Как определить номинальный ток трансформатора. Номинальные параметры трансформаторов. Обмотки многослойные цилиндрические обмотки

Раздел 1

СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ

Общие положения

В соответствии с ГОСТом принята единая структура условного обозначе­ния трансформаторов: О - однофазный или Т - трехфазный трансформатор, М - масляный с естественной циркуляцией воздуха и масла, С - сухой, 3 - защищенное исполнение, Г - герметичное, Н - возможность регулирования под нагрузкой. После буквенной части обозначения через тире указывается номинальная мощность трансформатора в киловольт-амперах (кВ А), затем через дробь - класс напряжения стороны высшего напряжения (ВН) в кило­вольтах (кВ) и далее через тире - климатическое исполнение и категория раз­мещения оборудования. Например, условное обозначение ТМ-250/10-УЗ от­носится к трансформатору масляному, двухобмоточному, мощностью 250 кВ А, класса напряжения 10 кВ, исполнения У категории 3 (для умерен­ного климата и закрытых помещений), обозначение ТСЗ-400/10-УЗ - к трансформатору трехфазному сухому с естественным воздушным охлаждени­ем, защищенного исполнения, мощностью 400 кВ А. В паспортной табличке приводятся основные параметры трансформатора.

Номинальные напряжения трансформатора. В качестве номинального указы­вается значение междуфазного (линейного) напряжения. Большинство транс­форматоров с ВН 10 кВ выпускается с НН 0,4 кВ для питания электроприем­ников напряжением 380 и 220 В. В обмотке ВН ряда трансформаторов преду­сматривается возможность изменения напряжения в диапазоне ±5 % номинального ступенями по 2,5 %. Это достигается переключением ответвле­ний обмотки ВН, обязательно при отключении всех обмоток трансформатора от сети. Такой вид переключения сокращенно обозначается ПБВ (переключе­ние без возбуждения), в отличие от РПН (регулирование под нагрузкой). Уст­ройства типа ПБВ - ручного действия, устройства типа РПН имеют привод с кнопочным (дистанционным и местным) или автоматическим управлением.

Номинальные значения мощности и тока. Мощность трехфазного трансфор­матора определяется как сумма мощностей всех трех фаз. При равномерной нагрузке фаз полная мощность равна:

Владелец" href="/text/category/vladeletc/" rel="bookmark">владелец электроустановки.

1. Измерение характеристик изоляции

1.1. Параметры изоляции.

При определении характеристик изоляции температура ее должна быть не ниже 10 °С. За температуру изоляции длительно отключенного или не подвер­гавшегося нагреву трансформатора принимается температура верхних слоев масла. Для трансформаторов без масла измерения производятся термометром, помещенным в карман термосигнализатора на крышке бака. При этом карман следует заполнить трансформаторным маслом.

Если температура трансформаторного масла ниже 10 °С, то при измере­нии характеристик изоляции трансформатор должен быть нагрет. В процессе нагрева температура изоляции принимается равной средней температуре об­мотки ВН фазы В, определяемой по сопротивлению обмотки постоянному току. Измерение последнего производится не ранее чем через 60 мин после отключения тока нагрева обмотки или через 30 мин после отключения внешнего источника тепла. Температуру обмотки рекомендуется рассчиты­вать по формуле:

660 " style="width:495.0pt;margin-left:2.0pt;border-collapse:collapse;border:none">

Двухобмоточные трансформаторы

К электрическим показателям состояния изоляции относятся ее сопротив­ление постоянному току, тангенс угла потерь, емкости. Электрическая схема замещения изоляции как неоднородного диэлектрика представлена на рис. 1.

Рис. 1. Схема замещения изоляции: С г - геометрическая емкость; R aб и С аб - актив­ное сопротивление и емкость абсорбционной ветви; R скв - сопротивление изоляции установившемуся постоянному току

При приложении к зажимам схемы постоянного напряжения U в ней воз­никает ток, являющийся геометрической суммой трех составляющих:

а) емкостной ток I г обусловлен так называемой геометрической емкостью С г, имеет импульсный характер и не оказывает влияния на результаты измере­ния сопротивления постоянному току;

б) ток I аб отражает процесс заряда слоев диэлектрика через сопротивление изоляции предшествующего слоя. С увлажнением изоляции сопротивление R аб снижается, а емкость С а6 возрастает, поскольку увлажненные слои диэлек­трика становятся полупроводящими; толщина сухого слоя диэлектрика сни­жается. Как следствие, начальное значение тока I а6 возрастает и он быстрее спадает до нуля;

в) ток сквозной проводимости I скв, или ток утечки, через сопротивление R скв, обусловленное как наружным загрязнением изоляции, так и наличием в ней путей сквозной утечки.

При измерении сопротивления изоляции постоянному току показания прибора будут возрастать по мере спадания тока абсорбции I а6. Время уста­новления тока обычно не превышает 60 с, хотя для сухой и исправной изоля­ции оно может быть значительно больше. Сопротивление изоляции постоян­ному току дает представление о состоянии изоляции главным образом в отно­шении ее увлажнения и загрязнения.

