/
Author: Сапожников А.В.
Tags: электричество электромагнетизм конструирование трансформаторы силовой трансформатор
Year: 1959
Text
А. В. САПОЖНИКОВ
КОНСТРУИРОВАНИЕ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
ИЗДАНИЕ ВТОРОЕ,
ПЕРЕРАБОТАННОЕ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ИЗДАТЕЛЬСТВО
-МОСКВА 1959 ЛЕНИНГРАД
ЭЭ-4(5)-3
В книге рассмотрены принципы и детали конструирования
силовых трансформаторов и их отдельных узлов, описаны совре-
менные конструкции трансформаторов различных мощностей и на-
пряжений, помещены примеры разработки их частей и дан справоч-
ный материал.
Книга предназначена для подготовки конструкторских кадров
на заводах, а также может служить учебным пособием для курсо-
вого и дипломного проектирования трансформаторов в технику-
мах и вузах.
Автор Александр Владимирович Сапожников
КОНСТРУИРОВАНИЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ
*
* *
Редактор А. Г. Крайз Технич. редактор Г. И. Матвеев и Г. Е. Ларионов
Сдано в пр-во 25/XI 1958 г. " Подписано к печати 6/П 1959 г.
Формат бумаги 84х1081/1б ( 36,90 п. л. 50 уч. изд. л.
Т-01181 Тираж 25 000 экз. Цена в переплете № 7 — 27 р. 50 к., в переплете № 5 — 26 р. 50 к. Зак. № 1524
Типография Госэвергоиздата. Москва, Шлюзовая наб., 10.
ПРЕДИСЛОВИЕ
• Первое издание книги «Конструирование
трансформаторов» было в основном предна-
значено в качестве учебного 'пособия для тех-
никумов , электротехнических специальностей.
Для использования ее на производстве — на
трансформаторных заводах и в эксплуатации—
в книгу были включены некоторые дополни-
тельные материалы в сравнительно небольшом
объеме.
Многочисленные отзывы и пожелания, в том
числе и зарубежных читателей (книга издана
в Китайской Народной Республике), получен-
ные в связи с подготовкой второго издания,
показали, что книга нашла большое примене-
ние как на производстве, так и в качестве учеб-
ного пособия не только в техникумах, но и
в электротехнических вузах. Учитывая это,
автор коренным образом переработал второе
издание, чтобы оно могло достаточно широко
использоваться на трансформаторных заводах
при подготовке конструкторских кадров, а так-
же в эксплуатации — при ремонте и переделке
трансформаторов. Книга может также служить
учебным пособием в техникумах и вузах элек-
тротехнических специальностей при курсовом
и дипломном проектировании.
В книге более или менее полно рассмотре-
ны силовые трансформаторы общего назначе-
ния классов напряжения ;6—110 кв; о кон-
струкциях на более высокие напряжения поме-
щен ограниченный описательный материал,
главным образом учебного назначения.-Из. об-
ласти специальных силовых трансформаторов
приведены данные о некоторых наиболее ха-
рактерных узлах конструкции трансформато-
ров для электропечей. В настоящем издании
пришлось ограничиться рассмотрением обмо-
ток с изменением коэффициента трансформа-
ции при отключенном трансформаторе; охва-
тить регулирование напряжения под нагрузкой
не было возможности.
В заводской и учебной практике существует,
определенное разделение вопросов проектиро-
вания между «расчетом» и «конструированием
трансформаторов». В соответствии с этим
в данной книге не рассматриваются тепловой
расчет обмоток, магнитопровода и бака и вы-
бор продольной изоляции обмоток; расчет кре-
плений магнитопровода на усилия короткого
замыкания изложен подробно, а элементов об-
моток— очень кратко. Описание устройства
обмоток расширено из-за недостаточно полного
освещения его в литературе по расчету транс-
форматоров. Ввиду отсутствия в настоящее
время книг по технологии производства транс-
форматоров в эту книгу включен некоторый
материал по технологии, являющийся необхо-
димым пояснениехМ рассматриваемых вопросов
конструирования.
Эта книга написана в период, когда на
трансформаторных заводах ведется пересмотр
отечественной конструкции, который должен
привести к значительному улучшению эконо-
мических и эксплуатационных показателей
трансформаторов. Речь идет о существенном,
в ряде случаев кореннохМ изменении конструк-
ции. Сейчас эта большая работа еще не закон-
чена, новые конструкции и технологические
процессы еще не отработаны окончательно и не
прошли достаточной проверки в эксплуатации.
Нужно также учитывать наличие большого
числа работающих трансформаторов «старой»
конструкции. Поэтому на этой стадии прихо-
дится рассматривать и «старую» и «новую»
конструкции силовых трансформаторов. При-
меры разработки отдельных узлов оказалось
целесообразным дать применительно к «ста-
рой» конструкции. В книге уделено место осве-
щению передового в техническом отношении
заграничного опыта в области тран-сформато-
ростроёния.
Рассматривая прежние и вновь разрабаты-
ваемые отечественные конструкции и загранич-
ные трансформаторы, автор пытался критиче-
ски оценить их, исходя из задач совершенство-
вания советских трансформаторов, обусловлен-
ных большим развитием отечественной энерге-
тики.
В первом издании развитие советского
трансформаторостроения иллюстрировалось
4 Предисловие
описаниями и чертежами некоторых ранний
конструкций. В новом издании почти все они
опущены, чтобы освободить место для нового
материала; для справок по ранним конструк-
циям придется обращаться к первому изданию.
В первой главе книги рассмотрены совре-
менное состояние и перспективы совершенство-
вания конструкции трансформаторов в целом.
Эта глава является одновременно и вступле-
нием к подробному изучению узловх трансфор-
маторов в отдельных главах и обзорной, за-
вершающей это изучение. В приложениях, кро-
ме справочных данных по нормальным узлам
тр ансформ аторов, помещены р азр аботанные
автором материалы для ориентировочного опре-
деления при эскизном заводском и учебном
проектировании веса, расхода материалов и за-
водской себестоимости трансформаторов.
В полученных отзывах о первом издании
содержались пожелания о расширении мате-
риала книги. Автор старался их учесть, одна-
ко осуществление ряда предложений требовало
значительного увеличения объема, поэтому вы-
полнить их не удалось.
Терминология, -относящаяся к конструиро-
ванию трансформаторов, примененная в пер-
вом издании и себя, по-видимому, оправдав-
шая, сохранена почти целиком во втором изда-
нии.
Написать книгу по конструированию транс-
форматоров можно только на основании опыта
конструкторских коллективов основных отече-
ственных заводов. Автору удалось это сделать
благодаря большой помощи ведущих работни-
ков советского трансформаторостроения, пре-
доставивших материалы, делившихся своими
соображениями, просмотревших части рукопи-
си и указавших на некоторые недостатки. Автор
приносит глубокую благодарность С. И. Раби-
новичу, В. В. Кириченко, Е. П. Ордановичу,
А. В. Панову, А. В. Кузнецову, И. С. Калини-
ченко, М. Г. Гукасяну, Н. И. Куркину,
Н. С. Сещенко и всем остальным товарищам,
которые помогли ему в работе над рукописью,
А. Г. Крайзу, сделавшему ряд существенных
замечаний при рецензировании и отредактиро-
вавшему рукопись.
Автор будет благодарен за отзывы об ис-
пользовании этой книги, за критические заме-
чания и пожелания об ее улучшении. Отзывы
и замечания просьба направлять в адрес Гос-
энергоиздата: Москва Ж-114, Шлюзовая наб.,
10.
Автор
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие................................... 3
ВВЕДЕНИЕ В КОНСТРУИРОВАНИЕ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
В-1. Применение трансформаторов в современной
энергетике ............................. 7
В-2. Отечественное трансформаторостроение . . . 8
В-3. Задачи конструктора. Порядок и методика
конструирования ....................... 12
В-4. Применяемые материалы, подсчет веса, резь-
бовые соединения, расчеты механической
прочности, допуски, окраска и покрытия . . 15
В-5. Некоторые элементы конструирования ... 21
В-6. Терминология, обозначения и сокращения . . 21
ГЛАВА ПЕРВАЯ
ТИПЫ КОНСТРУКЦИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ.
РАЗВИТИЕ ОТЕЧЕСТВЕННОЙ КОНСТРУКЦИИ
1-1. Типы конструкций трансформаторов........ 23
1-2. Развитие конструкции трансформаторов ... 24
1-3. Трансформаторы броневого типа........... 38
ГЛАВА ВТОРАЯ
МАГНИТОПРОВОД
2-1. Общие сведения.......................... 40
2-2. Электротехническая сталь и ее изоляция . . 41
2-3. Устройство магнитопроводов. Многорамные
магнитопроводы........................ 43
2-4. Поперечное сечение стержня.............. 49
2-5. Поперечное сечение ярма............... 52
2-6. Расчет размеров и количества пластин. Рас-
крой стали магнитопровода, подсчет ее веса 54
2-7. Стяжка стержней......................... 56
2-8. Стяжка ярем. Ярмовые балки. Части для
осевой стяжки обмоток................. 61
2-9. Расчет механической прочности ярмовых ба-
лок и нажимных колец обмоток.......... 68
2-10. Подъем выемной части, ее установка в баке 77
2-11. Пример разработки ярмовых балок...... 81
2-12. Изоляция в магнитопроводе.............. 82
2-13. Заземление 'магнитопроводов............ 84
2-14. Некоторые сведения о технологическом про-
цессе изготовления магн'итопроводов .... 86
2-15. „Намотанные" магнитопроводы ....... 88
2-16. Магйитопровод с радиальной сборкой пла-
стин ............................... 89
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
ИЗОЛЯЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ
3-1. Общие замечания......................... 90
3-2. Перенапряжения на зажимах обмоток транс-
форматоров .......................... 91
3-3. Электромагнитные колебания в обмотках . . 93
3-4. Электрическая прочность внутренней изоля-
ции масляных трансформаторов............ . 101
3-5. Электрическая прочность внешней (воздуш-
ной) изоляции.................'.........107
3-6. Коэффициент импульса...................108
3-7. Испытания изоляции. Испытательные напря-
жения ..................................108
3-8. Расчет изоляции........................111
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
ОБМОТКИ
4-1. Общие сведения.....................................ИЗ
4-2. Направление намотки витков........................114
4-3. Перестановка (транспозиция) параллельных
проводов............................... П5
4-4. Схемы обмоток.................... . . . 11 (к
4-5. Обмоточный провод.................. . . 119
4-6. Типы обмоток и их изготовление....................119
а) Цилиндрические обмотки........................119
б) Катушечная многослойная обмотка . . . 123
в) Непрерывные обмотки .....................123
г) Винтовая обмотка........................137
д) Дисковая обмотка........................140
е) Другие типы обмоток .......... 142
4-7. Некоторые вопросы технологии изготовле-
ния обмоток.....................'......143
4-8. Маслобарьерная главная изоляция...................145
4-9. Главная изоляция обмоток на напряжения
6 — 35 л: в............................148
4-10. Главная изоляция обмоток на напряжения
ПО—150 кв..............................150
4-11. Главная изоляция обмотки на напряжение
220 кв............................... 153
4-12. Радиальное крепление обмоток.....................154
4-13. Осевое крепление обмоток. Детали концевой
изоляции...............................157
4-14. Вывод концов внутренних обмоток.......162
4-15. Расчет механической прочности обмоток . . 165
4-16. Пример разработки изоляционной конструк-
ции обмоток............................165
4-17. Краткие сведения об изготовлении изоляци-
онных деталей и о сборке обмоток на маг-
нитопроводе ...........................166
4-18. Обмотки автотрансформаторов и трансфор-
маторов высокого напряжения большой мощ-
ности .................................168
4-19. Изоляционная конструкция слоевой обмотки
высокого напряжения. Бумажно-масляная
главная изоляция.......................169
4-20. Главная изоляция чередующихся обмоток
трансформаторов для электропечей.......170
ГЛАВА ПЯТАЯ
ПЕРЕКЛЮЧАТЕЛЬ
5-1. Общие сведения........................ 171
5-2. Схемы переключателей....................172
5-3. Контакты переключателя.................. 173
6
Содержание
5-4. Изоляция переключателя.....................177
5-5. Крепление и привод переключателя........178
5-6. Переключатели трансформаторов 1—3-го га-
баритов .................................180
5-7. Переключатели трансформаторов 4-го габарита 186
5-8. Ранее применявшиеся типы переключателей 192
ГЛАВА ШЕСТАЯ
ОТВОДЫ
6-1. Общие замечания......................193
6-2. Типы проводников отводов и их применение 194
6-3. Выбор сечения проводников............195
6-4. Соединения в отводах . . /...........196
6-5. Индуктивность отводов. Механические усилия 200
6-6. Изоляция отводов.....................201
6-7. Крепления отводов....................209
6-8. Общая компоновка отводов. Размещение вы-
емной части в баке. Конструктивная схема
отводов..................................213
6-9. Отводы трансформаторов 1—4-го габаритов 216
ГЛАВА-СЕДЬМАЯ
ВВОДЫ И ИХ РАЗМЕЩЕНИЕ НА КРЫШКЕ
7-1. Общие сведения.............................218
7-2. Изоляционная конструкция вводов............219
7-3. Нагрузка вводов током. Размеры токоведу-
щих шпилек вводов классов напряжения до
- 35 кв включительно............................222
7-4. Магнитное поле тока вводов. Материал кол-
паков и фланцев. Применение обойм........222
7-5. Конструкция вводов классов напряжения до
35 кв включительно.......................224
7-6. Конструкция вводов классов напряжения
ПО кв и выше ............................227
7-7. Шинные и трубчатые вводы..................232
7-8. Размещение вводов на крышке трансформато-
ра. Изоляционные расстояния в воздухе . . . 233
ГЛАВА ВОСЬМАЯ
БАК И ОХЛАДИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО
ТРАНСФОРМАТОРА
8-1. Общие сведения...........*................236
8-2. Форма поперечного сечения и внутренние
размеры бака ..........................239
8-3. Основные части бака: стенка, дно, верхняя
рама, крышка...........................240
8-4. Баки трансформаторов небольшой мощности 244
8-5. Трубчатый бак.............................245
8-6. Бак с радиаторами ........................248
8-7. Радиаторы.................................252
8-8. Крепление частей на крышке................257
8-9. Катки. Тележка............................258
8-Юг Устройства для подъема.............. . 264
8-11. Сварка бака........................ . 268
8-12. Расчет механической прочности бака .... 271
8-13. „Съемный бак" . . ........................281
8-14. Дутьевое охлаждение радиаторов.........283
8-15. Водяное охлаждение масла .................286
8-16. Охладители, установленные на баке .... 290
8-17. Вспомогательные части. Арматура. Уплот-
нение ..............“....................291
8-18. Пример конструктивной разработки бака . . 295
8-19. Волнистые баки............................298
ГЛАВА ДЕВЯТАЯ
РАСШИРИТЕЛЬ
9-1. Назначение и область применения расш.ар <теля 298
9-2. Емкость расширителя. Уровни масла...299
9-3. Конструкций расширителя.................300
9-4. Контроль уровня масла...................306
9-5. Некоторые особенности технологии изготов-
ления расширителей......................♦ . . 308
9-6. Усовершенствованная защита масла........309
ГЛАВА ДЕСЯТАЯ
КОНТРОЛЬНЫЕ И ЗАЩИТНЫЕ УСТРОЙСТВА
10-1. Область применения устройств............310
10-2. Устройства для измерения температуры . . 310
10-3. Газовое реле........................... 311
10-4. Выхлопная (предохранительная) труба . . . 314
10-5. Пробивной предохранитель ... ... 316
ГЛАВА ОДИННАДЦАТАЯ
ПЕРЕВОЗКА ТРАНСФОРМАТОРОВ.
ПЕРЕДВИЖНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ
11-1. Общие указания........................317
11-2. Железнодорожные платформы к транспор-
теры. Железнодорожный габарит............317
11-3. Вписывание трансформаторов в железнодо-
рожный габарит...........................319
11-4. Заполнение бака. Транспортный вес .... 320
11-5. Крепление трансформаторов при перевозке 321
11-6. Упаковка. Пломбировка............... 323
11-7. Передвижные трансформаторы ...........323
ГЛАВА ДВЕНАДЦАТАЯ
СУХИЕ СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ
12-1. Общие сведения........................325
12-2. Магнитопровод ........................327
12-3. Обмотки...............................327
12-4. Отводы и вводы .......................330
12-5. Кожух и установка трансформатора .... 332
Приложения..................................337
1. Основные материалы, применяемые в масля-
ных силовых трансформаторах...............337
2. Сечения болтов и шпилек по внутреннему
диаметру резьбы...........................339
3. Детали стяжки ярма трансформаторов 1—3-го
габаритов.................................339
4. Рымы и шпильки для подъема выемной части 340
5. Допуски на размеры пластин магнитопрово-
дов .................................. .... 340
6. Отводы — выбор сечения проводников . . .’. 341
7. Вводы классов напряжения до 35 кв........342
, 8. Детали бака (катки, крюки, скобы для дом- j
кратов).................................348
9. Краны, вентили, задвижки, пробки.........350
10. Воздухоосушлтель. Реле низкого уровня масла 352
11. Контрольные и защитные устройства .... 352
12. Приближенное определение веса и объема вы-
емной части, веса креплений магнитопровода
и электрокартона ........................... 354
13. Определение ориентировочной себестоимости
силовых трансформаторов.....................355
14. Трудоемкость изготовления отдельных узлов
трансформаторов.............................355
15. Обозначение основных типов силовых транс-
форматоров общего назначения ..............356
16. Справочные данные о конструкции силовых
" трансформаторов существующих серий / . . 356
Литература..................................358
ВВЕДЕНИЕ В КОНСТРУИРОВАНИЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ
В-1. Применение трансформаторов
в современной энергетике
В 1890 г. М. О. Доливо-Добровольский со-
здал и применил для передачи электроэнергии
переменного тока трехфазный трансформатор;
возникла и начала развиваться техника транс-
форматоростроения. Характерные показатели
ее развития — рост напряжения и мощностей
единиц трансформаторов.
В 1907 г. .был построен первый трансформа-
тор на 110 к>в, а в 1920 г. освоено напряжение
220 кв. В 1952 г. в Швеции были включены
в работу первые трансформаторы на напряже-
ние 380 кв. В. апреле 1956 г. вступила в про-
мышленную эксплуатацию линия электропере-
дачи Волжская ГЭС имени В. И. Ленина —
Москва с трансформаторами на напряжение
420 кв. В 1958 г. в СССР построены трансфор-
маторы на рабочее напряжение 500 кв.
В 1900 г. наибольшая мощность единиц
трансформаторов была 5 000 ква при напряже-
нии 60 кв; в настоящее время построены такие
мощные трансформаторы, как, например, двух-
обмоточный трехфазный мощностью 360 тыс.
ква на напряжение 138 кв. К числу рекордных
относится группа повышающих трехобмоточ-
ных трансформаторов с обмотками мощностью
3X123,5 тыс. квана напряжения 13,8/121/420 кв,
установленных на Волжской .ГЭС имени
В. И. Ленина.
Современное трансформаторостроение —
важная отрасль электротехнической . промыш-
ленности; оно играет большую роль в разви-
тии энергетики.
Для передачи и распределения электроэнер-
гии служат силовые трансформаторы; при по-
мощи их осуществляется повышение напря-
жения до 110—500 кв, необходимого для даль-
них передач, ступенчатое понижение до напря-
жения приемников электроэнергии, а также
связь сетей. В современных энергетических си-
стемах общая мощность установленных транс-
форматоров равна примерно^ шестикратной
мощности генераторов электрических станций.
На части силовых трансформаторов осуще-
ствляется регулирование напряжения (измене-
ние коэффициента трансформации) под нагруз-
кой (РПН), в том числе автоматическое регу-
лирование.
В промышленности, на транспорте, в строи-
тельстве применяется много специальных си-
ловых трансформаторов различных типов для
электропечей, питания ртутных выпрямителей,
электросварочных агрегатов, запуска мощных
электродвигателей и др.
Наряду с трансформаторами применяются
автотрансформаторы — силовые, регулировоч-
ные и др., а также силовые трансформаторы
для последовательного включения — так назы-
ваемые вольтодобавочные.
Для измерения тока и напряжения служат
измерительные трансформаторы. Высокие на-
пряжения для испытания и исследования обо-
рудования высокого напряжения получают при
помощи. испытательных трансформаторов:
К трансформаторостроению относятся реак-
торы различных типов — токоограничивающие,
для компенсирования емкости линий электро-
передач высокого напряжения, заземляющие
и т. л., дугогасящие катушки и другие подоб-
ные аппараты.
В трансформаторостроении главное место
по объему производства занимают масляные
силовые трансформаторы общего назначения,
т. е. повышающие и понижающие с масляным
охлаждением, применяемые на линиях электро-
передач и в распределительных сетях. Эта
основная категория охватывает большое число
различных типов трансформаторов трехфазных
и однофазных, двух- и. трехобмоточных мощ-
ностью от единиц киловольтампер до десятков
и сотен тысяч киловольтампер, на напряжения
от сотен вольт до 500 кв. От мощности и на-
пряжения, от числа фаз и числа' обмоток, усло-
вий установки и др. зависят общая конструк-
ция трансформаторов, размеры, устройство их
отдельных частей и деталей. Вес силовых
трансформаторов небольшой мощности состав-
ляет десятки и сотни килограммов, а вес круп-
ных единиц достигает 100—200 т и более.
Мощный трансформатор высокого напря-
жения представляет собой сложную конструк-
цию с сильными электрическими и магнитными
8
Введение в конструирование трансформаторов
полями; отдельные узлы -и элементы конструк-
ции подвергаются значительным механическим
нагрузкам, воздействию высоких напряжений;
в магнитопроводе и обмотках выделяется боль-
шое количество тепла и. они должны интенсив-
но охлаждаться маслбм; конструкция транс-
форматора включает?Устройство для охлажде-
ния самого масла, а также большое число вспо-
могательных электрических и механических ча-
стей и приспособлений. Эксплуатационная на-
дежность конструкции трансформаторов имеет
важное значение для бесперебойного энерго-
снабжения; приспособленность конструкции
к условиям перевозки и монтажа определяет
объем и стоимость работ по установке транс-
форматора, а приспособленность конструкции
к условиям обслуживания влияет на стоимость
эксплуатации.
В-2. Отечественное трансформаторостроение
Начало специализированного отечественно-
го производства трансформаторов относится
к 1928 г. (рис. В-1), когда вступил в строй
Московский трансформаторный завод имени
Куйбышева (МТЗ). С этого времени начался
быстрый рост советского трансформаторострое-
Рис. В-1. Выемная часть трансфор-
матора мощностью 100 ква на напря-
жение 6 кв — одного из первых, вы-
пущенных Московским трансформа-
торным заводом имени В. В. Куйбы-
шева (апрель 1928 г.)
ния. В короткий срок МТЗ по объему и по ка-
чественным показателям превзошел выпуск
трансформаторов на заводах «Электросила»,
«Динамо», Харьковском электромеханическом
(ХЭМЗ), где с 1928 г. это производство было
прекращено. Уже в 1931 г. МТЗ освоил сило-
вые трансформаторы на 110 кв, а спустя два
года, в 1933 г.— на 220 кв. Наивысшая для ми-
ровой практики' ступень напряжения 400—
500 кв достигнута в СССР в 1955 г. выпуском
трансформаторов для линии электропередачи
Волжская ГЭС имени В. И. Ленина — Москва
(рис. В-2, В-3, В-4).
За предвоенный период были достигнуты
следующие наибольшие мощности единиц:
трехфазные двух- и трехобмоточные трансфор-
маторы 31,5 тыс. ква при ПО кв, однофазные
двух- и трехобмоточные 40 тыс. ква (для об-
разования трехфазной группы мощностью
120 тыс. ква) при 220 кв.
С начала 30-х годов успешно осваивались
специальные силовые трансформаторы: для *
электропечей, для ртутных выпрямителей и др.
В 1934 г. была внедрена аппаратура для регу-
лирования напряжения под нагрузкой. Теперь
регулирование напряжения под нагрузкой при-
меняется для широкого диапазона мощностей
и напряжений.
Наряду с силовыми трансформаторами уве-
личивались мощность и напряжение единиц
реакторов различных типов. В 1955 г. созданы
первые реакторы 400 кв для компенсации ем-
костного тока линии электропередачи Волж-
ская ГЭС имени В, И. Ленина — Москва;
мощность группы этих однофазных реакторов
150 тыс. ква. В 1958 г. выпущены реакторы
этого типа на 500 кв; мощность трехфазной
группы 165 тыс. ква. Также в 1958 г. изготов;
лены первые трехфазные реакторы для ком-
пенсации емкости линии на напряжение ПО кв;
мощность единицы 90 тыс. ква.
Развитие производства измерительных
трансформаторов напряжения характеризуется
следующими данными: класс 110. кв освоен <
в 1933 г., 220 кв — в 1937 г., 400 кв — в 1955 г.
и 500 кв — в 1958 г.
В период 1928—1933 гг.— в течение первой
и в начале второй пятилеток — отечественное •
трансформаторостроение решало основные за-
дачи, выдвинутые в связи с индустриализацией
страны. Количественный рост производства,
достигнутый за этот период, удовлетворял,
в7 общем, потребности в трансформаторах;
с освоением трансформаторов 220 кв охваты-
вался весь диапазон напряжений линий элек-
тропередач. В этот период были созданы серии
Отечественное трансфор моторостроение
Рис. В-2. Первые советские трансформаторы 400 кв. Группа однофазных понижающих транс-
форматоров мощностью 3 х 90 тыс. ква на напряжения 410/115/11 кв, смонтированная в но-
«ябре 1955 г., на приемном конце линии электропередачи Волжская ГЭС имени
В. И. Ленина — Москва.
силовых трансформаторов классов напряжения
6—ПО кв. Серии отличались относительно не-
большим расходом материалов и сравнитель-
но малой трудоемкостью изготовления. Это по-
могло решить задачу количественного роста
п р ои Зв о д ств а тр а неф ор м аторо в.
400-500кв
В годы Великой Отечественной войны, не-
смотря на исключительные трудности, техника
советского трансформаторостроения несколько
продвинулась вперед. Во время войны было,
22вкв
!10кв
класс
напряжения
35кв
Г
19311933
1955
Годы
Рис. В-3. Развитие трансформаторострое-
ния в СССР. Рост напряжения силовых
трансформаторов.
Рис. В-4. Развитие трансформаторостроения в
СССР. Рост мощности единиц силовых транс-
форматоров и автотрансформаторов,
/—трансформаторы; 2—автотрансформаторы.
10 Введение в конструирование трансформаторов
в частности, закончено внедрение емкостной
защиты обмоток классов напряжения 110—
220 кв, повысившей грозоупорность трансфор-
маторов. Однако в общем темпы развития тех-
ники резко снизились, а объем производства
уменьшился.
, В первой же послевоенной пятилетке транс-
форматоростроение в СССР в количественном
отношении достигло довоенного уровня и затем
значительно превзошло его. Это сопровожда-
лось и подъемом технического уровня. Можно
указать на усовершенствование сборки обмоток
мощных трансформаторов — введение осевой
их стяжки при помощи стальных нажимных ко-
лец, создание нового типа обмотки класса на-
пряжения 220 кв, улучшение системы дутье-
вого охлаждения масляных трансформаторов
и т. д. Однако общее развитие техники совет-
ского трансформаторостроения отставало' от его
количественного роста.
Ко времени июльского Пленума ЦК КПСС
(1955 г.), рассматривавшего состояние отече-
ственной техники, советское трансформаторо-
строение отставало от требований, выдвигае-
мых нашей энергетикой.
Указания Пленума ЦК КПСС на недостат-
ки в области машиностроения в полной мере
относились и к трансформаторостроению. От-
ставание приходилось констатировать: по вели-
чине предельных мощностей единиц трансфор-
маторов (рис. В-5), по весовым показателям
Рис. В-5. Повышающий трехфазный двухобмоточный
трансформатор мощностью 315 тыс. ква на напря-
же£|ия -23/161 кв (фирма Дженерал Электрик, США).
и габаритам, величине к. п. д., приспособлен-
ности мощных трансформаторов к условиям
перевозки по железным дорогам (большая сте-
пень демонтажа трансформаторов для их впи-
сывания в железнодорожный габарит), в раз-
витии регулирования напряжения под нагруз-
кой и т. д.
В осуществление решений июльского Пле-
нума ЦК КПСС и Директив XX съезда КПСС ’
в 'советском трансформаторостроении, как и во
всех отраслях машиностроения, была развер-
нута большая научно-исследовательская, про-
ектная и производственная работа по совер-
шенствованию трансформаторов выпускаемых
типов и созданию новых,
Совершенствование силовых трансформато-
ров общего^ назначения характеризуется сле-
дующими изменениями технических показате-
лей и элементов конструкции.
1. Применение для магнитопроводов холод-
нокатаной электротехнической стали, что по-
зволяет значительно повысить магнитную ин-~
дукцию (с 14—15 до 16—17 кгс} и за счет это-
го уменьшить размеры магнитопровода, вес
выемной части и снизить потери (полные по-
тери снижаются на 20—25%). Для получения
наилучших технико-экономических показателей
должна применяться рольная холоднокатаная
сталь толщиной 0,35 мм-, конструкцию магнито-
проводов и технологический процесс их изго-
товления нужно приспособить к особенностям ~
этой стали.
2. Переход для обмоток классов 110—
220 кв. на новые испытательные напряжения
переменного тока, меньшие чем прежние, ко-
торые были завышены (гл. 3). Уменьшение ис-
пытательных напряжений дает снижение^веса^
стали магнитопровода и меди обмоток пример^
но на 5%!,
3. Уменьшение на основании исследований
изоляционных расстояний от обмоток на на-
пряжения ПО кв и выше до стенки бака, а так-
же других изоляционных промежутков; приме-
нение для мощных трансформаторов баков фи-
гурной формы со стенками, максимально при-
ближенными к магнитопроводу, обмоткам, вво-
дам. Это позволяет уменьшить размеры бака,
снизить вес масла, полный и транспортный вес А
трансформатора, облегчает его вписывание
в железнодорожный габарит и тем самым
уменьшает степень демонтажа при перевозке;
значительно увеличиваются предельные мощ-
ности трансформаторов, перевозимых с маслом,
транспортируемых в своем (рабочем) баке
и т. д.
В-2 ]Отечественное трансформаторостроение 11
4. Повышение надежности трансформато-
ров в эксплуатации за -счет совершенствования
конструкции обмоток и технологических про-
цессов их изготовления.
5. Усовершенствование систем охлаждения
трансформаторов: применение йа баках оваль-
ных труб; создание более компактных, чем
прежние, радиаторов для естественного масля-
ного охлаждения; повышение эффективности
обдува радиаторов; создание для мо-щных
трансформаторов охладителей нового типа,
установленных на баке* с принудительной цир-
куляцией масла и дутьевым охлаждением.
В результате снижается вес баков и масла,
уменьшаются габариты.
6. Применение жесткого закрепления выем-
ной части трансформаторов в баке, позволяю-
щее отказаться от ревизии с выемкой выемной
части для ее осмотра после перевозки транс-
форматора на место установки.
7. Уменьшение объема монтажных работ
на месте установки трансформатора, необходи-
мых для его подготовки^ включению. С этим
связаны уменьшение размеров помещений
трансформаторных мастерских на подстанциях
и облегчение их оборудования.
8. Снижение перегрева масла, усовершен-
ствование его защиты от окисления и другие
меры, улучшающие условия эксплуатации
трансформаторов. Приспособление конструк-
ции (баки с разъемом внизу, съемные вводы)
к условиям ремонта вне завода и т. д.
Рис. В-6. Макет первого, выпущенного в 1958 г. трехфаз-
ного трехобмоточного трансформатора новой серии клас-
са напряжения НО кв, мощностью 20 тыс. ква.
