Для случая а) в стандарте дается алю-
ригм потерь срока службы, превышающих
«нормальные». Для случая б) приведены гра-
фики максимально допустимой нагрузки,
при ко юрой hoi еря срока службы за сутки
нс превышает «нормальной».
При расчетах принимается, что окружа-
ющая TCMiiepaixpa ociacica неизменной в
течение суток.
Расисты по заданному алгоритму (случай «а»)
Moiyi быIь рассчиыны: суточное сокра-
щение срока службы при шпрузке /у, продол
жит ел вносило tn и годовое сокращение срока
службы Г(1п.
Меюд определения превышения icmik -
paiypw ННТ во время испьианий !рансфор-
маюра на на!рев с ра *шными шпрузками
являемся предпочипсльным. По резулыа-
там испьнании устанавливайся зависимой ь
температуры НН Гог режима К. Кривая зави-
симое ги используется для определения соот-
веюгвующих значений температуры ННТ.
Графики допустимых нагрузок при нормаль-
ном суточном старении (случай «б»)
В [4] представлены i рафики нагрузки
при нормальном суточном сокращении сро-
ка службы трансформаторов, для температу-
ры изоляционной системы обмотки, равной
105, 120, 130, 155, 180, 220°С. при постоян-
ной и систематической нагрузке и разли-
чной температуре охлаждающего воздуха.
При построении графиков нагрузки для ука-
занных изоляционных систем приняты: теп-
ловая постоянная времени обмотки т = 0,5 и
1,0 ч, температура окружающей среды 0д =
= 10, 20 и 30 °C. В качестве примера на
рис. 23.7 представлены графики нагрузки
для температуры изоляционной системы
155 °C, т = 0,5 ч и = 10, 20 и 30 °C. По ана-
логичным графикам может быть определена
допустимая нагрузка для новой изоляции
согласно табл. 23.1, а также сделан выбор
необходимой мощности трансформатора
при заданном графике нагрузки.
Рис. 23.6. Пример эквивалентного суточного
графика нагрузки.
Рис. 23.7. Графики допустимых нагрузок су-
хого трансформатора с изоляцией класса на-
пряжения 155 °C (при «нормальной» суточной
потере срока службы):
Суточный график нагрузки двухступенчатый,
максимальная нагрузка — отношение тока
нагрузки к номинальному). Тепловая постоянная
времени т = 0,5 ч, tp — продолжительность нагруз-
ки К2. Од — температура окружающего воздуха.
468
Распределительные маслонаполненные трансформаторы
Глава 23
8. Установка РТ
на распределительных подстанциях
Распределительной подстанцией являет-
ся электроустановка, содержащая трансфор-
маторы, оснащенные средствами управле-
ния и защиты, и служащая для преобразо-
вания и распределения электроэнергии;
подстанции могут быть открытыми, то есть
располагаться на открытом воздухе, либо за-
крытыми — располагаемыми в помещениях.
Частными видами подстанций являются
комплектные трансформаторные подстан-
ции (КТП), столбовые, встроенные, внутри-
цеховые и т. д. Устанавливаемые на подстан-
циях распределительные трансформаторы
понижают напряжение внешней сети с 35 кВ
(6—10 кВ) до напряжения питания во внуг-
ренних сетях промышленных или жилых по-
мещений (380—220 В, 36—12 В).
Распределительная сеть выполняется
шинами, если распределительное устройс-
тво (РУ) располагается рядом с РТ, либо ка-
белями. Критериями выбора вида распреде-
лительной сети являются:
♦ уровень защиты от поражения током при
соприкосновении с оборудованием;
♦ пожароопасность;
♦ скорость возможных пересоединений
шин или кабелей.
Правила устройства трансформаторных
подстанций определяются ПУЭ [6].
Как правило, каждый маслонаполнен-
ный трансформатор должен устанавливаться
в отдельной, изолированной от других поме-
щений, камере; это требование не распро-
страняется на сухие и заполненные негорю-
чей жидкостью трансформаторы. Допуска-
ется установка в одной общей камере двух
масляных трансформаторов мощностью до
1000 кВ-А каждый, имеющих общее назна-
чение, управление и защиту, и рассматрива-
емых как один агрегат. Допускается устанав-
ливать в одном РУ, напряжением до и выше
1000 В два масляных трансформатора мощ-
ностью до 400 кВ • А, разделенных несгора-
емой перегородкой. В камерах трансформа-
торов могут устанавливаться относящиеся
к ним разъединители, предохранители и вы-
ключатели нагрузки.
Для трансформаторов должны предус-
матриваться устройства релейной защиты
от: междуфазных и витковых замыканий
в обмотках, однофазных замыканий на зем-
лю в сетях с большими токами, перегрузок,
понижения уровня масла. Защиты должны
действовать на отключение трансформато-
ра, на сигнал или на снижение нагрузки при
перегрузках. Допускается установка газовой
защиты для трансформаторов мощностью
1000 кВ - А и более, вне зависимости от на-
личия быстродействующей защиты.
На понижающих трансформаторах мощ-
ностью 1000 кВ • А и более в качестве защи-
ты от токов, обусловленных внешними ко-
роткими замыканиями, должна применять-
ся максимальная токовая защита без пуска
или с комбинированным пуском напряже-
ния; на трансформаторах мощностью менее
1000 кВ • А — максимальная токовая защита
с действием на отключение. При макси-
мальной токо’ эй защите с выдержкой вре-
мени 1 с и менее у трансформаторов мощ-
ностью менее 1600 кВ-Ac высшим напря-
жением 35 кВ токовую отсечку допускается
не устанавливать.
На стороне ВН сети 6, 10 и 35 кВ рабо-
тают, как правило, с изолированной нейтра-
лью. Поэтому замыкание одной фазы на
землю приводит к повышению напряжения
на здоровых фазах до линейного. Отключе-
ние происходит при двухфазном или трех-
фазном замыкании или при замыкании на
землю двух фаз.
Защита от перенапряжений требуется
только для трансформаторов, оборудован-
ных воздушными сетями определенной кон-
фигурации. Предпочтение отдается ограни-
чивающим устройствам с нелинейным со-
противлением.
Трансформатор должен выдерживать
термические и динамические воздействия
при протекании по его обмоткам токов ко-
ротких замыканий (ГОСТ 11677—85). На-
пример, при токах КЗ, длящихся до 3-х се-
кунд, температура медных обмоток за этот
период времени может достигнуть 250 °C.
При повторных КЗ возникают ещё большие
термические перенапряжения. Поэтому уст-
ройства защиты должны обеспечивать от-
ключение аварийного оборудования в самое
кратчайшее время. С тепловой точки зре-
ния, общее время отключения оборудования
в течение 0,2—0,5 секунд с момента начала
возрастания тока считается приемлемым.
Но это время слишком велико для возника-
ющих при этом электродинамических уси-
лий в обмотках. На практике, характеристи-
ки максимальной токовой защиты зависят
от кратности токов КЗ, собственного импе-
данса трансформатора и системы в целом.
Защиту трансформатора со стороны ВН
допускается выполнять посредством предох-
ранителей. С точки зрения быстродействия,
применение предохранителей является пред-
почтительным, при условии правильного вы-
бора их мощности и напряжения. В этом
случае срабатывание (разрыв) предохрани-
теля происходит от первого пика тока. Это
§9
Заключение
469
ограничивает тепловое и динамическое воз-
действие на трансформатор.
Значение сопротивления КЗ трансфор-
матора оказывает существенное влияние на
токи КЗ, электродинамические силы и рис-
ки повреждений.
Для защиты от перегрузок трансформа-
торов применяются устройства:
♦ термосигнализаторы масла, оснащенные
контактами, действующими на отключе-
ние или на сигнал; поскольку тепловая
постоянная времени масляного транс-
форматора составляет 2—3 часа, а об-
мотки — 10 минут, термосигнализаторы
масла не устраняют возможность тепло-
вого повреждения изоляции обмотки;
♦ индикаторы температуры обмотки, по-
казывающие среднюю температуру об-
мотки за счет косвенных измерений (см.
главу 14);
♦ реле времени, настраиваемые в зависи-
мости от значения тока.
9. Заключение
В настоящее время имеется большой вы-
бор трансформаторов для распределительных
сетей напряжением до 35 кВ включительно.
В зависимости от условий эксплуатации,
потребитель может выбрать трансформато-
ры, имеющие характеристики, отвечающие
тем или иным требованиям в части:
♦ величины потерь,
♦ стоимости,
♦ габаритных размеров и массы,
♦ нагрузочной способности,
♦ пожаробезопасности,
♦ защиты от воздействия окружающей
среды и прочее.
Приложение 23Л.
Типы распределительных масляных
трансформаторов серий ТМ
и ТМГ класса напряжения 10 кВ
и их основные характеристики
В таблице 23.1 П приведены типы трёх-
фазных масляных трансформаторов серий
ТМ и ТМГ, выпускаемых отечественными
заводами.
Требования, предъявляемые к силовым
масляным трансформаторам мощностью бо-
лее 1000 кВ • А классов напряжения до 35 кВ
включительно, используемым также в ка-
честве распределительных, регламентируют-
ся ГОСТ 11920-85 [7].
Важными для потребителя параметрами
трансформаторов являются их характерис-
тики холостого хода и короткого замыкания,
масса изделий, габаритные размеры. Чем
ниже потери холостого хода и короткого за-
мыкания трансформаторов, тем выше их
экономическая эффективность при эксплу-
атации.
В таблице 23.2 П представлен диапазон
основных технических характеристик транс-
форматоров серий ТМ и ТМГ для различных
производителей.
Трансформаторы серий ТМ и ТМГ од-
ной и той же мощности имеют одинаковые
потери холостого хода, за исключением
трансформатора типа ТМГ-1000/10, у кото-
рого указанные потери ниже, чем у ТМ-
1000/10. Трансформаторы серии ТМ с об-
мотками из медного провода имеют не-
сколько большие потери х. х., по сравнению
с трансформаторами, имеющими обмотки
из алюминиевого провода. Потери х. х. транс-
форматоров серии ТМГ с обмотками из
алюминиевого провода ниже, чем у соот-
ветствующих трансформаторов серии ТМ.
Потери короткого замыкания трансфор-
маторов серии ТМ и ТМГ равной мощности
приблизительно одинаковы, при несколько
больших значениях у соответствующих транс-
форматоров с алюминиевыми обмотками.
Трансформаторы серии ТМГ мощно-
стью 25, 40 и 63 кВ • А имеют одинаковые
потери КЗ. Трансформаторы с обмотками из
алюминиевого провода мощностью 100—
1000 кВ • А имеют более высокие потери КЗ
по сравнению с трансформаторами, имею-
щими обмотки из медного провода.
Таблица 23.1 П. Типы трансформаторов
серии ТМ и ТМГ
Трансформаторы
трехфазные масляные,
переключаемые без
возбуждения, класса
напряжения би 10 кВ
ТМ-25/10-У1(УХЛ 1)
ТМ-40/10-У1 (УХЛ1)
ТМ-63/10-УЦУХЛ1)
ТМ- 100/10-У 1(УХЛ 1)
ТМ-160/10-УЦУХЛ1)
ТМ-250/10-У1
ТМ-400/10-У1
ТМ-630/10-У1
ТМ-1000/10-У1
ТМ-1600/10-У1
Трансформаторы
трехфазные масляные
герметичные, пере-
ключаемые без воз-
буждения, класса на-
пряжения 6 и 10 кВ
ТМГ-100/10-У1
ТМГ-160/10-У1
ТМГ-250/10-У1
ТМГ-400/10-У1
ТМГ-630/10-У1
ТМГ-1000/10-У1
470
Распределительные маслонаполненные трансформаторы
Глава 23
Таблица 23.2 П. Основные технические характеристики РТ серий ТМ
и ТМГ различных производителей
Се- Потери, Вт Масса пол- ГяПя П1ЛТН1ЛР ПЛ7МРП1-.1 мм
рия Рхх Ркз ная, кг 1 Cl VJCip И 1 П 1Я V pclJAlvpol, МЛ!
ТМ I ТМГ* I 4,5 | ПО*—120 I 110-115 1 ТМ (TMD-25/10 650*—600 | 240*—360 I 650-600 280-240 | 850 х 540 х 930*—980 х 460 х 1260 800 х 670 х 1070 - 850 х 540 х 930
ТМ I ТМГ* 4,5 1 150*-160 I 150-155 | ТМ (TMD-40/10 950*—880 I 300"—440 1 880-950 300-360 | 900 х 680 х 1000* - 980 х 760 х ] 260 875 х 680 х 1000-780 х 660 х 1100
ТМ I ТМГ* 45] 210*—230 1 210-220 1 ТМ (ТМГ)-63/10 1300*-1200 | 430*—600 1 1280-1300 410-65 1 900 х 730 х 1040*-1045 х 670 х 1440 930 х 720 х 135-900 х 730 х 1040
ТМ I ТМГ 4,5 1 270*—320 I 270*—280 1 ТМ (ТМГ)-100/10 2000*-1970 ! 550*—730 1 1990*—1970 550*—575 1040х750х 1180*- 1090 х 770 х 1550 980 х 750 х 1180*- 900 х 750 х 1080
ТМ I ТМГ 44 410*—460 I 410*—3S0 ТМ (ТМГ)-160/10 2600*—2650 | 704*—910 1 2600*—2600 j 704*—780 | 1110 х 780 х 1310*- 1150 х 820 х 1580 1020 х 780 х 1310-"— 1000 х 780 х 1170
ТМ ! ТМГ 560*—630 I 560*—450 | ТМ (ТМГ)-250/10 3700*—3800 | 1020*-1320 | 37ОО*-37ОО 1020й—1035 1330х840х 1330*-И 60x980 х 1570 1220 х 840 х 1330*-1480 х 890 х 1230
ТМ | ТМГ 4.5*—4.2 1 4,5 | 830*—900 | 830*—650 1 ТМ (Т МГ)-400/10 5400*—4800 1260*-1800 1 5400*-5200 1260*-1530 | 1420 х 860 х 1430*-1460 х Ц20х 1720 1300 х 860 х 1430* -1540 х 890 х 1370
ТМ j ТМГ I 5,5*-4,8 | ! 5,5 | 1240*-12901 1240*—950 ТМ (ТМГ)-б30/10 7600*—7200 1 2000*—2300 I 7600*—7500 2000*—2100 1695 х 1080 х 1480*-1620 х 1150 х 1800 1565 х 1080 х 1480* -1720x 1000 х 1560
ТМ ТМГ I 5,5' -6,01 | 5.5*—6,0 J 1700*-18001 1600*-1300 1 ТМ (TMD-1000/10 10800*-! 1000 ! 3000*—3850 1 10800*-! 1000 2900*—3030 | 2150х 1300x2000*—2040 х 1210x2610 1770 х 080 х 1850* -1720 х 1080 х 1800
ТМ | 6,0 I 2350 | ТМ-1600/10 15500 5000 | 2290 х 1240 x 2720
* Данные трансформаторов с обмотками из алюминиевого провода.
Наиболее высокие показатели массы у
трансформаторов серии ТМ с медными об-
мотками; у трансформаторов серии ТМГ на-
именьшую массу имеют трансформаторы с
алюминиевыми обмотками.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 23
1. ГОСТ 11677—85. Трансформаторы
силовые. Общие технические условия.
2. ГОСТ 14209 (МЭК 60354). Руководс-
тво по нагрузке силовых масляных транс-
форматоров.
3. IEC 6026. 1982. Dry type power
transformers.
4. IEC 60905. 1987. Loading guide for dry-
type power transformers.
5. Руководство по нагрузке силовых сухих
трансформаторов. Публикация МЭК 60905,
Издательство стандартов, Москва, 1990.
6. Правила устройства электроустано-
вок, Изд. Энергия, 1998.
7. ГОСТ 11920—85. Трансформаторы
силовые масляные общего назначения на-
пряжением до 35 кВ включительно.
Общие сведения
471
Глава двадцать четвертая
ОСТОВ ТРАНСФОРМАТОРА
1. Общие сведения
Остов — основная несущая конст-
рукция трансформатора. Остов состоит из
магнитопровода и конструктивных элемен-
тов — ярмовых прессующих балок, банда-
жей, стяжных шпилек, изоляционных дета-
лей и т. д.
Магнитопровод служит цепью, по ко-
торой замыкается магнитный поток транс-
форматора, пронизывающий обмотки. Маг-
нитопровод состоит из собранных отде-
льных пластин электротехнической стали,
электрически изолированных друг от друга.
Части магнитопровода, на которых располо-
жены обмотки, называют стержнями; части,
не несущие обмоток, называют ярмами. Яр-
мовые балки, располагаемые по обеим сто-
ронам верхнего и нижнего ярма, стягивают
и прессуют их. Ярмовые балки образуют
опору для обмоток и снабжаются устройс-
твом для их прессовки. За ярмовые балки
производят подъем остова и собранной ак-
тивной части.
2. Электротехническая сталь
В трансформаторостроении России при-
меняется рулонная холоднокатаная электро-
техническая сталь по ГОСТ21427.1—83 тол-
щиной 0,35, 0,30 и 0,27 мм при ширине
рулона 750 мм, с электроизоляционным
термостойким покрытием. Покрытие мас-
лостойко до 150 °C и имеет толщину на одну
сторону не более 5 мкм.
От толщины стали и изолирующего слоя
зависит коэффициент заполнения стали,
равный отношению площади стали в попе-
речном сечении стержня или ярма ко всей
площади сечения. Он также зависит от сте-
пени сжатия пластин. В расчетах трансфор-
маторов приняты значения коэффициентов
заполнения, указанные в табл. 24.1.
При промежуточных значениях давле-
ния коэффициент заполнения определяется
линейной интерполяцией.
В настоящее время широко исполь-
зуются марки стали 3406, 3407, 3408, и на-
чинается освоение стали марки 3409.
Удельные потери в стали разных марок
при индукции В — 1,7 Тл, частоте 50 Гц и на-
пряженности магнитного поля 100 А/м при-
ведены в табл. 24.2.
Плотность электротехнической стали —
7,65 кг/дм3.
Холоднокатаная электротехническая
сталь в результате прокатки и термооб-
работки приобретает особые магнитные
свойства, когда отдельные кристаллы ори-
ентируются, образуя оси преобладающего
намагничивания в направлении проката
листа и, наоборот, затрудненного намагни-
чивания в поперечном направлении. Такая
сталь называется текстурованной. Раскрой
стали на пластины для изготовления магни-
топроводов производят так, чтобы направ-
ление магнитного потока совпадало с на-
правлением проката.
Холоднокатаная сталь весьма чувстви-
тельна ко всякого рода механическим воз-
действиям, которые легко нарушают ориен-
тацию кристаллов, при этом удельные поте-
ри и удельная намагничивающая мощность
существенно увеличиваются. Восстановле-
ние магнитных характеристик электротех-
нической стали достигается ее отжигом.
При резке пластин, особенно при зату-
пившейся режущей части или плохо отла-
женных ножницах, по кромкам пластин
Таблица 24.1. Коэффициент
заполнения стали
Толщина стали, мм Коэффициент заполнения стали
При давлении 0,35 МПа При давлении 0,20 МПа
0,35 0,97 0,9655
0,30; 0,27 0,96 0,955
Таблица 24.2. Удельные потери
и индукция
Марка стали Удельные потери Вт/кг, при толщине стали, мм
0,35 0,30 0,27
3406 1,43 1,33 1,27
3407 1,36 1,26 1,20
3408 1,30 1,20 1,14
3409 1,24 1,14 1,08
472
Остов трансформатора
Глава 24
образуются заусенцы. Если их размеры пре-
вышают допустимые (5 мкм), то они, пере-
крывая листы или нарушая изоляцию со-
седней пластины, образуют местные конту-
ры для протекания токов, которые могут
вызвать значительные местные нагревы при
работе трансформатора, а также обуслав-
ливают дополнительные потери в стали.
Для уменьшения величины заусенцев до
допустимых значений пластины магни-
топровода подвергают дополнительной об-
работке на специальных шлифовальных
станках.
В результате дейст вия указанных причин
удельные noiepn в активной стали изютов-
ленного магнитопровода, как правило, не-
сколько выше, чем у исходною ма триала.
Коэффициент увеличения потерь является
одним из важнейших показателей конструк-
торскою и технологического уровня произ-
водства трансформа торов. Для магнитопрово-
дов отечественною производства он состав-
ляв 1.2—1,6. Задача состоит в достижении
минимальной величины этого коэффициен-
та. О меюдах ею снижения будет сказано
ниже.
3. Типы магнитопроводов
При большом разнообразии магиию-
проводов различаю! два основных шна:
тержневой и броневой. Сюржневой маюи-
юировод обычно имеет вертикально распо-
ложенные стержни Ярма соединяю! равные
смержни и расположены только с юрца об-
moiok. Боковые ярма отсучствую!.
Броневой ма! ни юпровод харам ери jyci -
ся тем, что оба конца каждою тсржня со-
единяюю'я не менее чем двумя боковыми
ярмами Ярма охваилваки не ю шко юрпы
обмоюк. но и их боковые стропы, с icp г ни
обычно расположены юриюша шю
Промсжу ючным между тсржнсвым и
броневым являемся бронет сржнсвои мая ни-
юпровод. Он имеем вершка шно мсшми
женные смержни. чаем, коюрых имсш боко-
вые ярма Боковые ярма обратки рашемь-
ленную маиппную пень и охв.иывакм
обмо! ки отельных сiсржнеи с боковых сiо-
рон. Эю; inn \tai ни юпроводов широко
применяемся для iрансформаiоров больших
мощнотей. койа вопросы транспоршбсль-
носш трансформа юра приобрети)! решаю-
щее значение.
Собранный магнитопровод необходимо
сделан, разборным, чтобы можно было на-
садить обмотки на стержень. Это можно осу-
ществить двумя способами: соединение
стержней и ярем встык — стыковая конс-
трукция, или соединение стержней и ярем
впереплет — шихтованная конструкция маг-
нитопровода.
При стыковой конструкции наиболее
просто производится сборка магнигопрово-
да после насадки обмоток. Она сводится к
обратной установке верхнего ярма целиком.
Однако в стыковом магнитопроводе между
стержнем и ярмом необходимо помещать
изоляционную прокладку для предотвраще-
ния замыканий пластин стержня и ярма, ко-
торые приводят к образованию вихревых то-
ков и, соответственно, к чрезмерному пере-
греву места стыка. Наличие изоляционной
прокладки значительно увеличивает маг-
нш ное сопротивление и cooiвшственно
намагничивающий юк трансформатора.
Из-за различных перекосов, различной сте-
пени сжатия существует большая вероят-
ность повреждения изоляционной проклад-
ки. Это делает с пиковые ма! ниюпроводы
значительно менее надежными в эксплуата-
ции, чем шихтованные.
В отечественном трансформатopociрое-
нии для мощных трансформаторов принята
шихтованная планарная конструкция маг-
ни юпровода. Такой магниюпровод собира-
емся из слоев, параллельных друт другу и со-
стоящих из нескольких пластин, лежащих
в одной плоскости.
В шихтованном мат нитонроводе стерж-
ни и ярма не представляют отдельных час-
тей. Каждый слой магнитопровола разби-
вается на пластины так, чтобы плас юны
одного слоя перекрывали тыки платин
смежною слоя. Расположение и форму
пластин I] слоях называют схемой ших-
1овки.
Сборка in их I ованно! о мат ни т опровода
так почвется в укладывании птастнн друт
на лруш поочередно в нервом и в юром по-
шл ениях Для ускорения сборки в кая.дом
iio.ioachii!! у кладываю 1 не по одному, а
и ) два. реже т ри одинаковых листа. i.o
слои шихювки имеет 1олшину лву’х-- трех
ЛИС!ОН
Применяемая схема шихювки однорам-
ных ма! ни юпроводов в серийно выпускае-
мых 1 рансформаюрах показана на рис. 24.1.
На рис. 24.1 часть стыков платин выполне-
на под прямым утлом. часть — под утлом 45
(косой тык). При косом смыке направление
MaiHiiinoio потока в местах сю поворота
в большей степени совпадает с направлени-
ем проката тали, что позволяет снизить на-
магничивающую мощность и noiepn магни-
тол ро вод а.
§3
Типы магнитопроводов
473
Рис. 24.1. Схема шихтовки трех-
стержневого магнитопровода
с комбинированным стыком:
1—4 — номера типов пластин
электротехнической стали пакета.
Рис. 24.2. Схема шихтовки мно-
горамного магнитопровода.
Рис. 24.3. Схема шихтовки трехфазного бронестержневого магнитопровода
с комбинированным стыком.
Схема шихтовки трансформаторов боль-
шой мощности с многорамным магнито-
проводом показана на рис. 24.2. Много-
рамные магнитопроводы приходится при-
менять при больших диаметрах стержней
и соответствующих размерах ярем, когда
оказывается недостаточной ширина стан-
дартного рулона электротехнической стали
(750 мм). Уменьшение ширины пластин в
многорамных магнитопроводах существен-
но облегчает зашихтовку верхнего ярма пос-
ле насадки обмоток.
Схема шихтовки трансформаторов с бро-
нестержневым магнитопроводом показана
на рис. 24.3.
Методом снижения потерь в стали
трансформатора (кроме применения элект-
ротехнической стали с лучшими характерис-
тиками) является совершенствование схемы
шихтовки. Как было сказано выше, сущест-
474
Остов трансформатора
Глава 24
венное снижение потерь дает применение
косого стыка.
Наиболее совершенной является схема
шихтовки «STEP-LAP», представленная на
рис. 24.4. Коэффициент увеличения потерь
такого магнитопровода -1,15—1,2. При схе-
ме шихтовки «STEP-LAP» сборка пакетов
производится в пять положений, со сдвигом
их друг относительно друга -15мм. Но эта
схема шихтовки очень трудоемка, т. к. необ-
ходимо большое количество типоразмеров
пластин, и более сложна сборка магнито-
провода.
Наибольший эффект от совершенствова-
ния схемы шихтовки получается в броне-
стержневых магнитопроводах. Схема ших-
товки трехфазного бронестержневою ма1-
нитопровода с полным косым стыком
представлена на рис. 24.5.
Рис. 24.4. Схема шихтовки «STEP-LAP».
Рис. 24.5. Схема шихтовки трехфазного бро-
нестержпевого магнитопровода с полным ко-
сым стыком:
1—5— номера типов пластин электротехнической
стали пакета.
Как видно из рис. 24.5, пластины стерж-
ней имеют разную ширину и меняются мес-
тами в каждом следующем слое при сборке
магнитопровода. Поперечный охлаждаю-
щий канал между пластинами стержней
отсутствует. Стыки пластин ярем со стерж-
невыми пластинами только косые. Для
уменьшения типоразмеров пластин для бо-
кового ярма выбирается одна из пластин
стержня, чаще всего узкая. Т.о., всего ис-
пользуется 5 типоразмеров пластин на па-
кет. Схема шихтовки по рис. 24.5 позволяв
снизить потери х. х. на 10—12% по сравне-
нию со схемой рис. 24.3.
Еще одним методом снижения потерь
в магнитопроводе является уменьшение
механических воздействий на электротех-
ническую сталь. В частности, с этой целью
может быть применена сборка магнитопро-
вода без верхнего ярма до насадки обмоток.
При этом исключается расшихтовка верх-
него ярма и повторная шихтовка. Такая
технология позволяет уменьшить потери
примерно на 10 %.
4. Поперечное сечение стержня
и ярма
Обмотки в трансформаторах со стержне-
вым магнито проводом имеют цилиндричес-
кую форму, соответственно стержни магни-
топровода должны иметь поперечное сече-
ние, приближающееся к кругу. С этой целью
они выполняются ступенчатыми с помощью
сборки из пластин разной ширины. Пласти-
ны одной ширины образуют в сечении па-
кеты в виде прямоугольников, вершины уг-
лов которых лежат на окружности. Чем
больше ступеней, тем ближе поперечное се-
чение к кругу и больше активное сечение
стержня при заданном диаметре. Однако,
чем больше ступеней, тем больше число раз-
меров пластин, следовательно, сложнее тех-
нологический процесс изготовления магни-
топровода.
В отечественном трансформаторостро-
ении стандартизованы оптимальные диа-
метры описанных окружностей сечений
стержней, ширины пластин, размеры и
конфигурация геометрических сечений
стержней.
Ширины пластин выбираются таким об-
разом, чтобы при раскрое из рулона шири-
ной 750 мм обеспечить полное использова-
ние ширины.
§5
Прессовка магнитопровода
475
Однорамные магнитопроводы обычно
применяются в остовах без прессующих
пластин, с выносными вертикальными
шпильками. При необходимости установки
вертикальных прессующих пластин прихо-
дится убирать один—два пакета с каждой
стороны сечения стержня, что снижает ак-
тивную площадь сечения.
Размеры сечений стержней многорам-
ных магнитопроводов предусматривают воз-
можность установки вертикальных прессую-
щих пластин для соединения ярмовых балок
остова. Более подробно о конструкции связи
верхней и нижней ярмовой балок будет ска-
зано в п. 6.
В сечениях стержней и ярем предусмат-
риваются при необходимости охлаждающие
каналы. Продольные каналы обычно созда-
ются гофрированными пластинами, закла-
дываемыми между пакетами стали. Иногда
с этой целью применяют полосы из гети-
накса, которые приклеиваются эпоксидным
компаундом непосредственно к пластине
электротехнической стали.
Поперечные охлаждающие каналы стерж-
ня многорамного магнито про вода создаются
прокладками из электрокартона с приклеен-
ными картонными или гетинаксовыми по-
лосами.
Магнитный поток в ярмах зависит от т и-
па магнитопровода. Во всех случаях актив-
ное сечение ярма принимают таким, чтобы
индукция в нем была примерно равна ин-
дукции стержня или, для уменьшения по-
терь и тока х. х., была на 1—3 % меньше, чем
в стержне.
Желательно, чтобы сечения ярем повто-
ряли сечение стержней. Рекомендуется для
улучшения прессовки ярем объединять не
более 2—3 крайних пакетов ярма. При необ-
ходимости допускается смещение пакетов
друг относительно друга в сечении ярма для
размещения элементов стяжки ярма и осе-
вой прессовки обмоток.
В однофазных разветвленных магнит-
ных системах с симметричным и несиммет-
ричным разветвлением ярем ширина каждо-
го пакета бокового ярма в сумме с шириной
соответствующего пакета торцевого ярма
должна равняться суммарной ширине соог-
ве!С1вующего пакета стержня.
В трехфазных магнитных сишемах с раз-
ветвленными ярмами обычно принимают
сечение бокового ярма равным 50 % сечения
шержня, а торцевого ярма -53% сечения
стержня. Охлаждающие каналы в ярмах со-
здаются так же, как в стержнях.
5. Прессовка магнитопровода
Собранные из отдельных пластин стерж-
ни и ярма магнитопровода необходимо стя-
нуть до расчетной толщины, им должна
быть придана правильная форма и достаточ-
ная жесткость. Это необходимо для умень-
шения шума возбужденного трансформато-
ра, удобства насадки обмоток на стержни,
выдерживания механических усилий без ос-
таточных деформаций при подъеме, корот-
ком замыкании и транспортировании транс-
форматора.
В отечественном трансформаторострое-
нии применяется бесшпилечная прессовка.
Стержни прессуются бандажами из стекло-
ленты, наматываемой на стержни магнито-
провода с шагом 240 мм, поверх подбандаж-
ных прокладок из электрокартона толщиной
1,5—2,0 мм. Для намотки стеклобандажа
применяется лента типа ЛСБТ-Б.
Для улучшения запрессовки стержня и
облегчения зашихтовки верхнего ярма после
насадки обмогок вдоль стержня с обеих сто-
рон могут устанавливаться прессующие
пластины толщиной 4 мм с изолировкой их
от стержня полосой из электро картона тол-
щиной 2 мм, при этом изоляционная про-
кладка и прессующая пластина не должны
выступать за описанную окружность стерж-
ня. Пластину изготавливают из двух частей
с зазором -30 мм посередине высоты окна
магнито про вода.
Прессовку боковых ярем бронестержне-
вых магнитопроводов производят аналогич-
но прессовке стержней.
Прессовка верхнего и нижнего ярем про-
изводится стальными полубандажами, изоли-
рованными от пластин активной стали и яр-
мовых балок. Удельное давление запрессовки
ярма должно обеспечить несдвигасмость ак-
тивной стали относительно ярмовых балок
при подъеме остова. Оно должно быть не ме-
нее 1.5 кгс/см2. При размещении стальных
полубандажей необходимо обеспечить мини-
мально допусшмое расстояние ог них до бли-
жайших точек ярмовой балки не менее 15 мм.
6. Устройство соединения
верхней и нижней ярмовых балок
и расчет механической прочности
Соединение верхней и нижней ярмовых
балок производят с помощью вертикальных
прессующих пластин, устанавливаемых с
обеих сторон стержня и бокового ярма, или
476
Остов трансформатора
Глава 24
с помощью вертикальных стальных шпи-
лек, расположенных по обеим сторонам от
стержня. Конструкция со связью с помо-
щью прессующих пластин более техно-
логична, чем со связью с помощью верти-
кальных стальных шпилек. Поэтому ее ре-
комендуется применять во всех случаях,
кроме трансформаторов с малым диамет-
ром стержня, где вопрос потерь холостого
хода стоит наиболее остро и необходимо
исключить потери в прессующих пласти-
нах. Как правило, вертикальные стальные
шпильки применяют в трансформаторах
класса напряжения до 110 кВ включитель-
но. Для трансформаторов более высокого
класса напряжения применяют вертикаль-
ные прессующие пластины.
Вертикальные прессующие пластины и
шпильки должны быть рассчитаны на два
режима механической нагрузки: подъем ак-
тивной части с запрессованными обмотками
и режим короткого замыкания.
Как правило, определяющим является
режим подъема активной части с запрессо-
ванными обмотками.
Обычно ярмовые балки имеют форму
швеллера с вертикальными ребрами жест-
кости в виде пластин. Механический расчет
ярмовых балок производят для следующих
режимов нагрузки:
1) прессовка ярма стальными полубанда-
жами;
2) подъем активной части с запрессован-
ными обмотками;
3) режим короткого замыкания.
Для каждого из режимов составляется
расчетная схема, находятся опасные точки и
определяются напряжения в этих точках, ко-
торые не должны превосходить 1800 кг/см2
для стали Ст. 3.
Как правило, режимом, определяющим
прочность ярмовых балок, также является
режим подъема активной части с запрессо-
ванными обмотками. В этом режиме на яр-
мовые балки одновременно действуют вес
активной части и усилия запрессовки обмо-
ток и ярем.
7. Заземление остова
В работающем трансформаторе вокруг
обмоток существует электрическое поле, ко-
торое индуктирует в различных металличес-
ких частях остова некоторые потенциалы.
При этом между отдельными металлически-
ми частями остова, между остовом и баком
возникает разность потенциалов. И хотя,
как правило, она не велика, но может пре-
взойти электрическую прочность неболь-
ших изоляционных промежутков, разделя-
ющих металлические части, и вызвать элек-
трические разряды. Эти разряды нельзя
допускать, т. к. они приводили бы к разло-
жению масла и были бы помехой при испы-
тании изоляции трансформаторов с измере-
нием уровня частичных разрядов. Поэтому
все металлические части остова заземляют
путем соединения их с заземленным баком.
Для каждого трансформатора разрабатыва-
ется схема заземления, на которой указыва-
ется, какие элементы остова и активной
части подлежат заземлению и в какой пос-
ледовательности.
При разработке схемы заземления руко-
водствуются следующим:
1. Все заземляющие цепи должны быть ра-
зомкнуты и не должны образовывать за-
мкнутые контуры, пересекаемые пото-
ком рассеяния.
2. Входящие в заземляющую цепь изоли-
рованные детали конструкции должны
быть соединены между собой заземляю-
щими шинками в одном месте. Дубли-
рование заземления в разных местах де-
талей не допускается.
3. Заземляющие шинки следует по воз-
можности устанавливать в местах, до-
ступных для осмотра и проверки надеж-
ности крепления в процессе сборки,
монтажа и ремонта трансформатора.
4. Расположение и крепление заземляю-
щих шинок должно исключать их пов-
реждение потоками масла и вибрацией
трансформатора.
Пример блок-схемы рабочего заземле-
ния трансформатора приведен на рис. 24.6.
Рабочему заземлению подлежат: бак
трансформатора, ярмовые балки, магнито-
провод (в многорамных магнитопроводах
каждая рама заземляется отдельно), кольца
прессующие, шунты магнитные, экраны
электростатические, рамы для установки ус-
тройства РПН. Допускается рабочему зазем-
лению не подвергать: полубандажи сталь-
ные, клинья, полосы опорные (если они на-
дежно изолированы от бака, ярмовых балок
и магнитопровода), вертикальные подъем-
ные пластины и шпильки (если они изоли-
рованы от других деталей), патрубки для на-
правленной циркуляции масла.
Как правило, шинки заземления внутри
бака выполняются из гибкой медной ленты
сечением 0,3 • 30 мм в два слоя, а крепление
их производится болтами М10.
§8
Рекомендации по снижению добавочных потерь в конструктивных элементах остова
477
Рис. 24.6. Блок-схема рабочего
заземления трансформатора.
Балка ярмовая
верхняя
стороны НН
Экраны
Магнитная
система
Балка ярмовая
верхняя
стороны ВН
I/ Кольца
прессующие
1-£’г электро-
статические
Полосы______
подъемные
вертикальные
Балка ярмовая
нижняя
стороны НН
Полосы опорные (лапы)
Балка ярмовая
нижняя
стороны ВН
Шунты магнитные
Чтобы исключить короткозамкнутые
контуры, сцепленные с магнитным потоком
или его частью, изоляция между элементами
металлоконструкций остова и магнитной
системой предварительно испытывается
мегаомметром номинальным напряжением
1000 В.
При этом испытываются следующие
промежутки:
♦ между ярмовыми балками и магнито-
проводом;
♦ между прессующими шпильками и маг-
нитопроводом;
♦ между рамами магнитопровода;
♦ между стальными полубандажами прес-
совки ярма и магнитопроводом;
♦ между стальными полубандажами прес-
совки ярма и ярмовыми балками.
8. Основные рекомендации
по снижению добавочных потерь
в конструктивных
элементах остова
Кроме электрического поля, в работаю-
щем под нагрузкой трансформаторе вокруг
обмоток существует поле рассеяния магнит-
ного потока, которое вызывает дополнитель-
ные потери и нагрев конструктивных эле-
ментов остова. Особенно эти потери велики
в трансформаторах большой мощности.
Для снижения добавочных потерь и ис-
ключения перегревов в конструктивных эле-
ментах остова применяются следующие ме-
роприятия.
1. Крайний пакет магнитопровода дела-
ют разрезным с шириной пластин не более
478
Остов трансформатора
Глава 24
95 мм и зазором между ними не менее 5 мм.
Ширину пластины электротехнической ста-
ли крайнего пакета выбирают из нормализо-
ванного ряда.
2. При связи верхней и нижней ярмовой
балки с помощью прессующих пластин эти
пластины изготавливают из маломагнитной
стали марки 45Г17ЮЗ ТУ 14-229-278-88.
При этом ширина пластины должна быть не
более 100 мм. При применении более широ-
ких пластин делают продольные разрезы
длиной не менее 300 мм в каждую сторону от
торца обмотки.
3. Конфигурацию нижней полки верх-
ней ярмовой балки выбирают таким обра-
зом, чтобы ее площадь над обмотками, осо-
бенно над главным каналом рассеяния, была
минимальной.
4. Верхнюю полку нижней ярмовой бал-
ки в трансформаторах небольшой мощности
делают разрезной вдоль поперечной оси, а
в трансформаторах большой мощности опу-
скают на максимально возможное расстоя-
ние, удаляя ее от обмоток. Опору для обмо-
ток при этом выполняют в виде уголков или
пластин шириной не более 75 мм, прива-
ренных к вертикальным ребрам жесткости,
и листов из древесно-слоистого пластика.
Ширина верхней полки нижней ярмовой
балки при этом должна быть минимально
допустимой из соображений механической
прочности.
5. Полубандажи нижнего ярма, по воз-
можности, изготавливают из стеклоленты.
6. В трансформаторах большой мощнос-
ти пластины полубандажей, нижнюю полку
и стенку верхней ярмовой балки, верхнюю
полку и стенку нижней ярмовой балки изго-
тавливают из маломагнитной стали.
7. При необходимости в трансформато-
рах мощностью более 250 МВ-А на ниж-
нюю ярмовую балку устанавливают магнит-
ные шунты шириной не более 75 мм, на-
бранные из листов электротехнической
стали толщиной 0,30 или 0,35 мм. Указан-
ные шунты устанавливают радиально с ми-
нимально возможным расстоянием между
ними. Толщину шунтов выбирают из расче-
та поля рассеяния.
8. Опорные «лапы» активной части изо-
лируют от нижних ярмовых балок, а также
полностью изолируют активную часть от ба-
ка, с последующим заземлением ее в одной
точке.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 24
1. Сапожников А. В. Конструирование
трансформаторов. — М.: Госэнергоиздат,
1959.
2. Герасимова Л. С., Дейнега И. Л. Тех-
нология и оборудование производства
трансформаторов. — М.: Энергия, 1972.
3. Karsai К., Kerenyi D., Kiss L. Large
power transformers. — Amsterdam. — Oxford —
New York — Tokyo: Elsevier, 1987.
§ 1
Общие сведения
479
Глава двадцать пятая
ОБМОТКИ
1. Общие сведения
Обмотки являются основным элементом
трансформатора, обеспечивающим преобра-
зование электрической энергии путем изме-
нения токов и напряжений при сохранении
передаваемой мощности. Вместе с остовом
они образуют активную часть трансформа-
тора.
Обмотки трансформатора выполняются
из обмоточного провода и представ.!я ют еди-
ное целое с деталями, которые образуют их
изоляцию, удерживают провода в заданном
положении, препятствуют их смещению под
действием электромагнитных сил, а также
создают каналы для охлаждения. В конструк-
ции обмоток предусматриваются линейные и
нейтральные отводы, регулировочные ответ-
вления.
Как было отмечено в предыдущей главе,
основным типом магнитной системы мощных
трансформаторов является стержневая маг-
нитная система с круглым сечением стерж-
ней, поэтому применяются обмотки круглой
формы. Обмотки круглой формы устойчивы
при воздействии на них растягивающих или
сжимающих усилий, имеют наименьшую дли-
ну провода при заданном активном сечении
магнито про вода, надежны в эксплуатации и
просты в изготовлении. По взаимному распо-
ложению на стержне обмотки делятся на:
1) концентрические, располагаемые одна
в другой;
2) чередующиеся, в которых части обмоток
ВН и НН попеременно следуют одна за
другой по высоте стержня.
Для силовых трансформаторов общего
назначения, за редким исключением, при-
нято концентрическое расположение обмо-
1ок, поэтому будем рассматривать обмотки
только этой конструкции.
Концентрические обмотки имеют фор-
му цилиндров. Обмотки высшего, среднего
и низшего напряжений (ВН, СН, НН) одно-
го трансформатора имеют примерно одина-
ковую высоту.
Основным элементом обмотки транс-
форматора является виток, который в зависи-
мости от тока нагрузки может быть выполнен
одним проводом или группой параллельных
проводов. Взаимное расположение витков,
соединенных последовательно в электриче-
ской схеме обмотки, определяет тип конс-
трукции обмотки. По конструкторско-тех-
нологическим принципам различают следу-
ющие основные типы обмоток:
♦ винтовые
♦ непрерывные
♦ переплетенные
♦ цилиндрические
♦ дисковые
♦ слоевые
Для мощных трансформаторов в основ-
ном применяются винтовые, непрерывные и
переплетенные обмотки. Ниже будет под-
робно рассмотрен каждый тип применяемых
обмоток.
При расчете и конструировании обмо-
ток необходимо обеспечить:
1) допустимое превышение температуры над
окружающей средой при номинальной
мощности и допустимых перегрузках;
2) электрическую прочность при рабочем
напряжении и возможных перенапряже-
ниях;
3) механическую прочность, в том числе
при коротких замыканиях.
2. Проводниковые материалы
Для намотки обмоток трансформаторов,
как правило, применяются провода из чис-
той электролитической меди (99,95 % чистой
меди), обладающей высокой электрической
проводимостью, большой эластичностью
и достаточной механической прочностью.
Удельное электрическое сопротивление
электролитической меди при 20 °C равно
(17,24-^ 17,54) • 10-9 Ом • м, плотность —
8,9 кг/дм3. Медь является дорогим и дефи-
цитным материалом, поэтому в обмотках
трансформаторов малой и средней мощности
часто применяют провода из рафинированно-
го алюминия, удельное сопротивление кото-
рого при 20°C равно 28,2 • 10-9 Ом • м, плот-
ность — 2,б-т-2,7 кг/дм3. Алюминий дешевле
меди, но худшая электрическая проводимость
и меньший предел прочности при растяжении
(~ в 3,5 раза) ограничивает возможность при-
менения его в мощных трансформаторах.
В обмотках мощных силовых трансфор-
маторов обычно применяют медный изоли-
рованный провод прямоугольного сечения
по ТУ 16.К71-108—94. По нагревостойкости
изоляции в пропитанном состоянии эти про-
480
Обмотки
Глава 25
Рис. 25.1. Транспонированный провод:
1 — элементарный проводник; 2 — общая изоля-
ция провода; 3 — полоса кабельной бумаги.
вода относятся к классу А (максимальная
температура нагрева 105 °C) по ГОСТ 8865.
Применяются следующие марки проводов:
ПБ — провод медный прямоугольный,
изолированный лентами кабельной или те-
лефонной бумаги;
ПБУ — провод медный, прямоугольный,
изолированный лентами трансформаторной
высоковольтной уплотненной бумаги.
Номинальная удвоенная толщина изо-
ляции прямоугольных проводов марок ПБ:
0,45; 0,55; 0,72; 0,96; 1,20; 1,35; 1,68; 1,92 мм,
а для марок ПБУ — 1,35; 2,00; 2,48; 2,96;
3,60мм.
В обмотках с большим номинальным то-
ком каждый виток состоит из нескольких
параллельных проводов. При этом необходи-
мо обеспечить равномерное распределение
тока по параллелям, для чего все параллели
должны иметь одинаковые активные и реак-
тивные сопротивления. С этой целью, а также
для увеличения электродинамической стой-
кости обмоток и уменьшения трудоемкости
их изготовления применяют транспонирован-
ные провода по ТУ 16-505. 367—77 производ-
ства Запорожского кабельного завода. Эти
провода по натревостойкости также относятся
к классу А по ГОСТ 8865. Марки проводов:
ПТБ — провод транспонированный
с жилой из элементарных эмалированных
медных прямоугольных проводников в об-
щей бумажной изоляции из кабельной двух-
слойной или (и) многослойной упрочнен-
ной бумаги;
ПТБУ — такой же провод, но в общей
бумажной изоляции из высоковольтной,
многослойной стабилизированной уплот-
ненной бумаги.
Транспонированный провод (рис. 25.1)
состоит из нечетного числа прямоугольных
эмалированных проводников, расположен-
ных в два ряда. Между рядами проводников
проложены две полоски из кабельной бумаги
толщиной 0,12 мм. Для изготовления транс-
понированных проводов применяются про-
вода марки ПЭМП по ТУ16-505.855—75.
Транспозиция выполняется по принципу
круговой перестановки проводников по пря-
моугольному контуру с шагом от 40 до 200 мм.
Поверх всех эмалированных проводников на-
кладывается общая бумажная изоляция.
Номинальная удвоенная толщина изо-
ляции для транспонированного провода
марки ПТБ: 0,72; 0,96; 1,36; 1,92 мм; марки
ПТБУ: 2,00; 2,48; 2,96; 3,60 мм.
Размеры применяемых эмалированных
проводников: ширина а = 1,80^3,55мм; вы-
сота b = 3,75^8,50мм. Количество элемен-
тарных проводников — до 35.
Для увеличения стойкости трансформа-
тора при коротких замыканиях выпускаются
транспонированные провода с проложенной
между рядами элементарных проводников
клейкой лентой взамен кабельной бумаги.
Недостатком этого провода является относи-
тельно низкий срок сохраняемости (45 суток).
Применяются также провода фирмы
«LACROIX + KRESS», выпускающей транс-
понированные провода из меди трех уров-
ней прочности, а также транспонированные
провода со склейкой. В транспонированных
проводах со склейкой каждый элементар-
ный проводник дополнительно, поверх эма-
левой изоляции, покрыт эпоксидным пок-
рытием толщиной 0,05 мм на две стороны.
При сушке обмотки происходит склеивание
элементарных проводников. Основным пре-
имуществом этого провода является его по-
вышенная радиальная прочность (минимум
в 1,75 раза) по сравнению с обычным прово-
дом, а также большой срок сохраняемости
с момента производства до момента полиме-
ризации при сушке обмотки — шесть месяцев.
При несколько меньших номинальных
токах для уменьшения добавочных потерь за
счет вихревых токов, вызываемых магнитным
полем рассеяния, и уменьшения трудоемкос-
ти изготовления обмоток применяют подраз-
деленные провода с бумажной изоляцией по
ТУ 16-505.661—74. По нагревостойкости изо-
ляции они относятся к классу А по ГОСТ 8865,
или к классу Е (120 °C) (для изготовления об-
моток с повышенным ресурсом работы).
Марки проводов:
ПБП — провод обмоточный медный
подразделенный, изолированный лентами
кабельной упрочненной бумаги;
ПБПУ — такой же провод, изолирован-
ный лентами трансформаторной высоко-
вольтной уплотненной бумаги класса нагре-
востойкости А\
ПБПн — провод обмоточный медный
подразделенный, изолированный лентами
трансформаторной нагревостойкой бумаги
класса нагревостойкости Е;
ПБПУн — провод обмоточный медный
подразделенный, изолированный лентами
§3
Детали электрической изоляции обмоток
481
трансформаторной высоковольтной уплот-
ненной бумаги класса нагревостойкости Е.
Подразделенный провод (рис. 25.2) со-
стоит из двух, трех, реже четырех элементар-
ных проводников, каждый из которых изо-
лирован бумажной изоляцией толщиной
0,48 мм на две стороны, поверх которой на-
ложена общая изоляция.
Номинальная удвоенная толщина изо-
ляции для подразделенного провода марок
ПБП и ПБПн: 0,96; 1,20; 1,44; 1,68; 1,92 мм;
марок ПБПУ и ПБПУн: 1,36; 2,00; 2,48; 2.96;
3,60 мм.
Размеры применяемых элементарных
проводников: ширина а — 1,4^4,25 мм; вы-
сота Ь = 7,54-19,5 мм.
Для увеличения прочности при корот-
ких замыканиях выпускаются подразделен-
ные провода с изоляцией из бакелизирован-
ной бумаги. При сушке обмотки бакелито-
вый лак полимеризуется, склеивая провода.
3. Детали электрической изоляции
обмоток
Основным материалом для изоляцион-
ных деталей обмоток мощных трансфор-
маторов является картон, выпускаемый по
ГОСТ 4194—88. Применяются следующие
марки картона:
1) картон марки А — ластичный, гибкий,
с высокой стойкостью к действию по-
верхностных разрядов в масле, высокой
электрической прочностью на пробой
по толщине;
2) картон марки AM — то же что и А, но
с лучшими электромеханическими ха-
рактеристиками;
Рис. 25.2. Подразделенный трехжильный
провод:
1 — элементарный проводник; 2 — изоляция эле-
ментарного проводника (толщина 0,48 мм на две
стороны); 3 — общая изоляция элементарных про-
водников.
3) картон марки Б — средней плотности
с повышенными электрическими свойс-
твами;
4) картон марки В — повышенной плот-
ности, твердый, с малой сжимаемостью
под давлением, высокой электрической
прочностью перпендикулярно слоям.
Из многообразия применяемых деталей
можно выделить следующие характерные
изоляционные детали обмоток:
1) дистанционные прокладки по рис. 25.3,
б, в, служат для создания горизонталь-
ных каналов между витками и катушка-
ми, представляют опорную поверхность,
через которую передаются все осевые
усилия, воздействующие на обмотку.
Они несут большую механическую на-
грузку, особенно при коротком замыка-
нии. Для предупреждения усадки в про-
цессе эксплуатации их изготавливают из
твердого малоусадочного картона марки
Рис. 25.3. Основные изоляционные
детали обмоток:
а — рейка; б, в — прокладка дистанци-
онная; г — сегмент; д — сектор; е — шай-
ба угловая; ж — прокладка специальная;
з — прокладка охлаждающего канала.
з
482
Обмотки
Глава 25
Рис. 25.4. Выход концов и вы-
равнивание опорной поверх-
ности двухходовой винтовой
обмотки:
1 — прокладка дистанционная;
2 — кольцо опорное; 3 — сегмент;
4 — бандаж.
В и дополнительно обрабатывают боль-
шим давлением при сушке обмотки.
Дистанционные прокладки изготавлива-
ют как с двумя, так и с одним пазом;
2) рейки обмоточные (рис. 25.3, я), служат
для крепления столбов дистанционных
прокладок и одновременно образуют
осевые каналы вдоль наружной и внут-
ренней поверхности обмотки. Они рас-
полагаются равномерно по окружности
обмотки. Обычно рейки изготавливают
из картона марки Б;
3) из клееного картона марки В изготовля-
ют опорные кольца, которые обычно ус-
танавливаются на обоих концах обмотки,
а также сегменты (рис. 25.3, г), служащие
для связи высоких наборов столбов про-
кладок;
4) в месте выхода концов обмотки устанав-
ливаются секторы (рис. 25.3, д') из кар-
тона марки В;
5) специальные прокладки (рис. 25.3, ж),
устанавливаемые в местах внутренних
переходов непрерывных и переплетен-
ных обмоток, из картона марки Б;
6) в обмотках класса напряжения 500 кВ и
выше очень часто для повышения элек-
трической прочности межкатушечной
изоляции применяются формованные
угловые шайбы (рис. 25.3, е), которые
изготавливают из картона марки AM;
7) для создания осевых охлаждающих ка-
налов внутри катушек применяют поло-
сы (рис. 25.3, з) из картона марки Б.
4. Винтовая обмотка
Винтовая обмотка состоит из ряда вит-
ков, наматываемых по винтовой линии, с
масляными каналами между ними. Каждый
виток состоит из нескольких одинаковых
параллельных прямоугольных проводов, ук-
ладываемых плашмя в радиальном направ-
лении. Такая обмотка называется одноходо-
вой. Винтовую обмотку иногда называют
многопараллельной обмоткой. Если общее
число параллельных проводов в обмотке
трансформатора большой мощности очень
велико (может достигать многих десятков),
то винтовая обмотка может выполняться
двухходовой или многоходовой, т. е. вся об-
мотка состоит из двух или более отдельных
винтовых обмоток, вмотанных в процессе
намотки одна в другую. Каждый ход может
состоять из нескольких (до сорока) парал-
лельных проводов. Каналы между витками и
ходами винтовой обмотки образуются про-
кладками по рис. 25.3, б, в.
Винтовая обмотка имеет значительную
торцовую поверхность, что позволяет обес-
печить ее стойкость при больших осевых
усилиях короткого замыкания, а также об-
ладает развитой поверхностью охлаждения.
Поэтому она пригодна для трансформаторов
самых больших мощностей. В силовых
трансформаторах общего назначения винто-
вые обмотки применяются, как правило,
в качестве обмотки НН при сравнительно
небольших напряжениях и большом токе,
а также в качестве регулировочной обмотки
(РО) практически для всех напряжений.
Для установки обмотки на стержень она
должна иметь плоскую торцовую поверх-
ность. Такая поверхность создается опорны-
ми кольцами, устанавливаемыми на обоих
концах обмотки. Промежуток между винто-
вой поверхностью крайнего витка обмотки и
опорным кольцом выравнивают путем пос-
тепенного увеличения высоты набора про-
кладок. Если высота набора превышает
25 мм, для устойчивости прокладок устанав-
ливают сегменты или шайбы (см. развертку
обмотки на рис. 25.4).
Параллельные провода каждого хода
винтовой обмотки расположены концент-
§4
Винтовая обмотка
483
Рис. 25.5. Схема намотки одно-
ходовой обмотки с двумя группо-
выми и одной обшей транспози-
цией.
Рис. 25.6. Выполнение группо-
вой транспозиции в винтовых об-
мотках:
1 — клин; 2 — полоса; 3 — проклад-
ка дистанционная.
рично и находятся на разных расстояниях от
ее оси. Для выравнивания длины и положе-
ния в магнитном поле рассеяния параллель-
ных проводов, т. е. их активного и индуктив-
ного сопротивления и, следовательно, обес-
печения равномерного распределения тока
между ними и соответственно уменьшения
добавочных потерь, многопараллельные об-
мотки выполняются с транспозицией.
В одноходовой винтовой обмотке обыч-
но применяют комбинацию двух видов транс-
позиций — групповую (специальную), когда
параллельные провода делятся на две груп-
пы и обе эти группы меняются местами,
и общую (стандартную), когда изменяется
взаимное расположение всех параллельных
проводов. Эта транспозиция совершенна
только при четырех параллельных проводах.
На рис. 25.5 показана схема транспозиции
при шести параллельных проводах.
Выполнение групповой транспозиции
показано на рис. 25.6.
Переходы групповых транспозиций вы-
полняют через поле (полем в обмотке назы-
вается расстояние между осями двух сосед-
них столбов прокладок), и каждая групповая
транспозиция занимает три поля. Среднее
ноле является центром транспозиции. Плав-
ный переход проводов осуществляется с по-
мощью клиньев, набранных из полос элект-
рокартона и забандажированных тафтяной
лентой или крепированной бумагой, подкла-
дываемых под провода в месте перехода.
Клинья выравнивают радиальный размер
витков в зоне транспозиции, и на них распо-
лагаются обе группы транспонируемых про-
водов. На участке обмотки от первой группо-
вой транспозиции до второй устанавливают
полосу из электрокартона толщиной 1 мм.
Переходы общей транспозиции выпол-
няют в соседних полях, и, т. о., общая транс-
позиция занимает количество полей, равное
количеству проводов. Под переходы общей
транспозиции устанавливают клинья, про-
кладки и полосы. Клинья общей транспози-
ции также набирают из полос элсктрокартона
и бандажируют тафтяной лентой или крепи-
рованной бумагой. Длина клина определяется
длиной части окружности, занимаемой пере-
ходами всех проводов витка. Клинья предва-
рительно следует подгонять по месту.
В одноходовой винтовой обмотке при
числе параллельных проводов, кратных че-
тырем, рекомендуется применять, как более
совершенную, транспозицию Бюда. Она со-
стоит из двух групповых транспозиций и
двух общих. Перед первой групповой транс-
позицией все параллельные провода витка
делятся на четыре группы, которые после
выполнения первой групповой транспози-
ции меняются местами. При выполнении
общей транспозиции все провода делятся на
две группы, и провода каждой группы меня-
ются местами относительно середины своей
группы. В результате крайние провода зани-
мают после транспозиции места средних
484
Обмотки
Глава 25
Рис. 25.7. Схема намотки одно-
ходовой обмотки с двумя группо-
выми и двумя общими транспо-
зициями (транспозиция Бюда).
Рис. 25.8. Одинарная равномерно распределенная транспозиция в двухходовой обмотке.
проводов, а средние — крайних в своих
группах. Вторую групповую транспозицию
выполняют аналогично первой.
Схема транспозиции Бюда для восьми па-
раллельных проводов показана на рис. 25.7.
Переходы групповой транспозиции Бю-
да делают через поле, и в рассматриваемом
случае каждая групповая транспозиция за-
нимает семь полей, среднее поле является
центром транспозиции. В групповые транс-
позиции устанавливают клинья из полос
электрокартона.
Общая транспозиция Бюда занимает
число полей, равное половине числа парал-
лельных проводов плюс одно поле, находя-
щееся в центре транспозиции. (Например,
при двадцати параллельных проводах общая
транспозиция Бюда займет одиннадцать по-
лей.). Под переходы устанавливают клинья,
прокладки, полосы.
Т. к. при каждой транспозиции происхо-
дит закручивание проводов, идущих с бара-
банов, то для его уменьшения при выполне-
нии второй групповой транспозиции пере-
ходы изгибают в сторону уже намотанной
части обмотки, тем самым раскручивая про-
вода. Поэтому при намотке последнего вит-
ка перед транспозицией канал плавно уве-
личивают до высоты, равной сумме высоты
провода и двух каналов. После окончания
транспозиции канал плавно уменьшают до
размера канала, следующего за транспози-
цией. В каждом поле изменение высоты ка-
нала производится на толщину одной—двух
прокладок. Суммарное число прокладок в
увеличенных и уменьшенных каналах сохра-
няется постоянным. Т. о., первую групповую
транспозицию делают по ходу намотки, а
вторую — против хода намотки обмотки.
В двухходовых винтовых обмотках при-
меняют полную равномерно распределен-
ную транспозицию Хобарта (одинарную или
двойную). При транспозиции Хобарта про-
исходит круговая перестановка проводов че-
рез равные промежутки так, что каждый
провод занимает все возможные положения
в радиальном направлении. Транспозиция
Хобарта является совершенной при четном
количестве проводов. В одинарной равномер-
но распределенной транспозиции Хобарта
число перестановок в обмотке равно числу па-
раллельных проводов, а в двойной — удвоен-
ному числу параллельных проводов. Предпоч-
тительной является двойная полная равно-
мерно распределенная транспозиция Хобарта.