Векторная диаграмма токов в схеме рис. 1, включенной на переменное на­пряжение, показана на рис. 2.

Потери в изоляции создаются в основном абсорбционным током I а6 ≈ I а:

Р = UI cos φ = UI a = UI ctg δ .

Отношение активной составляющей Iа полного тока I к его емкостной со­ставляющей Iс называется тангенсом угла диэлектрических потерь и выража­ется в процентах:

tg δ % = 100.

Как видно из рис. 2, угол δ , дополняющий фазный угол φ до 90°, обуслов­лен наличием активных потерь. При отсутствии потерь, в идеальном диэлек­трике δ = 0 и соответственно tg δ = 0.

http://pandia.ru/text/78/022/images/image007_1.gif" width="36" height="41 src=">RxCx.

Увлажнение и другие дефекты изоляции вызывают увеличение активной составляющей тока I а, диэлектрических потерь и tg δ . Поскольку при этом ак­тивная составляющая I а растет значительно быстрее, чем емкостная I c, пока­затель tg δ отражает изменение состояния изоляции и потери в ней. Вместе с тем он определяет лишь общую, усредненную характеристику изоляции, тогда как местные и сосредоточенные дефекты в изоляции большого объема изме­рением tg δ обнаруживаются плохо; при малом объеме изоляции удается обна­ружить развитые местные и сосредоточенные дефекты.

Рис. 3 . Эквивалентная последовательная схема замещения изоляции

1.2. Измерение сопротивления изоляции.

Перед началом измерения все обмотки должны быть заземлены не менее чем на 5 мин, а между отдельными измерениями - не менее чем на 2 мин для сня­тия емкостного заряда. Измерение производится мегаомметром 2500 В с верх­ним пределом измерения не нижеМОм. Показания мегаомметра отсчитываются через-15 (R I5) и 60 с (R 60,) после приложения напряжения к изоляции обмотки. Значения R 60, измеренные при заводской температуре или приведен­ные к ней, для вновь вводимых трансформаторов на напряжение до 35 кВ мощ­ностью до 10 MB А, залитых маслом, должны быть не менее указанных в табл. 2.

Таблица 2. Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции

обмоток масляных трансформаторов, Мом

Для приведения значений R 60, измеренных на заводе-изготовителе, к тем­пературе измерения при наладке производится пересчет с помощью коэффи­циента К (табл. 3).

Таблица 3. Значения коэффициента К в зависимости от температуры

Примечание. Здесь t 2 - наибольшая температура; t 1 - наименьшая температура.

Для сухих силовых трансформаторов значения R 60 при температуре 20-30 °С должно быть не ниже указанных в табл. 4.

Таблица 4. Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции R 60

обмоток сухих силовых трансформаторов

Примечание. Значения R 60 относятся ко всем обмоткам трансформатора

Для остальных трансформаторов сопротивление изоляции, приведенное к температуре, при которой производились измерения на заводе-изготовителе, должно составлять не менее 50 % исходного значения.

1.3. Измерение коэффициента абсорбции.

По результатам измерения сопротивления изоляции определяется коэффи­циент абсорбции R 60/ R 15, который при температуре 10-30 °С должен быть не ниже 1,3. Это измерение обязательным не является.

1.4. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь.

Измерение tg δ производят мостами переменного тока типа МД-16, Р5026, Р595, принципиальная схема которых приведена на рис. 4, или иными прибо­рами аналогичного назначения.

Рис. 4 . Принципиальная схема моста Шеринга

Эти приборы являются, по-существу, измерителями емкости (мост Ше­ринга). При равновесии моста обеспечивается равенство

tg δ = ωR хС х = ωR 4C 4.

В мостах МД-16 принято R 4 = 104/π = 3184 Ом, а уравновешивание моста достигается изменением емкости С 4.

Применяют две схемы включения моста: нормальную (рис. 5а), в которой измерительный элемент Р включен между одним из электродов испытуемого диэлектрика С х и землей, и перевернутую (рис. 5б), в которой измерительный элемент включен между электродом испытуемого объекта и выводом высоко­го напряжения моста. Нормальная схема применяется, когда оба электрода изолированы от земли, например при измерении tg δ изоляции между обмот­ками трансформатора, Для измерения tg δ объектов, у которых один из элек­тродов наглухо соединен с землей (например, магнитопровод трансформато­ра, фланец ввода и т. п.), применяют перевернутую схему. Необходимо иметь в виду, что в этом случае отдельные элементы моста находятся под испыта­тельным напряжением. Для трансформаторов, залитых маслом, значение ис­пытательного напряжения должно быть не более 60 % заводского испытатель­ного и не выше 10 кВ.