За последние три года на отечественных
трансформаторных заводах проделана большая
работа. Спроектирована и внедряется новая ।
серия трансформаторов 1 и 2-го габаритов
классов напряжения 6—10 кв. В 1958 г. изго-
товлен первый трансформатор новой серии 4-го
габарита на напряжение 110 кв мощностью
20 тыс. ква (рис. В-6). Проектные работы охва-
тывают новые серии трансформаторов 1 и 2-го
габаритов класса 35 кв, 4-го габарита классов
110, 150 и 220 кв, включая автотрансформа-
торы. В частности, спроектированы серим трех-
фазных трансформаторов и автотрансформато-
ров мощностью вплоть до 240 тыс. ква классов
напряжения 110 и 220 кв. Некоторые из пер-
вых трансформаторов этих типов выпущены
в 1958 г. Их перевозка осуществляется в со-
бранных рабочих (съемных) баках. Перевозку
в рабочих баках удалось применить и для
трансформаторов и автотрансформаторов клас-
са 500 кв, например однофазных понижающих
автотрансформаторов 90 тыс. ква с обмоткой
СН НО кв и однофазных двухобмоточных по-
вышающих трансформаторов 135 тыс. ква. Рас-
ширяется применение регулирования напряже-
ния трансформаторов под нагрузкой; освоены
трансформаторы 3-го габарита с РПН; вне-
дряется автоматическое регулирование'напря-
жения; разрабатывается аппаратура РПН
с изоляцией класса 110 кв и др. Построены пе-
редвижные трансформаторы класса НО кв —
подвижной резерв для электрифициро-
ванных железных дорог. Созданы спе-
циальные типы трансформаторов на
25 кв для установки на электровозах,
питаемых от контактной сети перемен-
ного тока. Разработаны новые серии
трансформаторов с РПН для мощных
электропечей. Освоены силовые транс-
форматоры с заполнением негорючей
жидкостью — совтолом и др.
Перспективный план‘развития народ-
ного хозяйства СССР на ближайшие 15
лет, являющийся экономической програм-
мой строительства коммунизма в СССР,
ставит перед советской энергетикой
величественную задачу увеличить про-
изводство электроэнергии примерно в 4,3
раза по сравнению с 1957 годом.
В утвержденных XXI Съездом КПСС
«Контрольных цифрах развития народ-
ного хозяйства СССР на 1959—1965 го-
ды» предусматривается «В 1965 году вы-
работку электроэнергии в стране увели-
чить до 500—520 миллиардов^ киловатт-
часов, то есть в 2^1—2,2 раза; уставов-
12
Введение в конструирование трансформаторов
ленную мощность электростанций — более чем
в 2 раза». «Предусматривается увеличение
протяженности электрических сетей напряже-
нием 35—500 киловольт более чем в 3 раза...»
Это обусловливает большой количественный
рост выпуска трансформаторов.
Наряду с этим советским трансформаторо-
строителям нужно решить весьма сложные за-
дачи повышения качественных показателей
трансформаторов. Мощности единиц генерато-
ров электростанций значительно увеличивают-
ся, возрастает также мощность отдельных под-
станций. В связи с этим возникает необходи-
мость максимально увеличить предельные
мощности единиц трансформаторов; создать
трехфазные трансформаторы мощностью до
450 тыс. ква, группы однофазных автотранс-
форматоров до 900 тыс. ква и т. д. Уже в бли-
жайшие годы должны быть построены первые
трехфазные трансформаторы и автотрансфор-
маторы большой мощности класса 330 кв, со-
здан ряд новых типов трансформаторов класса
500 кв, подготовлено освоение более высокого
класса напряжения — порядка 600—800 кв.
Развитие энергетических систем *и связей
между ними требует широкого применения ре-
гулирования напряжения под нагрузкой; нуж-
но, в частности, разработать аппаратуру РПН
большей мощности, чем существующая, и
с изоляцией более высокого класса напряже-
ния — вплоть до 220 кв. Большое развитие по-
лучают специальные трансформаторы различ-
ных назначений. При увеличении выпуска
трансформаторов в несколько раз все большее
значение приобретает повышение их экономич-
ности: снижение расхода материалов и повы-
шение к. л. д. В этом отношении одной из важ-
нейших задач является широкое внедрение хо-
лоднокатаной электротехнической стали.
В решении огромных задач, стоящих перед
советским трансформаторостроением, наряду
с научно-исследовательскими работами и про-
ектными разработками, относящимися к обла-
сти расчета трансформаторов, важную роль
играют развитие и совершенствование их кон-
струкции.
. Конструктивная разработка занимает боль-
шое место в создании устройства магнито-
прбводов, приспособленных к свойствам холод-
нокатаной стали, в решении задачи перевозки
мощных трансформаторов в собранном виде;
от работы конструкторов в определенной сте-
пени зависят повышение экономичности и улуч-
шение эксплуатационных показателей транс-
форматоров.
В-3. Задачи конструктора.
Порядок и методика конструирования
Конструирование трансформаторов включает
широкий круг технических задач. Конструк-
тивная разработка должна выполняться в пол-
ном соответствии с расчетом трансформатора
с тем, чтобы были осуществлены предусмотрен-
ные расчетом электромагнитные и энергетиче-
ские характеристики и показатели. При кон-
струировании нужно обеспечить динамическую
и тепловую стойкость обмоток при коротком
замыкании трансформатора, необходимую элек-
трическую прочность изоляции и механическую
прочность отдельных узлов. Высокое качество
всей конструкции должно обеспечивать экс-
плуатационную надежность трансформатора
в целом. Все части трансформатора должны
быть высокого качества также в отношении их
внешнего вида. Трансформаторы необходимо
конструировать таким образом, чтобы объем
работы по их монтажу на месте установки был
возможно меньше. Конструкцию узлов и частей
нужно осуществлять с возможно ^меньшим рас-
ходом материалов и возможно менее трудоем-
кой в изготовлении, с тем чтобы снизить стои-
мость трансформатора до минимума.
Перечисленные общие задачи определяют
условия конструирования и серьезные требо-
вания к подготовке и квалификации конструк-
торов.
Решение отдельных задач конструирования
связано с вопросами теории и расчета транс-
форматоров, техникой высоких напряжений,
электроматериаловедением и др. Большое при-
менение в конструировании имеют расчеты ме-
ханической прочности.
Конструктор должен хорошо знать техно-
логические процессы производства трансфор-
маторов, заводское оборудование и приспособ-
ления. В процессе создания новых конструк-
ций тщательно прорабатывается вопрос о не-
обходимом новом технологическом оснащении.
В отдельных случаях приходится проверять
приемлемость тех или иных конструктивных
решений в технологическом отношении изго-
товлением опытных образцов. Конструктор
участвует в этой технологической проработке
конструкции.
Внедрение новых типовых и массовых кон-
струкций обычно затрагивает организацию и
экономику производства. Поэтому конструкто-
ру необходимо достаточно хорошо ориентиро-
ваться и в этой области.
Конструктору должны быть известны требо-
вания, предъявляемые к конструкции в связи
с условиями перевозки и монтажа трансформа-
В-3]Задачи конструктора. Методика конструирования 13
торов. Он должен -быть знаком и с условиями
их обслуживания, так как удобство обслужи-
вания зависит от устройства некоторых частей
трансформатора и от оснащения конструкции
вспомогательными приспособлениями.
Совершенствование существующих и созда-
ние новых конструкций в значительной мере
основываются на научно-исследовательской ра-
боте. Решение задач конструирования связано
с изучением и внедрением в конструкции ре-
зультатов выполненных научно-исследователь-
ских работ и с выявлением новых тем теорети-
ческих и экспериментальных разработок, необ-
ходимых для развития конструкций.
Для того чтобы работа заводского кон-
структора была максимально производитель-
ной, должно осуществляться творческое содру-
жество конструкторов с технологами и произ-
водственниками; необходимо привлекать тех-
нологов к рассмотрению новых разрабатывае-
мых конструкций уже на ранних стадиях про-
ектирования. Во многих случаях для наиболее
правильного в технологическом отношении ре-
шения задачи конструктору следует совето-
ваться с цеховыми работниками, изучать опыт
передовиков производства.
Совершенствование конструкции и развитие
технологии производства — две тесно связан-
ные стороны технического прогресса, в частно-
сти в области трансформаторостроения. Поэто-
му конструктору необходимо внимательно сле-
дить за развитием технологии производства и
в то же время самому оказывать влияние на
развитие технологии с тем, чтобы оно увязыва-
лось с общими задачами совершенствования
тр ансф ор м аторов.
Конструктор должен быть хорошо знаком
с данными о трудоемкости изготовления дета-
лей и узлов, с ценами на основные применяе-
мые в трансформаторах материалы.
» *
*
Опыт показывает, что при разработке кон-
струкции невозможно предусмотреть вое осо-
бенности технологического процесса изготовле-
ния и сборки новых узлов и частей трансфор-
матора. Зачастую выполнение в производстве
новой конструкции приносит неожиданности и
вынуждает вносить те или иные изменения
в конструкцию или технологический процесс.
Только после производственной проверки мож-
но окончательно судить о пригодности частей
конструкции в технологическом отношении.
Для того чтобы дать конструкции полную
оценку, необходимо иметь опыт эксплуатации,
иногда достаточно длительный. Неоднократно
бывало, что вносившиеся в конструкцию, ка-
залось бы, незначительные изменения оказыва-
лись существенными Для производства или для
эксплуатационной надежности трансформатора.
* *
*
Учебное ' проектирование трансформатора
включает конструктивную разработку наиболее
важных его частей. Объем курсового проекта
определен учебной программой. Курсовое про-
ектирование проходят под руководством пре-
подавателя, который уточняет объем и указы-
вает учащемуся последовательность работы.
Содержание конструктивной разработки транс-
форматора в дипломных проектах учащихся
зависит от темы проекта. Вместе с содержа-
нием изменяются объем и последовательность
конструирования. Порядок работы устанавли-
вает руководитель дипломанта.
В заводском проектировании трансформа-
торов приходится решать различные задачи.
Одна из них — проектирование серии транс-
форматоров, включающей ряд типов разной
номинальной мощности. В этом случае кон-
структивная разработка охватывает все части
трансформаторов. Нередко задача сводится к
созданию отдельного нового типа мощного
трансформатора. Иногда по той или иной при-
чине перепроектируется часть типов суще-
ствующей серии. Задача другого характера —
переработка какой-либо одной части или узла
в ряде типов существующей серии, например
перепроектирование баков в связи с измене-
нием конструкции радиаторов или перепроек-
тирование отводов в связи с внедрением нового
переключателя и т. п. Часто требуется спроек-
тировать трансформатор с той же номинальной
мощностью и .классом напряжения, что у ранее
выпускавшихся трансформаторов, но на дру-
гое номинальное напряжение, с другой схемой
соединения обмоток и т. п. В данном случае
объем конструктивной разработки ограничи-
вается переделкой обмоток, отводов, располо-
жения 'вводов и других частей на крышке; при
этом для изготовления магнитопровода, бака
с радиаторами и других, связанных с ним ча-
стей, используются без изменения или с не-
большими изменениями ранее разработанные
чертежи. В заводском проектировании решают-
ся и другие задачи.
Последовательность и методика заводской
конструктивной разработки зависят от харак-
тера и объема задания, от использования мате-
риалов ранее выполненного проектирования, от
существующей организации проектных работ
и т. д. Здесь по этому вопросу необходимо
ограничиться отдельными указаниями общего
характера.
14 Введение в конструирование трансформаторов
Важное место в методике конструирования
трансформаторов занимает нормализация кон-
струкции. Заводская система нормализации
охватывает большое число деталей, узлов и
частей трансформаторов. К числу «нормальных
узлов» относятся: стяжка стержней’ и ярем
магнитопроводов, соединение с баком радиато-
ров, крепление катков, установка расширителя
на крышке бака и многие другие; к числу «нор-
мальных частей» относятся вводы, расшири-
тель, выхлопная труба, вся арматура и т. д.
Конструирование нормальных узлов и ча-
стей производится обычно отдельно от разра-
ботки остальной конструкции трансформаторов.
Специализированная конструктивная разработ-
ка охватывает не один узел, а ряд однотипных
узлов, например стяжку стержней примени-
тельно ко всем трансформаторам 3 и 4-го габа-
ритов (см. § В-6), не один расширитель, а се-
рию расширителей для установки на трансфор-
маторах всех мощностей и т. п.
Нормализация деталей, узлов и частей
трансформаторов уменьшает номенклатуру из-
делий цехов завода. Это позволяет улучшить
организацию и оснащение производства и по-
высить производительность труда.
При выполнении учащимися курсового про-
екта заводские конструктивные нормали долж-
ны применяться лишь частично. В соответствии
с учебными целями некоторые из нормализо-
ванных в заводском проектировании деталей,
узлов и частей конструируются самим уча-
щимся. Помещенный в книге справочный мате-
риал представляет в основном именно' ту часть
заводских нормалей, которая используется уча-
щимися в курсовом проекте.
К нормализации элементов конструкции
примыкает нормализация, методики конструи-
рования — система инструкций по расчету ме-
ханической прочности конструкции, разработке
йзоляционной конструкции и др. Эта система
нормативов • включает выявление типовых
конструктивных узлов, размеры которых опре-
деляются механической прочностью. Примени-
тельно к ним разрабатывается методика рас-
чета механической прочности и составляются
инструкции, включающие расчетные формулы
и другие необходимые указания. Систематизи-
руется материал по изоляционной конструкции
обмоток, отводов, воздушной изоляции транс-
форматоров. Для типичных элементов на осно-'
ве анализа выполненных теоретических и экс-
периментальных исследований разрабатывают-
ся нормы для выбора конструктивных разме-
ров изоляции. По данным тепловых исследова-
ний устанавливаются нормы для выбора.раз-
меров токоведущих частей отводов, вводов
и т. п.
Заводская нормализация охватывает также
допуски, указываемые при расстановке разме-
ров в рабочих чертежах.
Конструктивная разработка трансформато-
ра начинается одновременно с выполнением
расчета; наряду с расчетными параметрами
должна быть определена принципиальная'Кон-
струкция основных частей: магнитопровода,
обмоток, бака. В ходе расчета приходится поль-
зоваться многими конструктивными данными.
Конструктивные данные, необходимые для вы-
полнения учебного расчета, заимствуются « в
основном из справочных материалов, обобщаю-
щих заводские проекты трансформаторов. В за-
водском проектировании часто приходится па-
раллельно с. расчетом производить предвари-
тельную разработку конструкции. - >
Как в учебном, так и в заводском проекти-^
ровании в начале расчета разрабатывают кон-
струкцию стержня магнитопровода и ярма.
Электрический расчет обмоток включает в зна-
чительной части и их конструктивную разра-
ботку. Тепловой расчет трансформатора дол-
жен основываться на предварительной кон-
структивной разработке бака — на определен-
ных его внутренних размерах и ряде конструк-
тивных элементов. При проектировании мощ-
ных трансформаторов выбор основных разме-
ров магнитопровода, определяющих габариты
выемной части, зависит от вписывания транс-
форматора в железнодорожный габарит; необ-
ходима предварительная — параллельно с рас-
четом — конструктивная разработка вопроса
перевозки трансформатора.
Заводская конструктивная разработка раз-
деляется соответственно главным узлам транс-
форматора; конструирование состоит из разра-
ботки магнитопровода, обмоток, отводов, бака
и т. д. Порядок глав этой книги указывает наи-
более целесообразную последовательность кон-
струирования при создании нового типа транс-
форматора. Однако конструирование той или
иной части трансформатора не представляет
обособленной задачи: разработка одной части
связана с конструированием нескольких дру-
гих. Необходимая взаимная увязка разработки
отдельных частей трансформатора рассмотрена
в соответствующих главах книги.
В заводском проектировании нового типа
мощного трансформатора разработка конструк-
ции осуществляется путем составления дак
называемого «общего проектного чертежа»
(в карандаше). Его основа—выполненные в од-
ном, не слишком мелком масштабе проекции
В-4]
Материалы, расчеты прочности, допуски, окраска
15
выемной части с отводами, включающие ее
сопряжение с баком и с вводами. Кроме то-
го, составляются разрезы выемной части и
чертежи отдельных узлов магнитопровода, об-
моток, отводов, размещения вводов, бака, его
узлов и связанных с ним частей. «Общий про-
ектный чертеж» целесообразно доводить до
исчерпывающей разработки всех. частей и де-.
талей с определением всех их размеров. По
«общему проектному чертежу» выполняются
рабочие чертежи трансформатора.
При заводском -проектировании трансфор-
маторов средней и небольшой мощности соот-
ветственно меньшей/сложности их конструкции
объем предварительно разрабатываемого- «об-
щего проектного чертежа» в той или иной мере
сокращается. Часть выяснительных чертежей
узлов и мест их сопряжения выполняется по
ходу составления рабочих чертежей. Последние
для простых узлов выполняют, не прибегая
к выяснительным чертежам, а по подсчету раз-
меров.
Здесь рассмотрены некоторые вопросы об-
щей методики конструирования трансформато-
ров; методика конструирования, каждой от-
дельной части изложена в соответствующих
главах книги.
В-4. Применяемые материалы, подсчет веса,
резьбовые соединения, расчеты Механической
прочности, допуски, окраска и покрытия
Материалы, применяемые в трансформаторах
Основные материалы для изготовления
трансформаторов — электротехническая сталь
магнитопровода и медные или алюминиевые
провода обмоток. Это — так называемые актив-
ные материалы. Кроме них, применяют медные
проводники для отводов и вводов, конструк-
ционную сталь, различные изоляционные мате-
риалы, дерево и др.
В качестве активной стали трансформато-
ров применяют высоколегированную горячека-
таную или повышеннолегированную холоднока-
таную электротехническую сталь толщиной
0,35 и 0,5 мм. Провода для обмоток трансфор-
маторов — круглого и прямоугольного сече-
ния с различной, в основном бумажной, изо-
ляцией.
Наибольшее использование из конструкци-.
онных материалов имеют: листовая сталь марки
М12кп (МСт. 2) и М18 (МСт. 3), профильный
прокат (угловая сталь, швеллеры и др.) мар-
ки Ml8 и сталь для крепежных деталей;
шпильки-, болты и гайки изготовляют в -основ-
ном из. стали марок 20, А12 и Ml8. Для неко-
торых частей, наиболее ответственных в отно-
шении механической прочности, применяют
сталь марки М2 Г (МСт. 4).
Листовая сталь марки М12кп наиболее при-
годна для получения маслоплотных электро-
сварных швов (баки, расширители и другие
части масляных трансформаторов); качествен-
ные маслоплотные швы могут быть получены
и 4при с;гали М18. Применять сварные соеди-
нения стали марки М21 не рекомендуется.
Электросварные охладительные трубы баков
трансформаторов изготовляют из стали марок
08кп или 10, удовлетворяющих требованиям, .
определяемым технологией сварки труб и по-
следующей их гибки.
Для переключателей трансформаторов, ап-
паратуры переключения под нагрузкой и ряда
вспомогательных приборов необходима сталь
различных специальных марок, а также латунь
и т. п.
Для проводников отводов (круглые прово-
да, шины, кабели), токоведущих частей в-водов,
включая гайки и шайбы, используют медь ма-
рок Ml, МГТ, МГМ и латунь марок ЛС59-1,
Л62, ЛК80-ЗЛ.
Литье в трансформаторах применяют сталь-
ное, чугунное, латунное, из алюминиевых и
других сплавов, в том числе кокильное и под
давлением.
Из изоляционных материалов широкое при-
менение имеет электрокартон. Для масля-
ных трансформаторов используют листовой
и рольный целлюлозный картон марки ЭМЦ и *
тряпичный марки ЭМТ. Из изоляционных бу-
маг применяют: телефонную (марка КТН), ка-
бельную (марка К-12) и «крепированную»
(гофрированную).
К бумажно-бакелитовым изделиям в транс-
форматорах относятся трубки (марки ТБ и
ТБ/П), цилиндры (марка ЦБ) различных раз-
меров и листовой гетинакс марок А и Б
(трубки марки ТБ/П и гетинакс марки Б
имеют повышенную электрическую прочность
вдоль слоев).
Для работы в масле используют текстолит
марки А, изоляционную маслостойкую лако-
ткань на хлопчатобумажной основе (марка
ЛХМ). Болтовые соединения масляных транс-
форматоров уплотняют специально предназна-
ченной для этой цели маслостойкой резиной.
Большинство деревянных деталей транс-
форматоров е изготовляют из бука, наиболее
подходящего в отношении электрической и ме-
ханической прочности и других предъявляемых ч
требований. Для менее ответственных дета-
лей, таких, как опорные бруски выемной части
и т. п., можно использовать березу.
16
Выведение в конструирование трансформаторов
В трансформаторах материалы, соприка-
сающиеся с маслом, должны быть химически
инертны сто отношению к нему; они не должны
разрушаться под воздействием горячего мас-
ла, не должны вызывать разложения и загряз-
нения масла. В масляных трансформаторах не-
допустимо применение голой меди, не покры-
той слоем изоляции или лака, так как медь
является активным катализатором при окисле-
нии масла. В масле не следует использовать
свинец, который, вступая в реакцию с маслом,
• образует окислы свинца и свинцовые мыла
(шлам). Не следует также употреблять цинк.
Обычная резина в масле разрушается.
Для сухих трансформаторов применяют раз-
личные изоляционные материалы повышенной
теплостойкости: стеклолакоткань, стеклотексто-
лит, фарфор в виде изоляционных деталей для
обмоток и др.
Особые требования предъявляют к материа-
лам для трансформаторов, предназначенных
для работы в условиях тропического климата,
и к материалам для трансформаторов, запол-
ненных негорючей жидкостью.
Для учебного проектирования в приложе-
нии 1 приведен сортамент основных материа-
лов для ма-сляных силовых трансформаторов.
В заводских условиях для упорядочения тех-
нического снабжения и улучшения организации
производства целесообразно ввести некоторые
ограничения сортамента, т. е. допускать при
конструировании не весь сортамент, установ-
ленный соответствующим стандартом, а только
часть его. Например, ОСТ 10017-39 включает
швеллеры следующих номеров: 5, 6,5, 8, 10, 12,
14а, 14b, 16а, 16b, 18а, 18b, 20а, 20b, 22а, 22b,
24а, 24b, 24с, 27а, 27b, 27с, 30а, 30b, 30с и т. д.
В заводских же нормалях МТЗ предусмотрены
только размеры, набранные курсивом. Необхо-
димо, однако, иметь в виду, что сужение сорта-
мента приводит к некоторому увеличению рас-
хода 'материалов, и этим не следует злоупо-
треблять.
Подсчет- веса. Определение расхода материалов
Разработка конструкции включает подсчет
чистого веса отдельных деталей, узлов и частей
трансформатора. Соответственно технологиче-
скому процессу изготовления детали опреде-
ляют размер ее заготовки-, по размерам заго-
товки с учетом отходов подсчитывают количе-
ство неббходимого материала — его черный
вес. (Количество отходов находят по данным
раскроя деталей из стандартного листа мате-
риала.) По черному весу подсчитывают стои-
мость материалов, расходуемых на изготовле-
ние трансформатора.
Чистый вес узлрв и частей трансформато-
ра определяет величину нагрузки в ряде рас-
четов механической прочности. Вес (чистый)
магнитопровода, обмоток, бака и других ча-
стей и некоторых их узлов, вес выемной части
и собранного трансформатора согласовывают
с крановым оборудованием завода. Транспорт-
ный вес трансформатора определяет необходи-
мую грузоподъемность железнодорожной плат-
формы или транспортера. Вес трансформатора
и его частей учитывается при проектировании
сооружений трансформаторной подстанции и
при выборе характеристик подъемного обору-
дования на ней.
При определении чистого веса берут в рас-
чет номинальные размеры деталей и стандарт-
ных профилей, номинальную толщину листов
и средний удельный вес, не учитывая допусков.
При этом все упрощения метода подсчета
объема и округления вычислений должны де-
латься в сторону увеличения веса. При под-
счете веса активной стали не принимают во
внимание отверстия в пластинах; для отдель-
ных конструктивных деталей несколько упро-
щают расчетную форму детали по сравнению
с действительной: не учитывают небольшие
отверстия, вырезы и т. д.
Вес активной стали магнитопровода при
расчете трансформатора подсчитывают, умно-
жая объем пакетов стержня и ярма на коэф-
фициент заполнения стали (§ 2-6) и на удель-
ный вес. Вес бумажной изоляции пластин при
номинальной толщине, стали 0,35 мм прини-
мают равным 1,5%' веса стали, а при толщине
0,5 мм— 1°/о’; вес лаковой изоляции пластин—
соответственно 0,75 и 0,5 % L
Для точного определения веса гнутых ме-
таллических деталей нужно учитывать вытяжку
металла; в расчет необходимо брать разверну-
тую длину детали, откорректированную опыт-
ным путем для существующего технологиче-
ского .процесса гибки (штамповки).
Объем масла в трансформаторе складывает-
ся из объема масла в баке, охлаждающих тру-
бах, радиаторах или охладителях и в расши-
рителе. Объем масла в баке равен емкости
бака по его внутренним размерам минус объем
выемной части. Этот объем в заводском проек-
тировании вычисляют по спецификациям рабо-
чих чертежей узлов трансформатора, образую-
щих выемную часть. Указанный в специфика-
циях вес деталей суммируют по видам мате-
риала: сталь, медь, электрокартон и т. д. Да-
лее находят объемы для каждого из материа-
лов и суммируют их. В учебном и предвари-
тельном заводском проектировании вес и объем
В-4]Материалы, расчеты прочности, допуски, окраска 1Т
выемной части трансформатора можно опреде-
лять приближенно, пользуясь данными прило-
жения 12.
Резьбовые соединения 4
В конструкции трансформаторов широко
употребляются разъемные резьбовые соедине-
ния частей болтами, шпильками, винтами, шу-
рупами и т. п. Стяжку стержней и ярем маг-
нитопровода и скрепление его вспомогатель-
ных частей, осуществление маслоплотного сое-
динения крышки бака с рамой, присоединение
к баку радиаторов, установку расширителя
и др. производят при помощи стальных болтов
и других крепежных деталей с основной мет-
рической ^резьбой. Для увеличения контактной
поверхности тбковедущих шпилек вводов при
большом диаметре используется 2-я мелкая
метрическая резьба. Для арматуры применяют
1-ю и 2-ю мелкую метрическую резьбу.
До недавнего времени на некоторых отече-
ственных заводах в трансформаторах приме-
няли для механических креплений дюймовую
резьбу, а для арматуры и токоведущих шпи-
лек — трубную (дюймовую) резьбу. Ниже
в таблице приведены шкалы дюймовой резьбы,
применявшейся ранее, и метрической, ее заме-
нившей.
Магнитопровод возбужденного трансформа-
тора вследствие перемагничивания вибрирует.
Вибрация передается другим частям трансфор-
матора. Поэтому все без исключения болтовые
соединения должны быть предохранены от
отвинчивания, для чего применяют дополни-
тельную нормальную или низкую гайку, замко-
вую шайбу, пружинную шайбу или раскерни-
вание (последнее — для стяжных шпилек
стержней и ярем).
Для креплений отводов и переключателей в
местах, где недопустима установка металличе-
ских крепежных деталей, применяют деревян- ''
ные шпильки и прямоугольные гайки из граба
со специальной резьбой (см. также § 6-7). Де-
ревянные гайки предохраняют от отвинчивания
обвязыванием конца шпильки ниткой.
Расчеты механической прочности
В первом издании этой книги изложена ме-
тодика расчета механической прочности .транс-
форматоров, сложившаяся в отечественном
трансформаторостроении и длительное время
применявшаяся без существенных изменений.
Сейчас эта методика в отношении бака и от-
части других узлов пересматривается в основ-
ном в направлении экспериментального обосно-
вания принимаемых расчетных схем и допу-
скаемых напряжений. Некоторые уже прове-
денные исследования выявили отдельные зна-
чительные расхождения между действительны-
ми деформациями элементов конструкции, а
также действительными максимальными на-
пряжениями в металле и их расчетной величи-
ной. Выявляются возможность и целесообраз-
ность допускать для определенных частей
трансформатора весьма высокие местные на-
пряжения и связанные с ними остаточные де-
формации. Это относится, например, к нагру-
жаемым внешним давлением плоским .уча-
сткам стенки бака, ограниченным балками же-
сткости. Остаточные деформации сравнитель-
но тонкого листа (стенки), обусловленные вы-
сокими местными напряжениями, не представ-
ляют опасности; они не увеличиваются при
повторном приложении нагрузки и, в конечном
счетё, не являются показателем недостаточной
механической прочности конструкции. В дру-
гих случаях, например для рамы бака, необ-
ходимо достаточно жесткое ограничение вели-
чины деформации (прогиба). Однако при со-
хранении тех или иных нормативов на величи-
ну деформаций некоторые расчетные формулы
приходится изменять в соответствии с резуль-
татами опытных исследований, выявляющих
необходимость уточнить расчетные схемы. Та-
кие изменения методики расчета приводят, как
правило, к уменьшению расхода металла; одна-
ко в отдельных (редких) случаях они обу-
словливают увеличение размеров деталей. Ина-
че, как показывает исследование, возникают
остаточные деформации. Это касается в основ-
ном нагрузки на . некоторые части баков мощ-
ных трансформаторов при внешнем давлении.
Создание, более обоснованной методики
расчета механической прочности трансформа-
торов требует значительного времени; оно свя-
зано с большим объемом опытных исследова-
ний и теоретических разработок. К моменту
Дюймовая резьба 7?' W' 1" р/<" 17/' 2" 27?' 2«/2" 24," 3"
Метрическая основ- if ная резьба М12 М16 М20 М24 мзо М36 М42 М48 М56 М64 М72 М72
Трубная резьба 7<"* -s/e"* V."* ’А"* Р'*» Р/?'**
Метрическая резьба • Для армдтуры. Для токоведу! 2 А. В. Сапожников 1М10хЬ5» цих шпилек 1М14Х1.5* : вводов. 1М16Х1,5* ЛРХИ1 1М20Х1.5* 3 ЗА 2M27XL5* 0 Hi 2M33XJ4**. к эм 2М42Х2»* 2М48Х2**
18
Введение в конструирование трансформаторов
написания этой книги была- проделана только
часть необходимой работы. Поэтому изложение
вопроса характеризуется некоторой «неодно-
родностью», включением «старых» и «новых»
методов. Это привело, в частности, к некото-
рой неоднородности в допускаемых напряже-
ниях, так как величина напряжений в метал-
ле, получающаяся по отдельным «старым» фор-
мулам, является в той или иной мере условной.
При расчетах по допускаемым напряжениям
характерными величинами являются напряже-
ния на растяжение (сжатие, изгиб) для срали
основных марок М18 и М12кп. Для постоянно
действующих сил, значение которых может
быть определено относительно точно, в «но-
вых» формулах эти напряжения приняты соот-
ветственно 1 600 и 1 400 кГ/см2.
Для некоторых деталей ‘ подъема трансфор-
матора и его частей применяют сниженные
испытательные напряжения. Вообще же учи-
тывается, что ускорение при подъеме трансфор-
матора и его частей краном незначительно, и
поэтому нагрузка на подъемные приспособле-
ния практически равна только весу груза.
Расчеты механической прочности стальных
креплений магнитопровода и деталей стяжки
обмоток на осевые уаилия короткого замыка-
ния основаны на следующих соображениях.
Принимаем, что к рассчитываемым деталям
сила прикладывается не внезапно, а «спокой-
но», т. е. динамические деформации не имеют
места. Это обосновывается тем, что крепления
магнитопровода отделены от обмоток набором
деталей из электрокартона значительной об-
щей толщины; детали из электрокартона нахо-
дятся и между отдельными катушками обмот-
ки. Передача механических сил, возникающих
в результате электромагнитного, взаимодей-
ствия обмоток, от катушки к катушке и от
крайней катушки к креплениям связана со сжа-
тием изоляционных деталей и требует неко-
торого времени.
При расчете креплений магнитопровода и
обмоток на усилия короткого замывания не-
обходимо предельно увеличить допускаемые
напряжения; в противном случае зачастую по-
лучались бы неприемлемо большие размеры
частей. Если расчет ведется на максимально
возможное усилие короткого замыкания, то
в качестве [<з]р, [а]сж и [а]и* можно взять
значение предела текучести. При этом считаем,
что приложение к детали полной расчетной на-
грузки будет исключительно редким; для та-
* См. обозначения в конце этого раздела.
кого предельного случая можно допустить и
небольшую остаточную деформацию.
Допускаемое напряжение на срез состав-
ляет, как правило, 0,6—0,65 допускаемого на-
пряжения на растяжение (сжатие, изгиб) <
Величина допускаемых напряжений; для
сварных швов зависит, кроме марки сваривае-
мой стали, от способа сварки, применяемых
электродов и метода контроля качества (Свар-
ки. При существующих в трансформаторо-
строении условиях, при выполнении срарки
автоматической, полуавтоматической под слоем
флюса и ручной (электродами Э42А и (Э42)
для стыковых швов, работающих на растяже-
ние, можно принять [о] равным 0,75—0,8 допу-
скаемого напряжения для основного металла.