Схема одинарной равномерно распределен-
§4
Винтовая обмотка
485
ной транспозиции Хобарта для восьми па-
раллельных проводов показана на рис. 25.8.
Рекомендуется выполнение двухходовых
винтовых обмоток нечетным числом парал-
лельных проводов, причем ход, имеющий
меньшее число параллельных проводов,
должен располагаться первым ходом сверху,
а ход с большим числом параллельных про-
водов — вторым. Выравнивание радиально-
го размера хода с меньшим числом парал-
лельных проводов производится полосами
из электрокартона, расположенными сим-
метрично относительно среднего провода.
Перекладку проводов следует выполнять че-
рез поле, начиная со второго хода в первый.
В обоснованных случаях допускается
выполнение двухходовых винтовых обмоток
с четным числом параллельных проводов.
При этом переходы необходимо выполнять
в одном поле и учитывать, что в местах пе-
рехода будет увеличение радиального разме-
ра витка на толщину провода и двух прокла-
док под переходами. Это увеличение ради-
ального размера необходимо учитывать при
рассмотрении изоляционного расстояния
до соседней обмотки. Также в местах пере-
хода образуются так называемые «ножницы»
(провод перехода, находясь под углом к со-
седнему проводу, прижимается к нему), ко-
торые снижают надежность обмотки.
В трехходовых винтовых обмотках сред-
ний ход обмотки должен содержать четное
число проводов и на один провод меньше,
чем два других хода. В обмотке выполняется
полная двойная равномерно распределенная
транспозиция Хобарта. При этом сначала
выполняется переход наружного провода из
первого хода во второй, а затем, через поле,
переход внутреннего провода из второго хо-
да в первый, следующая перекладка — на-
ружный переход из третьего хода во второй
и через поле внутренний переход из второго
хода в третий.
В нижней половине обмотки сначала
следует производить переход внутреннего
провода из третьего хода во второй, а затем
наружный переход из второго хода в третий,
следующая перекладка — внутренний пере-
ход из первого хода во второй и через поле
наружный переход из второго хода в первый.
Число перекладок равно удвоенному числу
параллельных проводов.
В четырехходовых винтовых обмотках
для каждой пары ходов выполняют полную
двойную равномерно распределенную транс-
позицию Хобарта со сдвигом переходов со-
седней пары ходов минимум на одно поле.
Для каждой пары ходов полная равномерно
распределенная транспозиция Хобарта вы-
полняется аналогично транспозиции двух-
ходовой обмотки.
При большом числе витков, составлен-
ных из проводов относительно небольшой
высоты, в целях уменьшения осевого разме-
ра обмотки и увеличения электродинами-
ческой стойкости обмотки при коротком за-
мыкании применяют полувинтовые обмот-
ки. В них охлаждающие каналы чередуются
с шайбами из электрокартона с одним раз-
резом. Внутренний диаметр шайб берут на
2 мм больше внутреннего диаметра обмот-
ки, а наружный — на 2—3 мм больше наруж-
ного диаметра. При намотке обмотки необ-
ходимо следить, чтобы шайбы прилегали
к внутренним рейкам обмотки. В двух- и че-
тырехходовых полувинтовых обмотках шай-
бы устанавливают между ходами, а каналы
образуют между витками.
Винтовые обмотки могут наматываться
из транспонированного провода. Простейшая
обмотка имеет один ход из одного провода, но
могут быть обмотки с несколькими ходами,
в каждом из которых несколько параллель-
ных проводов. При одном и том же суммар-
ном сечении витка намотка винтовых обмо-
ток из транспонированных проводов значи-
тельно проще, чем из обычных проводов. При
намотке одноходовой винтовой обмотки из
одного транспонированного провода необхо-
димость в транспозиции отпадает, при двух
параллельных транспонированных проводах
необходимо производить транспозицию па-
раллельных проводов на середине высоты
обмотки, при трех — две транспозиции.
В многоходовых винтовых обмотках из
транспонированного провода при несколь-
ких параллельных проводах в ходе транспо-
зицию производят в каждом ходе аналогич-
но одноходовой обмотке, при этом, в целях
экономии места по высоте обмотки, транс-
позицию в разных ходах делают со сме-
щением центров. Например, транспозицию
второго хода выполняют после транспози-
ции первого хода, и расстояния от начала
обмотки до центра транспозиции первого
и второго ходов получаются различными.
Переходы транспонированных проводов
выполняются в одном, двух и трех полях
в зависимости от ширины поля, канала и
размера транспонированного провода. Пе-
реходы изолируют одним слоем крепиро-
ванной бумаги, наматываемой с полупере-
крытием. При выполнении перехода в двух
полях при прохождении проводов через на-
бор дистанционных прокладок виток вырав-
нивают в осевом и радиальном направлении
клиньями из электрокартона.
486
Обмотки
Глава 25
Наиболее сложными являются обмотки
НН из транспонированного провода, вы-
полняющиеся двухслойными, многоходовы-
ми и многопараллельными. Этот вид обмо-
ток применяют при необходимости вывода
концов обмотки с одного края, чтобы ис-
ключить длинные отводы, идущие вдоль
всей высоты обмотки. В таких обмотках не-
обходимо выполнять транспозицию парал-
лельных проводов в каждом слое каждого
хода со смещением центров и транспозицию
ходов при переходе из слоя в слой. Практика
показала ненадежность двухслоевых винто-
вых обмоток из транспонированного провода
в трансформаторах большой мощности при
коротких замыканиях. Поэтому в мощных
трансформаторах рекомендуется применять
только однослоевые многоходовые, многопа-
раллельные винтовые обмотки из транспони-
рованного провода, несмотря на увеличение
потерь в конструкции от отводов НН.
В винтовых обмотках при коротком за-
мыкании возникают значительные силы,
стремящиеся раскрутить обмотку, поэтому
концы винтовых обмоток должны быть на-
дежно закреплены. Пример закрепления кон-
цов в двухходовых обмотках при числе парал-
лельных проводов не более 12 показан на
рис. 25.4. Места изгибов проводов изолируют
крепированной бумагой (в один слой с пере-
крытием половины ширины), устанавливают
полосы и сегменты, бандажируют конец об-
мотки к соседнему витку киперной лентой.
Требования к выходу концов обмоток из
транспонированного провода в части уста-
новки сегментов и бандажей такие же, как
в винтовых обмотках из провода ПБ, со сле-
дующими дополнениями. В месте выхода
конца обмотки, состоящего из нескольких
транспонированных проводов, необходимо
по периметру конца обмотки выполнять
бандаж из стеклянной нетканой бандажной
ленты поверх дополнительной изоляции
конца обмотки. В винтовых обмотках из
транспонированного провода с током более
5 кА в зоне крайнего витка на наружных
рейках рекомендуется выполнять бандажи
из стеклянной нетканой бандажной лен гы.
Кроме закрепления концов, для обеспе-
чения стойкости винювых обмоток к токам
Рис. 25.9. Схема намотки непрерывной обмотки.
при коротких замыканиях рекомендуются
следующие мероприятия:
♦ намотка обмотки на бумажно-бакелито-
вый цилиндр;
♦ применение полувинтовых обмоток;
♦ пропитка обмоток лаками ГФ-95, МЛ-92
(ГОСТ 8018—70); эта мера применяется в
особо обоснованных случаях из-за эколо-
гической опасности пропиточных лаков;
♦ применение транспонированных прово-
дов из меди повышенной прочности;
♦ применение транспонированных прово-
дов со склеивающей лентой между ряда-
ми элементарных проводов;
♦ применение транспонированных прово-
дов с эпоксидным покрытием немецкой
фирмы «LACROIX + KRESS»;
♦ применение жестких малоусадочных
картонов, например Т IV фирмы «WEID-
MANN», для прокладок обмотки и ярмо-
вой изоляции, а также применение техно-
логического процесса стабилизации раз-
меров обмотки в процессе изготовления.
На концы винтовых обмоток обычно на-
кладывается дополнительная изоляция, по-
этому необходима их проверка на нагрев.
При необходимости к концам обмотки над-
паиваются дополнительные провода для
уменьшения нагрева отвода. Каждый допол-
нительный провод припаивают только к од-
ному проводу обмотки.
5. Непрерывная обмотка
Непрерывной называется обмотка, со-
стоящая из ряда катушек, расположенных
в осевом направлении и соединенных между
собой последовательно без пайки. Каждая
катушка состоит из нескольких витков, на-
мотанных проводом прямоугольного сече-
ния и расположенных в радиальном направ-
лении. Схема соединений витков и катушек
обмотки показана на рис. 25.9, а. Свое на-
звание обмотка получила от способа ее на-
мотки. Способ отличается тем, что катушки,
началом которых является наружный виток,
сначача наматываются начиная с этого вит-
ка, так что он оказывается внутренним, а за-
тем витки катушки меняются местами (про-
изводится перекладка). Это позволяет намо-
тать всю обмогку непрерывным проводом.
Между катушками располагаются охлажда-
ющие каналы. Преимуществом непрерыв-
ной обмотки является ее большая торцевая
опорная поверхность и поэтому большая ус-
чойчивость по отношению к осевым усилиям
при коротком замыкании, а также большая
поверхность охлаждения. Благодаря указан-
ным преимуществам непрерывные обмотки
§5
Непрерывная обмотка
487
Рис. 25.10. Внутренний переход
непрерывной и переплетенной
обмотки:
/ — прокладка специальная.
применяются в трансформаторах в широком
диапазоне мощностей, обычно в качестве об-
моток на напряжения от 35 до 220 кВ.
Число катушек непрерывной обмотки
обычно четное, при этом начало и конец об-
мотки расположены либо оба снаружи, либо
оба внутри обмотки. Нечетное число катушек
применяют лишь в тех специальных случаях,
когда необходимо вывести один конец снару-
жи, а другой — внутри обмотки. Если начало
обмотки расположено снаружи, то все нечет-
ные катушки будут перекладными, если же
внутри, то перекладными будут все четные.
Непрерывные обмотки могут выпол-
няться как одним, так и несколькими парал-
лельными проводами. Обеспечение плотной
намотки перекладных катушек с ростом чис-
ла параллельных проводов усложняется, по-
этому рекомендуется применять не более че-
тырех параллельных проводов.
Число витков в катушке может быть как
целым, так и дробным. При целом числе
витков внутренние и наружные переходы
располагаются в одном поле. Из-за этого в
местах переходов происходит увеличение
радиального размера катушки на величину
провода и толщину прокладок под перехо-
дами, возникают «ножницы», которые при
прессовке обмотки могут повредить изоля-
цию перехода и соседнего провода. Поэтому
следует применять дробное число витков в
катушке. Числи гель дроби указывает, какое
число полей занимает последний виток, зна-
менатель - полное число полей окружности,
например: ^/16’ 18/20 и т- п- Наименьшее
число полей, не занятых последним витком,
равно числу полей, занятых переходами на-
чала и конца катушки. Внутренние и наруж-
ные переходы при этом сдвинуты друг отно-
сительно друга, и увеличение радиального
размера не происходит.
При радиальном размере провода без изо-
ляции более 2,5 мм на рейке, предшествую-
щей внутреннему переходу, необходимо уста-
навливать специальные прокладки, которые
имеют толщину 0,7—1,0 радиального размера
провода (рис. 25.10), для избежания возник-
новения «ножниц» на внутреннем переходе.
При нескольких параллельных прово-
дах переход каждого провода выполняется
отдельно, при этом в местах переходов про-
изводится перестановка проводов для вы-
равнивания их активного и индуктивного
сопротивлений (общая транспозиция). Эта
транспозиция совершенна только при двух
параллельных проводах. При числе прово-
дов не более трех выполняют обычно толь-
ко перестановку проводов на каждом пере-
ходе, при четырех проводах выполняют по
высоте обмотки еще дополнительно две
групповые транспозиции.
При намотке непрерывной обмотки под-
разделенным проводом необходимо, кроме
транспозиции параллельных проводов, про-
изводить и транспозицию элементарных
проводников каждого подразделенного про-
вода. С этой целью с подразделенного rtpo-
вода снимается общая изоляция, каждый
элементарный проводник разрезается и за-
тем изолируется, чтобы восстановить нор-
мальную толщину изоляции провода в месте
перехода, затем выполняются переходы, вы-
полняется пайка (в стороне от перехода), и
восстанавливается изоляция в месте пайки.
Катушки непрерывной обмотки не долж-
ны отличаться по радиальному размеру. По-
этому катушки с уменьшенным или непол-
ным числом витков «разгоняют» до требуе-
мого радиального размера, закладывая при
намотке между проводами полосы из элект-
рокартона. Полосы устанавливают не в од-
ном месте, а распределяют между нескольки-
ми проводами, симметрично относительно
среднего провода. Разгон необходимо уста-
навливать при числе недомотанных долей
витка более двух, поэтому катушки следует
488
Обмотки
Глава 25
Рис. 25.11. Катушка непрерывной
обмотки:
1 — прокладка специальная; 2— полоса
разгона.
стремиться делать более полными, избегать
катушек с числом витков с небольшим пере-
ходом за целое число (например: 71/20-» 8/40
и т. д.), т. к. в этом случае придется делать
разгон на большей части окружности. Обес-
печить плотную намотку перекладных кату-
шек с разгоном очень трудно. Если все-таки
нельзя избежать катушек с большой недомо-
ткой витков, то следует это делать только в
неперекладных катушках. Пример выполне-
ния катушки с разгоном см. рис. 25.11.
В трансформаторах большой мощности
остро стоит вопрос перегрева крайних кату-
шек обмотки. Это связано с тем, что ближе
к торцу обмотки увеличивается радиальная
составляющая поля рассеяния, и сильно
возрастают потери от этой составляющей
в крайних катушках. Для уменьшения этих
потерь рекомендуется уменьшить количество
витков в крайних катушках на 1—2 витка,
применив для их намотки провод с высотой
меньшей, а радиальным размером большим,
чем основного провода. Если этих мер недо-
статочно, можно образовать один—два осевых
охлаждающих канала полосами по рис. 25.3, з.
Для обеспечения электрической про-
чности непрерывных обмоток трансформа-
торов класса напряжения 110 кВ и выше при
грозовых импульсах применяется защита
емкостными кольцами. Обычно емкостные
кольца устанавливаются у линейного конца
обмотки, но могут применяться и на ней-
тральном конце. Емкостное кольцо (см.
рис. 25.12) состоит из основы (склеенного
бакелитовым лаком электрокартона) с на-
мотанной медной лентой толщиной 0,1 мм
и шириной 20 мм, изолированной кабельной
бумагой. Изоляция емкостного кольца —
24-4 мм лакированной кабельной бумаги. Для
присоединения емкостного кольца к обмотке
к виткам медной ленты припаивают гибкий
кабель. Кабель отвода изолируют бумажной
лентой на конус и сопрягают с изоляцией ем-
костного кольца. Радиальный размер кольца
должен быть равен размеру обмотки.
Емкостные кольца, расположенные у кра-
ев обмотки, должны в сечении иметь тарель-
чатую форму, а кольца внутри обмотки —
прямоугольную. Тарельчатая форма обеспе-
чивает снижение напряженности электри-
ческого поля у угла обмотки. Края кольца
должны быть закруглены. Рекомендуемые
значения радиусов для колец тарельчатой
формы — от 10 до 40 мм, а для стороны, об-
ращенной к обмотке, и для колец прямо-
угольной формы — 2 мм.
Выполнение выхода концов обмотки в
осевом и радиальном направлении показано
на рис. 25.13 и рис. 25.14.
Рекомендации по повышению электро-
динамической стойкости неперывных обмо-
ток те же, что и для винтовых обмоток.
6. Переплетенная обмотка
Переплетенные обмотки применяются
в качестве высоковольтных обмоток на на-
пряжения 2204-1150 кВ. Они отличаются вы-
соким уровнем импульсной электрической
прочности, так как благодаря переплетению
соседних витков и катушек достигается увели-
чение продольной емкости обмотки и вырав-
нивание распределения напряжения вдоль
§6
Переплетенная обмотка
489
Рис. 25.13. Выход конца непре-
рывной и переплетенной обмот-
ки в осевом направлении:
1 — сектор; 2 — ножка; 3 - кре-
пированная бумага; 4 — бандаж.
Рис. 25.14. Выход конца непре-
рывной и переплетенной обмот-
ки в радиальном направлении;
/ — сектор; 2 -- полоса; 3 — коро-
бочка; 4 — крепированная бумага;
5 — бандаж.
Рис. 25.12. Кольцо емкостное:
/ — основа из клееного картона; 2 — отвод; 3 — бакелизированная кабельная бумага; 4 — лента Л ММ
0,1 х 20,0; 5 — кабельная бумага; 6 — крепированная бумага.
обмотки при полном и срезанном импуль-
сах. Конструктивно нереиде генная обмогка
подобна непрерывной. Она отличается элек-
трической последовательностью втков в ка-
тушках (в порядке протекания по ним тока).
Принципиальная схема соединений ка-
тушек и втков переплетенной обмотки по-
казана на рис. 25.15. Для получения такой
схемы намогку переплетенных обмоток ведут
удвоенным количеством параллельных про-
водов: при одном параллельном проводе —
двумя проводами, при двух параллелях — че-
тырьмя и т. д. Например, пусть в каждой ка-
тушке 82-/40 витка, тогда первым проводом
в первой катушке можно намотать4 вит-
ка, вторым — 42/40 втка, а во второй катушке
первым проводом — 4-V40 витка, вторым —
419/40 витка. Т.о.. в каждой паре катушек
каждым проводом наматывается 8 22/^ витка.
После намотки каждой пары катушек
провода разрезают и выполняют пайку в со-
ответствии с электрической схемой. В ре-
зультате рядом оказываются витки, отстоя-
щие друг от друга в электрической схеме на
число витков одной катушки. Соответствен-
но увеличивается напряжение между сосед-
490
Обмотки
Глава 25
ними витками, поэтому в переплетенной об-
мотке применяют провод с более толстой
изоляцией (1,36; 2,00; 2,48; 2,96 мм), чем в
непрерывных обмотках, и к изготовлению
переплетенных обмоток предъявляют более
высокие технические требования (высокое
качество паек и переходов, большая плот-
ность намотки и др.). Пайка соединений
между катушками снаружи переплетенной
обмотки должна быть выполнена на рассто-
янии не менее 200 мм от места перехода
между секциями. При этом отставание спа-
янных проводников от обмотки не допуска-
ется, провод после пайки должен плотно ле-
жать на проводе катушек. Места паек изо-
лируют телефонной бумагой до толщины
Рис. 25.15. Расположение витков при нечетном
количестве витков в переплетенной обмотке.
9 3 9 3 8 2 8 2 7 1 7 1
4 10 4 10 5115116 12 6 12
21 15 21 15 20 14 20 14 19 13 19 13
16 22 16 22 17 23 17 23 18 24 18 24
Рис. 25.16. Расположение витков в перепле-
тенной обмотке из двух параллельных прово-
дов с переплетением параллелей.
собственной изоляции провода и бандажиру-
ют одним слоем крепированной бумаги, а в
переплетенных обмотках класса напряжения
500—750 кВ для изоляции используют собс-
твенную изоляцию провода. В соседних ка-
тушках места паек должны быть удалены друг
от друга на расстояние не менее одного поля.
Переходы в переплетенных обмотках должны
выполняться так же, как в непрерывных.
При выполнении переплетенной обмот-
ки с четным числом витков в катушке в се-
редине радиального размера между парой
переплетенные катушек может возникнуть
большой градиент при срезанном грозовом
импульсе. Также необходимо следить за тем,
чтобы в «открытом» внутреннем канале
между двумя парами катушек не получилось
воздействие напряжения 3 катушек между
крайними витками, что приводит к большой
нагрузке на изоляцию и к вероятности пере-
крытия по внутренней обмоточной рейке.
Во избежание этого рекомендуется входные
(первые от линейного конца) катушки вы-
полнять с нечетным количеством витков.
При этом витки с разностью потенциалов,
равной напряжению 3 катушек, получаются
«утопленными» (см. рис. 25.15), а т.к. элек-
трическая прочность канала внутри катушки
~ на 10 % больше, чем у рейки, то и перепле-
тенная обмотка получается более электри-
чески прочной. При этом необходимо стре-
миться подобрать количество витков в ка-
тушке и расположить внутренние переходы
так, чтобы было минимальное количество
полей с большой разностью потенциалов по
внутренней рейке в «открытом» внутреннем
канале. В хорошо спроектированной пере-
плетенной обмотке удается получить сни-
женные напряжения (одной катушки) между
крайними внутренними витками на «откры-
том канале» везде, кроме мест переходов. При
этом количество витков в катушках получает-
ся с небольшим переходом долей за половину
витка (25/зб; 17/24 и т- д-)- Катушки, удален-
ные от линейного конца, допускается вы-
полнять с четным количеством витков.
При выполнении переплетенной обмот-
ки с двумя параллельными проводами воз-
можно двоякое переплетение проводов —
без переплетения параллельных проводов и
с их переплетением (см. рис. 25.16). Обмот-
ка с переплетением параллельных проводов
имеет удвоенную емкость между соседними
витками, благодаря чему дополнительно
снижаются напряжения грозовых импульсов
на продольной изоляции. Однако следует
учитывать, что при этом вдвое увеличивает-
ся число промежутков ВИТКОВОЙ изоляции,
на которых действуют напряжения, опреде-
ляемые числом витков одной катушки как
§7
Цилиндрическая слоевая обмотка
491
при импульсах, так и при переменных на-
пряжениях, что повышает вероятность про-
боя витковой изоляции. Кроме того, такая
обмотка более трудоемка.
Транспозиция параллельных проводов и
элементарных проводников подразделенно-
го провода в переплетенной обмотке выпол-
няется так же, как в непрерывной обмотке.
Рекомендации по повышению электро-
динамической стойкости переплетенных об-
моток те же, что и для винтовых обмоток.
Так как переплетенная обмотка более
трудоемка по сравнению с непрерывной, то
для уменьшения трудоемкости часто обмот-
ки на напряжение 220-^500 кВ выполняются
комбинированными. В этом случае несколь-
ко первых от линейного конца обмотки ка-
тушек выполняются переплетенными, а ос-
тальная часть обмотки — непрерывной. Но
необходимо учитывать, что в таких обмотках
имеет место большой градиент напряжения
при грозовых импульсах в начале непрерыв-
ной части обмотки.
7. Цилиндрическая слоевая обмотка
В мощных трансформаторах в редких
специальных случаях для обмоток класса на-
пряжения ПО кВ и выше применяются ци-
линдрические слоевые обмотки. При намот-
ке такой обмотки каждый виток в слое ук-
ладывается вплотную к предыдущему витку
в осевом направлении, с переходом из слоя
в слой на обоих торцах обмотки. Витки мо-
гут состоять из одного или нескольких па-
раллельных проводов, располагаемых обыч-
но рядом в осевом направлении. Между сло-
ями образуют масляные каналы, что наряду
с повышением электрической прочности
значительно улучшает ее охлаждение. Кана-
лы образуют с помощью реек или гофриро-
ванного картона. Как правило, намотку ци-
линдрической слоевой обмотки проводят
проводом прямоугольного сечения, с распо-
ложением его как на ребро, так и плашмя.
При этом обмотка имеет трапецеидальное
поперечное сечение: осевая длина слоев
уменьшается ступенями от внутреннего слоя
к наружному, а расстояние от торца слоя
до ярма соответственно увеличивается. На-
ружный слой присоединяется к линии —
это начало обмотки; конец внутреннего
слоя образует ее нейтраль; т. о. обмотка
имеет ступенчатую ярмовую главную изо-
ляцию, увеличивающуюся от нейтрали к
линейному концу. Цилиндрические слое-
вые обмотки изготавливаются различных
видов, отличающихся способом намотки,
устройством межслоевой изоляции и элект-
ростатических экранов для выравнивания
импульсных воздействий по слоям обмотки.
8. Дисковая катушечная обмотка
Дисковая катушечная обмотка отличает-
ся от непрерывной обмотки тем, что для по-
вышения электрической прочности межка-
тушечных каналов каждая катушка имеет
общую катушечную (дополнительную) изо-
ляцию, накладываемую после намотки ка-
тушки. Это требует намотки каждой катушки
отдельно. Каждая катушка имеет несколько
витков (до 25), намотанных один на другой
в радиальном направлении, число парал-
лельных проводов может достигать восьми.
Катушечная изоляция выполняется из лент
кабельной бумаги. Намотанные катушки со-
бирают на шаблоне и соединяют пайкой их
наружные концы, выполненные в виде пере-
ходов из одной катушки в другую. Осевой ка-
нал у внутренней поверхности и радиальные
каналы между катушками образуются П-об-
разными замковыми прокладками.
Дисковые обмотки отличаются большой
механической прочностью в осевом направ-
лении. Катушки с дополнительной изоляци-
ей ранее широко применялись в мощных си-
ловых трансформаторах класса напряжения
110 кВ и выше в качестве входных, а так-
же в обмотках сверхвысоких напряжений
(500-1150 кВ).
Конструкция обмотки из отдельных ка-
тушек позволяет накладывать дополнитель-
ную катушечную изоляцию разной толщины
на каждую катушку соответственно возмож-
ным электрическим воздействиям на межка-
тушечные промежутки и соединять пайкой
непрерывную часть обмотки с дисковой.
Производство дисковых катушечных об-
моток очень трудоемко, поэтому вместо них
в качестве обмоток ВН высоковольтных
трансформаторов стали применять перепле-
тенные или комбинированные обмотки.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 25
1. Сапожников А. В. Конструирование
трансформаторов. — М.: Госэнергоиздат,
1959.
2. Герасимова Л. С., Майорец А. И. Об-
мотки и изоляция масляных трансформато-
ров. — М.: Энергия, 1969.
3. Karsai К., Kerenyi D., Kiss L. Large
power transformers. — Amsterdam — Oxford —
New York — Tokyo: Elsevier, 1987.
492
Трансформаторы сверхвысокого напряжения
Глава 26
Глава двадцать шестая
ТРАНСФОРМАТОРЫ СВЕРХВЫСОКОГО
НАПРЯЖЕНИЯ
1. Введение
Трансформаторы сверхвысокого напря-
жения (СВН) играют важнейшую роль в пе-
редаче больших потоков энергии на значи-
тельные расстояния. Обычно к ним относят-
ся трансформаторы генераторные и сетевые
(в том числе, автотрансформаторы с номи-
нальным напряжением 220—750 кВ).
Трансформаторы на напряжение 1150 кВ
принято называть трансформаторами уль-
травысокого напряжения (УВН).
Основная электрическая сеть объеди-
ненных энергосистем (ОЭС) ЕЭС России
сформирована с использованием двух сис-
тем номинальных напряжений. На большей
части территории России (европейская
часть, Урал, Сибирь) используется система
напряжений 220—500 кВ, в ОЭС Северо-
Запада, западных районах ОЭС Центра и,
частично, в ОЭС Северного Кавказа —
330-750 кВ.
В ближайшем будущем высшим классом
напряжения переменного тока будет 1150 кВ.
Намечается строительство линии 1150 кВ Ал-
тай—Омск—Курган—Челябинск. Сеть 750 кВ
будет развиваться в европейской части ЕЭС
для повышения надежности выдачи мощ-
ности АЭС в ОЭС Северо-Запада и Центра,
а также, при необходимости, для усиления
межгосударственных связей России с Бе-
ларусью и Украиной. Наибольшее развитие
получат сети 500 кВ для присоединения
ОЭС Востока к ОЭС России, усиления ос-
новных связей в ОЭС Северного Кавказа,
Центра, Средней Волги, Урала, Сибири,
Востока, а также развития межсистемных
связей между ОЭС России. Сеть 330 кВ
будет продолжать выполнять системообра-
зующие функции в ряде энергосистем и
ОЭС Европейской части России и обеспе-
чивать выдачу мощности крупных элект-
ростанций.
В настоящее время межсистемные связи
в ОЭС России сформированы на напряже-
нии 220-330-500-750 кВ.
По мере развития сетей 500 и 750 кВ к
сетям 220 и 330 кВ перейдут распределитель-
ные функции.
Характерной особенностью силовых
трансформаторов высших классов напр-
яжения является необходимость увеличения
единичной мощности по сравнению с транс-
форматорами более низких классов напря-
жения. Это вызвано экономическими сооб-
ражениями в связи со значительным уве-
личением пропускной способности линии
электропередач (ЛЭП) более высокого на-
пряжения.
Хронология и технические проблемы
создания трансформаторов СВН и УВН из-
ложены в [1—6].
2. Основные параметры
Основные параметры трансформаторов
220—750 кВ в соответствии с ГОСТ 17544—
93, выпускаемых трансформаторными заво-
дами СНГ, приведены в табл. 26.1, 26.2,
26.3, 26.4.
Обозначения в типе трансформатора:
Т — трехфазный,
О — однофазный;
Д, ДЦ, Ц, НЦ— типы системы охлаждения;
Р — расщепленная обмотка НН;
Н — регулирование напряжения
под нагрузкой;
С — для собственных нужд
электростанции.
Все трансформаторы можно разделить
на следующие группы:
♦ двухобмоточные трансформаторы 220—
750 кВ (табл. 26.1);
♦ автотрансформаторы (АТ) 220—750 кВ
(табл. 26.2);
♦ двухобмоточные трансформаторы 220—
330 кВ с РПН (табл. 26.3);
♦ трехобмоточные трансформаторы 220 кВ
с РПН (табл. 26.4).
Блочные (генераторные) двухобмоточ-
ные трансформаторы напряжением 220 кВ
выполняются трехфазными мощностью от 80
до 1000 МВ • А, напряжением 330 кВ — трех-
фазными мощностью от 125 до 1250 МВ-А,
напряжением 500 кВ — трехфазными мощ-
ностью от 250 до 1000 МВ • А, однофазными
мощностью 415 и 533 МВ • А.
Автотрансформаторы 220/110 кВ выпол-
няются исключительно трехфазными мощ-
ностью от 63 до 250 МВ-А, 330/110 кВ и
330/150 кВ — трехфазными мощностью от
125 до 400 МВ • А, 330/220 кВ — однофазны-
ми мощностью 133 МВ-А.
§2
Основные параметры
493
АТ 500/220 кВ с РПН в линии 220 кВ вы-
полняются однофазными мощностью 167 и
267 МВ • А, 500/110 кВ и 500/220 кВ без тре-
тичной обмотки с РПН в нейтрали выпол-
няются трехфазными мощностью соответс-
твенно 250 и 500 МВ-А.
АТ 750/330 и 750/500 с РПН в нейтра-
ли выполняются только однофазными, на-
пример, мощностью соответственно 300 и
417 МВ-А.
Мощности двухобмоточных трансфор-
маторов 220—330 кВ с РПН и расщепленны-
ми обмотками НН составляют от 32 МВ-А
до 160 МВ-А (220 кВ), 40 и 63 МВ-А (330 кВ).
Трансформаторы мощностью 40 МВ-А ис-
пользуются также в качестве собственных
нужд станций.
Трехобмоточные трансформаторы 220 кВ
имеют ограниченное применение и выпуска-
ются только мощностью 25 и 40 МВ - А.
Таблица 26.1. Типы и основные параметры двухобмоточных трансформаторов 220—750 кВ
Тип трансформатора Номинальная мощность, МВ-А Номинальное напряжение, кВ Напряжение короткого за- мыкания, % Регулиро- вание напряжения
ВН НН или НН1-НН2
ТД-80000/220 80 242 6,30; 10,5; 13,80 11,0 ПБВ на стороне ВН ±2 х 2,5
ТДЦ-125000/220 125 10,50; 13,80; 15,75
ТДЦ(Ц)-200000/220 200 13,80; 15,75; 18,00
ТДЦ(Ц)-250000/220 250 13,80; 15,75 Без регули- рования
ТДЦ(Ц)-400000/220 400 15,75; 20,00
ТНЦ-630000/220 630 15,75; 20,00; 24,00 12,5
ТНЦ-1000000/220 1000 24,00 11,5
ТДЦ-125000/330 125 347 10,50; 13,80 11,0
ТДЦ(Ц)-200000/330 200 13,80; 15,75; 18,00
ТДЦ(Ц)-250000/330 250 13,80; 15,75
ТДЦ(Ц)-400000/330 400 15,75; 20,00 11,5
ТНЦ-630000/330 630 15,75; 20,00; 24,00
ТНЦ-1000000/330 1000 24,00
ТНЦ-1250000/330 1250 24,00 14,5
ТДЦ(Ц)-250000/500 250 525 13,80; 15,75; 20,00 13,0
ТДЦ(Ц)-400000/500 400 13,80; 15,75; 20,00
ТЦ-63ОООО/5ОО 630 15,75; 20,00; 24,00 14,0
ТНЦ-1000000/500 1000 24,00 14,5
ОРНЦ-533000/500 533 524 Д 24,00- д 13,5
ОРЦ-417000/750 417 787 Д 20,00-20,00 24,00-24,00 14,0
494
Трансформаторы сверхвысокого напряжения
Глава 26
Таблица 26.2. Типы и основные пара
Тип автотрансформатора Номинальная мощность, МВ-А Номинальное напряжение, кВ
автотрансформатора обмотки НН ВН СН НН
АТДЦТН-63000/220/110 63 32 230 121 6,6; И; 38,5
АТДЦТН-125000/220/110 125 63
АТДЦТН-200000/220/110 200 80-100
АТДЦТН-250000/220/110 250 100-125 11; 38,5
АТДЦТН-125000/330/110 125 63 330 115 6,6; 11,0
АТДЦТН-200000/330/110 200 80 38,5
АТД ЦТН-250000/330/150 250 100 158 10,5; 38,5
АТДЦТН-400000/330/150 400 400 — 165
А ОД ЦТН-133000/330/220 133 33 330 7з 230 73 10,5; 38,5
АТДЦТН-250000/500/110 250 100 500 121 10,5; 38,5
АТДЦТН-500000/500/220 500 500 500 — 230
АОД ЦТН-167000/500/220 167 50-83 500 уз 230 73 10,5; 11,0
АОДЦТН-267000/500/220 267 67-120 500 73 230 73 15,75; 38,5
АОДЦТН-333000/750/330 333 120 750 уз 330 Уз 10,5; 15,75
АОД ЦТН-417000/750/500 470 120 750 73 500 73
Таблица 26.3. Типы и основные параметры двухобмоточных трансформаторов 22—330 кВ
Тип трансформатора Номи- нальная мощ- ность, МВ-А Номинальное напряжение, кВ Напряжение короткого замыкания, % Регулиро- вание на- пряжения
ВН НН или НН1-НН2 вн-нн ВН-НН1 НН1-НН2
ТРДН-32000/220 32 230 6,3-6,3; 6,6—6,6 11,5 21,0 28,0 В нейтра- ли ВН ±12%, 12 ступеней
ТРДНС-40000/220 40 11,0-11,0; 11,0-6,6
ТРД(ДЦ)Н-63000/220 63
ТРДНС-63000/220 63 6,3-6,3
ТРДЦН-100000/220 100 11,0-11,0 12,5 23,0 28,0
ТРДЦН-160000/220 160
ТРДНС-40000/330 40 330 6,3-6,3; 10,5-10,5 11,0 20,5 28,0
ТРДЦН-63000/330 63 10,5-6,3 18,5
§2
Основные параметры
495
метры автотрансформаторов 220—750 кВ
Напряжение короткого замыкания, % Регулирование напряжения
вн-сн вн-нн сн-нн
11,0 35,0 22,0 РПН влинии СН ±12%, ±8 ступеней
45,0 28,0 РПН в линии СН ±12%, ±6 ступеней
32,0 20,0 РПН в линии СН ±12 %, ±6 ступеней
— —
10,0 35,0 24,0 РПН в линии СН ±12 %, ±6 ступеней
10,5 38,0 25,0
10,5 54,0 42,0
— и,о — РПН в нейтрали ВН от —8,4% до +7,2%, ±6 ступеней
9,0 60,0 48,0 РПН в линии СН ±12 %, ±6 ступеней
13,0 33,0 18,5 РПН в нейтрали ВН от 0—11,8 % до +10 %, ±8 ступеней
— 12,0 — РПН в нейтрали ВН от —11,2 % до +9,4 %, ±8 ступеней
11,0 35,0 21,5 РПН в линии СН ±12 %, ±6 ступеней
Н,5 37,0 23,0 РПН в линии СН ±12 %, ±6 ступеней
10,0 28,0 17,0 РПН в нейтрали ВН от —12,2 % до +9,9 %, ±20 ступеней
11,5 81,0 68,0 РПН в нейтрали ВН от —7,3% до +5,4%, ±20 ступеней
Таблица 26.4. Типы и основные параметры трехобмоточных трансформаторов 220 кВ с РПН
Тип трансформатора Номи- нальная мош- НОСТЫ МВ-А Номинальное напряжение, кВ Напряжение корот- кого замыкания, % Регулирование напряжения
ВН СН НН вн-нн ВН-НН1 НН1-НН2 ВН СН
ТДТН-25000/220 25 230 38,5 6,6 12,5 20 6,5 РПН в нейтрали ±12%, 12 ступеней ПБВ ±2x2,5
ТДТН-40000/220 40 11 12,5 22 9,5
2.1. Мощности
и напряжения короткого замыкания
трансформаторов
Мощности и напряжения КЗ (Ск) транс-
форматоров и автотрансформаторов 220—
750 кВ установлены в ГОСТ 17544—85 и от-
ражают сложившуюся в 60—70-е годы про-
шлого столетия ситуацию с развитием энер-
гетики СССР и потребности в силовых
трансформаторах в условиях централизован-
ного планирования.
Отметим, что в зарубежных стандартах
эти параметры устанавливаются непосред-
ственным заказчиком, исходя из конкрет-
ных условий использования трансформатора.
496
Трансформаторы сверхвысокого напряжения
Глава 26
В таблице 26.5 приведены значения мощ-
ностей и напряжений КЗ блочных трансфор-
маторов мощностью более 400 МВ-А по
ГОСТ 17544—85 и рекомендуемые для повы-
шения надежности энергетических блоков.
Как видно из таблицы 26.1, максималь-
ная трехфазная мощность блочного транс-
форматора по ГОСТ 17544—85 составляет
1250 МВ • А на напряжение 330 кВ (для энер-
гетического блока 1000 МВт).
Существует тенденция в энергетике и
трансформаторостроении за рубежом сни-
жения максимальных мощностей блочных
трансформаторов в трехфазном исполне-
нии. Это обусловлено снижением риска и
экономическими соображениями ввиду не-
обходимости иметь на станциях резервные
трансформаторы для обеспечения надежно-
го электроснабжения. Для мощных энерге-
тических блоков используются только од-
нофазные трансформаторы. Например, для
блока мощностью 1000 МВт на АЭС Кудан-
кулам (Индия) используются однофазные
трансформаторы мощностью 417 МВ-А,
500 ,
7з/ кВ, на Ляньюньганской АЭС (Китай)
/24
однофазные трансформаторы мощностью
550 ,
417 МВ-А, 7з/ кВ.
/24
Значения Ск в силовых трансформато-
рах высших классов напряжения (220 кВ и
выше) были установлены в ГОСТ 17544—85
в 60—70-е годы и отражали тенденции раз-
вития отечественной энергетики в ют пери-
од, при этом недостаточно учитывался фак-
тор увеличения токов КЗ из-за малых зна-
чений в силовых трансформаторах, что
негативно сказалось на надежности электро-
оборудования, в том числе силовых транс-
форматоров.
Зарубежный опыт свидетельствует о
более прагматичном подходе к этому воп-
росу — Ск в блочных трансформаторах
и АТ значительно превышает {/к в анало-
гичных по мощности трансформаторах по
ГОСТ 17544-85.
Таблица 26.5. Мощности и напряжения КЗ блочных силовых трансформаторов
для энергетических блоков 300 МВт и выше
Мощ- ность энергети- ческого блока. МВт Номинальные напряжения обмоток ВН блочных трансформато- ров Мощность блочных трансформаторов, МВ - А Напряжение корот- кого замыкания, %
ГОСТ 17544-85 Рекомендуем ые ГОСТ 17544-85 Ре ко- ме нл ус- м ые
3-фазные 1 -фазные 3-фазныс 1-фазные
300 110, 220, 330, 500 400 — 400 11-13 14-15
500 220, 330. 500 630 — 630 — 11,5-14 15-16
800 220 1000 — — 3 X 333 11,5-14.5 15-16
330 1000 —
500 1000 3 v 333
750 — —
1000 330 1250 — — 3 X 417 14,5 —
500 — 3 X 417 14 15-16
750 — 3 х 417
1500* 500, 750 — — — 3 X 630 — 15-16
Намечаемые блоки АЭС.
§2
Основные параметры
497
Таблица 26.6. Трансформаторы
Тип трансформатора ТДЦ-400000/220 ТДЦ-400000/500 Фирма АВВ
Номинальная мощность, МВ-А 400 400 426
Номинальное напряжение ВН. кВ 242 525 420
Напряжение КЗ, %: по ГОСТ 17544—85 И 13 —
принятое в разработке 12,7 14,5 14,5
Увеличение помимо повышения
электродинамической стойкости обмоток
при КЗ приводит к улучшению технико-
экономических характеристик трансформа-
торов — снижению массы и потерь холос-
того хода. Поэтому при разработке новых
мощных блочных трансформаторов в пос-
леднее время по согласованию с заказчи-
ком и проектными организациями прини-
маются более высокие значения (табли-
ца 26.6).
В таблице 26.5 указаны рекомендуемые
значения Ск для силовых трансформаторов
мощностью 400 МВ - А и выше.
Расчеты показывают, что указанное уве-
личение Ск в блочных трансформаторах прак-
тически не влияет на устойчивость и пропус-
кную способность ЛЭП, так как транс-
форматоров примерно в 2 раза меньше
генераторов.
Еще более актуально увеличение Ск в
автотрансформаторах (АТ). В соответствии
с ГОСТ 17544—85 напряжение КЗ в режиме
ВН-СН в АТ 220—750 кВ составляет 10—
11,5%. Для уменьшения токов КЗ в ряде
случаев в нейтраль АТ включаются токоог-
раничивающие резисторы для снижения то-
ков КЗ. Поэтому рекомендуется в новых
разработках АТ принимать более высокие
значения Ск (11 — 13%).
Естественно возникает вопрос о парал-
лельной работе трансформаторов с различ-
ными (/к.
Для блочных трансформаторов этой
проблемы не существует, так как мощность
блочных трансформаторов при существую-
щей шкале мощностей гидрогенераторов и
трансформаторов, как правило, превышает
необходимую.
Что касается автотрансформаторов, то с
учетом реальных сопротивлений ЛЭП раз-
ница в 10—20% не приводит к ограниче-
нию мощности в режиме ВН-СН. Напри-
мер, выполненные в ВЭИ исследования воз-
можности использования АТ АОДЦТН-
167000/500/220 в МЭС «Волга» в группе
с различными (9,26 % выпуска 1965 г. и
11 % изготовления 2000 г.) показали допус-
тимость такой установки без ограничения
мощности.
2.2» Испытательные напряжения
Требования к электрической прочности
силовых трансформаторов 220—750 кВ уста-
новлены в стандарте ГОСТ 1516.3—96.
Определяемые стандартом требования
к электрической прочности изоляции име-
ют целью, с одной стороны, обеспечить на-
дежную работу изоляции трансформатора
в условиях эксплуатации, с другой — создать
предпосылки для разработки рациональных,
экономичных конструкций.
Стремление к снижению стоимости элек-
трооборудования СВН обуславливает при-
менение более эффективных мер по защите
от перенапряжений и на этой основе сни-
жение испытательных напряжений. Этот
процесс происходит непрерывно во всем
мире.
В СССР испытательные напряжения
нормировались, как известно, стандарта-
ми, в которых для каждого класса напря-
жения предусматривался один уровень ис-
пытательных напряжений [8]. В то же вре-
мя в международной практике для каждого
класса напряжения используется несколько
уровней испытательных напряжений [9].
Установленные в ГОСТ 1516.1—76 [8]
испытательные напряжения базировались
на защитных характеристиках вентильных
разрядников.
В 80—90-х годах получили широкое рас-
пространение ограничители перенапряже-
ний (ОПН), имеющие значительно лучшие
защитные характеристики, чем вентильные
разрядники. В настоящее время ряд фирм
в России производит ОПН на напряжение
10—750 кВ, разрядники сняты с производс-
тва. Это нашло отражение в новом стандарте
ГОСТ 1516.3—96 [10], где для электрообо-
рудования 330-750 кВ предусмотрено два
498
Трансформаторы сверхвысокого напряжения
Глава 26
Таблица 26.7. Нормированные испытательные напряжения
силовых трансформаторов 330—750 кВ по ГОСТ 1516.3—96
Класс напряжения, кВ Уровень ИЗОЛЯЦИИ | Испытательные напряжения, кВ Остающиеся напряжения на ОПН, кВ Защитный интервал Ц|Сп/Ц)СТ
Грозовой импульс Коммутацион- ный импульс Кратковре- менное (одпо- минутное)
Пол- ный Сре- зан- ный Относи- тельно земли Меж- ду фа- зами Относи- тельно земли Меж- ду фа- зами КИ /к = - 1000 А ПГИ /г = = 10000 А КИ ПГИ
о эп а 950 1050 850 1275 395 525 515-572 645-700 1,21-1,32 1,35-1,47
ззи б 1050 1150 950 1425 460 575 700 840 1,35 1,25
500 а 1300 1400 1050 1575 570 800 753-830 912-1008 1,25-1,39 1,28-1,42
б 1550 1650 1230 1845 630 830 1070 1260 1,15 1,23
750 а 1800 1950 1425 2400 750 1100 1125-1180 1293-1466 1,2-1,25 1,22-1,39
б 2100 2250 1550 2550 800 1250 1350 1650 1,15 1,25
уровня испытательных напряжений (табли-
ца 26.7):
«а» — при защите ОПН;
«б» — при защите вентильными разрядни-
ками.
Как видно из таблицы 26.7, испытатель-
ные напряжения уровня «а» на 10% меньше
уровня «б», защитный интервал для уровня
«а» — не менее 1,2 (см. также главу 18).
Экономический эффект от снижения
испытательных напряжений достигается за
счет уменьшения размеров главной и про-
дольной изоляции, в первую очередь, глав-
ных изоляционных промежутков между об-
мотками, которые для маслобарьерной изо-
ляции определяются напряженностями в
масляных каналах у обмоток при воздейс-
твии испытательных напряжений. Расчеты
показывают, что на каждые 10% снижения
испытательных напряжений полная масса
и потери холостого хода силовых трансфор-
маторов снижаются на 4—6%, снижается
также стоимость трансформаторов. Так как
значения допускаемых напряженностей в
масляных каналах у обмоток зависят только
от размера и конструкции масляных кана-
лов, при уменьшении главных изоляцион-
ных промежутков пропорционально увели-
чивается напряженность в масляных кана-
лах при рабочем напряжении.
Многочисленные исследования на мо-
делях показали допустимость такого сниже-
ния испытательных напряжений без сниже-
ния надежности трансформаторов. Много-
летний положительный опыт эксплуатации
трансформаторов 500 кВ со значительно бо-
лее низкими испытательными напряжения-
ми (см. таблицу 26.8) подтверждает целесо-
образность широкого внедрения для транс-
форматоров 330—750 кВ испытательных
напряжений уровня «а».
2.3. Регулирование напряжения
Одним из основных требований, предъяв-
ляемых к конструкции современных транс-
форматоров и автотрансформаторов 220—
750 кВ, является возможность регулирова-
ния напряжения.
В соответствии с действующим стандар-
том ГОСТ 17544—85 все блочные трансфор-
маторы выполняются без регулирования на-
пряжения, кроме трансформаторов 220 кВ
мощностью 80—200 МВ-А, где предусмот-
рено ПБВ ±2 х 2,5%. В других трансформа-
торах, работающих в блоке с генераторами,
напряжение регулируется изменением воз-
буждения генератора. При этом конструкция
трансформаторов допускает возможность пе-
ревозбуждения до 10%. Однако в последнее
время проявляется тенденция к расшире-
нию номенклатуры блочных трансформато-
ров с ПБВ. Зарубежный опыт свидетельству-
ет о широком применении ПБВ в блочных
трансформаторах вплоть до 750 кВ, в ряде
случаев применяется РПН.
Принципиальные схемы регулирования
напряжения и расположения обмоток, при-
меняемые в трансформаторах и автотранс-
форматорах, приведены на рис. 26.1 и 26.2.
§2
Основные параметры
499
Таблица 26.8. Испытательные напряжения силовых трансформаторов 500 кВ
со сниженным уровнем
Тип трансформатора ОРЦ-135000/500 ОРДЦ-135000/500 Волжские ГЭС АТДЦТН- 167000/500/220 ОРЦ-210000/500 Братская ГЭС
Гол поставки, количество 1979 - 3 1981 - 3 1985 - 3 1990- 4 Итого: 13 1987 - 1 1990 - 3 1991 - 8 1992 - 6 1993 - 1 Итого: 19 1990 - 3 1992 - 3 1994 - 2 1995 - 1 Итого: 9
Испытательные напряжения, одноминутное — 460 (570) 460 (570)
Полный грозовой импульс 900 (1300) 1050 (1300) 1050 (1300)
Срезанный грозовой импульс 1000 (1400) 1150 (1400) 1150 (1400)
Коммутационный импульс 850 (1050) 900 (1050) 900 (1050)
* В скобках испытательные напряжения по ГОСТ 1516.3—96 уровень «а».
Все трансформаторы 220—330 кВ обще-
промышленного назначения (двух- и трехоб-
моточные) выполняются с РПН (рис. 26.1
г).
Выбор схемы регулирования напряже-
ния определяется рядом факторов: классом
напряжения, числом фаз, коэффициентом
трансформации, характеристиками регули-
рующей аппаратуры, транспортными огра-
ничениями и другими.
С точки зрения технико-экономических
параметров (расход материалов, потери, ка-
чество регулирования) схема регулирования
в линии СН имеет очевидное преимущество.
Однако применение этой схемы требует пе-
реключающего устройства на напряжение и
линейный ток обмотки СН, кроме того, ре-
гулировочная обмотка в этой схеме подвер-
гается воздействиям импульсного напряже-
ния линии СН, что усложняет обеспечение
изоляции обмотки и отводов РО. Поэтому
при выборе схемы регулирования напряже-
ния важное значение имеет класс изоляции
РПН.
Так, все трехфазные АТ 220/110 кВ, 330/
110 кВ, 330/150 кВ выполняются с регулиро-
ванием напряжения в линии СН 110—150 кВ
по схеме «вилка», когда обмотка РО подклю-
чается к перемычке ВН-СН (рис. 26.2, а).
При этом обмотка РО располагается
снаружи обмотки ВН — эю оптимальный
вариант с точки зрения минимума расхода
материалов и потерь. Исключение составят
АТ 330/110 кВ, в которых обмогка РО рас-
полагается между обмотками СН и НН. Это
вызвано тем, что при коэффициенте транс-
формации между ВН и СН около трех при
расположении обмотки РО снаружи обмот-
ки ВН значительно уменьшаются между
обмотками НН-СН и НН-ВН, что вызывает
большие трудности обеспечения электроди-
намической стойкости обмотки НН.
Однофазные АТ 500/220 кВ выполняют-
ся с регулированием напряжения в линии
СН по схеме рис. 26.2, в, когда обмотка РО
включается в рассечку между обмотками ВН
и СН, при этом обмотки КО и РО располага-
ются на боковом ярме — это наиболее эконо-
мичная схема для однофазных АТ 500/220 кВ,
т. к. устройство РПН класса 220 кВ конс-
труктивно расположено около наружной об-
мотки РО.
Схемы регулирования напряжения в
нейтрали (рис. 26.2, б и 26.2, г) применяются
в том случае, когда применение схем регу-
лирования напряжения в линии СН техни-
чески невыполнимо или значительно услож-
нено. Преимуществом схемы регулирования
в нейтрали является существенное упроще-
ние конструкции АТ и повышение его на-
дежности.
Схема регулирования напряжения в ней-
трали, как известно, имеет недостаток, за-
ключающийся в том, что вследствие «связан-
ного» регулирования обмоток ВН и СН при
изменении напряжения на стороне ВН для
поддерживания постоянным напряжения в
линии СН изменяется возбуждение магнит-
500
Трансформаторы сверхвысокого напряжения
Глава 26
Рис. 26.1. Схема и расположение обмоток двух -
и трехобмоточных трансформаторов 220—750 кВ:
а — блочные трехфазные трансформаторы 220—
500 кВ; б — блочные однофазные трансформаторы
500—750 кВ с расщеплением обмотки НН; в —
двухобмоточные трансформаторы 220 и 330 кВ с
расщеплением обмотки НН; г — трехобмоточные
трансформаторы 220 кВ.
Рис. 26.2. Схема и расположение обмоток авто-
трансформаторов 220—750 кВ:
а — трехфазные автотрансформаторы 220 и 330 кВ
с регулированием в линии СН; б — трехфазные авто-
трансформаторы 500 кВ с регулированием в нейтрали;
в — однофазные автотрансформаторы 500 кВ с регу-
лированием в линии СН; г — однофазные автотран-
сформаторы 750 кВ с регулированием в нейтрали.
§2
Основные параметры
501
ной системы АТ, приводящее к колебаниям
напряжения на обмотке НН, которые обрат-
но пропорциональны коэффициенту выгод-
ности АТ: чем больше коэффициент выгод-
ности (коэффициент трансформации между
обмотками ВН и СН), тем меньше колеба-
ния напряжения на обмотке НН. Например,
для АТ с сочетанием напряжений 500/121 кВ
максимальное колебание напряжения на
обмотке НН при изменении напряжения
на обмотке ВН ±5 % составляет не более
6,5%, что вполне допустимо с точки зре-
ния эксплуатации. Поэтому в трехфазном
АТ АТДЦТН-250000/500/110 применена
схема регулирования напряжения в ней-
трали (рис. 26.2, б).
В автотрансформаторах 750 кВ АОДЦ-
ТН-417000/750/500 и АОДЦТН-333000/750/
330 также применяется схема регулирования
напряжения в нейтрали (рис. 26.2, г), так как
применение схемы регулирования напряже-
ния в линии СН (рис. 26.2, в) технически не-
осуществимо из-за невозможности создания
надежной конструкции РПН класса 330 и
500 кВ с необходимыми параметрами.
Для принудительного перераспределе-
ния потоков мощности между параллельно
работающими линиями электропередач 750
и 330 кВ в АТ АОДЦТН-333000/750/330 бы-
ло внедрено поперечное регулирование на-
пряжений, т. е. изменение фазового угла
между фазными напряжениями обмоток ВН
и СН. Поперечное регулирование в АТ осу-
ществляется за счет подключения в нейтра-
ли регулировочной обмотки трансформато-
ра поперечного регулирования, вектор на-
пряжения которого смещен по отношению к
вектору напряжения ВН и СН на 90° [И].
Из соображения надежности АТ 1150 кВ
АОДЦТ-667000/1150/500 выполняется без
встроенного РПН (см. также главы 3 и 6).
2.4. Потери электроэнергии
Проблема энергосбережения в транс-
форматорах становится все более важной.
При проведении тендеров на поставку
трансформаторов учитывают капитализиро-
ванную стоимость потерь, которая составля-
ет большую часть стоимости годовых затрат.
Поэтому снижение потерь в силовых
трансформаторах является исключительно
актуальной задачей.
В силовых трансформаторах 220—750 кВ
соотношение потерь короткого замыкания
и холостого хода в соответствии с ГОСТ
17544—85 составляет:
♦ в блочных трансформаторах — 2,5—3,2;
♦ в автотрансформаторах — 3,5—5,0.
Следует отметить, что нормирование
потерь в стандартах в настоящее время
является тормозом в совершенствовании
конструкции трансформаторов в части оп-
тимизации экономических параметров: се-
бестоимости и потерь. В условиях рыночной
экономики это является определяющим для
разработчиков трансформаторов. При этом
следует иметь в виду, что стоимость обмо-
точных проводов значительно превышает
стоимость электротехнической стали (в 3—
5 раз), с другой стороны, стоимость потерь
холостого хода примерно в два раза превы-
шает стоимость потерь короткого замыкания.
Поэтому для зарубежной практики транс-
форматоростроения характерны большие
соотношения потерь короткого замыкания и
холостого хода (более 5). Достигается это
в первую очередь за счет снижения потерь
холостого хода.
В отечественной практике при проекти-
ровании новых трансформаторов также ос-
новное внимание уделяется снижению по-
терь холостого хода.
Отметим основные факторы, влияющие
на потери холостого хода.
1. Уменьшение размеров изоляции между
обмотками за счет совершенствования
конструкции изоляции и снижения испы-
тательных напряжений (для трансформа-
торов 330—750 кВ).
2. Применение электротехнических сталей
высших марок (3408 и 3409 по ГОСТ
1427.1—83). Применение сталей высших
марок позволяет снизить потери холос-
того хода на 5—10 %.
3. Применение схемы шихтовки магнито-
провода с полным косым стыком, а так-
же применение стыков типа «степ-лэп»,
что позволяет снизить потери холостого
хода на 10—15 %.
4. Внедрение техпроцесса сборки магнито-
провода без верхнего ярма. Этот техпро-
цесс позволяет снизить потери холосто-
го хода на 3—5 %.
Потери короткого замыкания (нагрузоч-
ные потери) в отличие от потерь холостого
хода зависят от графика нагрузки трансфор-
матора, т. е. могут изменяться в широких
пределах. При постоянной нагрузке работа-
ют, как правило, только блочные (генера-
торные) трансформаторы.
Для мощных трансформаторов потери
короткого замыкания имеют исключительно
важное значение, т. к. помимо потерь энергии
определяют перегревы обмоток и элементов
металлоконструкции. Снижение потерь ко-
роткого замыкания достигается главным об-
502
Трансформаторы сверхвысокого напряжения
Глава 26
разом за счет совершенствования конструк-
ции и применения новых материалов.
Потери короткого замыкания складыва-
ются из потерь в обмотках (омические и до-
бавочные) и добавочные потери в элементах
конструкций.
Рассмотрим более подробно эти состав-
ляющие потерь.
Омические потери в обмотках (У2/?) за-
висят от значения тока, сечения и длины
провода, которые определяют его сопротив-
ление и массу провода.
Добавочные потери в обмотках состав-
ляют 20—25 % от суммарных потерь в обмот-
ках и зависят от конструкции обмоток и рас-
пределения потоков рассеяния. Для мощных
трансформаторов характерны большие со-
ставляющие осевого поля рассеяния, кото-
рые определяют перегревы крайних катушек
обмоток. Эти перегревы могут значительно
превышать средние перегревы обмоток и
в значительной степени определяют конс-
трукцию обмоток.
Снижение добавочных потерь в обмот-
ках достигается за счет следующих мер:
♦ В обмотках НН, где ток составляет бо-
лее 2000 А, применяются, как правило,
транспонированные провода с неболь-
шими размерами элементарных прово-
дов, что позволяет до минимума снизить
добавочные потери в обмотках и тем са-
мым решить проблему снижения пере-
гревов крайних катушек. Для того, что-
бы обеспечить электродинамическую
стойкость обмоток при коротком замы-
кании, при малых размерах элементар-
ных проводников широко применяются
транспонированные провода с эпоксид-
ным покрытием элементарных провод-
ников, что значительно повышает ради-
альную и осевую устойчивость обмоток.
Помимо обмоток НН такие транспони-
рованные провода также иногда при-
меняются в обмотках СН и РО автотран-
сформаторов, где возникают сложности
с обеспечением электродинамической
стойкости при коротком замыкании;
♦ В обмотках ВН всех трансформаторов,
а также в обмотках СН, НН и РО авто-
трансформаторов широко применяются
подразделенные двухжильные и трех-
жильные провода. Применение этих про-
водов позволяет уменьшить добавочные
потери от продольного поля рассеяния,
однако при этом возникают проблемы
со значительными потерями от попереч-
ного поля и, следовательно, с перегрева-
ми в крайних катушках. Поэтому прини-
маются специальные конструктивные
меры для снижения перегревов в этой
зоне обмоток. К ним относятся, напри-
мер, применение в крайних катушках
провода меньшей высоты, выполнение
в крайних катушках дополнительных ка-
налов для охлаждения.
Добавочные потери в элементах метал-
локонструкций составляют от 15 до 40% по-
терь в обмотках. Эти потери распределены
неравномерно в элементах металлоконст-
рукций и сосредоточены в ярмовых балках
магнитопровода, прессующих кольцах и ос-
новная часть в баке: в зонах повышенной
напряженности поля рассеяния обмоток,
прохода отводов с большими токами вдоль
бака, в зоне выводов обмотки НН на крыш-
ке бака.
Поэтому принимается комплекс мер по
снижению потерь и перегревов в элементах
металлоконструкций.
В блочных трансформаторах мощностью
более 200 МВ • А до недавнего времени при-
менялась система шунтирования потоков
рассеяния, которая заключается в том, что
по торцам обмоток НН и ВН устанавливаются
шунты из электротехнической стали, которые
направляют поток рассеяния в магнитопро-
вод. Такая система наряду с другими мерами
позволила снизить добавочные потери в эле-
ментах металлоконструкций на 10—15%.