Рис. 5. Измерение tg δ по нормальной (а) и перевернутой (б) схемам: С х - объект измерения; Р - мост; Т - испытательный трансформатор

На высоком напряжении мост используется с внешним образцовым воз­душным конденсатором типа Р5023. В качестве источника напряжения до 10 кВ обычно применяют измерительный трансформатор напряжения типа НОМ-10 или НОМ-6. Мост и необходимую аппаратуру размещают в непо­средственной близости от испытуемого объекта и устанавливают ограждение (см., например, рис. 6). Провод, идущий от испытательного трансформатора Т к образцовому конденсатору C N, а также соединительные кабели моста Р , находящиеся под напряжением, должны быть удалены от заземленных пред­метов не менее чем на 100мм. Трансформатор Т и его регулирующее устройство TAB (ЛATP) должны отстоять от моста не менее чем на 0,5 м. Корпуса моста Р , трансформатора Т и регулировочного устройства TAB, a также один вывод вторичной обмотки трансформатора Т заземляют.

Рис. 6. Схема расположения аппаратов при измерении tg δ : С х - объект измерения; C N - образцовый конденсатор; Т - испытательный трансформатор; Р - мост; TAB - регулировочный автотрансформатор, 0 - переносное ограждение

На результаты измерения tg δ могут оказывать влияние магнитные и элек­тростатические поля. Это влияние частично можно учесть, выполнив измере­ние четыре раза, при разных полярностях подаваемого испытательного напря­жения и включения гальванометра. Наиболее эффективной мерой является такой подбор фазы питающего напряжения, при котором влияние минималь­но. Практически это удобно осуществить питанием схемы от той из фаз АВ, ВА; АС, СА или ВС, СВ, при которой результат измерения минимален.

Измеренные значения tg δ сравнивают с данными протокола заводских ис­пытаний, от которых они не должны отличаться в сторону ухудшения более чем на 50 %. При отсутствии на объекте сведений о результатах заводских ис­пытаний можно ориентироваться на данные табл. 5 (для вновь вводимых трансформаторов классов напряжения обмотки ВН, залитых маслом, до 35 кВ включительно). Заводские данные следует привести к температуре при налад­ке с помощью коэффициента К (табл. 6).

Таблица 5. Наибольшие допустимые значения tg δ (%) изоляции обмоток трансформаторов

Таблица 6. Коэффициенты для пересчета заводских значений tg δ к температуре при наладке

Измерение tg δ трансформаторов мощностью до 1600 кВ А не обязательно.

1.5. Определение отношения С 2/С 50.

Эта величина представляет собой отношение емкости при частоте 2 Гц к емкости при частоте 50 Гц и характеризует увлажненность изоляции транс­форматора. На частоте 50 Гц успевает проявиться только геометрическая ем­кость, одинаковая при сухой и влажной изоляции. На частоте 2 Гц проявляет­ся и абсорбционная емкость, которая при влажной изоляции больше, чем при сухой. Для увлажненной изоляции отношение С 2/С 50 приближается к 2, для сухой - близко к 1.

Измерения производятся прибором типа ПКВ-13 по схемам табл. 1 для трансформаторов, залитых маслом (как правило); допустимые значения С 2/С 50 приведены в табл. 7.

Местные увлажнения выявляются этим методом плохо.

Таблица 7. Наибольшие допустимые значения С2/С50 обмоток трансформаторов в масле

1.6. Определение ΔС /С (метод «емкость-время»).

Эта величина представляет собой отношение приращения емкости за опре­деленный промежуток времени (например, 1 с) к измеренному значению ем­кости. Приращение происходит за счет абсорбционной емкости, которая ус­певает за это время проявиться у влажной изоляции и не успевает у сухой. Метод «емкость-время» применяется, как правило, для трансформаторов, не заполненных маслом, в связи с тем что отношение ΔС /С сильно зависит от tg δ масла. Этот метод является самым чувствительным из всех известных в настоящее время методов контроля влажности изоляции. Допустимые значе­ния ΔС /С приведены в табл. 8.

Примечание. ПУЭ, 7-е изд., и ПТЭЭП испытаний по п. 1.5 и 1.6 не требуют; они могут произ­водиться, если владелец электроустановки или представитель завода-изготовителя сочтут это не­обходимым.

Таблица 8. Наибольшие допустимые значения ΔС/С обмоток трансформатора без масла

Измерения производятся прибором типа ЕВ-3. Мерой емкости служит ко­личество электричества, измеренное при ее разряде за определенный проме­жуток времени. Вначале предварительно заряженный объект, например, об­мотку трансформатора, разряжают на запоминающий конденсатор, устано­вившееся напряжение на котором будет пропорционально геометрической емкости С . При измерении приращения емкости С запоминающий конденса­тор разряжается на емкость объекта.

Отношение ΔС /С растет с повышением не только влажности изоляции, но и температуры. Перерасчет от температуры t 2 к температуре t 1 производят ум­ножением значения ΔС /С на коэффициент К из табл. 9. Если трансформатор подвергался ревизии, то ограничиваются также и приращения ΔС /С , измерен­ные в конце и в начале ревизии и приведенных к одной и той же температуре (см. табл. 8).