Если для стали марок М18 и М12кп для основ-
ного металла принимается 1 600 и 1 400 кГ/см2
(см. выше), то для растяжения и сжатия сты-
ковых швов этому соответствуют [о] =1 200 и
1 100 кГ/см2. В швах [х]ср должно составлять
около 0,65 допускаемого напряжения на растя-
жение: 800 и 700 кГ1см2 соответственно; для
стали марок М18 и М12кп. Для тавровых
сварных соединений [т]ср несколько выше —
соответственно 1 000 и 900 кГ)см2. Увеличе-
ние допускаемого напряжения на срез для
таврового соединения по сравнению coj сты-
ковыми швами объясняется различными ме-
тодами определения расчетного сечения ' шва;
для таврового соединения расчетное сечение
имеет запас (рис. В-7).
Более высокие допускаемые напряжения в
сварных швах, чем указано выше, могут быть
применены только на
основании детального
рассмотрения всех усло-
вий, влияющих на проч-
ность сварных соеди-
нений.
Резьбовые соединения
в трансформаторах рабо-
тают в различных усло-
виях нагрузки. В ряде
узлов предварительно за-
тянутые болты или
шпильки практически не
испытывают дополни-
тельных воздействий от
внешних нагрузок. Это
относится, например, к
шпилькам стяжки стерж-
ней магнитопровода.
К большинству же
Рис. В-7. Сравне-
ние расчетной Ар
и действительной
/гд высоты свар-
ных швов.
а — стыковое соеди-
нение; б — тавровое
соединение.
болтов (шпилек),
предварительно затянутых и соответствен-
но напряженны, прикладываются внеш-
В-4]
Материалы, расчеты прочности, допуски, окраска
19
ние силы, увеличивающие напряжение. В не-
которых случаях происходит непосредствен-
ное сложение усилий предварительной за-
тяжки и внешней силы. Это касается винтов
осевой стяжки обмоток (гл. 2): сжимающая
сила стяжки, ’воздействующая на винт, скла-
дывается с сжимающим осевым усилием корот-
кого замыкания. Сложнее обстоит дело с бол-
тами (шпильками), стягивающими две части,
которые в последующем подвергаются воздей-
ствию внешней силы, стремящейся отодвинуть
их друг от друга. В этом случае предваритель-
но растянутый и напряженный болт дополни-
тельно растягивается, но результирующее на-
пряжение зависит не только от предваритель-
ной затяжки и величины внешней силы, но и
от соотношения жесткостей болта и «стыка»,
стягиваемого болтом L Результирующая сила,
действующая на болт, равна внешней силе
плюс остаточная затяжка, которая меньше
предварительной. Чем больше жесткость сты-
ка по сравнению с жесткостью болта, тем
меньше остаточная затяжка..Чем меньше же-
сткость стыка, тем больше результирующая на-
грузка приближается к сумме: предваритель-
ная затяжка плюс внешняя сила. На сумми-
рование этих сил нужно ориентироваться там,
где болты стягивают стальные части, разделен-
ные резиновой прокладкой.
Сила предварительной затяжки болтов
(шпилек) зависит от размера плеча применен-
ного гаечного ключа и от величины приложен-
ного усилия.
При использовании нормального гаечного
ключа и одинаковом мускульном усилии на-
пряжение от предварительной затяжки умень-
шается с увеличением диаметра болта; даже
если считать, что усилир на ключе растет про-
порционально диаметру болта, то напряжение
уменьшается примерно обратно пропорцио-
нально диаметру1 2. Отсюда следует, что при
определении внешней нагрузки, допустимой
для предварительно затянутых болтов (шпи-
лек), нужно учитывать уменьшение напряже-
ний затяжки с ростом диаметра, т. е. чем боль-
ше диаметр болта, тем большее напряжение
от внешней силы может быть допущено. При
этом нужно иметь в виду возможность значи-
тельных колебаний напряжения затяжки, если
нет контроля применяемого усилия. Для бол-
тов (шпилек) небольших диаметров напряже-
1 Машиностроение, Энциклопедический справочник,
т. III, стр. 787, Машгиз, 1951.
2 С. О. Белицкий, О расчете затяжных болтов
с растягивающей нагрузкой, «Вестник металлопромыш-
ленности», 1935, № 4, стр. 69.
2*
ние затяжки может превышать «нормальное»
за счет применения на ключе относительно
большого усилия; для болтов больших диамет-
ров усилие зачастую прикладывается на искус-
ственно увеличенном плече.
Для предварительно затянутых болтов и
шпилек из стали марок 20 и М18 — при отсут-
ствии контроля силы затяжки — допускаемые
напряжения, обусловленные внешней силой,
можно брать в зависимости от диаметра по
формуле [о] = 2(W +100; здесь [о] — допускае-
мое напряжение, кГ/см2-, d — диаметр резьбы,
мм *. Таким образом, для предварительно за-
тянутого 'болта (шпильки) диаметром 20 мм
может быть допущено напряжение 500 кГ1см2,
внешняя сила 500-2,21^1 100 кГ (2,21 см2 —
-сечение болта по внутреннему диаметру резь-
бы) .
Механическую прочность изоляционных де-
талей магнитопровода и обмоток рассчитывают
на сжатие (смятие). Для плоских деталей из
электрокартона и бумажно-бакелитовых трубок
в расчетах на силы, возникающие при -стяжке
обмоток, при подъеме выемной части и т. и.
в настоящее время напряжение на смятие до-
пускают до 200 кГ1см2, при расчете на усилия
короткого замыкайия 400 кГ)см2.
Допускаемое напряжение на изгиб дерева,
например- ярмовых балок из бука, на> усилия
стяжки пластин ярма принимают 100 кГ1см2.
В этой книге в расчетах механической проч-
ности допускаемое напряжение обозначено
буквами в квадратных скобках: [о] — допускае-
мое нормальное напряжение; [а]р — то же
при растяжении; [а]сж—то же при сжатии;
[а)и—то же при изгибе; [т]—касательное допу-
скаемое напряжение; [т]ср —допускаемое на-
пряжение при срезе; [т]к —то же при круче-
нии. Во все формулы расчета механической
прочности нужно подставлять силу в кГ, дли-
ну в см\ тогда размерность напряжения —
кГ/см2,, изгибающего момента — кГ • см, сече-
ния — см2, момента сопротивления — см3, мо-
мента инерции — см4 и т. д.
Допуски
Ряд узлов и деталей конструкции трансфор-
маторов не отличается принципиально от при-
меняемых в общем машиностроении. Сюда от-
носится, например, большинство крепежных
деталей трансформаторов, такие узлы, как
катки большой грузоподъемности, приводной
* Здесь не использована возможность повышения
внешней нагрузки в случае относительно большой жест-
кости стыка.
20
Введение в конструирование трансформаторов
механизм, устройства для переключения ответ-
влений'обмотки и т. п. Для этих деталей и ча-
стей. необходимо применять допуски, принятые
в машиностроении. Магнитопроводы, обмотки
я изоляционные узлы трансформаторов по кон-
струкции и технологии изготовления являются
специфичными. Для них разрабатываются спе-
циальные допуски. Это относится также к ба-
кам, отводам, к сборке выемной части в баке
•и др.-
Допуски на размеры пластин, образующих
Стержни и ярма, на расположение отверстий
в этих пластинах устанавливают с учетом тех-
нологического процесса сборки магнитопрово-
дов' Существующие допуски (приложение 5)
соответствуют примерно 4—5-му стандартным
классам точности. Относительно большие плю-
совые допуски на толщину собранного магни-
топровода (приложение .5) диктуются усло-
виями сборки, в частности трудностями провер-
ки толщины отдельных пакетов до окончатель-
ной стяжки, а также тем, что отклонение попе-
речного сечения стержней и ярем от расчетного
допустимо, Как правило, только в сторону их
увеличения (§2-14). z
-Специфической особенностью изоляционных
частей трансформаторов, существенно влияю-
щей :на разработку для них допусков, является
усадка электрокартона с уменьшением его
влажности (§ 4-17). Усадка изоляции оказы-
вает большое влияние также на допуски, уста-
навливаемые для размеров обмоток. Отклоне-
ние .радиального размера обмотки от номи-
нального может быть связано со значительным
допуском на толщину бумажной изоляции про-
хода. Допуски на размеры обмотки, наматы-
ваемой на. временном стальном цилиндре —
шаблоне, 'больше, чем при изготовлении обмот-
ки на ’постоянном бумажно-бакелитовом ци-
'лйндре -(§ 4-7). Например, для непрерывной
обмотки ВН класса 35 кв, намотанной на бу-
мажно-бакелитовом цилиндре и имеющей диа-
метр порядка 500 мм, можно установить до-
пуски:' 'на внутренний диаметр катушек до-
пуск +2 мм, на радиальный размер допуск
+1 мм; для непрерывной обмотки ВН класса
110. кв, намотанной на временном стальном
цилиндре, при диаметре порядка 1 000—
1 200-мм и радиальном размере 80—100 мм
допуски могут быть: на внутренний диаметр
Допуск +5 мм, на радиальный размер допуск
мм. Допуски на размеры собранных обмо-
ток устанавливают с учетом влияния тех или
иных отклонений на электрическую и механи-
ческую. прочность- трансформатора.
При нормировании допусков на размеры ба-
ков приходится учитывать остаточные дефор-
мации от сварки, в частности прогибы стенки.
Наиболее жесткие требования в отношении
допусков предъявляют к размерам, связанным
с сопряжениями таких частей,, как болтовое
соединение верхней рамы с крышкой и т. п.
Характерным для обечайки бака .является не-
обходимость сравнительно точного выдержи-
вания ее периметра, что обеспечивает подгонку
обечайки к верхней раме. Допуски на основные
внутренние размеры бака — на его длину, ши-
рину и размер от дна до верха верхней, ра-
мы — могут быть только плюсовыми или дву-
сторонними, например:
Размер от дна бака
до верха верхней Допуск,
рамы, мм\ мм
До *500 ±2
От 501 до 1 000 +3
1001 1500 +4
1501 2 000 +6
. 2 001 -3 000 +8
3 001 и больше +10
_ Для некоторых свободных размеров отдель-
ных деталей трансформаторов целесообразно
устанавливать более свободные допуски, чем
по 9-му стандартному классу точности.
Окраска и покрытия
В рабочих заводских чертежах помещают
указания об окраске и покрытиях металличе-
ских частей трансформаторов.
Наружные металлические части масляных,
трансформаторов должны быть защищены от
коррозии в условиях наружной установки.
Металлические части, кроме токоведущих кон-
тактных, окрашивают. Окраска должна быть
стойкой по отношению к атмосферным воздей-
ствиям (влага, высокая и очень низкая темпе-
ратура) и должна придавать трансформатору
хороший внешний вид. Выбор цвета окраски
бака, крышки и пр. производят с учетом его
влияния на теплоотдачу частей в окружающую
атмосферу и на их нагрев солнечными лучами.
В отношении внешнего вида лучшими являют-
ся светлые тона окраски. Стойкость окраски
наружных частей трансформато;ра и его внеш-
ний вид в большой степени зависят .от подго-
товки поверхностей к окраске: от качества ме-
ханической очистки (песком, металлической
дробью и т. п.), обезжиривания и грунтовки.
Окраска находящихся в масле металличе-
ских частей (внутренняя поверхность бака,
крепления ма1гнитопро1вода, голые проводники
отводов и т.. п.) необходима из-за вредного
влияния металлических частей, особенно мед-
ных на масло. Она защищает механически очи-
В-6]
Терминология, обозначения и сокращения
21
щенные металлические части от коррозии во
время их пребывания на воздухе в процессе
производства.
Для защиты от окисления болтовых и по-
движных контактных частей трансформаторов
окраска неприменима. Эти части лудят или
никелируют; никелировка отличается более вы-
сокой Механической прочностью и применяет-
ся в основном для зашиты контактов переклю-
чателей.
К защитным покрытиям и окраске наруж-
ных частей масляных трансформаторов, пред-
назначенных для установки в странах тропиче-
ского климата, предъявляют значительно более
жесткие требования, чем для трансформаторов
обычного выполнения.
В-5. Некоторые элементы конструирования
Ниже указан ряд общих требований, которым долж-
ны удовлетворять узлы конструкции; упомянуты от-
дельные элементарные условия конструирования, невы-
полнение которых нередко приводит, начинающих кон-
структоров к ошибкам.
При конструировании винтовых креплений необхо-
димо обеспечивать их доступность для завинчивания.
Может оказаться, что форма детали или намеченное
расположение соседних частей не оставляют достаточ-
ного места для гаечного ключа (нормального или спе-
циального) и для руки рабочего.
Для подъема, перемещения и поворачивания (кан-
тования) в ходе изготовления и сборки деталей, узлов
и частей трансформатора нужно предусматривать от-
верстия, постоянные или временные рымы или же вре-
менные крепления с отверстиями или рымами и т. п.
Подъем за четыре рыма или четыре подъемные
планки, расположенные двумя парами, обычно произво-
дится, как показано на рис. В-8. Между рымами
Рис. В-8. Подъем выемной части тросами за рымы и
подъемные планки. Закрепление тросов „скалками®.
а — рымы; б —подъемные планки.
(планками) нужно предусматривать место для «скалки»
(стального круглого стержня), удерживающей тросы.,
При конструировании сопряжения узлов трансфер-.
матора необходимо учитывать не только допуски на
размеры, но и деформацию частей и отклонения их
формы от предусмотренной в чертежах. Так, при опре-
делении необходимого зазора между обмоткой и стерж-
нем магнитопровода нужно учитывать не только допуск
на толщину стержня, но и его волнистость. При ков*
стру1ирован1И!и отводов необходи1мю иметь в виду дефор-
мации (прогиб) крышки, вызывающие смещение (на-
клон); установленных на крышке вводов и приводов
переключателей и пр.
В обмотках и неспрессованных изоляционных дета-
лях («мягкие» цилиндры и угловые шайбы из электро-
картона и др. — см. гл. 4) неизбежны неплотности —
зазоры между соседними витками, между листами кар-
тона и т. п. Это увеличивает расчетные размеры дета-
лей по сравнению с теми, которые получаются сумми-
рованием номинальной толщины отдельных проводников
или листов. Например, неспрессованная цилиндрическая
часть угловой шайбы, собранной из шести слоев карто-
на толщиной 1 мм, занимает при сборке больше места,
чем 6 мм*, для того чтобы вставить шайбу между двумя
деталями (рис. 4-57), необходимо иметь между ними
промежуток не менее .10 мм.
При определении размеров многих деталей должен
рассматриваться раскрой материала на заготовки; при
этом зачастую выявляется целесообразность изменений
размеров детали. Так, при выборе ширины пластин маг-
нитопровода учитывают их выкраивание без отходов
из электротехнической стали шириной 750 мм (гл. 2);
при конструировании крупногабаритных изоляционных
деталей нужно иметь в виду стандартную ширину ли-
стов электрокартона, три разработке ярмовых -балок,
баков, расширителей и др. — стандартные размеры лис-
товой стали и т. п.
При разработке ряда узлов приходится учитывать
условия контроля качества изготовления и исправления
дефектов. Это относится главным образом к баку и его
частям — к проверке плотности сварных швов; конструк-
ция должна позволять производить подварку обнару-
женных неплотностей на собранном (сваренном)) баке,
радиаторе и т. п.
Во многих случаях на размеры и конструктивную
форму узлов оказыв1ает -влияние технологическое обо-
рудование. Неучет характеристик оборудования может
затруднить изготовление детали или выполнение сбо-
рочной операции или даже сделать их невозможными.
Размеры обмоточного станка определяют максимальные
габариты обмотки, которую можно на нем намотать;
грузоподъемность кранов в обмоточном цехе ограничи-
вает вес обмотки; максимальная возможная высота
крюка подъемного крана ограничивает высоту бака и
выемной части при ее опускании в бак (высота бака
плюс высота выемной части плюс место, занимаемое
тросами, должны быть равны или меньше максималь-
ной высоты подъема крюка крана) и т. п.
В-6. Терминология, обозначения и сокращения
В книге приняты следующие обычные в трансфор-
маторостроении термины, обозначения и сокращения.
Обмотка ВН, НН, СН— сокращенные наименования
соответственно обмоток высшего, низшего и среднего
напряжения; аналогично: отводы ВН, СН, НН — отводы
обмоток высшего, среднего, низшего напряжения; пере-
ключатель ВН, СН, НН — переключатель обмотки выс-
шего напряжения и т. д., ввод ВН, СН, НН — ввод об-
мотки высшего напряжения и т. д.
22 Введение в конструирование трансформаторов
Класс напряжения определяет уровень изоляции
обмотки трансформатора и наибольшее длительно до-
яустимое рабочее напряжение. Данному классу напря-
жения соответствуют определенные испытательные на-
пряжения переменного тока и импульсные. Так, напри-
мер, для класса 35 кв наибольшее длительно допусти-
мое рабочее напряжение равно 40,5 кв. К этому классу
относятся обмотки с номинальными напряжениями 31,5;
35 и 38,5 кв.
Под напряжением трансформатора понимается
класс напряжения обмотки ВН.
В зависимости от мощности и класса напряжения
обмотки ВН силовые трансформаторы относят к 1,2, 3
или 4-му габариту. Трехфазные трансформаторы на на-
пряжения до 35 кв мощностью 20—100 ква составляют
t-й габарит-, 135—560 ква—2-й габарит, 750—5 600 ква—
3-й габарит. Однофазные трансформаторы мощностью
5 000 ква и выше и трехфазные — 7 500 ква и выше и
все трансформаторы классов 110, 150, 220 и 400-
500 кв составляют 4-й габарит.
Перегрев — превышение температуры какой либо
части трансформатора над температурой охлаждающей
среды; например, «перегрев контактов переключателя
над температурой масла в баке трансформатора».
Потери — мощность потерь энергии.
МО — расстояние между осями стержней магнито-
провода.
Выемная часть — внутренняя часть масляного
трансформатора (магнитопровод с его креплениями,
с насаженными обмотками, с соединительными прово-
дами и пр.), в собранном виде опускаемая в бак.
Радиатор — пристроенное к баку масляного транс*
форматора охладительное устройство, состоящее из-
труб или волн, по которым масло движется в резуль-
тате конвекционного тока, возникшего в баке.
Серии (конструкции) отечественных трансформато-
ров, выпускавшиеся в последние 10—15 лет и еще на-
ходящиеся в производстве, условно называются ниже
существующие серии (конструкции); разрабатываемые
и осваиваемые в настоящее время серии (конструкции)
трансформаторов именуются новые серии (конструк-
ции). Если данные, приводимые в главах книги,х отно-
сятся к заграничной конструкции это специально ого-
варивается; если такой оговорки нет, речь идет об оте-
чественной конструкции.
В ряде глав сделаны ссылки на ГОСТ 401-41
«Трансформаторы силовые масляные»; этот стандарт
распространяется на силовые трансформаторы общего
назначения мощностью до 60 тыс. ква и классов напря-;
жения до 110 кв включительно.
Если указано, что болт (шпилька, винт) имеет
диаметр М12 или М42 и т. п., то это означает, что болт
(шпилька, винт) снабжен резьбой М12 или М42 и т. п/
а его ненарезанная цилиндрическая часть имеет диа-
метр, соответствующий этой резьбе.
ГЛАВА ПЕРВАЯ
ТИПЫ КОНСТРУКЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ.
РАЗВИТИЕ ОТЕЧЕСТВЕННОЙ КОНСТРУКЦИИ
1-1. Типы конструкций трансформаторов
Для мирового трансформаторостроения ха-
рактерно большое разнообразие конструкций
основных частей трансформаторов: магнито-
проводов, обмоток, баков, вводов и пр. Однако
в отношении общего устройства подавляющее
большинство трансформаторов относится к од-
ному из двух основных типов, коренным обра-
зом отличающихся друг от друга выполнением
магнитопровода и обмоток, стержневому или
броневому типу трансформаторов.
Рис. 1-2. Однофазный броневой трансфор-
матор.
1 — стержень; 2 — ярмо; 3 — обмотки.
Рис. 1-1. Однофазный
стержневой трансформа-
тор.
I —стержень; 2 — ярмо; 3 —
обмотки.
формы. У обмоток можно выделить «лобовые»
(меньшая сторона прямоугольника) и «боко-
вые» части; последние закрыты — «бронирова-
ны» ярмами; отсюда название—броневой'тип.
Ярма замыкают стержни, разветвляясь на две
параллельные ветви и образуя разветвленную
магнитную цепь (рис. 1-2). На рис. 1-3 и 1-4
изображены трехфазные стержневой и броне-
вой магнитопроводы.
В стержневых трансформаторах обмотки
располагают, как правило, концентрически
одна относительно дру-
гой, например обмотку
НН — внутри обмотки
ВН. Это так назы-
ваемое концентрическое
Рис. 1-3. Трехфазный стерж-
невой трансформатор.
/—стержень; 2 — ярмо;* 3 — об-
мотка.
В магнитопроводе стержневого типа стерж-
ни вертикальные, ступенчатого поперечного се-
чения, вписывающегося в круг; на них распо-
ложены обмотки круглой (цилиндрической)
формы (рис. 1-1). Броневой магнитопровод
•отличается горизонтальным расположением
•стержней, имеющих прямоугольное поперечное
сечение (отношение сторон прямоугольника
1:2—1:3). Соответственно этому обмотки
•броневого трансформатора — прямоугольной
расположение обмоток показано на рис. 1-5,а.
В броневых трансформаторах применяют
чередующееся расположение обмоток (рис.
1-5,6).
Стержневой и броневой трансформаторы
одинаковой мощности, с одинаковыми потеря-
ми и т. д. выполняются с разными основными
размерами магнитопровода: поперечное сече-
ние стержня у броневого магнитопровода обыч-
но примерно в 2 раза больше, чем у стержне-
14 Типы конструкций трансформаторов. Развитие отечественной конструкции (гл. 1
Рис. 1-4. Трехфазный броневой магни-
топровод^
1 — стержень; 2 — ярма; 3 — поперечное сечение
стержня; 4 — поперечное сечение ярма.
вого, а длина стержня соответственно меньше.
Различное устройство и расположение магнито-
провода и обмоток в стержневом и броневом
трансформаторах приводят к различию в кон-
струкции бака, отводов и пр.
Разновидностью стержневого типа явля-
ются трансформаторы с вертикальными стерж-
нями и цилиндрическими обмотками, но с раз-
ветвленной магнитной цепью (рис. 1-6), с го-
ризонтальными и вертикальными ярмами. Раз-
ветвление ярем уменьшает их высоту и позво-
ляет снизить общую высоту магнитопровода и
выемной части трансформатора. Но при этом,
как правило, увеличивается вес активной стали.
Особый тип конструкции — трансформаторы
фирмы Броун-Бовери (Швейцария) с радиаль-
ной сборкой пластин магнитопровода. В этой
конструкции стержень одностержневого одно-
фазного трансформатора представляет полый
цилиндр, образованный радиально располо-
женными пластинами. Вокруг стержня нахо-
Рис. 1-5. Расположение обмоток на стержне
магнитопровода.
а —концентрическое в стержневом трансформаторе (вер-
тикальный разрез); б — чередующееся в броневом транс-
форматоре (горизонтальный разрез). / — обмотка НН; 2 —
обмотка ВН.
Рис. 1-6. Стержневые трансформаторы с разветвленной
магнитной цепью. }
а — однофазный; б — Трехфазный. 1 — стержень; 2 — горизонталь-
ное ярмо; «3— вертикальное ярмо; 4 — обмотки.
дятся П-образные ярма (более подробно см.
§ 2-16).
В СССР для силовых трансформаторов при-
нят стержневой тип. Он имеет, значительно
большее распространение, чем броневой, и за
границей. Основное преимущество стержневого
типа — цилиндрическая форма обмоток, более
простых и менёе трудоемких в изготовлении,
чем прямоугольные обмотки броневых транс-
форматоров; прямоугольные обмотки отлича-
ются меньшей сопротивляемостью механиче-
ским усилиям, возникающим при коротком за-
мыкании. Изоляционная конструкция броне-
вого трансформатора высокого напряжения
значительно сложнее и более трудоемка, чем
стержневого.
В последующих главах рассматриваются
трансформаторы стержневого типа; некоторые
данные о броневой конструкции приведены
в § 1-3.
1-2. Развитие конструкции трансформаторов1
Общая оценка конструкции . .
Развитйё конструкции отечественных транс-
форматоров за период до 1950 г. освещено в-
первом издании этой книги [Л. 1], здесь же
рассмотрены современное состояние и задачи
совершенствования конструкции.
Отечественная конструкция трансформато-
ров существующих серий (рис. 1-7—1-10) отли-
чается простотой и в связи с этим относитель-
но небольшой трудоемкость^) изготовления.
В трансформаторосгроеиии достигнуты высо-
кая производительность труда и большой съем
продукции с одного квадратного метра произ-
водственных площадей. В основном простота
и малая трудоемкость конструкции сочетаются
с экономичностью и высокими эксплуатапион*
1 § 1-2 рассчитан на тех, кто уже знаком с кон-
струкцией трансформаторов. В учебном порядке этот
параграф должен прорабатываться после гл. 2—«11.
Рис. 1-7. Л'рехфазный трансформатор сущебтвующей^се-
рии мощностью 50 ква на напряжения 6 000 ± 5%/400 а.
/ — трубчатый бак (всего шесть труб); 2 — привод переключателя;
3— маслоуказатель; 4 — отводы ВН; б — обмотки; 6 —пробивной
предохранитель; 7 — ввод НН; 8 — ввод ВН; магнитопровод;
10 — отводы’НН; 11 — переключатель ответвлений ^обмотки! ВН.
ными показателями. Однако частично эта про-
стота достигается ценой увеличения расхода
материалов, веса и габаритов и связана иногда
с недостаточными экономическими и эксплуа-
тационными показателями.
Задачи, выдвигаемые отечественной энер-
гетикой, настоятельно требуют усовершенство-
вания конструкции трансформаторов. Изучение
советского опыта производства и эксплуатации
и передовой в техническом отношении загра-
ничной практики показывает, что целесообраз^
но идти на некоторое усложнение конструкций,,
с тем чтобы снизить расход материалов, умень-
шить габариты, повысить эксплуатационные
показатели трансформаторов. Однако услож-
нение конструкции не должно существенно
Рис. 1-8. Трехфазный трансформатор существующей
серии мощностью 1800 ква на напряжения 35000 +
+ 5%/6 300 в.
1 — ввод ВН; 2 — ввод НН; 3 — привод переключателя; 4 — вых»
лопная труба; 5 — газовое реле; 6 — расширитель; 7 — трубчатый*
бак (трубы по всему периметру бака); 8— каток; 9 — обмотки;.
10 — магнитопровод; 11 — отводы ВН; 12 — tj ехфазвый переклю*
чатель ответвлений обмотки ВН.
26 Типы конструкций трансформаторов. Развитие отечественной конструкции[гл. 1
Рис. 1-9. Трехфазный трехобмоточный трансформатор существующей серии мощностью 15 тыс. ква
на напряжения 110 + 2 (21/2<%>)/38,5 + 2 (21/2®/о)/11 кв.
/—ввод ВН: 2 —ввод СН; 3 — изоляционный цилиндр; 4 —ввод НН; 5 — привод переключателя; 6 — выхлопная труба;
7— расширитель; 5—магнитопровод; 0—переключагель ответвлений обмотки ВН; /0—обмотка ВН; //—экранирующие
витки обмотки ВН; 12— термосифонный фильтр; 13— тележка; 14 — бак; 15 — трубчатый радиатор;
16 — двигатель-вентилятор.
увеличивать трудоемкость и не должно сни-
жать выпуск трансформаторов. Это достигает-
ся сочетанием развития конструкции с совер-
шенствованием технологических процессов.
Необходимо повышать уровень механизации
изготовления магнитопроводов, обмоток, баков
и пр., уровень оснащения трансформаторострое.
ния специализированным оборудованием, по-
новому организовать некоторые участки произ-
водства и т. п. Совершенствование конструкции
трансформаторов основывается не только на
развитии проектных, и в частности конструк-
торских работ, но и на значительном расшире-
нии исследований во всех областях трансфор-
маторостроения. Создание новых совершенных
конструкций связано с широким эксперимен-
тированием, созданием и исследованием опыт-
ных образцов.
В конструкции новых серий должен быть
решен вопрос об отмене ревизии с
подъемом выемной части после
доставки трансформатора на место установки.
Требование, об осмотре выемной части при
монтаже предъявляется ко всем трансформато-
рам существующих серий мощностью более
560 ква. Как показал опыт, при перевозке
тр ансформ аторов существующей конструкции,
особенно на большие расстояния, могут иногда
§1-2]
Развитие конструкции трансформаторов
27
возникать неполадки, например связанные
с ослаблением креплений, которые перед вклю-
чением необходимо устранить. Нередки, на-
пример, нарушения уплотнения подъемных
шпилек выемной части (трансформаторы 1—
3-го габаритов),, проходящих сквозь крышку
бака, и т. п.
Осмотр выемной части увеличивает объем
работ по подготовке к включению прибывшего
трансформатора, поэтому решено отказаться от
него.' В связи с этим возникает ряд серьезных
требований к конструкции трансформаторов.
В трансформаторах 1—3-го габаритов подобно
трансформаторам 4-то габарита не будет ме-
ханической связи выемной части с крышкой;
этим устраняется уязвимый узел — место со-
единения подъемной шпильки с крышкой. Во
Рис. 1-10. Однофазный трехобмоточный трансформатор существу-
242
ющей серии мощностью 30 тыс. ква на напряжения —— +
УЗ
±2(2*/а»/о)/-^£/ 13,8 кв..
УЗ
I — ввод ВН; 2 — выхлопная труба; 3 — ввод СН; 4 — ввод нейтрали ВН; 5 —
расширитель; 6 — ввод НН; 7 — бак; 8 — трубчатый радиатоэ; Р—двигатель-
вентилятор; 10— тележка; //—привод переключателя ответвлений обмотки ВН.
всех трансформаторах выемная часть жестко
связывается со стенкой или с дном бака. Улуч-
шаются осевая стяжка обмоток, уплотнения
и др.
Совершенствование отдельных узлов мощ-
ных трансформаторов и их конструкции в це-
лом наряду с улучшением экономических по-
казателей и# повышением надежности должно
увеличить предельные мощности единиц, кото-
рые могут быть перевезены по железной дороге.
Для этого нужно снижать транспортные раз-
меры и вес трансформаторов. Вместе с тем
нужно добиваться совершенствования транс-
портеров, в частности создать транспортеры
большой грузоподъемности для перевозки
трансформаторов в рабочем баке, подвешенном
к двум железнодорожным тележ-
кам (гл. 11). Нужно также исполь-
зовать все возможности увеличения
ширины трансформаторов, допу-
скаемой для перевозки по желез-
ным дорогам.
Применение в магнитопроводах
из холоднокатаной стали повышен-
ной магнитной индукции (гл. 2)
значительно увеличивает шум (гу-
дение) , создаваемый возбужденным
трансформатором вследствие пере-
магничивания. В связи с этим воз-
никла необходимость в изучении
шума трансформаторов в специаль-
ных звукоизолированных камерах;
в частности, нужно выявить зави-
симость шума от некоторых кон-
структивных элементов трансфор-
маторов. Можно полагать, что шум
удастся ослабить, изменив стяжку
пластин стержней и ярем и деталей
установки и крепления магнитопро-
вода в баке. Одновременно необхо-
димо исследовать вибрацию частей
трансформатора, вызываемую пере-
магничиванием. В отдельных мощ-
ных трансформаторах вибрация мо-
жет приводить к механическим не-
поладкам.
До сих пор обмотки отечествен-
ных трансформаторов изготовляли
из меДных проводов. В ближайшее
время предстоит перевести значи-
тельную часть трансформаторов
1—3-го габаритов на «алюминиевые
обмотки». Новыми в конструирова-
нии и изготовлении этих трансфор-
маторов будут вопросы соединения
(пайки, сварки) алюминиевых про-
28 Типы конструкций трансформаторов. Развитие отечественной конструкции (гл. 1
водников между собой и с медными. Некото-
рые изменения конструкции будут обусловле-
ны более низкой механической прочностью
алюминия по сравнению с медью.