В настоящее время с появлением новых
материалов и технологий, а также более со-
вершенных методов расчета полей рассеяния
снижение добавочных потерь в элементах ме-
таллоконструкций осуществляется следую-
щими способами:
♦ металлические прессующие кольца заме-
няются на изоляционные из древесно-
слоистого пластика или из прессованного
электрокартона (в зависимости от на-
пряженности электрического поля);
♦ ярмовые балки выполняются из мало-
магнитной стали в случаях, когда расче-
ты показывают значительные потери и
перегревы, превышающие допустимые;
♦ на баке в зоне повышенных напряжен-
ностей полей рассеяния устанавливают-
ся вертикальные магнитные шунты (раз-
меры и расположение шунтов определя-
ются расчетом);
♦ на крышке бака в зоне расположения
выводов НН выполняются маломагнит-
ные вставки, или вся крышка в этой зоне
выполняется из маломагнитной стали.
Применение указанных мер в трансфор-
маторах нового поколения приводит к тому,
что добавочные потери в элементах метал-
локонструкций не превышают 20% от по-
терь в обмотках (см. также главу 4).
§3
Особенности конструкции
503
3. Особенности конструкции
Ниже приведены конструктивные осо-
бенности некоторых узлов трансформаторов
220-750 кВ.
3.1. Обмотки и их расположение
на стержне магнитопровода
Расположение обмоток двух- и трехобмо-
точных трансформаторов 220—750 кВ приве-
дено на рис. 26.1.
Обмотки ВН класса напряжения 220—
750 кВ выполняются с вводом в середину.
Обмотки класса 220 и 330 кВ, а также
500 кВ со сниженным уровнем испыта-
тельных напряжений выполняются комби-
нированными, т. е. зона у линейного вы-
вода переплетенная, остальные катушки
непрерывные. Обмотки 750 кВ и некото-
рые 500 кВ выполняются полностью пере-
плетенными.
В обмотках ВН используются двух- и
трехжильные подразделенные провода, для
повышения электрической прочности меж-
витковой изоляции в качестве изоляции
провода применяется уплотненная кабель-
ная бумага толщиной 0,085 мм.
Обмотки НН двух- и трехобмоточных
трансформаторов, а также автотрансформа-
торов выполняются винтовыми, в блочных
трансформаторах всех мощностей исполь-
зуется, как правило, транспонированный
провод, применение которого позволяет
уменьшить добавочные потери в обмотках
и трудоемкость их изготовления. При этом
следует иметь в виду, что стоимость транс-
понированных проводов значительно выше
стоимости подразделенных проводов (в 2 и
более раза).
Обмотки СН автотрансформатора вы-
полняются непрерывными, в ряде случаев
используется транспонированный провод
с эпоксидным покрытием элементарных
проводов. Преимуществом этих проводов
является то, что во время термовакуумной
обработки обмоток при температуре 1 OS-
HO °C происходит склеивание элементар-
ных проводников, что приводит к значи-
тельному увеличению радиальной и осевой
устойчивости обмотки при коротком замы-
кании.
Обмотки НН с расщеплением на две
части выполняются следующим образом:
♦ в трехфазных двухобмоточных транс-
форматорах 220 и 330 кВ обмотка НН
расщеплена на две части по высоте с вы-
водом каждой части на крышку бака
(рис. 26.1, в);
♦ в однофазных трансформаторах 500 и
750 кВ при расщеплении обмотки НН на
две части каждая часть расщепленной
обмотки располагается на разных стерж-
нях магнитопровода с выводом каждой
части на крышку бака, при этом обмотки
ВН, расположенные на разных стержнях
магнитопровода, соединяются парал-
лельно (рис. 26.1, б);
Обмотки НН всех трансформаторов и ав-
тотрансформаторов располагаются на стерж-
не магнитопровода.
В двух- и трехобмоточных трансформа-
торах 220 и 330 кВ с РПН регулировочная
обмотка располагается снаружи за обмоткой
ВН (рис. 26.1, ей 26.1, г).
Расположение обмоток в автотрансфор-
маторах указано в разделе 2.3 (рис. 26.2).
3.2. Главная изоляция
Характерной особенностью главной изо-
ляции трансформаторов сверхвысокого на-
пряжения является большое количество ба-
рьеров между обмотками, между фазами,
между обмотками и баком, а также значи-
тельные размеры ярмовой изоляции в авто-
трансформаторах. На рис. 26.3 показано
строение главной изоляции автотрансфор-
матора 500/220 кВ.
Барьеры выполняются из «мягкого»
электрокартона марки «А» по ГОСТ 4194—
88, обладающего большей эластичностью и
более высокой электрической прочностью
вдоль поверхности по сравнению с электро-
картоном марки Б.
Расположение барьеров между обмотка-
ми ВН и НН (СН в автотрансформаторах)
выбирается таким образом, чтобы масляные
каналы внутри обмотки ВН и снаружи об-
мотки НН были минимальными (6—8 мм)
с последующим постепенным увеличением
масляных каналов в промежутке между об-
мотками до значения не более 25 мм. Такое
расположение барьеров и размеров масля-
ных каналов является оптимальным с точки
зрения обеспечения электрической про-
чности промежутка, который определяется
главным образом размерами первого масля-
ного канала у обмоток.
В промежутке между обмоткой ВН и ба-
ком необходимо также обеспечить мини-
мальный масляный канал снаружи обмотки
ВН (10—12 мм) с последующим увеличени-
ем масляных каналов, при этом наиболь-
504
Трансформаторы сверхвысокого напряжения
Глава 26
Рис. 26.3. Главная изоляция автотрансформатора 500/220 кВ (низ):
/ — обмотка НН; 2— обмотка СН; 3 — электрокарюнныс барьеры; 4— обмотка ВН; 5— емкостные коль-
ца; 6 — угловые шайбы; 7 — ярмовая изоляция.
ший масляный канал не должен превышать
100 мм.
В концевой изоляции автотрансформа-
торов для обеспечения электрической про-
чности применяются жесткие угловые шай-
бы с большим радиусом закругления, при
этом масляный канал между емкостным
кольцом обмотки СН и первой угловой
шайбой (зона с наибольшими напряжен-
ностями электрического поля) принимает-
ся минимально возможным по конструк-
тивным соображениям и составляет не бо-
лее 14 мм.
3.3. Система охлаждения
Система охлаждения является важным
элементом конструкции трансформатора,
определяющим его тепловой режим. Сис-
тема охлаждения выбирается таким обра-
зом, чтобы обеспечить заданные по ГОСТ
11677—85 превышения над охлаждающей
средой температуры обмоток, масла и эле-
ментов металлоконструкций.
В силовых трансформаторах 220—
750 кВ применяются в основном три сис-
темы охлаждения: Д (естественная цирку-
ляция масла и принудительное воздушное
охлаждение), ДЦ (принудительная цирку-
ляция масла и воздуха) и Ц (принудитель-
ная циркуляция масла и охлаждение во-
дой).
Наибольшее распространение имеют
системы охлаждения Д и ДЦ.
Система охлаждения Д широко приме-
няется в трансформаторах мощностью до
100 МВ-А, выбор этой системы охлаждения
определяется главным образом возможнос-
тью размещения радиаторов по периметру
бака трансформатора. В настоящее время
используются радиаторы следующих типов:
гнутые, прямотрубные и пластинчатые. На-
иболее перспективными и экономичными
являются пластинчатые радиаторы, выпус-
каемые рядом зарубежных фирм, при этом
обдув вентилятора осуществляется либо
снизу, либо двумя вентиляторами сбоку
вдоль охлаждающих поверхностей радиато-
ра. Преимуществом этой системы охлажде-
ния по сравнению с ДЦ является их более
низкая стоимость и потребляемая мощ-
ность, меньший уровень шума, более про-
стая эксплуатация из-за отсутствия насосов.
Однако существенным недостатком систе-
мы охлаждения Д является большой перепад
температур между верхними и нижними
слоями масла (7—10 °C), что требует уста-
новки дополнительных радиаторов для сни-
жения перегревов крайних катушек обмо-
ток. Кроме того, из-за большого количества
радиаторов увеличиваются габариты транс-
форматора. В зарубежной практике широко
применяется выносная система охлаждения
Д для трансформаторов больших мощностей
(до 200 МВ-А).
§3
Особенности конструкции
505
В соответствии с ГОСТ 17544—85 сило-
вые трансформаторы 220—750 кВ мощнос-
тью более 100 МВ - А выполняются с систе-
мой охлаждения ДЦ или Ц. Наиболее широ-
кое применение имеет система охлаждения
ДЦ. Основным преимуществом системы ох-
лаждения ДЦ является больший теплосъем
(по сравнению с радиаторами системы ох-
лаждения Д). Отечественные охладители
Троицкого завода с двумя вентиляторами
обеспечивают теплосъем 180 кВт. Это поз-
воляет осуществить отвод тепла трансфор-
маторов и автотрансформаторов больших
мощностей. В ряде случаев по требованию
заказчика система охлаждения ДЦ выполня-
ется выносной в двух вариантах:
♦ первый — с использованием групповых
охлаждающих устройств ГОУ-3 и ГОУ-4,
т. е. с тремя или четырьмя охладителями,
установленными на общей раме с насо-
сами, коллектором и шкафом управле-
ния системой охлаждения; как правило,
ГОУ снабжаются каретками для пере-
движения по рельсам;
♦ второй — охладители с насосами крепят-
ся на стойке и каждый охладитель тру-
бопроводами сочленяется с баком транс-
форматора.
Зарубежные фирмы предлагают охлади-
тели ДЦ на теплосъем от 100 кВт (с одним
вентилятором) до 400 кВт (с двумя и тремя
вентиляторами), с уровнем звуковой мощ-
ности от 78 до 100 дБ • А. Применение этих
охладителей позволяет уменьшить количес-
тво охладителей, снизить потери электро-
энергии на обслуживание системы охлажде-
ния, значительно снизить уровень шума,
что имеет важное значение при установке
трансформаторов вблизи жилых помеще-
ний в больших городах.
Система охлаждения Ц получила рас-
пространение главным образом в блочных
трансформаторах гидростанций и АЭС.
Преимуществом этой системы охлаждения
перед системой ДЦ является малая энерго-
емкость, меньшие габариты трансформато-
ров (при расположении трансформаторов,
например, в скале). Однако система охлаж-
дения Ц имеет ряд недостатков, в частнос-
ти, вероятность попадания воды в масло, а
также необходимость создания специаль-
ного помещения для охладителей и слож-
ности обслуживания.
Поэтому в последнее время наблюдается
тенденция отказа от системы охлаждения Ц
в пользу ДЦ, учитывая, в частности, воз-
можность приобретения импортных охлаж-
дающих устройств ДЦ.
Система охлаждения НДЦ (принудитель-
ная циркуляция воздуха и масла с направлен-
ным потоком масла в обмотки) находит ог-
раниченное применение — только в случае
крайней необходимости в трансформаторах
предельных мощностей (630 МВ • А и выше)
ввиду сложности конструкции и трудности
обеспечения надежности трансформатора
в случае аварийного прекращения направ-
ленной циркуляции масла.
Установленная мощность вентиляторов
и насосов различных видов систем охлажде-
ния в процентах от суммарной мощности
трансформаторов составляет: Д — 1,1 — 1,5 %,
ДЦ - 5,0-7,0 %, Ц - 1,5-2,0 %.
Как видно из приведенных данных, на-
иболее экономичной с точки зрения энерго-
емкости является система охлаждения Д.
Поэтому, учитывая более низкую стоимость
и более высокую надежность (из-за отсутс-
твия насосов), эта система охлаждения явля-
ется предпочтительной по сравнению с сис-
темами охлаждения ДЦ и Ц.
3.4. Конструктивные
и технологические решения
по повышению электродинамической
стойкости трансформаторов
при коротком замыкании
Вопросам повышения электродинами-
ческой стойкости трансформаторов уделяет-
ся большое внимание при проектировании
трансформаторов.
Проблема обеспечения электродина-
мической стойкости трансформаторов при
КЗ является комплексной задачей, включа-
ющей:
♦ выполнение электромагнитных расчетов
с целью определения радиальных и осе-
вых сил в обмотках и максимального
снижения осевых сил;
♦ выбор материалов и конструктивного
исполнения обмоток, обеспечивающих
механическую прочность обмоток при
КЗ;
♦ выбор материалов и конструкций эле-
ментов прессовки обмоток (ярмовые
балки, прессующие кольца), обеспечи-
вающих механическую прочность этих
элементов при КЗ;
♦ внедрение технологического процесса
обработки обмоток, обеспечивающего
заданные усилия прессовки обмоток
в эксплуатации.
Отметим основные конструктивные и
технологические решения, направленные на
506
Трансформаторы сверхвысокого напряжения
Глава 26
повышение электродинамической стойкос-
ти трансформаторов:
а) применение одноходовой обмотки НН в
блочных трансформаторах вместо ранее
применяемой двухходовой;
б) применение транспонированных прово-
дов с эпоксидным покрытием элемен-
тарных проводников, что значительно
(не менее чем в 1,5 раза) повышает ра-
диальную и осевую устойчивость обмо-
ток при КЗ (рекомендуется применять
в первую очередь в обмотках НН блоч-
ных трансформаторов);
в) в обмотках НН сетевых трансформато-
ров 220—330 кВ, где применяется обыч-
ный провод ПБ или ПБП, эффективны-
ми средствами повышения радиальной
устойчивости обмоток являются: намот-
ка на бакелитовые цилиндры, установка
электрокартонных шайб между катуш-
ками и пропитка обмоток специальным
лаком с последующей запечкой. Эти ме-
ры в комплексе позволяют увеличить ра-
диальную устойчивость обмоток не ме-
нее, чем на 30 %;
г) в регулировочных обмотках, которые
наиболее подвержены повреждениям
в эксплуатации, принимаются следую-
щие меры: намотка на бакелитовый ци-
линдр, бандажировка стеклолентой и
пропитка лаком. В отдельных случаях
для мощных автотрансформаторов эф-
фективно применять транспонирован-
ный провод с эпоксидным покрытием
элементарных проводников;
В л а го соде ржание,
1 2 3 4 5 6 7 8
Этапы изготовления и эксплуатации
Рис. 26.4. Изменение влагосодержания в об-
разцах электрокартона в процессе изготовле-
ния, транспортировки, монтажа и эксплуата-
ции АТ АОДЦТН-417000/750/500:
/ — после сушки и пропитки; 2 — после третьей
сборки; 3 — перед демонтажом; 4 — после демон-
тажа; 5— перед ревизией на монтаже; 6 — после
ревизии; 7 — после подсушки и заливки маслом;
8 — после трех лет эксплуатации (азотная защита
масла).
д) учитывая, что обеспечение заданных сил
прессовки обмоток в эксплуатации яв-
ляется в ряде случаев определяющим
электродинамическую стойкость транс-
форматоров, необходимо внедрение тех-
нологического процесса обработки об-
моток, который бы свел до минимума
процент снижения сил прессовки обмо-
ток в эксплуатации (не более 10—15%).
Для этого необходимо:
♦ в обмотках применять только жест-
кий электрокартон марки В по ГОСТ
4194—82,
♦ обмотки сушить (стабилизировать)
под большим постоянным давлением
не менее 48 часов;
♦ до насадки на стержень обмотки
должны находиться на воздухе не бо-
лее 72 часов;
♦ прессовка обмоток на окончательной
сборке трансформатора должна про-
водиться заданными усилиями, при-
чем одновременно всех обмоток всех
стержней (см. также главу 12).
4. Технологические процессы
обработки изоляции
трансформаторов
Конструкция трансформаторов сверх-
высокого напряжения (220 кВ и выше) по
сравнению с трансформаторами более низ-
ких классов напряжения характеризуется
значительно большей массой изоляцион-
ных материалов и более высокими напря-
женностями в изоляции. Эти особенности
трансформатора СВН предопределяют по-
вышенные требования к технологическим
процессам обработки изоляции, основной
задачей которых является удаление газов
и влаги из твердой изоляции и из пропи-
тывающего изоляцию трансформаторного
масла на всех этапах изготовления транс-
форматора: от сушки и пропитки маслом
на заводе до монтажа на месте его уста-
новки.
Многочисленные исследования [12] по-
казывают, что влага, газы и механические
примеси при определенных условиях и кон-
центрациях оказывают значительное влия-
ние на электрическую прочность изоляции
трансформаторов. Следует также иметь в ви-
ду, что в процессе эксплуатации трансфор-
маторов при наличии даже специальных мер
по защите масла происходит увлажнение
изоляции за счет старения твердой изоляции
§5
Защита внутренней изоляции трансформаторов в эксплуатации
507
Рис. 26.5. Генераторный (блочный) трансформатор мощностью 400 МВ • А напряжением 220 кВ
(тип ТДЦ-400000/220), подготовленный к перекатке на рабочий фундамент.
и масла и диффузии влаги из окружающего
воздуха через уплотнения.
Поэтому разработаны такие технологи-
ческие процессы обработки изоляции, ко-
торые позволили получить на заводе и при
монтаже низкие значения остаточного вла
госодержания в твердой изоляции и в мас-
ле; особое внимание уделяется очистке и
дегазации масла, заливаемого в трансфор-
матор.
О влиянии влагосодержания на характе-
ристики изоляции — см. главу 19.
В главе 10 приведено описание про-
цессов сушки и дегазации изоляции на за-
воде.
Для оценки влияния технологических
процессов на характеристики изоляции
были проведены измерения влагосодержа-
ния образцов электрокартона, заложенных
в один из АТ АОДЦТН-417000/750/500 и
прошедших весь цикл технологической об-
работки изоляции вместе с активной час-
тью (определение влагосодержания произ-
водилось методом Дина-Старка) [13]. Как
видно из рис. 26.4, в процессе сборки,
транспортировки и монтажа влагосодержа-
ние в твердой изоляции увеличивается
вследствие поверхностного увлажнения
(наибольшее увеличение — при ревизии на
монтаже), но последующая обработка вос-
станавливает его почти до первоначального
значения. Если при сушке на заводе влаго-
содержание в электрокартоне составляло
0,18%, то при вводе в эксплуатацию не
превысило 0,25 %.
5. Защита внутренней
изоляции трансформаторов
в эксплуатации
Так как основным источником увлажне-
ния изоляции трансформаторов в эксплуа-
тации является окружающий воздух, содер-
жащий воду и кислород, в трансформаторах
508
Трансформаторы сверхвысокого напряжения
Глава 26
СВН необходимо применение более совер-
шенных защит масла, чем обычно приме-
няемый силикагелевый осушитель, исполь-
зование которого при неблагоприятной
эксплуатации приводит через 10 лет к уве-
личению влагосодержания в твердой изоля-
ции до 3—5 % [12].
При освоении трансформаторов 750 и
1150 кВ были разработаны и внедрены пер-
воначально азотная и затем пленочная за-
щита масла, исключающие контакт масла в
расширителе с окружающим воздухом [14]
(см. главу 14).
При относительной простоте конструк-
ции азотной защиты она имеет ряд недо-
статков. Основной недостаток заключается
в том, что масло насыщается азотом и тем
самым не исключается вероятность выделе-
ния пузырьков азота при резком изменении
температуры масла. Кроме того, конструк-
ция азотной защиты громоздка из-за нали-
чия эластичных резервуаров, размещенных
в металлических защитных шкафах, экс-
плуатация трансформаторов осложняется
необходимостью постоянного контроля
давления.
Для того, чтобы исключить колебания
давления в надмасляном пространстве при
изменении температуры, что опасно из-за
вероятности выделения в масле пузырьков
азота, надмасляное пространство соединяет-
ся с эластичным резервуаром, заполненным
азотом. Объем резервуара выбирается та-
ким, чтобы при наибольших температурах
масла избыточное давление не превысило
3,1 • 102 Па.
Свободной от указанных недостатков
является пленочная защита масла — систе-
ма герметизации трансформаторов с помо-
щью эластичной емкости, расположенной
в расширителе (см. главу 14). Периодиче-
ский анализ масла на одном из трансфор-
маторов ОРЦ-417000/500, оборудованном
пленочной защитой, показал, что после
7 лет эксплуатации газосодержание масла
не превысило 0,3, влагосодержание —
6 г/т, влагосодержание в твердой изоля-
ции — 5 %.
В настоящее время на всех трансформа-
торах 220—750 кВ устанавливается пленоч-
ная защита масла.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 26
1. Кронгауз Ю. С., Рабинович С. И.
Трансформаторное оборудование для Волж-
ской ГЭС имени В.И. Ленина и линий элек-
тропередач 400 кВ. Дальняя электропередача
Волжская ГЭС имени В.И. Ленина. — М.:
Госэнергоиздат, 1958.
2. Шифрин Л.Н. Силовые трансформа-
торы 500 кВ, дальние электропередачи 500
кВ. М.: Энергия, 1964.
3. Воеводин И. Д., Шифрин Л. Н., Чор-
ноготский В. М. и др. Создание силовых
трансформаторов 750 кВ. В кн.: Электропе-
редачи 750 кВ, Госэнергоиздат, 1975.
4. Воеводин И. Д., Шифрин Л. Н. и др.
Производство и испытание силовых транс-
форматоров 750 кВ. В кн.: Электропередачи
750 кВ. М.: Госэнергоиздат, 1975.
5. Воеводин И. Д., Чорноготский В. М.,
Шифрин Л. Н. и др. Вопросы создания си-
ловых автотрансформаторов ультравысокого
напряжения. Доклад на СИГРЭ, № 12-06,
1972.
6. Чорноготский В. М., Шифрин Л. Н.
Новые автотрансформаторы и генераторные
трансформаторы 1150 кВ. Доклад на заседа-
нии рабочей группы 33-04, СИГРЭ, 1990.
7. Сапожников А. В. Уровни изоляции
трансформаторов на высокие напряжения.
Электричество, 1965, № 4.
8. ГОСТ 1516.1—76. Электрооборудова-
ние переменного тока на напряжение от 3 до
500 кВ. Требования к электрической про-
чности изоляции.
9. Стандарт МЭК. Публикация 60076-3.
Силовые трансформаторы. Часть 3. Уровни
изоляции и испытания изоляции.
10. ГОСТ 1516.3—96. Электрооборудова-
ние переменного тока на напряжение от 1 до
750 кВ. Требования к электрической про-
чности изоляции.
11. Френкель В. Ю., Шифрин Л. Н., Гра-
бовская Н. М. Продольно-поперечное регу-
лирование напряжения в мощных автотран-
сформаторах 750 кВ. Электротехническая
промышленность, 1974, № 11.
12. Лизунов С. Д. Сушка и дегазация изо-
ляции трансформаторов высокого напряже-
ния. М.: Энергия, 1971.
13. Шифрин Л. Н., Филатова Л. И. Осо-
бенности технологической обработки изо-
ляции автотрансформаторов 750 кВ. Техно-
логия электротехнического производства,
1970. Вып. 24.
14. Френкель В. Ю., Шифрин Л. Н., Ли-
мин Ю. Е., Головань Г. Д., Гликман И. И.
Защита внутренней изоляции мощных вы-
соковольтных трансформаторов. Электри-
ческие станции, 1974. № 10.
§ I
Режимы работы линий и роль реакторов
509
Глава двадцать седьмая
ШУНТИРУЮЩИЕ РЕАКТОРЫ
При работе линий электропередачи по
ним передается как активная, так и реактив-
ная мощность. Последняя может быть ин-
дуктивной, зависящей от полезной нагрузки
линии (электродвигатели, трансформаторы),
или емкостной. Емкостная мощность опре-
деляется, прежде всего, емкостью линий, а
также емкостью конденсаторных батарей.
Для регулирования потоков реактивной
мощности используются электрические шун-
тирующие реакторы. Реакторы включаются
между фазами линии и землей и компенси-
руют емкости линии.
Необходимая мощность подключаемых
реакторов зависит от длины линии и нагруз-
ки. В первую очередь реакторы нужны для
дальних линий высоких и сверхвысоких на-
пряжений (СВН).
1. Режимы работы линий
и роль реакторов
Любая линия электропередачи может
быть представлена схемой замещения
(рис. 27.1) с распределенными параметрами —
индуктивностью, определяемой магнитным
полем тока линии, емкостью, характеризую-
щей электрическое поле в изоляции линии,
и активными сопротивлениями, определяе-
мыми потерями энергии в проводах и в изо-
ляции (за счет токов проводимости и коро-
ны). Распределение напряжения вдоль линии
бесконечной длины выражается формулой
U(x) = (7(0) • chyx — /(0) • Z- shyx,
где x — текущая координата линии, (/(0) —
амплитуда напряжения в начале линии, Z —
волновое сопротивление и у — постоянная
распространения, определяемые распреде-
ленными параметрами линии.
При удалении от начала напряжение и
ток меняются по амплитуде и по фазе, при-
чем напряжение возрастает в соответствии
с рис. 27.2. В реальных линиях при наличии
в конце линии активной нагрузки напряже-
ния вдоль линии снижаются, и при мощнос-
ти нагрузки, равной
Р = U2/Z при U = (7(0),
напряжения во всех точках линии становят-
ся одинаковыми. Такая мощность называет-
ся натуральной мощностью линии.
При передаче активной мощности мень-
ше натуральной и наличии индуктивной на-
грузки напряжение в конце линии может
быть равно по модулю напряжению в нача-
ле, но в промежуточных точках оно будет
повышенным. От обоих концов линии к ее
середине будут течь емкостные токи. Повы-
шенные напряжения могут быть опасны для
изоляции линии и присоединенного обору-
дования, а емкостные токи вызывают допол-
нительные потери энергии, снижают про-
пускную способность линии и устойчивость
параллельной работы энергосистем.
Включение шунтирующих реакторов ус-
траняет эти недостатки благодаря компенса-
ции емкости линии. При равномерном рас-
пределении индуктивности реакторов вдоль
линии их суммарная мощность для полной
компенсации определяется емкостной про-
водимостью всей линии. В действительнос-
ти реакторы устанавливаются в ограничен-
ном числе точек, например, по концам ли-
нии и в середине длины. Необходимая
Рис. 27.1. Схема замещения
длинной линии:
ЬЛ — индуктивность линии, Сл —
емкость линии, 7?пров — сопротив-
ление провода, 7?из — сопротивле-
ние изоляции.
Рис. 27.2. Распределение напряже-
ния вдоль холостой длинной линии.
0
X
510
Шунтирующие реакторы
Глава 27
Рис. 27.3. Перенапряжения в линии
500 кВ:
а — напряжение на реакторе при от-
ключении воздушным выключателем,
б — напряжение на линии при трех-
фазном АП В.
0 10 20 30 40 50 60 70 ms
мощность будет тем больше, чем меньше
число точек подключения. Так, при подклю-
чении к линии длиной 1000 км только на од-
ном конце необходима мощность реакторов
1,73 натуральной, на двух концах (по 50%) —
1.16, а в трех точках (но 25 % по концам и
50 % в середине) — 1,075 натуральной. Вы-
бор точек подключения должен определять-
ся технико-экономическим расчетом, учи-
тывающим параметры линии и режимы ее
работы. Для линий 500 кВ оптимальным яв-
ляется расстояние между точками подклю-
чения реакторов порядка 400 км.
Кроме повышения рабочих напряже-
ний, в энергосистемах возникают повышен-
ные напряжения, вызванные различными
оыс'юнениями от нормального режима рабо-
ты. Так, отключение нагрузки на конце ли-
нии приводит к повышению напряжения
не только за счет емкостных токов, но и
вследствие возникающего при этом само-
возбуждения генераторов. Другой причиной
может быть феррорезонанс, вызванный не-
линейностью индуктивности намагничива-
ния трансформаторов. Длительность таких
режимов может достигать десятков минут.
Различные коммутации сопровождаются
перенапряжениями при переходных процес-
сах, когда возникает свободная составляю-
щая напряжения, наложенная на принужден-
ную. Длительность перенапряжений опреде-
ляется свободной составляющей, имеющей
обычно характер колебаний частотой от ки-
логерц до десятков килогерц с большой ам-
плитудой в начале и быстрым затуханием.
Длительность переходного процесса обычно
составляет 0,12—0,15 с, а время воздействия
максимальных перенапряжений — 0,01 —
0,03 с. Наиболее опасные коммутационные
перенапряжения возникают при отключе-
нии несимметричных коротких замыканий,
отключении линий в режиме асинхронного
хода (после неудачного включения двух
энергосистем на параллельную работу или
при потере устойчивости параллельной ра-
боты) и холостых линий. Во всех этих слу-
§2
Технические требования к реакторам
511
чаях перенапряжения на линиях СВН могут
достигать (3—3,5)£/ф, в то время как изоля-
ция рассчитана на коммутационные перена-
пряжения 2,5 Сф ддя линий 500 кВ, 2,1 Сф
для 750 кВ.
На рис. 27.3 показаны наибольшие ком-
мутационные перенапряжения, зарегистри-
рованные в линиях 500 кВ при отключениях
реакторов и при АП В (по данным А. А. Ако-
пяна — ВЭИ).
Для снижения коммутационных перена-
пряжений в аварийной ситуации может пот-
ребоваться подключение дополнительных
реакторов. При этом нельзя использовать
обычные выключатели из-за слишком боль-
шого времени срабатывания. Для таких слу-
чаев разработана схема искрового подклю-
чения, когда при перенапряжениях срабаты-
вает специальный искровой промежуток,
отделяющий реактор от линии. После сра-
батывания он шунтируется разъелинителем-
отделителем, а после восстановления нор-
мального режима реактор отключается вы-
ключателем.
Реакторы являются одним из средств,
позволяющих снизить коммутационные пе-
ренапряжения и повышение рабочих напря-
жений. Реакторы, присоединенные на гене-
раторных шинах, компенсируют емкостной
ток линии и препятствуют самовозбужде-
нию. Реакторы уменьшают амплитуду при-
нужденной составляющей и частоту собс-
твенных колебаний, снижают вероятность
повторных зажиганий в выключателях при
отключениях холостых линий, облегчают ус-
ловия гашения дуги при КЗ на линии. Все
это позволяет снизить воздействия на изо-
ляцию линий и оборудования и повысить
надежность энергосистем.
2. Технические требования
к реакторам
Как было сказано ранее, реакторы необ-
ходимы в первую очередь для линий на на-
пряжения 500 кВ и выше. Однако они могут
подключаться к линии через трансформато-
ры, на напряжения 35 и 110 кВ, что позво-
ляет уменьшить их стоимость за счет облег-
чения изоляции, а также стоимость комму-
тационных и защитных аппаратов.
С другой стороны, такое включение
имеет ряд недостатков: реакторы создают
дополнительную нагрузку трансформато-
ров, что приводит к необходимости увеличе-
ния мощности последних; увеличиваются
суммарные потери энергии; мощность реак-
торов должна быть выше с учетом снижения
напряжения на них в некоторых режимах.
Кроме того, по условиям снижения комму-
тационных перенапряжений реакторы нуж-
но включать на напряжение линии. По этим
причинам большая часть реакторов в ли-
ниях 500 кВ подключается непосредствен-
но к линии, и лишь около 1/3 суммарной
мощности — через трансформаторы.
Сети 220 и 330 кВ обычно не требу-
ют обязательного подключения реакторов.
В крайнем случае можно использовать реак-
торы на напряжение 110 и 35 кВ.
Таким образом, необходимы реакторы
на напряжения 35, 110, 500 кВ и выше. При
этом в качестве номинальных для реакторов
приняты более высокие напряжения, чем
для сети, что учитывает возможность повы-
шения рабочих напряжений в точках под-
ключения реакторов. Выбор номинальных
мощностей реакторов основывается на со-
ображениях, изложенных в п. 1, с учетом оп-
тимальных расстояний между пунктами их
подключения.
К основным параметрам реакторов, кро-
ме напряжения и мощности, относятся по-
тери энергии в реакторе при номинальном
напряжении.
Стандартами нормируется также число
фаз, состояние нейтрали системы, номи-
нальная частота.
Технические требования включают так-
же следующие условия, нормы и правила.
Условия эксплуатации
Высота установки над уровнем моря
должна быть не более 1000 м для реакторов
на напряжения до 500 кВ включительно и
500 м — для напряжений выше 500 кВ.
При необходимости установки на боль-
шей высоте должны применяться специаль-
ные вводы с усиленной внешней изоляцией,
но и в этом случае высота не должна быть
более 3500 м. Температура окружающего
воздуха устанавливается в соответствии с
климатическими условиями.
Характеристики физических процессов
Сюда относятся превышения температу-
ры отдельных частей реактора над темпера-
турой охлаждающей среды, вибрационные
смещения стенок бака и систем охлаждения
реактора, уровень шума. В некоторых случа-
ях могуч нормироваться линейное!ь харак-
теристики намагничивания, содержание вы-
сших гармоник в токе при синусоидальном
напряжении на вводах, токи включения,
уровень радиопомех.
Допустимые превышения температуры
частей реактора принимаются такими же,
512
Шунтирующие реакторы
Глава 27
как для трансформаторов. При номиналь-
ном напряжении они должны быть не более:
для масла в верхних слоях — 60 К; для об-
моток — 65 К при естественной циркуляции
масла или принудительной с ненаправлен-
ным потоком, и 70 К при принудительной
с направленным потоком масла; для повер-
хностей магнитной системы и элементов ме-
таллоконструкций — 75 К.
Виброакустические характеристики ус-
танавливаются в зависимости от мощности
и напряжения реактора.
Требования к изоляции
В условиях эксплуатации изоляция ре-
акторов подвергается следующим электри-
ческим воздействиям: рабочее напряжение
(включая наибольшее) — неограниченно
длительно, кратковременные повышения
рабочего напряжения, внутренние перена-
пряжения, атмосферные перенапряжения.
Технические требования включают комп-
лекс испытаний напряжениями, гарантиру-
ющий эксплуатационную надежность. В не-
го входят испытания напряжениями:
1) кратковременным (одноминутным) про-
мышленной частоты;
2) длительным (0,5—1 час) промышленной
частоты с измерением уровня частичных
разрядов;
3) коммутационных импульсов;
4) полного грозового импульса;
5) срезанного грозового импульса.
Изоляция реакторов на напряжения
500 кВ и выше должна выдерживать все ви-
ды испытательных напряжений, 220 кВ —
кроме (3), 110 кВ и ниже — кроме (2) и (3).
Значения напряжений установлены в соот-
ветствии с классом изоляции.
Конструктивные требования
Эти требования касаются устройства
вводов и зажимов, установки встроенных
трансформаторов тока, защиты масла от ув-
лажнения и загрязнения, устройства расши-
рителя, бака, арматуры для заливки, типа
системы охлаждения и управления ею, при-
боров контроля состояния реактора, прибо-
ров защиты, приспособлений для подъема,
перемещения и заземления.
Механическая прочность
Прежде всего нормируется прочность
баков — остаточное давление при вакууме
и избыточное давление, которые бак должен
выдержать при испытаниях в течение опре-
деленного времени. Кроме того, могут уста-
навливаться требования к механической
прочности активной части реактора (при
подъеме) и собранного реактора при погруз-
ке на транспортер.
К механической прочности следует так-
же отнести требования, касающиеся транс-
портирования, в частности, допустимые ус-
корения, и требования по сейсмостойкости.
Надежность
Эта категория требований включает
срок службы, срок гарантий изготовителя и
стандартные показатели надежности (обыч-
но вероятность безотказной работы).
3. Виды реакторов
Наиболее широкое распространение в
энергосистемах получили реакторы посто-
янной мощности для работы в сетях напря-
жением 500 кВ и выше, однофазные, соеди-
няемые в трехфазную группу по схеме «звез-
да с глухо заземленной нейтралью». Они
достаточно надежны и просты в эксплуата-
ции. Их основной недостаток — отсутствие
возможности регулировать мощность, поэ-
тому в случае необходимости приходится от-
ключать часть реакторов, имеющихся в ли-
нии передачи.
В некоторых случаях это приходится де-
лать очень часто, например, ежедневно при
суточных изменениях нагрузки. С другой
стороны, при отключении части реакторов
ухудшается защита линии от перенапряже-
ний. В связи с этим желательно иметь реак-
торы, мощность которых можно регулиро-
вать под напряжением (управляемые реакто-
ры — см. ниже, гл. 30).
Иногда требуется иметь возможность
отобрать от линии высокого напряжения не-
большую мощность в месте установки реак-
тора — например, для питания собственных
нужд подстанции, или для электроснабже-
ния небольших населенных пунктов. В та-
ких случаях вместо установки дорогостоя-
щих высоковольтных трансформаторов не-
большой мощности можно использовать
реакторы с устройством отбора мощности.
Отбор может быть осуществлен по транс-
форматорной или автотрансформаторной
схеме. Кроме снижения капитальных затрат,
такие реакторы можно использовать для
кратковременной форсировки реактивной
мощности, замыкая накоротко или через со-
противление вторичную сторону отбора, на-
пример, с целью ограничения коммутацион-
ных перенапряжений.
Если с той же целью применяется ис-
кровое подключение, то можно специально
разработать реакторы для кратковременного
включения в аварийных режимах. Они требу-
ют значительно меньшего расхода материа-
§4
Конструкции реакторов
513
лов, простой системы охлаждения (или мо-
гут работать вообще без системы охлаж-
дения). С другой стороны, к ним могут
предъявляться более жесткие требования по
электрической прочности при коммутаци-
онных перенапряжениях и по электродина-
мической стойкости при токах включения.
Для увеличения мощности при повыше-
нии напряжения на линии, в том числе при
перенапряжениях, можно применять насыща-
ющиеся реакторы с нелинейной вольтампер-
ной характеристикой. Такие реакторы долж-
ны иметь замкнутую магнитную систему без
немагнитных зазоров, с индукцией в рабочей
области близко к колену насыщения.
Для облегчения условий восстановления
нормальной работы линий передачи после
короткого замыкания и автоматического
повторного включения применяются реак-
торы, нейтраль трехфазной группы которых
замыкается на землю через т. н. компенси-
рующий реактор. При этом на изоляцию
нейтрали в условиях эксплуатации воздейс-
твуют как напряжения рабочей частоты,
вызванные несимметрией фазных напря-
жений, так и грозовые и коммутационные
перенапряжения. Поэтому в технические
требования включаются соответствующие
испытательные напряжения изоляции ней-
трали. Реакторы с нейтралью, заземляемой
через компенсирующий реактор, по конструк-
ции могут отличаться от обычных реакторов.
боковых шунтов — стержневой; при отсутс-
твии стержней — броневой; при наличии
только торцевых ярем — ярмовой (рис. 27.4).
Во всех реакторах, кроме насыщающих-
ся, в магнитных системах должны быть не-
магнитные зазоры, от которых зависит ин-
дуктивность и, следовательно, мощность ре-
актора, а также линейность вольтамперной
характеристики. В бронестержневой и
стержневой магнитных системах зазоры
обычно делаются в стержнях, которые с этой
целью выполняются в виде отдельных маг-
нитных вставок, дистанцируемых одна от
другой жесткими изоляционными проклад-
ками, например, фарфоровыми шайбами.
Размеры каждого немагнитного зазора неве-
лики по сравнению с магнитными вставка-
ми, и рассеяние («выпучивание») магнитно-
го потока в зазорах незначительно.
Частным случаем бронестержневой сис-
темы является система с одним стержнем.
Стержневая магнитная система должна
иметь по крайней мере два стержня и два
ярма. При этом на одном из стержней мо-
жет не быть обмотки, в этом случае он вы-
полняет роль бокового шунта. Он должен
иметь сечение, рассчитанное на полный
магнитный поток. В бронестержневой сис-
теме с одним стержнем суммарное сечение
всех шунтов также должно быть рассчитано
на полный поток.
4. Конструкции реакторов
В общем случае реактор состоит из сле-
дующих основных частей: остов, представ-
ляющий собой магнитную систему и кон-
структивные крепящие элементы (балки,
стяжные бандажи и т. п.); обмотка; электри-
ческая изоляция; система прессовки и амор-
тизации; электромагнитные и электростати-
ческие экраны — все эти части в сборе со-
ставляют активную часть; далее следуют бак,
вводы, система охлаждения, система защиты
от атмосферных воздействий. Кроме того,
в состав реактора входят различные уст-
ройства контроля, управления и защиты (га-
зовое реле, клапан давления, термосигнали-
затор, указатель уровня масла, встроенные
трансформаторы тока и др.).
Магнитная система служит для канализа-
ции магнитного потока и включает стержни,
проходящие внутри обмоток, торцевые ярма и
боковые шунты — вне обмоток. Если присутс-
твуют все указанные части, магнитная система
называется бронестержневой; при отсутствии
Д)
Рис. 27.4. Наиболее распространенные схемы
магнитной системы:
а — бронестержневая, б — стержневая, в — бро-
невая, г — ярмовая, д — стержневая трехфазная.
1 — стержень, 2 — немагнитный зазор, 3 — ярмо
(верхнее), 4 — боковое ярмо (шунт), 5 — обмотка.
514
Шунтирующие реакторы
Глава 27
В броневой системе магнитный поток,
индуктируемый в обмотке, замыкается через
боковые шунты и торцевые ярма. Длина не-
магнитного зазора равна осевому размеру
обмотки. Рассеяние магнитного потока в об-
мотке зависит от степени экранирования об-
мотки боковыми шунтами и ярмами: чем
меньше расстояние между ними и обмоткой,
и чем большую часть поверхности обмотки
они закрывают, тем меньше рассеяние.
Магнитные системы всех указанных вы-
ше типов могут быть плоскими (планарны-
ми) и пространственными. Наиболее часто
встречаются планарные системы в трехфаз-
ных реакторах с тремя стержнями (стержне-
вая конструкция), стремя стержнями и двумя
боковыми ярмами (бронестержневая); в од-
нофазных — с двумя стержнями (при парал-
лельном соединении обмоток двух стерж-
ней). Пространственные магнитные системы
обычно применяются в однофазных реакто-
рах (броневая и бронестержневая).
Для уменьшения потерь энергии и нагре-
ва деталей конструкции от потоков рассея-
ния могут применяться специальные экраны:
магнитные — в виде магнитных шунтов, за-
крывающих поверхность стальных деталей
(ярмовых балок, бака и т. п.), и электромаг-
нитные — в виде листов или короткозамкну-
тых контуров из материалов с достаточно
низким электрическим сопротивлением.
При возбуждении магнитной системы
реактора переменным магнитным полем в
ней возникают силы притяжения между раз-
нополюсными концами отдельных магнит-
ных частей (между магнитными вставками,
между концами С-образных шунтов и т. д.),
изменяющиеся от нуля до максимума и об-
ратно в течение каждого полупериода. Кро-
ме того, одновременно происходит измене-
ние размеров листов стали вследствие маг-
нитострикции. Результатом этих процессов
является вибрация магнитной системы, пе-
редающаяся на бак и другие части реактора.
Для снижения уровня вибрации необхо-
димо максимально уменьшить возможность
перемещений частей магнитной системы.
Это достигается нул ем придания ей жесткос-
ти, для чего используются несжимаемые
дистанцирующие вставки в немагнитных за-
зорах, опоры между ярмами в ярмовой и
броневой магнитных системах, а также
сгяжка (прессовка) отдельных частей и всей
системы в целом с помощью прессующих
плит, стяжных шпилек и т. п. Кроме того,
принимаются меры но ослаблению передачи
вибраций на обмотку, бак и другие части ре-
актора. Для этого применяются пружинные
амортизаторы, обеспечивающие виброизо-
ляцию остова относительно обмотки и бака.
В конструкции бака предусматриваются реб-
ра жесткости, увеличивается толщина стенок.
При необходимости можно также использо-
вать демпфирующие массивные накладки на
стенках бака.
Конструкции обмоток и изоляции реак-
торов не имеют принципиальных отличий от
применяющихся в трансформаторах. Прес-
совка обмотки должна быть рассчитана толь-
ко на усилия, вызванные токами включения,
поэтому она легче, чем в трансформаторах.
В броневых реакторах с размещением
ввода внутри обмотки применяются специ-
альные реакторные вводы ВН, рассчитан-
ные на работу в сильных электромагнитных
полях. Остальные части реакторов такие же,
как трансформаторов.
В качестве примера на рис. 27.5 показа-
ны конструктивные схемы реакторов на на-
пряжение 500 кВ с магнитными системами
броневого и бронестержневого типов. В бро-
невом реакторе (рис. 27.5, а) имеется 8 С-об-
разных магнитных ярем с плоской шихтов-
кой пластин электротехнической стали,
расположенных по окружности вокруг об-
мотки (7).
Каждое ярмо состоит из двух горизон-
тальных (2) и одного вертикального (5) шун-
та. Все горизонтальные шунты укреплены на
стальных дисках (плитах) — верхнем и ниж-
нем (4). Внутри обмотки имеется опорная
конструкция из фарфоровых изоляторов, на
которую опираются концы горизонтальных
шунтов. Изоляционная опора (5) вместе
с ярмами образует жесткую прямоугольную
раму, стянутую прессующими плитами и
шпильками (6), благодаря чему уменьшают-
ся вибрации магнитной системы.
Обмотка состоит из двух параллельных
ветвей с линейным отводом посередине вы-
соты. Ввод ВН (7) располагается внутри об-
мотки, под нижним концом ввода находится
электростатический экран (<?), обеспечиваю-
щий уменьшение напряженности электри-
ческого поля у конца ввода и служащий лля
соединения ввода с обмоткой посредством от-
водов (9). Фланец ввода опирается на крышку
бака (79), в который помещается активная
часть реактора. Конструкция .ввода и приме-
няемые материалы обеспечивают надежную
работу в сильном электромагнитном поле, со-
здаваемом обмоткой, в том числе отсутствие
местных нагревов. Бак имеет нижний разьем.
Изоляция обмотки относительно маг-
нитных шунтов маслобарьерная (77). Пос-
кольку вдоль обмотки между линейным от-
водом и ее концом действует все напряже-
ние реактора, для исключения возможного
§4
Конструкции реакторов
515
разряда вдоль обмотки по деталям изоляции
(по поверхности или по слоям электрокар-
тона) рейки, дистанцирующие масляный ка-
нал между обмоткой и цилиндром главной
изоляции, сделаны разрезными.
Для выравнивания распределения на-
пряжения в главной изоляции между обмот-
кой и вертикальными шунтами и снижения
напряженности электрического поля возле
углов шунтов вокруг наружного цилиндра
изоляции установлен заземленный электро-
статический экран (72).
Размеры изоляции между торцами об-
мотки и горизонтальными шунтами должны
быть как можно меньше, чтобы магнитный
поток на выходе из обмотки не вызывал до-
полнительных потерь.
Для предотвращения выхода магнитного
потока в центральные отверстия между го-
ризонтальными шунтами предусмотрены
электромагнитные экраны (75).
Для снижения передачи вибраций маг-
нитной системы на обмотку и бак использу-
ются пружинные амортизаторы (14).
Конструкция бронестержневого реакто-
ра (рис. 27.5, б) близка к описанной. Глав-
ное отличие — стержень из магнитных вста-
вок (75) с радиальной шихтовкой пластин
стали, разделенных немагнитными зазорами
(76), дистанцируемыми фарфоровыми дис-
ками. Поскольку при этом линейный ввод
не может быть размещен внутри обмотки, он
вынесен наружу и установлен в кармане ба-
ка. Изоляция линейного отвода относитель-
но соседних вертикальных шунтов обеспе-
чивается за счет увеличенного расстояния
между ними, а также цилиндрическим изо-
ляционным барьером вокруг отвода.
Число ярем магнитной системы — 6.
Прессовка осуществляется мощными прес-
сующими плитами и шпильками, проходя-
щими сквозь отверстие в центре стержня.
Амортизаторы используются только для от-
деления магнитной системы от бака. Обмот-
ка опирается на дно бака без амортизаторов
и прессуется отдельно от магнитной системы.
В табл. 27.1 приведены некоторые дан-
ные двух конструкций. В бронестержневом
Рис. 27.5. Конструкции однофаз-
ных реакторов 500 кВ:
а — броневая конструкция, б —
бронестержневая конструкция. 7 —
обмотка, 2 — горизонтальные шун-
ты, 3 — вертикальные шунты, 4 —
диски горизонтальных тунгов, 5 —
изоляционная опора, 6 — прессую-
щие плиты и стяжные шпильки, 7 —
линейный ввод, 8 — экран ввода,
9 — линейный отвод, 10— бак, 77 —
цилиндры главной изоляции, 72 —
заземленный электростатический
экран, 13 — электромагнитные эк-
раны, 14 — амортизаторы, 75 —
магнитные вставки стержня, 76 —
немагнитные зазоры.
и бронестержневой конструкций
Таблица 27.1. Сравнительные данные реакторов броневой
Конструкция Броневая Бронестержневая
Год начала выпуска 1970 1997
Масса активных материалов, т медь сталь 7,06 15,72 6,03 20,28
Индукция, Тл в зазоре в стержне в ярме 0,316 1,432 0,298 1,492 1,612
Расчетные потери, кВт в меди в стали полные 163,9 22,4 186,2 107,9 33,0 146,0
516
Шунтирующие реакторы
Глава 27
реакторе снижено количество меди и потери
в ней, что приводит к меньшим суммарным
потерям, несмотря на увеличение потерь в
стали и суммарной массы активных матери-
алов. Значительно меньшая относительная
длина немагнитной части (зазора) магнитной
системы, а также несколько большее значе-
ние индукции в стали обусловливает мень-
шую линейность вольт-амперной характе-
ристики этого реактора. Для получения более
линейной характеристики необходимо сни-
жать индукцию в стали, что приводит к уве-
личению массы активных материалов. Так,
в бронестержневом реакторе для обеспечения
нелинейности при напряжении до 1,4 номи-
нального не выше 3 % потребовалось увели-
чить массу меди до 7т и стали до 25,5 т.
5. Особенности испытаний
Как и трансформаторы, реакторы под-
вергаются операционным испытаниям для
контроля качества изготовления отдельных
узлов и сборки, приемосдаточным — при
выпуске каждого реактора, приемочным —
на головном образце каждого типа для про-
верки соответствия всем требованиям нор-
мативной документации. Объем испытаний
зависит от класса напряжения реактора.
В табл. 27.2 приведены все виды испытаний,
которым могут подвергаться реакторы.
В объем приемосдаточных испытаний
реакторов на напряжения 35 кВ и ниже вхо-
дят испытания по п.п. 1—4, 6—8, 9.1—9.3;
НО кВ - по п.п. 1-8, 9.1-9.3, 10; 220 кВ и
выше — по п.п. 1 — 10. В объем приемочных
испытаний входят, кроме приемосдаточных,
следующие испытания: реакторов 110 и ни-
же — по п.п. 10, 11, 13—15; 220 кВ — по п.п.
11, 13—15; 330 кВ и выше — по п.п. 11 — 15.
Испытания по п.п. 16 и 17 являются специ-
альными и проводятся по соглашению меж-
ду заказчиком и изготовителем.
Методы : спытаний реакторов имеют
определенные отличия от методов испыта-
ний трансформаторов, прежде всего, вследс-
твие принципиальных различий их функций
и устройства. Реактор, как правило, имеет
только одну обмотку и работает в одном ре-
жиме — при полной мощности. Исключение
составляют реакторы с отбором мощности
и управляемые реакторы. По этой причине
для возбуждения реактора при рабочей час-
тоте необходимо иметь источники соответс-
твующей мощности. При повышении часто-
ты мощность пропорционально снижается,
что можно использовать при испытаниях
изоляции. Однако и в этом случае требуется
значительно большая мощность, чем при ис-
пытаниях трансформаторов, которые прово-
дятся в режиме холостого хода. В связи с этим
обычно применяется метод компенсации ре-
активной мощности с помощью конденсатор-
Таблица 27.2. Виды испытаний шунтирующих реакторов
№ п/п Виды испытаний Область применения
1 Внешний осмотр и проверка соответствия чертежам Все реакторы
2 Испытание пробы масла из реактора — —
3 Измерение сопротивления обмотки постоянному току — —
4 Измерение сопротивления изоляции — —
5 Измерение емкости и tg изоляции Реакторы 110 кВ и выше
6 Испытание бака на маслоплотность Все реакторы
7 Измерение мощности и потерь —’’—
8 Измерение вибраций —
9 Испытания изоляции напряжением промышленной частоты:
9.1 обмотки приложенным напряжением — —
9.2 обмотки возбуждением Реакторы 35 кВ и ниже
9.3 электростатических экранов Все реакторы
9.4 обмотки с измерением частичных разрядов Реакторы 220 кВ и выше
при испытании возбуждением
10 Испытание изоляции полными грозовыми импульсами Все реакторы
11 Испытание изоляции срезанными грозовыми импульсами — —
12 Испытание изоляции коммутационными импульсами Реакторы 330 кВ и выше
13 Испытание на нагрев — —
14 Испытание на механическую прочность — —
15 Измерение уровня шума — —
16 Измерение нелинейности вольтамперной характеристики По спец, требованиям
17 Измерение содержания высших гармоник в токе — —
§5
Особенности испытаний
517
Рис. 27.6. Схема испытания пере- Г ПТ
менным напряжением при па-
раллельном включении конден-
саторной батареи:
а — принципиальная, б — схема за-
мещения. Г — генератор, ПТ —
промежуточный трансформатор,
ИТ — испытательный трансфор-
ИТ КБ Р
матор высокого напряжения, КБ — конденсаторная батарея, Р— испытываемый реактор; С — емкость
батареи, L — индуктивность реактора, R — сопротивление, соответствующее потерям в реакторе.
Рис. 27.7. Схема испытания пере-
менным напряжением при после-
довательном включении конден-
саторной батареи:
а — принципиальная,
б — схема замещения.
Обозначения см. рис. 27.6.
ной батареи. Последняя должна позволять
проводить испытания как при номинальной,
так и при повышенной частоте, при напряже-
ниях вплоть до испытательного для изоляции.
При испытаниях реакторов большой
мощности необходимо скомпенсировать
практически всю реактивную мощность.
Остается только активная мощность, опре-
деляемая потерями в реакторе и в испыта-
тельной схеме. Эту мощность должен обес-
печить источник энергии.
В качестве источника энергии обычно ис-
пользуется испытательный генератор. Для со-
гласования напряжения 1енераторас напряже-
нием, необходимым для испытания, в схему
включается промежуточный зрансформатор
с изменяемым коэффициентом трансформа-
ции. Испытываемый реактор и конденсатор-
ная батарея могут быть включены параллель-
но или последовательно. В первом случае про-
межуточный трансформатор должен иметь
вторичную обмотку на высокое напряжение,
равное испытательному (£/и). Более удобно
использовать два трансформатора — про-
межуточный для согласования с генерато-
ром и испытательный на высокое напряже-
ние. Испытательная схема представлена на
рис. 27.6, а, схема замещения — на рис. 27.6,
б. Ток обмотки ВН ИТ будет равен
I = иJ-L-jcoC+T ,
н нДсо£ J R)
здесь R = U^/P — сопротивление, соответс-
твующее потерям Рпри номинальном напря-
жении 6/н реактора (потери в конденсаторах
пренебрежимо малы), L — индуктивность ре-
актора, С — емкость конденсаторной бата-
реи, со — угловая частота напряжения сети.
При полной компенсации реактивной мощ-
ности индуктивное и емкостное сопротивле-
ния равны (резонанс токов), и ток в этом слу-
чае определяется только потерями в реакторе:
4 = UJR.
При последовательной схеме (рис. 27.7)
промежуточный трансформатор должен быть
рассчитан на испытательный ток реактора,
а напряжение на вторичной обмотке при ре-
зонансе напряжений равно
ц, = /н-я.
В действительности испытательная схе-
ма настраивается таким образом, чтобы ре-
активное сопротивление не было равно ну-
лю, так как при острой настройке в резонанс
возможна неустойчивая работа и самовоз-
буждение генератора.
Вторая схема несколько более предпоч-
тительна, так как в этом случае упрощается
выполнение соединений на высоком напря-
жении, что особенно важно при измерении
частичных разрядов, когда необходимо
снизить внешние помехи. В обеих схемах
мощность промежуточного трансформатора
должна быть относительно небольшой.
Возможно также включать конденсатор-
ную батарею на первичной стороне промежу-
точного трансформатора (рис. 27.8), но в этом
Рис. 27.8. Схема испытания при включении
конденсаторной батареи на стороне НН
испытательного трансформатора.
Обозначения см. рис. 27.6.
518
Шунт ару чо щие реакторы
Глава 27
случае необходим промежуточный трансфор-
матор на высокое напряжение и полную
мощность.
На рис. 27.9 показана конденсаторная
батарея высокого напряжения.
Для измерений потерь необходим изме-
рительный трансформатор напряжения вы-
сокого класса точности, с близкой к нулю
угловой погрешностью, рассчитанный на
номинальное напряжение реактора. Изго-
товление такого трансформатора представ-
ляет определенные трудности, поэтому ис-
пользуется другой метод измерений — мос-
товая схема.
В качестве второго высоковольтного
плеча служит образцовый газонаполненный
конденсатор. В нейтраль реактора включа-
ется измерительный трансформатор тока
высокого класса точности (0,05 % погреш-
ность по току и (0,5—1) мин по углу). Низ-
Рис. 27.9. Общий вид конденсаторной батареи.
§5
Особенности испытаний
519
ковольтные плечи моста и кътьваномечр
входят в состав моста для измерения емкос-
ти и индуктивности (модифицированный
мост Шеринга). Схема измерений показана
на рис. 27.10. Метод позволяет одновре-
менно измерить потери и индуктивность,
а следовательно, и мощность реактора, зна-
чтельно повысив при эюм точность изме-
рен и й.
Индуктивность определяется по фор-
муле
Lx = Л/-(1 + С4/СП)Д/,
а активное conpoiивление, соответствующее
потерям, — по формуле
реактора. Соединение осуществляется тру-
бой достаточного диаметра с тладкой по-
верхностью, все элементы схемы и батарея
экранируются. Кроме того, применяется
дифференциальная схема измерений час-
тичных разрядов (рис. 27.11). Для этого
электростатические экраны, служащие для
выравнивания электрического поля в глав-
ной изоляции обмоток, выполняются в
виде двух симметричных изолированных
частей. Они служат датчиками двух одина-
ковых сигналов, которые взаимно компен-
сируют друг друта. Баланс нарушается
только при возникновении частичных раз-
рядов во внутренней изоляции реактора.
Схема позволяет измерять разряды поряд-
ка 0,01 нКл.
Rx — Lx/ CA(RA + 5).
Потери и мощность рассчитываются со-
ответственно по формулам
Р = 6'LX.
В этих формулах М — взаимная индук-
тивность (см. рис. 27.10), С4 — значение ем-
кости нижнего плеча моста, Сп — значение
емкости образцового конденсатора, и — ко-
эффициент трансформации прецизионного
трансформатора тока, (7^ + 5) — значение
сопротивлений декад и реохорда нижнего
плеча моста, /н — значение тока при номи-
нальном напряжении реактора.
При испытании внутренней изоляции
реактора длительным напряжением с изме-
рением частичных разрядов необходимо
снизить внешние помехи. Источником по-
мех являются конденсаторная батарея и
конструкции схемы соединения батареи и
Рис. 27.10. Схема измерения потерь в реакторе:
1 — генератор, 2 — промежуточный трансформа-
тор, 3 — защитный разрядник, 4 — конденсатор-
ная батарея, 5 — испытываемый реактор, 6 — об-
разцовый конденсатор, 7 — нижнее плечо моста
Шеринга типа 2801 фирмы Теттекс, включающее
декадные сопротивление, емкость и реохорд, 8 —
нуль-индикатор типа 5501 (Теттекс), 9 — пристав-
ка типа 3480 (Теттекс) с взаимной индуктивнос-
тью М, 10 — прецизионный трансформатор тока
типа 4731 (Теттекс).
Рис. 27.11. Схема измерения час-
тичных разрядов:
А, XI и Х2 — линейный и два ней-
тральных ввода реактора, R и R\ —
заземляющие и балансирующие со-
противления, Тр — высокочастот-
ный трансформатор с заземленным
экраном, Ф — фильтр низких час-
тот, Ус — усилитель, Осц — осцил-
лограф.
' К
520
Шунтирующие реакторы
Глава Т1
Испытание коммутационными импуль-
сами проводится приложением напряжения
к линейному вводу, как и при других видах
напряжения. Индуктивность реактора по
крайней мере на два порядка меньше, чем
индуктивность холостого хода трансформа-
тора той же мощности и того же класса на-
пряжения, поэтому для получения импуль-
са большой длительности при испытании
реакторов большой мощности емкости им-
пульсного генератора может оказаться не-
достаточно. По этой причине стандарты
допускают при испытании реакторов при-
менять колебательные импульсы длитель-
ностью до перехода через ноль 500 мкс,
с фронтом 50 мкс.
6. Особенности эксплуатации
В зависимости от места установки реак-
торов и режима работы линии передачи мо-
гут быть два крайних случая эксплуатации
реакторов:
♦ реактор постоянно включен, следова-
тельно, через него протекает рабочий
ток, зависящий только от напряжения,
т. е. близкий к номинальному;
♦ реактор часто включается и отключает-
ся, например, ежедневно.
В первом случае по сравнению с транс-
форматорами реакторы работают в более тя-
желом тепловом режиме, и старение изоля-
ции происходит более интенсивно.
Во втором случае реактор подвергается
частым воздействиям коммутационных пе-
ренапряжений и динамическим воздейс-
твиям токов включения. Кроме того, при
отключениях реакторов на время порядка
нескольких часов происходит охлаждение
масла, уменьшается растворимость в нем
влаги, которая может выделиться в виде
эмульсии. Это возможно в случае высокого
влагосодержания масла, что может иметь
место при нарушениях работы пленочной
защиты от увлажнения. В результате элек-
трическая прочность изоляции может сни-
зиться до недопустимых значений.