Таблица 9. Значения коэффициента для пересчета отношения ΔС/С

2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

Испытывается изоляция обмоток вместе с вводами повышенным напряже­нием от постороннего источника. Значения испытательного напряжения при­ведены в табл. 10, продолжительность испытания - 1 мин.

Таблица 10. Значения испытательного напряжения изоляции трансформаторов

Примечание. В числителе дроби указаны значения испытательного напряжения для масляных трансформаторов, автотрансформаторов, масляных реакторов и дугогасящих катушек с нормаль­ной изоляцией, в знаменателе - для трансформаторов с облегченной изоляцией.

Мощность источника испытательного напряжения (повышающего транс­форматора) может быть рассчитана по формуле:

P = ωC xUU ном∙ 10-9 кB∙ A,

где С х - емкость изоляции испытываемого трансформатора, пФ; U - испы­тательное напряжение, кВ; U ном - номинальное напряжение обмотки ВН ис­пытательного трансформатора, кВ; ω - угловая частота испытательного на­пряжения (ω = 314 1/с). Ориентировочно емкость высоковольтных вводов со­ставляет 50-800 пФ, силовых трансформаторов - 1000-10 000 пФ. При необходимости емкость трансформатора можно измерить на низком напряже­нии мостом или с помощью амперметра и вольтметра.

В качестве испытательных трансформаторов можно, кроме специальных, использовать другие силовые трансформаторы, а также трансформаторы на­пряжения. Полезно иметь в виду, что силовые трансформаторы допускают при этом перегрузку по току до 250 % номинального значения. Трансформа­торы напряжения типа НОМ допускают повышение напряжения на первич­ной обмотке до 150-170% номинального. При отсутствии испытательного трансформатора достаточной мощности возможно параллельное включение двух однотипных трансформаторов.

Трансформатор считается выдержавшим испытание, если не произошло пробоя или перекрытия изоляции, замеченных по звуку, выделению газа и дыма или по характерным показаниям приборов (падение напряжения и рез­кое увеличение тока утечки при пробое).

Испытание производится при удовлетворительных результатах проверки состояния изоляции обмоток. До и после испытания необходимо измерить сопротивление изоляции, значение которого за время испытания не должно уменьшиться.

3. Измерение сопротивления обмоток постоянному току

Измерение производится на всех ответвлениях, если для этого не потребу­ется выемки сердечника. Измеряются линейные сопротивления на всех от­ветвлениях обмоток всех фаз. При наличии нулевого вывода дополнительно измеряется одно из фазных сопротивлений. Измерения малых сопротивлений производят миллиомметром (по четырехпроводной схеме) или методом ам­перметра-вольтметра.

При измерении методом амперметра-вольтметра необходимо иметь в виду, что сопротивление обмотки трансформатора представляет собой комплексную величину с малой активной составляющей и значительной индуктивностью, причем постоянная времени обмотки тем больше, чем больше мощность трансформатора. Поэтому при подаче на обмотку постоянного напряжения измерительный ток I в ней устанавливается не сразу, а падение напряжения U = Ir 0 на измеряемом сопротивлении r0 сравнительно невелико, до несколь­ких вольт. Примерные ориентировочные значения сопротивления r 0, индук­тивности L и постоянной времени Т = L /r 0 обмоток ряда трансформаторов приведены в табл. 11. Поскольку для достижения установившегося значения тока в обмотке требуется время не менее 5 Т (отклонение менее 1 %), то, как видно из таблицы, уже для трансформаторов мощностью порядка 1000 кВ А это время составляет несколько минут.

Таблица 11. Ориентировочные значения некоторых параметров обмоток силовых

трансформаторов на напряжение 10 кВ

Примечание. Ориентировочные значения сопротивления и индуктивности других обмоток трансформатора можно рассчитать путем умножения на квадрат коэффициента трансформации.

При испытаниях указанные выше особенности учитываются следующим образом.

Напряжение источника питания не должно быть чрезмерно велико, значе­ние его выбирается обычно в пределах нескольких десятков вольт. Во избежа­ние повреждения вольтметра от перенапряжений, возникающих при измене­нии тока, вначале подают напряжение на обмотку, а вольтметр подсоединяют после того, как ток достигнет установившегося значения; по окончании изме­рений сперва отсоединяют вольтметр, затем прерывают ток. Провода цепи вольтметра подсоединяют к зажимам трансформатора непосредственно, что­бы исключить падение напряжения на амперметре. Принимают меры для со­кращения длительности переходного процесса:

а) напряжение источника постоянного тока U0 выбирают в несколько раз больше, чем ожидаемое значение падения напряжения ΔU : U 0 » ΔU . В про­цессе измерения постепенно уменьшают приложенное напряжение от U 0 доли или увеличивают сопротивление измерительной цепи так, чтобы значе­ние измерительного тока оставалось в пределах 20 % номинального тока об­мотки. При кратковременных (до 1 мин) измерениях допускается повышать значение тока;

б) в измерительную цепь вводят дополнительное активное сопротивление r д, уменьшая тем самым постоянную времени цепи Т = L /(r + r д).