Магнитопровод <
Однофазные и трехфазные стержневые маг-
нитопроводы (§ 1-1) выполняют с'расположе-
нием вертикальных осей стержней в одной
плоскости (рис. 1-1 й 1-3). Для однофазных
трансформаторов большой мощности найдено
целесообразное решение в виде двухрамного
магнитопровода — две рамы охватывают одна
другую (рис. 2-17). Трехфазные трансформато-
ры до недавнего времени изготовлялись только
со сплошными стержнями и ярмами; значи-
i
Рис. 1-11. Стержень стыкового магнита-
провода (фирма Сешерон, Швейцария).
тельное увеличение мощности трехфазных еди-
ниц , обусловливает переход к многорамным
магнитопроводам. Этот тип конструкции нахо-
дится в стадии освоения (§ 2-3). Для однофаз-
ных трансформаторов очень большой мощности
магнитопровод приходится делать из несколь-
ких рам, приставленных друг к другу рядом
(рис.. 2-20).
В мировом трансформаторостроении уже
давно применяется вполне оправдавшая себя
шихтованная конструкция магнитопроводов
(§ 2-3); стыковые магнитопроводы представ-
ляют в настоящее время редкое исключение
(рис. 1-11). В СССР для силовых трансформа-
торов применяются только шихтованные маг-
нитопроводы; эта конструкция будет сохра-
нена вплоть до самых больших мощностей.
1 См. главу 2.
Для изготовления магнитопроводов суще-
ственное значение имеет качество поверхности
листов электротехнической стали. Сталь, изго-
товляемая отечественными металлургическими
заводами, имеет недостаточно ровную поверх-
ность. Это уменьшает коэффициент заполнения
стали (§ 2-2), вызывает отклонения размеров
при изготовлении пластин, что в свою очередь
ухудшает шихтовку. Из волнистой стали полу-
чаются волнистыми стержни и ярма. Неров-
ности стержней ухудшают крепление на них
обмоток. Между тем электротехническая сталь
как холодной, так и горячей прокатки может
иметь практически ровную поверхность. Задача
получения такой стали должна быть решена
в Советском - Союзе в возможно более корот-
кий срок.
Для умейьшения потерь холостого хода
магнитопроводы в новых сериях
трансформаторов • переводят на
сборку из стали то л щи ной 0,35 мм
вместо 0,5 мм в существующих сериях.
В применяемой конструкции магнитопрово-
ды из горячекатаной стали имеют ярма прямо-
угольные или двухступенчатые — крестообраз-
ные или (большинство) Т-образные. При горя-
чекатаной стали было бы оправданным неко-
торое увеличение числа ступеней в ярмах
(§ 2-5), например до трех.
Для увеличения поверхности охлаждения
стержней и ярем в магнитопроводах делают
продольные каналы для масла, т. е. вдоль по-
верхности пластин; между рамами мнЬгорам-
ного магнитопровода образуют поперечные ка-
налы (§ 2-4); число каналов делают в зависи-
мости от диаметра стержня магнитопровода.
По-видимому, на основании более детальных
исследований нагрева и охлаждения магнито-
проводов будет возможно несколько уменьшить
число каналов.
Подход в отношении стяжки стержней,
установившийся в отечественном трансформа-
торостроении, вполне себя оправдал и сохра-
няется в новых сериях. Стяжка должна быть
«минимально необходимой»; стержни должны
выполняться без \ стяжки шпильками, если
только это не осложняет существенно насадки
обмоток; стержни должны стягиваться одним
рядом шпилек, а не двумя, если один ряд обес-
печивает достаточную механическую прочность
и правильную форму стержня и т. д.
При изолировании шпилек стяжки стержней
бумажно-бакелитовыми трубками и плоскими
шайбами из электрокартона (трансформаторы
3 и 4-то габаритов) в отдельных случаях имеют
место замыкания между шпилькой и актив-
§ 1-2]Развитие конструкции трансформаторов 29
ной сталью. Поэтому изоляция шпилек долж-
на быть улучшена (§ 2-7).
Согласно установившейся практике стяжку
ярма только круглыми шпильками применяют
в трансформаторах 1—3-го габаритов (при на-
личии вертикальных шпилек, стягивающих
верхние ярмовые балки с нижними, — § 2-8).
В трансформаторах 4-го габарита (при
отсутствии вертикальных шпилек) основою
крепления являются прямоугольные ярмовые
брусья (§ 2-8).
Эта конструкция успешно применена (маг-
нитопроводы из горячекатаной ^стали, Т-образ-
ные ярма) для трансформаторов вплоть до са-
мых больших мощностей.
При переходе в новых сериях трансформа-
торов на холоднокатаную сталь возникает во-
прос об изменении схем шихтовки — о приме-
нении «косых стыков» пластин стержней и ярем
(§ 2-3); ярма должны выполняться многосту-
пенчатыми (§ 2-5). «Косые стыки» пластин и
многоступенчатые ярма оказывают существен-
ное влияние на конструкцию стяжки ярем
(§ 2-8).
Наиболее рационально использование элек-
тротехнической холоднокатаной стали при ее
поставке в виде рулонов (§ 2-2). Такая сталь
уже применяется за границей, она осваивается
и в СССР. При этом рольная сталь должна
быть снабжена изоляционным жаростойким по-
крытием, выдерживающим резку и штамповку
пластин и их отжиг.
В трансформаторах большой мощности,
особенно при автотрансформаторном соедине-
нии обмоток, в активной стали стержней и не-
которых стальных креплениях могут возникать
значительные потери от вихревых токов, вы-
званных потоком рассеяния; эти потери могли
бы привести к недопустимо высоким местным
перегревам. В конструкции магнитопроводов
мощных трансформаторов должны быть при-
няты конструктивные меры для существенного
снижения потерь от вихревых токов, обуслов-
ленных потоком рассеяния, и для исключения
повышенных местных перегревов.
Обмотки и их изоляция 1
Обмотки, применяемые в настоящее время
для силовых трансформаторов, можно разде-
лить на две группы. К первой относятся ци-
линдрические слоевые обмотки из прямоуголь-
ного и круглого провода. Во второй группе
можно объединить непрерывную, дисковую. и
винтовую обмотки; общий для них признак.—
1 См. главы 3 и 4.
это горизонтальные каналы между катушками
(непрерывная, дисковая) или витками (винто-
вая) обмотки (§ 4-6).
Применение цилиндрических обмоток огра-
ничено в существующих сериях мощностью
560 или 750 кер и напряжением 35 кв. При
большей мощности необходимо переходить к
обмоткам второй группы, обладающим боль-
шей стойкостью по отношению к осевым уси-
лиям короткого замыкания. Для напряжений
110 кв и выше требующаяся импульсная проч-
ность продольной изоляции непрерывных и
дисковых обмоток достигается емкостной за-
щитой в виде экранирующих витков (§ 4-6).
Во внедряемых новых отечественных сериях
сохранены прежние типы обмоток; с некоторы-
ми видоизменениями они приспособлены для
трансформаторов больших мощностей, чем выг
пускавшиеся ранее, и для мощных единиц
с автотрансформаторным соединением обмо-
ток.
В последнее время для цилиндрических,
винтовых, непрерывных и дисковых обмоток
осваивается провод прямоугольного попереч-
ного сечения с бумажной изоляцией, но без
«открытой спирали из хлопчатобумажной пря-
жи» поверх бумаги (см. § 4-5). Должен быть
освоен «сложный провод» из ряда параллель-
ных жил, изолированных друг от друга, а так-
же. провод, у которого наружный слой изоля-
ции выполнен из лакированной бумаги (§ 4-5).
Обмотки классов ПО кв и выше включают
дисковые катушки с дополнительной, общей
для всех витков катушки изоляцией лентой из
кабельной бумаги (§ 4-6). В обмотках на на-
пряжения 220 и 400—500 кв число таких кату-
шек велико, и нужно считать недостатком су-
ществующей конструкции и технологии то, что
изолировка катушек производится вручную.
Для закрепления концов обмоток и удержи-
вания от смещения дополнительной бумажной
изоляции катушек, в изолировке внутренних
отводов обмоток и др. применяют бандажи-
ровку: привязывание и обматывание механи-
чески прочной изоляционной лентой. Для бан-
дажировки удобно использовать хлопчатобу-
мажную — киперную или тафтяную — ленту.
Однако эта лента разрушается от воздействия
высокой температуры значительно быстрее, чем
бумага и другие изоляционные материалы.
Кроме того, отделяющиеся от ленты волокна
засоряют масло, что снижает его электрическую
прочность. Желательно заменить хлопчатобу-
мажную ленту во всей конструкции трансфор-
матора. В настоящее время бандажировка
дисковых катушек и цилиндрических обмоток
30 Типы конструкций трансформаторов. Развитие отечественной конструкции[ гл. Г
уже частично переведена на отбортованную
бумажную ленту (§ 4-6). Необходимо создать
специальные упроченные, эластичные бумаж-
ные ленты, способные выдерживать перекручи-
вание, для привязывания концов обмоток и др.
Все сказанное здесь относится и к бандажиров-
ке в отводах.
Электрическая прочность обмоток отече-
ственных трансформаторов, как правило, соот-
ветствует предъявляемым требованиям. Глав-
ная изоляция классов напряжения ПО—220 кв
в новых сериях уменьшается соответственно
снижению для этих классов испытательных на-
пряжений переменного тока (§ 3-7). Емкостная
защита — цилиндрические экраны в многослой-
ных обмотках на 35 кв и экранирующие витки
обмоток на напряжения 110, 150 и 220 кв — не
подверглась существенным изменениям;* для
класса ПО кв углубленные исследования, ве-
роятно, выявят возможность существенно
упростить защиту (§ 3-3).
Применявшаяся ранее и примененная в но-
вых сериях силовых трансформаторов главная
изоляция обмоток — маслобаръерная\ ее элек-
трическая прочность определяется прочностью
масляных промежутков (§ 3-4), которая зави-
сит от расположения изоляционных барьеров
(цилиндров, угловых шайб) и от ряда кон-
структивных элементов. Детальное изучение
электрической прочности маслобарьерной глав-
ной изоляции, несомненно, позволит усовер-
шенствовать ее, устранить относительно слабые
места и в результате этого уменьшить основ-
ной изоляционный промежуток — радиальное
расстояние между обмотками; это будет связа-
но с некоторым усложнением изоляционной
конструкции и потребует уменьшения допусков
на изготовление обмоток и изоляционных дета-
Рис. 1-12. Трехфазный трехобмоточный трансформатор мощностью 100 тыс. ква на напряжения
220/110/10 кв с двойным концентрическим расположением обмоток СН —ВН. Главная изоляция
(фирма Сименс-Шуккерт, ФРГ).
31
Развитие конструкции трансформаторов
§ 1-2]
лей. Пример выполненной конструкции масло-
барьерной главной изоляции, уменьшенной по
сравнению с размерами, применяемыми в су-
ществующих отечественных трансформаторах,
приведен на рис. 1-12.
Значительного уменьшения радиального
расстояния между обмотками можно было бы
достигнуть, перейдя от маслобарьерной к
сплошной бумажно-масляной главной изоля-
ции, применяемой в ряде заграничных кон-
струкций (рис. 4-78). Однако это было бы свя-
зано с коренным изменением конструкции са-
мих обмоток со значительным усложнением
процессов их изготовления и технологической
обработки (пропитка и заливка маслом под
более глубоким вакуумом и в течение более
длительного времени). Можно полагать, что
в ближайшие годы внедрение сплошной бу-
мажно-масляной главной изоляции будет огра-
ничено отдельными специальными исполнения-
ми трансформаторов высокого напряжения.
Г ——
Рис. 1-13.Однофазный трансформа-
тор мощностью 33 333 ква на надря-
220
жения - — /13,8 кв со слоевой об-
Гз-'
моткой ВН (фирма Дженерал
Электрик, США).
Характерной чертой развития конструкций
обмоток мощных трансформаторов за границей
являются разработка и все более широкое рас-
пространение экранированной цилиндрической
слоевой обмотки на напряжения ПО кв и вы-
ше (§ 3-3 и 4-6). За последние 10—15 лет
этот тип обмотки в большем или меньшем
объеме стал применяться в США и во многих
странах Европы (рис. 1-13). Экранированная
слоевая обмотка отличается от катушечной бо-
лее благоприятным емкостным распределением
напряжения; в ней удается получить несколько
более высокий коэффициент заполнения медью
окна магнитопровода. При слоевой обмотке с
ее вертикальными каналами удобно осуще-
ствляется направленная циркуляция масла-
внутри - обмоток и магнитопровода: холодное
масло, поступающее в нижнюю часть бака, при
помощи изоляционных перегородок направ-
ляется к низу обмоток и магнитопровода и
проходит вверх только через их охлаждающие
каналы. Благодаря этим особенностям замена
катушечной обмотки цилиндрической слоевой
при .классах напряжения, начиная со 150 или
220 кв, может дать некоторое снижение рас-
хода материалов. Эффект может быть различ-
ным для трансформаторов разных типов. Он.
зависит от сочетания напряжений обмоток, их
взаимного расположения на стержне магнито-
провода, класса напряжения нейтрал)! обмоток
ВН и СН; особые условия возникают при на-
личии 'автотрансформаторного соединения этик
обмоток.
Производство цилиндрических слоевых об-
моток мощных трансформаторов должно быть
более высокого класса точности, чем суще-
ствующий в настоящее время в изготовлении
катушечных. Вместе с тем при намотке всех
слоев цилиндрической обмотки один на другой
(§ 4-6,е)] и хорошо налаженном производстве
эта обмотка может быть более технологичной,
т. е. упрощающей производство по сравнению-
С катушечной. ,
В отечественном трансформаторостроении
ведется изучение цилиндрической слоевой об-
мотки для трансформаторов высокого напря-
жения и выясняется область ее целесообраз-
ного применения.
Развитие отечественных конструкций обмо-
ток неизменно связывается с повышением их
механической прочности. В первый период уси-
ливалась конструкция опорной изоляции обмо-
ток — были введены прессованные кольца (из-
электрокартона) большой толщины на торцах
обмоток. В дальнейшем была улучшена осе-
вая стяжка обмоток внедрением стальных на-
жимных колец (§ 4-13). С ростом мощностей
трансформаторов эта стяжка совершенствова-
лась — осуществлена раздельная стяжка для-
каждой из обмоток трансформаторов 220 и
400—500 кв и др. Однако необходимо даль-
нейшее улучшение осевого Крепления. Выпол-
нение хорошей осевой стяжки обмоток при по-
мощи нажимных колец на заводе не устраняет
ослабление крепления, возникающее в экс-
плуатации в результате усадки прокладок из
электрокартона, образующих каналы между
катушками, и другой изоляции обмоток. Это
может несколько снизить стойкость трансфер-
32
Типы конструкций трансформаторов. Развитие отечественно# конструкции (гл. 1
матора, особенно мощного, при коротком за-
мыкании. Нажимные винты осевой стяжки
обмоток подтягивают во время ревизии с
осмотром выемной части. Однако это не ре-
шает задачи полностью, так как промежутки
времени между ревизиями с внутренним осмот-
ром трансформатора желательно максимально
удлинить. Конструкции, в которых нажимные
винты выведены на крышку и могут исполь-
зоваться для подтяжки обмоток на полностью
собранном трансформаторе, получаются чрез-
мерно громоздкими.
Одной из важнейших задач совершенство-
вания механической прочности обмоток явля-
ется доведение усадки в эксплуатации меж-
катушечных прокладок до незначительной
величины. Для этого необходимо освоение
электрокартона с соответствующими свойства-
ми или применение дополнительной техноло-
гической обработки прокладок на трансфор-
маторном заводе или то и другое вместе. На-
ряду с этим выдвигается чисто конструктивное
решение задачи — применение для осевой
стяжки устройств с пружинами, которые авто-
матически компенсировали бы усадку изоля-
ции в работающем трансформаторе.
Устройство для осевой стяжки обмоток
с применением стальных колец имеет суще-
ственный недостаток: кольца и связанные
с ними детали занимают, как правило, значи-
тельное место в окне магнитопровода, снижая
коэффициент заполнения окна активной
медью. Поэтому возникает стремление выпол-
нить нажимные кольца из изоляционного ма-
териала с высокой механической прочностью.
У обмоток трансформаторов 4-го габарита
желательно улучшить их радиальное крепле-
ние и повысить стойкость по отношению к ра-
диальным усилиям короткого замыкания. Для
этого следует уменьшить допуски на радиаль-
ные размеры обмоток, усовершенствовав тех-
нологическую оснастку для намотки катушек.
Обмотки трансформаторов 4-го габарита
собирают на «.мягких» цилиндрах из листов
электрокартона (§ 4-10). Главная изоляция
с такими цилиндрами имеет более высокую
электрическую прочность, чем с бумажно-ба-
келитовыми цилиндрами. Поэтому для клас-
сов ПО кв и выше нужно применять именно
«мягкие» цилиндры из электрокартона. Одна-
ко лучше первый от стержня магнитопровода
цилиндр делать «жестким» — бумажно-баке-
литовым ’. Соответственно его правильной
форме получалась бы более близкой к окруж-
1 При этом необходимо уменьшить волнистость
стержней магнитопровода (см. выше).
ности форма всех следующих мягких цилинд-
ров. Это наряду с повышением точности изго-
товления обмоток улучшило бы их радиальное
крепление.
Для повышения устойчивости прокладок,
образующих каналы между катушками непре-
рывной и винтовой обмоток, их скрепляют
снаружи обмотки дополнительной рейкой. Од-
нако при этом должен быть увеличен канал
между обмоткой и следующим изоляционным
цилиндром (§ 4-6); увеличение же канала от-
рицательно сказывается на электрической
прочности главной изоляции. Поэтому нужно
разработать конструкцию дополнительного
скрепления прокладок, предусматривающую
между обмоткой и следующим цилиндром не-
большой канал.
Для снижения изоляционных расстояний
между обмотками необходимо также усовер-
шенствовать изоляцию внутренних (регулиро-
вочных) отводов, с тем чтобы они занимали
меньше места в радиальном направлении
(§ 4-14). Нужно Создать и более компактную
изоляцию концов внутренних обмоток классов
ПО кв и выше относительно ярмовых балок и
стальных колец осевой стяжки обмоток
(§ 4-14).
Включение в новые серии силовых транс-
форматоров ранее в СССР не изготовлявших-
ся трехфазных трансформаторов на напряже-
ние 220 кв, применение автотрансформаторное
го соединения обмоток классов 11.0—500 кв,
значительное увеличение мощности единиц
трансформаторов связаны с появлением новых
схем выполнения обмоток, новых узлов и эле-
ментов изоляционной конструкции; изменя-
ются схемы испытаний, выявляются новые
особенности процессов электромагнитных ко-
лебаний в обмотках и т. д. В проектировании
трехфазных трансформаторов 220 кв опреде-
ленное место занимает разработка новой
междуфазной изоляции на высокое испыта-
тельное напряжение; при большой мощности
единиц приходится переходить.к двойному
концентрическому расположению обмоток
(§ 4-18) и т. д.
Отводы, переключатель, вводы 1
Конструкция отводов (гл. 6) — соедини-
тельных проводов вне обмоток (присоедине-
ния к вводам, к переключателям и пр.),
установившаяся в отечественных трансформа-
торах, отличается простотой, надежна меха-
нически и имеет высокую электрическую проч-
ность. Однако отводы занимают довольно
Л См. главы 3, 5 6 и 7.
33
Развитие конструкции трансформаторов
I Ь2]
много места и обусловливают, особенно при
классах 110 кв и выше, относительно большие
внутренние размеры бака. Для уменьшения
габаритов трансформаторов новых серий не-
обходимо создать более компактные конструк-
ции отводов.
Изоляционные расстояния в отводах можно
несколько сократить за счет устранения из-
лишних запасов электрической прочности (на
основании исследования изоляции отводов на
моделях), «улучшения» формы «электродов»
(устранение острых углов на токоведущих и
заземленных частях), более рационального
применения покрытий и барьеров (§ 3-4).
В ряде случаев — при напряжениях вплоть до
ПО или 150 кв — уменьшение габаритов отво-
дов может быть получено путем перехода от
комбинированной к сплошной твердой изоля-
ции; имеется, например, в виду установка от-
вода с изоляцией относительно большой тол-
щины вплотную к заземленной части вместо
применения отвода с меньшей изоляцией,
но отделенного от заземленной части масля-
ным промежутком, и т. п.
Конструкция отводов может быть сделана
более компактной за счет креплений. Напри-
мер, положение отводов (изолированных про-
водов и кабелей) моэцет фиксироваться вмес-
сто большого числа деревянных планок длин-
ными толстостенными бумажно-бакелитовыми
трубами (рис. 1-13).
Применявшиеся до недавнего времени мас-
лонаполненные вводы классов ПО—220 кв
(с отдельным от трансформатора маслом)
имели маслобарьерную внутреннюю изоляцию
(§ 7-6); внутри ввода между центральной то-
коведущей трубой и заземленным экраном
устанавливался ряд бумажно-бакелитовых
цилиндров. В последние годы внедряется кон-
струкция со сплошной бумажной изляцией;
при этом уменьшается диаметр ввода, коли-
чество масла в нем и существенно снижается
вес. В новом типе применяется увеличенное
число уравнителей, регулирующих электриче-
ское поле, возрастают градиенты электриче-
ского поля. В связи с этим повышаются тре-
бования, предъявляемые к производству вво-
дов: необходимо высокое качество намотки
бумаги, технологической обработки собранно-
го ввода и т. д. В новых вводах применена за-
щита масла от окисления. Дальнейшее совер-
шенствование вводов должно включать их
герметизацию. Снижение диаметра вводов на
напряжения ПО кв и выше позволяет умень-
шить габариты встраиваемых в них трансфор-
маторов тока.
& А. В. Сапожников.
Для напряжений ПО кв и выше до недав-
него времени вводы устанавливались на
крышке бака вертикально или с небольшим
наклоном; нижние токоведущие части вводов
(нижние фланцы) имели относительно боль-
шие размеры. Это увеличивало внутренние
габариты баков. У вводов, применяемых в но-
вых сериях, наряду с уменьшением диаметров
нижних токоведущих частей улучшается фор-
ма закрывающих эти части закругленных ме-
таллических экранов. У ввода класса 400—
Рис. 1-14. Трехфазный трансформатор мощностью
100 тыс. ква на напряжения 400/13,5 кв. Полный
вес 222,5 m (фирма ASEA, Швеция).
500 кв экран изолирован бумагой. Это изоли-
рование внедряется и для вводовс 220 кв.
Таким опутем удается сократить изоляцион-
ные расстояния от вводов до заземлен-
ных частей. Более компактная конструкция
мощных трансформаторов высокого напря-
жения получается зачастую при наклонной
установке вводов в пристроенных к стенке ба-
ка «карманах» (рис. 1-14).
Вводы с отдельным от трансфЬрматора
маслом для напряжений ПО кв и выше пред-
ставляют самостоятельное, полностью собран-
ное устройство. Это имеет определенные пре-
имущества. Однако для уменьшения габари-
тов относительно небольших трансформато-
34
Типы конструкций трансформаторов. Развитие отечественной конструкции[гл. 1
ров целесообразно использовать вводы без
нижней фарфоровой покрышки, без находя-
щихся под напряжением фланцев, массивных
гаек и подобных частей внизу ввода (§ 7-6).
В настоящее время присоединение к об-
мотке оводов на напряжения 110—220 кв в оте-
чественных трансформаторах производится ка-
белем, пропускаемым сквозь «токоведущую»
трубу ввода (§ 7-6). При напряжении 400—
500 кв кабель был бы очень длинным и трудно
было бы обеспечить правильное положение его
нижнего конца. В шведских трансформаторах
на 380 кв применено устройство, показанное
на pile. 1-15. Нижняя покрышка прикреплена
к крышке бака, связанной с выемной частью;
нижний зажим ввода постоянно соединен с об-
моткой, при установке ввода на место нижняя
часть его «сердечника» входит в нижнюю по-
крышку, при этом осуществляется контакт цен-
тральной токоведущей трубы с нижним зажи-
мом. Масло, заполняющее нижнюю покрышку,
с баком трансформатора не сообщается. По-
этому установка или смена ввода производит-
ся! бее снижения уровня масла в баке и без
Рис. 1-15. Устройство нижней части
ввода на напряжение 380 кв и его со-
единение с обмоткой (не в масштабе).
Рис. 1-16. Кабельный ввод в
трансформатор;’ напряжение
150 кв (фирма Сешерон, Швей-
цария).
вскрытия трансформатора. Для напряжения
400—500 кв подобная конструкция является
весьма удобной.
В новых сериях трансформаторов на на-
пряжения до 35 кв внедряются «съемные вво-
ды», в которых поврежденный фарфоровый
изолятор заменяется с крышки бака без раз-
борки трансформатора (§ 7-5).
В последние годы за границей появились
конструкции с вводом кабелей высокого на-
пряжения в бак трансформатора. Примером
выполнения «кабельного ввода в трансформа-
тор» может служить устройство, показанное
на рис. 1-16. Подобные конструкции разра-
батываются и в СССР для некоторых транс-
форматоров большой мощности.
Переключатели регулировочных ответвле-
ний без нагрузки (гл. 5), применявшиеся в по-
следний период времени, показали себя в об-
щем достаточно надежными в работе. Тем не
менее для повышения надежности некоторые
типы переключателей классов напряжения до
35 кв переконструируются — в них, в частно-
сти, находят применение ножевые контакта
(§5-3):
§ 1-2]
. Развитие конструкции трансформаторов
35
В связи с устранением в трансформаторах
1 — 3-го габаритов механической связи выем-
ной части с крышкой (см. выше) переключа-
тели нельзя закреплять на крышке, как это
делалось раньше. Теперь переключатель уста-
навливается (вертикально) на уровне обмоток
и крепится, как и отводы, к ярмовым балкам
магнитопровода. При таком расположении
переключатель должен быть возможно мень-
шего диаметра, чтобы не увеличивать ширину
бака; по сравнению со старой конструкцией
переключателя новая отличается меньшим
диаметром при большей длине.
В трансформаторах новых серий уменьше-
ны габариты переключателей (без нагрузки)
регулировочных ответвлений обмоток классов
110—220 кв. Прежние переключатели имели
изоляцию, рассчитанную на импульсные гра-
диенты между регулировочными катушками
обмоток без емкостной компенсации (§ 3-3).
Благодаря внедрению частичной емкостной
защиты обмоток эти градиенты снизились,
что позволило уменьшить изоляционные рас-
стояния внутри переключателей.
Бак и охладительное устройство*
В течение последних 15 лет баки нормаль-
ных силовых трансформаторов выполняются
следующей конструкции. При всех мощностях
трансформаторов они овальной формы, с вер-
тикальными стенками, с плоскими даом и
крышкой. Необходимая поверхность охлаж-
дения во всех баках создается круглыми тру-
бами диаметром около 50 мм; при меньшей
мощности трансформаторов трубы привари-
вают непосредственно к стенке бака, при
большей — на стенке устанавливают радиато-
ры из этих же труб. Если при естественном
охлаждении поверхность радиаторов, разме-
щающихся по периметру бака, оказывается
недостаточной, устраивают обдув радиаторов
небольшими вентиляторами. В некоторых слу-
чаях создают принудительную циркуляцию
масла через отдельно от трансформатора
установленный водяной охладитель. Для об-
легчения вписывания в железнодорожный га-
барит трансформаторов большой мощности
их бак делают разъемным; на время перевоз-
ки верхняя его часть заменяется «транспорт-
ной крышкой», скошенной с боков по очерта-
нию железнодорожного габарита. Перекаты-
вание трансформаторов производят на тележ-
ках, приваренных к дну бака или съемных.
Трубчатые баки и баки с трубчатыми ра-
диаторами существующей конструкции обла-
1 См. главу 8.
дают высокой механической прочностью и
относительно просты в производстве.
Совершенствование баков в новых сериях
трансформаторов преследует следующие це-
ли: снижение веса бака (при обеспечении не-
обходимой механической его прочности);
уменьшение количества масла в трансформа-
торе; уменьшение габаритов; лучшее приспо-
собление трансформаторов к условиям перевоз-
ки по железной дороге; сокращение объема
монтажных работ на месте установки транс-
форматора; максимальная механизация произ-
водства баков, в частности, возможно более
полное внедрение автоматической сварки.
Баки трансформаторов небольшой и сред-
ней мощности остаются овальными с верти-
кальными стенками; форму баков трансфор-
маторов большой мощности целесообразно
усложнить, приблизив внутреннее очертание
стенки к форме магнитопровода и обмоток. На
стенках баков некоторых из мощных транс-
форматоров появляются «карманы» для вво-
дов высокого напряжения.
В последние годы выдвигается требование
выполнять баки мощных трансформаторов
с разъемом в нижней части ($ 8-13); при та-
кой конструкции для осмотра или ремонта не
нужно вынимать выемную часть из бака, а
достаточно снять его верхнюю часть. Таким
образом, намного уменьшается необходимая
грузоподъемность крана или лебедки на под-
станции. За рубежом «колоколообразный
съемный бак» применяется, как правило,
в броневых трансформаторах (§ 1-3), у кото-
рых выполнение разъема внизу бака обуслов-
лено конструкцией магнитопровода и всем
процессом сборки трансформатора. Разъем
внизу бака в трансформаторах стержневого
типа применяется в заграничных конструк-
циях очень редко. В болтовом соединении
(разъеме) внизу бака давление масла выше,
чем у крышки; это несколько усложняет
уплотнение. Разъем внизу баков внедряется
в . новых сериях трансформаторов 4-то габари-
та; производственный и эксплуатационный
опыт выявят целесообразную область примене-
ния этой конструкции.
Перевозка мощных трансформаторов в ба-
ках с временной транспортной крышкой, за-
меняющей верхнюю часть рабочего бака
(§ 8-6 и 11-3), усложняет монтаж. Желатель-
но, чтобы трансформатор перевозился в со-
бранном рабочем баке. Для этого нужно верх-
ней, а иногда и нижней частям стенки бака
придать скошенную форму по очертанию же-
лезнодорожного габарита (рис. Ы7>, 3jb
3*
36
Типы конструкций трансформаторов. Развитие отечественной конструкции [гл. 1
Рис. 1-17. Однофазный трансформатор
на напряжение 500 кв. Боковой вид
в рабочем баке, подготовленном к пе-
ревозке по железной дороге.
А—стенка бака у его торцов; Б — стенка ба-
ка в средней его части; В — разъем бака; Г —
уступ дна бака; Д —*дно бака; Е — карман для
ввода ВН.
Круглые трубы для баков и радиаторов
имеют неоправданно большую толщину сте-
нок (1,75 мм) и подлежат замене более тон-
костенными (толщиной порядка 1—1,2 мм)
трубами овальной формы вместо круглой
(§ 8-5, рис. 1-19).
Существующие устанавливаемые на баке
трубчатые радиаторы громоздки (§ 8-7). Но-
вые радиаторы, например из овальных труб,
должны быть более компактными. Рассматри-
вается возможность создания радиаторов,
сваренных из элементов, отштампованных из
листовой стали.
В новых сериях трансформаторов 4-го га-
барита будет введен новый вид искусственно-
го охлаждения масла, получивший распро-
странение за рубежом, — принудительная цир-
связано с усложнением устройства отводов,
креплений магнитопровода и т’ п. Пример
выполненной заграничной конструкции транс-
форматора с баком очень сложной формы
представлен на рис. 1-18.
Рис. 1-18. Трехфазный трехобмоточный'трансформатор
мощностью 64 тыс. ква на напряжения 231/115,5/10,5 кв.
Полный вес без охладителей 176 /и, транспортный
вес 90 m (фирма Ферранти, Англия).
Рис. 1-19. Бак трехфазного трансформатора мощностью
100 ква на напряжение 6 кв. Трубы овального по-
перечного сечения.
куляция масла через пристроенный к баку
трансформатора охладитель (§ 8-16). Насос,
осуществляющий циркуляцию масла, и его
двигатель встроены в маслопровод; погруже-
ние двигателя в масло делает ненужным
уплотнение вала; охладитель компактный, с
сильно развитой поверхностью охлаждения,
обдувается вентиляторами (рис. 1-20). При-
менение этого нового охладителя позволит
уменьшить габариты мощных трансформато-
ров, так как число устанавливаемых на баке
охладителей будет значительно меньше числа
радиаторов. Новый охладитель заменит во
многих случаях существующее искусственное
охлаждение посредством водяных охладите-
лей, установленных отдельно от трансформа-
тора (§ 8-15). Водяные охладители вызывают
§ 1-2]
Развитие конструкции трансформаторов
37
неудобства в эксплуатации из-за несовершен-
. ства уплотнений вала масляного насоса и
сложности обслуживания системы. Наряду
с этим для трансформаторов 4-го габарита,
в /первую очередь относительно небольшой
мощности, будет сохранена естественная цир-
куляция масла через трубчатые радиаторы
с обдувом небольшими вентиляторами.