В связи с такими режимами работы во
время эксплуатации требуется более жест-
кий контроль состояния реактора.
Необходимо постоянно следить за темпе-
ратурой масла, поддерживать в нормальном
состоянии систему охлаждения. Контроль
изоляции включает, кроме периодического
измерения характеристик (сопротивлений,
емкости, tgS), хроматографический анализ
газов, растворенных в масле, и измерение
уровня частичных разрядов. Желателен пос-
тоянный контроль этих параметров, для чего
требуется специальная аппаратура. При пе-
риодических анализах трансформаторного
масла следует кроме общепринятых и ука-
занных выше характеристик определять
количество растворенной влаги и общее
(суммарное) газосодержание. Эти анализы
рекомендуется делать не реже, чем через
3 месяца.
Коммутационные перенапряжения при
отключении реакторов могут достигать осо-
бенно больших значений (рис. 27.3). При
срабатывании выключателя происходит об-
рыв тока в реакторе, и запасенная в нем
энергия вызывает колебательный переход-
ный процесс в контуре, образованном его
индуктивностью и эквивалентной емкос-
тью схемы, в состав которой входят емкость
обмоток и ввода самого реактора, а также
ошиновки, выключателя и т. п. Частота ко-
лебаний значительно выше 50 Гц, поэтому
напряжение на контактах выключателя оп-
ределяется разностью мгновенного значе-
ния напряжения 50 Гц на выключателе в
момент отключения и напряжения высоко-
частотных колебаний. Скорость роста этого
напряжения велика, и электрическая про-
чность промежутка между контактами не
успевает восстановиться. В результате про-
исходит пробой промежутка, напряжение
на реакторе начинает восстанавливаться
также путем высокочастотных колебаний,
амплитуда которых значительно выше ра-
бочего напряжения. Весь процесс может
повторяться несколько раз, пока прочность
промежутка не достигнет необходимого
значения.
Для ограничения указанных перенапря-
жений, амплитуда которых может достигать
ЗГ/ф, до безопасного для изоляции реактора
значения приходится защищать реактор
неотключаемыми разрядниками или огра-
ничителями перенапряжений. Кроме того,
в технических условиях оговорено, что чис-
ло коммутаций с предельно допустимыми
уровнями перенапряжений не должно быть
более 100 в год.
Состояние изоляции вводов проверяется
измерением ее характеристик, а также при
помощи устройств контроля изоляции вво-
дов (КИВ), действие которых основано на
сравнении токов, текущих через изоляцию
вводов трех фаз. В случае нарушения бадан-
§6
Особенности эксплуатации
521
Рис. 27.12. Общий вид реактора в эксплуатации (40 МВ-А, 500 кВ, изоляция нейтрали 220 кВ).
са устройство дает сигнал или отключает ре-
актор.
Защита реакторов от внутренних пов-
реждений осуществляется так же, как и
трансформаторов — посредством газового
реле, клапана давления, релейной защиты,
работающей от встроенных трансформато-
ров тока. Для того, чтобы токовая защита
была чувствительна к витковым замы-
каниям в обмотке, в мощных реакторах
делаются отдельные выводы нейтралей
двух одинаковых параллельных ветвей, и
в каждую ветвь встраивается трансформа-
тор тока.
Токовое реле включается по дифферен-
циальной схеме — на разность токов двух
ветвей обмотки. При витковом замыкании
или любом другом повреждении в одной
из параллельных ветвей ее индуктивность,
а следовательно, и ток резко меняются, и
в результате срабатывает защита. На изме-
нения тока вне реактора защита не реаги-
522
Шунтирующие реакторы
Глава 27
рует. Она должна быть отстроена только от
небаланса токов двух ветвей, обусловлен-
ного незначительной разницей их сопро-
тивлений. Такая защита называется «попе-
речной».
Кроме указанной, применяется также
дифференциальная защита, построенная
на разности токов в линейном и нейтраль-
ном вводах реактора, а также максималь-
ная токовая. Эти защиты чувствительны
к пробоям главной изоляции — с обмотки
на землю. На повреждения нижней части
ввода и линейного отвода реашруют толь-
ко они.
Повреждения верхней части ввода оста-
ются вне зоны действия всех токовых защит.
На них реагирует только КИВ.
Вибрации активной части и бака реакто-
ра могут быть причиной выхода из строя
самого реактора или различных систем и
приборов, укрепленных на баке. Поэтому
необходим постоянный контроль уровня
вибраций. Причинами повышения вибра-
ций в процессе эксплуатации могут быть ос-
лабление стяжки и прессовки магнитной
системы, смещение отдельных частей реак-
тора, ухудшение свойств амортизаторов.
Следует контролировать вибрации стенок
бака посередине между балками жесткости,
всех маслонасосов системы охлаждения, за-
щитных и измерительных устройств, укреп-
ленных на баке. В технических требованиях
регламентируется наибольшее эффективное
значение виброперемещения.
Электродинамические усилия в обмотке
реактора возникают только от токов вклю-
чения. Внешние короткие замыкания таких
воздействий не вызывают.
На рис. 27.12 показан общий вид шун-
тирующего реактора, установленного на
месте эксплуатации.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 27
1. Лейтес Л. В. Электромагнитные рас-
четы трансформаторов и реакторов. — М.:
Энергия, 1981. — 392 с.
2. Мастрюков Л. А. Шунтирующий ре-
актор. А. с. 237996. Бюлл. № 9, 1969.
3. Советско-американские исследова-
ния однофазного АП В в электропередачах
750—765 кВ с четырехлучевыми реактора-
ми / Н. Н. Беляков, В. С. Рашкес, К. В. Хо-
ециан и др. / Электричество. 1983, № 12,
С. 9-14.
4. Лысков Ю. И. Ограничение внут-
ренних перенапряжений в дальних элект-
ропередачах шунтирующими реактора-
ми, подключенными через искровые про-
межутки. Электрические станции, 1962,
№ 5.
5. Лизунов С. Д., Порудоминский В. В.,
Смирнов Ю. Ф. Испытания мощных высо-
ковольтных шунтирующих реакторов с по-
мощью конденсаторной батареи. Электро-
техника, 1978, № 10, С. 25—28.
§ 1 Режимы работы и особенности технических требовании к электропечным трансформаторам 523
Глава двадцать восьмая
ТРАНСФОРМАТОРЫ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ЭЛЕКТРОПЕЧЕЙ
1. Режимы работы и особенности
технических требований
к электропечным трансформаторам
Электропечные трансформаторы (ЭПТ)
являются частью электротермических устано-
вок (ЭТУ) — установок электропечей и элек-
тронагревательных устройств, применяемых
для получения черных, цветных и редких ме-
таллов и их сплавов с заданными свойствами,
а также руднотермических печей.
Особенности работы, режимов и техни-
ческих требований выделяют ЭПТ в отде-
льный класс силовых трансформаторов.
Наиболее существенные из этих особен-
ностей следующие:
1. Питание ЭП, мощность которых дости-
гает 100 МВ-А, осуществляется напря-
жением от нескольких до сотен В, поэ-
тому токи НН ЭПТ могут составлять
многие десятки тысяч ампер.
2. Напряжение, питающее ЭП, должно из-
меняться в широких пределах при их от-
ношении, достигающем 5:1 и более.
Изменения напряжения должны обес-
печиваться ЭПТ, имеющим мелкосту-
пенчатое регулирование под нагрузкой
(РПН) или при отключенном от сети
трансформаторе (ПБВ).
3. Реактивное сопротивление ЭПТ должно
быть меньше сопротивления короткой
сети и печи, чтобы существенно не сни-
зить энергопотребление ЭТУ, т. е. на-
пряжение КЗ ЭПТ должно быть мини-
мальным.
4. Многочисленные зажигания и обрывы
дуги на электродах в дуговых ЭП вызы-
вают резкие изменения тока в ЭПТ, что
приводит к электродинамическим воз-
действиям и перенапряжениям в обмот-
ках и накладывает дополнительные тре-
бования к конструкциям трансформа-
торов.
5. Частые коммутации оперативными вы-
ключателями на стороне ВН ЭПТ, осо-
бенно с вакуумными дугогасительными
камерами, также являются источниками
перенапряжений, в том числе резонанс-
ного характера в регулировочных обмот-
ках ЭПТ.
Указанные особенности наиболее силь-
но выражены у ЭПТ, питающих дуговые
сталеплавильные печи (ДСП).
1.1. Трансформаторы для дуговых
сталеплавильных печей
ДСП являются дуговыми печами прямо-
го действия, работа которых сопровождается
резко переменной нагрузкой, особенно в на-
чальный период плавки. Изменение нагруз-
ки ДСП во времени за цикл плавки задается
так называемыми директивными графиками
в зависимости от емкости печи, марки вы-
плавляемой стали, качества и особенностей
шихты ит. п. [1].
На рис. 28.1 показан типовой директив-
ный график нагрузки ДСП емкостью 5 т при
плавке стали. Для цикла плавки в ДСП ха-
рактерны три периода с различной электри-
ческой нагрузкой [2]: расплавление, окисле-
ние, рафинирование, и четвертый период,
когда ДСП отключена, и производится вы-
пуск металла и повторная загрузка печи.
Мощность печи, а, следовательно, и питаю-
щего ее ЭПТ в течение цикла плавки изме-
МВ-А
u S
3
182 В
160 В
2
126 В
1
120
60
180
240
Расплавление
Окис- Рафиниро-.
Э*ени(э вание ”1
Скачивание шлака
Рис. 28.1. Типовой график нагрузки ДСП ем-
костью 5 т.
524
Трансформаторы для промышленных электропечей
Глава 28
няется. Наибольшая мощность потребляется
в период расплавления, когда дуга неустой-
чива, коротка, и для увеличения мощности
необходимо повышать напряжение. Дли-
тельность этого периода составляет 50—60 %
от общей продолжительности плавки, воз-
растая у мощных высокопроизводительных
ДСП до 60-70%.
В период окисления и особенно рафини-
рования мощность ДСП должна снижаться.
Снижение мощности достигается уменьше-
нием вторичного напряжения ЭПТ с помо-
щью ступенчатого регулятора напряжения.
Для трансформаторов ДСП емкостью до 12 т
(мощность ЭПТ до 8 МВ • А) применяют ре-
гуляторы с переключением напряжения без
нагрузки (ПБВ), для ЭПТ больших мощнос-
тей — под нагрузкой (РПН). Глубина (Г) ре-
гулирования напряжения, т. е. отношение
наибольшего вторичного напряжения к на-
именьшему достигает 2,(Н2,5:
Г _ ^2 ст. макс
^2 ст. мин
где U2ст.макс ~ вторичное напряжение
на ступени максимального напряжения, В;
^2 ст. мин ~ вторичное напряжение на ступе-
ни минимального напряжения, В.
Работа ЭПТ сопровождается частыми
отключениями ДСП и бестоковыми паузами
технологического характера. Такая резкопе-
ременная нагрузка ЭПТ определяется коле-
баниями тока электрических дуг:
1) регулярными, циклическими частотой
2—8 Гц в пределах 15—40% номиналь-
ного тока нагрузки /2нОм’
2) нерегулярными частотой до 1 Гц, вы-
званными замыканиями электродов печи
с шихтой, называемыми эксплуатаци-
онными короткими замыканиями (КЗ).
При этом в соответствии с [1] коэффи-
циент К кратности тока эксплуатационного
короткого замыкания /кзэ, определяемый
как отношение /кзэ//2 ном, различен для ДСП
разной емкости (табл. 28.1).
Как видно из таблицы, кратности токов
КЗ снижаются у печей большей емкости.
Эксплуатационные КЗ вызывают механи-
ческие воздействия на обмотки трансформа-
тора.
Для обеспечения стойкости при этих
воздействиях требуются специальные меры.
Одна из таких мер — включение в цепь об-
мотки ВН ЭПТ токоограничивающего реак-
тора с регулируемой индуктивностью. Реак-
тор встраивается в общий бак с трансфор-
матором (для ЭП емкостью 0,5-И 2 т) или
устанавливается отдельно.
Таблица 28.1. Кратность токов эксплуатационных КЗ для ДСП разной емкости
Емкость ДСП, т Кратность токов эксплуатационных КЗ (К)
1,5; 3 3,4-3,6
6 3,2-3,5
12 2,8-3,2
25 2,5-2,8
50 2,3-2,6
100 1,8-2,2
200 1,4-1,6
Кроме эксплуатационных КЗ, ЭПТ под-
вергаются воздействию аварийных токов,
вызванных КЗ на участках короткой сети
между печью и выводами ЭПТ. Чем ближе к
выводам место короткого замыкания, тем
больше аварийный ток /кзав. При замыкани-
ях на выводах трансформатора ток /кз ав до-
стигает наибольшего значения, так как огра-
ничен только сопротивлением самого транс-
форматора и мощностью КЗ энергосистемы
в точке питания ЭПТ. В этом случае обеспе-
чить электродинамическую стойкость ЭПТ
удается не всегда.
Резко неравномерный график нагрузки
ЭПТ для ДСП делает нецелесообразным вы-
бор его мощности по максимальной нагруз-
ке в цикле плавки, так как в остальное время
цикла трансформатор оставался бы недогру-
женным. Поэтому номинальную мощность
ЭПТ обычно выбирают меньше максималь-
ной, определяемой по графику нагрузки, до-
пуская его определенную перегрузку на пе-
риод расплавления.
1.2. Трансформаторы
для руднотермических печей
В отличие от ДСП руднотермические
печи (РТП) относятся к дуговым печам со-
противления, работающим на смешанном
принципе, когда энергия выделяется как
в дуге, так и в толще шихты и шлака.
Руднотермические печи весьма разнооб-
разны по назначению и особенностям тех-
нологических процессов. В то же время ре-
жим работы большинства РТП довольно
спокойный: потребление мощности за цикл
плавки остается практически неизменным,
и эксплуатационные КЗ почти полностью
отсутствуют. Поэтому трансформаторы для
руднотермических печей не требуют допол-
нительных токоограничивающих сопротив-
лений (реакторов). Восстановительные про-
цессы, происходящие в РТП, требуют низких
§ 1 Режимы работы и особенности технических требований к электропечным трансформаторам 525
напряжений и больших токов ЭПТ. Это
предъявляет специальные требования к конс-
трукции вторичных обмоток и выводов НН
трансформаторов. При переходе на другой
сплав, сырые материалы и т. п. приходится
менять режимы работы печи, т. е. изменять
в широких пределах подводимое к ней на-
пряжение и ток.
Глубина регулирования вторичного на-
пряжения у большинства ЭПТ для РТП на-
ходится в пределах 1,54^2,0. Однако для
некоторых технологических процессов не-
обходим больший диапазон напряжения, и
глубина регулирования у отдельных ЭПТ до-
стигает
Г = 4,5-5.
ЭПТ с РПН применяют обычно для
электропечей средней и большой мощности,
у которых каждое отключение сопровожда-
ется колебаниями напряжения в питающей
сети, и поэтому желательно свести число
включений и отключений печей к мини-
муму. Применение РПН необходимо также
в печах, где работа проводится с неподвиж-
ным электродом, и регулирование работы
печи достигается изменением напряжения
на электродах.
Мощные РТП предъявляют еще и спе-
цифические требования к ЭПТ, связанные
с измерением вторичных токов. Дело в том,
что конструкция короткой сети и значения
токов, для которых отсутствуют измеритель-
ные трансформаторы, не позволяют произ-
водить измерения непосредственно на сто-
роне НН ЭПТ. В то же время измерение тока
на стороне первичного напряжения ЭПТ не
дает возможности правильно судить о токе
НН. Объясняется это тем, что для большинс-
тва РТП необходима постоянная мощность
НН на определенной части диапазона вторич-
ного напряжения ЭПТ. Вследствие этого при
колебаниях нагрузки первичный ток ЭПТ ос-
тается неизменным в пределах этого диапазо-
на и не может служить для измерения тока
НН. В этом случае ЭПТ должны строиться
со схемными решениями, которые имели бы
вспомогательные цепи со сравнительно не-
большим током, изменяющимся строго про-
порционально току НН на всех положениях
ПУ. Измерительные трансформаторы встра-
иваются в эти вспомогательные цепи.
1.3. Трансформаторы для установок
электрошлакового переплава
К дуговым печам сопротивления при-
мыкают установки электрошлакового пере-
плава (ЭШП). В печах ЭШП производится
переплав электродов из специальных сталей,
полученных, например, в дуговых сталепла-
вильных печах; очищенный в процессе пе-
реплава слиток формируется в водоохлажда-
емом кристаллизаторе.
Дуговой процесс в печах ЭШП происхо-
дит только при пуске печи, когда создается
шлаковая ванна из электропроводного и ра-
бочего флюса. В дальнейшем плавка проис-
ходит как бездуговой процесс, рабочий ток
нагревает электрод и поддерживает шлак в
расплавленном состоянии.
Трансформаторы для печей ЭШП выпус-
каются в однофазном исполнении в соответс-
твии с тремя основными схемами питания:
одноэлектродные печи с одним расходуемым
электродом; двухэлектродные однофазные
с двумя электродами и трехфазные с тремя
расходуемыми электродами (рис. 28.2 а, б, в).
В последнем случае три однофазных ЭПТ
питают три расходуемые электрода, поме-
щенные в общий кристаллизатор и распо-
ложенные по вершинам треугольника.
В течение всей плавки ЭПТ должен
обеспечивать непрерывность режима работы
печи.
На рис. 28.3 показан график нагрузки
трансформатора мощностью 1000 кВ* А для
печей ЭШП-2,5. В первый период плавки
печь потребляет максимальную мощность,
происходит плавление флюса и дуговой про-
цесс. Далее электрический ток, проходя по
электроду, поддерживает шлак в расплав-
ленном состоянии; начинается оплавление
опущенного в шлак конца электрода, его
длина и сопротивление уменьшаются. Для
поддержания стабильности процесса необ-
ходимо уменьшать вторичное напряжение,
а, следовательно, и мощность ЭПТ.
Глубина регулирования НН у большинс-
тва ЭПТ для печей ЭШП должна составлять
Г = 3,5^4,0, а перепад напряжений соседних
ступеней — от 2,(Н2,5 В на первых до
0,20,3 В на последних ступенях вторично-
го напряжения. Чтобы обеспечить такую
дискретность, современные ЭПТ комплек-
туются встроенными ПУ, позволяющими
получить до 90 ступеней НН.
Особенность процесса ЭШП — необхо-
димость токов, достигающих десятков кА,
что требует специальных конструктивных
решений для ЭПТ.
ЭПТ для ЭШП должны обладать опре-
деленной универсальностью, чтобы обеспе-
чить переплав слитков из разных сталей и
разной массы. С этой целью ЭПТ имеют
возможность работать с постоянной (на-
ибольшей номинальной) мощностью на
значительной части диапазона НН.
526
Трансформаторы для промышленных электропечей
Глава 28
Рис. 28.2. Принципиальные схемы питания печей ЭШП:
а — одноэлектродные печи с одним расходуемым электродом; б — двухэлектродные однофазные печи
с двумя электродами (бифилярная схема); в — трехфазные печи с тремя расходуемыми электродами; 1 —
электропечной трансформатор (в «в» — три однофазных трансформатора); 2 — расходуемый электрод
(электроды); 3 — кристаллизатор; 4 — жидкая шлаковая ванна; 5 — жидкая металлическая ванна; 6 — сли-
ток; 7 — поддон.
Рис. 28.3. График загрузки
трансформатора мощностью
1000 кВ • А для печи ЭШП-2,5.
1,4. Трансформаторы
для индукционных печей
Индукционные тигельные и канальные
печи предназначены: для плавки черных и
цветных металлов и их сплавов; для перегре-
ва металла перед разливкой и выравнивания
его химического состава; для легирования и
поддержания постоянных температур при
литье (миксеры).
Индукционные печи — довольно спо-
койные потребители энергии, использую-
щие для плавки постоянную или медленно
увеличивающуюся мощность (печи для
плавки алюминия). Однако, во время пуска
после длительной остановки печи или для
просушки тигля после ремонта ЭПТ должен
обеспечить пониженное питающее напря-
жение и потребляемую мощность.
ЭПТ для индукционных печей во мно-
гом похожи на силовые трансформаторы
общего назначения. Однако для выполне-
ния всех требований индукционных ЭП
ЭПТ строят с встроенными ПУ и большой
глубиной регулирования Г = 5^-6. При этом
ЭПТ мощностью 1000 кВ-А и менее обыч-
но выполняют с ПБВ и дистанционным уп-
равлением, большей мощности — с РПН.
Для поддержания производительности
индукционной ЭП ЭПТ должен обеспечи-
§ 2 Схемы регулирования вторичного напряжения в электропечных трансформаторах 527
вать при максимальной мощности несколько
значений вторичных токов и напряжений,
т. е. иметь диапазон постоянной мощности.
Диапазон охватывает вторичные напряже-
ния в пределах пяти положений ПУ. Начи-
ная с 6-го положения, происходит уменьше-
ние НН одновременно и пропорционально
снижению мощности ЭПТ.
Особенностью ЭТУ с индукционными
ЭП емкостью более 10 т являются броски
пускового тока, которыми сопровождается
каждое включение трансформатора. Эти
броски тока высокой кратности накладыва-
ют дополнительные требования к механи-
ческой прочности обмоток и конструкции
ЭПТ для индукционных ЭП большой ем-
кости.
1.5. Трансформаторы
для печей сопротивления
Электрические печи сопротивления кос-
венного и прямого действия широко рас-
пространены и разнообразны по назначе-
нию. Объединяют их принцип действия, а
также источники питания — одно- или трех-
фазные сухие трансформаторы с ВН 220 или
380 В и различными диапазонами вторич-
ных напряжений. Выбор необходимого вто-
ричного напряжения, питающего печь,
обеспечивается конструкцией ЭПТ: выво-
дом из трансформатора ответвлений обмо-
ток ВН и ВН, которые можно соединить оп-
ределенным образом. Соединение выполня-
ется с помощью перемычек (сторона ВН и
НН) или ножевых контактов (сторона ВН).
Часть трансформаторов выпускается в за-
щитных кожухах, большая часть — в откры-
том, незащищенном исполнении.
2. Схемы регулирования
вторичного напряжения
в электропечных трансформаторах
Схемы регулирования ЭПТ во многом
определяются особенностями и требова-
ниями, предъявляемыми технологическими
процессами в ЭП. Однако на выбор схемы
влияют и другие факторы: параметры ПУ
РПН и ПБВ; обеспечение заданных значе-
ний напряжений КЗ на различных ступенях
регулирования; необходимые динамичес-
кая стойкость и электрическая прочность;
транспортные ограничения; заданные габа-
риты; ограничения по экономическим пара-
метрам и др.
Схемы регулирования, применяемые в
ЭПТ, можно классифицировать по следую-
щим основным признакам:
1. Число электромагнитных единиц:
а) одна единица (рис. 28.4 и 28.5) —
прямое регулирование;
б) две единицы (рис. 28.6—28.8) — кос-
венное регулирование.
2. Значение индукции в магнитной системе:
а) постоянное на всех ступенях регули-
рования (рис. 28.4);
б) изменяющееся в зависимости от сту-
пени (рис. 28.5—28.8).
Рис. 28.4. Схема прямого регулирования
в обмотке НН.
Рис. 28.5. Схема прямого регулирования
в обмотке ВН.
528
Трансформаторы для промышленных электропечей
Глава 28
3. Место включения переключающего уст-
ройства:
а) в цепи обмотки НН (рис. 28.4);
б) в цепи обмотки ВН (рис. 28.5);
в) в промежуточной цепи агрегата
(рис. 28.6—28.8).
4. Способ регулирования промежуточной
цепи агрегата:
а) с помощью автотрансформатора
(рис. 28.6);
б) во вторичной обмотке первой элект-
ромагнитной единицы агрегата
(рис. 28.7);
в) в третичной обмотке первой электро-
магнитной единицы агрегата с помо-
щью вольтодобавочного трансформа-
тора (рис. 28.8).
Схема прямого регулирования по
рис. 28.4 применяется в ЭПТ с мощностью
на стержень не более 2500 кВ - А при НН от
1000 В до 2400 В. Регулирование происходит
в обмотке НН, которая совмещает, таким
образом, и функции регулировочной. Это
наиболее экономичный способ регулирова-
ния, при котором индукция в магнитной
системе остается постоянной в течение все-
го цикла переключений. Дополнительным
преимуществом является равномерное из-
менение НН при отключении (или включе-
нии) одинакового числа витков на всех сту-
пенях вторичной обмотки. Однако область
применения такого регулирования ограни-
чена величиной номинального тока ПУ, ко-
торый является одновременно и рабочим то-
ком ЭП.
Принципиальная схема по рис. 28.5 ши-
роко применяется в ЭПТ различного назна-
чения с номинальным ВН 6 или 10 кВ при
Г от 1,5 до 4, а ее модификации — в ЭПТ с
ВН 35 кВ.
Регулирование происходит при измене-
нии числа витков в обмотке ВН (или РО, как
ее части). При этом индукция в магнитной
системе изменяется от максимального зна-
чения (минимум включенных витков) до
минимального, когда все витки подключены
к напряжению питающей сети (£/0. Одно-
временно изменяется и НН — от максималь-
ного значения (минимум витков обмотки
ВН) до минимального. Преимуществом та-
кого регулирования является возможность
применения ПУ на относительно неболь-
автотрансформатор
трансформатор печной
Рис. 28.6. Схема косвенного ре-
гулирования с помощью авто-
трансформатора.
Рис. 28.7. Схема косвенного ре-
гулирования, состоящая из двух
трансформаторов.
§2
Схемы регулирования вторичного напряжения в электропечных трансформаторах
529
Рис. 28.8. Схема косвенного ре-
гулирования с помощью воль-
тодобавочного трансформатора.
а
-О Л
главный
транс-
форматор
вольто-
добавочный
транс-
форматор
шие токи ВН, что существенно увеличивает
разнообразие различных схемных решений
для получения необходимых диапазонов НН.
Однако этот способ сопровождается не-
эффективным использованием магнитной
системы ЭПТ, которая оказывается «недог-
руженной» на всем диапазоне регулирова-
ния, кроме положения, соответствующего
минимуму включенных витков ВН, когда
индукция максимальна. На всех других по-
ложениях ПУ индукция уменьшается про-
порционально увеличению числа включен-
ных витков ВН.
Еще одним недостатком такого способа
является неравномерность ступеней НН при
равном числе включаемых (или отключае-
мых) витков первичной обмотки.
При использовании схем косвенного
регулирования (рис. 28.6—28.8) ЭПТ пред-
ставляет собой агрегат из двух трансформа-
торов (или одного автотрансформатора и
трансформатора), размещаемых, как правило,
в общем баке. При этих схемах регулирование
напряжения производится в промежуточной
цепи между двумя электромагнитными еди-
ницами. Напряжение и ток промежуточной
цепи выбираются в соответствии с техничес-
кими возможностями ПУ.
Регулирование в этих схемах осущест-
вляется по-разному. Так, при схеме рис. 28.6
первая единица агрегата является регулиро-
вочным автотрансформатором; схема при-
меняется в ЭПТ с ВН до 35 кВ включитель-
но при Г С 5. При таком способе регули-
рования автотрансформатор включен на
первичное напряжение U\ и имеет постоян-
ную индукцию в магнитной системе. Обмот-
ка В Н печного трансформатора с помощью
ПУ подключается к ответвлениям обмотки
автотрансформатора. При изменении поло-
жения ПУ меняются питающее напряжение,
магнитный поток, индукция в магнитной
системе печного трансформатора и, следо-
вательно, его вторичное напряжение.
Преимуществом такого регулирования
является возможность получать в пределах
диапазона практически любые значения
НН — от строго равномерных до резко не-
одинаковых. Однако этот способ требует
значительного расхода активных материа-
лов, особенно стали, и, кроме того, ПУ не-
обходимо выбирать на класс напряжения,
соответствующий U\, что во многих случаях
является неэкономичным.
Избежать последнего можно, если регу-
лирование выполнять по рис. 28.7. Оно при-
меняется в ЭПТ с ВН 35 кВ и выше, и первая
единица агрегата является регулировочным
трансформатором с постоянной индукцией
в магнитной системе и регулированием в его
вторичной обмотке. В остальном эта схема
не отличается от автотрансформаторной.
Единственным преимуществом схемы
с регулировочным трансформатором перед
схемой с автотрансформатором является воз-
можность устанавливать в промежуточной
цепи токи и напряжения, соответствующие
параметрам тех или иных ПУ.
530
Трансформаторы для промышленных электропечей
Глава 28
По схеме рис. 28.8 регулирование в про-
межуточной цепи осуществляется с помо-
щью третичной РО главного трансформато-
ра с постоянной индукцией в магнитной
системе; РО подключена к первичной об-
мотке вольтодобавочного трансформатора
с изменяющейся индукцией; обмотки НН
обоих трансформаторов соединяются после-
довательно внутри агрегата. Схема применя-
ется в однофазных ЭПТ с ВН от 10 кВ и выше
мощностью от 25 000/3 до 80000/3 кВ - А.
Преимущество такого регулирования за-
ключается в относительном уменьшении
массы агрегата сравнительно с показанным
на рис. 28.7. Объясняется это тем, что мощ-
ность вольтодобавочного трансформатора
соответствует мощности РО, которая со-
ставляет только часть мощности главного
трансформатора. А поскольку РО встроена в
промежуточную цепь, переключающее уст-
ройство может выбираться на существенно
меньшие токи и напряжения, чем в схеме
рис. 28.7.
3. Конструктивные особенности
основных узлов ЭПТ
Основные элементы конструкции ЭПТ
по назначению аналогичны силовым транс-
форматорам общего назначения. Однако
специфические режимы работы ЭПТ требу-
ют специальных схемных и конструктивных
решений, затрагивающих практически все
основные узлы ЭПТ: обмотки, отводы, пере-
ключающие устройства (ПУ), выводы и др.
ЗЯ. Обмотки
Классификация обмоток
Эксплуатационные требования, предъ-
являемые к электрической и механической
прочности обмоток, выделяют этот узел
ЭПТ в один из важнейших.
По своему назначению обмотки силовых
трансформаторов разделяют на первичные,
к которым подводится энергия переменного
тока, и вторичные, от которых она отводит-
ся. У ЭПТ первичные — это всегда обмотки
высшего напряжения (ВН), вторичные —
обмотки низшего напряжения (НН). Обмотки
ВН и НН ЭПТ могут быть нерегулируемыми,
не имеющими ответвлений, и регулируемы-
ми, т. е. с ответвлениями для использования
напряжения части обмотки. В последнем слу-
чае эта часть обмотки может выполняться
в виде отдельной конструктивной единицы
со своими регулировочными ответвления-
ми. Такую обмотку называют регулировоч-
ной (РО). В ЭПТ РО применяют почти всег-
да как часть обмотки ВН. Иногда в ЭПТ
встречаются схемы с двумя РО — грубого и
гонкого регулирования (РОгрубая и РОтоикая).
По конструктивному исполнению об-
мотки ЭПТ разделяют на цилиндрические,
непрерывные катушечные и винтовые. Ци-
линдрические обмотки могут быть одно- и
многослойными, винтовые — одно- и мно-
гоходовыми; применяются также дисковые
и переплетенные обмотки.
Особое место среди обмоток ЭПТ зани-
мают листовые и шинные (из меди и алю-
миния) обмотки НН.
Цилиндрические обмотки
Область применения цилиндрических
обмоток — обмотки ВН (иногда — НН) су-
хих ЭПТ с ВН класса 0,5 кВ мощностью до
630 кВ-А. В более мощных ЭПТ их приме-
няют в качестве РО, особенно — тонкого ре-
гулирования.
В цилиндрических обмотках ЭПТ на-
мотка провода (из меди или алюминия) про-
изводится плашмя или на ребро в один или
несколько параллельных проводов; внутрен-
ний слой таких обмоток наматывается не-
посредственно на жестком изоляционном
цилиндре или через дистанцирующие рейки
(клинья). Такие же клинья устанавливаются
между другими слоями обмотки. Изоляция
проводов — всегда усиленная, толщина —
1,2-ь2,5 мм на две стороны.
Непрерывные обмотки
Непрерывные обмотки применяют в ка-
честве обмоток ВН и НН, винтовые — как
обмотки НН и РО.
В ЭПТ непрерывные обмотки наматыва-
ются, как правило, на жестком изоляцион-
ном цилиндре с вертикальными клиньями;
горизонтальные каналы между катушками
образуются с помощью прокладок из элект-
рокартона или стеклотекстолита.
В ЭПТ мощностью до 6300 кВ-А в не-
прерывной обмотке ВН в качестве регулиро-
вочных используют катушки, расположен-
ные симметрично относительно ее середины;
в ЭПТ большей мощности регулировочные
витки размещают в отдельной РО.
Непрерывные обмотки, используемые
как обмотки НН, наматывают с петлями
в местах наружных переходов (рис. 28.9).
Петли делают во всех катушках, кроме вход-
ных; после намотки петли разрезают, а кон-
цы катушек припаивают к сборным шинам
(рис. 28.9). Между каждой парой шин, т. е.
в двух катушках обмотки, заключено полное
число электрических витков, в которых на-
§3
Конструктивные особенности основных узлов ЭПТ
531
Рис. 28.9. Непрерывная
обмотка НН ЭПТ:
а — после намотки,
б — после сборки и пайки схемы.
крайние
катушки
крайние
катушки
водится номинальное НН. При параллель-
ном соединении сборных шин ток увеличи-
вается пропорционально числу пар катушек.
Распределение тока между параллельно
соединенными катушками неодинаково: в
крайних катушках он в 1,54-Н,8 раза выше,
чем в средних. Для снижения нагрева этих
катушек применяют специальные схемы со-
единения или увеличивают сечения прово-
дов и охлаждающие их горизонтальные ка-
налы.
В непрерывных обмотках НН не удается
получить менее трех витков в паре катушек
из-за конструктивных и технологических
трудностей.
Винтовые обмотки
Широкое применение в ЭПТ получили
винтовые обмотки. Они используются в ка-
честве обмоток НН с током до 5000 А, а так-
же РО. Сечение витков в винтовых обмотках
образуется из сечения нескольких (до 20-^-
^-28) параллельных проводов, расположен-
ных один за другим в радиальном направле-
нии. При необходимости сечение витка мо-
жет быть увеличено, если применить много-
ходовые обмотки.
В винтовых обмотках для выравнива-
ния сопротивлений отдельных проводов
обязательны специальные транспозиции,
а также одинаковые размеры всех парал-
лельных проводников. Встречаются конс-
трукции винтовых обмоток, выполненных
из транспонированных проводов в один или
два захода без транспозиций или с одной об-
щей в середине обмотки. Существуют мно-
гоходовые винтовые обмотки НН, которые
служат одновременно и для регулирования
напряжения ЭПТ.
В винтовых обмотках РО каждый про-
водник принадлежит одной регулировочной
ветви. Сумма витков, намотанных этим про-
водником, образует одну ступень РО, в ко-
торой наводится напряжение ступени. Для
получения заданного напряжения иногда
соединяют последовательно несколько про-
водников РО. Обычно такие соединения вы-
полняются вне РО при сборке и пайке схемы
отводов.
В винтовых РО с одним проводником
в регулировочной ветви транспозиций не
делают, так как все ветви соединяются пос-
ледовательно в одну общую электрическую
цепь. Транспозицию делают только в том
случае, если каждая регулировочная ветвь
состоит из нескольких параллельных прово-
дов, и ее выполняют только между провод-
никами в пределах каждой регулировочной
ветви.
Дисковые, листовые и шинные обмотки
Кроме непрерывных и винтовых, для об-
моток НН в ЭПТ применяют дисковые, лис-
товые и шинные обмотки.
532
Трансформаторы для промышленных электропечей
Глава 28
Рис. 28.10. Шинная (о) и листовая (5)
обмотки НН ЭПТ:
1 — нижний виток; 2 — верхний виток; 3 — плас-
тина; 4 — дистанцирующее изоляционное кольцо.
Дисковая обмотка состоит из отдельно
намотанных катушек («дисков») и применя-
ется в конструкциях ЭПТ с чередующимися
обмотками.
Шинные или листовые обмотки приме-
няют при одном или двух электрических
витках на стороне НН. Их широко использу-
ют в качестве обмоток НН в ЭПТ мощностью
от 12,5 до 80000/3 кВ-А. Шинные обмотки
из стандартных медных и алюминиевых шин
делают чаще всего в сухих ЭПТ мощнос-
тью до 400 кВ • А. В масляных ЭПТ большей
мощности нередко применяют обмотки из
медных полос («шин»), полученных раскро-
ем из стандартных листов меди. Достоинс-
твом шинных обмоток является возможность
путем пересоединения концов шин (полос)
получать различные напряжения и токи НН.
На рис. 28.10, а показана шинная об-
мотка ЭПТ, выполненная шестью витками,
каждая пара которых соединена последова-
тельно. Отводы от этих витков могут соеди-
няться (вне бака) параллельно, образуя двух-
витковую обмотку НН; они же могут быть
соединены последовательно или последова-
тельно-параллельно, расширяя возможнос-
ти применения ЭПТ для различных ЭП.
Одно- и двухвитковые обмотки из лис-
товой меди (рис. 28.10) широко применяют
в ЭПТ мощностью на стержень 4000 кВ • А и
более. Внутренний и наружный витки двух-
витковой листовой обмотки разделяют кана-
лом, который фиксируется установкой в нем
дистанцирующих клиньев из изоляционного
материала.
Защита обмоток от разрушения токами КЗ
Обмотки ЭПТ испытывают повышенные
механические воздействия при эксплуатаци-
онных и аварийных токах КЗ. Для увеличения
динамической стойкости принимают различ-
ные конструктивные и технологические меры.
Так, внутренние обмотки, а также сред-
ние по расположению, которые подвергаю-
тся воздействию сжимающих радиальных
сил, выполняют на жестких бумажно-баке-
литовых цилиндрах толщиной 10^*16 мм.
В обмотках используют, как правило, мало-
усадочный электро картон; сушку произво-
дят по особому режиму; жесткость увеличи-
вают пропиткой обмоток глифталевым ла-
ком с последующим запеканием.
Для наружных обмоток, на которые
действуют растягивающие силы, применяют
стеклобандажи, охватывающие обмотки по
наружной поверхности.
В листовых обмотках предусмотрено
специальное крепление витков и их отводов,
повышающее жесткость обмотки.
§3
Конструктивные особенности основных узлов ЭПТ
533
Расположение обмоток ЭПТ
По расположению на стержне остова об-
мотки разделяют на концентрические и че-
редующиеся. Все современные ЭПТ выпол-
няются с концентрическими обмотками.
Из-за сложности отвода тока обмотки НН
располагаются почти всегда снаружи. Об-
мотки ВН размещают, как правило, между
обмотками НН и РО.
3.2. Отводы
Все типы ЭПТ отличаются относитель-
ной сложностью электрической схемы со-
единения обмоток. Степень сложности схе-
мы необязательно определяется способом
регулирования ПБВ или РПН. Существуют
серии ЭПТ ПБВ с достаточно сложной схе-
мой соединения обмоток ВН и их регулиро-
вочных частей и ЭПТ РПН с относительно
простыми схемами.
Сборка схем ЭПТ производится с помо-
щью отводов — совокупности проводников,
служащих для гальванического соединения
обмоток между собой, с ПУ, вводами и дру-
гими токоведущими частями трансформа-
тора.
Отводы ВН ЭПТ выполняют из изоли-
рованного гибкого провода — многожиль-
ного кабеля сечением от 16 до 300 мм2 с изо-
ляцией на одну сторону от 3,6 до 8 мм.
Всюду, где это возможно, электричес-
кую прочность увеличивают изоляционны-
ми промежутками между отводами.
Значение тока НН, достигающее десят-
ков тысяч ампер, вызывает технические труд-
ности и проблемы исполнения отводов вто-
ричных обмоток. Одна из таких проблем —
выполнение требования заказчика о месте
размещения выводов НН. Обычно их разме-
щают на стенке или крышке ЭПТ. В пос-
леднем случае из-за значительной длины
отводов до крышки их электрическое со-
противление соизмеримо с сопротивлением
обмотки НН. Это заметно увеличивает поте-
ри, рассеяние и механические усилия между
отводами, что требует специальных конс-
труктивных мер для их снижения. Так, при-
меняется принцип разделения отводов (как
и обмоток НН) на группы с равным числом
витков между ними; обязательное чередова-
ние отводов (начало — конец) с минималь-
ными расстояниями между шинами в каждой
паре; размещение шин отводов исключитель-
но ребром к стенке бака и на значительном
расстоянии от нее.
Способы соединения отводов ЭПТ ана-
логичны применяемым для силовых транс-
форматоров общего назначения. Основные
требования — прочность и надежность соеди-
нения; высокая электропроводность и долго-
вечность; простота выполнения и удобство
контроля качества. Во всех случаях, когда
это возможно, соединения отводов с обмот-
ками ЭПТ выполняют неразъемными. Из
различных способов таких соединений чаще
всего применяют пайку медно-фосфористы-
ми припоями, а также «холодную сварку» —
соединение главных и контактных частей
отводов методом опрессовки. Последний
способ часто применяют для соединения от-
водов из разных металлов (медь и алюми-
ний) или там, где механические воздействия
требуют особой надежности и прочности со-
единения.
В ЭПТ с шинными и листовыми обмот-
ками НН применяют обычно разъемные со-
единения. Для надежности контакта сое-
диняемые поверхности обмоток и отводов
тщательно зачищают и лудят; число болтов
выбирают так, чтобы создаваемое усилие
было достаточным для плотного прилегания
контактных поверхностей друг к другу.
Большое значение имеет надежная за-
щита от самоотвинчивания болтовых соеди-
нений, возникающего от вибрации при ра-
боте ЭПТ. Для этого под гайки и головки
болтов ставят замковые пластины; при тща-
тельном исполнении этого можно достичь
и с помощью контргаек.
Если выводы НН устанавливаются на
стенке бака, отводы листовых обмоток зна-
чительно упрощаются. Обычно их выполня-
ют гибкими компенсаторами, набранными
из медной ленты толщиной 0,3 мм и пропа-
янными в местах контакта с обмоткой и вы-
водами НН. Как правило, эти отводы цели-
ком подвергают горячему лужению и с по-
мощью болтов соединяют с обмоткой и
выводами НН.
Токоведущие части отводов удержива-
ются в заданном положении креплениями,
которые придают им необходимую жест-
кость и исключают возможность смещения
в процессе эксплуатации. Для крепления от-
водов применяют деревянные (буковые) и
гетинаксовые планки.
3.3. Вводы
Вводы ВН ЭПТ не отличаются от таких
же вводов трансформаторов общего назна-
чения. В настоящее время все ЭПТ с ВН
до 35 кВ выпускаются со съемными ввода-
ми ВН, позволяющими заменять фарфоро-
вый изолятор без подъема активной части,
534
Трансформаторы для промышленных электропечей
Глава 28
Рис 2S.11 Шинные гыво i Vil иша ЭТМ11К-3200/10:
/ - чинная ilia на. впаянная в обиймх 2; а кры;нк ! оака: 2 — рг ш новая про к тале i. > - - с ннн.ная и i.iuiri..
с витом 6. 7- смаьная ннилька. ^паянная в обои\<\. ;>с ишовая прок ы зка. 9 - и ю г-п:ионная лоска-
10 - рс ;.1Нова/1 нрокла н.а, \я Ю1 Нхчюмая лоск\ ° 7/ сксынои фа (ч. п нм кры. 1 кс: 12. 12 сга па
крышки или юр\ icn н.п, in о.:ка ;р..П'. >!»< >
на юр i
21 in \ иены 1VI и ил ерь с мн., чю i ।
хил ни I Hoi о по.!/' пасс, сип/ I,со п>1 Р;{ ра. >
• 1СШ.1Ю, IV НИИ Ло!1 ip.HO’ G.1HH О- Я 1'1.1 !.
Лр\|ОЛ — OI МИНЮ ПОМОИ И. 11р.. >!!)•.'
BkpoHJkc .ic.iiioi одно обимс онзерсны
кооирос заюм ми; ываю н.ипои из нема.
.ПЧНО1О мюериала с -.сшновленными вво-
лю/н НН.
У большиис 1 вд ЭПТ ! вооы НН с фарфо-
ровыми и золя юрами нс нрименянмся. Ис
к печение сое 1авляю1 ЭПТ зля ншания ин-
дукционных ЭП. у коюрых при НН 0,5--
2,5 кВ вгоричныс локн не превышаю! —
2000- 2500 А. При таких готах и напряже-
ниях применяю! ciaiLiapiHiie вводя с юко-
ведушими смержнями и фарфоровыми изо-
ляторами.
В других ЭПТ в качесызе вторичных
применяют шинные (при токе на шину
до 7000 А) или 1 рубчатые водоохлаждаемыс
вводы.
Конструкция шинного ввода состоит из
медных шин, установленных в доске из жес-
ткого изоляционного материала (стеклотек-
столит марки СТЭФ или гетинакс). Главной
составной частью конструкции является
медная шина стандартного прямоугольного
профиля: 6 х 80, 10 х 80, 10 х 100 или 12,5 х
х 100 мм2. Для токов 3000 А и выше приме-
няют шины сечением 10 х 200 и 10 х 300 .мм2,
изготовляемые из стандартных медных лис-
тов по сортаменту ГОСТ 495—77.
v. X, Li I I’ll!!». 1 1 । . 1 р i V 2 г ! Э ПЛ'/''
' 1 . . I I- ’<• (I'M'll'l;. 2 Л •• 1 "VH'Hj i,;< > ПН 1' 1 ICt
> ’ ! I. • I Л > 1И1НГ1ННОИ 1Ю hC ' 1 1>.
\н .'пения меси . прю;:; шин;, сквоз: ш>-
л\ применял - р-н шдмиые ирокла imi S’, \к-
'с .tа' асмые . -канавке»- обоймы. Ч 1я гын\г-
ка возлхх-i. когорый ог'1зс'ся под .юемш и
после заполнения лП’1 маслом, i ; xin
специальное oi веред ис. когорос делаю! в
ОЛПОМ 115 У! 10В ДОСКИ OlBCpCIHC ЫКрЬИО
(через резиновм’о прокладку 4) сны; iron
H.iaci'iHon 5 и вверну! ым г. нес витом 6.
Bhhi унло1няе!ся асбесговым шнуром,
предвари!СЛ1Л!О нролп 1анных1 бакелшовых,
лакохг для выпуска воздуха досыючно вы-
веришь вит на 1—2 оборот и подождав,
пока из о 1 вереIия не появтся масло, после
згою винт (> вновь пло!но заворачиваю! до
oiказа.
Ко!да !оки НН ЭПТ дос!шаю! 16000 А
и более, применяют ipyonaiwe водоохлаж-
даемые вводы. На рис. 28.12 показана oie-
чественная конструкция трубчатого вводи
в собранном виде. Ввод состоит из нес кол ь-
ких труб (единичных выводов) / на фазу или
стержень (у однофазных ЭПТ) и плиты 4
из стеклотекстолита, на которой они за-
креплены.
Основой конструкции единичного ввода
является медная труба с наружным диамет-
ром 50 мм и толщиной стенки 10 мм. Внут-
ренняя полость трубы предназначена для
прохода охлаждающей воды. Каждая труба
изогнута, как показано на рис. 28.12; на оба
§3
Конструктивные особенности основных узлов ЭПТ
535
конца ее припаивают штуцеры или на вне-
шней поверхности наносят резьбу для со-
единения с короткой сетью; к изогнутой
части трубы (ее помещают внутрь бака) при-
варивают медную полосу с отверстиями для
подключения гибких компенсаторов (отво-
дов) обмотки НН.
Трубчатые вводы обычно применяют
при листовых обмотках НН. Изменяя расход
воды, проходящей через внутреннюю по-
лость ввода, от 0,1 до 0,18 м3/час, можно
увеличивать нагрузку на единичный ввод
(трубу) от 10000 до 16000 А.
Составляя ввод НН из необходимого
числа единичных труб, можно обеспечить
ЭП любым током в десятки и сотни тысяч
ампер.
ЗЛ. Переключающие
устройства ЭПТ
Переключающие устройства в ЭПТ ис-
полняют функции, отличные от выполняе-
мых в трансформаторах общего назначения.
В ЭПТ ПУ являются основными регулято-
рами технологических процессов, происхо-
дящих в ЭП, и в этом их важное значение,
как одного из основных элементов конс-
трукции ЭПТ.
В ЭПТ применяются оба способа регу-
лирования напряжения — ПБВ и РПН. Пер-
вый способ применяют, когда по условиям
технологического процесса допускаются
кратковременные перерывы в питании ЭТУ.
Трансформатор отключают от питающей се-
А-А
Рис. 28.12. Общий вид трубчатого вывода (в соб-
ранном виде) ЭПТ типа ЭОЦНШ-12500/10:
а — общий вид; б — конструкция уплотнения узла
«труба—лоска»; 1 — труба вывода; 2 — гайка ла-
тунная; 3 — шайба специальная медная; 4 — плита
из стеклотекстолита; 5 — шайба паронитовая; 6 —
кольца резиновые.
б)
536
Трансформаторы для промышленных электропечей
Глава 28
ти, и контактное устройство переключает
ответвления обмотки. Регулирование ПБВ
осуществляется, как правило, в обмотках
ВН при токах обычно не более 630 А.
Второй способ применяют, когда по ус-
ловиям технологического режима не допус-
каются перерывы в электроснабжении ЭТУ.
Устройства ПБВ разделяют на переклю-
чаемые только вручную и с помощью элек-
тропривода с дистанционным управлением.
Устройства ПБВ с электроприводом
применяются исключительно в ЭПТ. В си-
ловых трансформаторах общего назначения
они практически не встречаются. Кинема-
тические схемы переключателей и привод-
ных механизмов, их конструкции и взаим-
ное расположение определяются требовани-
ями, которые предъявляют технологические
режимы плавки.
Существует несколько типов ПУ ПБВ с
электроприводом. Обозначение типов и их
основные параметры приведены в табл. 28.2.
Наиболее распространенные из сущест-
вующих — это однофазные ПУ типа ПЛ-11-
10/320 и трехфазные — типа НТ-4 х 3-350/10.
В приводных механизмах предусмотре-
ны блокировки, препятствующие вращению
привода за крайние положения ПУ. Для
подсчета числа переключений установлен
механический счетчик.
Для дистанционного управления при-
водным механизмом на щите управления
должны быть установлены ключ и указатель
положения, представляющий собой прибор,
внутри которого находится сельсин — при-
емник самосинхронизирующейся передачи.
Стрелка, укрепленная на его валу, показы-
вает, на каком положении находится ПУ.
Приводной механизм снабжен коммута-
тором. Он является дополнительным датчи-
ком положений и представляет собой пере-
ключатель, подвижный контакт которого
приводится в действие от выходного вала при-
вода. Коммутатор используется для снятия
сигнала о ступени ПУ и ввода этого сигнала
в автоматический регулятор мощности ЭП,
а также в качестве датчика положений для
дистанционного определения положения ПУ.
Устройство РПНсостоит из избирателя,
контактора, токоограничивающего сопро-
тивления и приводного механизма.
Основным отличием, определяющим
принцип действия и конструкцию ПУ, явля-
ется вид токоограничивающего сопротивле-
ния — реакторное или резисторное.
В ЭПТ применяются оба исполнения ПУ.
Каждое имеет свои преимущества и недостат-
ки, определяющие область их применения.
Так, ПУ РПН с токоограничивающим
резистором обладает высокой электрической
и механической износостойкостью (100—
300 тыс. и 500—1500 тыс. переключений со-
ответственно); избиратель и контактор со-
ставляют единый конструктивный блок; кон-
тактор и резисторы погружены в отдельный
объем с маслом, не связанным с маслом
ЭПТ, имеют отдельный расширитель и т. п.
Однако габариты ПУ ограничивают его при-
менение в ЭПТ мощностью менее 10 МВ • А;
увеличение числа ступеней ПУ достигается за
счет изменения конструкции и размеров из-
бирателя, размещенного в баке с активной
частью трансформатора, что дополнительно
ограничивает его применение в малых ЭПТ.
ПУ РПН с токоограничивающим реак-
тором требует значительного добавочного
расхода активных материалов для реактора;
специальных мер, исключающих возмож-
ность изменения его реактивного сопротив-
ления в процессе эксплуатации; жесткой
схемы размещения составных частей. Ресурс
у них значительно ниже: смена контактов
контактора производится через 20—60 тыс.
переключений, механический ресурс —
200-^500 тыс. переключений.
Таблица 28.2
№ п.п. Тип переключающего устройства Номинальные значения Количество Приме- чание
Напряжение, кВ Ток, А Фаз Положений
1 НТ-4 х 3-350/10 10 350 3 12
2 ПТЛ-10/630-Э-4 х 3-1-Б 10 630 3 12 с 01.01.91
3 НТ-4 х 3-625/10 10 625 3 12
4 ПТЛ-10/630-Э-4 х 3-2-Б 10 630 3 12 с 01.01.92
5 ПЛ-11-10/320 10 320 1 11
6 ПТЛ-11-10/630 10 630 3 11
7 ПЛ-10/630-Э-11-Б 10 630 1 11 с 01.01.90
8 НТ-5-625/10 10 625 3 5
9 НТ-8-625/10 10 625 3 8
§3
Конструктивные особенности основных узлов ЭПТ
537
Таблица 28.3
№ п.п. Тип переключающего устройства Номинальные значения Количество Вил токоограничиваю- щего сопротивления
Напряжение, кВ Ток, А Фаз Положений
1 РНО-13-625/10 10 625 1 17 Реактор
2 РНО-17-625/35 35 625 1 49 — —
3 РНО-17-1000/35 35 850 1 90 — —
4 РНО-23-625/35 35 625 1 17 — —
5 РНО-20-625/35 35 625 1 23 — —
6 РНТ-9-150/10 10 150 3 9 — —
7 РНТ-20-625/35 35 625 3 23 — —
8 РНТ-23-625/35 35 625 3 17 — —
9 РНТ-24-625/35 35 625 3 23 — —
10 РНОА-35/Ю00 35 1000 1 43 Резистор
И РНОА-35/1250 35 1250 1 27 — —
12 РНОА-110/1000 110 1000 1 27 — —
13 РНТА-35/1000 В 35 1000 3 19 Резистор и вакуум- ный контактор
14 РНОР-35/630 В-20А 35 630 1 23 — —
В то же время размеры избирателя срав-
нительно невелики, что позволяет приме-
нять ПУ с реактором для небольших ЭПТ:
трехфазных мощностью от 1000 кВ • А, одно-
фазных — от 630 кВ • А.
При ПУ с реактором относительно просто
решается задача увеличения числа регулиро-
вочных ступеней ЭПТ. Прежде всего, это от-
носится к возможности использования про-
межуточного положения контактов избирате-
ля (положения «моста») в качестве рабочего,
что позволяет удвоить число ступеней ПУ. Без
существенного изменения размеров избира-
теля удается использовать схемы с обмотками
грубого (РОГ) и тонкого (РОТ) регулирова-
ния, увеличивая число положений до 49. Объ-
единяя оба способа, получают ПУ сравни-
тельно небольших габаритов, обеспечиваю-
щее 90 значений вторичного напряжения.
Обозначения основных типов и пара-
метров ПУ РПН, применяемых в ЭПТ, при-
ведены в табл. 28.3.
3.5. Сварные конструкции
и охлаждающие устройства ЭПТ
Электропечиые трансформаторы имеют
такие же сварные узлы металлоконструкций,
как и трансформаторы общего назначения.
Везде, где это возможно, конструкции бака,
крышки, системы охлаждения, тележек, кат-
ков, подъемных устройств и т. п. ЭПТ подоб-
ны или повторяют аналогичные конструкции
обычных силовых трансформаторов.
Отличительные особенности сварных
конструкций ЭПТ определяются техничес-
кими требованиями, предъявляемыми к ним
в целом со стороны разработчиков ЭТУ. Ос-
новные из этих требований, относящиеся
к сварным конструкциям:
а) возможно меньшие габариты ЭПТ, осо-
бенно в плане;
б) навесные (на баке) системы охлаждения
с обязательным учетом п. «а»;
в) уменьшенные размеры и, при необходи-
мости, специальные формы расширите-
лей;
г) отдельные отсеки в баке для избирате-
лей, контакторов и реакторов устройств
РПН — для мощных ЭПТ;
д) минимум монтажных операций;
е) конструкции должны выдерживать без
повреждений усилия, возникающие при
КЗ в процессе работы ЭПТ.
Не все эти требования одинаково приме-
нимы к каждому типу ЭПТ, однако выполне-
ние пп. «а» и «е» является обязательным.
Минимальные размеры ЭПТ достигаются
более компактной конструкцией как актив-
ной части, так и бака. При этом для одних
трансформаторов более выгодной оказывает-
ся прямоугольная форма бака, для других —
овальная. У большинства ЭПТ с массой ак-
тивной части до 25 т баки имеют съемную
крышку (верхний разъем); у ЭПТ с активной
частью большей массы применяется коло-
кольный бак с приваренной крышкой и
нижним разъемом. Иногда нижний разъем
делают и там, где масса активной части
меньше 25 т. Обычно это связано с конструк-
тивными особенностями отдельных ЭПТ.
Вводы ЭПТ устанавливают на крышке
или стенке бака. При верхнем разъеме и вво-
дах на крышке активная часть нередко связа-
538
Трансформаторы для промышленных электропечей
Глава 28
Рис. 28.13. Бак мощного ЭПТ с реакторным ПУ РПН и верхним разъемом:
/ — рама бака; 2 — крюк для подъема; 3 — балка жесткости; 4 — площадка для домкрата; 5 — серьга для
перемещения бака; 6 — прямоугольные вырезы в стенке 9\ 7 — рама короба выводов; 8 — лестница; 10 —
кронштейны для установки приводного механизма; / / — кожух контакторов; 12 — рама кожуха; 13 — люк
для присоединения отводов избирателя к контактору; 14 — сливной кран; 15 — запорное устройство сис-
темы охлаждения вида Ц; 16 — прямоугольный вырез в стенке; 17 — короб вывода НН; 18 — люки для
присоединения отводов к выводам НН.
на с ней вертикальными шпильками. Это
удобно для осмотра и подсоединения отводов
к вводам ВН и НН. В этом случае активная
часть опускается в бак вместе с крышкой.
В ЭПТ с верхним разъемом и вводами
на стенках активная часть устанавливается
в бак без крышки. Это позволяет контроли-
ровать активную часть в процессе и после
опускания в бак; она доступна для осмотра,
и ее можно надежно раскрепить в баке; лег-
ко произвести ревизию избирателя, отводов,
вводов, если в этом возникнет необходимость.
Однако установка вводов на стенке усложняет
бак, так как вводы ставят не просто на стенку,
а на специальные короба (с рамой и люками
для присоединения отводов), приваренные
к баку (рис. 28.13). В стенке 9 бака вырезают
прямоугольные отверстия 6 по размерам ко-
роба, в которые пропускают отводы к вводам
НН. Вводы на стенке сокращают возможнос-
ти использования в ЭПТ естественного мас-
ляного охлаждения, так как оставшейся «сво-
бодной» части бака не хватает для размеще-
ния необходимого числа радиаторов.
Отдельные отсеки для установки элемен-
тов устройств РПН делают у некоторых ЭПТ
малой мощности и у большинства современ-
ных мощных трансформаторов. Отсеки слу-
жат для размещения избирателя и реактора,
а у ЭПТ с резисторными ПУ — и контактора.
Отсек обычно приваривается к баку; масло
в нем не сообщается с маслом остальной
части бака, т. е. он имеет собственное «мас-
ляное хозяйство»: отдельную предохрани-
тельную трубу, расширитель (иногда для
этого используют часть основного расши-
рителя ЭПТ), газовое реле, маслоуказатель,
устройство, предохраняющее масло от ув-
лажнения. Для электрического соединения
отводов с избирателем на раму бака 7 уста-
навливают вертикальную промежуточную
плиту из стеклотекстолита или гетинакса
с проходными вводами. Плита отделяет от-
сек от бака; отводы обмоток подключают
к вводам с одной стороны плиты, отводы
избирателя — с другой. Для удобства под-
ключения в стенке короба делают специаль-
ные люки 18.
Расширители ЭПТ имеют различные ис-
полнения. Наиболее часто применяют расши-
ритель цилиндрической формы (рис. 28.14,
а). Конструктивно он не отличается от рас-
ширителей трансформаторов общего назна-
чения, однако его всегда размещают так,
чтобы не увеличивались габаритные разме-
ры ЭПТ в плане. В тех случаях, когда к ЭПТ
предъявляются специальные требования по
транспортированию или ограничения по
высоте, определяемой размерами трансфор-
маторной камеры, расширители выполняют
§3
Конструктивные особенности основных узлов ЭПТ
539
иной формы (рис. 28.14, 5, в, г). Выбор фор-
мы расширителя и его установки с минималь-
ными габаритами облегчаются условиями, в
которых работают ЭПТ. Практически все они
внутренней установки и эксплуатируются при
температуре воздуха от +1 до +40°C (охлаж-
дение с естественной или принудительной
циркуляцией воздуха и масла) или при темпе-
ратуре охлаждающей воды от + 1 до +30°C (ох-
лаждение при принудительной циркуляции
воды и масла). Уменьшение перепада темпе-
ратур по сравнению с трансформаторами об-
щего назначения позволяет заметно сократить
размеры расширителей ЭПТ.