Измеренное значение не должно отличаться более чем на 2 % от среднего значения сопротивления, полученного на том же ответвлении для других фаз, или от данных завода-изготовителя. Для сравнения измеренных сопротивле­ний их значения должны быть приведены к одной и той же температуре:

В трехфазных трансформаторах значения тока XX различных фаз неодина­ковы: в средней фазе оно обычно на 20-35 % меньше, чем в крайних, из-за меньшей длины пути магнитного потока. Поэтому значение тока XX трехфаз­ного трансформатора определяют как среднеарифметическое значение токов трех фаз:

http://pandia.ru/text/78/022/images/image025.jpg" align="left" width="324" height="94">

Рис. 10. Измерение потерь XX трансформатора (для одной пары зажимов): а - суммарных потерь; б - потерь в приборах

Измерения выполняют по схемам рис. 10. Сначала измеряют суммарную мощность Р изм, потребляемую трансформатором и измерительными приборами, а затем, исключив трансформатор, мощность Р пр, потребляемую прибора­ми. Потери в трансформаторе находят как разность

Р исп = Р изм – Р пр.

Оценку результатов производят сопоставлением измеренных при испыта­ниях значений Р исп с данными завода-изготовителя или полученными на оди­наковых трансформаторах при том же напряжении возбуждения U исп.

Измерение с приведением потерь к номинальному напряжению проводит­ся по тем же схемам, но одна из фаз трансформатора при этом поочередно за­корачивается (рис. 11). Значение потерь определяется как среднее из трех опытов. Подводимое напряжение выбирается равным 5-10 % номинального напряжения возбуждаемой обмотки.

Рис. 11. Схемы однофазного возбуждения трехфазных трансформаторов для измерения потерь XX при соединении первичной обмотки: а, б, в - в треугольник; г, д, е - в звезду с выведенной нулевой точкой; ж - в звезду без выведенной нулевой точки

При измерении потерь у трансформаторов с группой соединения Y/Δ мож­но руководствоваться табл. 14.

Таблица 14

При отсутствии дефектов потери, измеренные при закорачивании обмоток крайних фаз (А или С ), должны быть практически одинаковыми, а при зако­рачивании средней фазы (В ) превышать на 35 % и более потери, полученные при одном из измерений с закорачиванием крайней фазы. Дефектной будет та фаза (обмотка или магнитопровод), при закорачивании которой потери ока­жутся наименьшими.

Потери Р исп, измеренные при напряжении U иcп, приводятся к номинально­му напряжению U н по формулам:

http://pandia.ru/text/78/022/images/image028_0.gif" width="113" height="53 src=">- для обмоток, соединенных в треугольник,

где n - показатель степени, значения которого зависят от сорта трансформа­торной стали и от напряжения, подводимого к трансформатору при опыте. При U исп = (5-10 %) U н значение n обычно составляет 1,8 для горячекатаной и 1,9 для холоднокатаной трансформаторной стали.

Значение Р 0 сравнивают с данными завода-изготовителя; у исправных трансформаторов расхождение обычно не превышает 5 %.

Измерение при номинальном напряжении производят после включения трансформатора под рабочее напряжение. Амперметры для измерения тока XX (и токовые обмотки ваттметров) включают в цепь вторичных обмоток ста­ционарно установленных трансформаторов тока класса Д или 0,5 с неболь­шой нагрузкой во вторичной цепи. Не рекомендуется применять амперметры выпрямительной системы из-за значительной погрешности, обусловленной несинусоидальностью кривой тока холостого хода.

Оценку результатов измерений производят по соотношению токов фаз и их абсолютному значению.

7. Проверка работы переключающего устройства и снятие круговой диаграммы

Устройства типа РПН осуществляют ступенчатое регулирование напряже­ния под нагрузкой путём переключения ответвлений обмотки без разрыва цепи тока. Ответвления переключаются подвижными контактами так назы­ваемого избирателя в обесточенном состоянии, а разрыв цепи и дугогашение производятся контакторами по двум параллельным ветвям. Сначала контак­тор разрывает цепь одной ветви, избиратель переходит на последующее от­ветвление, затем контактор замыкает эту ветвь, подготавливая другую к пере­ключению.

Разрыв дуги может осуществляться в масле, воздухе, вакууме или с приме­нением полупроводниковых приборов. В качестве токоограничивающих эле­ментов применяются реакторы или резисторы. В ряде схем применяется предызбиратель, позволяющий изменять полярность подключения регулировоч­ной обмотки по отношению к основной и тем самым расширить диапазон регулирования напряжения.

