Text
                    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 пят