Охлаждение ЭПТ. Применяются четыре
вида охлаждения ЭПТ: естественное воздуш-
Рис. 28.14. Расширитель ЭПТ:
а — расширитель цилиндрической формы; б—д — различные формы поперечного сечения расширителей:
1 — корпус; 2 — подъемные кольца; 3 — пробка для доливки масла; 4 — газоотводный патрубок; 5 — пат-
рубок воздухоосушителя; 6 — фланцы для присоединения маслоосушителя 15; 7 — бобышка для крепле-
ния воздухоосушителя; 8 — съемные люки для окраски внутренней поверхности расширителя; 9 — стенка;
10 — отстойник (грязевик); 11 — плоский кран патрубка /2 маслопровода; 13 — маслоуказатель; 14 —
кронштейн; 15— крышка бака 16; 17— патрубок для слива остатков масла; 18 — воздухоосушитель.
540
Трансформаторы для промышленных электропечей
Глава 28
ное при открытом (С) и защищенном (3) ис-
полнении — в сухих трансформаторах;
естественная циркуляция масла и воздуха
(М), принудительная циркуляция масла и воз-
духа (ДЦ) и принудительная циркуляция мас-
ла и воды (Ц) — в масляных трансформаторах.
Охлаждение сухих ЭПТ и масляных при
естественной циркуляции масла и воздуха не
отличается от трансформаторов общего на-
значения.
Специфика ЭПТ — в широком использо-
вании более эффективных систем охлаждения
(вида Ц и ДЦ) не только в крупных, но и в
ЭПТ относительно небольшой мощности
(1000 кВ • А и более). Для последних характер-
но применение малогабаритных маслоохла-
дителей Ц и ДЦ, устанавливаемых, как пра-
вило, непосредственно на баке трансформа-
тора. Лишь для мощных ЭПТ, где периметра
бака не хватает для размещения охладителей,
используют систему выносного охлаждения,
аналогичную применяемой в мощных транс-
форматорах общего назначения.
В выносной системе охлаждения вида
Ц каждый элемент крепится на отдельном
фундаменте и соединяется трубопроводами
по масляной и водяной сторонам. При этом
размещение системы по отношению к ЭПТ
может быть разным: на одном уровне
с трансформатором или ниже его на 3—5 м.
Последний вариант предпочтительнее, так
как заведомо гарантирует превышение стати-
ческого давления в масле ЭПТ над давлением
воды в охладителе при остановке маслонасоса.
Такое условие необходимо, так как исключает
возможность попадания воды в масляную по-
лость при нарушении уплотнения охладителя.
4. Основные серии
электропечных трансформаторов
4.1. Трансформаторы
для дуговых сталеплавильных печей
Трансформаторы для питания ДСП вы-
пускаются двумя группами: «малой» емкос-
ти от 0,5 до 12 т, и для ДСП емкостью от 25
до 200 т. ЭПТ первой группы предназначены
для плавильных цехов машиностроительных
предприятий. Их отличия — один вид пере-
ключения напряжений (ПБВ) и применение
встроенных токоограничивающих реакторов.
ЭПТ второй группы оснащают основные пла-
вильные цехи металлургических заводов. Их
выполняют с ВН от 10 кВ (для ДСП емкостью
25 т) до 220 кВ (для ДСП емкостью 200 т); НН
регулируется под нагрузкой (РПН).
ЭПТ для ДСП «малой» емкости
Основные технические параметры сов-
ременных ЭПТ для ДСП емкостью от 0,5 до
12 т приведены в табл. 28.4.
Для обеспечения технологического режи-
ма в процессе плавки необходимо изменять
активную и реактивную мощности. С этой це-
лью трансформаторы и реакторы выполня-
ют с ответвлениями в обмотках. Регулируя
переключателем число витков в обмотках
ВН и переключая соединение фаз со схемы
треугольника на звезду, получают по 8 зна-
чений НН и в одимой в ЭП активной мощ-
ности. Регулируя число витков в обмотке ре-
актора или вообще отключая его, изменяют
реактивную мощность.
Ем- кость ДСП,т Тип ЭПТ Мощ- ность макс., кВ • А Напря
ВН
0,5 ЭТДЦП-1600/10 800 6000 или 10000
1,5 ЭТДЦП-2500/10 1600
3,0 ЭТДЦП-400010 2500
6,0 ЭТЦП-10000/10 5000
12,0 ЭТЦПК-12500/10 8000
№ Ем- кость ДСП, т Тип ЭПТ
1 25 ЭТЦНК-20000/10-76УЗ
2 ЭТЦНК-20000/20-77УЗ
3 ЭТЦНК-20000/35-76УЗ
4 50 ЭТЦН-32000/35-71УЗ
5 100 ЭТЦН-52000/35-71УЗ
6 АТЦН-63000/35-77УЗ**
7 ЭТЦ-63000/35-77УЗ**
8 ЭТЦНД-160000/35-82
9 ЭТЦНДМ-160000/35-86
10 ЭТЦНДТ-160000/35-88***
11 100 ЭТЦНД-125000/35-89
12 150 ЭТЦНКД-160000/110-У4
13 200 АТЦН-45000/35-УЗ**
14 ЭТЦ-45000/35-УЗ**
**При совместной работе.
***Обмотки НН собраны в схему треуголь
§4
Основные серии электропечных трансформаторов
541
ЭПТ для ДСП большой мощности
Рост емкости ДСП и единичной мощ-
ности ЭПТ выявили три отличительные осо-
бенности этой группы трансформаторов.
Первая заключается в том, что возросшие
нагрузки требуют токоподводов между ЭПТ
и ЭП на токи до 90 000 А. В этих случаях ре-
активное сопротивление короткой сети до-
статочно велико, и кратность эксплуатаци-
онных токов КЗ по отношению к номиналь-
ным токам ЭПТ (для ДСП емкостью от 40 до
200 т) уже ограничена пределами 2,7—1,7.
Поэтому в этих ЭПТ нет токоограничиваю-
щих реакторов.
Вторая особенность — регулирование
напряжения ЭПТ под нагрузкой. Оно поз-
воляет автоматизировать технологические
процессы и сократить время плавки.
Третья особенность связана с необходи-
мостью измерять вторичные токи ЭПТ в про-
цессе плавки. Возросшие токи обмотки НН не
могут измеряться непосредственно серийно
выпускаемыми трансформаторами тока. Поэ-
тому мощные ЭПТ имеют дополнительную
обмотку ВН стоком, пропорциональным вто-
ричному току. Трансформаторы тока, уста-
новленные в этой обмотке, меняют выходной
сигнал при изменении не только нагрузки, но
и коэффициента трансформации в ЭПТ.
Основные технические параметры ЭПТ
для ДСП емкостью от 25 до 200 т приведены
в табл. 28.5.
Таблица 28.4
жения, В Схема и группа соединений Число положе- ний ПУ Напряжение КЗ агрегата (макс), % Масса, кг Размеры, мм Вид охлаж- дения
НН (от—до) полная масла высота в плане
212-80 Д-У/Д-0-11 12 47,5 7670 2300 2370 2380 х 1700 дц
220-90 46,5 10780 2860 2370 2772 х 1802
230-95 47,3 14306 3800 2570 2812 х 1932
260-104 42,3 23 750 6350 3130 3165 х 2276 ц
318-120 14,0 25 000 6885 4383 4130 х 2240
Таблица 28.5
Мощ- ность номин., кВ • А Номинальное напряжение, В Ток НН, А Масса, кг Размеры, мм Примечание
ВН НН (от-до) полная масла высота в плане
15 000 10000 370-90 23 431 67300 25220 4735 6345 х 3955
22000 371-117 23 335 68000 25220
35000 370-128 23 432 67700 25220
20000 35000 407-144 28 400 65500 20850 4307 7020 х 3430
32 000 465-159 39 700 76700 22565 4630 7020 х 3200
50000* 573-203 50 325 70000 26300 6000 6380 х 4120 * макс, мощность 63 000 кВ-А
82900 18150 5660 7030 х 2670
80000* 761-259 60 703-70 600 142000 33200 6285 7740 х 3360 * макс, мощность 99 000 кВ-А
33874 6290 6864 х 4750
829-288 55 688-68 884 125150 35864 6265 5770 х 4625
60000* 35000 697-288 69684-61 560 118860 37179 6210 5770 х 4750 * макс. мощность 79 200 кВ • А
90000 110000 826-301 36 330-44 600 155000 34600 6320 3210 х 3020
45000 35000 591-164 43 920 41000 12000 5700 4720 х 2100
52640 12520 5450 4670 х 2430
ника внутри бака.
542
Трансформаторы для промышленных электропечей
Плава 28
По конструктивному исполнению транс-
форматоры разделяют на ЭПТ, выполнен-
ные в одной электромагнитной единице,
и агрегаты, состоящие из двух электромагнит-
ных единиц (регулировочного авто трансфор-
матора и собственно ЭПТ). В свою очередь,
входящие в агрегат единицы могут разме-
щаться в общем баке (ЭТЦНК-20000/10-35,
ЭТЦН КД-160 000/110) или иметь отдельные
баки с собственными системами охлажде-
ния (АТЦН-63 000/35 и ЭТЦ-63 000/35).
4.2. Трансформаторы
для электрошлаковых печей
Особенности ЭШП и различные схемы
включения определяют технические требо-
вания и соответствующие им конструктив-
ные решения для однофазных ЭПТ, питаю-
щих электрошлаковые ЭП.
Так, для мелкоступенчатого регулирова-
ния применяют малогабаритные реакторные
ПУ, обеспечивающие до 90 значений вто-
ричного напряжения.
Для возможности применения ЭПТ при
различных схемах питания ЭП обмотки НН
у большинства трансформаторов выполня-
ют с выведенной «средней точкой». Это ус-
ложняет конструкцию, увеличивает потери
и размеры ЭПТ.
Особое значение приобретает специаль-
ное выполнение обмоток и отводов НН, ко-
торое обеспечивает минимальное сопротив-
ление короткой сети и минимальные потери
напряжения ЭПТ.
Важной особенностью является воз-
можность обеспечить постоянную мощ-
ность на значительной части диапазона
НН. Так, у трансформатора мощностью
1000 кВ-А при диапазоне НН 105 — 38,4 В
постоянная мощность обеспечена в преде-
лах ог 105 до 69,6 В; мощностью 5000 кВ • А
при диапазоне НН от 160 до 41,6 В — в пре-
делах от 160 до 84,4 В и т. д. При этом, чем
шире диапазон постоянной мощности, тем
больше масса активных материалов, поте-
ри, габариты и типовая мощность ЭПТ.
В табл. 28.6 приведены типы, основные
параметры, массы, габариты и вид охлажде-
ния ЭПТ для ЭШП.
4.3. Трансформаторы
для индукционных печей
Широкое распространение индукци-
онных канальных и тигельных ЭП и мик-
серов потребовало создания нескольких се-
рий специальных ЭПТ:
♦ серия однофазных ЭПТ с ПБВ мощнос-
тью 400, 630 и 1000 кВ • А;
Ф серия однофазных ЭПТ с РПН мощнос-
тью 1600 и 2500 кВ-А;
♦ серия трехфазных ЭПТ с РПН мощнос-
тью 1600 и 2500 кВ-А;
♦ серия трехфазных электропечных агре-
гатов с РПН мощностью 4000, 5600 и
7100 кВ-А;
♦ два типа ЭПТ, не входящие в серии:
трехфазный мощностью 1000 кВ-А
(ЭТМП-1250/10) для канальной ЭП
Тип Мощность, кВ • А
ЭОМНШМ-1600/Ю 630-630-265
ЭОДЦНШМ-2500/Ю 1000-1000-551
ЭОДЦНШМ-4000/Ю 1600- 1600-733
ЭОДЦНШМ-4800/Ю 2500-2500-1217
ЭОЦНШ-оЗОО/Ю 3200-3200-1555
ЭОЦНШ-12500/Ю 5000-5000-2330
ЭОЦНШ-16000/Ю 7200-7200-2489
Тип Число фаз Мощность, кВ-А
ЭОМПИ-ЮОО/10 1 400-^76
ЭОМПИ-1600/10 1 630-110
ЭОМПИ2000/10 1 1000-200
ЭОМ НИ-2700/10 1 1600-400
ЭОМНИ-4200/10 1 2500-625
ЭТМП-1250/10 3 1000-400
ЭТМ НИ-2000/10 3 1600-400
ЭТЦНКИ-5000/10 3 2500-625
ЭТЦНКИ-8000/10 3 4000-788
ЭТЦНКИ-10000/10 3 5600-1070
ЭТЦНКИ-12500/10 3 7100-1350
ЭОЦНКИ-40000/Ю 1 20000-3390
§4
Основные серии электропечных трансформаторов
543
ИЛ К-1,6 и однофазный мощностью
20000 кВ-А (ЭОЦНКИ-40000/35) для
тигельной ЭП емкостью 60 т.
Конструктивное выполнение трансфор-
маторов каждой серии определяется особен-
ностями схем соединения обмоток, регули-
рования НН и условиями эксплуатации ЭПТ.
Основные параметры, массы и размеры
ЭПТ для индукционных ЭП приведены в
табл. 28.7.
Как видно из таблицы, значения Г до-
стигают 6; для большинства трансформато-
ров заказчиком заданы ступени напряжения
неравномерными. В таких случаях регулиро-
вание производят, изменяя на заданную ве-
личину магнитный поток в ЭПТ. С этой це-
лью применяют регулировочные автотранс-
форматоры, размещаемые с ЭПТ в общем
баке (ЭТЦНКИ-8000/10, ЭТЦНКИ-10000/10,
ЭТЦНКИ-12500/10).
Таблица 28.6
Напряжение, В Ток НН, А Масса, кг Размеры, мм Вид охлаж- де ния
ВН НН (от...до) полная масла высота в плане
6000 ил и 10000 80 — 64,5 — 28,5 78754-97674-9767 10325 3800 3530 1760 х 3030 М
105 — 69,6 — 38,4 95245-14 368-5 14 368 13 000 4600 3730 1550 х 3256 дц
116-5-76,2-^34,9 13800-21010-21010 13510 4200 3635 2208 х 2930
122,4—89,5—43,5 20400-28 000-28 000 19 700 6000 3850 2400 х 3360
122,4—89,5—43,5 26 150-35 800-35 800 20 500 6000 3850 2400 х 3700 ц
160 — 84,4 — 41,6 31250-59300-59 300 34 000 9400 4000 3000 х 4250
10000 160- 127,5 — 41,9 45000-59406-59406 34 500 9400 4000 2710 х 4120
Таблица 28.7
Напряжение, В Положе- ний ПУ Ток НН, А Масса, кг Размеры, мм Вид охлаж- дения
ВН НН (от...до) полная масла высота в плане
6000 или 10 000 510 — 85 11 ПБВ 785-895 3500 900 2146 1720 х 1525 М
510 — 79 12354-1396 4740 1290 2270 1895 х 1530
510 — 92 19604-2200 5720 1590 2445 2200 х 1490
1020-184 980-1100
527-105 17 РПН 3040-3800 10300 3000 3610 2700 х 1965
1054-210 1520-1900
1050-211 23804-2976 12900 3850 3970 2700 х 2450
2100-422 1190-1488
510—91 И ПБВ 1131-1270 7000 2270 3200 2280 х 1850
1020-182 565-635
1053-211 17 РПН 875-1093 14320 5330 3560 3500 х 1910 М (Ц; ДЦ)
1048-210 1377- 1722 15142 5185 3600 3502 х 1886 Ц
2096-420 688-861
6000 или 10 000 2403-402 23 РПН 960-1131 32 000 13 000 3560 4200 х 3170 ц
2400-388 I346-M589 36 700 15 000 3750 4450 х 3250
2400-385 17164-2024 37 700 14 200 4155 4350 х 2890
2398-351 27 РПН 83434-9663 60 670 20 520 5170 6195 х 3260
544
Трансформаторы для промышленных электропечей
Глава 28
В сериях ЭОМПИ и ЭОМНИ использу-
ется тот же принцип, однако конструктив-
ное исполнение иное: регулировочный авто-
трансформатор и собственно ЭПТ имеют
общую магнитную систему.
В трехфазных ЭПТ ЭТМНИ-2000/10,
ЭТЦНКИ-5000/10 и ЭТМП-1250/10 при не-
изменном магнитном потоке отключают
витки в обмотке НН, выполняющей одно-
временно функции регулировочной.
4.4. Трансформаторы
для руднотермических печей
Для руднотермических печей (РТП) ис-
пользуются однофазные ЭПТ мощностью
от 4000 до 26 700 кВ • А с ВН от 6 до 220 кВ
и трехфазные ЭПТ номинальной мощностью
2500 и 6300 кВ • А с ВН 6 или 10 кВ (табл. 28.8).
Однофазные ЭПТ по первичному на-
пряжению разделяются на три группы: с ВН
Табл и
Тип Мощность наибольшая, кВ • А Напряжения, В Ток НН, А
ВН НН (от...до)
ЭОЦН-8200/Ю 5500 10 000 2044- 130 26960-4 34 700
2554- 162 21 5704-27710
4000 408-206 9800-4 19400
ЭОДЦНА-10000/10 5500 492 4-253 11 280 4-21 700
ЭОЦНК-21000/Ю 8333 2304- 140 36167-51248
ЭОЦН-33300/35 16 700 35 000 500 4- 126 33 400 4-40 539
ЭОЦНК-27000/110 13 333 110 000 2874- 147 46-96,6 4-63 370
ЭОЦНК-54000/110 26 700 6494-149 41 1354-53500
ЭОЦНК-40000/150 21000 154000 2384- 137 88041,5 — 11 836,5
ЭОЦНК-83000/150 26 700 7з 2604- 120 102 721,9 4- 140 533,7
ЭОДЦНК-83300/220 26 700 230 000 J3 325 4- 175 82 154- 106 800
ЭТЦНС-5000/10 6300 10 000 479-239 (Д) 7594-4 13 958
2404-119 (Д) 15 188 4- 2 727917
ЭТЦНС-5000/10 2500 6000 или 10 000 3124- 138 (У) 4650-6820
1804-80 (Д) 8033-4 11800
ЭТДЦП Р-4000/10 461-210 (Д) 3127-4 4374
399-4 182 (У) 3606-4 5047
§4
Основные серии электропечных трансформаторов
545
6 -г 10 кВ; 35 кВ и 110-т- 220 кВ. Кроме того,
разные ЭПТ существенно различаются схе-
мами регулирования, вторичными напря-
жениями, ПУ и другими конструктивными
особенностями.
Так, в ЭОЦН-8200/Ю (первая группа)
применено регулирование изменением витков
обмотки ВН, обеспечивающее 17 значений
НН; ЭОЦНК-21 000/10 — агрегат, состоящий
из главного и вольтодобавочного трансформа-
торов, с последовательным соединением их
обмоток НН, с 23 ступенями регулирования.
Представителем второй группы является
ЭПТ типа ЭОЦН-33300/35 с ВН 35 кВ и ре-
гулированием по схеме рис. 28.6. Трансфор-
матор состоит из регулировочного автотран-
сформатора и собственно ЭПТ, собранных
на общей магнитной системе.
К третьей группе относятся транс-
форматорные агрегаты с ВН 110^220 кВ
ца 28.8
Число положений ПУ Масса, кг Размеры, мм Возможность работы с УПК Вид охлаждения
полная масла высота в плане
17 18 473 4990 4415 2090 х 2440 нет ц
49 22 459 6200 4680 2970х 3200 нет дц
23 46 000 14 200 4500 3780 х 2640 есть ц
19 48 239 13 148 5385 5230 х 3240 нет
23 66900 18 145 6335 5980 х 3095 есть
43 82 780 23 000 6450 7305 х 3255 нет
23 82 250 24 500 7275 6225 х 3975 есть
27 110000 26300 7613 5730 х 4340
27 157 849 34 295 7950 6100 X 5120 есть дц
17 33 350 9700 4440 4120 х 2350 нет ц
17 22 000 7800 4220 3760 х 2360
12 ПБВ 14280 3800 2674 3557 х 1932 дц
Рис. 28.15. Трансформатор ЭТЦНР-12500/10 для руднотсрмичс-
скоО печи.
Трансформаторы для промышленных электропечей
Рис. 28.16. Активная часть однофазною фансформатора типа
ЭОДЦНШ-2500/Ю для печей электрошлакового переплава.
§4
Основные серии электропечных трансформаторов
547
Рис. 28.17. Трехфазный трансфор-
матор тина ЭТДЦНР-12500/10
для питания руднотермической
электропечи.
мощностью от 13 300 до 26700 кВ • А. Поми-
мо класса ВН, объединяющим их является
конструктивное исполнение: каждый агре-
гат состоит из главного и вольтодобавочно-
го трансформаторов, размещенных в общем
баке.
Особенностью отдельных однофазных
ЭПТ является возможность питания РТП
с использованием установок продольно-
емкостной компенсации реактивной мощ-
ности.
Трехфазные трансформаторы для РТП
выпускаются с РПН (2500 и 6300 кВ-А)
и с ПБВ (2500 кВ-А для ЭП типа РКЗ —
2,5). Они соединены по ВН в схему Д, а по
НН — без соединения фаз, с выводом начал
и концов вторичных обмоток. Это позволяет
использовать трехфазные ЭПТ с соединени-
ем обмоток НН как по схеме Д, так и У. При
этом можно получить, по крайней мере,
2 диапазона НН, указанные в табл. 28.8;
возможны и другие диапазоны при после-
довательном соединении отдельных частей
обмоток НН.
На рис. 28.15—28.17 показан общий вид
трансформаторов для РТП и ЭШП.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 28
1. Альтгаузен А. П., Бершицкий И. М.,
Бершицкий М. Д. и др. Под редакцией А. П.
Альтгаузена, М. Д. Бершицкого, М. Я. Сме-
лянского, В. М. Эдемского. Электрооборудо-
вание и автоматика электротермических уста-
новок.(Справочник). М.: Энергия, 1978. 304 с.
2. Бершицкий М. Д., Смелянский М. Я.,
Михеев А. П., Минеев Р. В. Вероятностные
характеристики работы в режиме расплавле-
ния групп дуговых сталеплавильных печей /
Инструктивные указания по проектирова-
нию электротехнических промышленных ус-
тановок, 1973, № 20—3. С. 3—8.
3. Свенчанский А. Д., Смелянский М. Я.
Электрические промышленные печи. 4.2.
Дуговые печи. М.: Энергия, 1970.
4. Медовар Б. Н., Латаш Ю. В. Элект-
рошлаковый переплав. Киев: Наукова дум-
ка, 1965.
5. Свенчанский А. Д. Электрические
промышленные печи. 4.1. Электрические
печи сопротивления. М.: Энергия, 1975.
6. Аншин В. Ш., Крайз А. Г., Мейк-
сон В. Г. Трансформаторы для промышлен-
ных электропечей. М.: Энергоиздат, 1982.
548
Трансформаторы для преобразовательных установок
Глава 29
Глава двадцать девятая
ТРАНСФОРМАТОРЫ
ДЛЯ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
1. Назначение
и области применения
Преобразовательная техника использу-
ется для выпрямления токов переменного
в постоянный, инвертирования постоянно-
го в переменный, преобразования частоты,
числа фаз, одной величины напряжения
постоянного тока в другую.
В табл. 29.1 приведены обобщенные ха-
рактеристики трансформаторов для преоб-
разовательных установок различного на-
значения.1
В скобках указаны трансформаторы редко
изготовляемых исполнений. Из таблицы вид-
1 В таблице указаны следующие способы ре-
гулирования: ПБВ — переключение без возбуж-
дения, РПН — регулирование под нагрузкой пе-
реключающим устройством, УР — регулирование
управляемым реактором с подмагничиванием
постоянным током.
но, что преобразовательные трансформаторы
применяются во многих отраслях народного
хозяйства, типовые мощности масляных транс-
форматоров достигли 160 тысяч кВ-А, сухих
трансформаторов — 6300 кВ-А, выпрямлен-
ные токи — 100000 А в единице, сетевые на-
пряжения — 110—220 кВ. Диапазон выпрям-
ленных напряжений составляет 12—20000 В.
2. Режимы работы и особенности
технических требований
2.1. Функции преобразовательных
трансформаторов
Производство и распределение электри-
ческой энергии осуществляется на перемен-
ном трехфазном токе, но, вместе с тем, боль-
шому числу потребителей необходим посто-
янный ток. Для преобразования тока одного
рода в другой в настоящее время почти ис-
Таблица 29.1. Обобщенные характеристики
Область применения Выпрямленное напряжение, В Выпрямленный ток, А
Электролизные установки 75; 150; 300; 450; 600; 850 6300; 12500; 16000; 25000; 32 000; 50000; 63 000; 100000
Электрифицированный желез- нодорожный транспорт 3300; 3700 1250; 1600; 3200
Городской транспорт 600; 825 800-2500
Промышленный и внутрицехо- вой транспорт 230; 600; 1650 500-4000
Электровозы, питаемые от сети переменного тока 1350-4200 600-5000
Дуговые и плазмотронные печи 75-825 3200-50000; (150000)
Гальванотехника, электрохими- ческая обработка металлов 12; 24; (36) 100-25 000
Электропривод постоянного тока 115-1050 25-25000
Электропривод переменного тока: а) преобразователи частоты со звеном постоянного тока б) преобразователи частоты с непосредственной связью 4000-20000 400-730 75-1200 500-2000 16000; 20000; 25 000 1300; 2000; 3200; 4000
Статическое возбуждение 110-1730 20-6300
Зарядка аккумуляторов 12; 24; 24-300 32-160
§2
Режимы работы и особенности технических требований
549
ключительно применяются статические пре-
образователи электрической энергии.
Статический преобразователь состоит из
специального силового трансформатора (ПТ),
полупроводниковых вентилей, уравнитель-
ных и сглаживающих реакторов, нагрузки,
устройства управления вентилями или транс-
форматором, вспомогательных устройств
для включения, отключения, охлаждения
и защиты. Специальный силовой трансфор-
матор служит для изменения значения на-
пряжения сети и его согласования с входным
напряжением преобразователя. С помощью
ПТ сеть постоянного тока изолируется от се-
ти переменного тока, увеличивается число
фаз вентильных обмоток для уменьшения ве-
личины пульсации выпрямленного напряже-
ния и тока, улучшения формы сетевого тока.
Конструкция магнитопровода ПТ может
иметь: магнито-разделенную систему (сово-
купность магнитопроводов трех однофазных
трансформаторов), магнито-связанную (со-
стоит из одного трехстержневого магнито-
провода трехфазного трансформатора) и сме-
шанную магнитную систему (образуется из
двух и более трехфазных магнитопроводов).
На магнитопроводе преобразовательного
трансформатора размещаются электрически
не связанные обмотки сетевые (СО) и вен-
тильные (ВО). СО — обмотка, присоединя-
емая к сети переменного тока, ВО — обмот-
ка, присоединяемая к вентильным преобра-
зователям. В трёхфазных трансформаторах
применяются две основные схемы соедине-
ния сетевых обмоток: звезда и треугольник.
Схемы вентильных обмоток делятся на про-
стые и сложные. Различают следующие про-
стые схемы вентильных обмоток: разомкну-
тые или лучевые — простая звезда, двойная
звезда, простой зигзаг, двойной зигзаг и
дважды двойной зигзаг; замкнутые — треу-
гольник, шестиугольник.
В преобразователях со сложными схема-
ми выпрямления вентильные обмотки одно-
го или нескольких трансформаторов рас-
щепляются на отдельные части. Каждая
часть вентильных обмоток с включенными
вентилями образует простой преобразова-
тель. Последние соединяются между собой
последовательно или параллельно и состав-
ляют сложный преобразователь. Сложные
схемы преобразования применяются в тех
случаях, когда необходимо уменьшить пуль-
сации выпрямленного напряжения и тока
трансформаторов для преобразовательной техники
Типовая мощность трансформатора, кВ • А Напряжение сети, кВ Исполнение трансформатора
По способу регулирования По способу охлаждения
4000-160000 6; 10; 20; 35; 110;(220) РПН; УР Масляные
6300-20000 6; 10; 35; 110 ПБВ Масляные
630-4000 6; 10 ПБВ Масляные, сухие
400-6300 6; 10; 35 ПБВ Масляные, сухие
2000-8000 25 ПБВ Масляные
4000-25000; (3x25000) 6; 10; 35 РПН Масляные
10-4000 0,38; 6; 10; 35 ПБВ Масляные, сухие
10-32000 0,38; 6; 10; 35; НО ПБВ, РПН Масляные, сухие
5000-40000 6; 10; 35; НО ПБВ Масляные
12500-40000 6; 10; 35 ПБВ Масляные
400-2500 6; 10 — Сухие
10-6300 0,38-24; (35) ПБВ Сухие (масляные)
6,3-100 0,38; (0,22) ПБВ Сухие
550
Трансформаторы для преобразовательных установок
Глава 29
и улучшить использование полупроводнико-
вых вентилей. Трансформатор оказывает су-
щественное влияние на размеры и массу, сто-
имость, коэффициент мощности и коэффи-
циент полезного действия преобразователя.
Уравнительные реакторы служат для рав-
номерного деления тока между параллельно
работающими простыми выпрямителями.
Сглаживающие реакторы предназначаются
для уменьшения пульсации выпрямленно-
го тока в цепи нагрузки. Если преобразова-
тель выполнен с регулированием напряже-
ния под нагрузкой, в схему входит система
автоматического управления трансформато -
ром или преобразователем.
Физические свойства и технические ха-
рактеристики преобразователей зависят от
схемы соединения вентилей между собой и
с трансформатором, типа вентилей, схемы
соединения обмоток и конструкции магнито-
провода трансформатора. Наиболее важным
из указанных признаков является первый, по
которому обычно проводится классифика-
ция преобразователей. В большинстве слу-
чаев преобразователи средней и большой
мощности питаются от сети трехфазного то-
ка промышленной частоты, что позволяет
получить трех-, шести-, двенадцати-, и крат-
ное двенадцати преобразование.
2.2. Схемы и фазность
преобразования
В преобразовательных установках вы-
прямленное напряжения имеет пульсирую-
щий характер и содержит составляющую Ud
и переменную ud. Соотношение между посто-
янной и переменной составляющими в раз-
личных установках различно зависит от фаз-
ности выпрямления. Фазностью, или пуль-
сностью, преобразования называют число
пульсаций (w) выпрямленного напряжения
за период переменного напряжения сети.
Понятие фазности дает представление о ка-
честве преобразования. Чем выше фазность,
тем выше качество преобразования, оценить
которое можно с помощью коэффициента
преобразования (с) или коэффициент пуль-
сации (</). Коэффициентом преобразования
называется отношение постоянной составля-
ющей выпрямленного напряжения холостого
хода Ud() к его амплитуде Um\ с ростом фазнос-
ти коэффициент преобразования приближа-
ется к единице. Коэффициент пульсации ра-
вен отношению амплитуды v-ой гармоники
переменной составляющей к среднему значе-
нию выпрямленного напряжения холостого
хода преобразователя; с ростом фазности ко-
эффициент пульсации стремится к нулю.
Коэффициенты преобразования (с) и
пульсации по первой, основной гармони-
ческой состав/ нощей (<?1), в зависимости от
фазности, приведены в табл. 29.2.
Фазность преобразования зависит от
числа фаз питающей преобразователь сети
и схемы преобразования. Наиболее рас-
пространёнными схемами используемыми
в преобразователях средней и большой мощ-
ности, являются нулевые и мостовые. Фаз-
ность преобразования простого двухполупе-
риодного преобразователя, питающегося от
сети переменного тока, равна двум. Шести-
фазная пульсация достигается, например,
включением простого трёхфазного мостово-
го выпрямителя в трёхфазную сеть. Для уве-
личения фазности выпрямленного напряже-
ния свыше шести используются сложные
схемы выпрямления с несколькими или од-
ним трансформатором, вентильные обмотки
которого расщепляются на отдельные части.
Каждая часть вентильной обмотки такого
трансформатора питает простой преобразова-
тель. Соединяя последовательно или парал-
лельно простые преобразователи, получают
сложные многофазные схемы выпрямления.
2.3. Схемы и группы соединения
обмоток
Силовые преобразовательные трансфор-
маторы выполняются с самыми различными
схемами соединения обмоток, количество
которых значительно больше, чем в силовых
трансформаторах общего назначения. При-
менение той или иной схемы соединения
преобразовательного трансформатора обус-
ловливается схемой и фазностью выпрямле-
ния, мощностью и классом напряжения, а
также специфическими требованиями к ог-
Таблица 29.2
Коэффициент Фазность
2 3 6 12 24 36 48
Преобразования (с) 0,637 0,825 0,955 0,989 0,995 0,998 0,999
Пульсации (q) 0,483 0,183 0,042 0,014 0,0035 0,0015 0,00 087
§2
Режимы работы и особенности технических требовании
551
раничению аварийных токов, регулирова-
нию напряжения и коэффициенту мощнос-
ти преобразователя.
Самые простые по исполнению схемы
соединения обмоток трансформатора полу-
чаются тогда, когда его вентильная обмотка
состоит из одной части. Схемы и группа со-
единения обмоток однофазных и трёхфаз-
ных трансформаторов с такими ВО приведе-
ны в табл. 29.3. Схемы 1 и 2 предназначены
для преобразователей по однофазной полу-
проводниковой схеме со средней точкой
и однофазной мостовой схеме соответствен-
но. Для трёхфазной нулевой схемы, приме-
няемой в преобразователях мощностью до
250 кВт, используются трансформаторы со
Таблица 29.3. Схемы и группы соединения обмоток трансформатора
№ п/п Схемы соединения обмоток Диаграммы векторов э. д. с. обмотки Условные обозначения соединения обмоток
сетевой вентильной сетевой вентильной
1 я х ’ Г а А X а 1 X* 1/1-0
2 aS X 2_.. a, а А 0) X 0) 1/1zg
3 »П « Д tR с t b L а 1 0 4 1 * {в А ' С А а с YH/YH-0
У 5 5 ?х ?y
4 ° с о by а? О? } 5 > Игл ; В л аху' ^С Y/ZH-1
5 та Тв Iе с t b t а Т 01 Ш ^1-3 1з в л fl/zH-o
6 > f 2 2 Чу в ь Y/Y-0
7 У Ч в 1 с т <55 5х 5 у з z С ' f .ь а<] Y/fl-1
8 / N с 4 в А Ас b А a f с Д/Д-0
552
Трансформаторы для преобразовательных установок
Глава 29
схемами соединения 5, 4 и 5; для трёхфазной
мостовой — трансформаторы со схемами
соединения обмоток 6—9. Соединение ВО в
звезду или треугольник зависит от её мощнос-
ти и класса напряжения. Для преобразовате-
лей с относительно большим выпрямленным
током и малым выпрямленным напряжением
вентильная обмотка чаще соединяется в тре-
угольник, обеспечивающий лучшую техноло-
гичность обмотки. Сетевую обмотку трёхфаз-
ных трансформаторов соединяют, как прави-
ло, в звезду. Допускается выполнение СО
с соединением в треугольник для транс-
форматоров с междуфазным напряжением
0,38 кВ, а также би 10 кВ при мощности се-
тевой обмотки 800 кВ • А и выше, 35 кВ — при
4000 кВ • А и выше, 110 кВ — при 6300 кВ • А
и выше, 220 кВ — при 16000 кВ • А и выше.
Иногда преобразовательные трансформато-
ры изготавливаются с переключением обмо-
ток с одной схемы на другую. Так, напри-
мер, в трансформаторах для электролизных
производств изменения напряжения в боль-
ших пределах обеспечивается переключени-
ем сетевой обмотки с треугольника на звез-
ду. При выпрямленных напряжениях 450 В
и менее и шестифазном режиме преобразо-
вания часто используют нулевую схему «две
обратные звезды с уравнительным реакто-
ром» и кольцевую схему. Схемы и группы
соединения трансформаторов для этих пре-
образователей представлены в табл. 29.4.
В табл. 29.3 и 29.4 индекс «н» обозначает
выведенную нулевую точку, а индекс «нр»
выведенную нулевую точку трансформато-
ра со встроенным уравнительным реакто-
ром. Для схем 10—13 табл. 29.4 и схем 5 и 6
табл. 29.5 группы соединения обмоток транс-
форматора определяются при соединении
обмотки с разобщенным нулем в «звезду».
Эти схемы используются в преобразователь-
ных установках со специфическими требо-
ваниями.
Для преобразователей мощностью свы-
ше 4000 кВ-А часто применяют сложные
схемы преобразования, обеспечивающие две-
надцати- и двадцатичетырёхфазный режим
выпрямления. Эти схемы осуществляются
с помощью нескольких трансформаторов с
разными простыми схемами соединения об-
моток, либо с помощью одного трансформа-
тора с ВО, расщеплённой на несколько час-
тей, каждая из которых питает одну преобра-
зовательную секцию. В табл. 29.5 приведены
схемы соединения обмоток трансформато-
ров, с расщеплённой ВО для двенадцати- и
двадцатичетырёхфазных преобразователей,
в которых каждая преобразовательная сек-
ция, питаемая от одной части ВО, соединена
по трёхфазной мостовой схеме. Для этого
используются сочетания следующих схем
соединения обмоток: звезда, треугольник и
треугольники с продолженными сторонами.
Схемы 1 и 2 обеспечивают двенадцатифаз-
ный режим, а схемы 3—6 — двадцатичеты-
рехфазный режим преобразования.
2.4. Классификация напряжений
и сопротивлений короткого
замыкания
Силовые 1 IT отличаются от силовых
трансформаторов общепромышленного на-
значения в первую очередь более сложными
схемами соединения обмоток. Вентильные
обмотки часто выполняются расщеплённы-
ми, и ПТ осуществляют функции делителя
мощности между преобразовательными бло-
ками (секциями). Величина аварийных то-
ков в преобразователях ограничивается в оп-
ределенных пределах за счет выбора схем
расщепления ВО и секционирования СО,
а также регулировочной обмотки (РО). Схе-
ма и группа соединения обмоток, схема
их расщепления и секционирования суще-
ственно влияют также на коэффициент
мощности преобразователя, на его вне-
шнюю характеристику, определяют уровень
взаимного влияния режимов в преобразо-
вательных блоках, соединениях с разными
частями ВО.
В рабочих и аварийных режимах преоб-
разователя мгновенные значения токов в
частях обмоток существенно различны. Со-
ответственно, различны магнитные поля
рассеяния и связанные с ними индуктив-
ные сопротивления рассеяния трансформа-
торов. Это оказывает большое влияние на
токораспределение между параллельными
ветвями и проводниками обмоток, величи-
ну добавочных потерь, в том числе от вы-
сших гармонических составляющих. Харак-
теристики преобразователей в каждом из
рабочих и аварийных режимов зависят от
определённых индуктивных и активных со-
противлений обмоток трансформатора. Для
анализа этих характеристик и режимов уже
недостаточно понятия напряжения корот-
кого замыкания и, соответственно, сопро-
тивления короткого замыкания трансфор-
матора, по ГОСТ 16110—82. В связи с этим,
для напряжений короткого замыкания пре-
образовательных трансформаторов ГОСТ
16772—77 введены дополнительно понятия
и термины:
а) сквозное напряжение короткого замы-
кания (w^) — напряжение КЗ пары обмо-
§2
Режимы работы и особенности технических требований
553
ток (сетевой и вентильной) при замкну-
тых накоротко всех частях вентильной
обмотки, рис. 29.1, а\
б) напряжение частичного короткого за-
мыкания (ukr) — которое должно быть
приложено к выводам СО трансформа-
тора, чтобы в ней установился номи-
нальный ток при замкнутой накоротко
одной из гальванически не связанных
частей ВО и разомкнутых остальных
частях, рис. 29.1, в;
в) напряжение короткого замыкания ком-
мутации (ukk) — междуфазное напряже-
ние, которое должно быть приложено
Таблица 29.4. Схемы и группы соединения обмоток трансформаторов
№ п/п Схемы соединения обмоток Диаграмма векторов э. д. с. обмотки Условные обозначения схемы соедине- ния обмоток
сетевой вентильной сетевой вентильной
1 о А т R Cg bo a-iO-i 0? у Г А С ^2-^,. I4 у^" ^4 а1 'ь6 Y/YHYH-0-5
L k 1 fY fZ 5 5 5
z5 Уз X, с2 Ь6 а4
2 • А «В ТС с5 Ь2 02 у АЛ ю -т О си 1 р О- ГО fl/YHYH-11-5
Z5 Уз Х1 С2 D6 а4
с5 Ь2 а/ П Хд в ^3
|А । В j С 4 i с2 J i <* а4 V/V V _n_ft
3 Гх С iz L) 1 А'^^'С ак 1 Ьс5 Y'YHnYHn—и—О
Z5 Уз X! c2 bg a4 и6
4 ?А у В 7 С ~ / л & (У fz с5 ^2 а1 ' \ и 2е Уз Х1 Nj О ю го Ч 2° •‘S’/GVr- J га о1 fl/YKpYKp-11-5
5 А1 Во С5 ?1 1 ? ? / Ад В6 С2 с5 b3 a-J ! Z6 Уз *1 °2 Y ’ L.__ *4 •;z«4 ? i t c2 a6 a4 > 3>' 00 о ел го g ° О4 си /// /YHYH-0-6
6 А-, Во С2 \ ] 1 ( Мд Dg ^2 с5 Ь3 а1 S $ !• LJj. A,/, ? i (' c2 ^6 a4 > >' ^ 7 ОТ ОТ /СП со у о cf м С2^ , а1 си О Л/. ////YKpYKp-0-6
7 АВС с5 Ь3 а/ 4 i 5 Lk ( ^2 r c6 ^4 a2 > r ? Illi А bi ь2 а-| С1 а2 с2 Y/YHYH-0-0
8 / X в с |WI с5 t>3 Sj С >1C >2 к , ^с6 b4 a^2 В А ’ С Ь3 Ь4 а1 а2 fl/YHYH-11-11
554
Трансформаторы для преобразовательных установок
Глава 29
АХ АХ АХ АХ АХ
Рис. 29.1. Схемы опытов КЗ:
а — сквозного; б — парного; в —
частичного; г — коммутации; д —
расщепления.
Таблица 29.5. Схемы и группы соединения обмоток трансформаторов
№ п/п Схемы соединения обмоток Диаграммы векторов э. д. с. обмоток Условное обозначение схемы соединения обмоток
сетевой вентильной сетевой вентильной
1 । А • Б . С |Y [Z С1 Ь-| ж С2 Ь2 а2 щ z2 у2 Х2 нв А С Ь1 Ь2 ai<^j дд Сч а2 с2 У/ДУ-1-0
2 АВС ш с-i bi а1 1 с2 Ь2 а2 i и W В z\ Ь, *?2 /\ \ /_Д / С2 а-| с-| а2 Д/ДУ-0-11
3 АВС 11) о Сз ь3 аз .c4eb4~a4 ю JB А С |Ь1 ^')Ь2 b3JCl Ь4( а3 * *х2 /б4 У/УДавтоДавто -0-1-0,5-11,5
4 АВС ci-bi а1 - с^’Ь^аэ ш 7С3/Ь3?а3 Т с41Ь4;а4 В А А С •\1 /kb2 94 У* <^4 С4 /.\2? " 'а3 а4/< Д/УДавтоДавто -11-0-11,5-10,5
5 „А 9В С Й -Pi а1 ш ц? иЙГ В Л А С \ь, \Ь2 >йс2 Z <=2 < а1 h A b4V"> \/Сз \> а3 а4 Давто/УУДД- -11,25-10,25 Давто/УУД-
6 АВС C-| b-| а-| С2 Ь2 а2 ш ш С4^4Та4 В .Л /Ь1 ^2 а4 Ь/| с2 /Ас3 Д.й аз а4 4 Давто/УУД- -0,75-11,75
§2
Режимы работы и особенности технических требований
555
к выводам СО трансформатора, чтобы
в ней установился номинальный ток
при замкнутых накоротко частях ВО с
одинаковой схемой и группой соедине-
ния, одновременно участвующих в ком-
мутации в номинальном режиме и разо-
мкнутых остальных частях, рис. 29.1, г;
г) напряжение короткого замыкания рас-
щепления (икр) (рис. 29.1, д) — напря-
жение, которое нужно подвести к одной
из гальванически не связанных частей
ВО, чтобы в ней установился ток, соот-
ветствующий номинальной мощности
СО, при замкнутой накоротко другой
части той же обмотки и разомкнутых СО
и остальных частей ВО.
Напряжения короткого замыкания поз-
воляют определить соответствующие пол-
ные, индуктивные и активные сопротив-
ления трансформаторов. Классификация и
обозначение индуктивных сопротивлений
рассеяния ПТ приведены в табл. 29.6, кото-
рые аналогичны и для активных составляю-
щих сопротивлений короткого замыкания
трансформаторов. В таблице даны ссылки
на схемы опытов короткого замыкания, в
которых может быть определен данный вид
сопротивления и характерные области их
использования. В любом из опытов корот-
кого замыкания питаемая и замкнутая нако-
ротко обмотки (части обмотки) могут ме-
няться местами.
Расчет реактансов, представляющий со-
бой сложную задачу, выполняется обычно
по методике, которая учитывает неравно-
мерность распределения магнитодвижущих
сил, отключение регулировочных витков
в трансформаторах с ПБВ и ршулировочных
ветвей в трансформаторах с РПН, наличие
циркулирующих токов.
2.5» Требования к сопротивлениям
и напряжениям короткого замыкания
Представленные в табл. 29.6 сопротив-
ления короткого замыкания являются одни-
ми из основных параметров трансформато-
ра, существенно влияют на его конструкцию
и массо-габаритные показатели, а также па-
раметры преобразователя. В двухобмоточ-
ном преобразовательном трансформаторе,
ВО которого состоит из одной части и пита-
ет одну преобразовательную секцию, ис-
пользуется понятие сквозного короткого за-
мыкания, которое определяет уровень ава-
рийных токов, значение коэффициента
мощности, а также изменение выпрямлен-
ного напряжения преобразователя в рабочих
режимах. Требования к напряжениям корот-
кого замыкания трансформаторов, имею-
щих ВО, расщепленную на две и более час-
ти, каждая из которых предназначена для
питания отдельной преобразовательной сек-
ции, такие же, что и для трансформаторов
с одной частью ВО и вытекают из необходи-
мости ограничивать аварийный ток в транс-
форматоре и преобразовательной секции
при коротком замыкании на шинах преоб-
разователя, так как от его величины зависит
электродинамическая и термическая стой-
кость трансформатора и преобразователя.
Значение сквозного напряжения КЗ опреде-
ляет также выбор уставок защиты электро-
оборудования. Если ВО трансформатора со-
стоит из нескольких частей с одинаковой
схемой соединения, увеличение сквозного
сопротивления КЗ, вызванное требованием
ограничения тока, приводит к росту потреб-
ления реактивной мощности и ухудшению
коэффициента мощности преобразователь-
ного агрегата. Если же ВО содержит несколь-
ко частей с разными схемами соединения,
указанной зависимости может и не быть, так
как потребление реактивной мощности зави-
сит от сопротивления КЗ трансформатора
в режиме коммутации. В наиболее распро-
страненных сложных схемах преобразова-
ния, каковыми являются двенадцатифаз-
ные, одновременно коммутируют вентили
половины преобразовательных секций, пи-
таемые от частей ВО с одинаковой схемой
соединения (при угле коммутации не более
30 эл. град.). Так как индуктивное падение
напряжения преобразователя зависит от ин-
дуктивной составляющей напряжения КЗ
коммутации, в значительной мере определя-
ющего величины выпрямленного напряже-
ния и коэффициента мощности агрегата, то
требования к данному виду сопротивления
КЗ трансформатора сводится к его миними-
зации. Из понятия напряжения КЗ комму-
тации следует, что в преобразовательном
трансформаторе столько сопротивлений
коммутации, сколько групп соединений об-
моток имеет трансформатор. Как правило,
существует требование к определенному со-
отношению этих сопротивлений коммута-
ции, что связано с требованием обеспечить
заданное деление тока между параллельны-
ми преобразовательными секциями, питаю-
щимися от частей с разными семами соедине-
ния. Для выравнивания тока между запарал-
леленными преобразовательными секциями,
питающимися от частей ВО с одинаковой
схемой соединения, должно выполняться
требование равенства сопротивлений ком-
мутации частей. Выполнение заданного со-
556
Трансформаторы для преобразовательных установок
Глава 29
отношения между сопротивлениями комму-
тации частей позволяет трансформатору,
питающему преобразователь с любой слож-
ной схемой преобразования, осуществлять
функцию делителя тока между преобразова-
тельными секциями, обеспечить высокую
нагрузочную способность агрегата, снизить
потери от неравномерного деления тока.
Наиболее часто встречающимся аварийным
режимом короткого замыкания преобразо-
вательного трансформатора в эксплуатации
является короткое замыкание одной части
ВО, развивающееся из «пробоя» вентиля
преобразовательной секции. В этом случае
аварийный ток короткого замыкания ог-
раничивается сопротивлением частичного
КЗ. Следовательно, величина напряжения
частичного КЗ определяется необходимо-
стью обеспечить электродинамическую
стойкость трансформатора и необходимо-
Табл и ца 29.6.
Сопротивление КЗ Обозначение сопротивления Опыт КЗ
Запитано Закорочено Рисунок
Сквозное 4 Сетевая обмотка Все части ВО 29.1, а
Парное Частичное *K.n Ак.ч Одна часть СО Любая другая часть Одна часть (несколько частей) ВО 29.1, б 29.1, б
Частичное приведенное *к.ч СО Несколько час- тей ВО 29.1, г
Коммутация со Части ВО с одно- именной схемой соединения 29.1, г
Коммутация части *к.к со Части ВО с одно- именной схемой соединения 29.1, г
Расщеплённая К.Р Одна часть (несколько частей) обмотки Другая часть (части той же обмотки) 29.1, д
§2
Режимы работы и особенности технических требовании
557
стью осуществить при пробое вентиля на-
дёжную защиту преобразователя с помощью
предохранителя, включенного последова-
тельно с вентилем, либо другими защитны-
ми аппаратами.
И, наконец, последним видом напря-
жения короткого замыкания, к которому
предъявляются нормированные требования,
является напряжение КЗ расщепления, что
объясняется двумя причинами. Первая из
них обусловлена случаем, когда преобразо-
ватель питается от трансформатора, ВО ко-
торого расщеплена на несколько частей
с разными схемами соединения, питающих
преобразовательные секции, каждая из ко-
торых работает на свою нагрузку. Вторая —
когда такие её преобразовательные секции
запараллелены и работают на общую на-
грузку. В первом случае независимая рабо-
та каждой преобразовательной секции от
Сопротивление КЗ
Примечание
Характерная область применения
Внутри каждой части обмотки плотность
тока принимается постоянной
Токи в каждой части ВО могут быть различ-
ными, частичное приведенное сопротив-
ление КЗ равно частичному, умноженному
на отношение суммы токов всех частей,
замкнутых накоротко, к току в части, для
которой определяется приведенное части-
чное сопротивление
При наличии в трансформаторе нескольких
сопротивлений коммутации, где в качес-
тве нормируемого принимается их сред-
нее значение
При определении аварийных токов в обмот-
ках при одновременном КЗ на вводах всех
частей ВО трансформатора; при определе-
нии внешней характеристики 12-фазного
преобразователя (в том числе, при у = 30°)
и 24-фазного при у = 15°
При расчете распределения токов и напря-
жений в сложной системе обмоток
При определении аварийных токов в обмот-
ках в режиме КЗ на вводах части (частей)
ВО; при расчете защиты агрегата в аварий-
ных режимах; при определении защитных
характеристик быстродействующих пре-
дохранителей в преобразовательных сек-
циях
При определении аварийных токов в каждой
части ВО и режиме одновременного КЗ на
вводах нескольких частей ВО или одно-
временного КЗ нескольких преобразова-
тельных секциях
Сопротивление равно приведенному час-
тичному при КЗ всех частей ВО с одно-
именной схемой соединения
Остальные обмотки (части обмотки) разо-
мкнуты
При анализе рабочего режима преобразова-
теля сопротивление определяет наклон
внешней характеристики коммутации, ко-
эффициент мощности в 12-фазном преоб-
разователе при у = 30° и в 24-фазного при
7= 15°
При анализе рабочего режима определяет
наклон внешней характеристики и угол
коммутации одной секции при одновре-
менной нагрузке нескольких преобразо-
вательных секций, питаемых от одного
трансформатора
При анализе рабочего и аварийного режи-
мов: определяют степень взаимного влия-
ния частей обмотки друг на друга, уровень
аварийных токов в исправных частях ВО
при КЗ или «пробое» вентиля в одной
из преобразовательных секций, питаемых
от одного трансформатора, степень изме-
нения тока в одной части ВО при измене-
нии тока в другой
558
Трансформаторы для преобразовательных установок
Глава 29
нагрузки любой другой может быть обеспе-
чена при минимальном взаимном влиянии
между частями ВО. Последнее приводит
к требованию выполнения трансформатора
с максимально возможными величинами
индуктивных сопротивлений расщепления.
Во втором случае, в агрегатах со сложными
схемами преобразования (12-фазное и вы-
ше), когда преобразовательные секции за-
параллелены на одну общую нагрузку, со-
противление расщепления играет роль
ограничителя уравнительного тока между
преобразовательными секциями. Этот урав-
нительный ток возникает из-за разности
мгновенных значений выпрямленных на-
пряжений преобразовательных секций, при-
соединенных частям вентильной обмотки,
имеющим разные схемы соединения. Сле-
дует отметить, что в ограничении уравни-
тельного тока между преобразовательными
секциями кроме сопротивления расщеп-
ления участвует и сопротивление коммута-
ции.
Таким образом, для ограничения уравни-
тельного тока и уменьшения потерь от вы-
сших гармоник целесообразно увеличивать
сопротивления расщепления и коммутации.
2.6. Внешняя характеристика
преобразователя
Зависимость среднего значения выпрям-
ленного напряжения от среднего значения
выпрямленного тока называют внешней
характеристикой преобразователя, рис. 29.2.
С увеличением тока нагрузки возрастают па-
дения напряжения на элементах схемы и вы-
прямленное напряжение уменьшается. Паде-
ния напряжения делят условно на три состав-
ляющие: индуктивное падение напряжение
Рис. 29.2. Внешнее характеристики управляе-
мого преобразователя.
в цепи коммутации \UX, активное падение
напряжения А£/г, падение напряжения в вен-
тилях выпрямителя А^. Падение напряже-
ния в вентилях считают не зависящим от то-
ка нагрузки и принимают равными сумме
падений напряжений всех последовательно
включенных вентилей при протекании через
них номинального тока. В общем случае
внешняя характеристика преобразователя
описывается уравнением:
\Ud = MJdo - MJX - AUr- А£/в (1)
где — &Ud значение выпрямленного напря-
жения в режиме холостою хода преобразо-
вателя.
Индуктивное и активное падения на-
пряжений зависят от тока нагрузки Id и со-
противлений х, R. Эти сопротивления, при-
веденные к вторичной стороне определяют-
ся формулами:
X = (хс + xK)(w2/w, )2 + хш + хр, (2)
те хс — индуктивное сопротивление питаю-
щей сети; — индуктивное сопротивление
сквозного КЗ трансформатора; хш — индук-
тивное сопротивление ошиновки; хр — ин-
дуктивное сопротивление реакторов, вклю-
ченных в цепь выпрямленного тока.
А = Ак (cd2/W1)2 + Rm + Ар,
где Ак — активное сопротивление сквозного
RP трансформатора; А1И — активное сопро-
тивление ошиновки; Ар — активное сопротив-
ление реакторов в цепи выпрямленного тока.
На основании этих выражений опреде-
ляют, в зависимости от схемы преобразова-
ния, напряжение ВО.
2.7. Регулирование выпрямленного
напряжения и стабилизация
выпрямленного тока
Преобразователи, в зависимости от их
назначения, работают в весьма разнообраз-
ных режимах. Во всех случаях, отклонение
напряжения от номинального значения су-
щественно влияет на технико-экономичес-
кие показатели электрических установок.
В условиях эксплуатации возникает необхо-
димость поддерживать выпрямленное на-
пряжение постоянным или меняющимся по
определенному закону, а также стабилизи-
ровать в ряде случаев выпрямленный ток.
§2
Режимы работы и особенности технических требований
559
2.8. Схемы регулирования
напряжения и стабилизации тока
Изменение напряжения по заданному
закону осуществляется с помощью регули-
руемых трансформаторов и автотрансфор-
маторов, различных устройств, позволяю-
щих раздельно или совмеспю изменять ве-
личину и знак добавляемого напряжения,
специальных схем с использованием нерегу-
лируемых и регулируемых полупроводнико-
вых выпрямителей. Так как преобразова-
тельный трансформа!ор может иметь не-
сколько вентильных обмоток на большие
токи, переключающие и ршулирующие уст-
ройства в подавляющем большинстве случа-
ев располакпог на сiороне сетевой обмотки.
В ушройствах, позволяющих раздельно или
совместно изменять величину и знак добав-
ляемого напряжения, peiулирование напря-
жения осуществляется вольтодобавочными
трансформаторами и автотрансформатора-
ми со ступенчатым, плавным и комбиниро-
ванным РПН. Регулирование напряжения
можег также осуществляться с помощью уп-
равляемых тиристорных преобразователей,
а в схемах с неуправляемыми полупроводни-
ковыми выпрямителями с помощью управ-
ляемых реакторов, включаемых последова-
тельно с полупроводниковыми вентилями.
Ступенчатое регулирование напряжения
под нагрузкой даёт возможность регулиро-
вания напряжения без перерыва питания и
отключения обмоток от сети, что позволяет
также автоматизировать процесс регулиро-
вания. По ГОСТ 16772—77 регулирование
под нагрузкой предусматривается для транс-
форматоров с междуфазным напряжением
6 и 10 кВ при мощности сетевой обмотки 800
кВ • А и более, 20 и 35 кВ — при 4000 кВ • А
и более, 110 кВ — при 10 000 кВ • А и более
и 220 кВ — при мощности сетевой обмотки
16 000 кВ-А и более. Во многих установках
регулирование напряжения под нагрузкой
(РПН) осуществляется автотрансформато-
рами, включенными перед трансформатора-
ми. Это значительно увеличивает мощность
трансформаторного оборудования в преоб-
разовательных установках. Более эконом-
ным является применение регулирования
непосредственно на трансформаторе. Ана-
лиз показал, что для мостовой схемы вы-
прямления и схемы две обратные звезды
с уравнительными реакторами при глубине
ршулирования до 50%, типовая мощность
трансформатора с встроенным РПН меньше
суммы типовых мощностей регулировочно-
го авто 1 рансформатора и трансформатора
без РПН. В трансформаторах с напряжени-
ем би 10 кВ встроенное РПН выгоднее при
мостовой схеме выпрямления до глубины
регулирования 68 %, а для схемы две обрат-
ные звезды с уравнительным реактором —
до 73 %.
В отечественных преобразовательных
трансформаторах применяют в основном
переключающие устройства быстродейству-
ющие с токоограничивающим резистором
(РНТА).
В таких производствах, как электролиз
алюминия, необходимо производить 25—80
переключений в сучки, при электролизе ме-
ди и магния — 25—50. а цинка — до 50—100.
Поэтому требования к условиям работы с
РПН во многих преобразовательных транс-
форма юрах значительно жестче, чем для
трансформаторов общего назначения. Поэ-
тому в настоящее время они изютавливают-
ся с устройствами для ступенчатого РПН,
допускающими не менее одного миллиона
переключений механизмов устройства и его
кошактов, не разрывающих ток, а также
не менее 80—100 тысяч переключения кон-
тактов устройств РПН, разрывающих ток.
В переключающих устройствах типа РНТА,
удовлетворяющих перечисленным требова-
ниям, для разрыва электрической дуги при-
меняются контакторы с вакуумными ду-
говыми камерами (ВДК), эти устройства
выполняются погруженными в масло и уста-
навливаются непосредственно в баках транс-
форматоров.
Глубина регулирования напряжения в
электролизных производствах как цветной
металлургии, так и в химической промыш-
ленности до 80—85 % номинального вы-
прямленного напряжения осуществляется в
преобразовательных трансформаторах в ос-
новном применением глубоко встроенного
РПН непосредственно в сетевой обмотке
преобразовательного трансформатора. Ис-
пользование переключающего устройства
с 12 или 24 ступенями обеспечивает диапа-
зон регулирования напряжения 50 % от но-
минального с величиной ступени (в близких
к номинальному режиму положениях) около
4,5—5%. При этом, как правило, применя-
ется схема с «грубой» ступенью, как схема,
обеспечивающая по сравнению со схемой
с реверсом более высокий КПД в положени-
ях, близких к номинальному.
Для электролизных установок в отде-
льных случаях применяется также схема с
двумя «грубыми» ступенями, позволяющая
снизить величину напряжения ступени до
2 % от номинального при сохранении общей
глубины регулирования. Это достигается пу-
тем уменьшения числа витков в ступени при
560
Трансформаторы для преобразовательных установок
Глава 29
сохранении общего количества регулиро-
вочных витков за счет второй «грубой» сту-
пени регулирования, включаемой в схему
без нагрузки с помощью дополнительного
переключателя диапазонов. Однако, обладая
преимуществами в обеспечении достаточно
малой величины напряжения ступени при
относительно небольших дополнительных
затратах она несколько усложняет эксплуа-
тацию, в частности в режимах пуска, так как
имеет 6 диапазонов.