Проверку срабатывания переключающего устройства следует производить согласно заводским инструкциям. С этой целью снимают диаграммы последо­вательности работы устройства, называемые круговыми диаграммами. Круго­вая диаграмма отражает зависимость моментов действия контактов избирате­ля, предызбирателя и контактора от углов поворота вала привода или отдель­ного элемента. Снятие круговой диаграммы следует производить на всех положениях переключателя, одновременно для всех фаз, в обоих направлени­ях переключения. Последнее требование вызвано тем, что из-за наличия люфтов, т. е. зазоров в механизмах переключения и привода, круговые диа­граммы разных направлений отличаются значением угла люфта (угла поворо­та валов для выбора всех зазоров). I

http://pandia.ru/text/78/022/images/image030.jpg" align="left" width="165" height="136">Устанавливают привод в одно из положений, вращая его в том же направлении, в каком будет производиться снятие круговой диаграммы, чтобы выбрать люфты приводного механизма. Положение стрелки на шкале отмечается как условный нуль. Пусть, например, переключатель, установленный в положение 5 путем вращения привода со стороны положения 4, требуется перевести в по­ложение 6. Вращая рукоятку в сторону положения 6, фиксируют размыкание контакта К1 по зажиганию сигнальной лампы HL1.

Рис. 13. Схема снятия круговой диаграммы работы переключающего устройства типа РНТ-13

При дальнейшем поворо­те происходит размыкание контакта SAC1 избирателя с ламелью контакта 5, и сигнальная лампа HL1 гаснет. После замыкания контакта SAC1 с ламелью контакта 6 она загорается вновь и горит ярче при замыкании контакта SAC1 в положении 6. При последующем полуобороте вала от 180 до 360° работают контактор К2 и избиратель SAC2 (табл. 15). Далее поворачивают рукоятку еще на 40-50° в сторону положения 7, чтобы исключить влияние люфтов, и сни­мают эту же часть диаграммы в обратном направлении, т. е. в данном случае при переключении из положения 6 в положение 5. На основании полученных данных строят развернутую диаграмму (рис. 14).

Рис. 14 . Развернутая круговая диаграмма работы устройства РНТ-13; Л - угол люфта

Таблица 15. Последовательность работы элементов переключающего устройства типа РНТ-13

Правильность работы переключателя оценивают по симметрии располо­жения участков работы контакторов и переключателей, а также по ширине зоны β . В случае необходимости ее следует отрегулировать нониусной муф­той горизонтального вала, находящейся внутри трансформатора. Круговые диаграммы должны соответствовать паспортным данным в пределах допусков завода-изготовителя.

8. Фазировка трансформаторов

Фазировкой называется проверка совпадения по фазам одноименных на­пряжений включаемого трансформатора и сети или другого, работающего трансформатора. Проверка сводится к отысканию пар выводов, напряжение между которыми равно нулю. На обмотках до 0,4 кВ проверка производится вольтметром, до 10 кВ - указателями напряжения, свыше 10 кВ - с помо­щью измерительных трансформаторов напряжения. Приборы для фазировки трансформаторов с заземленными нейтралями должны быть рассчитаны на двойное линейное напряжение. На напряжении до 10 кВ используются два указателя напряжения, в один из которых вместо конденсатора и неоновой лампы встроены резисторы сопротивлением 3-4 МОм при напряжении до 6 кВ и 5-7 МОм - при 10 кВ. Зажимы указателей соединяют гибким прово­дом с усиленной изоляцией.

Как правило, фазировку выполняют на низшем напряжении трансформа­тора. Сравниваемые напряжения должны быть одинаковы по значению (от­клонение не более 10 %) и симметричны. Для получения замкнутой цепи об­мотки должны иметь общую точку. У трансформаторов с заземленными ней­тралями они соединены через землю, а если хотя бы одна из фазируемых обмоток имеет изолированную нейтраль, необходимо соединить любые два вывода обеих обмоток. Такое соединение осуществляют либо временной пе­ремычкой, либо указателями напряжения или оперативными штангами, либо включением одной фазы разъединителя. При фазировке обмоток с заземлен­ными нейтралями проводят девять измерений, с изолированными - четыре. Сказанное иллюстрируется рис. 15 и табл. 16.

Рис. 15. Фазировка силовых трансформаторов напряжением до 0,4 кВ: Т1 - работающий трансформатор; Т2 - фазируемый трансформатор

Таблица 16. Схема измерения вольтметром

Фазировка силовых трансформаторов на напряжении свыше 1 кВ произво­дится с помощью измерительных трансформаторов напряжения, фазировка которых, в свою очередь, должна быть предварительно проверена подачей на них одного и того же напряжения. В остальном фазировка выполняется так же, как и на напряжении до 1000 В (рис. 16).

Рис. 16. Фазировка силовых трансформаторов (Т1 и Т2) на напряжении выше 1 кВ с помощью трансформаторов напряжения (TV1 и TV2); шинно-соединительный выклю­чатель Q отключен

На параллельную работу включаются трансформаторы с одинаковыми группами соединения. В ряде случаев одна группа может быть приведена к другой путем простых пересоединений. Так, возможность параллельной рабо­ты групп 0, 4, 8; 6, 10, 2; 11,3, 7; 5, 9, 1, разнящихся на 4 часа (120 электриче­ских градусов), обеспечивается круговой перестановкой фаз. Трансформаторы групп 0, 4 и 8 могут работать параллельно с трансформаторами групп 6, 10 и 2 (сдвиг на 180 град, эл.), если поменять местами начало и конец первичной или вторичной обмотки одного из трансформаторов. Параллельную работу некоторых нечетных групп можно обеспечить, перекрестив две фазы на выс­шем и низшем напряжении. В то же время практически невозможно осущест­вить параллельную работу трансформаторов четных и нечетных групп.