Для вентиляторов, обдувающих трубчатые
радиаторы, внедрено устройство для автома-
тического запуска двигателей (§ 8-14). Новые
охладители с принудительной циркуляцией
Рис. 1-20. Охладитель с принудительной циркуляцией
масла и обдувом вентиляторами. Насос и двигатель
встроены в маслопровод (завод ЧКД—Сталинград,
Чехословакия).
масла также будут с автоматическим пуском
вентиляторов.
Катки (§ 8-9) для перемещения на фунда-
мент трансформаторов до 3-го габарита вклю-
чительно закрепляют между приваренными
к дну бака швеллерами. У большинства
трансформаторов 4-го габарита до настоящего
времени применялась сравнительно громозд-
кая съемная тележка с закрепленными в ней
четырьмя или восемью катками. В трансфор-
маторах новых серий 4-го габарита внедряется
значительно облегченная конструкция в виде
прикрепленных к дну бака отдельных каре-
ток, каждая с z одним или двумя катками
(§ 8-9). Следует отметить, что в некоторых
заграничных конструкциях мощных трансфор-
маторов вовсе нет тележек или прикреплен-
ных к дну бака катков; перемещение—пере-
катывание трансформатора на фундамент
осуществляется на временных катках — круг-
лых стержнях, подкладываемых под нижнюю
раму трансформатора.
В последние годы на баках трансформато-
ров 4-го габарита начали устанавливать шка-
фы зажимов, к которым присоединены прово-
да вторичных цепей трансформаторов тока и,
провода от приборов контроля и защиты
(•§ 8-17). При этом отпадает большой объем
монтажных работ при установке трансформа-
тора. Шкафы зажимов ставятся на всех
трансформаторах новых серий 4-го габарита.
Замена ручной сварки баков автоматиче-
ской в ряде случаев влечет за собой измене-
ние конструкции; например, в связи с перехо-
дом на автоматическую сварку угловые рамы
заменяются плоскими (§ 8-3).
Расширитель. Защита масла.
Контрольные и защитные устройства 1
Конструкция расширителя, применявшаяся
до последнего времени, не была приспособ-
лена для окраски его внутренней поверхности.
В эксплуатации наблюдалось ржавление верх-
ней части расширителя — над уровнем масла.
В связи с этим теперь в расширителях транс-
форматоров большой мощности в обеих плос-
ких стенках делают люки, через которые про-
изводят окраску. Эту конструкцию следует
принять для всех расширителей большого диа-
метра. Для средних и небольших расширите-
лей наиболее подходящим конструктивным
решением, по-видимому, будет выполнение
одной плоской стенки съемной (§ 9-3).
До недавнего времени на всех отечествен-
ных трансформаторах применялись указатели
уровня масла в расширителях в виде круглых
масломерных стекол. Это небольшое, но важ-
ное для осблуживания трансформатора при-
способление нужно усовершенствовать. Для
трансформаторов средней и большой мощно-
сти целесообразно применить стрелочные мас-
лоуказатели (§ 9-4).
Для эксплуатации трансформаторов ис-
ключительно важное значение имеет удлине-
ние срока службы масла — предотвращение
его старения. Наряду с термосифонными
фильтрами для непрерывной регенерации мас-
ла (§ 8-17) необходимо, разработать эффек-
тивный метод защиты масла от окисления.
Опы^гы защиты масла, проводившиеся до сих
1 См. главы 9 и Ю.
38
Типы конструкций трансформаторов. Развитие отечественной конструкции (гл. 1
пор, не дали нужного результата (§ 9-6). Не-
обходимо усилить исследовательские работы
и провести широкую эксплуатационную про-
верку способов защиты.
Существенное значение для эксплуатации
трансформаторов имеет правильная работа
газового реле. Вместо существующего реле
типа ПГ-22 уже разработана улучшенная кон-
струкция (§ 10-3). Работа над усовершенство-
ванием газового реле должна быть продолже-
на. В СССР предложены некоторые новые ви-
доизменения реле, заслуживающие внимания.
Во избежание ложной работы газового
реле в последних конструкциях стали соеди-
нять воздушное пространство в выхлопной
трубе с расширителем (§ 10-4). Для того что-
бы выделяющийся при повреждении в обмот-
ках газ не мог миновать газового реле, воз-
вышающиеся над крышкой цилиндрические
фланцы вводов высокого напряжения сединя-
ют с маслопроводом расширителя (§ 10-3).
Из области специальных контрольно-изме-
рительных приборов следует упомянуть о
тепловой модели обмоток (§ 10-2). Необходи-
мо провести серьезные исследования и со-
здать практически пригодную тепловую мо-
дель, воспроизводящую с достаточной точно-
стью изменения температуры наиболее нагре-
той точки обмоток при всех тепловых режи-
мах. Несомненно, что в настоящее время эта
задача может быть решена, и таким образом
можно будет повысить использование транс-
форматоров без сокращения срока их службы.
1-3. Трансформаторы броневого типа
До конца 20-х годов броневые трансформаторы на-
ряду со стержневыми имели широкое распространение
в ряде стран Европы и в США. Трансформаторы бро-
невого типа мощностью до 7 500 ква до 1930 г. выпус-
кались и в СССР на заводе «Электросила». В настоя-
щее время броневую конструкцию применяет для сило-
вых трансформаторов в основном фирма Вестингауз
(США) и связанные с ней предприятия, j
На рис. 1-21 в качестве примера броневой кон-
струкции приведено устройство мощного однофазного
силового" трансформатора высокого напряжения фирмы
Вестингауз с «облегающим колоколообразным баком».
Описываемая конструкция применяется и для трех фаз-
ных трансформаторов.
Магнитопровод трансформатора шихтованный, раз-
ветвленный, двухрамный, с горизонтальным расположе-
нием стержня и ярем прямоугольного поперечного сече-
ния. Пластины активной стали скреплены без шпилек,
Проходящих сквозь стержни и ярма, и в пластинах нет
Никаких отверстий, вырезов и т. п.
Обмотки трансформатора 5, 6 и 7 (рис. 1-21) че-
редующиеся; катушки прямоугольные. Их число на-
много меньше, а ширина значительно больше, чем
в стержневом трансформаторе.
Катушки укладывают одна на другую, одновремен-
на устанавливают детали межкатушечной и главной
Изоляции. Комплект обмоток на один стержень с изо-
ляцией, собранный на Г-образном столе, проходит тех-
нологическую обработку и поворачивается со столом на
90°; при этом катушки принимают вертикальное (рабо-
чее) положение. Комплект обмоток устанавливают
в нижнюю часть бака и закрепляют в ней на необходи-
мой высоте. Нижняя часть прямоугольного бака имеет
борт, расположенной несколько ниже нижней плоскости
пластин магнитопровода. На этот борт укладывают
подкладки под ярма и Т-образную балку 9, поддержи-
вающую стержень. Далее производят сборку активной
стали; при этом пластины стержня закладывают внутрь
обмоток. «Лобовые части» обмоток расклинивают
клиньями относительно стержня. Потом собирают отво-
ды. После этого на борт нижней части бака устанавли-
вают его верхнюю колоколообразную часть с крышкой.
Горизонтальные балки 18, приваренные изнутри верхней
части бака, прижимают (прессуют) пластины ярем.
Производят сварку 14 бортов верхней и нижней частей
бака; чтобы внутрь бака не попали сварочные брызги,
между бортами прокладывают тонкую асбестовую по-
лосу. Деревянными клиньями и рейками 10, 16 и 19
закрепляют (расклинивают) магнитопровод и лобовые
части обмоток.
Сушка выемной части производится в своем баке,
установленном в горизонтальный сушильный шкаф.
К баку присоединяют трубопроводы для заливки траис-
форматора маслом под вакуумом. У описываемого
трансформатора нет в конструктивном отношении от-
дельной от бака выемной части, и сушка последней
без бака невозможна.
После установки на крышке вводы присоединяют
к отводам через люки в крышке.
Нужно отметить следующие особенности конструк-
ции броневого трансформатора с облегающим баком.
Отсутствие в стержнях и яр мах броневого магнито-
провода стяжных шпилек и отверстий для них несколь-
ко уменьшает потери холостого хода и исключает непо-
ладки, возникающие в случае нарушения изоляции
шпилек.
Взаимное расположение пластин мапнитопровода и
обмоток и их размеры в броневом трансформаторе от-
личаются от стержневого таким образом, что снижают-
ся добавочные потери в активной стали от вихревых
токов, обусловленных магнитным потоком рассеяния.
В броневом трансформаторе магнитное поле рассеяния
в зоне боковых частей катушек направлено вдоль пла-
стин стержня и ярем; только в зоне лобовых частей
силовые линии направлены поперек пластин стержня и
могли бы вызвать в стали значительные добавочные
потери. Однако здесь установлены магнитные «шунты»
15 (рис. 1-21)—набор узких пластин, расположенных
'ребром к пластинам стержня; поток рассеяния замы-
кается по этим «шунтам». Таким образом, добавочные
потери от рассеяния в стали сводят к минимуму, что
имеет большое значение в мощных трансформаторах.
Небольшое число и одновременно большая ширина
катушек обусловливают малую величину отношения
емкостей С'/Ск (§ 3-3); в результате емкостное рас-
пределение напряжения в обмотке броневого трансфор-
матора более равномерное, чем в обмотке стержневого
(при отсутствии емкостной компенсации).
Изготовители описываемой конструкции отмечают
благоприятную форму электрического поля обмотки
ВН броневого трансформатора. Они указывают, что при
ступенчатой главной изоляции (рис. 1-22) форма поля
такова, что барьеры, изолирующие обмотку ВН от
магнитопровода и обмотки НН, удается расположить
вдоль поверхностей равного потенциала. Составляющая
поля вдоль поверхности барьера невелика, и барьер ра-
ботает практически только на пробой. Это позволяет
§ 1-3]
Трансформаторы броневого типа
39
создать компактную конструкцию главной изоляции.
Отмечают, что продольной изоляции обмотки (межка-
тушечной) присущи такие же свойства..
Все концы обмоток броневого трансформатора рас-
положены над магнитопроводом. Это упрощает кон-
струкцию отводов, особенно при очень большом токе
(трансформаторы для электропечей). Но при этом
трансформатор получается относительно высоким.
Выемная часть и облегающий бак образуют одно
конструктивное целое; при помощи бака осуществляет-
ся крепление выемной части, которая в свою очередь
«подпирает» стенки бака. Это позволяет облегчить всю
механическую конструкцию. Благодаря плотному за-
креплению выемной части в баке трансформатор
можно перевозить «на боку»; это упрощает
его вписывание в железнодорожный габарит. С другой
стороны, перевозка на боку является для трансформа-
Рис. 1-21. Схема устройства однофазного трансформатора броневого типа в „облегающем* баке (фирма
Вестингауз).
/ —крышка, приваренная к верхней части бака; 2 — Пробка; 5 —
и золирующий цилиндр переключателя; 4 — переключатель от-
ветвлений; 5 - обмотка ВН; 6 — емкостное кольцо; 7 — обмотка НН;
8 — деревянный клин с вырезом для охлаждения стали; 9 —
Т-образная балка, поддерживающая стержень магнитопровода;
10 — деревянные клинья; //««-шариковый подшипник; /2 —катки;
13 — патрубок для присоединения пристроенного, или вынесен-
«ого 1 рхладителя; 14 — сварка нижней и верхней частей бака;
/5 —экраны (шунты) «з ^гиперсиля"; 16 — деревянные рейки
между магнитопроводом и стенкой бака (подгоняются по месту
при сборке); /7 —клинья наверху обмоток; 18 — балки крепления
обмоток и усиления бака; 19— клинья, устанавливаемые после
сварки частей бака; 20 — поперечины для крепления планок от
водов и переключателя ответвлений; 21 — гибкое соединение;
22 —ввод НН; 23 — ввод ВН; 24—кабель, проходящий через ввод
ВН; 25—вертикальный канал для охлаждения стали.
40
Магнитопровод
[гл. 2
Рис. 1-22. Электрическое поле обмотки ВН в броневом
трансформаторе с чередующимся расположением
обмоток.
/ — обмотка НН; 2 —емкостное кольцо; 2 —„линейная* катушка
обмотки ВН; 4 — катушки обмотки ВН; 5 — магнитопровод.
торов этого типа зачастую и неизбежной из за отнооиг
тельной большой их высоты.
Форма бака и расположение в нем магнитопровода
и обмоток благоприятны для применения направленной
циркуляции масла: все масло, поступающее в нижнюю
часть бака, направляется непосредственно в вертикаль-
ные охлаждающие каналы обмоток и магнитопровода.
В случае необходимости вскрытия трансформатора
сварной шов, соединяющий борта частей бдка, выру-
бают пневматическими зубилами. Как утверждают из-
готовители, время, затрачиваемое на вырубание свар-
ного шва и новую сварку, не больше времени, необхо-
димого на разбалчивание, смену прокладок и новое за-
балчивание рамы с крышкой в баке обычной конструк-
ции.
Для ремонта выемной части ее не нужно вынимать
из бака, требуется лишь поднять его верхнюю колпко-
лообразную часть. Таким образом, уменьшается необхо-
димая высота до крюка подъемного крана и значитель-
но снижается требующаяся его грузоподъемность.
Однако при перевозке броневого трансформатора на
боку нужно иметь подъемное устройство для установки
его в рабочее положение при разгрузке с железнодо-
рожного транспортера.
Об основных недостатках броневого типа (более
сложная обмотка и изоляция, меньшая устойчивость
прямоугольных катушек при коротких замыканиях) уже
указывалось в § 1->1.
ГЛАВА ВТОРАЯ
МАГНИТОПРОВОД
2-1. Общие сведения
Магнитопровод (рис. 2-1)'—магнитная си-
стема трансформатора — состоит из тонких
пластин электротехнической стали и крепле-
ний. Крепления связывают пластины между
собой, образуя сплошную, механически проч-
ную конструкцию, несущую на себе обмотки
с их изоляцией, отводы и др.
Части магнитопровода, на которых распо-
ложены обмотки, называют стержнями; части,
не несущие обмоток и служащие для соедине-
ния стержней в замкнутую магнитную систе-
му, называют ярмами.
Основой крепления магнитопровода явля-
ются ярмовые балки (по терминологии неко-
торых заводов — консоли), скрепляющие пла-
стины ярма. . Ярмо стягивается (прессуется)
двумя ярмовыми балками, расположенными
вдоль его боковых поверхностей, и шпильками
или другими деталями. Ярмовые балки обра-
зуют опору для обмоток и снабжаются уст-
ройством для их осевого крепления. За верх-
ние ярмовые балки производят подъем магни-
топровода и собранной выемной части; ярмо-
вые балки используют для скрепления выем-
ной части с баком и т. д. Пластины стержней
стягивают шпильками.
Конструирование магнитопровода включа-
ет разработку устройства стержней и ярем н
соединения их между собой. При этом опреде-
ляется окончательная величина их активного
сечения. В ходе конструирования креплений
магнитопровода предусматривается электри-
ческая изоляция между некоторыми частями
и разрабатывается схема заземления магни-
топровода.
Определение размеров деталей стяжки
стержня, размеров ярмовых балок и связан-
ных с ними частей основывается на расчетах
механической прочности—В частности, ярмо-
вые балки рассчитывают на силы, действую-
щие при стяжке ярма, при подъеме выемной
части, и на усилия, возникающие в обмотках
при коротком замыкании трансформатора.
Разработка ряда узлов магнитопровода
находится в зависимости от конструкции об-
моток, отводов и бака трансформатора. Суще-
ственное влияние на устройство активной
стали и всего магнитопровода оказывает
внедрение - холоднокатаной электротехничв-
5 2-2]
Электротехническая сталь и ее изоляция
41
ской стали. Для эффективного использо-
вания ее преимуществ приходится усложнять
устройство магнитной системы: увеличи-
Рис. 2-1. Магнитопровод однофазного трансфор-
матора мощностью 46 тыс. ква класса напряже-
ния 220 кв.
вать число ступеней ярма, выполнять пласти-
ны со «скосами», расширять применение стали
толщиной 0,35 мм и т. д. Со всем этим связа-
но более или менее существенное изменение
конструкции ярмовых балок и других частей.
2-2. Электротехническая сталь и ее изоляция
Электротехническая сталь
В мировом трансформаторостроении уже
более 40 лет применяют высоколегированную
кремнистую горячекатаную электротехниче-
скую сталь толщиной 0,3—0,5 мм. В сущест-
вующих отечественных сериях в большинстве
трансформаторов, за исключением самых
крупных единиц *, применена горячекатаная
1 Эти трансформаторы изготовляются с магнито-
проводами из холоднокатаной стали (см.* ниже).
сталь марок Э41 и Э42 по ГОСТ 802-58 тол-
щиной 0,5 мм.
С течением времени горячекатаная сталь
совершенствовалась — снижались ее удельные
потери; однако предельно допустимая индук-
ция в этой стали сохраняется на уровне
14 500—15 000 гс. Поэтому освоение за по-
следнее десятилетие ориентированно^' холод-
нокатаной стали, отличающейся мрньшими
удельными потерями и меньшей намагничи-
вающей мощностью и допускающей (повыше-
ние индукции в силовых трансформаторах до'
16 500—17 000 гс, создает большие возможно-
сти для улучшения характеристик этих транс-
форматоров. В последние годы холодноката-
ная сталь получает все большее распростра-
нение. Из нее (марки Э310, Э320 и ЭЗЗО по
ГОСТ 802-58) изготовляются отечественные
мощные трансформаторы; применение этой
стали предусматривается в новых сериях нор-
мальных силовых трансформаторов.
Как горячекатаная, так и холоднокатаная
стали обладают анизотропией, т. е. различны-
ми магнитными свойствами в разных! направ-
лениях. Величина удельных потерь в стали и
удельная намагничивающая мощность зави-
сят от угла между направлением вект|ора маг-
нитной индукции (силовых линий) и направ-
лением прокатки. Минимальные потери и на-
магничивающая мощность получаются при
совпадении силовых линий с прокаткой. По-
этому прямоугольные пластины, образующие
стержни и ярма (§ 2-3), выкраивают;из стан-
дартного листа в направлении его длины
(прокатки). При этом на большей части дли-
ны пластины направление прокатки совпада-
ет с направлением поля, но «в углах» магнито-
провода совпадения не получается1 и угол
между силовыми линиями и направлением
прокатки доходит до 90° (рис. 2-2). Это при-
водит к некоторому повышению потерь и на-
магничивающего тока. В магнитопроводах из
горячекатаной стали это повышение не столь
велико и не является препятствием для при-
менения прямоугольных пластин. Холоднока-
таная же сталь отличается значительно боль-
шей анизотропией, чем горячекатаная, и для
нее применение прямоугольных плайгин свя-
зано с существенными дополнительными поте-
рями и значительным ростом намагничиваю-
щего тока. Возникает вопрос о выполнении
магнитопровода таким образом, чтобы на-
правление силовых линий полностью совпада-
ло с направлением прокатки (рис. 2-2,6) или
хотя бы в основном (рис. 2-2,в).
42
Магнитопровод
[гл. 2
Изготовление из электротехнической стали
пластин для стержней и ярем включает опера-
ции резки, штамповки, снятия заусенцев
(§ 2-14) и т. п. Механические воздействия, ко-
торые испытывает сталь при этих операциях,
создают наклеп, изменяют структуру металла,
что приводит к повышению потерь от гистере-
зиса и к снижению магнитной проницаемости.
Поэтому целесообразно готовые пластины под-
вергать отжигу. При определенном режиме
нагревания и последующего медленного
охлаждения стали происходит восстановление
Рис. 2-2. Схемы магнитопроводов.
а — с прямоугольными пластинами; б — .намотанный*; в — с .ко-
сыми стыками* пластин; пунктир — направление силовых линий
(на рис. б они опущены); стоелки — направление прокатки стали.
ее первоначальной структуры. Отжиг стали
производят при температуре около 800° С
в атмосфере инертного газа или в вакууме,
чтобы избежать окисления. Внедрение отжига
пластин предусматривается для новых отече-
ственных серий трансформаторов.
Чувствительность электротехнической ста-
ли, особенно холоднокатаной, к механическим
воздействиям требует осторожного с ней обра-
щения в процессе производства (особенно
после отжига, если он производится). Листы
и вырезанные из них пластины нельзя бро-
сать, перегибать; не следует хранить сталь,
складывая листы друг на друга высокими сто-
пами и т. п.
Составляющая потерь в стали от вихревых
токов пропорциональна квадрату толщины
пластин. Поэтому при выполнении магнито-
провода из стали толщиной 0,35 мм потери
холостого хода трансформатора меньше, чем
при толщине 0,5 мм; разница больше у холод-
нокатаной стали. Вместе с тем применение
более тонкой стали увеличивает трудоемкость
изготовления магнитопровода из-за большего
количества пластин. При толщине стали
0,35 мм труднее зашихтовывать широкие пла-
стины верхнего ярма мощных трансформато-
ров (•§ 2-3).
В существующих сериях трансформаторов
применяется горячекатаная сталь толщиной
0,5 мм в стандартных листах 750X1500 мм
и холоднокатаная с размером листов до
750X1500 мм; в ГОСТ 802-58 предусмотрены
листы размером 1000 X 2 000 мм. Есть сведе-
ния об использовании за границей листов
1 500 X 2 000 лии. В новых сериях для большин-
ства типов силовых трансформаторов намеча-
ется применять холоднокатаную сталь толщи-
ной 0,35 мм, но не в листах, а в рулонах ши-
риной до 750—1000 мм (§ 2-6 и 2-14).
Большие затруднения в трансформаторо-
строении создает волнистость и коробоватость
электротехнической стали (см. ГОСТ 802-58).
Эти неровности поверхности листов затрудня-
ют точное соблюдение размеров при резке и
штамповке пластин; стержни и ярма магнито-
провода получаются неровными; пластины
в стержнях и ярмах неплотно прилегают друг
к другу, что заметно снижает коэффициент
заполнения (см. ниже). Совершенствование
отечественных трансформаторов связывается
с уменьшением допускаемой в настоящее вре-
мя волнистости и коробоватости стали. Отри-
цательно сказываются на качестве сборки
магнитопроводов отклонения средней толщи-
ны отдельных листов от номинальной, а так-
же колебания толщины в пределах одного
листа.
Изоляция стали. Коэффициент заполнения
Способ изолирования друг от друга пла-
стин существенно влияет на технологический
процесс изготовления магнитопровода и на
соотношение между полным и активным сече-
ниями стержней и ярем. От качества изоляции
пластин зависит величина добавочных потерь
в стали (§ 2-12). Основные два способа изо-
лирования стали — оклейка бумагой и лаки-
ровка.
Оклеенная бумага (ГОСТ 1201-52) тол-
щиной 0,033 мм наклеивается при помощи
крахмального клейстера на стандартные лис-
ты стали с одной их стороны. Оклеенные лис-
сты разрезают на пластины для стержней и
ярем; в пластинах штампуют отверстия, после
этого снимают заусенцы (§ 2-14).
Покрытию лаком подвергаются готовые
пластины магнитопроводов после их вырезы-
вания из стандартных листов, штамповки и
снятия заусенцев; на пластину наносится с
двух сторон пленка масляного лака огненно-
го запекания. Как правило, применяется лак
№ 302 (на тунговом масле). Двусторонняя
толщина пленки лака при однократной лаки-
ровке пластин порядка 0,015—0,02 мм. Пла-
$ 2-3]
Устройство магнитопроводов. Многорамные магнитопроводы
43
стины трансформаторов большой мощности
приходится лакировать дважды, чтобы увели-
чить электрическое сопротивление изоляции
между пластинами и снизить добавочные по-
тери в стали (§ 2-12).
Стоимость изолировки стали бумагой зна-
чительно ниже, чем покрытие ее лаком. Одна-
ко лаковая изоляция имеет ряд технических
преимуществ, особенно существенных для
магнитопроводов мощных трансформаторов.
Лаковая изоляция механически прочнее;
она имеет большую теплопроводность и выдер-
живает более высокую температуру, чем бу-
мага. При зашихтовке широких оклеенных
пластин верхнего ярма (§ 2-3) • практически
невозможно избежать частичного поврежде-
ния изоляции — сдирания бумаги; лаковая же
изоляция при зашихтовке может быть сохра-
нена. Толщина пленки лака меньше, чем бу-
мажной изоляции. Это позволяет при приме-
нении лаковой изоляции получить большее за-
полнение сталью площади сечения стержней
и ярем, т. е. получить большее активное1 сече-
ние. Магнитопроводы трансформаторов сред-
ней и большой мощности приходится выпол-
нять с каналами для охлаждающего масла
(§ 2-4). Более высокая теплопроводность и
нагревостойкость лаковой изоляции позволя-
ют ограничиваться при лакированной стали
меньшим числом каналов, чем при бумажной
изоляции, что также увеличивает активное се-
чение стержней и ярем.
При применении лаковой изоляции после-
довательность операций (см. выше) такова,
что пластины можно отжигать после их на-
резки и штамповки, перед лакировкой.
В трансформаторостроении применяют
термин коэффициент заполнения стали. Он
равен отношению площади стали в попереч-
ном сечении стержня или ярма ко всей пло-
щади сечения стержня или ярма (отношение
активного сечения к полному сечению «фигу-
ры»). Коэффициент заполнения стали (при
данной толщине пластин) зависит от толщины
изолирующего слоя, от степени волнистости
пластин и их сжатия. Чем больше толщина
изоляции и промежутки между пластинами,
тем меньше коэффициент заполнения. В рас-
четах трансформаторов существующих серий
приняты значения коэффициента заполнения,
указанные в табл. 2-1. Вследствие большой
волнистости стали и увёличенной толщины
лакового покрытия в ряде случаев на транс-
форматорах средней и большой мощности по-
лучались несколько меньшие величины, чем
указанные в таблице.
Таблица 2-1
Коэффициент заполнения стали
Способ изоляции Оклейка бумагой Лакировка
Толщина стали, мм . . . Коэффициент заполнения стали_ 0,35 0,85 0,5 0,875 0,35 0,9 0,5 0,93
В настоящее время в отечественном трансформато-
ростроении подготавливается внедрение фосфатирования
электротехнической стали, которое в той или иной мере
заменит лакировку и оклейку пластин бумагой в первую
очередь на трансформаторах 1—3-го габаритов. Фос-
фатирование заключается в создании на стали электро-
изоляционной пленки путем обработки готовых пластин
стержней и ярем в горячем растворе фосфата цинка.
Имеется в виду сочетать фосфатирование с отжигом
стали. Фосфатная пленка имеет толщину того же по-
рядка, что лаковая изоляция. Стоимость фосфатирова-
ния ниже, чем лакировки.
За границей освоено производство рольной холод-
нокатаной электротехнической стали, поставляемой на
трансформаторные заводы с двусторонним жаростойким
изоляционным покрытием. Это покрытие не повреждает-
ся при резке и штамповке пластин1; оно служит разде-
лительной прослойкой между пластинами во время их
отжига и выдерживает высокую температуру при отжи-
ге. Изоляционный слой очень тонок, а сталь отличается
ровной поверхностью; благодаря этому коэффициент
заполнения для стали с номинальной толщиной 0,35 мм
достигает 0,95.
Следует упомянуть о применяемой, хотя и сравни-
тельно редко, изоляции стали массой на основе жидко-
го стекла, а также окалиной, образующейся при отжиге
стали. Пленка жидкого стекла имеет несколько мень-
шую толщину, чем бумажная изоляция; изолирование
жидким стеклом дешевле лакировки, но оно вносит ряд
неудобств в технологический процесс и имеет сущест-
венный недостаток — большую гигроскопичность изоля-
ционного слоя. Использование окалины в качестве
межлистовой изоляции ограничивается, как правило,
трансформаторами малой мощности. Магнитопроводы
трансформаторов мощностью порядка сотен вольтампер
можно собирать из неизолированных пластин, учитывая
небольшое сечение стержней и ярем (§ 2-12), а также
несильное сжатие пластин.
2-3. Устройство магнитопроводов.
Многорамные магнитопроводы
Сборка в стык и сборка в переплет
Собранный м.а1гнитапро1вод представляет
замкнутый магнитный контур; его нужно сде-
лать разборным, чтобы можно было насадить
обмотки на стержни. Это может быть осуще-
ствлено двумя способами: соединением стерж-
ней и ярем в стык — стыковая конструкция
или соединением стержней и ярем в пере-
плет — шихтованная конструкция магнито-
провода.
1 Снятие заусенцев повреждало бы изоляционную
пленку; поэтому эту операцию исключают, применяя
ножи и штампы, не оставляющие заусенцев.
44
Магнитопровод
[гл. 2
Рис. 2-3. Соеди-
нение пластин
стержня и ярма
в переплет.
Стержень / и ярмо
2 условно показа-
ны разъединен-
ными.
Стержни и ярма стыкового магнитопрово-
да собирают раздельно и приставляют друг
к другу в стык. Для насадки обмоток верхнее
ярмо снимают, после насадки его ставят на
свое место — на верхние торцовые поверхно-
сти стержней.
В шихтованном магнитопроводе стержни
и ярма не представляют отдельных частей.
Магнитопровод разбивается по толщине на
слои, составляемые из пластин таким образом,
что в каждом слое часть пла-
стин стержня заходит в ярмо
(рис. 2-3). При этом пластины
одного слоя перекрывают сты-
ки пластин смежного слоя.
Устройство поясняют рис. 2-4
и 2-5, на которых приведены
простейшие схемы шихтовки
однофазного и трехфазного
магнитопроводов. Перед на-
садкой обмоток верхнее ярмо
расшихтовывают, т. е. выни-
мают пластины верхнего ярма
(рис. 2-6). После насадки об-
моток эти пластины уклады-
вают обратно на свои места —
ярмо зашихтовывают.
Встречаются магнитопрово-
ды комбинированной конструкции: нижнее
ярмо соединено со стержнями в переплет,
а верхнее, собранное отдельно, соединяется со
стержнями в стык.
Сравнение стыковой и шихтованной конструкций
Магнитопроводы первых трансформаторов
были стыковые; позже — в начале 900-х го-
дов — появились шихтованные, имеющие су-
щественные преимущества по сравнению со
стыковыми.
При стыковой конструкции более просто
осуществляется насадка обмоток при перво-
начальной сборке трансформатора; разборка
Рис. 2-4. Схема шихтовки магнитопро-
вода однофазного трансформатора.
а — первое положение пластин; б—второе поло-
жение; в — перекрытие стыков.
трансформатора.
а — первое положение пластин; б — второе
положение.
и сборка магнитопровода при ремонте сводят-
ся к снятию и обратной установке верхнего
ярма.
При шихтованной конструкции разбор-
ка сложнее, она заключается в постепен-
ном— слой за слоем — удалении пластин
верхнего ярма; обратная их зашихтовка
в мощных трансформаторах (при больших
размерах отдельных пластин) представляет
трудоемкую операцию; требуется весьма тща-
тельнее ее выполнение, чтобы не повредить
пластины, не создать замыкания между ними
и т. д. Во всех других отношениях шихтован-
ная конструкция обладает решающими пре-
имуществами.
В стыковом магнитопроводе между стерж-
нем и ярмом необходимо помещать изоляци-
онную прокладку. Если бы такой прокладки
не было, то, как видно из рис. 2-7, возникло
бы замыкание пластин стержня и ярма; вих-
ревые токи вызвали бы на стыке стержня и
ярма чрезмерный нагрев и расплавление ста-
ли— так называемый «пожар в стали». При
наличии же изоляционной прокладки значи-
тельно увеличивается магнитное сопротивле-
ние и соответственно возрастает намагничи-
вающий ток трансформатора. В шихтованном
магнитопроводе также получаются зазоры
в месте стыка пластин слоя; но при тщатель-
ной сборке этот зазор невелик. Кроме того,
Рис. 2-6. Магнитопровод трехфазного трансформатора
мощностью 50 ква.
а—полностью собранный; б — с расшихтованным верхним ярмом
для насадки обмоток.
§2-3]
Устройство мйгнитопроводов. Многорамные магнитопроводы
45
магнитные силовые линии частично обходят
зазор (рис. 2-8). Поэтому при шихтованной
конструкции намагничивающий ток значи-
тельно меньше, чем при стыковой; уменьше-
ние может составлять, например, 20% (транс-
форматоры мощностью 2 400—5 600 ква).