Глубина регулирования напряжения в
ряде типов трансформаторов увеличивается
(до 80—85 %) переключением сетевой об-
мотки с треугольника на звезду или парал-
лельно-последовательным переключением
её частей.
Преобразовательные трансформаторы
со ступенчатым РПН имеют высокие КПД
и коэффициент мощности. Однако, напри-
мер, на электрифицированном на постоян-
ном токе железнодорожном транспорте и
в электрометаллургии, где требуется очень
большое число переключений при автомати-
ческом регулировании, а также для устано-
вок, где технология требует плавного регули-
рования напряжения, используются транс-
форматоры с плавным бесконтактным РПН.
Такие трансформаторные устройства повы-
шают надежность работы установок, сокра-
щают эксплуатационные расходы и облегча-
ют автоматизацию производственных про-
цессов.
Трансформаторы с бесконтактным РПН
весьма надежны в работе, удобны в эксплуа-
тации, облегчают автоматизацию регулиро-
вания напряжения и позволяют получить
требуемые внешние характеристики агрегата.
Однако, с увеличением диапазона регулиро-
вания возрастают массы, размеры и стои-
мость таких регулирующих устройств. Поэто-
му в ряде случаев применяют комбинирован-
ное, т. е. плавно-ступенчатое регулирование
под нагрузкой. Комбинированное РПН обес-
печивает плавное регулирование напряжения
в широких пределах и имеет достаточно хо-
рошие технико-экономические показатели.
Сущность способа заключается в одно-
временном использовании переключающего
устройства, осуществляющего ступенчатое
переключение ответвления регулировочной
обмотки, и управляемых реакторов или ти-
ристоров, рассчитанных на напряжение ре-
гулировочной ступени и позволяющих плав-
но регулировать напряжение внутри каждой
ступени.
В некоторых случаях необходимо регу-
лировать напряжение ступенями 1 — 1,5 % от
номинального напряжения. При глубине ре-
гулирования 50 % такое регулирование мож-
но было бы осуществить ступенчатым изме-
нением числа витков, если принять 40—
50 регулировочных ответвлений РО и кон-
тактов переключающего устройства. Такое
большое число ответвлений и контактов пе-
реключающего устройства резко усложняет
конструкцию и увеличивает размеры не
только устройства, но и трансформатора,
а также ухудшает технико-экономические
показатели.
Уменьшения напряжения ступени регу-
лирования при ограниченном количестве
ответвлений можно достичь пофазным регу-
лированием, позволяющим снизить напря-
жение ступени примерно в три раза. Для по-
фазного регулирования используется схема
АВС, осуществляющая поочередное пе-
реключение ответвлений фаз трехфазного
трансформатора. Сначала переключается
одна, например, фаза А, затем другая — В
и далее третья — С. Если положение пере-
ключающих устройств на всех фазах, при
котором число включенных витков в фазах
СО одинаково назвать симметричным, то
при пофазном регулировании осуществля-
ется поочередный переход подвижных кон-
тактов переключателя с одного симметрич-
ного на другое симметричное положение.
Такой переход называют циклом переклю-
чения. Схема переключения фаз АВС неиз-
менна во всех циклах на всем диапазоне
регулирования. Положения переключаю-
щего устройства в цикле переключения,
при которых числа включенных витков в
фазах неодинаковы, называют несиммет-
ричными.
При неравных числах витков фаз СО и
симметричном напряжении питающей сети
в трансформаторе несколько искажаются
магнитные потоки, напряжение, токи по ам-
плитуде и фазе. В схеме соединения СО в
треугольник появляются поток и ток нуле-
вой последовательности, влияние которых
может быть снижено встраиванием в части
ВО индуктивных устройств, а также встраи-
ванием тепловых нагрузок всех фаз обмоток
в процессе эксплуатации. В трансформато-
рах для 12-фазной схемы преобразования
с соединением СО в треугольник экономи-
чески целесообразно использовать пофаз-
ное регулирование напряжения с коэффи-
циентом несимметрии 0,9—1,1. В этом слу-
чае нет необходимости принимать меры для
подавлением тока нулевой последователь-
ности в обмотках, соединенных в треу-
гольник.
§2
Режимы работы и особенности технических требований
561
2.9. Испытательные напряжения
Особенности схем преобразовательных
установок, режимов работы преобразовате-
лей существенно влияют на условия, в кото-
рых работает изоляция ТРО. Изоляция се-
тевых обмоток ПТ прежде всего должна
быть рассчитана на воздействия, связанные
с обычными режимами работы электричес-
ких сетей, т. е. на такие же воздействия, ко-
торые определяют требования к изоляции
силовых трансформаторов общего назначе-
ния, нормируемые ГОСТ 1516.3—96 «Элект-
рооборудование переменного тока на напря-
жение от 1 до 750 кВ. Требование к элект-
рической прочности изоляции». Масляные
трансформаторы с большой глубиной встро-
енного регулирования (40 % и более), пред-
назначенные для изменения выпрямленно-
го напряжения (тока) в установках электро-
лиза, электропривода, а также различных
электропечных установках на постоянном
токе, присоединяются к кабельной сети, ли-
бо через кабель или закрытый шинопровод
достаточной длины (не менее 80—100 м)
к шинам понижающей подстанции или элек-
тростанции предприятия. Такое подсоедине-
ние трансформаторов исключает прямое воз-
действие на них атмосферных перенапря-
жений. В то же время, в трансформаторах
с глубоким встроенным регулированием
при импульсных внешних воздействиях зна-
чительно возрастают потенциалы на свобод-
ных концах регулировочной обмотки класса
напряжения 3—35 кВ. Поэтому для ответс-
твенных установок с повышенными требова-
ниями к надёжности, испытания грозовыми
импульсами проводятся по нормам ГОСТ
для ПТ с РПН при глубине регулирования
до 40—50%. В непосредственной близости
к таким трансформаторам целесообразно
устанавливать вентильные разрядники, ог-
раничивающие амплитуду возможных пере-
напряжений.
Сетевые обмотки сухих трансформато-
ров выполняются с облегченной изоляцией
и предназначаются для работы в установках,
не подверженных атмосферным перенапря-
жениям. Испытательные напряжения про-
мышленной частоты, коммутационной и им-
пульсной волнами приведены в табл. 29.7.
Испытание приложенным напряжением
нормировано стандартом, испытания ком-
мутационным импульсом и полным грозо-
вым импульсом являются факультативны-
ми. Изоляция ВО определяется процессами
возникающими непосредственно в преобра-
зователях (коммутация вентилей, пробой
вентилей, обрывы в цепях), коммутационны-
ми перенапряжениями при включении и от-
ключении трансформаторов или преобразо-
вателей, а также перенапряжениями, транс-
формирующимися в СО.
Наиболее опасными можно считать пе-
ренапряжения, возникающие при отключе-
нии вакуумными выключателями нарастаю-
щего тока холостого тока ПТ.
Испытательные напряжения вентильных
обмоток ПТ, нормируются ГОСТ 16722—77 и
приведены в табл. 29.8 (для преобразовате-
лей с полупроводниковыми вентилями).
С учетом особенностей режимов работы
трансформаторов для отдельных потреби-
телей приняты следующие исключения от
норм, приведенных в табл. 29.7:
♦ испытательные напряжения ВО и частей
расщепленной обмотки ВО, по отно-
шению друг к другу, трансформаторов,
предназначенных для электрифициро-
ванного железнодорожного транспорта,
принимаются равными ?>Ud{} + 5000 для
нулевых схем и 1,5 Ud$ + 5000 для мосто-
вых схем;
♦ испытательное напряжение ВО транс-
форматоров для преобразователей, пред-
назначенных для электролиза цветных
металлов и химической промышленнос-
ти, составляет не менее 6500 В.
Изоляция витков обмоток, межслоевая
и междукату щечная изоляция, а также меж-
дуфазная изоляция должны быть рассчитаны
на испытание двойным номинальным напря-
жением, индуктированном в самом транс-
форматоре частотой 100—400 Гц, длитель-
ностью, соответственно, от 1 мин до 15 сек.
Таблица 29.7. Испытательные напряжения, кВ
Вид испытательного напряжения, приложенного от внешнего источника Класс напряжения СО, кВ
6 10 15 20 24 35
Одноминутное (действующее значение) 16 24 37 50 55 75
Коммутационной волной 100/1000 мксек (амплитудное значение) 35 50 65 80 88 135
Полным грозовым импульсом 1,2/50 мксек (амплитудное значение) 40 60 75 95 НО 170
562
Трансформаторы для преобразовательных установок
Глава 29
Таблица 29.8. Напряжения испытания изоляции вентильных обмоток, В
Наименование узлов Наименование узлов, по отношению к которым испытывают изоляцию Действующие значения испытательного напряжения
^Оло 500 В UdQ = 500 В и более
ВО и её вводы Части расщепленной ВО Т а б л и l Корпус и другие обмотки По отношению друг к другу га 29.9. Испытательны 2,5 Ud{} + 2000 В, но не менее 3000 В 2,5 т;/0+ 1000 В, но не менее 2000 В е напряжения реактор* 2,5 UdQ + 2000 В, но не менее 5000 В 2,5 ^()+ 1000 В, но не менее 3000 В □в, В
Наименование испытываемых реакторов Наименование узлов, по отношению к которым испытывают изоляцию Действующее значение испытательного напряжения, В
Ud до 500 В Ud = 500 В и более
Уравнительный реактор а) обмотка и её вводы б) ветви обмотки при неразъемном соедине- нии с нулями звезд ВО в) ветви обмотки при разъемном соединении Сглаживающий реактор Ограничивающий реактор Токоограничивающий реактор постоянного тока Корпус По отношению друг к другу То же Корпус или зазем- ленные детали То же 2,5 Ud{) + 2000 В, но не менее 3000 В 2,5 + 1000 В, но не менее 2000 В То же 2,5 2000 В, но не менее 3500 В 2,5 + 1000 В, но не менее 3000 В То же
Трансформаторы с повышенными тре-
бованиями к надежности или трансформа-
торы для установок, в которых технологи-
ческие процессы требуют частых включений
и отключений, сопровождаемых коммутаци-
онными перенапряжениями, выполняются
с изоляцией, рассчитанной на испытание
индуктированным напряжением, равным
2,5—3-кратному номинальному.
Испытательные напряжения реакторов
приведены в табл. 29.9.
2Л0. Классификация
преобразовательных
трансформаторов
По типовой мощности и классу напряже-
ния обмоток, ПТ подразделяются на габари-
ты: I габарит — 10—100 кВ • А; II габарит —
125—1000 кВ • А; III габарит — 1250—
6300 кВ • А; IV габарит — 8000 кВ • А; и бо-
лее напряжением до 35 кВ включительно;
V габарит — до 32 000 кВ - А включительно,
напряжением свыше 35 до 110 кВ включи-
тельно; VI габарит — 40 000—80000 кВ-А
напряжением свыше 35 кВ до 110 кВ вклю-
чительно и мощностью до 80000 кВ-А
включительно, напряжением свыше 110 до
330 кВ включительно; VII габарит — мощ-
ностью свыше 80 000 до 220 000 кВ • А вклю-
чительно, напряжением до 330 кВ включи-
тельно.
По виду охлаждения ПТ можно разде-
лить на три основные группы: масляные
трансформаторы, с заполнением негорючи-
ми изоляционными жидкостями, сухие
трансформаторы.
Масляные преобразовательные транс-
форматоры изготавливаются мощностью
2500 кВ • А и более. При мощностях до
6300—8000 кВ-А используется система ох-
лаждения М с естественной конвекцией
масла и воздуха. Большие мощности требу-
ют применения систем охлаждения: Д —
§3
Конструктивные особенности
563
с естественной циркуляцией масла и с при-
нудительным обдувом охлаждающих радиа-
торов; Ц — с принудительной циркуляцией
масла через охлаждаемые водой охладители;
ДЦ — с принудительной циркуляцией масла
и воздуха. Сухие преобразовательные транс-
форматоры выпускаются типовой мощности
до 10000 кВ-А, причем при мощности, при-
близительно, до 6300 кВ • А достаточна ес-
тественная конвекция воздуха. За последние
годы нашли распространение конструкции
сухих трансформаторов, в которых основ-
ные изоляционные функции осуществляет
не воздушная среда, а твердая изоляция,
в частности, термореактивного типа, а ох-
лаждение обеспечивается принудительными
системами водяного или воздушного охлаж-
дения.
В зависимости от способа регулирова-
ния, ПТ подразделяются на переключаемые
без возбуждения (ПБВ); регулируемые под
нагрузкой (РПН).
По роду установки, ПТ относят к двум
группам: наружной и внутренней установкам,
т. е. на открытом воздухе или в помещении.
Род установки регламентируется климати-
ческим исполнением и категорией размеще-
ния трансформаторов. ПТ имеют исполне-
ния для работы в умеренном (У), холодном
(УХЛ), тропическом (Т) ют мате. Масля-
ные трансформаторы могут устанавливать-
ся на открытом воздухе — категория разме-
щения 7, под навесом или в специальных
камерах — категория размещения 2. Транс-
форматоры с заполнением негорючей жид-
костью — совтолом, устанавливаются в
отапливаемых помещениях — категория
размещения < с заполнением гексолом —
в неотапливаемых помещениях — катего-
рия 2. Сухие трансформаторы, как правило,
предназначены для работы в закрытых по-
мещениях — категория размещения 3 и 4.
В последние годы разработаны сухие транс-
форматоры с повышенной стойкостью к
воздействию факторов внешней среды — ка-
1егория размещения 2.
По назначению различают преобразова-
тельные трансформаторы для: выпрямите-
лей электролизных установок в цветной ме-
таллургии и химической промышленности;
тиристорного электропривода с двигателями
постоянного юка: электрифицированного
железнодорожного транспорта (индекс Ж);
инверторных аIрегатов тяговых подстанций
железных дорог (И); тяговых подстанций го-
родского транспорта — трамвая, троллейбу-
са; питания электропечных установок (П);
возбуждения синхронных машин (В): гальва-
нических установок (Г); тиристорного элек-
тропривода экскаваторов (ЭК); буровых
установок (Б); частотно-регулируем о го син-
хронного электропривода (С); частотно-ре-
гулируемого асинхронного электропривода
(А). Указанные в скобках индексы регламен-
тируются стандартом или техническими ус-
ловиями. К дополнительным конструктив-
ным признакам, классифицирующим ПТ,
следует отнести способ выполнения вен-
тильных обмоток (ВО): нерасщепленными,
расщепленными на части в пределах одного
концентра, занимаемого этой обмоткой
(индекс Р), расщепленными на части, рас-
положенные на разных концентрах по от-
ношению к сетевой обмотке, так называе-
мое трехобмоточное исполнение (индекс Т).
В ПТ по схеме соединения ВО «две обрат-
ные звезды» с уравнительным реактором
в некоторых конструктивных исполнениях
уравнительные реакторы встраивают в об-
щий бак с масляным трансформатором или
в общий кожух (шкаф) с сухим трансфор-
матором, что учитывается в обозначении
индексом У.
2.11. Классификация реакторов
В выпрямительных и инверторных ус-
тановках применяются различные преоб-
разовательные реакторы: уравнительные,
сглаживающие, ограничивающие и токо-
ограничиваюшие постоянного тока, токо-
ограничивающие переменного тока, а также
управляемые, в том числе дроссели насы-
щения.
По виду охлаждения, типовой мощнос-
ти, по роду установки, климатическому ис-
полнению и категории размещения реакто-
ры классифицируются также как и транс-
форматоры.
3. Конструктивные особенности
3.1. Магнитопроводы
Трансформаторы для преобразователь-
ных установок, как правило, работают при
большом числе часов включения. В связи
с этим, в них используются конструктивные
и технологические решения, обеспечиваю-
щие минимальные потери и ток холостого
хода. В большинстве случаев магнитопрово-
ды трехфазных трансформаторов выполня-
ют стержневой конструкции, несимметрич-
ными, плоскошихтованными; поперечные
сечения стержней и ярем обычно выполня-
ются многоступенчатыми.
564
Трансформаторы для преобразовательных установок
Глава 29
Для производства пластин магнитопро-
водов используют электротехническую сталь,
как правило, марок 3407, 3408 толщиной 0,3
и 0,27 мм.
Для ПТ применяют, как правило, ших-
тованную конструкцию магнитопровода
с косым стыком или со ступенчатым пере-
крытием. Стыковая конструкция магнито-
проводов применяется для трансформаторов
специальных исполнений, например, после-
довательных вольтодобавочных трансфор-
маторов и для реакторов.
3.2. Обмотки
Конструкция обмоток трансформато-
ров должна обеспечить заданное число фаз
схемы преобразования, заданные аварий-
ные токи, надежную работу при нагрузоч-
ных и аварийных режимах, характерных для
преобразовательной установки. В связи со
значительными усилиями, возникающими
про пробоях вентилей, перекрытиях в пре-
образовательных секциях и коротких замы-
каниях в отдельных частях ВО, конструк-
ция обмоток трансформаторов должна
иметь высокую механическую прочность.
Конструкцию обмоток и их крепление вы-
бирают на основании расчетов и результа-
тов испытаний электродинамической про-
чности.
При выборе формы сечения провода ру-
ководствуются необходимостью обеспечить
максимальную устойчивость проводника при
приемлимой технологичности намотки. Ме-
ханическую прочность достигают примене-
нием жестких опор в виде бумажнобакели-
товых, стеклоэпоксидных и других цилинд-
ров, а также размещением определенного
числа реек и бандажей. В непрерывных дис-
ковых и винтовых обмотках число реек для
крепления прокладок, образующих горизон-
тальные каналы, выбирают максимально до-
пустимым по условиям нагрева, но так, что-
бы расстояние между прокладками было не
меньше допустимого по технологии выпол-
нения внутренних переходов между катуш-
ками. Нужного расстояния между проклад-
ками добиваются не только выбором числа
реек, но и выбором ширины прокладок. Для
уменьшения радиальных сжимающих об-
мотку усилий применяют «холостые» про-
межуточные рейки, на которые прокладки,
образующие каналы, не устанавливают. На
всех обмотках прокладки дополнительно
крепятся с помощью наружных реек или по-
лос из картона.
Механическую прочность обмоток уве-
личивают также путем бандажировки с по-
мощью стеклоленты. Эти бандажи наклады-
вают по высоте обмотки равномерно с рас-
стоянием между бандажами примерно 80—
300 мм, либо устанавливают в местах повы-
шенных усилий: на стыке частей обмоток,
на катушках с большим неравномерным то-
кораспределением при аварийных режимах,
в местах вывода концов обмоток. Особенно
эффективны бандажи, накладываемые на
изоляционные стержни (рейки), которые ус-
танавливаются в промежутках между про-
кладками и образуют каналы в непрерывных
и винтовых обмотках.
Для уменьшения осевой усадки обмоток
прокладки изготавливают из малоусадочного,
специально предварительно обработанного
картона путём обжима на специальных валь-
цах или горячем прессовании. Перед приме-
нением прокладки сушат, пропитывают ие-
ламино-глифталевым лаком и запекают.
а) Сетевые обмотки
Для СО преобразовательных трансфор-
маторов независимо от способа охлаждения
широко применяют непрерывную обмотку,
как наиболее механически и электрически
прочную.
Для сетевых обмоток трансформаторов
при мощности на стержень до 2500 кВ-А
применяют цилиндрические обмотки. Од-
но-, двух-, а также с большим числом сло-
ёв, цилиндрические обмотки выполняют
из прямоугольного провода. С ростом чис-
ла слоёв обмотки существенно возрастают
добавочные потери, что требует умень-
шения максимально допустимого размера
провода.
При напряжении до 10 кВ для СО при-
меняют также многослойные цилиндричес-
кие обмотки из круглого провода. Число па-
раллельных проводов в такой обмотке выби-
рают, как правило, не более двух.
Для СО трансформаторов мощностью
на стержень до 62 кВ • А и класса напряже-
ния 0,7 кВ применяют также цилиндричес-
кие слоевые обмотки.
При выполнении в сетевой обмотке
ответвлений для регулирования напряже-
ния с ПБВ на ±2 х 2,5 % и ±5 % применя-
ют непрерывную или цилиндрическую об-
мотки.
б) Вентильные обмотки
Конструкцию ВО выполняют симмет-
ричной, чтобы индуктивности рассеяния
её частей были одинаковы. Для ВО приме-
няют одноходовые и многоходовые винто-
вые и непрерывные обмотки.
§3
Конструктивные особенности
565
Для ПТ предпочтительными следует
считать двухходовые винтовые обмотки
с равномерно расположенной транспозици-
ей. Эта обмотка обладает высокой механи-
ческой прочностью. Для ВО на небольшие
напряжения и большие токи применяются
обмотки из листовой или шинной меди тол-
щиной не более 12,5 мм. В такой обмотке
для схемы две обратные звезды симметрия
ветвей, принадлежащих прямой и обратной
звездам, достигается специальной транспо-
зицией. Недостатком этих обмоток является
увеличение добавочных потерь на вихревые
токи.
в) Регулировочные обмотки
В ПТ регулировочные витки для ПБВ на
±2 х 2,5% и ±5% располагают в СО ана-
логично силовым трансформаторам общего
назначения.
3.3. Отводы сетевых обмоток
Отводы сетевых обмоток трансформато-
ров с ПБВ в основном выполняются мед-
ным кабелем, (проводом ПБОТ), реже круг-
лым проводом, в изоляционных бумажно-
бакелитовых трубках, а также шинами.
Крепление таких отводов осуществляют
с помощью буковых планок, деталями из
электроизоляционного картона, древеснос-
лоистого пластика, ламината или стеклотек-
столита.
Выбор изоляции отводов осуществляют
по нормам, руководящим техническим ма-
териалам и стандартам для силовых транс-
форматоров общего назначения.
3.4. Отводы вентильных обмоток
Отводы вентильных обмоток, особенно
на большие токи для многофазных схем пре-
образования, как правило, выполняют с по-
мощью медных шин сечением до 1250 мм2.
При этом решают задачи достижения мини-
мальных основных и добавочных электри-
ческих потерь непосредственно в шинах,
в близлежащих элементах конструкции (в яр-
мовых балках, стенках и крышке бака и т. д.)
от магнитного поля, обусловленного током
отводов, минимального падения напряже-
ния в ошиновке, динамической стойкости
конструкции.
Рис. 29.3. Общий вид трансфор-
матора для преобразовательно-
го агрегата совмещенной конс-
трукции.
566
Трансформаторы для преобразовательных установок
Глава 29
3.5. Сварные конструкции,
общая компоновка трансформаторов
Баки и крышки масляных преобразова-
тельных трансформаторов имеют различную
конструкцию и форму горизонтального се-
чения, но в основном аналогичны конструк-
циям трансформаторов общего назначения
(рис. 29.3). В мощных ПТ на большие токи,
для снижения добавочных потерь электро-
энергии, стенки бака и коробки вводов и
крышку экранируют магнитными экрана-
ми (шунтами) из листов или полос электро-
технической стали суммарной толщины
до 20 мм.
В зависимости от назначения и рода ус-
тановки трансформаторы выполняют с раз-
личными компоновочными решениями. Со-
зданы совмещённые конструкции «транс-
форматор-выпрямитель» («трансреактор»).
В таких конструкциях трансформатора и
преобразователь объединяются в одно целое
или обеспечивается возможность установки
и подсоединения преобразовательных сек-
ций в непосредственной близости от транс-
форматора. Подобный вариант исполнения
нашел широкое применение в мощных пре-
образователях на токи 50 кА и более, позво-
ляющих сократить размеры ошиновки меж-
ду трансформатором и преобразователем,
уменьшить в них электрические потери. Уп-
равляемые реакторы могут устанавливаться
в баке трансформатора на отводах или вво-
дах вентильной обмотки, либо снаружи
трансформатора на плите коробки вводов.
Для защиты, контроля или измерения пара-
метров агрегата части встраивают трансфор-
маторы тока, которые размещают на отводах
вентильной обмотки.
В трансформаторах мощностью до 6300
кВ-А встроенные уравнительные реакторы
устанавливают на верхних ярмовых балках.
В трансформаторах большей мощности их,
как правило, располагают на удлиненных
нижних балках.
3.6. Системы охлаждения
Масляные преобразовательные транс-
форматоры мощностью до 6300—8000 кВ • А
включительно выполняют с естественным
охлаждением, а в трансформаторах больших
мощностей, как правило, применяют систему
с принудительной циркуляцией воздуха (Д)
и масла (ДЦ), либо систему с принудитель-
ной циркуляцией воды и масла через масло-
охладитель (Ц).
4. Основные серии преобразовательных трансформаторов
Для питания выпрямителей электролизных установок в цветной металлургии и химической
промышленности предназначены масляные трансформаторы серий:
ТДНП диапазон мощностей — от 10 до 40 МВ-А; схема преобразова-
ния — 12-фазная; выпрямленное напряжение — 3000—850 В; вы-
прямленный ток — 12,5—25 кА; напряжение СО — 6—35 кВ; диа-
пазоны регулирования — 54—681 В; РПН с 3-мя диапазонами ре-
гулирования
ТЦНП (ТДЦНП) диапазон мощностей — от 25 до 80 МВ-А; схема преобразова-
ния — 12-фазная — 48-фазная; выпрямленное напряжение —
300—950 В; выпрямленный ток — 50—63 кА; напряжение СО —
10—35 кВ; диапазоны регулирования — 54—726 В; РПН с 3-мя
(6-ю) диапазонами регулирования;
ТА-160000/110/35 схема преобразования — 24-фазная; выпрямленное напряжение —
(состоитизТДЦНП-80/110У1 660 В; выпрямленный ток — 100 кА; напряжение СО — НО кВ;
и ТЦПД-80/35УХЛ4) диапазоны регулирования — 35000—5300 В; 493—75 В; совме-
щенная конструкция наружной или внутренней установки;
ТАЦНПФ-100000/20УХЛ4 выпрямленное напряжение — 950 В; выпрямленный ток — 63 кА;
напряжение СО — 20 кВ.
Для питания электрических печей на постоянном токе предназначены масляные
трансформаторы серий:
ТМНПУ, ТДНПУ диапазон мощностей — 4—25 МВ-А; схема преобразования —
2 обратные звезды с уравнительным реактором; выпрямленное
напряжение — 75;150 В; выпрямленный ток — 6,3—50 кА; на-
пряжение СО — 6; 10 кВ; диапазоны регулирования — 26—156 В;
§4
Основные серии преобразовательных трансформаторов
567
ТЦНП диапазон мощностей — 12,5—32 МВ • А; схема преобразования —
3 (12)-фазная, мостовая; выпрямленное напряжение — 200—600 В;
выпрямленный ток — 12,5—25 кА; напряжение СО — 6; 35 кВ;
диапазоны регулирования — 85-486 В;
ТДЦНПУ мощность — 25 МВ • А; выпрямленное напряжение — 200 В; вы-
прямленный ток — 50 кА; напряжение СО — 10;35 кВ;
Для питания выпрямителей и инверторов на тяговых подстанциях постоянного тока же-
лезных дорог предназначены масляные трансформаторы серий:
ТРДП диапазон мощностей — 12,5—16 МВ • А; схема преобразования —
12-фазная, мостовая; выпрямленное напряжение — 3300—3800 В;
выпрямленный ток — 3,15 кА; напряжение СО — 6;35 кВ;
ТМП; ТДП диапазон мощностей — 6,3; 12,5 МВ-А; схема преобразования —
3-фазная, мостовая; выпрямленное напряжение — 3300—3800 В;
выпрямленный ток — 1 ;3,2 кА; напряжение СО — 5;35 кВ;
Для питания тиристорных электроприводов мощных механизмов предназначены масля-
ные трансформаторы серий:
ТМП; ТДП; ТМНП диапазон мощностей — 2,5;10 МВ-А; схема преобразования —
3-фазная, мостовая; выпрямленное напряжение — 460—1250 В;
выпрямленный ток — 2,5; 6,3 кА; напряжение СО — 6; 10 кВ;
ТРДП; ТМТП; ТДТП; диапазон мощностей — 5—40 МВ-А; схема преобразования —
ТРДТП; ТМНПД; ТДНПД; 12-фазная мостовая; выпрямленное напряжение — 360; 4000 В;
ТРДНП (24 фазы) выпрямленный ток — 2x1 кА; 2 х 6,3 кА; 4x5 кА; 6 х 3,8 кА;
напряжение СО — 6; 35 кВ;
Серии сухих преобразовательных трансформаторов:
ТСЗП диапазон мощностей — 160—6300 кВ • А; схема преобразования —
3-фазная мостовая; выпрямленное напряжение — 115; 1450 В;
выпрямленный ток — 0,25—5 кА; напряжение СО — 0,38—75 кВ;
ТСЗПУ, ТРСЗП; ОСЗП диапазон мощностей — 0,16—2,5 МВ - А; схема преобразования —
2 обратные звезды с уравнительным реактором; выпрямленное
напряжение — 12; 600 В; выпрямленный ток — 1—25 кА; напря-
жение СО — 0,38—13,8 кВ;
ТСЗПК диапазон мощностей — 160—630 кВ • А; схема преобразования —
кольцевая; выпрямленное напряжение — 48; 115 В; выпрямлен-
ный ток — 1,6—6,3 кА; напряжение СО — 0,38; 10 кВ;
Серии масляных реакторов преобразовательных установок:
СРОМ-8000/20У1; выпрямленный ток — 400; 630; 1000 А; индуктивность — 50 х 2;
СРОМ-16000/20У1; 35 х 2; 20 х 2 мГн;
СРОМ-20000/20У1
ФРОМ-3200/35У1 параметры по ТУ;
РТДП-6300/10У1; параметры по ТУ.
РТДП-6300/35У1
Серии сухих реакторов преобразовательных установок:
ТРОС-(160-5000)/УХЛ4 выпрямленный ток — 1,0—5 кА; индуктивность — 0,2—1,0 мГн;
СРОС-(800-6300)УХЛ4 выпрямленный ток — 800—12500 А; индуктивность — 0,1 —
2,0 мГн.
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 29
1. Фишлер Я. Л., Урманов Р. Н., Пест-
ряева Л. М. Трансформаторное оборудова-
ние для преобразовательных установок. М.:
Энергоатомиздат, 1989.
568
Новое в трансформаторостроении
Глава 30
Глава тридцатая
НОВОЕ В ТРАНСФОРМАТОРОСТРОЕНИИ
1. Управляемые
шунтирующие реакторы
Введение
Шунтирующие реакторы, наряду с транс-
форматорами РПН, относятся к устройс-
твам регулирования напряжения и реактив-
ной мощности в энергетических системах.
Множество таких устройств различного ти-
па рассмотрено в обзоре [1].
Во многих случаях, в условиях перемен-
ных нагрузок и переменных перетоков реак-
тивной мощности, применение реакторов
постоянной индуктивности является недо-
статочным, а применение реакторов, комму-
тируемых выключателями, не обеспечивает
достаточной надежности работы и необходи-
мой гибкости регулирования. Развитие энер-
гетики настоятельно требует применения ре-
гулируемых (управляемых) реакторов.
Наиболее распространены следующие
виды таких реакторов:
а) реакторы, управляемые подмагничива-
нием магнитопровода;
б) реакторы, управляемые тиристорными
ключами.
1.1. Реакторы, управляемые
подмагничиванием [2—5]
1.1.1. Преимущества реакторов,
управляемых подмагничиванием
Применение таких реакторов значитель-
но повышает надежность оперативного ре-
гулирования в энергосистемах. Применение
для этой цели РПН трансформаторов огра-
ничивается их недостаточной надежностью,
а такие средства регулирования, как стати-
ческие компенсаторы (СТК) и тиристорно-
реакторные группы (ТРГ), требуют приме-
нения мощных и дорогих высоковольтных
преобразователей.
Управляемые подмагничиванием реак-
торы имеют целый ряд особенностей и на-
иболее перспективны при разработке новых
высоковольтных и сверхвысоковольтных
ЛЭП, а также при модернизации уже сущес-
твующих ЛЭП.
Применение управляемых шунтирую-
щих реакторов особенно целесообразно в
электрической сети с переменным графиком
нагрузки взамен нерегулируемых или сту-
пенчато регулируемых реакторов. Совмест-
но с батареями конденсаторов управляемые
реакторы выполняют функцию вращающих-
ся синхронных компенсаторов или статиче-
ских тиристорных компенсаторов и тирис-
торно-реакторных групп, а широкомасштаб-
ное применение управляемых реакторов —
эффективный и экономичный путь оптими-
зации режимов электрической сети, повы-
шения качества электроэнергии, улучшения
условий эксплуатации и продления срока
службы электрооборудования.
Управляемые реакторы наиболее перс-
пективны как средство поперечной компен-
сации в протяженных линиях высокого и
сверхвысокого напряжения. Их использова-
ние позволяет
♦ автоматизировать процесс стабилизации
напряжения или одного из заданных па-
раметров режима с одновременной раз-
грузкой коммутационного оборудования
в схемах регулирования напряжения;
♦ повысить до 30% пропускную способ-
ность линий электропередач по допусти-
мому уровню напряжений;
♦ снизить потери мощности в электричес-
ких сетях и повысить надежность их экс-
плуатации, в том числе и за счет резкого
снижения числа срабатывания устройств
РПН трансформаторов;
♦ повысить предел передаваемой мощно-
сти по условию статической и динами-
ческой устойчивости системы.
По конструкции, условиям и простоте
эксплуатации управляемые реакторы сопос-
тавимы с обычным трансформаторным и ре-
акторным оборудованием, а по функцио-
нальным возможностям являются автомати-
чески регулируемыми электротехническими
комплексами, на новом уровне решающими
многие вопросы управления и оптимизации
режимов работы электрических сетей. Сто-
имость УР до 2-х раз ниже альтернативных
вариантов (СТК, ТРГ, реакторов трансфор-
маторного типа), а срок окупаемости дости-
гает 1,5—2 лет. Потери в реакторах и расход
материалов на изготовление УР не превыша-
ет 1,5—2 кратного значения этих же показа-
телей для обычных шунтирующих реакторов.
1.1.2. Принципиальная схема УР
и описание его работы
Обобщенная электрическая схема уп-
равляемого шунтирующего реактора на при-
мере реактора РТУ-100000/220 показана
Управляемые шунтирующие реакторы
569
на рис. 30.1 [5, 6]. Внешний вид реактора
РТУ-100000/220 на подстанции «Чита» по-
казан на рис. 30.2. Реактор является комп-
лексом электротехнического оборудова-
ния, имеющим 5 составных частей: электро-
магнитную часть РТДУ, трансформатор
с преобразователем ТМП, систему управле-
ния СУРЗА, устройство коррекции формы
тока УКФ и нейтралер ФМЗО.
Электромагнитная часть шунтирующего
УР представляют собой трехфазное электро-
магнитное устройство трансформаторного
типа, размещенное в маслонаполненном ба-
ке и предназначенное для наружной уста-
новки. Магнитопровод — трехфазный мно-
гостержневой. Он выполняется без немаг-
нитных зазоров, чем достигается небольшой
уровень вибрации и шума. Например, изме-
ренный при испытаниях на заводе уровень
звука реактора РТУ-100000/220 составляет
79 дБА, что соответствует уровню звука
трансформатора той же мощности. В часто-
тном спектре шума УР содержится большая
доля гармоники 50 Гц (в шуме трансформа-
торов основная гармоника шума 100 Гц).
Поэтому шум УР при его работе на подстан-
ции первоначально воспринимается несколь-
ко непривычно. На стержнях трехфазного
магнитопровода располагаются три фазы се-
тевой обмотки, обмотки управления (подмаг-
ничивания) и три фазы компенсационной
обмотки. Компенсационная обмотка выпол-
няет несколько важных функций. Во-пер-
вых, она питает трансформатор преобразо-
вателя для подмагничивания реактора. Во-
вторых, компенсационная обмотка соедине-
на в треугольник, в этом треугольнике замы-
каются высшие гармоники тока, кратные
трем, поэтому в сетевом токе реактора этих
гармоник нет. В-третьих, к компенсацион-
ной обмотке подключается индукционно-
емкостной фильтр для снижения высших
гармоник в токе реактора. Из-за наличия
в реакторе РТУ-100000/220 компенсацион-
Рис. 30.1. Состав и принципи-
альная схема комплекса электро-
технического оборудования уп-
равляемого подмагничиванием
реактора РТУ-100000/220, при-
нципиальная схема включения
реактора в электрическую сеть
1 — электромагнитная часть РТДУ-
100000/220, 2 — трансформатор со
встроенным преобразовав 1см, 3 —
система управления, регулирова-
ния, защит и автоматики (СУРЗА),
4 — устройство коррекции формы
тока (УКФ), 5 — нейтралер (ФМЗО).
шины (линия) электрической сети
570
Новое в трансформаторостроении
Глава 30
Рис. 30.2. Управляемый подмагничиванием реактор РТУ-100000/220
на подстанции «Чита» МЭС Сибири.
ной обмотки он фактически является и ре-
актором, и трансформатором. Компенса-
ционная обмотка имеет сечение меди, со-
ответствующее примерно 20% мощности
реактора. Подсоединение к обмотке конден-
саторной батареи (для снижения 5-ой и 7-ой
гармоник тока в сетевой обмотке) приводит
к тому, что при отсутствии подмагничива-
ния реактор становится не потребителем,
а источником реактивной мощности. Часть
мощности конденсаторной батареи (ее мощ-
ность составляет 4 % мощности реактора)
расходуется на покрытие намагничивающей
реактивной мощности холостого хода транс-
форматора, поэтому минимальная мощ-
ность реактора не нулевая (или малая по-
ложительная), а небольшая отрицательная
(около 2,5 %). В реакторах серии РТУ имеется
перспектива повышения мощности компен-
сационной обмотки, в этом случае компенса-
ционная обмотка может быть использована
не только для подсоединения более мощной
конденсаторной батареи, но и как обмотка
собственных нужд подстанции.
Преобразователь, необходимый для пита-
ния обмоток управления реактора (управляе-
мый тиристорный выпрямитель), размещен
в масляном баке с естественным охлаждением
и питается от масляного трансформатора.
Номинальная мощность преобразователя
и трансформатора не превышает 1 % от но-
минальной мощности реактора. Преобразо-
ватель с трансформатором (составная часть
реактора ТМП) смонтированы на одной ра-
ме, они размещаются на открытой площадке
подстанции. Система управления, регулиро-
вания, защит и автоматики (СУРЗА) — элек-
тронное устройство, выполненное в виде
шкафа и размещенное в помещении щита уп-
равления подстанции. Заземляющий фильтр
нулевой последовательности — нейтралер
(ФМЗО) представляет собой трехфазный
масляный трансформатор без вторичной об-
мотки со схемой соединения «равноплечий
зигзаг», он размещается на открытой пло-
щадке подстанции.
Работу УПР лучше всего пояснить на
примере типовой однофазной конструкции.
§1 Управляемые шунтирующие реакторы 571
Магнитная система такого реактора содер-
жит два основных расположенных рядом
вертикальных стержня с обмотками, два бо-
ковых вертикальных ярма, а также горизон-
тальные ярма — верхнее и нижнее. На каж-
дом стержне размещены обмотки управ-
ления, соединенные встречно, и сетевые
обмотки, соединенные согласно. Возможен
вариант конструкции, когда сетевая обмотка
одна и охватывает оба стержня.
На рис. 30.3 приведены осциллограммы,
иллюстрирующие работу У ПР.
При подключении обмотки к электри-
ческой сети переменного тока и не включен-
ном управляющем источнике постоянного
тока (например, преобразователе, управляе-
мом выпрямителе) в средних стержнях воз-
никают одинаковые по величине и направ-
лению переменные магнитные потоки с ам-
плитудой Фт, замыкающиеся через боковые
стержни магнитной системы. Амплитуда по-
токов Фт примерно равна потоку насыще-
ния стержней Ф5 (это соответствует наибо-
лее рациональному использованию стали
стержней), а постоянный магнитный поток
отсутствует. Во всех сечениях магнитной
системы поток не превышает поток насы-
щения Ф5 (равный индукции насыщения
стали, помноженной на сечение стали), по-
этому ток реактора близок к нулю. Такой
режим работы реактора называют режимом
холостого хода. График изменения элект-
рического тока, напряжения сети, магнит-
ных потоков в стержнях показан для случая
холостого хода на рис. 30.3 в интервале вре-
мени от /^до /у.
Регулирование мощности реактора осу-
ществляется путем изменения постоянного
тока в обмотках управления, получаемого от
регулируемого преобразователя (выпрямите-
ля). При подключении выпрямителя к обмот-
кам управления в них возникает ток, который
приводит к возникновению и нарастанию по-
тока подмагничивания Фо (постоянной со-
ставляющей в кривой потока). В соседних
стержнях этот поток Фо направлен в разные
стороны (из-за встречного включения обмо-
ток управления), поэтому он замыкается
в основном по кратчайшему пути через часть
ярем, расположенных между стержнями. Так
как на поток подмагничивания Фо наклады-
вается переменный поток Ф5, результирую-
щий поток начинает смещаться в область на-
сыщения стали, т. е. стержни оказываются
насыщенными некоторую часть периода. На-
сыщение стержней приводит к возникнове-
нию и возрастанию тока в сетевой обмотке.
При небольшом напряжении на обмотке уп-
равления стержни насыщены малую часть
полупериода синусоиды, ток реактора оказы-
вается искаженным, в нем присутствуют вы-
сшие гармоники (интервал времени от tj до
/2), поэтому такой режим использовать как
номинальный режим не рационально.
При увеличении постоянного напряже-
ния на обмотке управления поток подмагни-
чивания увеличивается, увеличиваются ин-
тервалы времени внутри каждого периода,
когда стержень находится в насыщенном
состоянии (т. е. когда поток стержня больше
потока насыщения Ф5), в соответствии с
этим увеличивается и сетевой ток. После до-
стижения такого состояния, когда магнит-
ный поток стержня весь период оказывается
равным или большим потока насыщения,
сетевой ток достигает максимально возмож-
Рис. 30.3. Осциллограммы пот-
ребляемого из сети электричес-
кого тока управляемого подмаг-
ничиванием реактора (7), на-
пряжения электрической сети
(2), и магнитных потоков в
средних стержнях магнитной
системы (5 и 4).
0’s
-0’s
to Ц t2 t3 t4 t5
572
Новое в трансформапюростроении
Глава 30
ного значения и дальше уже не повышается,
т. к. дифференциальная магнитная проница-
емость насыщенной стали становится близ-
кой к проницаемости вакуума (на осциллог-
рамме это максимальный режим, интервал
времени от t4 до /5). В этом режиме реактор
становится линейной индуктивностью, в то-
ке высшие гармоники почти отсутствуют.
Однако этот режим характеризуется боль-
шим током в обмотках управления, т. е.
большими потерями в этих обмотках. Поэ-
тому и этот режим использовать как номи-
нальный не рационально, он используется
как режим форсировки мощности.
На рис. 30.3 видно, что существует осо-
бенный промежуточный режим (интервал
времени от t2 до /?), при котором поток
подмагничивания Фо равен амплитуде пе-
ременного магнитного потока Ф,„. При
этом режиме время насыщенного состоя-
ния каждого из стержней одинаково и рав-
но половине периода синусоиды, причем за
счет разных направлений переменного по-
тока Фш и постоянного потока Фо в стерж-
нях, охватываемых сетевой обмоткой, одну
половину периода насыщен один стержень,
а другую — другой. Рассматриваемый ре-
жим поэтому называется режимом полупе-
риодного насыщения. В этом режиме в токе
реактора высшие гармоники практически
отсутствуют, и ток имеет чисто синусои-
дальную форму. Этот режим получается в
том случае, когда выполняется необходи-
мое сочетание размеров магнитной систе-
мы и обмоток реактора. Обычно УПР про-
ектируется таким образом, чтобы его номи-
нальный реж..м был режимом, близким
режиму полупериодного насыщения.
Регулированием подмагничивания изме-
няется мощность УР. Пример переходного
процесса от режима потребления минималь-
ной мощности (практически нулевой) к но-
минальной (я) и обратный переход к режиму
холостого хода (б) реактора РТУ-100000/220
показан на осциллограммах рис. 30.4. Регули-
ровочная характеристика УР РТУ-100000/220 —
зависимость тока реактора (/ф) от тока
подмагничивания — показана на рис. 30.5.
б)
Рис. 30.4. Пример переходного
процесса от режима потреб-
ления минимальной мощности
или мощности холостого хода
(практически нулевой) к номи-
нальной (а) и обратный переход
к режиму холостого хода (0. На
осциллограммах сверху вниз:
кривая напряжения в сети 220 кВ,
кривая тока одной фазы управля-
емого реактора РТУ-100000/220,
кривая тока подмагничивания.
Внизу дана шкала времени в се-
кундах.
§ 1
Управляемые шунтирующие реакторы
573
Рис. 30.5. Полученные при сете-
вых испытаниях на подстанции
«Чита» регулировочная характе-
ристика реактор РТУ-100000/220 —
зависимость тока реактора (/ф)
от тока подмагничивания, а так-
же зависимости от тока подмаг-
ничивания тока искажения /иск
при включении устройства кор-
рекции формы кривой тока УКФ
(полная схема) и его отключении
(без УКФ).
1.1.3. Параметры изготовленных
реакторов и опыт эксплуатации
Важным достижением в освоении УР
для высоковольтных ЛЭП явилась разработ-
ка однофазного шунтирующего управляемо-
го реактора РОДУ-60000/500 мощностью 60
МВ-А для ЛЭП 500 кВ. Этот реактор был
изготовлен и успешно гыдержал испытания
на ЗТЗ и на сетевом стенде Белый Раст (1989
год). Он до последнего времени является
уникальным наиболее мощным и высоко-
вольтным однофазным УР [2].
В 1999 году введен в работу и до сею вре-
мени успешно эксплуатируется трехфазный
шунтирующий управляемый реактор РТУ
25000/110 [4, 6]. Фотография УР типа РТУ-
25000/110 на подстанции «Кудымкар» сетей
Пермэнерго дана на рис. 30.6.
В апреле 2002 года после успешного про-
ведения сетевых испытаний введен в опытно-
промышленную эксплуатацию на подстан-
ции 500 кВ «Чита» МЭС Сибири реактор РТУ
100000/220 (рис. 30.2), к настоящему време-
ни наиболее мощный высоковольтный трех-
фазный шунтирующий УР [5, 6]. Ниже при-
ведены основные технические параметры
этого реактора, подтвержденные сетевыми
испытаниями:
♦ номинальная мощность — 100 МВ-А;
♦ диапазон регулирования реактивной
мощности — —2,5... 113 МВ • Ар;
♦ номинальное напряжение — 242 кВ;
♦ максимальное рабочее напряжение —
254 кВ;
♦ номинальный ток сетевой обмотки —
238 А;
♦ максимальный длительно допустимый
ток сетевой обмотки — 261 А;
♦ ток холостого хода при номинальном на-
пряжении — менее 1 %;
♦ мощность трансформатора с преобразо-
вателем (ТМП) системы подмагничива-
ния — 1 МВ • А (1 %);
♦ среднеквадратичное значение высших
гармоник сетевой обмотки
в номинальном режиме
и режиме х. х. — менее 1 %,
в промежуточных режи-
мах нагрузки — не более 6 А (2,5%);
♦ время набора и сброса мощности от х. х.
до номинальной (и обратно) в режиме
форсировки (расфорсировки) — 0, 4 с;
♦ время переходного процесса при вклю-
чении на номинальный режим с предва-
рительным независимым маломощным
подмагничиванием — менее 0,01 с;
♦ диапазон уставки по напряжению в ав-
томатическом режиме, кВ — 220...245;
♦ заданный статизм регулятора системы
управления — 2 % (4,5 кВ);
♦ реальное влияние на снижение напря-
жения сети 220 кВ при загрузке от х. х.
до номинальной (в зависимости от ре-
жима системы) — 10... 15 кВ;
♦ режимы работы — автоматическая ста-
билизация напряжения на шинах 220 кВ
или ручное регулирование потребляемой
мощности и сетевого тока.
574
Новое в трансформаторостроении
Глава 30
чшл-Ь'иьш по?м;ц нпчикшием
У - 25000/1 IO ii-.t иоде i а» ни»
жа}> t'oicu I к'рм /но'гд и.
Поданным испытаний на заводе полные
потери при номинальной мощности и номи-
нальном напряжении составляют 558 кВт,
потери холостого хода — 87,7 кВт.
Масса реактора 183 т, масса меди 21,7 т,
стали 64.2 т, масла 62 т.
Функциональные испытания реактора в
сети 220 кВ подтвердили, что все технические
параметры реактора РТУ-100000/220 находят-
ся в пределах нормируемых. На рис. 30.1.5,
кроме регулировочной характеристики, дана
кривая тока искажения (/иск) при включении
устройства коррекции формы кривой тока
УКФ (полная схема) и его отключении (без
УКФ). Видно, что нелинейные искажения
тока реактора достаточно малы.
Изготовлен трехфазный шунтирующий
реактор мощностью 180 МВ-А для сети
330 кВ, предназначенный для установки
на подстанции «Барановичи» (Беларусь).
1.2. Реакторы-трансформаторы
с выключателями
или тиристорными ключами
на вторичной стороне
Простейший аппарат такого рода — ста-
тический тиристорный компенсатор (СТК) —
реактор, последовательно с которым вклю-
чен тиристорный ключ из двух тиристоров,
включенных встречно-параллельно. Меняя
угол включения тиристоров, можно регули-
ровать ток в цепи, следовательно, такой ап-
парат представляет собой плавно регул-
ируемый реактор с переменной индуктив-
ностью.
Дальнейшим развитием этого рода аппа-
ратов является агрегат, в котором тиристор-
ные ключи включаются на вторичной сторо-
не трансформатора Один из первых агрега-
тов этого типа описан в [7]. Напряжение
§ 1
Управляемые шунтирующие реакторы
575
короткого замыкания реактора-трансфор-
матора равно или близко к 100%, а ток ко-
роткого замыкания близок к номинальному.
Для получения таких параметров применя-
ют стержневую конструкцию с концентри-
ческими обмотками. Ток холостого хода
трансформатора не превышает 0,5% номи-
нального. Линейность характеристики ко-
роткого замыкания обеспечивается до на-
пряжений не менее 150% номинального,
что вынуждает выбирать магнитную индук-
цию ниже обычно применяемой. Главный
магнитопровод, по которому замыкается
поток холостого хода, — однофазный бро-
невой с боковыми ярмами. При коротком
замыкании боковые ярма собирают весь
поток, идущий из торцов обмотки. Осталь-
ная часть потока замыкается через магнит-
ные шунты.
Аналогично выполнен быстродействую-
щий управляемый шунтирующий реактор
трансформаторного типа (БУШТР), разра-
ботанный в России (С Петербург).
Он состоит из двух основных частей:
трансформаторной части и системы управ-
ления. Трансформаторная часть реактора
трехфазная, выполнена с масляным охлаж-
дением и имеет три концентрические обмот-
ки: сетевую обмотки (СО), обмотку управле-
ния (ОУ) и компенсационную (КО).
Сетевая обмотка подключена непос-
редственно к сети без выключателя. ОУ за-
мыкается ключом. При замкнутом ключе
имеет место режим короткого замыкания
трансформатора, по сетевой обмотке и по
обмотке управления протекают номиналь-
ные токи. При разомкнутом ключе транс-
форматор работает в режиме холостого хода,
и по сетевой обмотке протекает ток намаг-
ничивания, составляющий доли процента от
номинального тока. Соответственно, реак-
тор имеет максимальное индуктивное со-
противление. Крайние значения тока реак-
тора отличаются примерно в 200 раз.
При использовании в качестве ключа
быстродействующего выключателя (напри-
мер, вакуумного) может быть обеспечено
только два существенно различных значения
тока реактора. При этом неизменность по-
токосцепления реактора обеспечивает от-
сутствие перенапряжений на высоковоль-
тной обмотке реактора, что видно из осцил-
лограмм на рис. 30.7. При замыкании ОУ в
токе реактора возникает апериодическая со-
ставляющая, затухающая в течение довольно
продолжительного времени. Однако ампли-
туда переменной составляющей тока реакто-
ра устанавливается с первого же полуперио-
да, после замыкания ОУ, что обеспечивает
время отклика реактора, равное одному по-
лупериоду промышленной частоты. С уче-
том времени срабатывания вакуумного вы-
ключателя полное время отклика реактора
составляет около 30 мс.
При использовании в качестве ключа
в ОУ тиристорного блока (рис. 30.8), состо-
9.0-
-9.0
Рис. 30.7. Осицилограммы напряжения на линии (я), тока в сетевой обмотке реактора (б), ток
в линии (в) и ток в обмотке управления реактора при коммутации ОУ вакуумным выключателем.
576
Повое в трансформапюростроении
Глава 30
Рис. 30.9. Ток через ОУ при полностью про-
водящем тиристорном блоке (1) и при непол-
ном времени горения тиристоров.
Рис. 30.8. Схема соединений
обмоток УШТР.
Рис. 30.10. Зависимость тока в СО реактора
от угла зажигания тиристоров при различных
отношениях номинальных емкостного и ин-
дуктивного тока /с ном/Лном = °’045 °’2
0,4 (5); 0,6 (4); 0,8 (5); 1,0 (6).
ящего из встречно-параллельно включенных
тиристоров, может быть обеспечено непре-
рывное регулирование тока реактора от мини-
мального значения при запертых тиристорах
до максимального при полностью проводя-
щих тиристорах. Крайние значения тока реак-
тора остаются прежними, однако изменяя
угол включения тиристоров (см. рис. 30.9),
можно получить любое промежуточное зна-
чение тока в сетевой обмотке реактора от ми-
нимального до максимального.
Использование тиристорного ключа при
промежуточных значениях угла включения
тиристоров обуславливает прерывистость
тока в ОУ, вследствие чего в этом токе воз-
никают нечетные высшие гармоники.
Для подавления высших гармонических
и служит дополнительная КО, расположен-
ная между СО и ОУ. При трехфазном испол-
нении третья гармоническая, имеющая на-
ибольшую амплитуду, в данном реакторе,
как и в реакторе, описанном в [7], подавля-
ется пуз ем соединения трех фаз КО в треу-
гольник. При этом ток третьей гармоники
и других гармоник, кратных трем, в СО от-
сутствует.
Для подавления пятой и седьмой гар-
моник к трем фазам КО подключаются
фильтры, настроенные на эти гармоники
(рис. 30.9). Фильтры состоят из последовтель-
но соединенных конденсаторов и реакторов.
При промышленной частоте сопротивле-
ние фильтров имеет емкостный характер. По-
этому при наличии фильтров при разомкну-
той ОУ по СО протекает емкостный ток на
уровне 4—5 % от номинального тока реактора.
Этот ток можно увеличить путем подклю-
чения к КО батареи конденсаторов. В зави-
симости от емкости батареи можно получить
разные значения номинального емкостного
тока при разомкнутой ОУ (см. рис. 30.10).
При этом наличие конденсатора оказывает
незначительное влияние на номинальный ин-
дуктивный ток реактора, поскольку при за-
мкнутой ОУ напряжение на КО также резко
Управляемые шунтирующие реакторы
577
снижено по отношению к номинальному на-
пряжению (при разомкнутой ОУ).
Таким образом, управляемый реактор
трансформаторного типа представляет со-
бой универсальное устройство компенсации
избыточной реактивной мощности линий
электропередачи.
При этом оно может подключаться не-
посредственно к линиям, поскольку не
нуждается в трансформаторе. Управление
этим устройством осуществляется на сторо-
не низкого напряжения одним тиристорным
блоком.
Система управления реактором обеспе-
чивает оптимальные его характеристики во
всех возможных режимах работы энергосис-
темы. Управление осуществляется микро-
процессором, регулирующим угол включе-
ния тиристоров и соответственно — ток
в ОУ. Основным каналом непрерывного ре-
гулирования тока реактора является канал
тока в линии. Измеряемый трансформато-
ром тока ток в линии / поступает на соот-
ветствующий вход микропроцессора, (пре-
образованный в напряжение), где происхо-
дит его сравнение с натуральным током
линии 1Н и вычисление необходимого тока
в реакторе по формуле [8]:
/р = /н
(1)
где X — относительная длина компенсируе-
мого участка линии. При этом имеется в ви-
ду, что реакторы устанавливаются на обоих
концах линии (поэтому в качестве аргумента
tg принята величина | ).
Этот рассчитанный микропроцессором
ток в реакторе, соответствующий режиму пе-
редачи электроэнергии, сравнивается с изме-
ряемым с помощью трансформатора тока то-
ком в СО реактора /ризм. Если разность I —
— Л.изм положительна, микропроцессор вы-
рабатывает команду на увеличение тока
реактора (на уменьшение угла включения
тиристоров). Напротив, при отрицательной
разности 1р — микропроцессор выраба-
тывает команду на уменьшение тока реакто-
ра. В результате при любом токе в линии
обеспечивается компенсация ее избыточного
зарядного тока. Более того, если ток в линии
/ > /н, а реактор снабжен конденсаторной ба-
тареей на КО, микропроцессор выработает
команду на увеличение угла включения ти-
ристоров, чтобы скомпенсировать потребле-
ние линией реактивного тока.
Непрерывная компенсация избыточного
реактивного тока линии обеспечивает ста-
билизацию напряжения на линии, посколь-
ку при этом перепад напряжения вдоль ли-
нии определяется только падением напря-
жения на активном сопротивлении, которое
очень мало. При этом по условию ограниче-
ния колебаний напряжения на участке ли-
нии между соседними реакторами расстоя-
ние между ними не должно превышать
600 км при частоте 50 Гц и 500 км при 60 Гц
|7—9].
Система управления имеет дополни-
тельный канал регулирования по напряже-
нию. В отличие от основного канала он дис-
кретный, т. е. действует только в том случае,
когда напряжение выходит за заданные дис-
петчером допустимые пределы изменения
(например, превосходит наибольшее рабо-
чее напряжение либо опускается ниже но-
минального). В этом случае первый канал
управления блокируется, и микропроцессор
вырабатывает команду на увеличение тока
реактора до номинального индуктивного
(при превышении наибольшего рабочего на-
пряжения), либо на уменьшение тока реак-
тора до нуля (при снижении напряжения
ниже номинального), либо до номинального
емкостного тока, если имеется конденсатор
на КО (рис. 30.2). После установления до-
пустимых значений напряжения второй ка-
нал блокируется и снова вступает в действие
первый канал. [9].
При любой коммутации линий (включе-
нии или отключении) на микропроцессор
(МК) поступает пилот-сигнал оперативного
управления выключателем, на который МК
реагирует без задержек командой на увели-
чение тока реактора до номинального ин-
дуктивного. Поэтому ко времени заверше-
ния операции включения либо отключения
линейного выключателя тиристорный ключ
оказывается полностью включенным, что
соответствует номинальной индуктивной
мощности реактора. В результате все элект-
ромагнитные переходные процессы проте-
кают при глубоком ограничении вынужден-
ной составляющей перенапряжений.
После завершения переходного процес-
са включения линии система управления ав-
томатически возвращается к регулированию
тока реактора по току в линии при заданной
уставке времени переходного процесса.
В случае короткого замыкания на линии
система управления реактором настраивает
его автоматически на компенсацию емкост-
ного тока подпитки дуги КЗ, чем способс-
твует быстрому погасанию дуги.
При повреждении реактора система его
защиты вырабатывает команду на уменьше-
ние тока до минимального, что позволяет
578
Новое в трансформапюростроении
Глава 30
Рис. 30.11. Зависимость отно-
шения амплитуд токов высших
гармонических к амплитуде но-
минального тока основной час-
тоты от относительной величи-
ны тока в СО:
/ — третья гармоника; 2 — пятая
гармоника; 3 — седьмая гармоника.
Рис. 30.12. Внешний вид УШТР 420 кВ, 50 Мвар.
отключить реактор разъединителем. Поэто-
му для подключения реактора выключатель
не нужен, что является отличительной осо-
бенностью управляемого реактора [9].
Наличие значительного потока рассея-
ния при замкнутой обмотке управления
требует принятия специальных мер но ка-
нализации этого потока во избежание его
проникновения в стенки бака и другие конс-
труктивные элементы реактора. Для сбора
этого потока и направления его в ярма при-
менены магнитные шунты из электротехни-
ческий стали. Эти шунты прикрывают с обе-
их сторон торцы обмоток и межобмоточное
пространство. По ним магнитный поток, вы-
ходящий из зоны обмоток, и переходит в яр-
ма через тонкий изоляционный промежуток
между шунтами и ярмом, необходимый для
исключения замыкания листов электриче-
ской стали ярма шунтом и наоборот.
При наличии магнитных шунтов лишь
небольшая часть магнитного потока откло-
§2
Разработка и освоение трансформаторов на напряжение 1150 кВ
579
няется от направления вдоль оси обмоток,
что приводит к резкому уменьшению доба-
вочных потерь в крайних витках обмоток.
В результате добавочные потери в реакторе
сводятся к минимуму и суммарные потери
мощности в реакторе при номинальном токе
составляют около 0,5% номинальной мощ-
ности реактора.