9. Испытание включением толчком на номинальное напряжение

При 3-5-кратном включении не должны иметь место явления, указываю­щие на неудовлетворительное состояние трансформатора. Этим опытом про­веряется также отстройка максимальной токовой защиты от бросков тока на­магничивания трансформатора. Физически возникновение сверхтока объяс­няется следующим. При включении трансформатора возникает переходный процесс, в течение которого магнитный поток можно рассматривать как сум­му двух составляющих: периодической с неизменной амплитудой и медленно затухающей апериодической. В момент включения эти составляющие равны по значению и противоположны по знаку, сумма их равна нулю. Когда же пе­риодическая составляющая приобретает ту же полярность, что и апериодиче­ская, они суммируются арифметически. Наибольшее возможное значение этой суммы близко к двукратной амплитуде периодической составляющей. Вследствие глубокого, насыщения стали магнитопровода бросок тока холосто­го хода может превысить установившееся значение его в десятки и сотни раз и в 4-6 раз - номинальный ток.

10. Включение трансформатора в работу

Перед пробным включением трансформатора под рабочее напряжение не­обходимо проверить:

Действие всех предусмотренных защит, которые при этом должны рабо­тать на отключение;

Действие механизмов блокировки выключателей;

Показания всех установленных термометров;

Уровень масла в расширителе и его сообщаемость с баком трансформа­тора;

Положение крана (должен быть открыт) в маслопроводе газового реле;

Отсутствие воздуха в газовом реле;

Соответствие указателя положений переключателя заданному;

Отсутствие посторонних предметов на трансформаторе; заземление бака; отсутствие течи масла.

Включение трансформатора следует, как правило, производить с той сто­роны, где установлена защита, и в продолжение не менее чем 30 мин провес­ти прослушивание и наблюдение за состоянием трансформатора. При удовле­творительных результатах пробного включения трансформатор может быть включен под нагрузку и сдан в эксплуатацию.

ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ

Трансформатором называется устройство, предназначенное для преобразования электрической энергии переменного тока одного напряжения в электрическую энергию другого напряжения посредством электромагнитной индукции.
Трансформатор состоит из двух или большего числа взаимно неподвижных электрически не связанных между собой обмоток, расположенных на ферромагнитном магнитопроводе. Обмотка трансформатора, потребляющая энергию из сети, называется первичной, обмотка, отдающая энергию в сеть,- вторичной.
Обмотки трансформатора подключаются к сетям с разными напряжениями. Обмотка, предназначенная для присоединения к сети с более высоким напряжением, называется обмоткой высшего напряжения (ВН), а подсоединяемая к сети с меньшим напряжением, – обмоткой низшего напряжения (НН). Если вторичное напряжение меньше первичного, то трансформатор называется понижающим, если больше – повышающим; каждый трансформатор может быть как повышающим, так и понижающим.
В зависимости от числа фаз трансформаторы подразделяются на однофазные, трехфазные и многофазные. Наибольшее распространение получили трехфазные трансформаторы, экономические показатели которых выше, чем в группе трех однофазных трансформаторов при той же надежности. Однофазные трансформаторы применяются только при самых больших мощностях, при напряжениях 500 кВ и выше, чтобы не затруднить их транспортировку.
По количеству обмоток различного напряжения на каждую фазу трансформаторы разделяются на двухобмоточные и трехобмоточные (рис. 1, а, б.). Кроме того, обмотки одного и того же напряжения, обычно низшего, могут состоять из двух и более параллельных ветвей, изолированных друг от друга и от заземленных частей. Такие трансформаторы называются трансформаторами с расщепленными обмотками (рис. 1, в).

Рис. 1. Принципиальные схемы трансформаторов.
а – двухобмоточного; б – трехобмоточного, в – с расщепленными обмотками НН

Существуют разнообразные типы трансформаторов, различающиеся как по назначению, так и по выполнению. В дальнейшем изложении основное внимание уделяется группе силовых трансформаторов, предназначенных для передачи и распределения электроэнергии, вырабатываемой на электростанциях.
Генераторы, установленные на электрических станциях, вырабатывают электрическую энергию относительно невысокого напряжения (до 32 кВ). Для передачи ее к потребителям, расположенным на расстоянии нескольких сотен или тысяч километров, с целью уменьшения сечения проводов линии и потерь в ней, необходимо эту энергию преобразовать, уменьшив ток в линии путем соответствующего повышения напряжения. Напряжение в начале линии передачи принимают тем выше, чем больше длина линии и передаваемая мощность. Повышение напряжения на электростанциях осуществляется с помощью повышающих трансформаторов. В конце линии передачи устанавливают трансформаторы, которые понижают напряжение, так как потребителям необходимы сравнительно низкие напряжения.
При передаче электрической энергии от места производства до места потребления требуется ее многократная трансформация.
Поэтому мощность всех трансформаторов, установленных в сети, в 7 – 10 раз превышает общую мощность генераторов.

НОМИНАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ТРАНСФОРМАТОРА

Величины, соответствующие режиму работы трансформатора, для которого он предназначен заводом-изготовителем, называются номинальными. Они указываются в каталогах и на щитке, прикрепленном к трансформатору.
К основным параметрам трансформатора относятся номинальные мощность, напряжение, ток; напряжение КЗ; ток XX; потери XX и КЗ; схема и группа соединений обмоток.
Номинальной мощностью трансформатора называется значение полной мощности, на которую непрерывно может быть нагружен трансформатор в номинальных условиях места установки и охлаждающей среды при номинальных частоте и напряжении. Номинальная мощность для двухобмоточного трансформатора – эго мощность каждой из его обмоток.
Номинальные напряжения обмоток – это напряжения первичной и вторичной обмоток при холостом ходе трансформатора. Для трехфазного трансформатора – это линейные (междуфазные) напряжения каждой из обмоток.
Номинальными таками трансформатора называются линейные токи, указанные на щитке и вычисленные по номинальным значениям мощности и напряжения.
Напряжение короткого замыкания ик – это напряжение, при подведении которого к одной из обмоток трансформатора при замкнутой накоротко другой обмотке в них протекают токи, равные номинальным. Оно обычно выражается в процентах номинального напряжения первичной обмотки. Значение ик зависит от напряжения и мощности трансформатора и составляет 4-15%. Напряжение короткого замыкания характеризует внутреннее сопротивление трансформатора. От напряжения короткого замыкания завысят падение напряжения, внешние характеристики и ток короткою замыкания.
Ток холостого хода характеризует активные и реактивные потери в стали и зависит от магнитных свойств стали, конструкции и качества сборки магнитопровода, от магнитной индукции и выражается в процентах номинального тока трансформатора.
Потери холостого хода и короткого замыкания определяют экономичность работы трансформатора. Потери XX состоят из потерь в стали на перемагничивание и вихревые токи. Для уменьшения их применяется электротехническая сталь с малым содержанием углерода и специальными присадками. Потерн КЗ состоят из потерь в обмотках при протекании по ним токов нагрузки и добавочных потерь в обмотках и конструкциях трансформатора. Для снижения добавочных потерь, вызванных магнитными полями рассеяния, обмотки выполняются многожильным транспонированным проводом, а стенки бака экранируются магнитными шунтами.
Обмотки трансформаторов имеют обычно схемы соединения: звезда Y, звезда с выведенной нейтралью Y и треугольник Д.
Сдвиг фаз между ЭДС первичной и вторичной обмоток принято выражать условно группой соединений. В трехфазном трансформаторе применением разных способов соединений обмоток можно образовать двенадцать различных групп соединений. Группы соединений указываются сперва от знаков схем соединения обмоток (трансформаторы по рис. 1 имеют схемы и группы соединения обмоток.
Трансформаторы выпускают на все номинальные напряжения и мощности свыше 1000 MB-А. Трансформаторы мощностью до 1.6 МВ*А выполняют сухими открытыми (С)» защищенными (СЗ) или герметическими (СП, ДО 16 – с естественным масляным охлаждением (М), до 100 – с масляным охлаждением и дутьевыми вентиляторами (Д), от 63 MB А и более – с масляным охлаждением и принудительной циркуляцией масла, а также дутьевым охлаждением масла (ДЦ).

Трансформаторы имеют буквенное и цифровое обозначения. Буквы означают: первая – число фаз (О – для однофазного, Т – для трехфазного) или наличие автотрансформаторной схемы (А – для автотрансформатора); вторая (или две) – вид охлаждения (С, М, Д, ДЦ); третья – число обмоток (Т – для трехобмоточных, Р – для расщепленных); первая цифра, стоящая после буквенного обозначения, показывает номинальную мощность (кВА), вторая – напряжение обмоток (кВ). Общий вид трансформатора показан на рис. 2.



Рис. 2. Трансформатор трехфазный ТЦ-400000/500:
1 – указатель уровня масла; 2 – расширитель; 3 – ввод нейтрали 35 кВ;4-трансформатортока35 кВ; 5 - реле газовое; 6 – бак давления ввода 500 кВ; 7- газопровод, 8 – ввод 500 кВ, 9- клапан отсечной; 10 -ввод НН; 11 -трансформатор тока 500 кВ, 12 – бак; 13 – подключение маслоочистителя; 14 – клеммная коробка; 15 – нагнетатель маслопровода; 16 – пробка для слива масла; 17 – отбор проб масла, 18 – клапан предохранительный; 19 – клеммная коробка, 20 – задвижка; 21 – воздухоосушитель; 22 – доливка, 23 – присоединение вакуумного насоса; 24 – слив масла, 25 – отсасывающий маслопровод, 26 – люк