Рис. 2-7. Замыкание пла-
стин в стыке стержня и
ярма при отсутствии
изолирующей прокладки.
1 — пластины ярма; 2 — плас-
тины стержня; 3— сталь;
4 — изоляция.
Рис. 2-8. Распределение
силовых линий вблизи
мест стыка пластин ших-
тованного магнито-
провода.
При точной сборке стержней и ярем стыко-
вого магнитопровода сила магнитного притя-
жения распределена по сечению стыка рав-
номерно. Однако осуществить совершенно
точную сборку удается не всегда. При переко-
се стыка, при неодинаковом сжатии прокладок
на разных стержнях или негоризонтальном
положении ярма возникают силы, стремящие-
ся сместить прокладку; вследствие вибрации
магнитопровода прокладка может разрушить-
ся. В этом случае пластины стержня ярма
замыкаются; возникает серьезная авария в
трансформаторе. Это делает стыковые магни-
топроводы значительно менее надежными в
эксплуатации, чем шихтованные.
Крепления в стыковом магнитопроводе бо-
лее сложные и массивные. Ярма необходимо
надежно скреплять со стержнями. Для этого
применяют, например, поперечные балки,
установленные под нижним и над верхним
ярмами, и вертикальные шпильки, проходя-
щие или внутри активной стали, или снаружи
магнитопровода (рис. 2-9). В шихтованном
магнитопроводе взаимная механическая связь
стержней и ярем увеличивает их жесткость;
поэтому в нем не требуется такой сильной
стяжки пластин, которая необходима в стыко-
вом. Большие размеры крепежных частей в
стыковом магнитопроводе сокращают полез-
ное сечение стержня и несколько увеличивают
расход активных материалов трансформатора
по сравнению с шихтованной конструкцией.
В СССР принята шихтованная конструк-
ция магнитопроводов. Опыт показал, что
трудности зашихтовки пластин верхнего
ярма так или иначе преодолеваются при всех
мощностях трансформаторов. За границей
шихтованная конструкция также почти пол-
ностью вытеснила стыковую. В дальнейшем
изложении речь идет только о шихтованных
магнитопроводах.
Схемы шихтовки. Толщина слоя шихтовки
Шихтованный магнитопровод разделяется
по толщине на слои; слой образован несколь-
кими пластинами. Расположение и форму
пластин в слоях называют схемой шихтовки.
Ее выбирают с учетом следующих требований
Число стыков (число пластин) в слое должно
быть минимальным, так как зазоры между
пластинами увеличивают намагничивающий
ток.
Для упрощения процессов ^езки и штам-
повки желательно иметь возможно меньше
разных пластин, отличающихся своими разме-
рами или расположением отверстий. Должны
учитываться условия сборки: процессы укла-
дывания и выравнивания пластин (§ 2-14).
Ряд требований связан с механической проч-
Рис. 2-9. Стыковой магнитопровод
трехфазного трансформатора 3-го
габарита (МТЗ, 1931 г.).
ностью магнитопровода. Особые условия воз-
никают при применении холоднокатаной
стали.
Схемы шихтовки, применяемые в суще-
ствующих сериях трансформаторов 1—3-го га-
баритов с магнитопроводами из горячеката-
ной стали, показаны на рис. 2-4 и 2-5. Пласти-
46
Магнитопровод
[гл. 2
ны стержней и ярем имеют прямоугольную
форму; пластина стержня входит своим кон-
цом в верхнее или нижнее ярмо; длина пла-
стин не слишком велика, и они укладываются
в длину стандартного листа стали. Схемы
шихтовки магнитопроводов трансформаторов
4-го габарита отличаются от показанных на
рис. 2-4 и 2-5 подразделением пластин стерж-
ней и ярем на части, так как полная длина
этих пластин превосходит длину стандартного
листа (рис. 2-10).
Магнитопроводы трансформаторов неболь-
шой мощности выполняют без стяжки стерж-
ней шпильками, проходящими сквозь пласти-
ны (§ 2-7). При этом механическая связь
верхнего ярма с нижним (схемы рис. 2-4 и
2-5) ограничивается трением между пласти-
нами.
При подъеме выемной части и под дей-
ствием усилий короткого замыкания пласти-
Рис. 2-10. Пример схемы шихтовки магнитопровода
трехфазного трансформатора 4-го габарита.
ны могут сместиться, если сила трения между
ними окажется меньше соответственно веса
выемной части или величины . динамических
усилий. Поэтому при отсутствии стяжки
стержней схемы шихтовки рис. 2-4 или 2-5
следует применять для трансформаторов мощ-
ностью не более порядка 100 ква; при боль-
шей мощности необходимо связывать верхние
ярмовые балки с нижними вертикальными
шпильками (§ 2-8) или же производить стяж-
ку стержней поперечными шпильками. Одно
время в магнитопроводах без стяжки стерж-
ней и при отсутствии вертикальных шпилек
применяли схему шихтовки рис. 2-11, отлича-
ющуюся тем, что половина пластин стержней
входит в оба ярма и жестко их связывает.
При разработке схем шихтовки с дополни-
тельным делением пластин на части
(рис. 2-10) расположение дополнительных
стыков и размер частей пластин необходимо
выбирать, добиваясь, насколько это возмож-
но, целесообразного раскроя стандартных лис-
тов стали (§ 2-6). Кроме того, для обеспече-
ния достаточной механической прочности маг-
нитопровода стыки пластин стержней в смеж-
Рис. 2-11. Схема шихтовки с пластинами
стержня, перекрывающими оба ярма.
ных слоях должны перекрываться не менее-
чем на два шага стяжных шпилек (рис. 2-12);.
о перекрытии пластин см. также § 2-7.
Сборка шихтованного магнитопровода за-
ключается в укладывании пластин друг на
друга поочередно в первом и втором «положе-
ниях» (рис. 2-4, 2-5 и 2-10). Для ускорения
сборки в каждом положении укладывают не
по одному, а по два-три одинаковых листа;
таким образом, «слой шихтовки» имеет тол-
а) <0
Рис. 2-12. Перекрытие стыков,
пластин стержней.
а — однорядная стяжка стержней;,
б — двухрядная.
щину двух—трех листов. Такую сборку приня*
то называть: «шихтовка в два листа» или со-
ответственно «шихтовка в три листа». Ших-
товка в три, а в ряде случаев и в четыре листа
не дает заметного увеличения потерь и на-
магничивающего тока (см. также § 2-14).
§2-3]
Устройство магнитопроводов. Многорамные магнитопроводы
47
Магиитопроводы с «косыми стыками» пластин
Для снижения неблагоприятного эффекта
от несовпадения в углах магнитопровода на-
правлений силовых линий и прокатки стали
применяют схемы шихтовки с «косыми стыка-
Рис. 2-13. Схемы шихтовки магнитопроводов од-
нофазных трансформаторов с «косыми стыками"
пластин;
л — отличается относительно простой формой пластин; б—
[большим перекрытием стыков; в — соединяет оба' этн
достоинства.
ми». В этих схемах пластины скошены под
углом 45° (рис. 2-13). При этом уменьшается
размер участка магнитной цепи, на котором
силовые линии не совпадают с прокаткой,
а также уменьшается максимальный угол меж-
ду. этими направлениями. Кроме того, при
скошенных пластинах индукция в зазоре меж-
ду пластинами слоя ниже, чем при прямо-
угольных пластинах, так как в /2 раз боль-
ше поперечное сечение зазора; это также дает
некоторое снижение намагничивающего тока.
Схемы шихтовки с «косыми стыками» зна-
чительно более сложны, чем при прямоуголь-
ных пластинах; особенно это касается трех-
фазных маТнитопроводов (рис. 2-14). При
«косых стыках» приходится ограничиваться
сравнительно небольшим перекрытием плас-
стин; значительно усложняется их изготовле-
ние, увеличивается трудоемкость сборки маг-
нитопровода и зашихтовки верхнего ярма
после насадки обмоток. Пересечение скошен-
Рис. 2-14. Схемы шихтовки выполненных магнитопроводов трехфазных
трансформаторов с .косыми стыками* пластин.
о—трансформатор 3-го габарита; б—-трансформатор 4-го габарита. Схемы даны для
слоя с одинаковой шириной пластин стержня я ярма.
«2
Рис. 2-15. «Углы* в. "магни-
топроводе, где направление
силовых линий не совпадает
с направлением прокатки
стали.
а — доля „углов* относительно
велика; б — доля „углов* мала.
ными краями пластин осей
стержней усложняет устройство
стжккм ярем (§ 2-8).
При горячекатаной электро-
технической стали «косых сты-
ков» не делают: сравнительно
небольшое улучшение характери-
стик холостого хода трансформа-
тора, которое было бы при этом
получено, не оправдывает значи-
тельного усложнения конструк-
ции магнитопровода. Рис. 2-15
показывает, что доля «углов»
в общем объеме активной стали
может быть различной. Примене-
ние скошенных пластин дает
больший эффект в магнитопро-
воде с относительно небольшой
48
Магнитопровод
[гл. 2
высотой стержней по сравнению с их диамет-
ром (рис. 2-15,а). Магнитопроводы трансфор-
маторов 1—3-го габаритов из холоднокатаной
стали целесообразно выполнять с «косыми
стыками»; вопрос о целесообразности приме-
нения этой конструкции для трансформаторов
Рис. 2-16. Схема Шихтовки магнитопровода трехфаз-
ного трансформатора. Комбинированная конструкция
с .прямыми" и .косыми* стыками пластин. Пластины
не имеют острых углов; срезы, отмеченные *, жела-
тельно делать для облегчения сборки, которую острые
углы затрудняют.
4-го габарита изучается (см. также ниже о
многорамных магнитопроводах).
Изготовление трехфазных магнитопрово-
дов существенно упростится, если ограничить-
ся «косыми стыками» только у крайних стерж-
ней (рис. 2-16); на среднем стержне они дают
значительно меньший эффект, чем на крайних.
Многорамные магнитопроводы
В трансформаторах большой мощности Д
применяют многорамные магнитопроводы,
подразделенные на рамы. Однофазный магни-
топровод (рис. 2-17) образовывают двумя ра-
мами: внутренней и наружной. Ширина пла-
стин в этом двухрамном * магнитопроводе
в 2 раза меньше, чем в неподразделенном,
а число пластин удвоено.
П рименение многорамных магнитопрово-
дов связано со следующим. При больших диа-
метрах стержней и соответствующих размерах
ярем оказывается недостаточной ширина стан-
дартных листов электротехнической стали;
уменьшение ширины пластин в многорамных
магнитопроводах существенно облегчает за-
шихтовку верхнего ярма после насадки обмо-
ток.
Между рамами подразделенного магнито-
провода делают промежуток — канал для
охлаждающего масла. Этот канал очень эф-
фективен, так как он расположен поперек
пластин; циркулирующее в нем масло омы-
вает торцы всех пластин.
Выполнение многорамными трехфазных магнитопро-
водов встречает затруднения. На рис. 2-18 показан
трехфазный магнитопровод, состоящий из трех отдель-
ных рам.
Магнитные потоки в рамах замыкаются неза-
висимо друг от друга — сколько нибудь значительного
перехода потока из одной рамы в другую нет. Потоки
рам не совпадают по фазе и каждый из них больше,
чем половина потока фазы. Если не учитывать разной
длины рам и ‘изменения формы кривой _потока, то по-
следний в каждой раме составляет 1/КЗ (57,8%) пото-
ка фазы [Л. 6]. Отсюда следует, что сечение стержня и
ярма трехфазного магнитопровода с отдельными рама-
ми нужно было бы увеличить в2/»/ 3 раз (на 15%) по
сравнению с неподразделенной конструкцией. В дей-
ствительности в результате изменения формы кривой
потока требуется несколько меньшее увеличение сечения.
Для того чтобы эффективно использовать сечение ста-
ли, приходится идти на усложнение конструкции трех-
фазного многорамного магнитопровода. На рис. 2-19 по-
казана одна из выполненных конструкций, в которой
три рамы соединены друг с другом, благодаря чему
магнитные потоки фаз замыкаются так же, как в трех-
фазном неподразделенном магнитопроводе.
В многорамных магнитопроводах уменьшаются
размеры участков («углов*), на которых направление
потока не совпадает с направлением прокатки; это
имеет существенное значение при холоднокатаной стали
(§ 2-2). При применении этой стали может оказаться
целесообразным ради уменьшения «объема углов» вы-
Рис. 2-17. Схема двухрамного
магнитопровода однофазного
трансформатора 4-го габарита,
/—деревянная планка.
150+200
Рис. 2-18. Схема
устройства трехрам-
ного магнитопровода
трехфазного транс-
форматора в виде
трех отдельных рам.
полнить магнитопровод разделенным на рамы, Яотя бы 1
этого и не требовалось по условиям выкраивания пла-
стин из стандартных листов. Уменьшение «объема уг-
лов» в подразделенном магнитопроводе из холоднока-
таной стали мощного трансформатора может позволить
не применять устройство с «косыми стыками» (см. выше
в этом параграфе).
§ 2-4]
Поперечное сечение стержня
49
Рис. 2-19. Схема трехрамного магнитопровода трехфаз-
ного трансформатора с магнитной связью рам.
Для однофазных трансформаторов большой мощно-
сти с целью уменьшения высоты магнитопровода при-
ходится применять вместо двухрамной конструкции по
рис. 2-17 трехрамную, показанную на рис. 2-20,а; при
этом вес ярем увеличивается. Существуют также одно-
фазные трансформаторы с четырехрамным магнитопро-
водом (рис. 2-20,6) с тремя стержнями. Необходимость
в трехстержневой конструкции вызывается соединением
группы из трех однофазных трансформаторов с тремя
трехфаэными генераторами, имеющими обмотки фаз,
расщепленные на три ветви.
Рис. 2-20. Схемы многорамных магнитопроводов'одно-
фазных трансформаторов.
а — трехрамный с двумя стержнями; б — четырехрамный с тремя
стержнями.
1 — стержень; 2 — горизонтальное ярмо; 3 — вертикальное ярмо;
4 — обмотки.
2-4. Поперечное сечение стержня
Ступенчатые стержни. Число ступеней
Форма обмоток в трансформаторе опре-
деляет и форму поперечного сечения стержня
магнитопровода. Обмотки стержневых транс-
форматоров— цилиндрической формы; соот-
ветственно стержни магнитопровода имеют
поперечное сечение, приближающееся к кру-
гу, — они выполняются ступенчатыми. Ступен-
чатый стержень собирается из пластин разной
ширины. Пластины образуют пакеты в виде
прямоугольников, вершины углов которых ле-
жат на окружности или вблизи (изнутри) нее
(рис. 2-21). Чем больше ступеней, тем ближе
4 А. В. Сапожников.
поперечное сечение фигуры к площади круга,
тем больше активное сечение стержня при за-
данном диаметре. Если же активное сечение
стержня задано, то с увеличением числа сту-
пеней уменьшается диаметр описанной окруж-
ности, а с ним делается короче средняя длина
витка обмотки и уменьшается вес меди. Таким
образом, увеличение числа ступеней приводит
к снижению расхода активных материалов.
Однако чем больше ступеней, тем больше чис-
ло размеров пластин и, следовательно, слож-
нее технологический процесс изготовления
магнитопровода. Каждая новая ступень дает
все меньший прирост активного сечения; по
достижении некоторой величины сечения его
дальнейший прирост за счет увеличения числа
ступеней уже не окупает удорожания изготов-
ления магнитопровода. Кроме того, чем боль-
ше ступеней, тем меньше размеры уступов
между пакетами пластин, в которые поме-
щают деревянные стержни и планки, раскли-
нивающие изнутри обмотку, ближайшую
к стержню. Чрезмерное уменьшение толщины
этих стержней и планок снижает механиче-
скую прочность обмоток. Отечественная прак-
Рие. 2-21. Размеры пакетов стержня при максимальном
коэффициенте использования.
50
Магнитопровод
[ гл. 2
тика выбора числа ступеней стержня в зави-
симости от его диаметра следующая:
Диаметр стержня, мм Число ступеней
До 100 До 4
100—150 5
150—500 6
500—750 7
750—850 8
850—1 000 9—10
1 000—1 250 8—9*
* Относительное уменьшение числа ступеней свя-
зано с применением стяжки стержня четырьмя рядами
шпилек.
Размеры пакетов стержня. Коэффициент использования.
Каналы для масла
При данных диаметре стержня и числе сту-
пеней (пакетов) сечение ступенчатой фигуры
изменяется в зависимости от выбранных раз-
меров пакетов. Определение размеров пакетов,
дающих максимальный «коэффициент исполь-
зования» площади круга, т. е. наибольшее
возможное отношение площади ступенчатой
фигуры к площади круга, сводится к ре-
шению математической задачи о максимуме
функции нескольких переменных. Полученные
из этого решения размеры пакетов ( в долях
диаметра описанной окружности) даны на
рис. 2-21. Изображенные ступенчатые сече-
ния симметричны относительно осей: толщина
среднего пакета стержня равна ширине край-
него.
В заводских конструкциях размеры паке-
тов отличаются, как правило, от размеров, со-
ответствующих максимальному коэффициенту
использования, т. е. от указанных на рис. 2-21,
Причины, вызывающие отступление от опти-
мальных размеров, следующие:
1. Для помещения между крайним паке-
том и описанной окружностью деталей стяжки
стержня приходится увеличивать высоту сег-
мента (размер f на рис. 2-21).
2. Ширину пластин стараются брать из
числа нормализованных, дающих наиболее
экономное использование стандартного листа
стали.
3. Пакеты несколько перегруппировывают
таким образом, чтобы на определенных радиу-
сах образовались уступы, достаточные для по-
мещения деревянных деталей, расклиниваю-
щих внутреннюю обмотку (§ 4-12).
4. Размеры пакетов согласуют с располо-
жением охлаждающих каналов с тем, чтобы
обеспечить эффективное и равномерное
охлаждение стали.
5. В магнитопроводах мощных трансфор-
маторов учитывают «веер», т. е. изгиб пла-
стин на краях пакетов, вследствие чего концы
пластин выступают наружу.
6. Толщину пакетов округляют; при этом
целесообразно учитывать применяемый спо-
соб сборки пластин: шихтовку в два или три
листа (§ 2-14).
Если пластины стержня шпильками не стя-
гиваются, то при числе ступеней 4—5 и диа-
метре описанной окружности до 150 мм вы-
сота сегмента, получающаяся согласно раз-
мерам рис. 2-21, как правило, достаточна для
размещения деревянной планки, расклини-
вающей внутреннюю обмотку. При отсутствии
стяжных шпилек и диаметре стержня 150-^
200 мм высоту сегмента шестиступенчатой
фигуры приходится увеличивать против полу-
чающейся согласно рис. 2-21, с тем чтобы тол-
щина деревянной планки была не менее 9 мм.
При наличии шпилек, стягивающих пла-
стины стержня, высота сегмента должна быть
увеличена для помещения в пределах описан-
ной окружности гаек и шайб. С ростом диа-
метра стержня увеличивают диаметр стяжных
шпилек, в дальнейшем переходят от одноряд-
ной стяжки к стяжке двумя рядами шпилек.
В двухрамных магнитопроводах высота сег-
мента должна^ быть больше, чем в однорам-
ных, для помещения пластин (накладок), свя-
зывающих рамы. Соответственно размерам
гаек, шайб, пластин и их расположению вы-
сота сегмента получается следующей:
Однорамные магнито- Многорамные магнито-
проводы1 проводы
Диаметр стержня, мм Высота сег- мента, мм Диаметр стержня, мм Высота сег- мента, мм
2504-350 12 5504-700 404-45
3504-450 16 7004-850 504-55
4504-550 224-25 8504-1 000 604-65
5504-750 30-4-35 1 0004-1 250 604-70'
1 Здесь названы: однорамными — однофазные и
трехфазные магнитопроводы, не подразделенные на ра-
мы; многорамными — двухрамные однофазные н трех-
рамные трехфазные магнитопроводы (см. § 2-3).
При выборе ширины пластин (пакетов)
стремятся применять размеры, дающие пол-
ное использование ширины стандартного ли-
ста стали 750 мм. С учетом обрезки кромок
стандартного листа — около 15 мм на обе сто-
роны — ширина пластины должна уклады-
ваться без остатка в размер 735 мм или
в близкий к нему. Однако ограничиться при-
менением только таких, «нацело выкраивае-
мых» пластин невозможно. Для получения
§2-4]
Поперечное сечение стержня
51
удовлетворительного коэффициента использо-
вания площади круга необходимо располагать
большим выбором размеров и приходится ис-
пользовать некоторые промежуточные раз-
меры.
Для выбора размеров пакетов стержней
и ярем трансформаторов 1 — 3-го габаритов
целесообразно ориентироваться ’ на следую-
щую ширину пластин: 38, 43, 48, 52, 56, 61, 66,
73, 81, 92, 105, 114, 122, 135, 147, 164, 175, 184,
195, 205, 215, 235, 245, 260, 280, 295, 310, 340,
350, 368, 420 мм. Напечатанные жирным
шрифтом размеры дают полное использование
ширины листа.
Рольная сталь (§ 2-2) будет разрезаться
на полосы (пластины) на многодисковых нож-
ницах; это изменит подход к выбору ширины
пластин (см. § 2-6).
Расчет охлаждения магнитопровода отно-
сится к расчету трансформатора и включает
определение необходимого числа и размеще-
ния каналов. Приведем для ориентировки чис-
ло охлаждающих каналов, применяемых
в отечественных трансформаторах существую-
щих серий:
,45*55
б)
Рис. 2-22. Раскрой пластин и
расположение прутков, обра-
зующих каналы для масла
в стержнях и ярмах.
а — однофазный однорамный; б —
трехфазный; в — однофазный двух-
рамный магнитопровод.
Однорамные магиитопроводы
Диаметр стержня, мм Число продольных (вдоль пластин) каналов шириной по 6 мм
350—400 1
400—450 2
450—550 3
550—650 4
650—750 5
Многорамные магнитопроводы
Диаметр стержня» Число продольных Ширина поперечного
мм каналов шириной канала (промежуток
по 6 мм между рамами), мм
550—600 2 12
600—650 3 12
650—750 4 12
750—850 5 15
850—1 000 6 20
I 000—1 250 7—11 20
Продольные каналы в стержнях и ярмах
образуются привариванием точечной электро-
сваркой к пластинам стержня и ярма сталь-
ных прутков диаметром 6 мм (сталь Ст. 0).
Прутки в ярме располагают вертикально,
в стержне (в основном) наклонно (рис. 2-22).
Известны конструкцкн, в которых каналы об-
4*
разуются прутками квадратного сечения, или
создаются при помощи листов с круглыми вы-
давками, и др.
Вследствие неравномерного сжатия пла-
стин стержня шпильками края (углы) паке-
тов выгибаются — выступают наружу, при-
ближаясь к обмотке. Это могло бы уменьшить
изоляционное расстояние от обмотки до
стержня и затруднить сборку обмоток. Для
того чтобы края пакетов оставались в пределах
номинальной (описанной) окружности стерж-
ня, пакеты следует проектировать, оставляя
зазор f\ на «веер пакетов» согласно рис. 2-23»
Рис. 2-23. Проек-
тирование пакетов
стержня с учетом
„веера“. Стержень
с одним рядом
стяжных шпилек.
52
Магнитопровод
[тл. 2
Для учета «веера» при разработке сечения стерж-
ня строится вспомогательная дуга С BE (рис. 2-23).
Под углом 50° к продольной оси магнитопровода про-
водим радиус О А. На нем откладываем отрезок АВ—
=fi«0,01D. Под углом 10° строим радиус ОС. Соеди-
няем прямой точки В и С. Из точки F — середины
отрезка прямой ВС — восстанавливаем перепендику-
ляр и находим Oi — точку его пересечения с продол-
жением радиуса О А. Из точки О\ радиусом OiC=OiB
проводим дугу СВЕ, за которую не должны выходить
вершины углов пакетов. Это построение необходимо при
диаметре стрежня, начиная с 400 или 450 мм.
При двухрядной стяжке стрежня «веер» узких
пакетов получается меньше, чем при одном ряде шпи-
лек. Это следует учитывать и допускать выход углов
одного-двух первых пакетов за линию СВЕ.
Фактический коэффициент использования
В ходе заводского и учебного проектирова-
ния нередко возникает необходимость в пред-
варительном ориентировочном определении
величины сечения стержня магнитопровода.
Для этой цели можно рекомендовать коэффи-
циенты использования площади круга, полу-
ченные в результате усреднения данных вы-
полненных отечественных трансформаторов
(табл. 2-2 и 2-3).
Таблица 2-2
Усредненные коэффициенты использования по
данным выполненных трансформаторов. Стержни
без стяжки шпильками и без каналов
Число ступеней 4 5 6
Коэффициент использо- вания 0,874 0,897 0,913
Таблица 2-3
Усредненные коэффициенты использования по
данным выполненных трансформаторов. Стержни
со, стяжкой шпильками
Магнито- проводы Каналы Диаметр стержня, мм Число ступеней 4 6 X СО г* Ч К ж ® с S
Однорамные Без каналов Продольные каналы 2504-300 3504-750 00 ° J- с© 0,89 0,86
Многорам- ные Продольные и поперечные каналы 5504-1 000 1 0004-1 250 ОО •I- -1- « о 0,83 0,825
В табл. 2-3 указано
фйциента использования
одно и то же значение коэф-
при разном числе ступеней,
например для диаметров стержня 350—750 мм при
шести — восьми ступенях указан один и тот же коэф-
фициент — 0,86. Это нужно понимать так: при диамет-
ре 350 мм и шести ступенях коэффициент использова-
ния практически тот же, что при ^йаметре 750 мм
и восьми ступенях. Коэффициент не растет с числом
ступеней потому, что с увеличением, диаметра прихо-
дится делать больше каналов, увеличивать высоту сег-
мента f (рис. 2-21); растет также относительная потеря
сечения из-за «веера» пакетов.
Среди трансформаторов заграничных фирм встре-
чаются конструкции с сечением стержня, значительно
усложненным по сравнению с описанными выше.
2-5. Поперечное сечение ярма
Активное сечение ярма принимают при
расчете трансформатора примерно равным се-
чению стержня или для уменьшения потерь и
тока холостого
больше сечения
На величину
'»)
хода его берут на 54-15%
стержня.
потерь и тока холостого хода
трансформатора существен-
но влияет форма попереч-
ного сечения ярма, так как
от нее в значительной мере
зависит распределение маг-
нитного потока в магнито-
проводе. Минимальные по-
тери и ток получаются при
равномерном распределении
потока по сечению стержней
и ярем. Такое или близкое
к нему распределение пото-
ка имеет место, если форма
поперечного сечения ярма
«воспроизводит» сечение
стержня (рис. 2-24*). Если
ярмо имеет меньше ступе-
ней, чем
дукция в пакетах
ковая; чем больше
ярма отличается от
стержня, тем больше
номерность и выше
и ток холостого хода. Пре-
дельным, наихудшим в этом
отношении случаем являет-
ся прямоугольное ярмо.
стержень, то ин-
неодина-
форма
формы
нерав-
потерм
Рис. 2-24. Ступенчатые ярма, „воспроизводящие*
форму сечения стержня.
а — несимметричное ярмо; б — симметричное ярмо; 9 — стержень.
* При выполнении ярма по рис. 2-24,а получается
неодинаковая длина силовых линий по отдельным паке-
там магнйтопровода. Это приводит к неравномерному
распределению потока. Однако эта конструкция более
простая.
§ 2-5]
Поперечное сечение ярма
53
Рис. 2-25. Опытные дан-
ные о распределении ин-
дукции по пакетам стер-
жня и ярма однофазного
трансформатора.
Рис. 2-26. Поперечное сечение ярма магнитопроводов трехфазных трансформаторов
существующих серий.
а — мощность 100 ква; 6 — 560 ква; в — 1 800 ква; г— 15 000 ква; Sn — поперечное сечение ярма; Sc — то
же стержня; Вс — средняя (расчетная) индукция в стержне. На рис. а и б не показана изоляция
между ярмом и швеллерами. 1
а — ярко; б — стержень.
Сечение стержня 395 см9» ярма 430 см9; высота стержней 4)50 мм;
AfO-500 лии. Средняя индукция в ст» ржне 14 180 г^с, в ярме 13000 гс.
Сталь горячекатаная.
Если не учитывать перехода потока из пакета
в пакет (поперек пластин стали), то расчет распреде-
ления индукции в магнитопроводе может быть произ-
веден, как для ряда независимых параллельных магнит-
ных цепей с неодинаковыми магнитными сопротивле-
ниями ([Л. 6], § 78). Расчет выявляет значительную
неравномерность распределения потока при прямоуголь-
ной форме ярма: в центральном пакете стержня индук-
ция получается ниже средней (расчетной}, а в крайних
пакетах она завышена, в ярме — наоборот. Действи-
тельное распределение индукций несколько менее не-
равномерное, чем получается по расчету, так как про-
исходит некоторое выравнивание магнитного потока за
счет его перехода поперек пластин из пакета с большей
в пакет с меньшей индукцией. Но этот переход обу-
словливает добавочные потери от вихревых токов. Пе*
реход потока ограничивают каналы для масла в стерж-
нях и ярмах. Неблагоприятный эффект от «поперечных
потоков» значительно сильнее сказывается в холодно-
катаной стали, у которой составляющая потерь от Вих-
ревы* токов больше, чем у горячекатаной.
На рис. 2-25 приведены опытные данные
распределения индукции в магнитопроводе
с прямоугольным ярмом.
Применение многоступенчатых ярем, даю-
щих лучший результат в отношении распреде-
ления потока в магнитопроводе, осложняет
конструкцию выемной части. При большом
числе ступеней ярма крайние его пакеты по-
лучаются сравнительно узкими, и это затруд-
няет создание равномерной стяжки пластин;
делаются более сложными детали опорной
изоляции обмоток и части, служащие для опо-
ры выемной. части в баке трансформатора,
увеличивается высота магнитопровода и т. д.
В трансфв^маторах существующих серий
из горячекатаной стали применены прямо-
угольные или двухступенчатые ярма — кресто-
образные или Т-образные (рис. 2-26). Двух-
ступенчатые ярма позволяют сочетать про-
стую конструкцию стяжки ярма, опорной изо-
ляции и т. д. с не слишком значительным уве-
личением потерь и тока холостого хода от не-
равномерного распределения индукции. Пря-
моугольная форма ярма (при горячекатаной
стали) оказывается допустимой лишь при не-
которых соотношениях размеров магнитопро-
вода, величины средней (расчетной) индук-
ции и т. д.
На рис. 2-26,в показано Т-образное ярмо
с уступом «наружу», а на рис. 2-26,г — с усту-
54
Магнитопровод
[гл. 2
8я~8с;Вс~1705бг*
a)
Рис. 2-27. Поперечное сечение ярма магнитопроводов из холод-
нокатаной стали трехфазных трансформаторов новых серий.
а — меткость 560 ква; 6—20 тыс. ква.
Я,,, Sc, Вс — см. рис. 2-26.
Сечение стержнями рис. б см- рис. 2-26.г.
пом, обращенным к обмоткам. Последнее
устройство целесообразно применять при
классе напряжения обмотки ВН ПО,кв и вы-
ше. Уступ ярма (выемка), обращенный к об-
мотке, используется для размещения вывод-
ных концов внутренних обмоток, (классов до
35 кв); уступ облегчает осуществление изо-
ляции между торцом обмоток и ярмом (гл. 4).
Размер уступа ярма должен быть согласован
с устройством ярмовых балок и опорной изо-
ляции обмоток.
При холоднокатаной стали приходится
идти на более сложную форму ярма, увеличи-
вая в нем число ступеней, в противном случае
имели бы место существенно большие потери
и ток холостого хода. Примеры выполнения
ярем в трансформаторах новых серий приве-
дены на рис. 2-27.
Расположение пакетов ярма не связано
с вписыванием в круг, как это имеет место
с пакетами стержня. Поэтому при конструи-
ровании ярма больше возможности выбирать
ширйну пластин из размеров, дающих полное
использование стандартного листа стали
/§ 2-4).
Каналов в ярме для масла делают столько
же, сколько в стержне; в ярме они являются
продолжением каналов в стержнях (рис. 2-26).