Первые промышленные образцы управ-
ляемого реактора трансформаторного типа
созданы индийской фирмой ВНЕЕ [9]. Один
из них мощностью 2 Мвар, 11 кВ в трехфаз-
ном исполнении был создан для выполне-
ния подробных исследований всех характе-
ристик реактора. Длина реактора составила
3,5 м, высота и ширина бака — 1 м. При ис-
пытаниях были подтверждены расчетные ха-
рактеристики реактора и качество фильтра-
ции высших гармоник, уровень которых не
превышал 1—2% от номинального тока ре-
актора (см. рис. 30.11). Измеренная номи-
нальная индуктивность реактора отличается
от расчетной величины на 1 %.
Второй промышленный образец пред-
назначался для установки на промежуточ-
ной подстанции 400 кВ в г. Итарси для ог-
раничения колебаний напряжения на линии
400 кВ. Его мощность 50 Мвар, исполне-
ние — трехфазное. Длина его бака 8 м, ши-
рина и высота бака — 2м (см. рис. 30.12).
Потери мощности в реакторе при номи-
нальном токе составили 0,63 % от его но-
минальной мощности. Реактор был офици-
ально пущен в эксплуатацию в начале ноября
2001 г. Он работает исправно, никаких заме-
чаний у эксплуатационного персонала нет.
2. Разработка
и освоение трансформаторов
на напряжение 1150 кВ
2.1. Автотрансформаторы
Работы по проектированию автотранс-
форматора 1150/500 кВ были начаты в 1969 г.
В 1970 г. был изготовлен опытный автотран-
сформатор 1150/500 кВ, 210 МВ-А, в кото-
ром обмотки 1150 и 500 кВ были расположе-
ны на разных стержнях остова. Целью соз-
дания Лою авто трансформа тора, была
проверка в опытной эксплуатации повышен-
ных рабочих напряженностей в главной изо-
ляции. Опытный автотрансформатор был ус-
тановлен на подстанции Белый Раст под
Москвой и успешно прошел опытную экс-
плуатацию. Однако по технико-экономичес-
ким характерцешкам (мощность, масса, га-
бариты, напряжение короткого замыкания)
опытный автотрансформатор не удовлетво-
рял требованиям, предъявляемым к промыш-
ленным образцам (мощность 210 МВ-А, на-
пряжение короткого замыкания 18%).
Выполненные в начале 70-х годов эс-
кизные проработки различных конструк-
тивных исполнений автотрансформаторов
667 МВ-А, 1150/500 кВ показали, что созда-
ние такого автотрансформатора представля-
ет серьезную техническую проблему, значи-
тельно более сложную, чем создание авто-
трансформаторов 750 кВ. Опыт освоения
подтвердил это положение. Расчеты показы-
вали, что с учетом прогнозируемых совер-
шенствований изоляционных конструкций
выполнить транспортабельный в рабочем
баке автотрансформатор с классической схе-
мой соединения обмоток в тот период не
представлялось возможным даже на четы-
рехстержневом остове.
Поэтому была разработана и применена
схема с последовательным соединением час-
тей обмоток 1150 и 500 кВ, расположенных
на разных стержнях остова. Помимо техни-
ко-экономических преимуществ эта схема
позволила решить проблему обеспечения им-
пульсной прочности обмотки 1150 кВ. Одна-
ко эта схема обладает и существенными не-
достатками: сложность конструкции (осо-
бенно концевой изоляции близкий к классу
напряжения 750 кВ).
В процессе освоения первых автотранс-
форматоров в конструкцию и технологию
был внесен ряд усовершенствований.
В 1983 г. была выполнена модернизация
автотрансформатора, конструкция главной
изоляции и установки ввода 1150 кВ были
существенно усовершенствованы. Первый
модернизированный образец был успешно
испытан напряжениями, превышающими
испытательные на 10%.
Всего было изготовлено 18 фаз, из них
три первые были установлены в опытную
эксплуатацию. В промышленную эксплуата-
цию на электропередачу Экибастуз—Челя-
бинск было установлено 9 фаз.
Трудности, которые возникли при ос-
воении автотрансформаторов 667 МВ-А,
1150/500 кВ, были обусловлены, наряду
с особенностями нового класса напряже-
ния, также сложностью конструкции. Поэ-
тому в 80-х годах велись поиски конструк-
тивных решений, позволяющих применить
классическую схему соединений обмоток.
При этом основной проблемой было обес-
печение электрической прочности обмотки
1150 кВ при воздействии грозовых импуль-
сов. Была разработана и испьиана до нов-
580
Новое в трансформаторостроении
Глава 30
Таблица 30.1. Технические
характеристики автотрансформатора
667 МВ-А, 1150/500 кВ
Характеристики Год освоения
1983 1991
Номинальная мощ- ность, МВ • А 667 667
Номинальная мощ- ность обмотки НН Номинальные напря- жения обмоток, кВ 180 180
ВН И 50/73 1150/УЗ
СН 500/УЗ 500/УЗ
НН 20 20
Напряжение КЗ, % Потери, кВт Н,5 11,5
холостого хода 360 270
короткого замыка- ния 1290 1100
суммарные Масса, т 1650 1370
масла 120 85
полная 555 456
реждения комплексная модель, в которой
были применены ряд усовершенствований
концевой и продольной изоляции обмотки
1150 кВ. Положительные испытания модели
и ряд новых решений в конструкции по-
зволили разработать автотрансформатор на
двухстержневом остове с классической схе-
мой соединения обмоток.
В разработке нового автотрансформато-
ра был использован предшествующий опыт
освоения автотрансформаторов 667 МВ-А,
1150/500 кВ.
Головной образец нового автотрансфор-
матора был изготовлен и испытан в 1991 г.
Автотрансформатор выдержал все испыта-
ния без замечаний. Переход с четырехстерж-
невого на двухстержневой остов привели
к существенному повышению технико-эко-
номических характеристик нового автотран-
сформатора (таблица 30.1).
2.2. Генераторный
трансформатор 1150 кВ
В связи с намечаемым строительством
Экибастузской ГРЭС-3 была поставлена
задача создания однофазного генератор-
ного трансформатора 1150/20 кВ мощность
417 МВ-А для выдачи мощности от 1енера-
тора непосредственно в сеть 1150 кВ.
Для принятой конструктивной схемы
трансформатора с одноконцентрической об-
моткой ВН наибольшую проблему представ-
ляло обеспечить электрическую прочность
изоляции вдоль обмотки ВН. Решение этой
проблемы, было осуществлено путем сниже-
ния по сравнению с автотрансформаторами
испытательных напряжений на базе при-
менения ограничителей перенапряжений
ОПН-1150 с уровнем ограничения внутрен-
них напряжений — 1,6 U^. Даже для сни-
женных уровней испытательных напряже-
ний средние напряженности вдоль обмотки
при воздействии испытательных напряже-
ний в трансформаторах 1150 кВ по сравне-
нию с генераторными трансформаторами
750 кВ оказались выше на 11—43 %, рабочие
напряженности выше в 1,5 раза.
При разработке изоляции генераторного
трансформатора 1150 кВ в двухстержневом
исполнении была испытана модель изоляции
от обмотки до бокового ярма и бака, изоля-
ции установки ввода 1150 кВ, а также изоля-
ция между параллельными стержнями. Мо-
дель задержала испытание напряжениями,
превышающими испытательные на 15%. За-
тем были проведены испытания напряжени-
ем 770 кВ (111 % от наибольшего рабочего на-
пряжения) при частоте 225 Гц в течение
200 ч. Разборка модели показала отсутствие
каких-либо следов повреждена: изоляции.
В 1986 г. первый трансформатор 417
МВ • А, 1150/20 кВ был изготовлен и успеш-
но испытан. Основные характеристики при-
ведены в таблице 30.2. Трансформатор был
установлен в опытную эксплуатацию на
стенде в г. Тольятти. Однако из-за отсутс-
твия источников финансирования опытная
эксплуатации в 1969 году была прекращена.
Ввиду отсутствия заказов трансформаторы
417 МВ • А, 1150/500 кВ больше не изготав-
ливались.
Таблица 30.2. Технические
характеристики генераторного
трансформатора 417 МВ*А, 1150/20 кВ
Номинальная мощность, МВ-А 417
Номинальные напряжения
ВН 1200/УЗ
НН 20
Напряжение КЗ, % 15
Потери холостого хода, кВт 350
Потери короткого замыкания, 817
кВт
Суммарные потери, кВт 1167
Полная масса, т 417
§2
Разработка и освоение трансформаторов на напряжение 1150 кВ
581
2.3. Методология разработки
силовых трансформаторов
сверхвысокого напряжения
Разработка трансформаторов сверхвы-
сокого напряжения помимо роста рабочих
напряженностей связаны как с увеличением
испытательных напряжений (см. табл. 30.3)
так и мощности трансформаторов (в 2—
2,5 раза). При этом собранный трансформа-
тор должен вписываться в строго ограничен-
ные пределы железнодорожного габарита.
В связи с этим их создание сопровождается
повышением электрических и электромаг-
нитных нагрузок в элементах конструкции.
Поэтому при разработке трансформаторов
на новый класс напряжения потребовалось
проведение большого объема специальных
исследований, позволяющих совершенство-
вать конструкцию, технологию изготовления,
методы расчета, нормы и методы испытаний.
Так как технико-экономические характерис-
тики трансформаторов в значительной степе-
ни определяются размерами изоляции воп-
росам ее совершенствования уделялось на-
ибольшее внимание.
2.4. Изоляция
В 50—60-х годах расчет маслобарьерной
изоляции между обмотками базировался на
исследованиях масштабных моделей. Масш-
табные модели воспроизводили конструк-
цию и размеры первого масляного канала у
обмоток, электрическая прочность которых
определяет электрическую прочность всего
промежутка маслобарьерной изоляции. Ис-
ключительно важным результатом этих мно-
голетних исследований явилось получение
экспериментальной, зависимости пробив-
ной напряженности в первом масляном ка-
нале от размера канала.
В скобках — отношение испытательных
напряжений к наибольшему рабочему.
Однако, масштабные модели не могли
воспроизводить всего многообразия изоля-
ционных конструкций и не учитывали в
полной мере рост объемов изоляции транс-
форматоров высших классов напряжения.
Кроме того, прогресс в применении вычис-
лительной техники открывал новые возмож-
ности совершенствования методов расчета.
Требовали решения вопросы электрической
Таблица 30.3. Испытательные напряжения трансформаторов 500—1150 кВ
Защитные уровни разрядников (ограничителей перенапря- жений), испытательные напряжения, кВ Наибольшее рабочее напряжение, кВ
525 787 1200 525
ГОСТ 17544-85 ГОСТ 17544-85 Авто- трансфор- маторы Блочные трансфор- маторы Блочные опытные трансфор- маторы 135 МВ-А
Остающееся напряжение на разряднике (ограничители напряжения), не более:
при расчетном токе 1260 1650 2000 1760 720
при расчетном токе комму- тационного перенапряжения Испытательные напряжения: 1070 1350 1760 1570 720
полный грозовой импульс 1550 (3,63) 2100* (3,28) 2550* (2,6) 2550* (2,3) 900* (2,1)
срезанный грозовой импульс 1650 (3,86) 2550 (3,51) 2800 (2,86) 2550 (2,6) 1000 (2,34)
коммутационный импульс Индуктированное напряжение: 1230 (2,88) 1550 (2,42) 2100 (2,14) 1800 (1,84) 850* (1,98)
1-минутное 630* (2,08) 800* (1,76) 1100* (1,58) 1000 (1,44)
1-часовое 425* (1,4) 637* (1,4) 900* (1,3) 900* (1,3) 425* (1,4)
Средняя напряженность в главной изоляции между обмотками ВН и НН при рабочем напряжении 100% 115% 133% 154%
Приемосдаточные испытания.
582
Новое в трансформаторостроении
Глава 30
прочности при длительном воздействии ра-
бочего напряжения. С 60-х годов были раз-
вернуты обширные исследования электри-
ческой прочности различных изоляционных
конструкций.
Работы производились в следующих на-
правлениях:
а) совершенствование методов расчета воз-
действий на изоляционные промежутки
и напряженностей в масляных каналах;
б) уточнение допускаемых напряженнос-
тей в масляных каналах при воздействии
испытательных и длительного рабочего
напряжений;
в) совершенствование конструкции и тех-
нологических процессов обработки изо-
ляции.
Первое направление было обусловлено,
главным образом, развитием вычислитель-
ной техники и было направлено на усовер-
шенствование методов расчетов переходных
процессов в обмотках при воздействии им-
пульсных напряжений и методов расчета на-
пряженностей в первом масляном канале
у обмотки.
Наиболее сложную проблему представ-
ляло уточнение допускаемых напряженнос-
тей для различных изоляционных конс-
трукций. Их уточнение производили на ба-
зе испытания полномасштабных моделей
и опытных образцов.
На первом этапе при создании автотран-
сформаторов 750 кВ при разработке нового
трансформатора производилась проверка вы-
бранной изоляции путем испытания специ-
альной комплексной модели. Комплексная,
модель воспроизводила в натуральную вели-
чину конструкцию и размеры главной и про-
дольной изоляции, установку ввода 750 кВ.
Модель собиралась на инвентарном магнито-
проводе. Проектирование модели основыва-
лось на допускаемых напряженностях, полу-
ченных на масштабных моделях. Модель из-
готавливалась и обрабатывалась по той же
технологии, что и проектируемый трансфор-
матор, после чего испытывалась до выдержи-
ваемого уровня напряжениями, превышаю-
щими испытательные.
Однако испытание комплексной модели
давало информацию только о достаточност и
электрической прочности данного транс-
форматора, но не позволяло определить
электрическую прочность масляных каналов
различных консфукций главной изоляции
и оценить соотношения электрической про-
чности при различных видах испытательных
напряжений.
Это потребовало проведения исследова-
ний изоляции на полномасштабных моде-
лях, воспроизводивших конструкцию и раз-
меры, характерных зон изоляции, до пов-
реждения.
Наиболее характерными зонами главной
изоляции, отличающиеся степенью неодно-
родности электрического поля и конструк-
тивным выполнением изоляции являются:
а) середина между обмотками;
б) середина между обмоткой и стенкой бака;
в) край между обмотками и ярмом остова;
г) край между обмоткой ВН, баком и яр-
мовой балкой остова.
Исследования проводились как на моде-
лях трансформаторов, так и на специальных
моделях зон изоляции в натуральную вели-
чину.
Модели испытывались напряжениями
промышленной частоты, одноминутным,
коммутационным и полным грозовым им-
пульсом. Как правило, модели доводились
до повреждения воздействиями, определяю-
щими электрическую прочность зоны.
В процессе проведения исследований
были выявлены недостатки ранее применяе-
мых изоляционных конструкций, выработаны
направления совершенствования конструк-
ции, созданы и испытаны модели усовер-
шенствованных конструкций зон изоляции.
Эти усовершенствования позволили умень-
шить размеры главной изоляции между об-
мотками на 20—25 %, а снаружи обмотки ВН
на 30—40 %. Всего было испытано 17 полно-
масштабных моделей, включая 4 модели ус-
тановки вводов 750 и 1150 кВ.
Эти исследования в частности подтвер-
дили, что в ряде случаев отношение элект-
рической прочности изоляции при воздей-
ствии напряжения полного грозового им-
пульса к прочности при одноминутном
напряжении значительно меньше отноше-
ния испытательных напряжений, т. е. разме-
ры изоляции в этих случаях определяются
воздействием испытательных напряжений
грозовых импульсов.
В связи с применением в трансформато-
рах 500 кВ и выше переплетенных обмоток
размеры витковой изоляции стали оказы-
вать заметное влияние на характеристики
трансформаторов. Поэтому в 70-х годах бы-
ли проведены исследования электрической
прочности межвитковой изоляции различ-
ных конструкций обмоточных проводов в
диапазоне толщин ог 1,35 мм до 4,4 мм, а
также и воздействий от 1 мкс до 1000 часов.
Исследование длительной электричес-
кой прочности при длительном воздействии
рабочего напряжения проводились на моде-
лях изоляции, а проверка принятых ренте-
§2
Разработка и освоение трансформаторов на напряжение 1150 кВ
583
ний путем опытно-промышленной эксплуа-
тации образцов электрооборудования.
Так до промышленного освоения авто-
трансформаторов 750 кВ в опытно-промыш-
ленную эксплуатацию было установлено две
группы однофазных автотрансформаторов
417 МВ-А, 750/500 кВ.
Длительной эксплуатации были подвер-
гнуты: одна фаза опытного автотрансформа-
тора 210 МВ-А, 1150/500 кВ, три фазы ав-
тотрансформаторов 667 МВ-А, 1150/500 кВ
и одна фаза генераторного трансформатора
417 МВ-А, 1150/20 кВ.
Однако наибольшую научную ценность
представляет промышленная эксплуатация
специально разработанного однофазного
блочного трансформатора 135 МВ-А, 500 кВ
с резко сниженными испытательными на-
пряжениями (таблица 30.4).
Три фазы этих трансформаторов установ-
лены в 1979 г на Волжской ГЭС в Самаре.
Еще 12 фаз таких трансформаторов в 1987—
1990 гг. установлены на Волгоградской ГЭС.
Защита трансформаторов от перенапряжения
осуществляется специальными ограничите-
лями перенапряжений. В этом трансформа-
торе по сравнению со стандартными транс-
форматорами 500 кВ рабочие напряженности
во всех элементах изоляции (главная, до ба-
ка, установка ввода 500 кВ, продольная) уве-
личены на 30—55%. Эти напряженности бы-
ли также выше, чем в автотрансформаторах и
генераторных трансформа торах 1150 кВ.
За все время эксплуатации этих транс-
форматоров с 1979 г. ни одного случая пов-
реждения изоляции не зафиксировано. Этот
уникальный эксперимент, не имеющий ана-
логов в мировой практике, показал возмож-
ность реализации сниженных уровней ис-
пытательных напряжений для трансфор-
маторов высших классов напряжения без
снижения их надежности, что является од-
ним из важных направлений повышения
технического уровня трансформаторов.
Важным аспектом методологии разра-
ботки изоляции силовых трансформаторов
высших классов напряжения является внед-
рение конструктивных и технологических
мер, обеспечивающих высокое качество
изоляции и сохранение изоляционных ха-
рактеристик в процессе обработки на заво-
де-изготовителе, транспортирования, мон-
тажа и эксплуатации.
Многочисленные исследования у нас в
стране и за рубежом показали, что влага, ia-
зы и механические примеси при определен-
ных условиях и концентрациях оказывают
значительное влияние на электрическую
прочность изоляции трансформаторов.
Поэтому необходимо было решить зада-
чу разработки таких технологических про-
цессов обработки изоляции, которые позво-
лили бы получить на заводе, при монтаже и
в эксплуатации как можно меньшие значе-
ния остаточного влагосодержания в твердой
изоляции и в масле; особое внимание удаля-
лось очистке и дегазации масла, заливаемого
в трансформатор.
Новые технологические процессы и
конструкторские решения были разработаны
и внедрены при освоении первых трансфор-
маторов 750 кВ в конце 50-х—начале 70-х го-
дов, затем усовершенствованы в 80-х годах.
Отметим основные решения:
♦ модернизированы термовакуумное обо-
рудование и дегазационные установки;
♦ транспортировка трансформаторов осу-
ществляется с маслом и автоматической
подпиткой азотом;
♦ предъявлены жесткие требования к мон-
тажу, который контролируется специа-
листами;
♦ применена пленочная защита масла и
термосифонные фильтры.
В результате были достигнуты следую-
щие характеристики изоляции.
Влагосодержание твердой изоляции при
сушке на заводе не превышало 0,5%, в экс-
плуатации — не более 1 %. Масло, заливае-
мое в трансформатор на заводе и при мон-
таже, имеет электрическую прочность не ме-
нее 70 кВ, tg5 при температуре 90° — не более
0,5, влагосодержание — не более 10 г/т, со-
держание механических примесей — не бо-
лее 5 г/т.
Таким образом, разработана и внедрена
методология разработки изоляции силовых
трансформаторов высших классов напряже-
ния, включающая исследования электричес-
кой прочности на полномасштабных моделях
и опытных образцах, совершенствование
методов расчета и испытаний, разработку
конструктивных и технологических мер,
обеспечивающих сохранение характеристик
изоляции в процессе изготовления, монтажа
и эксплуатации, что позволило обеспечить
их высокую надежность в эксплуатации.
2.5. Электромагнитные вопросы
Специфика автотрансформаторов 750 и
1150 кВ (большие потоки рассеяния из-за
большой мощности и больших расстояний
между обмотками, закрытие внутренних и
наружных обмоток изоляционными дета-
лями, большие токи короткого замыкания)
предопределили направление исследований.
584
Новое в трансформаторостроении
Глава 30
Рис. 30.13. Автотрансформатор 667 МВ - А,
Н50 /500 /20 кВ
73 / Л /
§3
Создание силовых трансформаторов сверхвысокого напряжения
585
Проведенные исследования позволили
найти конструктивные решения по сниже-
нию перегревов в обмотках и элементах
конструкции, повышению электродинами-
ческой стойкости обмоток при коротком за-
мыкании.
На базе расчетных исследований прово-
дилась оптимизация распределения катушек
по высоте обмоток в целях получения мини-
мальных усилий (а попутно и минимальных
добавочных потерь на вихревые токи).
Были проведены исследования осевых
сил в обмотках в целях выбора оптимальных
сил прессовки обмоток, соответствующих
минимальным силам на опорах и внутри об-
мотки. При выборе сил прессовки учиты-
вался запас на релаксацию механического
напряжения (давления) в изоляции (элект-
рокартон, бумага) в процессе длительной
эксплуатации трансформатора. Расчетные
методики прошли экспериментальную про-
верку на моделях.
Особое внимание уделено обеспечению
стойкости обмоток при действии радиаль-
ных усилий. В процессе расчетов оказалось
необходимым внести ряд изменений в вы-
бранный первоначальный вариант конст-
рукции обмоток, в частности увеличено чис-
ло опор в охлаждающем канале обмотки
ВН 1. Радиальная устойчивость обмоток под-
тверждена расчетами и испытаниями моде-
лей в натуральную величину (образцы четы-
рех-шести катушек высотой 150 мм). Ис-
пытано большое число моделей нескольких
вариантов конструкции в режимах, соот-
ветствующих различным расчетным режи-
мам КЗ и расположению катушек в обмотке
(середина обмоток, торцы обмоток).
2.6. Особенности конструкции
и технологии изготовления
трансформаторов
ультравысокого напряжения
В дополнение к тому, что было, сказано
выше, отметим некоторые особенности конс-
трукции автотрансформаторов и генератор-
ных трансформаторов 1150 кВ. В частности:
1) в конструкциях используются проверен-
ные многолетним опытом эксплуатации
трансформаторов 500, и 750 кВ маслоба-
рьерная изоляция между обмотками и
переплетенные обмотки;
2) изоляция между наружными обмотками
1150 кВ и от обмотки до бокового ярма
и бака по конструктивному выполнению
максимально приближена к изоляции
между обмотками;
3) в концевой изоляции применяются уг-
ловые шайбы с большим радиусом за-
кругления, изготовленные методом фор-
мования из электрокартона;
4) изоляция отвода и ввода 1150 кВ выпол-
няется с помощью деталей сложной кон-
фигурации, изготовленной методом ли-
тья из бумажной массы, на экране ввода
наложена бумажная изоляция толщиной
10 мм, барьеры выполняются из элект-
рокар тока, вместо ранее применявших-
ся бакелитовых цилиндров;
5) разработана схема переплетения витков
з переплетенной обмотке 1150 кВ, обес-
печивающая наименьшие импульсные
воздействия между катушками в зоне
линейного вывода;
6) применены специальные меры для по-
вышения электродинамической стой-
кости внутренних обмоток, подвергаю-
щихся радиальному сжатию, например,
в обмотке 500 кВ автотрансформатора
применен подразделенный провод со
склейкой элементарных проводников;
7) рейки, дистанцирующие барьеры, тол-
щиной более 20 мм, выполняются ко-
робчатыми;
8) в генераторном трансформаторе примене-
на эффективная схема шунтирования по-
тока рассеяния, апробированная на гене-
раторных трансформаторах 220—750 кВ.
Для производства трансформаторов 750
и 1150 кВ были реконструированы обмоточ-
ное и изоляционное производства, а также
испытательная станция, создан специаль-
ный участок для изготовления деталей слож-
ной конфигурации из электрокартона, при
сборке предч>являются повышенные требо-
вания к чистоте.
На рис. 30.13 (см. счр. 584) показан одно-
фазный трансформатор 667 МВ • А, 1150/500/
20 кВ на испытательной станции завода.
3. Создание силовых
трансформаторов сверхвысокого
напряжения со сниженным
уровнем изоляции
Снижение уровня изоляции является
важным фактором повышения технико-эко-
номических показателей трансформаторов.
Эффективность снижения уровня изоляции
зависит от многих факторов: класса напря-
жения, количества обмоток, параметров и
расположения обмоток на магнитопроводе,
стоимости материалов, потерь и пр.
586
Новое в трансформапюростроении
Глава 30
Рис. 30.14. Зависимости общей массы транс-
форматора М от снижения уровня изоляции:
- — — — — - — автотрансформатор;
--------------повышающий трансформатор.
Рис. 30.15. Зависимость общей массы транс-
форматора М от снижения уровня изоляции:
- — — — — - — автотрансформатор;
--------------повышающий трансформатор.
Для трансформаторов 330—750 кВ каж-
дый процент снижения испытательных на-
пряжений, благодаря сокращению изоля-
ционных расстояний, позволяет уменьшить
потери X. X. и полную массу трансформато-
ра на 0,4—0,7 %.
На рис. 30.14 представлены зависимости
потерь в меди и стали от снижения уровня
изоляции для трансформаторов классов на-
пряжения 330, 500 и 750 кВ, а на рис. 30.15 —
зависимость общей массы трансформатора
от снижения уровня изоляции для транс-
форматоров тех же классов напряжения.
Представленные зависимости получены
исходя из базовых уровней изоляции, приве-
денных в таблице. Расчеты приведены для ря-
да типовых конструкций трансформаторов:
1. Повышающие трансформаторы —
трехфазные 400 МВ-А, 330/500 кВ, одно-
фазные 417 МВ-А, 750 кВ.
2. Автотрансформаторы — трехфазные
240 МВ-А, 330/150 кВ, однофазные —
330 МВ • А, 750/330кВ,417 МВ • А, 750/500 кВ.
Расчет снижения уровня изоляции про-
изводился для всех обмоток высокого на-
пряжения. При этом принимались неизмен-
ными напряжения короткого замыкания,
величина магнитной индукции и плотности
тока в обмотках.
Для отечественной практики создания
и развития электропередач ультравысокого
напряжения проблема снижения уровня
изоляции связана также с самой возможнос-
тью разработки этого электрооборудования.
Базой для снижения уровней изоляции
силовых трансформаторов явились исследо-
вания длительной электрической прочности.
Исследования моделей масло-барьерной
изоляции, отражающих в натуральную вели-
чину наиболее нагруженный масляный ка-
нал у обмотки при длительности воздействия
напряжения до 1000 ч, показали, что, на базе
статистических данных о повреждающих воз-
действиях, значение допустимой напряжен-
ности при рабочем напряжении может быть
принято равным 0,8 одноминутной. Однако,
с учетом процессов газообразования это зна-
чение для существующих материалов должно
быть ограничено до 50 кВ/см. Это значение
примерно в 1,5 раза превышает значение ра-
бочих напряженностей в существующих
конструкциях трансформаторов сверхвысо-
кого напряжения.
На основе данных этих исследований
были разработаны рекомендации по выбору
изоляции трансформаторов на напряжение
500 кВ, размеры которой определяются, ис-
ходя из обеспечения ее надежной работы
при длительном воздействии рабочего на-
пряжения.
Один из существенных вопросов в этой
проблеме — установление пределов эффек-
тивного снижения уровня изоляции, позво-
ляющих реализовать разработку трансфор-
маторов при предельных рабочих напря-
женностях.
На основе проведенных исследований
электрической прочности главной масло-ба-
рьерной изоляции при грозовых и коммута-
ционных импульсах и исследования импуль-
сного распределения напряжения в обмотках
было установлено, что отношение электри-
§3
Создание силовых трансформаторов сверхвысокого напряжения
587
ческих прочностей изоляции в трансформа-
торе при воздействиях грозовых и комму-
тационных импульсов может находиться
в пределах 0,8—1,0. Отсюда следовало, что
проблема снижения уровня изоляции в сило-
вых трансформаторах — это проблема сниже-
ния грозовых воздействий. При этом было
выявлено, что существующий подход к коор-
динации изоляции при грозовых воздействи-
ях достаточно консервативен и приводит к
чрезмерным требованиям к импульсной про-
чности, по существу, препятствуя возможно-
му уменьшению изоляционных расстояний.
В связи с этим, был развит новый под-
ход, учитывающий вероятностный характер
появления опасного для изоляции перена-
пряжения, отличие формы эксплуатацион-
ного воздействия от испытательного, влия-
ние фазы рабочего напряжения на распреде-
ление импульсных перенапряжений и т. и.
Это позволило обеспечить снижение интер-
вала координации с 1,5 до 1,2.
Результаты этой работы обеспечили
возможность проведения уникального экс-
перимента, не имеющего аналогов в миро-
вой практике — создание трансформаторов
500 кВ, главная изоляция которых была вы-
брана, исходя из требований, ее надежной
работы при воздействии рабочего напряже-
ния. Основные характеристики трансфор-
матора приведены в таблице 30.4. Полная
масса трансформатора снижена на 30%, а
потери — на 20 %.
При этом, для обеспечения выявления
возможных технологических дефектов бы-
ли разработаны, на основе специально
проведенных исследований на моделях
изоляции, рекомендации по ужесточению
методики испытания трансформаторов и
критериев отбраковки.
Эксплуатация трансформаторов опыт-
но-промышленной группы сопровождалась
систематической регистрацией перенапря-
жений, режимов работы и анализом состоя-
ния изоляции.
Многолетний положительный опыт экс-
плуатации группы этих трансформаторов на
Волжской ГЭС и четырх групп трансформа-
торов на Волгоградской ГЭС открыл перс-
пективу разработки серии промышленных
трансформаторов 500 кВ со сниженным
уровнем изоляции.
Разработаны и введены в эксплуатацию
за последние годы на пяти подстанциях (Таш-
кентская, Ново-Донбасская, Чимкентская,
Кустанайская, Армавирская) автотрансфор-
маторы 167 МВ-А, 500/220 кВ, основные ха-
рактеристики которых даны в таблице 30.5,
и три группы однофазных повышающих
трансформаторов 210 МВ-А, 500 кВ для
Братской ГЭС.
В последующие годы на Московском
электрозаводе разработаны промышленные
серии автотрансформаторов 167 МВ-А и
267 МВ-А напряжением 500/220 кВ со сни-
женным на одну ступень уровнем изоляции
без изменения каких-либо требований к сис-
теме защиты от перенапряжений, что осо-
бенно важно для эксплуатации при замене
устаревших конструкций.
В настоящее время ОАО ХК «Электро-
завод» (г. Москва) приступил к разработке
и освоению трансформаторов нового поко-
ления, в которых за счет применения новых
материалов, конструктивных и технологичес-
ких решений значительно повышается тех-
нический уровень трансформаторов: снижа-
ются потери, повышается надежность, ре-
шается проблема отказа от капитальных
ремонтов с подпрессовкой обмоток в тече-
ние всего срока службы трансформаторов.
В 2003 г. Первый трансформатор 500 кВ
нового поколения типа ТДЦ-400000/500 бу-
дет поставлен на Бурейску. ГЭС.
Таблица 30.4.
Характеристики ОРЦ-135000/500 (испытательные напряжения по ГОСТ 1516.1—76) ОРЦ-135000/500 (сниженные испытательные напряжения)
Испытательное ^пги 1550 900
напряжение 1300 850
обмотки ВН, кВ 425 425
Напряжение КЗ, % Потери х. х., кВт Потери КЗ, кВт Полные потери, кВт Масса провода, т Масса стали, т Полная масса, т 13 160 450 610 18,3 91,3 200 13 НО 387 497 17,7 66,7 145
588
Новое в трансформаторостроении
Глава 30
Таблица 30.5
Характеристики АОД ЦТН -167000/500/220 (испытательные напряжения по ГОСТ 1516.1-76) АОДЦТН-167000/500/220 (сниженные испытательные напряжения)
Номинальная мощность, МВ-А 167/167/50 167/167/50
Испытательное напряжение, кВ* 6^1-мин Ц1Л ^ки 630 425 1230 460 425 900
Ц1ГИ ^СГИ 1550/750 1650/835 1050/650 1150/715
Напряжение КЗ, % Потерн х. х., кВт Потери КЗ, кВт Масса активной части, т Масса трансформаторного масла, т Масса полная, т 11,0 105 325 95 40 167 11,0 65 370 78 34 141
*В числителе — обмотка ВН, в знаменателе — обмотка СН.
4. Применение
высокотемпературной изоляции
4Л. Недостатки обычной
целюлозно-масляной изоляции
Изоляция силовых трансформаторов, со-
стоящая из комбинации целлюлозной изоля-
ции и минерального масла, обладает хоро-
шими электрическими и тепловыми харак-
теристиками.
И все же она имеет определенные не-
достатки, которые подробно описаны в гла-
ве 15. Электрические свойства целлюлозной
изоляции сильно зависят от ее влагосодержа-
ния. При сушке целлюлозная изоляция дает
усадку, которая увеличивается при воздейс-
твии давления. Поэтому изоляция трансфор-
матора подвергается сушке до влагосодержа-
ния менее 0,5% и механической стабилиза-
ции давлением не менее того максимального
давления, которому изоляция может подвер-
гаться в эксплуатации при воздействии то-
ков короткого замыкания.
Скорость старения целлюлозной изоля-
ции быстро увеличивается при превыше-
нии нормированной рабочей температуры.
Срок службы трансформатора определяется
уменьшением механической прочности цел-
люлозной изоляции на разрыв до 50 % от
первоначальной.
В процессе старения молекулы целлюло-
зы разрываются с образованием окиси угле-
рода, углекислого газа и воды. Вопросы ста-
рения подробно рассмотрены в главах 2 и 15.
4.2. Эмалевая изоляция
В течение многих лет в низковольтных
трансформаторах и в обмотках низкого на-
пряжения высоковольтных трансформаторов
применяется эмалевая изоляция провода, что
позволяет уменьшить размеры и улучшить
экономические показатели трансформаторов.
Применяется также эмалевая изоляция
жил в транспонированном проводе, где в ка-
честве общей изоляции провода в целом слу-
жит изоляционная бумага. В настоящее вре-
мя имеется большое количество эмалей, об-
ладающих высокой нагревостойкостью, и
пригодных для применения в качестве изо-
ляции провода в маслонаполненных сило-
вых трансформаторах.
Рабочей группой МЭК по высокотемпе-
ратурной изоляции для маслонаполненных
трансформаторов рекомендовано примене-
ние эмалей (таблица 30.6).
Таблица 30.6. Температурные
классы эмалей
Наименование эмали Температурный класс изоляции, °C
Модифицированная 150
поливиниловая смола
Эпоксид 130
Полистерамидимид 200
Пире-ML полиимид 220
§4
Применение высокотемпературной изоляции
589
По-видимому, наиболее целесообразно
применение эмалей температурного класса
200—220 °C в комбинации с арамидными ма-
териалами (бумагой и картоном).
4.3. Арамидные
изоляционные материалы
(бумага, картон)
Сравнение характеристик целлюлозных
и арамидных материалов (бумаги и картона)
приведено на рис. 30.16 и в таблицах 30.7
и 30.8.
Электрическая прочность витковой
изоляции в масле для целлюлозной и ара-
мидной бумаги практически одинаковы
при напряжении 50 Гц, а при импульсах
арамидная бумага имеет более высокую
прочность.
Характеристики арамидного картона
приведены в таблице 30.8.
Электрическая прочность картона в мас-
ле практически одинакова как при напряже-
нии 50 Гц, так и при импульсах. Для картона
средней плотности электрическая прочность
арамидного картона заметно выше.
Рис. 30.16. Ожидаемый срок службы целлю-
лозной (в масле) и арамидной (в воздухе) изо-
ляции, определяемой по снижению прочности
на растяжение на 50 % (Источник: ANSI/IEEE
С57/92 Du Point [1]):
Т — температура старения в наиболее нагретой
точке L < °C; L — срок службы, годы;---ара-
мидная бумага; — целлюлозная бумага, до-
пускающая среднее превышение температуры 65
и 55 °C.
Таблица 30.7. Характеристики арамидной бумаги
Характеристика Размерность Бумага
Целлюлозная Арамидная
Удельный вес г/см3 1,05 0,72
Механическая прочность на растяжение % 100 83
Диэлектрическая постоянная 3,8 3,2
Таблица 30.8. Характеристики арамидного картона
Характеристика Размерность Картон высокой плотности
Целлюлозный Арамидный
Удельный вес г/см3 1,2 1,4
0,5* 0,1*
Усадка % ’од ОТ"
Абсорбция масла % 7 4
Абсорбция влаги % 4 1,7
Диэлектрическая постоянная 4,6 4
В числителе — вдоль направления проката, а в знаменателе — поперёк.
590
Новое в трансформаторостроении
Глава 30
4.4. Эффект повышения температуры
Мощность трансформатора может быть
увеличена в случае увеличения допустимого
превышения средней температуры обмотки.
При этом реактанс в процентах увеличится
пропорционально номинальной мощности в
МВ • А, а нагрузочные потери — как квадрат
отношения МВ-А (если не предусмотрены
специальные изъяснения в конструкции).
В качестве примера на рис. 30.17 и 30.18
показано увеличение мощности в зависи-
мости от увеличения разности средней тем-
пературы обмотки и средней температуры
масла (ЛГ).
Большинство трансформаторов работают
при достаточно низком значении АТ. Сравни-
тельно небольшое увеличение А Г позволило
бы значительно увеличить проходную мощ-
ность или уменьшить вес трансформаторов.
Существующие системы целлюлозной
изоляции, которые имеют превышение
средней температуры обмотки над окружаю-
щей температурой равное 65 °C, в специаль-
ных трансформаторах, например, в пере-
движных могут использоваться при превы-
шении — 70—75 °C. Это можно считать
допустимым, так как такие трансформаторы
работают относительно короткое время,
когда необходимо заменить поврежденный
трансформатор до восстановления нормаль-
ного энергоснабжения. В этом случае пере-
движной трансформатор может иметь зна-
чительно меньшие размеры, приемлемые
для быстрой транспортировки и включения.
4.5. Высокотемпературные
трансформаторы
4.5.1. Передвижные трансформаторы
Известно применение в передвижных
трансформаторах комбинированной изоля-
ции (целлюлоза и арамид). Эти трансформа-
торы могут работать со средним превыше-
нием температуры 95 °C.
Трансформаторы обеспечивают энерго-
снабжение в период ремонта штатного сило-
вого трансформатора. Температура верхнего
масла при этом составляет 105 °C, но в отде-
льных случаях допускается НО °C. Типич-
ная температура горячей точки составляла
170 °C. Работа при таких температурах в мас-
ле, имеющем температуру вспышки 145 °C,
можно считать допустимой, ввиду отсутс-
твия кислорода вблизи горячей точки и, сле-
довательно, отсутствие условий для возгора-
ния масла.
Из зависимостей старения аналогичных
рис. 30.17 следует, что арамидная изоляция
в масле имеет срок службы около 65 000 ча-
сов и 180 000 часов при температуре 190 и
170 °C соответственно.
Комбинированная изоляция для пере-
движных трансформаторов позволяет удов-
летворить основному требованию к таким
трансформаторам — минимальные размеры
трансформатора при заданной мощности.
Известно изготовление передвижных ав-
тотрансформаторов 100 МВ-А и трансфор-
маторов 50 МВ • А.
АТ, °C
Рис. 30.17. Снижение массы остова и обмоток
W, %, при увеличении превышения средней
температуры обмоток над температурой верх-
него масла, АТ, °C для передвижного транс-
форматора 25 МВ • A, BJL = 550 кВ, х = 10 %
при неизменной мощности и реактансе (Ис-
точник: EHV Weidman [1]).
AT, °C
Рис. 30.18. Увеличение мощности АУ МВ-А,
в зависимости от возрастания превышения
средней температуры обмоток над температу-
рой верхнего масла, АТ, °C для силового транс-
форматора 15 МВ • A, BJL = 550 кВ, х = 6,36 %
при неизменном значении массы и реактанса
(Источник: EHV Weidman [1]).
§4
Применение высокотемпературной изоляции
591
4.5.2. Тяговые трансформаторы
для железнодорожных локомотивов
Особенно жесткие требования мини-
мальных размеров предъявляется к тяговым
трансформаторам. Тяжелый режим работы
с большими пиковыми нагрузками усложня-
ют эти требования. Такие требования еще
ужесточены для скоростных дорог, сеть кото-
рых предполагается построить в Западной
Европе. Сеть таких дорог протяженностью
30 000 км и стоимостью 115 миллиардов дол-
ларов планируется создать к 2015 году.
Несколько европейских фирм создали
и испытали тяговые трансформаторы для
скоростных локомотивов. Во всех известных
случаях применена только арамидная изоля-
ция и стандартное ми нереальное масло или
другая высокотемпературная изоляционная
жидкость.
4.5.3. Повышение мощности
трансформаторов при их ремонте после
повреждения
Поврежденные в эксплуатации транс-
форматоры могут быть перепроектированы
на большую мощность с помощью комбини-
рованной изоляции.
Такой трансформатор может иметь превы-
шение средней температуры обмотки равное
95 °C и максимальную температуру верхнего
масла 105 °C. В зависимости от первоначаль-
ного проекта мощность может быть увели-
чена на 20—100%, в среднем — на 50%.
При переработке проекта трансформато-
ра на более высокую температуру и большую
мощность необходимо, помимо температуры
обмоток и отводов, проверить следующее:
♦ соответствие характеристик выключате-
лей;
♦ нагрев частей конструкции активной ча-
сти и бака вследствие потока рассеяния;
♦ достаточность системы охлаждения;
♦ характеристики вводов;
♦ характеристики вспомогательного обо-
рудования;
♦ достаточность объема расширителя.
4.5.4. Новые высокотемпературные
трансформаторы
Могут быть случаи, когда целесообразно
применение новых высокотемпературных
трансформаторов. Например:
1. Существующая нагрузка обеспечива-
ется работой трансформатора при превыше-
нии средней температуры обмоток над окру-
жающей средой не выше 65 °C. Возможный
рост нагрузки при дальнейшем повышении
температуры до 95 СС позволяет комбиниро-
ванная изоляция трансформатора.
2. Когда возможны частые большие пе-
регрузки, способные существенно сократить
срок службы. Обычная практика в таких
случаях предусматривает установку транс-
форматора большей мощности, чем этого
требует нормальная повседневная нагрузка,
при котором трансформатор оказывается за-
груженным на 50—70%. Применение высо-
котемпературного трансформатора позволя-
ет при повседневной нагрузке иметь номи-
нальный режим, а перегрузки не вызовут
потерю срока службы.
3. Замена трансформатора, установлен-
ного в подземном или другом помещении
ограниченного размера, когда требуется уве-
личение мощности. Установка высокотем-
пературного трансформатора позволяет ре-
шить эту задачу, если повышение потерь
оказывается приемлемым.
4. Электропечные трансформаторы обыч-
но имеют высокие тепловые нагрузки. Срок
их службы составляет примерно 10 лет. При-
менение высокотемпературной изоляции
в таких трансформаторах позволило бы про-
длить срок их службы.
4.6. Испытания и опыт эксплуатации
1. Фирма Вестингауз испытывала два рас-
пределительных трансформатора мощностью
25 кВ-А, один из которых имел обычную
целлюлозную изоляцию, а другой — арамид-
ную. Трансформаторы были заполнены стан-
дартным минеральным маслом. В течение
11500 часов оба трансформатора находились
под нагрузкой, создававшей в первом транс-
форматоре температуру горячей точки 145 °C,
а во втором — 250 С. После испытаний транс-
форматоры были разобраны и осмотрены.
В первом трансформаторе целлюлозная изо-
ляция и масло были черными, сильно соста-
рившимися. Во втором масло было чистое,
почти не изменившее цвет, а арамидная изо-
ляция практически не имела следов старения.
2. В Германии тяговые трансформаторы
для высокоскоростных локомотивов испыты-
вались в эксплуатации в течение двух лет, и
подвергались жестким воздействиям. Темпе-
ратура горячей точки часто достигала 190 °C.
Последующий осмотр изоляции, состояв-
шей из арамида и стандартного минерально-
го масла, показал их отличное состояние.
3. С конца 60-х годов многие изготови-
тели применяют арамидную бумагу в качес-
тве изоляции высокотемпературных обмо-
ток и отводов. Не было отмечено каких-либо
проблем, вызванных этой изоляцией.
592
Новое в трансформаторостроении
Глава 30
4. В передвижных трансформаторах,
имеющих уменьшенные размеры и работаю-
щих кратковременно с большой нагрузкой,
при целлюлозной изоляции применяют
обычно следующие температуры: превыше-
ние средней температуры обмотки — 75 °C,
температура горячей точки — 125 °C и тем-
пература верхнего масла — 105 °C.
С 1979 года передвижные трансформато-
ры изготавливаются с применением арамид-
ной изоляции провода. С 1985 года, когда
появился арамидный картон, все участки
изоляции, имеющие высокую температуру,
стали изготавливаться из арамидной изоля-
ции. Обычно изоляция таких трансформато-
ров комбинированная, т. е. в тех местах, где
температура достаточно низкая, применяется
обычная целлюлозная изоляция. Типичные
температуры в таких трансформаторах: пре-
вышение средней температуры обмотки —
95 °C, температура горячей точки — 170 °C,
верхнее масло — 105 °C.
5. Повышение мощности при ремонте
поврежденных трансформаторов.
Ремонт повредившихся трансформато-
ров может производиться с применением
современных материалов. При этом в случае
необходимости мощность трансформатора
может быть увеличена, если использовать
высокотемпературную изоляцию.
Практика применения при ремонте ком-
бинированной изоляции свыше 20 транс-
форматоров в США свидетельствует об уве-
личении мощности от 20 до 50 %. Превыше-
ние средней температуры обмотки от 80 °C
до 105 °C. температуры юрячей точки — от
140 °C до 170 °C, а температура верхнего мас-
ла составила 105 СС.
4.7. Экономическая оценка
Стоимость арамидной превышает, при-
близительно, в 20 раз стоимость целлюлоз-
ной изоляции. Стоимость ремонта с при-
менением комбинированной изоляции, по
сравнению с ремонтом с применением
обычной целлюлозной изоляции, относятся
как 1,2—1,3 к 1. Такой ремонт включает сто-
имость изоляции и дополнительной меди.
Сопоставление стоимости производилось
при ремонте 30 трансформаторов мощнос-
тью 5,12 и 30 МВ • А.
4.8. Заключение
Целлюлозная изоляция в маслонапол-
ненных трансформаторах успешно приме-
нялась более 100 лет.
В последние 20 лет появились новые ма-
териалы, допускающие более высокую тем-
пературу, это маслопропитываемые воло-
конные материалы и эмали. Применение
этих материалов позволяет получить следу-
ющие преимущества:
1. Значительное уменьшение размеров,
что позволяет удовлетворить требования,
предъявляемые к специальным трансфор-
маторам, таким как передвижные транс-
форматоры и тяговые трансформаторы
для железнодорожных локомотивов.
2. В случае необходимости увеличить мощ-
ности ремонтируемых трансформаторов
с использованием магнитопровода и бака.
3. Повысить нагрузочную способность при
перегрузках различного характера.
4. Значительно продлить срок службы изоля-
ции трансформатора при его нормальной
работе сверх установленных 20—25 лет.
5. Кабельные трансформаторы
5.1. Краткий обзор
Развитие технологии изготовления вы-
соковольтного кабеля позволило создавать
кабель с изоляцией из поперечно-сшивного
полиэтилена (XLPE), допускающего высо-
кую напряженность. Поперечно-сшивной
полиэтиленовый кабель начали изготовлять
в 70-х годах. Сегодня этот кабель широко
применяется в подземных распределитель-
ных и промышленных сетях. Имеется много
примеров применения такого кабеля на на-
пряжение выше 400 кВ. Одной из главных
причин замены воздушных линий кабельны-
ми является повышение надежности энерго-
снабжения.
Считается, что рабочая напряженность
в таком кабеле сегодня может быть равной
15 кВ/мм (действующего значения), что под-
тверждено существующими кабельными ли-
ниями на напряжение 500 кВ [23]. По прак-
тическим мотивам в настоящее время для
рассматриваемых напряжений в кабельных
трансформаторах применяется кабель с ра-
бочей напряженностью около 10 кВ/мм.
В будущем могут быть использованы более
высокие напряженности.
5.2. Устройство
кабельного трансформатора
При изготовлении кабельного трансфор-
матора был использован кабель, изготовлен-
ный на заводе АВВ в Карлскрона (Швеция).
§5
Кабельные трансформаторы
593
В таком кабеле токопроводящие медные
или алюминиевые жилы окружены общим
полупроводящим цилиндрическим экраном,
позволяющим снизить высокую напряжен-
ность электрического поля на жилах провод-
ника и сделать его квазиравномерным на по-
верхности экрана. Далее идет изоляция из
поперечно сшивного полиэтилена, наруж-
ный слой которого также сделан полупрово-
дящим. При относительно малом диаметре
такого кабеля он может быть использован
для изготовления трансформатора.
При применении такого кабеля для
обычных целей он должен быть снабжен
защитной оболочкой, предохраняющей от
воздействия земли и воды.
Первый кабельный трансформатор был
изготовлен фирмой АВВ и поставлен энерге-
тической компании в Швеции. Это был трех-
фазный трансформатор мощностью 20 МВ • А
и напряжением 140/6,6 кВ (рис. 30.19). Об-
мотка ВН слоевая намотана полиэтилено-
вым кабелем. Дистанцирующие рейки меж-
ду слоями на концах закреплены радиальны-
ми концевыми деталями, изготовленными
из стеклопластика. Аксиальные рейки изго-
товлены из немагнитного проводящего ма-
териала. Их назначение — создавать каналы
между слоями, обеспечивать охлаждение,
создавать механический каркас обмотки и
заземление кабеля. Наружный полупроводя-
щий слой кабеля обмотки заземлен. Очень
важно точно выбрать сопротивление наруж-
ного полупроводящего слоя и контролиро-
вать контактное сопротивление в заземляю-
щих точках наружного полупроводящего
слоя. Сопротивление наружного полупрово-
дящего слоя должно быть в определенных
пределах: слишком высокое сопротивление
приведет к появлению высокого потенциала
на полупроводящем слое между двумя за-
земленными точками; слишком низкое со-
противление вызовет большие потери в по-
лупроводящем слое. Хороший контакт полу-
проводящего слоя и системой заземления
также очень важен. Сопротивление полу-
проводящего слоя принято брать равным
40 Ом/см. Заземляется каждый виток об-
мотки. Для соединенных в звезду обмоток
с заземленной нейтралью обмотка может
состоять из двух и более кабелей с разной
толщиной изоляции. По мере приближения
к нейтрали толщина изоляции кабеля может
быть уменьшена благодаря снижению элек-
трических воздействий. После окончания
намотки обмотки устанавливаются на обыч-
ный трехстержневой остов.
Система охлаждения состоит из двух
вентиляторов, установленных в коробке в
Рис. 30.19. Первый кабельный трансформатор
мощностью 20 МВ • А и напряжением 140/6 кВ.
верхней части трансформатора. Вентилято-
ры создают поток охлажденного воздуха
между слоями обмотки снизу вверх.
На месте установки трансформатор мо-
жет быть подсоединен непосредственно к
кабельной сети.
Особенности кабельного трансформатора
Функции отдельных частей кабельного
трансформатора определены более четко,
чем обычных трансформаторах. Так, кабель
полностью обеспечивает электрическую изо-
ляцию обмотки. Воздух служит только для
охлаждения, и не выполняет функции изо-
ляции, как в обычных сухих трансформато-
рах. Главной функцией немагнитных метал-
лических реек является обеспечение меха-
нической прочности обмоток, в том числе
при воздействиях токов короткого замыка-
ния. В отличие от обычных трансформато-
ров, обмотка не требует прессовки с опорой
на ярмо. Все это позволяет лучше оптими-
зировать отдельные части трансформатора
Прочность при токах короткого замыкания
Испытания были проведены на одно-
фазной модели мощностью 10 МВ-А, с на-
пряжением 52/17 кВ. Обмотка в отличие от
обычных трансформаторов не требует сжа-
тия с опорой на ярмо.
В нормальном режиме механической на-
грузкой на кабель является только собствен-
ный вес, обычно составляющий 2—3 кг/м.
Кабель способен выдерживать такую нагруз-
ку, что подтверждено длительными испыта-
ниями.
Испытания на прочность при воздейс-
твии токов короткого замыкания проводи-
594
Новое в трансформаторостроении
Глава 30
Рис. 30.20. Сравнение суммарных потерь за
30 лет эксплуатации обычного (маслонапол-
ненного) и кабельного трансформаторов
40 МВ-А, 69/24 кВ:
1 — потери нагрузочные; 2— потери холостого хо-
да; 3 — потери на вентиляцию.
лись в соответствии с МЭК 600.76-5 и стан-
дартом IEEE С.57.1201 — 1989. Модель имела
полное сопротивление к.з. 8,1 % и номи-
нальный ток обмотки НН — 1118 А. Ток ко-
роткого замыкания составил 12600 А (дейс-
твующий) и пиковое значение асимметрич-
ной составляющей 2,55 х 12600 ~ 32000 А.
Длительность воздействий была 500 мс. Ис-
пытания проводились при температуре 25 °C
и 70 °C. Количество ударов — 3. Вышеука-
занные стандарты не содержат указаний
о температуре трансформатора во время ис-
пытаний. Однако известно, что механичес-
кие свойства полиэтиленового кабеля изме-
няются с изменением температуры и, осо-
бенно, при высоком ее значении. Поэтому
испытания при полном токе короткого за-
мыкания были также проведены при рабо-
чей температуре трансформатора. Что каса-
ется длительности, то она представляется
достаточно большой, т. к. максимальные
усилия имеют место в начале воздействия во
время пикового значения тока. Ток затухает
экспоненциально, и через 500 мс его значе-
ние составляет 50%, а усилия равны 1/4 от
максимальных в начале воздействия.
После завершения испытаний при токе
короткого замыкания модель была повторно
подвергнута всем нормальным испытаниям.
Испытания показали, что модель выдержала
испытания током короткого замыкания
32000 А без повреждений, воздействующих
на работоспособность трансформатора.
Воздействие на окружающую среду
Рассматривались следующие основные
проблемы: потери в трансформаторе в тече-
ние эксплуатации; материалы; транспорти-
рование и производство. Дополнительно рас-
сматривалась возможность использования
материалов после окончания эксплуатации.
Сравнивались два трансформатора: обыч-
ный масляный трансформатор и кабельный.
Оба трансформатора трехфазные мощнос-
тью 40 МВ • А и напряжением 69/24 кВ. Рас-
четы производились для нагрузки 50%.
Наибольший эффект получен для по-
терь. На рис. 30.20 дано сопоставление по-
терь. Для кабельного трансформатора они
меньше. Однако следует отметить, что на
потери влияют конкретные требования к
конструкции и стоимость потерь.
В кабельном трансформаторе различные
материалы легче разделить для повторного
использования.
Главной причиной меньшего воздейс-
твия кабельного трансформатора на эколо-
гию является отсутствие масла.
Пожаробезопасност ь
При повреждении обычного маслона-
полненного трансформатора всегда есть
опасность возгорания масла. В случае раз-
рыва бака горящее масло разливается вокруг
трансформатора. В кабельном трансформа-
торе количество горючих материалов гораз-
до меньше, чем в обычном.
Кроме того, горючесть материалов, при-
меняемых в кабельном трансформаторе,
имеет меньшую тенденцию к развитию воз-
горания, чем горючие материалы, применя-
емые в обычном трансформаторе.
Уменьшенная тенденция была проде-
монстрирована экспериментально. Два ка-
беля с полиэтиленовой изоляцией напряже-
нием 45 кВ, диаметром 30 мм были специ-
ально повреждены. Затем в поврежденном
месте была создана электрическая дуга с то-
ком 40 кА, длительностью 100 мс. Медь про-
водников кабеля в месте горения дуги была
оплавлена, полиэтиленовая изоляция также
оплавилась и деформировалась. Загорания
не возникло. Умеренная часть образовав-
Таблица 30.9. Сравнение общего
количества горючих материалов
в кабельном и обычном трансформаторах
Силовой транс- форматор 10 МВ-А 69 кВ 40 МВ-А 69 кВ 40 МВ-А 145 кВ
Кабельный, кг 3400 4300 8000
Обычный, кг 6150 9800 И 000
§5
Кабельные трансформаторы
595
шихся газов была горючей. Большую часть
газов составил углекислый газ, СО2, и толь-
ко небольшое количество образовалось оки-
си углерода, СО, и углеводорода.
Взрывобезопасностъ
В маслонаполненном трансформаторе при
большой мощности электрической душ мо-
жет быть выделена электрическая энергия,
приводящая к образованию большого коли-
чества газов и быстрому росту давления в баке.
В кабельном трансформаторе масло от-
сутствует и вся изоляция состоит из поли-
этилена. Кабель практически окружен воз-
духом. Эти обстоятельства практически ме-
няют характер процесса. В результате этого
кабельный трансформатор имеет сущест-
венные преимущества, как по амплитуде
ударной волны, так и по стоимости различ-
ных защтных мер.
5.3. Надежность
Простота конструкции кабельного транс-
форматора позволяет предположить о более
высокой его надежности по сравнению с
обычными фансформаторами.
Чюбы определиib возможную повреж-
даемость трансформа юра, можно выяснить
повреждаемость отдельных его частей и оп-
ределить верояшую повреждаемое!ь всего
трансформатора. Тем же меюдом определяет-
ся среднее время между ремонтами и среднее
время нахождения трансформа юра в ремонте.
Так как компоненты кабельного транс-
форматора имеют длительную историю,
можно предсказан^ их надежноеib в составе
кабельного трансформатора. Для этого были
использованы статистические данные о пов-
реждаемости трансформаторов и отдельных
Таблица 30.10. Сравнение
показателей надежности
Кабельный трансфор- матор Обычный трансфор- матор
Интенсивность от- казав (число от- казав/100 лег) 0,9 2,4
Среднее время между поврежде- ниями (годы) 109 42
Среднее время на- хождения в ре- монте (часов/год) 12 20
Количество раз- личных частей Менее 75 100
его частей, включая кабель и все вспомога-
тельное комплектующее оборудование.
Как видно из таблицы 30.10, кабельный
трансформатор имеет лучшие показатели
надежности.
5.4. Перегрузочная способность
В отличие от обычных трансформаторов
допустимая температура обмотки кабельного
трансформатора определяется не старением
изоляции, а размягчением полиэтилена, ко-
торое снижает механическую прочность об-
мот ки.
Механическая прочность обмотки ка-
бельного трансформатора допускает темпе-
ратуру 90 °C в течение ограниченного време-
ни и 70 °C при длительной работе. При этих
температурах старение полиэтилена пренеб-
режимо мало.
Метод, использованный для опреде-
ления характеристик термоокислительного
старения полиэтиленовою кабеля, детально
описан в ciawiapie МЭК 600-216. Испыта-
ния проводились в интервале температуры
120—150 °C. В результате испытаний срок
службы определен равным более чем 100 лет.
Даже с учеюм возможной ошибки при экс-
траполяции эффект с трения в трансформа-
торе будет минимальным. Были рассмотре-
ны три случая возможных перегрузок.
Случай 1. Аварийная нагрузка, равная
140% номинальной в течение 30 мин. с
предшествовавшей нагрузкой 70%. Темпе-
ратура юрячей точки 65 СС.
Случай 2. Харакюрен для нормального
суточного цикла (как в МЭК 60354): 22 часа
ширузки 1? 70 % прерываются нагрузкой
134% в течение 2 часов. Такой цикл не вы-
зывает повышенного старения изоляции за
с/тки в маслонаполненных трансформато-
рах. В кабельном трансформаторе темпера-
тура юрячей точки составит 80°C.
Случай 3. Был рассчитан для определе-
ния возможно длительной перегрузки при
окружающей температуре 30°C. Температу-
Таблица 30.11. Случаи
возможных перегрузок
Случаи Предше- ствующая нагрузка, % Пере- груз- ка, % Длитель- ность пе- регрузки, мин Темпе- ратура горячей точки, СС
1 70 140 30 65
2 70 134 120 80
3 100 115 Дли- 70
тельно
596
Новое в трансформаторостроении
Глава 30
ра наиболее нагретой точки была 70 °C. Этот
случай показывает, что длительная нагрузка,
равная 115%, может быть допущена дли-
тельно без какого-либо снижения механи-
ческой прочности.
При расчетах постоянная времени для
наиболее нагретой точки принималась рав-
ной 50 мин Окружающая температура во
всех случаях принята равной 30 °C.
Эти трансформаторы могут работать при
таких перегрузках без опасного повышения
температуры. Кроме того, горячая точка име-
ет место в верхней части обмотки, где меха-
ническая нагрузка на кабель меньше. Ниж-
ние витки сжаты весом обмотки, но темпера-
тура здесь на 10 К ниже благодаря входящему
потоку охлаждающего воздуха. Поэтому уро-
вень температуры кабеля в этом месте будет
еще дальше от 90 °C, при которой полиэтилен
может начать размягчаться. Проектная тем-
пература горячей точки равна 60 °C при тем-
пературе окружающего воздуха 30 °C.