Продольные каналы в ярмах (вдоль пластин)
образуются теми же 6-миллиметровыми
прутками, что и в стержнях (рис. 2-22). В яр-
ме многорамного магнитопровода канал меж-
ду рамами расположен горизонтально. В этом
канале на расстоянии 150—200 мм друг от
друга устанавливают деревянные
планки из граба (рис. 2-17). Их тол-
щина на 2 мм меньше номинального
размера канала, ширина 25 мм, а дли-
на несколько больше толщины магни-
топровода.
2-6. Расчет размеров и количества
пластин. Раскрой стали
магнитопровода, подсчет ее веса
Длину и ширину пластин маг-
нитопровода определяют из размеров сечения
стержня и ярма, расстояния между осями
стержней и их высоты. При этом принимают,
что края пластин прилегают друг к другу
вплотную, без зазоров.
При выполнении схемы шихтовки по
рис. 2-5 каждый слой образуется шестью
пластинами трех сортов. Если ярмо имеет
прямоугольное поперечное сечение, то длина
всех пластин стержня одинакова и равна вы-
соте стержня плюс высота ярма. Пластины
ярма двух типов: длинные, с отверстием для
ярмовой шпильки посредине, и короткие,
с отверстием ближе к одному краю. Число сортов
длинных пластин ярма равно числу ступеней в се-
чении стержня. Длина этих пластин ярма равна
2(МО) минус ширина соответствующего пакета стерж-
ня. У магнитопровода с сечением стержня и ярма
по рис. 2-26,6 шесть сортов длинных пластин ярма; их
длина от 2 (МО) минус 91 мм до 2(ЛЮ) минус 205 мм.
Все короткие ярмовые пластины имеют одинаковую
длину, равную МО. Они отличаются друг от друга
расположением отверстия для ярмовой шпильки. Рас<
стояние от центра отверстия до края пластины равно
половине ширины соответствующего пакета стержня.
Ступенчатая форма ярма сказывается не только
на ширине пластин ярма но и на размерах пластин
стержня: появляется несколько размеров длины пластин
стержня. Так у магнитопровода с сечением стержня и
ярма по рис. 2-27,а и с высотой стрежня Нс пластины
стержня имеют длину L: средний пакет Ь=ЯС минус
205 мм, два пакета, прилегающих к среднему, L= Нс
минус 184 мм, три узких пакета стержня L= Нс ми-
нус 2 • 23 минус 135 мм.
При ступенчатом ярме, несимметричном относитель-
но своей середины (рис. 2-26,а, в и г), отверстия для
ярмовых шпилек в части коротких ярмовых пластин
расположены не посередине пластин. При бумажной
изоляции эти пластины необходимо штамповать поло-
вину «правыми», половину «левыми». В противном слу-
чае в одном слое шихтовки нельзя будет уложить обе
короткие ярмовые пластины бумажной изоляцией в одну
сторону.
На рис. 2-28 изображены пластины магнитопровода
трехфазного трансформатора мощностью 1800 ква
(рис. 2-26,в) с Т-образным ярмом.
Расчет количества пластин стержней и
ярем ведут по толщине пакетов, исходя из определен-
ного числа пластин на 100 мм толщины магнитопро-
вода. Это число устанавливают опытным путем; оно
зависит от фактической средней толщины стали и изо-
ляции; существенное влияние оказывает волнистость
.стали; имеет значение сила стяжки стержней и ярем.
Практика МТЗ расчета количества пластин из горяче-
катаной стали представлена табл. 2-4. Для стали с но-
$2-6]
Расчет пластин. Раскрой стали магнитопровода
55
Рис. 2-28. Пластины стержней и ярем трехфазного трансформатора
мощностью 1 800 ква.
Сечение стержня и ярма см. рис. 2-26,8, высота стержней 850 мм, расстояние
между их осями 560 мм.
минальной толщиной 0,5 мм данные таблицы соответ-
ствуют средней фактической толщине около 0,47 мн.
Для лакированной холоднокатаной стали с номинальной
толщиной 0,5 мм (листы размером 600X1 500 мм) на
МТЗ принимают число пластин на 100 мм то же, что
для горячекатаной стали, т. е. 200.
Таблица 2-4
Число пластин на 100 мм толщины пакета
магнитопровода
Толщина и изоляция пластин 0,35 мм 0,5 мм
бумага лак бумага лак
Числе пластин 270 290 190 . 200
Если учитывать способ шихтовки — «в два листа»
или в «три листа» (§ 2-14), то количество пластин в па-
кете нужно брать кратным соответственно двум или
трем; с числом пластин нужно согласовать толщину
пакетов.
План нарезки пластин из стандартных листов
(раскрой стали) является одним из необходимых эле-
ментов заводского конструирования магнитопровода.
При разработке раскроя иногда выявляется, что не-
большое изменение того или иного размера магнитопро-
вода, установленного при расчете, может существенно
улучшить использование стандартного листа, т. е.
уменьшить фактический («черный») вес расходуемой
на трансформатор стали. Поэтому необходимость эко-
номного раскроя стали должна учитываться уже в ходе
расчета трансформатора при определении основных
размеров магнитопровода. От раскроя стали зависит
трудоемкость работ по изготовлению пластин, так как
план раскроя определяет число необходимых перестано-
вок ножей, штампов и т. д.
План раскроя должен быть ориентирован на кон-
кретный технологический процесс изготовления пластин
и требует полного согласования с от-
дельными операциями резки загото-
вок и комбинированной резки и
штамповки пластин.
Выполнение плана раскроя за-
висит от размеров пластин. Узкие
пластины трансформаторов 1-го га-
барита укладываются в стандартном
листе по нескольку раз. Большинство
же пластин трансформаторе® 4-го га-
барита укладывается в' размер
750 мм только один раз? Очевид-
но, что планы раскроя трансформа-
торов малой и большой мощности
должны иметь разный характер.
При конструировании магнитопро-
водов трансформаторов 4-го габа-
рита выбор расположения мест сты-
ка частей пластин (рис. 2-10) увя-
зывается с использованием длины
стандартного листа. Улучшение рас-
кроя стали трансформаторов боль-
шой мощности может быть достиг-
нуто подгонкой ширины пакетов та-
ким образом, чтобы полное исполь-
зование ширины стандартного листа
получалось выкраиванием из него
(по ширине) двух пластин — одной
широкой (шире половины стандартного листа), другой
узкой. Но при этом нужно подгонять и толщину паке-
тов, чтобы получалось соответствующее количество
«парных» пластин.
Особенности плана раскроя в некоторой мере ха-
рактеризуются степенью использования площади рас-
краиваемых на трансформатор стандартных листов.
В качестве примера укажем, что для трехфазных
трансформаторов существующей серии мощностью
560 ква использование раскраиваемых стандартных лис-
тов размером 750X1 500 мм составляет 90,8%; при
мощности 3 200 ква оно уменьшается до 65,5%, для
трехфазных трансформаторов 4-го габарита оно состав-
ляет 55—70%, а для двухрамных однофазных — 65—
Основная часть остатков от раскроя листов транс-
форматоров 3 и 4-го габаритов используется для транс-
форматоров меньшей мощности. Только небольшой
процент раскраиваемой стали идет в отход.
Увеличение формата стандартных листов, например
переход от размера 750X1 500 мм на 1 0005<2 000 мм
не во всех случаях, дает улучшение раскроя и умень-
шение остатков и^отходов. Наилучшее использование
стали в трансформаторах большой мощности дает
применение одновременно листов обоих размеров.
С переходом на рольную электротехническую сталь
(§ 2-2) отпадает вопрос раскраивания длины'стандарт-
ного листа; задача ограничивается подборов ширины
пластин, дающей полное использование ширины руло-
на. При этом разрезание рулона на полоты разной
ширины не осложняет процесса, тогда как разрезание
листа на неодинаковые по ширине заготовки весьма
затруднительно.
Если определены размеры и количество пластин
стержней и ярем, то вес активной стали может
быть найден как сумма веса пластин всех сортов (см.
также § В-4). Объем и вес стали можно подсчитать и
не вычисляя размеров отдельных пластин. , Наиболее
просто подсчитывается объем магнитопровода с ярмами
прямоугольного поперечного сечения. Объем трехфаз-
ного магнитопровода с прямоугольным ярмом может
быть представлен в виде суммы трех объеме®; первый
56
Магнитопровод
[ гл. 2
из них — объем трех стержней, равный утроенному
произведению активного сечения стержня на его высо-
ту; второй — объем ярем в пределах расстояния между
серединами крайних стержней, т. е. учетверенное произ-
ведение сечения ярма на расстояние между осями
стержней; третий — объем краев ярем за пределами се-
редины крайних стержней. Этот последний объем ра-
фн учетверенному произведению половины сечения
стержня на высоту ярма.
При подсчете веса активной стали не учитывают
отверстия в пластинах для шпилек стяжки стержней и
ярем. Это делают для упрощения расчета и для того,
чтобы иметь запас. Вес стали магнитопровода вместе
с изоляцией находят, умножая вес активной стали на
коэффициент, зависящий от вида изоляции и толщины
пластин (§ В-4}.
2-7. Стяжка стержней
Требования, предъявляемые к стяжке
Собранные из отдельных пластин стержни
магнитопровода необходимо скрепить, их
нужно сжать (стянуть) до расчетной толщи-
ны, им должна быть приданы правильная фор-
ма и достаточная жесткость. Для ^агнитопро-
водов сравнительно небольших размеров
(трансформаторы 1 и 2-го габаритов) возмож-
но ограничиться расклиниванием стержня де-
ревянными планками относительно внутрен-
ней обмотки; стержни трансформаторов сред-
ней и большой мощности скрепляют шпилька-
ми, которые пропускают в отверстиях, вы-
штампованных в пластинах.
Требования, предъявляемые к стяжке
стержней, можно сформулировать следующим
образом. (Эти требования в соответствующей
своей части распространяются и на стяжку
ярем.)
1. Сжатие пластин должно быть настолько
плотным, чтобы гудение возбужденного транс-
форматора вследствие перемагничивания ста-
ли было нормальным (низкого«тона), одина-
ковым во всех частях стержня и всего магни-
топровода.
2. Сжатие пластин должно быть достаточ-
но равномерным с тем, чтобы не было боль-
шого, «веера» пакетов (рис. 2-23).
3. Должна обеспечиваться возможность
подъема магнитопровода из горизонтального
положения, в котором производится сборка,
в вертикальное (§ 2-14); при 'подъеме не
должно возникать остаточных деформаций
стержней.
4. Должна обеспечиваться возможность
удобной насадки обмоток на стержни при рас-
шихтованном верхнем ярме; во время насадки
обмоток стержни не должны перекашиваться.
5. Полностью собранный магнитопровод
должен представлять достаточно жесткую1
конструкцию, выдерживающую с установлен-
ными обмотками подъемы и перестановки
в процессе производства, а также перевозку
по железной дороге.
Для того чтобы эти требования удовлетво-
рялись, нужно создать в стержне достаточное
давление; с увеличением размеров магнито-
провода величина необходимого давления по-
вышается, приходится увеличивать число и
диаметр шпилек, стягивающих стержень.
При разработке стяжки стержней нужно
иметь в виду; что применение шпилек увели-
чивает потери холостого хода трансформато-
ра. Каждое отверстие, которое делается
в пластинах, вызывает местное сгущение си-
ловых линий, изменяющих свое направление
в обход отверстия; это повышает потери в ак-
тивной стали. Некоторая часть силовых линий
проходит через тело шпильки и вызывает
в ней самой потери от вихревых токов. С по-
вышением давления на сталь увеличивается
соприкосновение металла соседних пластин
через заусенцы и в местах повреждения изо-
ляции; это также вызывает дополнительные
потери. Из сказанного следует, что сила стяж-
ки пластин активной стали не должна быть
чрезмерной; нужно стараться ограничить ее
минимальной величиной, удовлетворяющей
требованиям в отношении механической проч-
ности и др. (см. выше); если возможно, кре-
пить стержни магнитопровода следует без
стяжных шпилек. При этом необходимо учи-
тывать, что отсутствие стяжки позволяет по-
лучить больший коэффициент использования
площади круга; усиление стяжки (увеличение
диаметра шпилек и толщины подкладываемых
под шпильки шайб и пр.) снижает коэффици-
ент использования (§ 2-4).
Стержни без стяжки шпильками
Практика отечественного трансформаторе-
строения показала, что «нежесткая» конструк-
ция стержней — без стяжки шпилька-
ми — может быть применена при диаметре
стержней до 200—250 мм- граница зависит
также от высоты стержней.- В существующей
серии не имеют стяжки стержней магнитопро-
воды с диаметром стержня 220 мм при высоте
720 мм и с диаметром 255 мм при высоте
640 лии. На время насадки обмоток пластины
стержней скрепляют, связывая их через отвер-
стие для ярмовой шпильки (рис. 2-6). После
насадки обмоток между внутренней обмоткой
и узким пакетом пластин стержня забивают
корытообразные деревянные планки (рис.
4-63), сжимающие пластины и выравниваю-
щие стержень.
§ 2-7]
Стяжка стержней
57
В первых сериях отечественных силовых трансфор-
маторов стяжку стержней применяли начиная с мощ-
ности 5 ква. При мощности трансформаторов до 640 ква
в отверстие в пластинах стержня вставлялся круглый
деревянный штифт; его длина равнялась толщине маг-
нитопровада. В штифт с обоих концов ввинчивались
шурупы, сжимавшие пластины стержня стальными шай-
бами выпуклой формы. В дальнейшем от стяжки стерж-
ней трансформаторов 1 и 2-го габаритов отказались.
Одно время стяжка шпильками была упразднена и на
трансформаторах мощностью до 1 800 ква. Однако для
мощностей 1 000 4- 1 800 ква нежесткая конструкция
стержней себя не оправдала: чрезвычайно усложнялась
насадка обмоток.
Стяжка шпильками
При диаметре стержней магнитопровода,
превышающем 200—250 мм, применяют стяж-
ку шпильками. В трансформаторах 3-го габа-
рита шпильки имеют диаметр 12 мм (рис. 2-29)
и располагаются на одной вертикали в один
ряд посередине стержня; шаг шпилек 240 мм.
(В ранних конструкциях трансформаторов
3-го габарита применялась более сильная
стяжка — шпильки ставились с шагом
120 мм.) В трансформаторах 4-го габарита
применяют шпильки с шагом 120 мм\ с ростом
размеров магнитопровода диаметр шпилек по-
степенно увеличивают до М24; от одного ряда
шпилек переходят к двум и к четырем рядам.
Стяжка стержней шпильками, примененная в транс-
форматорах 4-го габарита, обосновывается следующим
условным расчетам.
Исходной величиной является удельное давление
в среднем пакете стержня. Принимают, что это давле-
Рис. 2-29. Стяжка стержня шпильками. Размеры дета-
лей указаны при диаметре шпильки М12.
Размеры при диаметре стержня до 300 — 350 мм. /—шпилька
стальная, сталь 35, М12 X (а + 60 мм); 2 — трубка бумажно-баке-
лотовая диаметром 14/18 Х(а+6 мм); 3— шайба из электрокар-
тона диаметром 20/75 X 3 мм; 4 — шайба стальная диаметром
14/60x2 мм; 5—шайба из электрокяртона диаметром 14/28x0,5 мм;
6 —гайка низкая стальная М12.
При диаметре стержня больше 300 — 350 jmjh изменяются размеры;
1 — М!2 х (а + 70 мм); 3 — диаметр 20/115 X 3 мм; 4 — диаметр
14/100 х 4 мм; 6 — гайка нормальная стальная М12.
Длина шпилек зависит от применяемого способа их обрезки,
.обламывания* и т. п.
ние распределено по ширине этого пакета равномерно.
Считают, что удельное давление должно увеличиваться
примерно пропорционально диаметру стержня; расчет-
ная величина удельного давления р (кГ1см2), должна
D
примерно равняться где и — диаметр стержня
в миллиметрах. Например, для диаметра 588 мм давле-
ние должно быть порядка 3 кГ!см2. Силу стяжки Л
(кГ), развиваемую шпильками одной стяжки, выра-
жают формулой P=pbh. Здесь b и h — ширина средне-
го пакета и высота стержня. Принимают, что сила Р
равна суммарному сечению шпилек, умноженному на
напряжение в шпильке 900 кГ1см2. 1
Число и сечение шпилек определяют из формул
pbh pb h
ns =900 али 5 — 900 'п
где п — число шпилек в стержне;
$ — сечение шпильки, взятое по внутреннему диа-
метру резьбы;
h
— — шаг шпилек (при однорядной стяжке).
Пример. В магнитопроводе с диаметром стержней
588 мм и шириной среднего пакета стержня 570 мм
применена стяжка двумя рядами шпилек диаметром
16 мм с шагом 120 мм. Определим удельное давление
стяжки:
2-1,41-900 9
р = —12757— 3,7
где 2-1,41 см2 — сечение двух шпилек по внутреннему
диаметру резьбы;
900 кГ1см2 — напряжение в шпильке;
12 см — шаг шпилек;
57 см — ширина среднего пакета стержня.
При шпильках меньшего диаметра' (12 мм} расчет-
ное сечение снизилось бы с 2-1,41 см2 до 2-0,74 см2,.
а удельное давление составило бы только 1,95 кГ/см2.
Эта величина считается недостаточной.
Изложенный метод расчета стяжки стержней исхо-
дит из того, тто каждой шпилькой создается сжимаю-
щее усилие 900 • s кГ. В действительности при завинчи-
вании гаек не слишком малого диаметра нормальным
: гаечным ключом усилие значительно меньше; при этом
напряжение в шальке тем меньше, чем больше ее
диаметр.
В связи с условностью изложенного метода расчета
его результаты следует сопоставлять с проверенными
опытом размерами шпилек, применяемыми в сущест-
вующих сериях трансформаторов ( табл. 2-5).
Таблица 2-&
Диаметр и шаг стяжных шпилек стержней
Диаметр стержня, мм Число рядов шпилек Диаметр шпильки, AIJK Шаг шпи- лек. juju
2504-450 1 12 240
4504-500 1 12 120
5004-550 2 12 120
5504-700 2 16 120
7004-850 2 20 120
8504-1 000 2 24 120
1 0004-1 250 4 24 120
58
Магнитопровод
[ гл. 2
Рис. 2-30. Стяжка стержня двухрамного однофазного магнитопро-
вода. Размеры деталей указаны при диаметре шпилек М20.
.1 — стержень магнитопровода; 2 — пластина из электрвкартона толщиной 3 мм;
3 — пластина стальная, связывающая рамы, толщиной 6 мм; 4 — шайба из элек-
трокартона диаметром 28/60x3 мм; 5 — шайба из электрокартона диаметром
2/40 X 0,5 мм; 6—шайба стальная диаметром 22/50 X 4 мм; 7 — шпилька стальная,
сталь 35. М20 X (а + ПО — 120 мм); 8 — гайка стальная нормальная М20, 9 —
трубка бумажно-бакелитовая диаметром 22/26Х (а + 22 мм), а — тол-
щина стержня.
Рис. 2-31. Двухрядная стяжка
стержня одинарного (не под-
разделенного нЪ рамы) магни-
топровода.
а — попарное расположение шпилек;
б—шахматное расположение шпилек.
1 — ярмо; 2 — стержень; 3—шпильки.
В многорамных магнитопроводах, у кото-
рых стержень разделен на две части каналом
между рамами, шпильки располагают попар-
но на одном уровне; под шпильки ставят
стальные пластины — накладки, связывающие
рамы (рис. 2-30). Накладки делают двух сор-
тов: «под четыре шпильки» и «под две шпиль-
ки». Накладки под четыре шпильки («боль-
шие») являются основными, под две шпильки
(«малые») — вспомогательными. Последние
нужны в связи со следующим. Стыки пластин
располагают по высоте стержня посередине
промежутка между шпильками. Каждый стык
должен быть перекрыт накладкой; в месте
стыка нужно поставить «большую» накладку.
Однако расстояние до соседнего стыка пла-
стин стержня может составлять нечетное чи-
сло шагов шпилек, т. е. может не быть крат-
ным 240 мм. В этом случае при применении
только «больших» накладок один из двух сты-
ков ими перекрыт не будет. ^Поставив одну
«малую» накладку, сдвигаем «большие», и
оба стыка перекрываются.
Применять накладки, общие для большего
числа шпилек, чем четыре, не следует. В ме-
талле накладок имеют место потери от вихре-
вых токов, вызванных потоком рассеяния; эти
потери прогрессивно возрастают с увеличе-
нием размеров накладок.
Для одинарных магнитопроводов при двух
рядах шпилек можно применить либо шахмат-
ное, либо «попарное расположение» (рис. 2-31).
Шахматное расположение шпилек более бла-
гоприятно в том отношении, что при нем дол-
жен быть меньше, чем при «попарном распо-
ложении», эффект от сгущения силовых линий,
обходящих отверстия. Однако специально про-
веденное исследование выявило, что заметной
разницы в потерях в стали при том и другом
расположении шпилек нет. Поэтому следует
применять «попарное расположение» шпилек,
при котором проще процесс штамповки отвер-
стий в пластинах.
При двухрядной стяжке расстояние между
рядами шпилек увеличивается с диаметром
стержня. В одинарных магнитопроводах суще-
ствующих серий при диаметрах стержней
500—550 мм это расстояние равно 120 мм, при
диаметрах 550—700 мм оно составляет 150 мм\
в двухрамных однофазных магнитопроводах
с диаметром стержней 600—950 мм расстоя-
ние между рядами шпилек увеличивается
в пределах от 160 до 240 мм.
Существенное значение, особенно в магни-
топроводах мощных трансформаторов, имеет
вертикальное расстояние от ярма до ближай-
шей шпильки стяжки стержня (размер а на
рис. 2-31). Если otqt размер мал, то затруд-
няется зашихтовка пластин верхнего ярма;
если он велик, то во время подъема магнито-
провода из горизонтального положения в вер-
тикальное может произойти деформация
стержня — «выпучивание» его пластин вблйзи
ярма. При шаге 12-миллиметровых шпилек,
равном 240 мм (табл. 2-5), размер а берут от
90 до 240 мм, при диаметре шпилек от 12 до
24 мм и шаге 120 мм размер а равен 120—
150 мм.
Выше указывалось, что при выполнении пластин
стержня составными (рис. 2-10) стыки в смежных слоях
должны быть смещены не менее чем на два шага стяж-
ных шпилек; при этом при однорядной стяжке свяЗь
верхней части стержня с нижней обеспечивается двумя
шпильками, при двухрядной — четырьмя (рис. 2-12).
§2-7)
Стяжка стержней
59
В некоторых случаях расчет механической прочности
выявляет необходимость увеличить число работающих
шпилек, соответственно раздвинув стыки пластин. Рас-
чет заключается в следующем.
Принимаем, что к нижней части стержней (ниже
стыков пластин) приложена нагрузка от веса выемной
части минус вес верхнего ярма и его ярмовых балок.
Определяем напряжение смятия изоляции шпилек под
действием этой нагрузки. Поверхность смятия одной
трубки равна диаметру шпильки, умноженному на поло-
вину толщины стержня. Напряжение смятия не должно
превышать 200 кГ1см2. Далее определяем силу трения
между пластинами верхней и нижней частей стержня.
Усилие сжатия, создаваемое одной шпилькой, оцениваем
в 5(И, где d — диаметр шпильки, мм; коэффициент тре-
ния берем 0,06. Далее вводим коэффициент 0,5, учиты-
вающий возможное снижение силы трения из-за нали-
чия масла, колебания силы затяжки шпилек и др.
Подсчитанная таким образом сила трения должна быть
не меньше нагрузки от веса.
Пример. Двухрамный магнитопровод однофазного
трансформатора с диаметром стержней 900 мм; ширина
стержня 780 мм; стяжка стержней выполнена шпилька-
ми диаметром 20 мм; в каждой раме — один ряд шпи-
лек с шагом 120 мм. Расчет ведем только на шпильки
наружной рамы, связанной с ярмовыми брусьями;
шпильки внутренней рамы не учитываем (см. § 2-8 и
2-9). Если стыки пластин стержня смещены на 240 мм,
т. е. на два шага шпилек, то в расчет нужно взять по
две шпильки на каждом стержне, всего четыре шпильки.
Исходя из допустимого напряжения на смятие изо-
ляции шпилек, находим предельную допустимую на-
грузку (вес выемной части минус вес верхнего ярма):
78
200-4-2* у =62 400 кГ.
Силу стяжки пластин, развиваемую одной шпиль-
кой, принимаем 50 • 20= 1 000 кГ. В толщине стержня,
равной 780 мм, при шихтовке «в три листа» (§ 2-3} и
780
толщине пластин 0,5 мм заключено ~ру=520 слоев —
по 260 слоев из верхней и из нижней частей стержня.
Число расчетных «трущихся» поверхностей равно
2 • 260=520. Полная сила трения:
0,5* 1 000 *4*0,05-520 = 52 000 кГ.
Таким образом, при перекрытии стыков пластин
стержня в 240 мм предельная допустимая нагрузка от
веса составляет 52 т; если довести перекрытие пластин
до трех шагов шпилек, то нагрузка может быть увели-
чена до 78 т.
Изоляция шпилек. Вспомогательные части.
Отверстия в пластинах стержня
Стержни стягивают навинченными на
шпильку гайками и подложенными под гайки
стальными шайбами. Для уменьшения места,
занимаемого деталями стяжки внутри опи-
санной окружности стержня, на каждом конце
шпильки ставят только по одной гайке; для
предохранения гаек от отвинчивания шпильки
кернят. При диаметрах стержня магнитопро-
вода до 300—350 мм применяют низкие гайки,
при больших диаметрах — нормальные.
------------400--------------
''2,5x45е
Рис. 2-32. Накладка из стали М12кп для
стяжки стержня многорамного магнито-
провода. Вес 5 кГ.
В одинарных (не подразделенных на ра-
мы) магнитопроводах для более равномерного
распределения давления на пластины стержня
(для уменьшения «веера», рис. 2-23) под гай-
ки стяжных шпилек подкладывают стальные
шайбы увеличенного диаметра. При диаметре
стержней свыше 300—350 мм шайбы делают
увеличенной толщины. При диаметрах шпи-
лек М12 и М16 толщину шайб берут 4 мм
вместо нормальных шайб толщиной 2 и 3 мм,
при диаметре шпильки М20 берут 6 мм вмес-
то 4 мм. В многорамных магнитопроводах
давление от гаек на пластины стержня пере-
дается через накладки, связывающие рамы
(рис. 2-30). К механической прочности накла-
док предъявляют более высокие требования,
чем к стальным шайбам стяжки стержней
однорамных магнитопроводов. Это связано,
в частности, с тем, что нестянутые рамы (по-
ловины стержня) имеют обычно неодинако-
вую толщину; при эГом в начале стяжки полу-
чается перекос накладок и они могут дефор-
мироваться. Целесообразно усиливать на-
кладки ребрами жесткости, например, как по-
казано на рис. 2-32. Такие накладки с выдав-
ленными горячим способом ребрами имеют
толщину 6 мм при диаметре стержня магни-
топровода 550—850 мм и толщину 8 мм при
диаметре 850—1 000 мм.
Шпильки стяжки стержня не-
обходимо изолировать от пла-
стин активной стали (§ 2-12). В от-
верстии стержня шпилька отделяется от пла-
стин бумажно-бакелитовой трубкой; стальные
шайбы изолируют от крайних пластин стерж-
ня шайбами из электрокартона. Внутрь этих
шайб входят концы бумажно-бакелитовой
трубки (рис. 2-29). Кроме изоляционной шай-
60
Магнитопровод
(гл, Z
бы, охватывающей трубку, ставится вспомога-
тельная тонкая шайба из электрокартона
(рис. 2-29, 5); она надевается непосредствен-
но на шпильку под стальной шайбой. Ее на-
значение — предотвращать замыкание между
стальной шайбой и крайней пластикой стерж-
ня, которое может произойти вследствие не-
точной установки бумажно-бакелитовой труб-
ки или по какой-либо другой причине.
В многорамных магнитопроводах стяжную
шпильку изолируют от стальной накладки,
связывающей рамы; иначе две шпильки вмес-
те с двумя накладками образовали бы корот-
козамкнутый виток вокруг части рабочего по-
тока. Кроме того, накладку изолируют от
крайних пластин стержня. Если бы этой изо-
ляции не было, то циркуляция вихревых токов
охватывала все сечение стержня; токи из од-
ной половины сечения переходили бы в дру-
гую через накладки, что привело бы к увели-
чению «потерь в изоляции» (§ 2-12).
Описанная выше и изображенная на рис. 2-29 изо-
ляция стяжной шпильки от стержня при помощи
бумажно-бакелитовой трубки, входящей своими конца-
ми в сравнительно тонкие шайбы из электрокартона, ие
является совершенной. При толщине стержня, превы-
шающей номинальную (§ 2-14), конец трубки может
не войти в изоляционную шайбу. При этом не исклю-
чается возникновение контакта между шпилькой и
пластинами стержня. Устранение такого замыкания,
обнаруживаемого при испытании изоляции шпилек
(§ 2-14), отнимает время. Целесообразно усовершенст-
вовать конструкцию таким образом, чтобы изоляция
шпильки от активной стали была обеспечена независимо
от колебаний толщины стержня.
Наиболее просто цель могла бы быть достигнута
увеличением толщины изоляционной шайбы (рис. 2-29,3),
например с 3 до 10 мм. При этом конец трубки всегда
оставался бы внутри шайбы. Но это было бы связано
с заметным уменьшением коэффициента использования
площади круга. Известна конструкция с дополнительной
короткой изоляционной трубкой (рис. 2-33,а). Эта труб-
ка имеет то же назначение, что шайба толщиной 10 мм.
Перемещение торца основной трубки'в пределах корот-
кой не приводит к неполадкам, так как шпилька отдале-
на от крайних пластин стержня на толщину короткой
трубки. Недостаток этой конструкции — усложнение
изготовления пластин магнитопровода и их сборки.
В многорамных магнитопроводах можно использовать
толщину накладки, соединяющей рамы, для установки
угловой шайбы (рис. 2-33,6); при этом надежная изоля-
ция шпильки обеспечивается без увеличения диаметра
отверстий в пластинах и почти без снижения коэффи-
циента использования.
На рис. 2-29 показана стяжка стержня
шпилькой диаметром 12 мм. При этом разме-
ре шпильки изоляционная трубка имеет диа-
метр 14/18 мм, а отверстие в пластинах стерж-
ня 20 мм. При шпильке диаметром 16 мм раз-
мер трубки 18/22 мм, а отверстие 24 мм; при
шпильке диаметром 20 мм соответственно
Рис. 1 2-33. Изоляция
шпилек стяжки
стержня.
а — с применением допол-
нительной короткой труб-
ки; б—с угловой шайбой
/ — шпилька; 2 — трубка
бумажно-бакелитовая» Л—
дополнительная Изоляци-
онная трубка; 4 — пласти-
на нз электрокартона; 5—
стальная фасонная шайба;
5 — «усиленная* гайка; 7—
накладка, связывающая
рамы магнитопровода; 8—
изоляционная угловая
шайба; 9 — «усиленная*
стальная шайба.
22/26 и 28 мм, при шпильке 24 мм — 28/32 •
и 34 мм.
Для того чтобы пластины крайнего пакета
стержня не вибрировали, нужно перекрыть их
стык с пластинами ярма. Это выполняют раз-
ными способами, в зависимости от размеров
магнитопровода. У трансформаторов неболь-
шой мощности для перекрытия стыка служат
удлиненные пластины электротехнической
стали; у одинарных трехфазных магнитопро-
водов с однорядной стяжкой стержня под
ярмовую балку закладывают пластину из
3-миллиметрового электрокартона и закрепля-
ют ее йа двух шпильках стержня; при двух-
рядной стяжке одинарного магнитопровода
верхний стык перекрывают пластиной из элек-
трокартона, внизу ставят еще и стальную пла-
стину; по две пластины — из электрокартона
и стальную — применяют вверху и внизу
в двухрамных однофазных магнитопроводах.
* См. сноску в § 2-8, относящуюся к ярмовым
шпилькам диаметром больше 20 мм.
§2-8]
Стяжка ярем. Ярмовые балки. Части для осевой стяжки обмоток
61
2-8. Стяжка ярем. Ярмовые балки.
Части для осевой стяжки обмоток
Требования, йредъявляемые к стяжке.
Конструкция ярмовых балок.
Пластины ярма магнитопровода скрепляют
двумя ярмовыми балками в виде деревянных
брусьев, стальных угольников, швеллеров или
сварных конструкций-, балки стягивают шпиль-
ками и «ярмовыми брусьями» (см. ниже).