5.5. Кабельные трансформаторы
в энергосистеме
Экологические преимущества и безо-
пасность кабельных трансформаторов поз-
воляет приблизить их установку к местам
потребления энергии, в том числе к быто-
вым потребителям.
Так, например, в условиях Швеции заме-
на 5 км кабеля 24 кВ на кабель 69 кВ с уста-
новкой кабельных трансформаторов в цент-
рах жилых районов позволило бы снизить
потери в сети на 8,5 ГВтч за 30 лет. Эти по-
тери могут быть пересчитаны на количество
газов СО2, SO2 и NOX, которые могут быть
выброшены в атмосферу при производстве
энергии, потребной для покрытия потерь.
Естественно, что количество выброшенных
газов зависит от структуры генерирующих
мощностей. В Швеции это соотношение
следующее: гидро — 52%, атомные — 44%,
топливные — 4 %.
Таблица 30.12. Уменьшение
количества газов (кг),
выбрасываемых в атмосферу
при установке кабельных трансформаторов
на 5 км ближе к нагрузке
Страна СО2 SO2 NOX
Швеция 345,4 2,2 0,9
Канада 1870 8,4 4,7
Дания 8180 34,7 21
США 5601 21,5 14
В таблице 30.12 приведены количества
выброшенных газов при производстве энер-
гии для покрытия потерь, которые могут
быть сэкономлены при установке кабельных
трансформаторов.
5.6. Заключение
Разработаны сухие трансформаторы
с использованием поперечно-сшивного
полиэтиленового кабеля. Изготовлен пер-
вый кабельный трансформатор мощностью
20 МВ • А на напряжение 140/6,6 кВ. Прове-
дены все типовые испытания, включая ис-
пытания на прочность при токах короткого
замыкания.
Фирма АВ В предлагает кабельные транс-
форматоры в диапазоне напряжений 36—
145 кВ и мощностью до 150 МВ-А. Даль-
нейшее развитие технологии изготовления
кабеля позволит расширить эти границы.
Кабельные трансформаторы обладают
повышенной надежностью благодаря про-
стоте конструкции и высокой надежности
кабеля.
Благодаря отсутствию масла кабельные
трансформаторы меньше воздействуют на
окружающую среду, чем маслонаполнен-
ные, и более безопасные.
Кабельные трансформаторы открывают
новые возможности для глубокого ввода
энергоснабжения на высоком напряжении
в густонаселенные районы, где имеются вы-
сокие требования к пожаро и взрывобезо-
пасности и снижению загрязнения воздуха
и почвы.
Фактором, препятствующим промыш-
ленному применению кабельных трансфор-
маторов в настоящее время, является их вы-
сокая стоимость.
6. Трансформаторы
с использованием
высокотемпературной
сверхпроводимости
6.1. Введение
Одним из основных требований,
предъявляемых к энергоснабжению, явля-
ется снижение потерь электроэнергии эко-
номически оправданными средствами. Жес-
токие требования к ограничению площади,
занимаемой энергетическим оборудовани-
ем, особенно в густонаселенных городских
районах, приводят к необходимости умень-
шения размеров оборудования. Транспорт-
§6
Трансформаторы с использованием высокотемпературной сверхпроводимости
597
ные ограничения по мере возрастания мощ-
ности в единице определяют предельную
мощность трансформаторов. В случае необ-
ходимости замены оборудования действую-
щей подстанции более мощным оборудова-
нием, крайне желательно не увеличивать
площадь, занимаемую подстанцией.
Все более жестким становятся экологи-
ческие требования к трансформаторам, в том
числе к их пожаробезопасности, особенно
в случае установки трансформаторов в густо-
населенных районах, закрытых помещениях,
например, в цехах предприятий и пр.
Технология проектирования и изготов-
ление трансформаторов весьма совершенны
и оставляют мало возможностей для значи-
тельною снижения стоимоши и уменьше-
ния потерь трансформаторов. Значительные
улучшения 'ложно ожидать только от приме-
нения новых материалов для проводников,
ма1нитной системы или эле кт рической изо-
ляции.
С открытием (в конце 80-х юдов) явле-
ния теплой сверхпроводимости тсхнолотя
применения ее для производства силового
электрооборудования стала развиваться до-
шаточно высокими кмпами. Эю. в част-
ности, омоется и к применению высоко-
температурных сверхпроводников (ВТСП)
в силовых трансформаюрах.
Сверхпроводящий мемориал имсе! две ос-
новные особенносмг ш ыебрежимо малень-
кие поюри при oi носи . с шно большой плот-
ност юка и «переклю мюшии режим» -
переход oi пракшчески нулевою значения
conpoiивления к высокому сонротвле-
нию, koi да ток превысит определенное зна-
чение — критический юк. Волыамперная
харамерис!ика сверхпроводника резко не-
линейна (рис. 30.21). Сверхпроводящее со-
стояние сущешвуе i юлько ниже определен-
ной -- кришческои — Iсмiicpaiуры. Для
бол Ы11 и нс 1 ва BbicoKOiCMiiepaiypHbix сверх-
проводников ла 1смпература ниже 110 К
Обычно рабочую iемiiepaiуру для удобенва
принимаю! равной темперакре кипящею
жидкою азот. I. е. 77 К. Коэффициент по-
лезною дейенвия холодильных усыновок
для получения закон температуры соснавляш
около 1/25 (4 %). Электрическая мощность,
потребляемая шкой установкой, преды явля-
ет собой реальные потери сверхпроводника.
Волыамперная характерисiика высоко-
температурного сверхпроводника опреде-
ляет зависимость потерь oi шпрузки, кото-
рая существенно отличается от характерис-
тики обычного металлического проводника
(рис. 30.22). Номинальный ток ВТСП дол-
жен иметь значение, соответствующее об-
ласти сверхпроводимости и ниже крити-
ческого тока. Максимальное допустимое
повышение тока должно определяться спо-
собностью перегрузки охлаждающего уст-
ройства.
По экономическим соображениям мак-
симальный ток перегрузки ограничивают
значением тока менее двойного номиналь-
ного. Поэтому передача тепла от провод-
ника к охлаждающей среде не является
ограничивающим фактором. Для тока,
значительно превышающего критическое
значение, потери увеличиваются на поря-
док. Этот режим является режимом ограни-
чения аварийного тока, кратковременным
переходным режимом. Энергия, выделенная
в проводнике в переходном режиме, будет
поглощена испарением части охлаждающей
жидкости. Эти свойства сверхпроводников
М'нут позволить значительно повысить ко-
эффициент полезного действия трансформа-
Рис. 30.21. Волыамперная xapaKiepnciика
сверхпроводника:
R сопротивтенис; / — ток;
/к -- Критический ток.
Рис. 30.22. Зависимость потерь в медном и
ВТСП проводнике, за номинальный ток при-
нят критический ток ВТСП проводника. По-
тери в ВТСП проводе включают потери холо-
дильной установки.
Рк — потери при токе равном /к.
598
Новое в трансформаторостроении
Глава 30
торов, сделать их более компактными, ис-
ключить масло, как охлаждающую жидкость,
и принять на себя функцию ограничения
больших токов.
Ведущие промышленно развитые стра-
ны (США, Германия, Франция, Япония, Авс-
тралия, Швеция, Англия) [1 — 10] к настоя-
щему времени произвели опытные образцы
силовых трансформаторов. В большинстве
случаев эти образцы использовались для про-
верки принятых при конструировании новых
решений. Часть из них была установлена в
опытную эксплуатацию в реальные сети с це-
лью проверки их работоспособности парал-
лельно с традиционными конструкциями.
Потери короткого замыкания в ВТСП
трансформаторах при номинальном токе
могут быть уменьшены на 80—90 %, а общая
масса ~ в 2 раза. Замена масла жидким азо-
том и уменьшенные размеры позволят уста-
новить такие трансформаторы в городских
условиях и помещениях. На рис. 30.23 пред-
ставлена зависимость минимальных сум-
марных потерь от мощности обычных и
ВТСП трансформаторов [3].
Применение ВТСП трансформаторов в
энергосистеме позволяет воспользоваться их
способностью ограничивать токи короткого
замыкания. При замене обычного трансфор-
матора на ВТСП трансформатор большей
мощности не потребуется замена выключате-
лей. Ограничение токов короткого замыка-
ния в ВТСП трансформаторах позволяет
уменьшить напряжение короткого замыка-
ния трансформатора на 50 %. Это позволит
иметь более стабильное трансформаторное
напряжение, не прибегая к регулированию,
что повысит качество напряжения.
Рис. 30.23. Зависимость суммарных потерь
(Реум, мин.) от мощности трансформатора.
Одним из существенных преимуществ
ВТСП трансформаторов является отсутс-
твие термического старения изоляции.
Исследования показывают, что ВТСП
трансформаторы могут быть совместимы
с существующими сетями и их защитными
устройствами.
Долговременная программа по исследо-
ванию и разработке силовых трансформа-
торов на базе теплой сверхпроводимости
представлена корпорацией ЛВВ [11]. После
проведения исследований (1990—1994 гг.)
компонентов трансформатора (с холодной
сверхпроводимостью) в 1994 г. был разрабо-
тан опытный образец трехфазного силового
трансформатора мощностью 630 кВ • А.
В 1997 г. этот трансформатор был подклю-
чен к промышленной сети г. Женевы и ус-
пешно проработал более одного года. В насто-
ящее время завершается начатый в 1997 г.
этап разработки и сетевых испытаний сило-
вого трансформатора мощностью 10 МВ • А.
Государственная программа разработки
сверхпроводящего электрооборудования ре-
ализуется в Японии с 1998 г. К 2000 г. были
разработаны и подключены к реальной сети
трансформаторы мощностью 800 кВ • А и
1000 кВ - А [4]. Положительные результаты
этих работ дали основание предположить,
что промышленное применение сверхпро-
водящих трансформаторов большой мощ-
ности (до нескольких сот МВ-А) может
быть осуществлено в период 2011—2015 гг.
Большинство из разработанных проектов
трансформаторов основано на применении
в качестве проводника многожильного транс-
понированного провода и Bi 2223 с серебря-
ной или с серебряно-магниевой основой.
При этом магнитопровод остается теплым.
В [1] рассмотрена концепция конструк-
ции ВТСП трансформатора без азотного
криостата, в котором обмотки и магнито-
провод размещены в общем баке при высо-
ком вакууме. Охлаждение обмоток произво-
дится по специальной схеме с использова-
нием криокулеров.
6.2. Опытные образцы
трансформаторов с использованием
высокотемпературной
сверхпроводимости
1. Трансформатор мощностью 630 кВ • А [11]
Трансформатор был выполнен для рас-
пределительной сети Женевы. Трехфазная
мощность трансформатора 630 кВ • А, на-
пряжение 187 000/420 В, частота 50 Гц, но-
минальный ток обмотки ВН — 11,2 А, НН —
§6
Трансформаторы с использованием высокотемпературной сверхпроводимости
599
866 А. Магнитопровод трансформатора теп-
лый, а обмотки находятся в трех криостатах
при температуре 77 К.
Передача тепла через отводы обмоток
в криостат является минимальной в том слу-
чае, когда теплый и холодный концы отвода
имеют одинаковую температуру. Поэтому
было предусмотрено охлаждение теплого
конца отводов парами кипящего азота из
теплообменника криогенной установки.
При отсутствии теплового градиента вдоль
отвода вход тепла в криостат будет одина-
ков, как при отсутствии тока в отводе, так и
при номинальном токе. Для оптимизиро-
ванных отводов для ввода в жидкий азот
ввод тепла составил 45 Вт/кА для неохлаж-
денных отводов и 17 Вт/кА для охлажденных
отводов при номинальном токе.
На стороне ВН вводы не охлаждались.
Слоевые обмотки трансформатора намота-
ны проводом в несколько параллелей. На-
ибольшие трудности представило обеспече-
ние прочности обмоток при токах короткого
замыкания.
Криостаты, в которых размещены об-
мотки, были изготовлены из стеклопласти-
ка, пропитанного эпоксидом, с вакуумной
изоляцией. Потребовалась постоянная рабо-
та насосов для обеспечения вакуума. Утечка
составляла 0,001 мбар/с. Дополнительно
снаружи криостаты изолированы несколь-
кими слоями суперизоляции.
Специальные испытания импульсные
и при воздействии токов короткого замыка-
ния были проведены на однофазном прото-
типе трансформатора. Остальные испытания
проводились на трехфазном трансформато-
ре. Испытательные напряжения составляли:
♦ двойное индуцированное напряжение —
37,4 кВ;
♦ приложенное напряжение — 50 кВ;
♦ импульсное напряжение — 125 кВ.
Длительность испытания при токе ко-
роткого замыкания была ограничена 100 мс,
чтобы ограничить нагрев. Испытание пока-
зало, что теоретически ток короткого замы-
кания (61,5 ' 1ном) был ограничен переход-
ным сопротивлением провода до 71 % этой
величины. Трехфазный трансформатор имел
потери короткого замыкания 337 Вт. Поте-
ри холостого хода в теплом магнитопроводе
составили 2,1 кВт.
При включении трансформатора в сеть
ток включения может достигнуть 20-ти
кратного от номинального значения, что
может привести к изменению сопротивле-
ния ВТСП провода. Этого можно избежать
с помощью специального устройства путем
предварительного намагничивания, позво-
ляющего включить трансформатор без пере-
ходного тока.
Трансформатор был установлен в подзем-
ной камере и включен в работу параллельно
с обычным трансформатором 1000 кВ • А
в распределительной сети Женевы.
Особое внимание было уделено защите
трансформатора. Был установлен отдельный
резервуар с 4500 литрами жидкого азота (для
компенсации испарения азота). Каждый
криостат имеет свой регулятор уровня азота,
измеряемого аргоновым датчиком. В случае
перерыва энергоснабжения ВТСП транс-
форматор отключается, и процедура предва-
рительного намагничивания вновь начина-
ется после подачи напряжения. Время от-
ключения выключателей — 100 мс.
В случае утечки азота в помещение ок-
сидные датчики контролируют его содержа-
ние в воздухе. Для безопасности персонала
содержание кислорода должно быть менее
19 %. Датчики в случае необходимости дают
сигнал на включение вентиляторов.
Опыт эксплуатации ВТСП трансформа-
тора показывает возможность его работы
в сети с обеспечением его защиты, в част-
ности, малого времени отключения.
При параллельном включении обычных
трансформаторов каждый из трансформато-
ров может нести полную нагрузку в случае
отключения одного из них. Вероятностная
кривая нагрузки каждого трансформатора
обычно имеет максимум при нагрузке до
40 % от номинальной. Параллельно могут
работать обычный и ВТСП трансформато-
ры. При отключенном обычном трансфор-
маторе всю нагрузку несет ВТСП трансфор-
матор. При возникновении аварийных то-
ков в течение 200 мс должен быть включен
обычный трансформатор, а ВТСП транс-
форматор отключен. Повторное включение
ВТСП трансформатора может быть произве-
дено только после нескольких минут, требу-
емых, чтобы привести ВТСП провод в нор-
мальное рабочее состояние.
2. Опытный образец
с регулированием поля рассеяния [ 10]
Так как критический ток и потери ВТСП
провода зависят от индукции магнитного
поля (рис. 30.24), необходимо, чтобы маг-
нитная система ВТСП трансформатора со-
здавала минимальный поток рассеяния в об-
мотке. Так, для регулирования потока рассе-
яния на концах ВТСП обмотки установлены
магнитные шунты.
Опыты показали, что критический ток
ВТСП провода в реально возможном поле
может быть снижен примерно вдвое. Провод
600
Новое в трансформаторостроении
Глава 30
Вт
Рис. 30.24. Зависимость плотности критиче-
ского тока jK от индукции магнитного поля В,
Т, (в параллельном направлении).
представлял собой ВТСП ленту из материа-
ла Bi 2223 с номинальным током 20 А. Но-
минальная мощность модели 10 кВ • А была
получена при токе равном примерно 60 %
этого уменьшенного значения.
Основной целью исследования модели
было определение зависимости потерь в
ВТСП проводе от величины тока. Потери
определялись калориметрическим методом
в криостате, содержащем ВТСП обмотку.
Поскольку обычный трансформатор
имеет большие тепловую массу и постоян-
ную времени, он имеет высокую перегрузоч-
ную способность, вплоть до двойной мощ-
ности в течение короткого времени.
Для ВТСП трансформатора определить
номинальную мощность труднее, ввиду не-
которой неопределенности значения крити-
ческого тока.
Номинальную мощность трансформато-
ра можно определить как мощность, кото-
рой трансформатор может быть нагружен
с удвоенным значением номинального тока
в течение некоторого времени без отключе-
ния. Такое определение вытекает из неспо-
собности ВТСП трансформаторов нести
большую перегрузку в течение более чем не-
сколько сот миллисекунд. Предполагается
отключение трансформатора при нагрузке
больше двойной номинальной. При нагруз-
ке немного большей номинальной значи-
тельно возрастают потери и длительная ра-
бота в этой области неэкономична. Кроме
того, после такой перегрузки в течение более
200 мс, даже после отключения, требуется
несколько минут, чтобы ВТСП трансформа-
тор вернулся в исходное состояние.
3. Опытные образцы трансформатора
мощностью 1 МВ • А [2, 3]
В таблице 30.13 представлены основные
параметры трансформатора, разработанного
фирмой Сименс [2].
Таблица 30.13. Основные расчетные характеристики ВТСП трансформатора
Тип
Мощность
Частота
Напряжение обмотки (ВН/Н)
Ток обмотки (ВН/НН)
Номинальная плотность тока в обмотках
(ВВ/НВ)
Рабочая температура
Способ охлаждения
Тип криостата
Внутренние размеры
Сердечник-катушка в сборе (активная часть)
Размеры
Сердечник
Hi—В пластины
Эффективное поперечное сечение
Плотность магнитного потока
Обмотки
2 стержня
Аксиальная индукция рассеяния
Число витков (ВН/НН)
Однофазный LN2 трансформатор
1 МВ • А
50 Гц
25000 В/2х 1389 В
40 А/2 х 360 А
20 А/лента/27.7 А/лента
66 К
Переохлажденный жидкоазотный замкнутый
цикл, принудительная прокачка
Жидкоазотный контейнер с вакуумной
суперизоляцией в традиционном
кожухе трансформатора
461 х 980 х 2950 мм3
406 х 818 х Ю80 мм3
0,85 Вт/кг
334 см2
1,671 Тл
Двойная концентрическая НН-ВН-НН
конструкция
72 мТл
2015/2x56
§6
Трансформаторы с использованием высокотемпературной сверхпроводимости
601
На данном этапе внимание уделялось
проблемам минимизации потерь энергии
в сверхпроводящей обмотке, охлаждаемой
переохлажденным жидким азотом при рабо-
чей температуре 66 К и давлении 1 бар. В ка-
честве базового провода для обмотки ис-
пользована высокопрочная 55-жильная лен-
та Bi2223 с AgMg матрицей производства
Вакуумшмельце. Для снижения электромаг-
нитных потерь в сверхпроводнике вторич-
ная обмотка трансформатора выполнена
из двух концентров, первичная обмотка
расположена между ними. Заметное сниже-
ние потерь обеспечено также за счет транс-
понированного из (13 лент) СП проводника
вторичной обмотки. Каждая лента имеет
изолирующее термопластическое покрытие
с напряжением пробоя >3 кВ при 77 К.
Транспозиция производится с помощью
специально разработанного аппарата и, как
показали специальные тесты, не вносит
ощутимой деградации в свойст ва сверхпро-
водника. Измерения потерь в концентрах
проводились при 77 К вплоть до критичес-
кого. При 77 К и номинальном токе потери
энергии составили 421 Вт, что соответствует
0,08 % от полной мощности трансформато-
ра. После этих предварительных испытаний
элементов обмотки была произведена пол-
ная сборка трансформатора и проведена
проверка системы на захолаживание до 66 К.
Принудительное охлаждение переохлажден-
ным жидким азотом производилось в режи-
ме замкнутого цикла с помощью рефриже-
ратора Стирлинга и насоса для криогенных
жидкостей.
В таблице 30.14 представлены основные
характеристики трансформатора, разрабо-
танного японскими специалистами [7].
Сверхпроводящая обмотка из лент Bi2223—
— Мп—Ag располагалась в стеклопластико-
вом криостате с переохлажденным до 64 К
жидким азотом. Последний подается насо-
сом из отдельного резервуара, охлаждение
жидкости в котором ведется двумя рефриже-
раторами с общей холодопроизводительнос-
тью 250 Вт на уровне 64 К. При номиналь-
ном режиме нагрузки температура обмотки
не превышала 67 К, а тепловыделения соста-
вили 123 Вт; при 77 К соответственно 143 Вт.
Трансформатор был успешно испытан,
в том числе токами КЗ, и прошел опытную
эксплуатацию в течение 6 дней в реальной
сети, где подвергался воздействию шести-
кратными токами включения и кратковре-
менным перегрузкам до —1,7 номинальной
мощности в течениеЮ мин.
6.3. Экономическая оценка
В [10] приводится оценка полной стои-
мости (Цена плюс капитализированная
стоимость потерь) за весь срок эксплуата-
ции обычного и ВТСП трансформаторов
240 МВ-А, включенных параллельно. Стои-
мость (цена) обычного трансформатора при-
нята за 1, тогда стоимость ВТСП трансфор-
Таблица 30.14. Основные расчетные характеристики ВТСП трансформатора
Мощность
Первичное/вторичное напряжение
Первичный/вторичный ток
Частота
Напряжение КЗ, %
Хладоагент
Элементарный ВТСП проводник
Тип обмоточного провода
Максимальный уровень токовой перегрузки
Испытательное напряжение промышленной
частоты
Испытательное напряжение полного грозо-
вого импульса
Рефрижератор
Криостат
1 МВ • А
22 кВ/6,9 кВ
45,4 А/145 А
60 Гц
5,0 %
Жидкий азот
Bi—2223 Мп—Ag многожильная лента
Транспонированные параллельные провод-
ники
Шестикратная по отношению к номиналь-
ному режиму
50 кВ (эфф)
100 кВ
2 криокулера (Стирлинг) общей холодопро-
изводительностью на уровне 64 К 250 Вт
(КПД 20-25)
Стеклопластик (защищает только обмотку)
602
Новое в трансформаторостроении
Глава 30
Таблица 30.1 5
ВТС + обычный 2 обычных
Оптовая цена Стоимость потерь 1000 + 1230 0,105 x 600x3 2000 0,426 х 600 х 3
Всего 24)9 2768
Рис. 30.25. Расчетные значения потерь в обыч-
ном (7) и ВТСП (2) трансформаторах в отно-
сительных единицах по отношению к потерям
в обычном трансформаторе при полной на-
грузке.
матора, включая стоимость криогенной ус-
тановки, составляет 1,23.
Суммарные потери в обычном транс-
форматоре определялись по формуле:
Ръ = 0,91 • Р2 + 0,09,
где Р — мощность нагрузки. При номиналь-
ной мощности Р — 1,0; 0,09 — потери х. х.
Суммарные потери ВТСП трансформа-
тора (с учетом потерь на охлаждение) опре-
делялись по формуле:
7^ = 0,149- Р3 - 0,91 • Р2 -ь 0,012 • Р+0,08,
где 0,08 — потери х. х.
Даже при двойной номинальной нагруз-
ке потери в ВТСП трансформаторе меньше,
чем в обычном трансформаторе при номи-
нальной нагрузке. С учетом вероятностного
распределения общей нагрузки получены
средние значения потерь в относительных
единицах (рис. 30.25). При этом учитывает-
ся, что при двух обычных трансформаторах
нагрузка распределена поровну на два
трансформатора. При наличии параллельно
включенных обычного и ВТСП трансфор-
маторов вся нагрузка ложится на последний.
Результаты расчетов показали, что в слу-
чае двух обычных трансформаторов, сред-
ние потери в каждом из них составляют
0,213 на единицу нагрузки (номинальной
нагрузки), т. е. в двух трансформаторах —
0,426. Для одного ВТСП трансформатора —
0,105.
Для определения более дешевого вари-
анта установки сделана приблизительная
оценка стоимости обычного трансформато-
ра 240 МВ • А — 1 млн. фунтов стерлингов.
Потери в трансформаторе 240 МВ • А при-
няты равными 600 кВт, а стоимость потерь
в течение срока службы — 3 тыс. ф. ст./кВт.
Результаты расчетов в тыс. фунтов стер-
лингов представлены в табл. 30.15.
Приведенные результаты оценочных
расчетов показывают, что параллельное
включение обычного и ВТСП трансформа-
торов дешевле, чем двух обычных.
6.4. Заключение
1. Основным отрицательным фактором ис-
пользования высокотемпературной сверх-
проводимости в трансформаторах явля-
ется высокая стоимость ВТСП провода.
Благоприятные условия создает сниже-
ние стоимости ВТСП провода до не-
скольких центов за амперметр.
2. Промышленно развитые страны доста-
точно активно проводят эти работы по
созданию ВТСП трансформаторов. Не-
сколько опытных образцов ВТСП транс-
форматоров были исследованы, в том
числе в эксплуатационных условиях.
3. Исследования и расчеты показывают
экономическую целесообразность со-
здания ВТС трансформаторов мощно-
стью более нескольких десятков МВ • А
в случае приемлемой цены проводника.
4. Начало промышленного применения
ВТСП трансформаторов оценивается на
период 2011—2015 гг.
§6
Трансформаторы с использованием высокотемпературной сверхпроводимости
603
ЛИТЕРАТУРА К ГЛАВЕ 30
1. Порудоминский В. В. Трансформа-
торное и реакторное оборудование для регу-
лирования напряжения и реактивной мощ-
ности. «Электрические машины и транс-
форматоры». (Итоги науки и техники).
ВИНИТИ, М., 1984, 6, 1—96, библ. 187.
2. Брянцев А. М., Лейтес Л. В., Лурье А.
И. и др. Электромагнитные процессы в
мощных управляемых реакторах / Электри-
чество, 1994, № 6. С. 1—9.
3. Брянцев А. М., Долгополов А. Г., Лу-
рье А. И. и др. Управляемые подмагничива-
нием шунтирующие реакторы — новое элек-
тротехническое оборудование // Электро-
техника. 1999. — № 7.
4. Брянцев А. М., Долгополов А. Г., Лу-
рье А. И. и др. Результаты внедрения и про-
мышленной эксплуатации управляемого
подмагничиванием трехфазного шунтирую-
щего реактора 110 кВ мощностью 25 000 кВ • А
в Пермэнерго // Электрические станции.
2001. № 12.
5. Брянцев А. М., Долгополов А. Г., Лурье
А. И. Управляемый подмагничиванием шун-
тирующий реактор мощностью 100 МВ-А
220 кВ введен в эксплуатацию на подстанции
«Чита» // Электричество. — 2002. — № 12.
6. Управляемые реакторы / Электротех-
ника, 1991, № 2 и 2003, № 2 (Два номера це-
ликом посвящены управляемым подмагни-
чиванием реакторам).
7. Райхерт К., Баер Р., Герт Й. Реактор-
трансформатор для управляемого статичес-
кого компенсатора. «Энерг. за рубежом.
Трансформаторы. Пер. докл. Междунар.
конф, по большим электрическим системам.
СИГРЭ-78». М.: Энергоиздат, 1981, 45—52.
8. Александров Г. Н. К методике рас-
чета управляемых шунтирующих реакторов
трансформаторного типа // Электричество,
1998, № 4.
9. Александров Г. Н. Передача электри-
ческой энергии переменным током. — М.
Знак, 1998. Александров Г. Н., Лунин В. П.
Управляемые реакторы: учебное пособие —
СПб: Северо-западный филиал АО «ГВЦ
Энергетика», 2001.
10. Alexandrov G. N., Sundar Jithin, Bha-
gerra S. C., Khody C.D. and others. Design,
testing and commissioning of first 400 kV, 50
Mvar controlled shunt reactor in India. CIGRE
2000, Rep. 14-120.
АТУРА к разделам 2 и 3 главы 30
11. Воеводин И. Д., Зенова В. П., Лоха-
нин А. К. и др. Вопросы создания автотран-
сформаторов переменного тока ультравысо-
кого напряжения. СИГРЭ, 1972, доклад
№ 12-06.
12. Белецкий 3. М., Лизунов С. Д., Лоха-
нин А. К. и др. Проблемы испытаний изоля-
ции трансформаторов сверхвысоких напря-
жений. СИГРЭ, 1974. доклад № 12—05.
13. Шифрин Л. Н., Френкель В. Ю., Но-
сачев В. А. Технико-экономическая эффек-
тивность снижения испытательных напря-
жений трансформаторов сверхвысокого на-
пряжения / Электротехника, 1975, № 4.
14. Лоханин А. К. Перспективы сниже-
ния уровней изоляции и совершенствования
методов испытаний силовых трансформато-
ров 110—750 кВ / Электротехника, 1975,
№ 8, с. 32-34.
15. Лоханин А. К., Морозова Т. И., Сен-
кевич Е. Д. и др. Разработка и опыт эксплу-
атации силовых трансформаторов со сни-
женным уровнем изоляции. Сборник до-
кладов на III международной конференции
по проблемам изоляции силовых трансфор-
маторов, Лодзь, 1990.
16. Лоханин А. К. Снижение уровней изо-
ляции силовых трансформаторов высших
классов напряжения / Электротехника, 1991,
№ 12.
17. Белецкий 3. М., Воеводин И. Д.,
Джунь Л. П. и др. Создание силовых транс-
форматоров на напряжение 1150 кВ. Элект-
ропередачи 1150 кВ. М.: Энергоиздат, 1992,
т. 2.
18. Глазунова Л. Л., Лоханин А. К. Тре-
бования к электрической прочности изоля-
ции электрооборудования переменного тока
на напряжение 1150 кВ. Электропередачи
1150 кВ. М.: Энергоатомиздат, 1992, т. 2.
19. Лоханин А. К., Морозова Т. И., Сав-
ченко А. И., Шифрин Л. Н. Технико-эконо-
мические эффективность снижения уровня
изоляции силовых трансформаторов и опыт
эксплуатации. СИГРЭ-2000, доклад № 33—
105.
20. Background information on high tem-
perature insulation for liquid-immersed power
transformer. Working group report, IEEE PAS
Transformers Committee. IEEE Transaction on
Power Delivery, Vol. 9, № 4, October 1994 op.
1892-1906.
21. Мозер Г., Дахинден В. Трансформа-
торный электроизоляционный картон (пе-
ревод с английского), М.: Энергоатомиздат,
1991.
22. Leijon М., Dahlgren М., Walfridsson
L., Ming L., Jaksts A. A Resent development in
the electrical insulation systems of generators.
IEEE Electrical insulation magazine... May-
June 2001, vol. 17, № 3, pp. 10—15
23. Jaksts A., Leijon M., Forsmark S. e. a.
A major breaks through in transformer tech-
nology. CJGRE, 2000, rep. 12—101.
604
Новое в трансформаторостроении
Глава 30
24. Schwentery S. W., Mehta S. Р., Wal-
ker М. S., Jones R. H. Development of HTS
power transformers for the 21st century: Wau-
kesha Electric Systems/IGC-SuperPower/RG
& E/ORNL SPI collaboration, Physica C. 382
(2002) 1-6.
25. Leghissa M., Gromoll B., Rieger J.,
Oomen M., Neumuller H.W., Schiosser R.,
Schmidt H., Knorr W., Meinert M., Henning U.
Development and application of supercon-
ducting transformers, Physica. C. 372—376 (2002)
1688-1693.
26. Sissimatos E., Harms G., Oswald B. R.
Design rules for high-temperature supercon-
ducting power transformers, Physica. C. 354
(2001) 23-26.
27. Donner-Valentin G., Tixador P., Devis-
mes M. F. 41 kVA Bi/Y transformers design,
Physica. C. 372-376 (2002) 1702-1708.
28. Osami Tsukamoto, Shirabe Fkita Over-
view of R&D activities on applications of super-
conducting to power apparatuses in Japan,
Cryogenies 42 (2002) 337—344.
29. Torn Nagasawa, Mitsugi Yamaguchi,
Satoshi Fukui, Mitsuoshi Yamamoto Design
requirements of a high temperature super-
conducting transformers, Physica. C. 372—376
(2002) 1715-1718.
30. Kimura H., Honda K., Hayashi H.,
Tsutsumi K., Iwakuma M., Funaki K., Bohno T.,
Tomioka A., Yaji Y., Maruyama H., Ohashi K.
Test results of a HTS power transformer con-
nected to a power grid, Physica. C. 372—376.
(2002) 1694-1697.
31. Frank Darmann Design and loss calcu-
lations of a 100 kVA transformer employing
multi-flamentary Bi-2233 Ag sheathed super-
conducting Tapes, Criogenies 41 (2001) 611 —
621.
32. Sven P. Hornfeldt HTS in Electric
Power Applications, Physica. C. 341—348 (2000)
2531-2533.
33. Sykulski J. K., Stoll R. L., Beduz C.,
Power A. J., Coddard K. F. The design cons-
truction and operation of high temperature su-
perconducting transformers — practical consi-
deration. CIG RE session 2000, rep. 12—203.
34. Therond P. G., Levillain C., Ticard J. T.,
Bugnon B., Zueger H., Hornfeldt S., Fogel-
berg T., Bonmann P., Parst G. High tempe-
rature 630 kVA superconducting transformer.
Session. CIGRE session 1998, rep. 12—302.
Приложение к справочной книге
«Силовые трансформаторы»
УКАЗАТЕЛЬ ДЕЙСТВУЮЩИХ СТАНДАРТОВ
НА ТРАНСФОРМАТОРЫ СИЛОВЫЕ И РЕАКТОРЫ,
А ТАКЖЕ ОБЩИХ СТАНДАРТОВ НА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ,
ВКЛЮЧАЮЩИХ ТРЕБОВАНИЯ К ТРАНСФОРМАТОРАМ
И РЕАКТОРАМ
1. Межгосударственные
стандарты стран СНГ (ГОСТ)
и государственные стандарты
Российской Федерации (ГОСТ Р)1
ГОСТ 4.316-85
СПКП. Трансформаторы силовые нуле-
вого габарита измерительные. Подстанции
комплектные трансформаторные. Вводы вы-
соковольтные. Номенклатура показателей
ГОСТ 12.2.007.0-75
ССБТ. Изделия электротехнические.
Общие требования безопасности
ГОСТ 12.2.007.2-75
ССБТ. Трансформаторы силовые и ре-
акторы электрические. Требования безо-
пасности
ГОСТ 12.2.007.3-75
ССБТ. Электротехнические устройства
на напряжение свыше 1000 В. Требования
безопасности
1 Наличие в обозначении стандарта ссылки
на международный стандарт МЭК означает ау-
тентичность текста стандарта соответствующему
стандарту МЭК (с возможными дополнительны-
ми требованиями, отражающими потребности
экономики страны).
ГОСТ 12.2.007.4-75
ССБТ. Шкафы комплектные распреде-
лительных устройств и комплектных транс-
форматорных подстанций, камеры сборные
одностороннего обслуживания, ячейки гер-
метизированные элегазовых распределитель-
ных устройств. Требования безопасности
ГОСТ 12.2.024-87
Трансформаторы силовые. Испытания
баков на механическую прочность. — Вза-
мен ГОСТ 3484—77 в части разд. 10
ГОСТ 95-77
Трансформаторы однофазные однопо-
стовые для ручной дуговой сварки. Общие
технические условия. — Взамен ГОСТ 95—69
ГОСТ 721-77
Системы электроснабжения, сети, источ-
ники, преобразователи и приемники элект-
рической энергии. Номинальные напряже-
ния свыше 1000 В. — Взамен ГОСТ 721—74
в части напряжений свыше 1000 В
ГОСТ Р МЭК 1007-96
Трансформаторы и катушки индуктив-
ности, применяемые в электронной аппара-
туре и аппаратуре дальней связи. Методы
измерений и методики испытаний
606
Указатель действующих стандартов
Приложение
ГОСТ 1516.1—761
Электрооборудование переменного тока
на напряжения от 3 до 500 кВ. Требования
к электрической прочности изоляции. —
Взамен ГОСТ 1516—73 в части норм элект-
рической прочности изоляции
ГОСТ 1516.2-97
Электрооборудование и электроуста-
новки переменного тока на напряжение
3 кВ и выше. Общие методы испытаний
электрической прочности изоляции. — Вза-
мен ГОСТ 1516.2—76
ГОСТ 1516.3—962
Электрооборудование переменного тока
на напряжения от 1 до 750 кВ. Требования
к электрической прочности изоляции
ГОСТ 3484.1-88
Трансформаторы силовые. Методы элек-
тромагнитных испытаний. — Взамен ГОСТ
3484—77 в части разд. 1—7
ГОСТ 3484.2-88
Трансформаторы силовые. Испытания
на нагрев. — Взамен ГОСТ 3484—77 в части
испытаний на нагрев
ГОСТ 3484.3-88
Трансформаторы силовые. Методы из-
мерений диэлектрических параметров изо-
ляции. — Взамен ГОСТ 3484—77 в части
разд. 8
ГОСТ 3484.4-88
Трансформаторы силовые. Испытания
баков на механическую прочность. — Вза-
мен ГОСТ3484—77 в части разд. 10
1 Распространяется на электрооборудование,
разработанное до 01.01.99.
2 Распространяется на электрооборудование,
разработанное после 01.01.99.
ГОСТ 3484.5-88
Трансформаторы силовые. Испытания
баков на герметичность. — Взамен ГОСТ
3484—77 в части разд. 10
ГОСТ 7012-77
Трансформаторы однофазные однопос-
товые для автоматической дуговой сварки
под флюсом. Общие технические условия. —
Взамен ГОСТ 7012-69
ГОСТ 7518-83
Трансформаторы для бытовых электро-
приборов. Технические условия. — Взамен
ГОСТ 7518-76
ГОСТ 8008-75
Трансформаторы силовые. Методы ис-
пытаний устройств переключения ответвле-
ний обмоток. — Взамен ГОСТ 8008—70
ГОСТ 8865-93
Системы электрической изоляции. Оцен-
ка нагревостойкости и классификация. —
Взамен ГОСТ 8865—87
ГОСТ 9680-77
Трансформаторы силовые мощностью
0,01 кВ • А и более. Ряд номинальных мощ-
ностей. — Взамен ГОСТ 9680—61
ГОСТ 9879-76
Трансформаторы силовые судовые. Ос-
новные параметры. — Взамен ГОСТ 9879—61
ГОСТ 10390-86
Электрооборудование на напряжения
свыше 3 кВ. Методы испытаний внешней
изоляции в загрязненном состоянии. — Вза-
мен ГОСТ 10390— 71
Межгосударственные стандарты стран СНГ и государственные стандарты РФ
607
ГОСТ 11677-85
Трансформаторы силовые. Общие тех-
нические условия. — Взамен ГОСТ 11677—75
ГОСТ 11920-851
Трансформаторы силовые масляные
общего назначения напряжением до 35 кВ
включительно. Технические условия. — Вза-
мен ГОСТ 11920—73
ГОСТ 11920-932
Трансформаторы силовые масляные об-
щего назначения напряжением до 35 кВ
включительно. Технические условия. —
Взамен ГОСТ 11920—85
ГОСТ 12965-851
Трансформаторы силовые масляные об-
щего назначения классов напряжения 110 и
150 кВ. Технические условия. — Взамен
ГОСТ 12965—74
ГОСТ 12965-932
Трансформаторы силовые масляные об-
щего назначения классов напряжения 110
и 150 кВ. Технические условия. — Взамен
ГОСТ 12965—74 и ГОСТ 12965-85
ГОСТ 14209-97 (МЭК 354-91)
Руководство по нагрузке силовых мас-
ляных трансформаторов. — Взамен ГОСТ
14209—85
ГОСТ 14233-84
Трансформаторы питания для бытовой
радиоаппаратуры. Общие технические усло-
вия. — Взамен ГОСТ 14233—80
ГОСТ 14255-69 (МЭК 144-63)
Аппараты электрические на напряже-
ние до 1000 В. Оболочки. Степени защиты
1 Стандарт действует только на территории
Российской Федерации.
2 На территории Российской Федерации стан-
дарт не принят.
ГОСТ 14695-80
Подстанции трансформаторные комп-
лектные мощностью от 25 до 2500 кВ-А
на напряжение до 10 кВ. Общие техничес-
кие условия. — Взамен ГОСТ 14695—73,
ГОСТ 18279—72
ГОСТ 14794-79
Реакторы токоограничивающие бетон-
ные. Технические условия. — Взамен ГОСТ
14209—69
ГОСТ 15150-69
Машины, приборы и другие техниче-
ские изделия. Исполнения для различных
климатических районов, категорий, условия
эксплуатации, хранения и транспортиро-
вания в части воздействия климатических
факторов внешней среды
ГОСТ 15542-79
Трансформаторы рудничные силовые
взрывобезопасные. Общие технические ус-
ловия. — Взамен ГОСТ 15542—70
ГОСТ 15543.1-89
Изделия электротехнические. Общие
требования в части стойкости к климати-
ческим внешним воздействующим факто-
рам. — Взамен ГОСТ 15543— 70 в части тре-
бований по климатическим воздействиям
к электротехническим изделиям народнохо-
зяйственного назначения и ГОСТ 16962—71
в части требований по климатическим воз-
действиям к электротехническим изделиям
народнохозяйственного назначения
ГОСТ 15963-79
Изделия электротехнические для райо-
нов с тропическим климатом. Общие техни-
ческие требования и методы испытаний. —
Взамен ГОСТ 15963—70 (в части методов
климатических испытаний электротехничес-
ких изделий народнохозяйственного назначе-
ния заменен ГОСТ 16962.1—89)
ГОСТ 16110-82
Трансформаторы силовые. Термины и
определения. — Взамен ГОСТ 16110—70
608
Указатель действующих стандартов
Приложение
ГОСТ 16555-75
Трансформаторы силовые трехфазные
герметичные масляные. Технические усло-
вия. — Взамен ГОСТ 16555—71
ГОСТ 16772-77
Трансформаторы и реакторы преобразо-
вательные. Общие технические условия. —
Взамен ГОСТ 16772-71
ГОСТ 16837-79
Подстанции рудничные комплектные
трансформаторные взрывобезопасные пе-
редвижные. Общие технические условия. —
Взамен ГОСТ 16837- 71
ГОСТ 16962.1-89
(МЭК 68-2-1—74)
Изделия электротехнические. Методы
испытаний на устойчивость к климатичес-
ким внешним воздействующим факторам. —
Взамен ГОСТ 15963—79 в части методов
климатических испытаний электротехни-
ческих изделий народнохозяйственного на-
значения, ГОСТ 16962—71 в части методов
климатических испытаний электротехни-
ческих изделий народнохозяйственного на-
значения, ГОСТ 17412—72 в части методов
климатических испытаний электротехни-
ческих изделий народнохозяйственного на-
значения
ГОСТ 16962.2-90
Изделия электротехнические. Методы
испытаний на стойкость к механическим
внешним воздействующим факторам. —
Взамен ГОСТ 17516-72 и ГОСТ 16962- 71
в части методов механических испытаний
электротехнических изделий народнохозяйс-
твенного назначения
ГОСТ 17412-72
Изделия электротехнические для райо-
нов с холодным климатом. Технические
требования, приемка и методы испытаний
(в части методов климатических испыта-
ний электротехнических изделий народно-
хозяйственного назначения заменен ГОСТ
16962.1—89)
ГОСТ 17512-82
Электрооборудование и электроуста-
новки на напряжения 3 кВ и выше. Методы
измерения при испытаниях высоким напря-
жением. — Взамен ГОСТ 17512—72
ГОСТ 17516-75
Изделия электротехнические. Условия
эксплуатации в части воздействия механи-
ческих факторов внешней среды (в части
требований по механическим воздействиям
к электротехническим изделиям народно-
хозяйственного назначения заменен ГОСТ
17516.1—90, в части методов механических
испытаний электротехнических изделий на-
роднохозяйственного назначения — ГОСТ
16962.2— 90)
ГОСТ 17516.1-90
Изделия электротехнические. Общие
требования в части стойкости к механи-
ческим внешним воздействующим фак-
торам
ГОСТ 17544-851
Трансформаторы силовые масляные об-
щего назначения классов напряжения 220,
330, 500 и 750 кВ. Технические условия. —
Взамен ГОСТ 15957- 70, ГОСТ 17544-72,
ГОСТ 17545—72
ГОСТ 17544-932
Трансформаторы силовые масляные об-
щего назначения классов напряжения 220,
330, 500 и 750 кВ. Технические условия. —
Взамен ГОСТ 15957-70, ГОСТ 17544-85,
ГОСТ 17545—72
ГОСТ 18624-73
Реакторы электрические. Термины и
определения
'Стандарт действует только на территории
Российской Федерации.
2 На территории Российской Федерации
стандарт не принят.
Межгосударственные стандарты стран СНГ и государственные стандарты РФ
609
ГОСТ 18628-73
Трансформаторы питания сетевые од-
нофазные на напряжения от 1000 до 3500 В
и мощностью до 4000 В • А. Основные пара-
метры
ГОСТ 18629-73
Трансформаторы питания и дроссели
фильтров выпрямителей. Ряд электричес-
ких потенциалов
ГОСТ 19294-84
Трансформаторы малой мощности об-
щего назначения. Общие технические усло-
вия. — Взамен ГОСТ 19294—73
ГОСТ 20074-83
Электрооборудование и электроустанов-
ки. Метод измерения характеристик частич-
ных разрядов. — Взамен ГОСТ 20074—74
ГОСТ 20243-74
Трансформаторы силовые. Методы ис-
пытаний на стойкость при коротком замы-
кании. — Взамен ГОСТ 3484— 65 в части
разд. 8
ГОСТ 20247-81
Трансформаторы и агрегаты трансфор-
маторные силовые электропечные. Общие
технические условия. — Взамен ГОСТ
20247— 74
ГОСТ 20248-82
Подстанции трансформаторные комп-
лектные мощностью от 25 до 2500 кВ • А
на напряжения до 10 кВ. Методы испыта-
ний. — Взамен ГОСТ 20248—74
ГОСТ 20690-751
Электрооборудование переменного тока
на напряжение 750 кВ. Требования к элек-
трической прочности изоляции
1 Распространяется на электрооборудование,
разработанное до 01.01.99.
ГОСТ 20938-75
Трансформаторы малой мощности. Тер-
мины и определения
ГОСТ 21023-75
Трансформаторы силовые. Методы из-
мерений характеристик частичных разрядов
при испытаниях напряжением промышлен-
ной частоты
ГОСТ 21128-83
Системы электроснабжения, сети, источ-
ники, преобразователи и приемники элект-
рической энергии. Номинальные напряже-
ния до 1000 В. — Взамен ГОСТ 21128—75
ГОСТ 22756-77 (МЭК 722-86)
Трансформаторы (силовые и напряже-
ния) и реакторы. Методы испытаний элек-
трической прочности изоляции
ГОСТ 22765-89
Трансформаторы питания низкой час-
тоты импульсные и дроссели фильтров
выпрямителей. Методы измерения элект-
рических параметров. — Взамен ГОСТ
22765.3—77, ГОСТ 22765.4-79, ГОСТ
22765.5—80 - ГОСТ 22765.7-80, ГОСТ
22765.8—82 - ГОСТ 22765.10-82, ГОСТ
22765.11—84, ГОСТ 22765.12-84
ГОСТ 23366-78
Ряды номинальных напряжений посто-
янного и переменного тока
ГОСТ 24126-80
Устройства регулирования напряжения
силовых трансформаторов под нагрузкой.
Общие технические условия. — Взамен
ГОСТ 17500—72 в части устройств РПН
ГОСТ 24687-81
Трансформаторы силовые и реакторы
электрические. Степени защиты
ГОСТ 27360-87
Трансформаторы силовые масляные гер-
метизированные общего назначения мощ-
610
Указатель действующих стандартов
Приложение
ностью до 1600 кВ • А напряжением до 22 кВ.
Основные параметры и общие технические
требования
ГОСТ 30030-93 (МЭК 742-83)
Трансформаторы разделительные и бе-
зопасные разделительные трансформаторы.
Технические требования
ГОСТ 30032.1-93
(МЭК 60060-1-89)
Техника испытаний высоким напряже-
нием. Часть 1. Общие определения и требо-
вания к испытаниям
ГОСТ 30297-951
Трансформаторы силовые сухие
ГОСТ 30830-2002
(МЭК 60076-1-93)
Трансформаторы силовые. Часть 1. Об-
щие положения
ГОСТ Р 51559-2000
Трансформаторы силовые масляные
классов напряжения НО и 220 кВ и авто-
трансформаторы напряжением 27,5 кВ для
электрических железных дорог переменного
тока. Общие технические условия
2. Стандартизация
в электротехнической
промышленности:
Руководящие документы (РД),
Технические условия (ТУ)
(общие требования к силовым
трансформаторам и реакторам)
РД16.454-88
Уровни изоляции электрооборудования
переменного тока на напряжения от 3 до
1 На территории Российской Федерации
стандарт не принят.
750 кВ, поставляемого на экспорт. — Взамен
РТМ16.800.297—76
РД16.556-89
Электрооборудование переменного тока
на напряжение 1150 кВ с уровнем ограни-
чения коммутационных перенапряжений
1,8 t/ф. Требования к электрической про-
чности изоляции и методы испытаний. —
Взамен ОСТ16 0.800.991-82
ТУ 16-87 ИБЕМ 672239.062
Трансформаторы серий ТМВГ, ТМВЭГ,
ТМВБГ классов напряжения до 10 кВ. —
Вводятся впервые
ТУ 16-87 ИБЕВ 672337.006
Трансформаторы серии ТМН мощностью
4000 и 6300 кВ • А на напряжение 35 кВ. —
Вводятся впервые
ТУ 16-87 ИАЯК.672000.031
Реакторы масляные заземляющие дуго-
гасящие серии РЗДСОМ. — Взамен ГОСТ
19470—74
ТУ 16-88 ИАЯК.672000.036
Реактор масляный заземляющий дугога-
сящий серии РЗДПОМ. — Вводятся впервые
взамен ГОСТ 19470— 74
ТУ 16-90 ИАЯК.672000.046
Реакторы масляные шунтирующие.
Технические условия. — Взамен ГОСТ
19469—74
ТУ 16-90 ИАЯК.672000.047
Реакторы шунтирующие высоковоль-
тные классов напряжения 500 и 750 кВ.
Технические условия. — Взамен ГОСТ
19469—74
§3
Стандарты МЭК (IEC) по трансформаторам и реакторам
611
3. Стандарты МЭК (IEC)1
по трансформаторам и реакторам,
а также стандарты, включающие
требования к трансформаторам,
реакторам и изоляционным
жидкостям
(Технические Комитеты
МЭК ТК 10, ТК 14, ТК 28)
(действующие публикации МЭК
согласно каталогу МЭК
в ewww.iec)
МЭК 60050-421 (1990)
Международный электротехнический
словарь. Глава 421: Силовые трансформато-
ры и реакторы
МЭК 60071-1 (1993)
Координация изоляции — Часть 1: Оп-
ределения, принципы и правила
МЭК 60071-2 (1996)
Координация изоляции — Часть 2: Ру-
ководство по применению
МЭК 60071-5 (2002)
Координация изоляции — Часть 5: Ру-
ководящие указания для преобразователь-
ных подстанций постоянного тока высокого
напряжения
МЭК 60076-1 (2000)
Силовые трансформаторы — Часть 1:
Общие положения
МЭК 60076-2 (1993)
Силовые трансформаторы — Часть 2:
Превышение температуры
1 Обозначения стандартов МЭК даны в соот-
ветствии с Каталогом публикаций МЭК (по пя-
тизначной системе нумерации стандартов МЭК,
введенной с 1997 г.).
МЭК 60076-3 (2000)
Силовые трансформаторы — Часть 3:
Уровни изоляции, испытания электричес-
кой прочности изоляции и внешние воз-
душные промежутки
МЭК 60076-4 (2002)
Силовые трансформаторы — Часть 4:
Руководство по испытаниям грозовыми и
коммутационными импульсами силовых
трансформаторов и реакторов
МЭК 60076-5 (2000)
Силовые трансформаторы — Часть 5:
Стойкость при коротком замыкании
МЭК 60076-8 (1997)
Силовые трансформаторы — Часть 8:
Руководство по применению
МЭК 60076-10 (2001)
Силовые трансформаторы — Часть 10:
Определение уровней звука
МЭК 60076-10-1 (1 издание)
Силовые трансформаторы — Часть 10-1:
Определение уровней звука трансформато-
ров и реакторов — Руководство по приме-
нению. — Разрабатывается
МЭК 60076-11 (2004)
Силовые трансформаторы — Часть 11:
Сухие силовые трансформаторы
МЭК 60076-13 (1 издание)
Силовые трансформаторы — Часть 13:
Трансформаторы, заполненные жидким ди-
элекриком, с внутренней защитой. — Раз-
рабатывается
МЭК 60076-14 (1 издание)
Силовые трансформаторы — Часть 14:
Руководство по конструированию и приме-
нению силовых трансформаторов, запол-
ненные жидким диэлекриком, с использо-
ванием высокотемпературных изоляцион-
ных материалов. — Разрабатывается
612
Указатель действующих стандартов
Приложение
МЭК 60076-15 (1 издание)
Силовые трансформаторы — Часть 15:
Силовые газонаполненные трансформато-
ры. — Разрабатывается
МЭК 60156 (1995)
Изоляционные жидкости — Метод оп-
ределения пробивного напряжения при воз-
действии переменного напряжения
МЭК 60214-1 (2003)
Переключающие устройства под нагруз-
кой — Часть 1: Технические требования и
методы испытаний
МЭК 60214-2 (2005)
Переключающие устройст ва под нагруз-
кой — Часть 2: Руководство по применению
МЭК 60247 (2004)
Изоляционные жидкости — Измерение
относительной диэлектрической проницае-
мости, ташенса угла диалектических по-
терь и удельного conpoiивления при посю-
янном напряжении
МЭК 60289 (1988)
Реакторы. — Пересматривается. Подго-
тавливается Публикация МОК 60076- о «Сило-
вые трансформаторы — Часть (у Реакторы»
МЭК 60296 (2003)
Жидкост, применяемые i; j.iCKjpo'Cx-
нике — Неиснользовавтиеся минера п>-
ные изоляционные масла для 1рансформа-
юров и выключи тлей
МЭК 60354 (1991)
Руководств по нагрузочной способнос-
ти масляных силовых iрансформаюров. --
Пересматривается. Подготавливается Пуб-
ликация МЭК 60076-7 «Силовые трансформа-
торы — Часть 7: Руководство по нагрузочной
способности масляных силовых трансформа-
торов»
МЭК 60422 (1989)
Руководство по наблюдению и техни-
ческому обслуживанию минеральных изо-
ляционных масел, использующихся в элек-
трооборудовании
МЭК 60475 (1974)
Метод отбора проб изоляционных жид-
костей
МЭК 60567 (1992)
Руководство по отбору проб газов и ма-
сел из маслонаполненного электрооборудо-
вания и по проведению анализа свободных
и растворенных газов
МЭК 60590 (1977)
Определение содержания ароматичес-
ких углеводородов в свежих минеральных
и юляционных маслах
МЭК 60599 (1999)
М а с л о н а н о л н е н н о е э л е к i р о о б о р у л о в а -
ние в эксплуатации — Руководств по ана-
лизу растворенных и свободных квов в ми-
не ральном масле
МЭК 60616 (1978)
Маркировка oi волов и присоединении
лт сиювых трансформаiоров - Перс-
< матрисается. Подготавливается Публикация
МЭК 60076-9 «Сиювые трансформаторы --
Часть 9: Маркировка отводов и присоедине-
нии дгя силовых трансформаторов»
МЭК 60628 (1985)
Газообразование в изоляционных жид-
костях под воздейс!вием элек1ричсско!о
ноля и ионизации
МЭК 60666 (1979)
Выявление и определение специфичес-
ких антиокислительных присадок в изоля-
ционных маслах
§3
Стандарты МЭК (IEC) по трансформаторам и реакторам
613
МЭК 60814 (1997)
Изоляционные жидкости — Пропитан-
ные маслом бумага и картон. Определение
содержания воды методом титрования в ав-
томатическом кулометре Карла Фишера
МЭК 60836 (1988)
Характеристики кремнийорганических
жидкостей, применяющихся в электрообо-
рудовании
МЭК 60867 (1993)
Изоляционные жидкости — Характе-
ристики неиспользовавшихся жидкостей на
основе синтетических ароматических угле-
водородов
МЭК 60897 (1987)
Методы определения пробивного на-
пряжения изоляционных жидкостей при
воздействии грозовых импульсов
МЭК 60905 (1987)
Руководство по нагрузочной способно-
сти сухих силовых трансформаторов. —
Пересматривается. Подготавливается Пуб-
ликация МЭК 60076—12 «Силовые трансфор-
маторы — Часть 12: Руководство по нагру-
зочной способности сухих силовых трансфор-
маторов»
МЭК 60944 (1988)
Руководство по применению кремнийор-
ганических жидкостей для трансформаторов
МЭК 60970 (1989)
Методы определения количества и раз-
меров частиц в изоляционных жидкостях
МЭК 60989 (1991)
Разделительные трансформаторы, авто-
трансформаторы, регулируемые трансфор-
маторы и реакторы
МЭК 61039 (1990)
Общая классификация изоляционных
жидкостей
МЭК 61065 (1991)
Метод оценки свойств текучести при
низкой температуре состарившихся мине-
ральных изоляционных масел
МЭК 61099 (1992)
Характеристики неиспользовавшихся
сложных синтетических органических эфи-
ров, применяющихся в электрооборудовании
МЭК 61100 (1992)
Классификация изоляционных жидкос-
тей по температуре воспламенения и по зна-
чению калориферной сетки
МЭК 61125 (1992)
Неиспользовавшиеся изоляционные
жидкости на основе углеводородов — Ме-
тоды испытаний для оценки стойкости к
окислению
МЭК 61144 (1992)
Метод испытания для определения го-
рючести изоляционных жидкостей
МЭК 61181 (1993)
Пропитанные изоляционные материа-
лы — Применение анализа растворенных
газов при заводских испытаниях электро-
оборудования
МЭК 61197 (1993)
Изоляционные жидкости — Линейное
распространение пламени. Метод испыта-
ния с использованием стеклоленты
МЭК 61198 (1993)
Минеральные изоляционные масла —
Методы определения 2-фурфураля и его со-
единений
МЭК 61203 (1992)
Сложные синтетические органические
эфиры, применяющиеся в электрооборудо-
вании — Руководство по техническому об-
служиванию эфиров в трансформаторах
614
Указатель действующих стандартов
Приложение
МЭК 61294 (1993)
Изоляционные жидкости — Метод оп-
ределения напряжения возникновения час-
тичных разрядов
МЭК 61378-1 (1997)
Преобразовательные трансформаторы —
Часть 1: Трансформаторы для промышлен-
ного применения
МЭК 61378-2 (2001)
Преобразовательные трансформаторы —
Часть 2: Трансформаторы для применения
в передачах постоянного тока высокою на-
пряжения
МЭК 61378-3 (1 издание)
Преобразовательные трансформаторы —
Часть 3: Руководство по применению. —
Разрабатывается
МЭК 61619 (1997)
Изоляционные жидкости — Загрязне-
ние полихлорированным бифенилом. Ме-
тод определения с помощью капиллярной
колоночной газовой хроматографии
МЭК 61620 (1998)
Изоляционные жидкости — Определе-
ние тангенса угла диэлектрических потерь
при измерении проводимости и сопротив-
ления. Метод испытания
МЭК 61868 (1998)
Минеральные изоляционные масла —
Определение кинематической вязкости при
очень низких температурах
Справочное издание
СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ.
СПРАВОЧНАЯ КНИГА
Редакторы С. Д. Лизунов, А. К. Лоханин
Редактор издательства А. Б. Желдыбин
Компьютерная верстка А. А. Королева
Подписано в печать 28.09.2004. Формат 60 х 84 Vs-
Бумага офсешая № 1. Печать офсетная. Усл. печ. л. 38,50.
Уч.-изд. л. 55,00. Тираж 1000 экз. Заказ 365т
Энергоиздат, 107996, Москва, ГСП-6, Садовая-Спасская, 18.
Отпечатано в типографии НИИ «Геодезия»
г. Красноармейск Московской обл.
СПИСОК ОПЕЧАТОК
в справочной книге «Силовые трансформаторы»
1. Стр. 14, п. 4,1. Заменить слово «цемолозиомасляной» на «целлюлозно-масляной».
2. Стр. 118, и. 8.2, 2-й столбец, 4-я строка 2-го абзаца сверху. Заменить слово «заземлен-
ной^ на «изолированной»
3. Стр. 362, табл. 18.8.П, 1-я строка 4-го столбца. Вместо «= 50 или 60 Гц» должно быть
<</'= 50 или 60 Гц».
4. Стр. 370, табл. 18.15.П. Добавить в конце сноски «**» после слов «в 5.5.3» слова:
«ГОСТ 1516.3-96».
5. Стр. 612, 1-й столбец. В 4-м сверху наименовании «МЭК 60214-2 (2005)» заменить
«(2005)» на (2004)».