Устройство стяжки ярма должно удовлетво-
рять требованиям, общим для стержней и
ярем (§ 2-7): достаточно плотное и по воз-
можности равномерное сжатие пластин, чтобы
не было чрезмерного «гудения» и большого
«веера» пакетов; достаточная жесткость кон-
струкции, позволяющая магнитопроводу вы-
держивать без остаточных деформаций подъем
в вертикальное положение, а также выдер-
живать механические силы, возникающие
при перевозке трансформатора по железной
дороге. К креплениям ярма предъявляют и
следующие особые требования.
Магнитопровод и собранную выемную
часть поднимают за ярмовые балки. При
подъеме балки не должны получать остаточ-
ных деформаций, не должно происхбдить
сколько-нибудь значительного их перемеще-
ния относительно пластин ярма, ослабляюще-
го осевую стяжку обмоток (см. ниже) и опас-
ного для изоляции ярмовых шпилек и т. д.
При подъеме многорамных магнитопроводов
недопустимы смещения рам относительно друг
Друга.
Нижние ярмовые балки образуют опору
для той части обмоток, которая находится вне
зоны (ширины) нижнего ярма. Верхние ярмо-
вые балки используются для осевой стяжки
обмоток; устройство и механическая проч-
ность балок должны давать возможность раз-
вить необходимое давление на обмотки.
При коротком замыкании трансформатора
на ярмовые балки передается осевая состав-
ляющая электромагнитных сил взаимодей-
ствия обмоток. Балки и связанные с ними ча-
сти должны без повреждений выдерживать
эти усилия.
Ярмовая балка располагается вдоль боко-
вой поверхности ярма, ее высота несколько
меньше высоты ярма (рис. 2-26 и 2-27) „ а дли-
на немного больше длины ярма. В трансфор-
маторах существующих серий ярмовые балки
имеют корытное поперечное сечение; это либо
стальной швеллер (трансформаторы 1—
3-го габаритов), либо сварная конструкция из
листовой стали (трансформаторы 4-го габа-
рита). Во всех случаях край ярмовой балки
смещен относительно края ярма, обращенного
к обмоткам: балка отодвинута от рбмоток.
Таким путем образовано место для вывода
наружу концов внутренних обмоток (§ 4-14 *).
Сварные «корытные» ярмовые балки име-
ют полки неодинаковой формы. Верхние пол-
ки нижних балок служат опорой для Ъбмоток.
Их очертание в плане целесообразнЬ делать
соответственно форме обмоток; полки двух
балок образуют направленные навстречу друг
другу «крылья», на которые опираются обмот-
ки на торцах магнитопр01вода (рис. 2^34). Та-
кую же форму имеют нижние, обращенные
к обмоткам полки верхних балок, если осевая
стяжка обмоток получена «расклнновкой»
(§ 4-13). Если же обмотки стянуты при помо-
щи стальных нажимных колец (§ 4-13), то
очертание в плане нижней полки верхней бал-
ки определяется размещением на ней нажим-
ных винтов (рис. 2-34). В этом случае полка
получается обычно прямоугольной = формы,
сравнительно узкой: она не перекрывает об-
моток. Такую же прямоугольную форму име-
ют полки верхних и нижних балок, не обра-
щенные к обмоткам. Их ширина определяется
в основном из расчетов механический проч-
ности. :
Полки швеллеров, примененных в'качестве
ярмовых балок, зачастую не перекрывают об-
моток, т. е. край наружной обмотки несколько
выступает за швеллер. Если этот выступ зна-
чителен, то ширину полки швеллера, обращен-
ной к обмоткам, увеличивают, приваривая
к ней против обмоток стальные пластины
(рис. 2-51). Ярмовую балку из швеллера про-
ще изготовить, чем сварную. Для трансфор-
маторов 4-го габарита и некоторых 3-го габа-
рита швеллеры не подходят из-за недостаточ-
ной ширины полок и большой толщины.
В новых сериях трансформаторов 1 и
2-го габаритовгчдля ярмовых балок- исполь-
зуется стальной угольник. Одна его пблка рас-
положена вдоль боковой поверхности ярма,
вторая обращена в сторону, противоположную
обмоткам (рис. 2-35). Обмотки опираются на
приваренные к угольнику штампованные кон-
сольные подпорки. Применение угольника
вместо швеллера позволило упростить отводы.
* Если балка корытного профиля расположена сво-
ей полкой вровень с обращенным к обмоткам краем
ярма, то в этой полке приходится делать вырезы для
вывода концов внутренних обмоток. Вырезы,ослабляют
балку. Это относится к трансформаторам с .концентри-
ческим расположением обмоток. При чередующемся
расположении обмоток все концы обмоток 1 находятся
снаружи; при этом полку ярмовой балки Со стороцы
обмоток целесообразно располагать вровень р ярмом.
Рис. 2-34. Магнитопровод трехфазного трансформатора .новой серии мощностью 20 тыс. ква на напряжение ПО кв,
1 — ярмовая шпилька; 2 — заземляющая лента в верхнем ярме; 3 — шпилька осевой стяжки обмоток; 4 — ярмо магнитопровода; 5— ярмовой 6nv ••
6 — прокладка, образующая масляный канал между ярмом и балкой; 7 — верхняя ярмовая балка; 3 — стержень магнитопровода; Р —шпилька стяжки
стержня; 10 — стальной штифт для закрепления уравнительной изоляции; 11 — нижняя ярмовая балка; 12 — временная подставка (снимается пепел
опусканием выемной части в бак); 13 — заземляйщая лента в нижнем ярме; 14 — планка толщиной 20 мм из полос электрокартона- 15 — лист элек
трокартоыа; — Планка Толщиной 29 ЛПГИЭ ПОлоС электэ*»картона; и — ..заклепКа^' из электрокаптона; 18 —"фасонная планка из текстолита
Прижимающая края пластин мдгнитопровода; 19 — косынка д^я крепления отводов обмотди ОД.
£
Магнитопровод
2
№
§ 2-8]
Стяжка ярем. Ярмовые балки. Части для осевой стяжки обмоток
Рис. 2-35. Магнитопровод трехфазного трансформатора новой серии мощностью 180 ква на напряжение
6—10 кв.
/ —ярмовая балка (угольник сечением 80x80x8 мм); 2 —деревянный опорный брусок; 5 —стержень магнитопровода; 4 —ярмо;
6 вертикальная стяжная шпилька М12; 8 — пластина из электрокартона толщиной 1,5 мм; 7 — штампованный угольник из ста-
ли толщиной 3 мм (приварен к/); 8 — заземляющая лента; Р — болтМ12; 10 — шпилька М12, стягивающая ярмо; // — стальная
пластина толщиной 4 мм. прикрепленная рым-болтами к ярмовым балкам (привинчивается к угольнику на стенке бака); 12 — рым-болт.
У изображенного на рис. 2-34 магнитопровода
трансформатора 4-го габарита нижние ярмо-
вые балки корытообразного профиля; верх-
ние же балки L-образного сечения. Они сде-
ланы без верхней полки. Это дало возмож-
ность приблизить к ярму вводы 110 кв и сде-
лать выемную часть более компактной. От-
сутствие верхней полки компенсировано зна-
чительным утолщением стенки ярмовой балки.
В отдельных выпущенных трансформаторах
большой мощности верхняя полка верхних яр-
мовых балок повернута в сторону ярма: балка
имеет Z-образное сечение.
В первых- отечественных сериях трансфор-
маторов 1 и 2-го габаритов применяли ярмо-
вые балки в виде деревянных брусьев, так
называемые «щеки». От них отказались, так
как с ними конструкция магнитопровода полу-
чалась более громоздкой, чем при стальных
балках, а технология изготовления была бо-
лее сложной. Известны заграничные конструк-
ции с гнутыми ярмовыми балками корытного
профиля.
Ярмовую балку изолируют от
пластин ярма. Это нужно для уменьше-
ния потерь от вихревых токов в стали балки
и от вихревых токов, циркулирующих в сече-
нии ярма (§ 2-12). В трансформаторах 1 и
2-го габаритов изоляцией служит пластина и*
электрокартона толщиной 1,5 мм, устанавли-
ваемая между ярмом и балкой.
У трансформаторов средней и большой
мощности для обеспечения достаточного ох-
лаждения магнитопровода между ярмом и
ярмовой балкой должен быть масляный ка-
нал. Его создают при помощи пластины или
двух полос из элЬектрока!ртона, к которым при-
креплены вертикальные планки — деревянные
(трансформаторы 3-го габарита) или из элек-
трокартона (трансформаторы 4-го габарита);
их высота равна высоте ярмовой балки
(рис. 2-34 и 2-51); полосы (пластина) обра-
щены к ярмовой балке, планки — к ярму.
В существующей конструкции толщина пла-
нок вместе с 3-миллиметровыми полосами ил»
пластиной следующая:
Диаметр стержня. Толщина планок,
мм мм
До 250 Канала нет
250—300 15—16
300—450 21—22
450—1 250 25—35
€4
Магнитопровод
та. 2]
Стенка и полки сварной ярмовой балки
соединяются, как показано на рис. 2-34 (см.
также рис. 2-48). Полки приваривают к стен-
ке с внутренней стороны «корыта». Необхо-
димую жесткость, конструкции придают вер-
тикальные ребра. Их располагают в основном
в тех местах, где к балке прикладываются
вертикальные силы (§ 2-9).
Конструкция ярмовых балок включает
приспособления для подъема выемной части
я ее закрепления в баке, а также опорные
части, на которых магнитопровод стоит в про-
цессе сборки и в баке трансформатора (см.
§ 2-10). Во многих случаях в трансформато-
рах средней и большой мощности на конце
стенки ярмовой балки делают вспомогатель-
ное отверстие, используемое для дополнитель-
ного скрепления балок между собой при подъ-
еме магнитопровода из горизонтального поло-
жения в вертикальное (трансформаторы
3-го габарита) и при стяжке пластин ярма.
Ярмовые шпильки. Ярмовые брусья
В трансформаторах небольшой и • средней
мощности ярмовые балки стягивают шпиль-
ками, в мощных трансформаторах — шпиль-
ками и ярмовыми брусьями.
В существующей конструкции трехфазных
трансформаторов 1—3-го габаритов ярмовые
шпильки проходят в отверстиях в пластинах
посередине высоты ярма, над серединами
стержней; каждое ярмо стягивается тремя
шпильками. Для магнитопроводов 1-го и ча-
стично 2-го габаритов одно время перешли на
две шпильки — только над крайними стерж-
нями, но потом снова вернулись к трем шпиль-
кам, с тем чтобы использовать третье отвер-
стие для выравнивания пластин при сборке
магнитопровода (§ 2-14).
В новой серии трансформаторов 1 и
2-го габаритов шпильки расположены вне яр-
ма, на концах ярмовых балок; на каждом кон-
це— по одной шпильке. В этой конструкции
при подъеме выемной части связь ярмовых
балок с ярмом и пластин стержней и ярем
между собой — только на трении. Эту кон-
струкцию намечено внедрить для трансформа-
торов мощностью вплоть до 560 ква с весом
выемной части 1150 кГ. Отсутствие отверстий
для ярмовых шпилек в пластинах магнито-
провода упрощает их изготовление, но суще-
ственнр усложняет сборку (§ 2-14).
Ярмовую шпильку, как и шпильку стяжки
стержня, изолируют от пластин активной ста-
ли. Кроме того, ярмовые шпильки изолируют
от ярмовых балок. Иначе две шпильки и две
Рис. 2-36. Стяжка ярма шпилькой диаметром
М42 со стальной втулкой.
1— япмовая шпилька, сталь ма^кя M2I; 2—трубка бу-
мажно-бакрлитовая; 3 — отверстие в стали ярма; 4 —
я wo; 5—пластина из электрокар гона толщ и ней 3 мм,
покрывающая стыки пластин стержня и ярма; 6 —
стальная пластина (применяется в двойных магнито-
проводах), 7 — пластина с прокладками, образующая
канал между ярмом и ярмовсй балкой: 5 —стенка яр-
мовой балки; отве стие в стенке диаметром 70 jmjh;
9 — втулка стальная; 10 — шайба гетинаксовая диамет-
ром 55/100x6 мм', 11 — шайба стальная диаметром
46/85Х8 мм; 12 — гайка стальная М42.
балки образовали бы короткозамкнутый виток
вокруг части рабочего потока. Эта изоляция
осуществляется шайбой или квадратной пла-
стиной из электрокартона или гетинаксовой
шайбой (см. рис. 2-36 * и приложение 3).
Ярмовую шпильку, проходящую вне ярма,
от ярмовой балки не изолируют. Две такие
шпильки и две балки образуют замкнутый
контур, но он не сцеплен с потоком магнито-
провода. То обстоятельство, что шпильку не
нужно изолировать, является преимуществом
конструкции с расположением шпилек вне яр-
ма: исключаются неполадки, связанные с воз-
можностью нарушения изоляции.
При стяжке пластин ярма шпилька растя-
гивается; при подъеме выемной части и под
действием осевых усилий короткого замыка-
ния она изгибается, а ее изоляционная труб-
ка работает на смятие. Для тоге чтобы сде-
лать больше площадь изоляции, восприни-
мающей осевую силу, увеличивают толщину
стенки ярмовой балки приваркой к ней пла-
стины. Если этого недостаточно, ставят сталь-
ную втулку (рис. 2-36). От втулки до ярма
должен быть достаточный зазор, чтобы исклю-
чить цх соприкосновение; соединение через
втулку активной стали с ярмовой балкой уве-
личивает «потери в изоляции» и в отдельных
* Нормальный зазор между шпилькой и изоляци-
онной трубкой 2—3 мм на диаметр; увеличенный зазор
4 мм связан с переходом от шпилек с дюймовой резь-
бой на метрическую при сохранении размеров трубки.
См. также приложение 3.
§ 2-8 J
Стяжка ярем, Ярмовые балки. Части для осевой стяжки обмоток
65
Рис. 2-37. Схемы стяжки ярма
ярмовыми брусьями и шпиль-
ками.
1 — ярмовая шпилька; 2 — ярмовой
брус.
Рис. 2-385 Стяжка верхнего ярма ярмовым брусом,
/—подъемная планка сечением 150x40 мм; 2 —ярмо; 3— коробка из двух листов электрокар-
тона толщиной по 3 мм; 4 —яэмовой брус, сталь М21; 5 — прокладка, образующая масляный
канал; 6 — пластина замковая; 7 — болт точеный, сталь М18;5—ярмовая балка.
случаях приводит к аварии (§ 2-12). В транс-
форматорах 3-го габарита существующей кон-
струкции изоляция ярмовой шпильки «усиле-
на» дополнительной бумажно-бакелитовой
втулкой (см. приложение 3).
То обстоятельство, что ярмовая шпилька,
проходящая в отверстии в ярме, работает на
изгиб, а ее изоляция — на смятие, затрудняет
создание надежного крепления шпильками
в магнитопроводах мощных трансформаторов.
Задача решается стяжкой ярма двумя ярмо-
выми брусьями. С торцов магнитапровода
в пластинак стержней и ярем делают прямо-
угольные высечки (рис. 2-37). В высечку
вставляют стальной, брус прямоугольного се-
чения. Длина бруса равна расстоянию между
ярмовыми балками. В обоих торцах бруса
сделаны отверстия с резьбой для болтов, по
два отверстия с каждой стороны. *В стенке
ярмовых балок сделаны ртверстия для сво-
бодного прохода болтов, совпадающие с от-
верстиями в брусе. Болты ввинчивают в брус
через балку и стягивают балки до их упора
в торцы бруса. Брус изолирован от пластин
ярмаTI-образной коробкой из электрокартона
(рис. 2-38). От ярмовых балок брус и его бол-
ты не изолированы. Здесь имеем то же поло-
жение, что с ярмовыми шпильками, располо-
женными вне ярма (см. выше в этом парагра-
фе).
5 А. В. Сапожников
Ввиду отсутствия изоляции на ввинчивае-
мых в брус болтах не может происходить ее
смятие, которое обычно представляет собой
«слабое место» при стяжке ярма шпильками.
Благодаря этому применением ярмовых
брусьев удается создать очень надежную и
сравнительно простую конструкцию стяжки
ярма трансформаторов вплоть до самых боль-
ших мощностей. Для того чтобы осуществить
удовлетворительную конструкцию стяжки яр-
ма мощного трансформатора одними шпиль-
ками (без брусьев), нужно поставить большое
их число. Такое устройство весьма сложно.
Существенна следующая деталь конструк-
ции ярмового бдуса. Резьба для болота начи-
нается на некоторой глубине; отверстие в бру-
се от торца до начала резьбы немного больше
диаметра болта (рис. 2-38). Благодаря этому
на стыке торца бруса со стенкой ярмовой бал-
ки болт имеет полное, не ослабленное резьбой
сечение, а именно это сечение болта работает
на срез. Зазор между болтом и отверстием
в брусе не должен быть большим, чтобы огра-
ничить изгиб болта. Некоторый изгиб имеет
место и при малом зазоре. В связи с этим для
болта нельзя применять сталь с небольшим
удлинением; применяют марку М18 (МСт. 3),
но не М21 (МСт. 4).
Поперечное сечение ярмового бруса опре-
деляется из его расчета на изгиб при подъе-
66
Магнитопровод
[гл. 2
Рис. 2-39. Стяжка ярма в последних конструкциях
однофазных двухрамных магнитопроводов.
а — диаметр стержня 705 мм; б —диаметр стержня 900 мм. По-
казаны вырезы для ярмовых брусьев и отверстия для ярмовых
шпилек.
ме выемной части и коротком замыкании
трансформатора. Глубина выреза для бруса
в пластинах среднего пакета ярма (горизон-
тальный размер) равна или несколько меньше
ширины бруса. (Необходимо иметь в виду, что
этот вырез создает местное уменьшение актив-
ного сечения средних пакетов магнитопрово-
да.) Расположение выреза для бруса по высо-
те должно быть согласовано со стыками пла-
стин. Минимальный размер h (рис. 2-37 и
2-39) находят из расчета на изгиб краев пла-
стин, расположенных над брусом (§ 2-9).
Конструкцию с яр'М0|ВЫ1М1и брусьями при-
меняют во всех трансформаторах 4-го габари-
та. Одно время на брусья перешли и в транс-
форматорах меньшей мощности, но потом
в них вернулись к стяжке ярма тремя шпиль-
ками, которая для трансформаторов средней
мощности вполне приемлема и проще. Приме-
нение брусьев усложняет, в частности, изго-
товление пластин (штамповка прямоугольного
выреза).
В конструкции с ярмовым брусом у пла-
стин ярма и крайних стержней остаются сво-
бодными (не стянутыми) края пластин, грани-
чащие с вырезом для бруса. Для предотвра-
щения вибрации этих краев* их прижимают
изоляционными планками с вырезами по фор-
ме пакетов ярма (18 на рис^2-34).
До недавнего времени в трансформаторах 4-го
габарита для стяжки ярма применяли: в трехфазных
однорамных — два ярмовых бруса по торцам ярма и
одну ярмовую шпильку над средним стержнем, в одно-
фазных двухрамных — два бруса в наружной раме и
две шпильки во внутренней (рис. 2-37). Опыт показал,
что в мощных трансформаторах целесообразно несколь-
ко усилить конструкцию, увеличив число ярмовых шпи-
лек. Это улучшает стяжку пластин после зашихтовки
верхнего ярма и увеличивает силу трения между ярмом
и балкой. На рис. 2-39 даны схемы стяжки ярма, осу-
ществленные на ряде магнитопроводов. Увеличение
числа шпилек позволяет стягивать ярмо после заших-
товки пластин более равномерно и придать ему более
правильную форму (см. § 4-17).
Все сказанное о ярмовых шпильках и брусьях
относится к магнитопроводам с прямоугольными пла-
стинами и с «малоступенчатыми»; ярмами. В многосту-
пенчатом ярме (магнитопроводы из холоднокатаной
стали) получается неравномерное сжатие его пакетов
(рис. 2-34). При больших размерах магнитопровода это
приводит к значительному «вееру» средних пакетов
ярма и может вызвать вибрацию их краев. Устранение
«.веера» возможно, например, с помощью дополнитель-
ных шпилек небольшого диаметра, стягивающих края
широких пластин ярма.
Существенное изменение в стяжку ярма вносят
«косые стыки» пластин. При косых стыках перекрытие
пластин стержней и ярем в несколько раз меньше, чем
при прямоугольных пластинах (см. схемы шихтовки,
§ 2-3). Это нужно иметь в виду при рассмотрении воз-
можности применения стяжки ярмовыми шпильками,
расположенными вне ярма (рис. 2-35) при косых сты-
ках пластин. При стяжке ярма мапнитопровода с косы-
ми стыками шпильками, проходящими в отверстиях
в пластинах, шпильки нельзя располагать над середи-
нами стержней (см. рис. 2-14). Попытка применить
ярмовые брусья при косых стыкак пластин наталк"
вается на большие конструктивные трудности.
На размеры ярмовых шпилек и брусьев’
соответствующее влияние оказывают размеры
магнитопровода, вес выемной части, сила
стяжки обмоток и усилия короткого замыка-
ния. Поэтому помещенные ниже справочные
данные (зависимость размеров шпилек и
брусьев от мощности трансформатора) могут
служить только для грубой ориентировки.
Для стяжки ярма трансформаторов суще-
ствующий серий 1—3-го габаритов применяют
три шпильки следующего диаметра: при мощ-
ности трансформатора 20—30 ква — диаметр
шпильки 10 мм, при 50—100 ква—12 мм,.
при 180—320 ква— 16 мм, при 560—750 ква—
20 мм, при 1 000 ква — 24 мм, при 1 800 ква—
30 мм, при 3 200 ква—36 мм, при 5 600 ква—
42 мм. В трансформаторах новой серии 1-го
и 2-го габаритов стяжка производится, как
указывалось, вне ярма двумя шпильками: при
мощности трансформатора 20—35 ква — диа-
метр шпильки 10 мм, при 60—180 ква—12 мм,
при 320—560 ква—16 мм. Стяжка ярма трех-
фазных однорамных магнитопроводов 4-го га-
барита существующей серии производится
двумя ярмовыми брусьями и одной шпилькой,
находящейся над средним стержнем. Размеры
Таблица 24
Размеры деталей стяжки ярма магнитопроводов
трехфазных трехобмоточных трансформаторов
класса напряжения ПО кв существующей серив
Мощность трансформа- тора, ква Диаметр ярмовой шпильки, мм Сечение ярмо- вого бруса, AfJH Диаметр болтор ярмового бруса, мм
5600 М36 50X130 мзо
15 000 М42 90х 190 М42
31 500 М48 100x210 М48
60000 М64 100x210 М48
§ 2-8]
Стяжка ярем. Ярмовые балки. Части для осевой стяжки обмоток
67
шпильки, брусьев и ввинчиваемых в них бол-*
тов (по два болта с каждой стороны бруса)
приведены в табл. 2-6.
Приспособления для стяжки обмоток
В конструкции ярмовых балок предусма-
тривают те или иные приспособления для осе-
вой стяжки обмоток. В трансформаторах 1—
3-го габаритов существующих серий примене-
ны вертикальные шпильки, связывающие верх-
ние ярмовые балки с нижними (рис. 2-35 и
2-51). При помощи этих шпилек верхние бал-
ки можно сместить несколько вниз и таким
путем устранить ослабление осевого крепле-
ния обмоток. Для того чтобы верхняя балка
могла сместиться в то время, как ярмовая
шпилька остается на месте, отверстие в стен-
ке балки делают овальным или увеличенного
диаметра.
Вертикальные шпильки, связывающие яр-
мовые балки, в трехфазных трансформаторах
устанавливают на середине промежутка меж-
ду стержнями магнитопровода (рис. 2-35) или
как показано на рис. 2-6 (трансформаторы
небольшой мощности). Можно считать, что на
вертикальные шпильки при подъеме выемной
части действует половина ее веса и что они
воспринимают половину осевого усилия ко-
роткого замыкания. Вертикальные шпильки
нагружаются при стяжке обмоток, но величи-
на этой нагрузки несколько неопределенная.
В трансформаторах 1—3-го габаритов суще-
ствующей конструкции применены вертикаль-
ные шпильки следующих размеров: при мощ-
ности до 320 ква — шпилька диаметром М12,
при 560 ква — М16, при 1 000 ква — М20, при
1 800 ква — М24, при 3 200—5 600 ква — МЗО.
В трансформаторах 4-го габарита приме-
нять вертикальные стяжные шпильки нецеле-
сообразно. В большинстве этих трансформа-
торов конструкция осевой стяжки должна быть
рассчитана на большую усадку изоляции об-
моток, чем та, которую можно компенсиро-
вать смещением ярмовых балок. Кроме того,
при напряжении обмотки ВН ПО кв и выше
вертикальные шпильки вызвали бы серьезные
затруднения с изоляцией: их нужно было бы
изолировать от обмотки ВН на полную вели-
чину ее испытательного напряжения, изоли-
ровать от отводов и др.
В мощных трансформаторах целесообраз-
но применять осевую стяжку обмоток нажим-
ными винтами, установленными в верхних яр-
мовых балках. Винты упираются в стальные
кольца, лежащие поверх изоляции обмоток.
Завинчивая винты в неподвижные гайки, при-
5*
Рис. 2-40. Детали осевой стяжки
обмоток стальным нажимным коль-
цом и винтами (так называемая
„общая осевая стяжка“).
/—текстолитовый башмак; 2 —фасонная
гайка, приваренная к ярмовой балке; 3 —
ярмовая балка; 4 — нажимной винт, сталь
М21; 5 — гайка; 6 — стальной башмак; 7 —
нажимное кольцо, сталь М18.
варенные к ярмовым балкам, смещают сталь-
ные кольца вниз (рис. 2-40) и таким образом
устраняют ослабление осевой стяжки обмо-
трк. Зазор а (рис. 2-40) между ярмом и на-
жимным кольцом значительнб облегчает за-
шихтовку пластин верхнего ярма после на-
садки обмоток. Изоляция обмоток занимает
вначале — до сушки и стяжки — увеличенной
место по высоте. В конструкции без нажим-
ных колец изоляционные детали в окончатель-
ном положении должны заполнять весь проме-
жуток от обмоток до ярма; первоначально же
(до сушки) они выступают за линию ярма,
что затрудняет его зашихтовку. В конструк-
ции же с нажимными кольцами размер а яв-
ляется запасом на первоначальное «распуха-
ние» изоляции* если «распухание» не боль-
ше а, то пластины ярма зашихтовываются
беспрепятственно.
Осевая стяжка может быть осуществлена
одним нажимным кольцом, общим для всех
обмоток данного стержня магнитопровода, —
так называемая общая осевая стяжка обмо-
ток. Более совершенной является раздельная
осевая стяжка обмоток (§ 4-13) с отдельным
нажимным кольцом для каждой из обмоток:
у двухобмоточного трансформатора два коль-
ца, у трехобмоточного — три кольца на стер-
жень. Однако осуществить раздельную стяж-.
ку возможно только при достаточно большой
радиальном размере обмоток. При некоторый
соотношениях размеров -—э'гд отйдсйтся, на-
68
Магнитопровод
{гл. 2
Рис. 2-41. Схе.ма расположения стальных нажимных
колец и винтов .общей' осевой стяжки обмоток
трехфазного трансформатора на напряжение ПО кв.
пример, к трансформаторам классов ПО и
150 кв — отдельные кольца получились бы
слишком узкими, а на полках ярмовых балок
не находится достаточно места для размеще-
ния большого числа нажимных винтов. В этом
случае применяют общую осевую стяжку об-
моток: две или три обмотки стержня стяги-
ваются одним кольцом (рис. 2-40). Промежу-
точная конструкция:— два нажимных кольца
для стяжки трех обмоток трехобмоточного
трансформатора.
Нажимное кольцо .осевой стяжки обмоток
незамкнутое. Его необходимо изолировать от
нажимных винтов. Если бы этой изоляции не
было, края разрыва кольца оказались бы со-
единенными через винты и ярмовую балку;
Образовался бы короткозамкнутый виток во-
круг магнитного потока стержня. Нажимные
винты изолируются от кольца шайбой из элек-
трокартона, уложенной поверх кольца, или
изоляционными втулками, в которые вставля-
ются стальные башмаки винтов (рис. 2-40).
Нажимное кольцо заземляют, соединяя его
с ярмовой балкой тонкой медной лентой.
На рис. 2-41 показан план одного из воз-
можных расположений нажимных винтов в
ярмовых балках при общей стяжке обмоток
(одно кольцо на стержень). Для этого
устройства характерны неодинаковые проме-
жутки между винтами. При выборе сечения
кольца приходится принимать в расчет наи-
больший пролет между винтами — в зоне яр-
ма магнитопровода. В трансформаторах на
напряжение 220 кв и выше при раздельной
стяжке обмоток оказывается недостаточным
тех точек «опоры» для колец, которые могут
быть созданы винтами, размещающимися в
полках ярмовых балок; в дополнение к на-
жимным винтам приходится применять дом-
кратные упоры. Они представляют винты,
нижним концом ввинченные в нажимное
кольцо, верхним — упирающиеся в низ ярма;
вывинчивание домкратного упора из кольца
осаживает последнее вниз. Применение упо-
ров позволяет уменьшить расчетные пролеты
нажимных колец. Это существенно при раз-
дельной стяжке, когда ширина каждого от-
дельного кольца составляет только часть об-
щего радиального размера обмоток; момент
сопротивления такого кольца уменьшен по
сравнению с широким кольцом общей
стяжки.
Нажимные кольца осевой стяжки обмоток
делают сплошного поперечного сечения или
сварными полыми (при общей стяжке). Необ-
ходимое сечение кольца и диаметр нажим-
ных винтов и домкратных упоров находят из
расчета их механической прочности при стяж-
ке обмоток и воздействии осевых усилий ко-
роткого замыкания (§ 2-9). При общей стяж-
ке ширина кольца задается диаметрами об-
моток и расчет сводится к определению его
высоты. При раздельной стяжке ширина от-
дельных колец связана с радиальным разме-
ром обмоток (§ 4-13), но ее можно в опреде-
ленных пределах изменять в соответствии
с результатами расчета механической прочно-
сти. Требующийся момент сопротивления
более узкого из колец получают зачастую,
делая его более высоким, чем остальные
кольца. О деталях устройства нажимных ко-
лец см. § 4-13.
2-9. Расчет механической прочности
‘ярмовых балок и нажимных колец обмоток
Стяжка пластин ярма
Стяжка пластин ярма осуществляется за-
винчиванием гаек ярмовых шпилек и ввинчи-
ванием болтов в ярмовые брусья. Давление
гаек и болтов на стенку ярмовой балки пере-
дается пластинам ярма и уравновешивается
силами упругости пластин. Таким образом,
к балкам в местах расположения ярмовых
шпилек (болтов) приложены сосредоточен-
ные силы, направленные к ярму, а по всей
поверхности соприкосновения балки с ярмом
Действуют распределенные силы, направлен-
ные от ярма. Балка работает на изгиб в го-
ризонтальной плоскости, а шпильки (бол-
ты) — на растяжение. Для получения расчет-
ной схемы принимают, что сила нажатия
гайки (болта) сосредоточена на оси шпильки
(оси ярмового бруса), а сила упругости пла-
стин Ярма распределена равномерно на дли-
не балки между крайними шпильками (бол-
тами). Удельное (среднее) давление на рас-
четной боковой поверхности ярма, равной про-
изведению расчетной дайны балки на высоту
ярма (ширину среднего пакета), принимают
р=1 кГ/см2, для стяжки ярма тремя шпиль-
§ 2-9]
Расчет механической прочности ярмовых балок и нажимных колец
69
ками получаем расчетную схему в виде трех-
опорной балки с равномерной нагрузкой на
длине L между крайними опорами (рис. 2-42).
Расчетная сила, действующая на балку, Р=
=2(МО)-Н • р, где (МО)— расстояние меж-
ду осями стержней; Н — высота ярма.
Максимальный изгибающий момент посе-
редине длины ярма, определяющий необхо-
димый момент сопротивления балки при стяж-
ке ярма тремя шпильками или двумя брусья-
ми и одной шпилькой, расположенной над
средним стержнем, составит
М
1 *макс 32 *
Для трехфазного магнитопровода со стяж-
кой ярма двумя шпильками, расположенны-
ми вне пластин (рис. 2-35), для однофазного
однорамного магнитопровода со стяжкой яр-
ма двумя шпильками или двумя брусьями
и для однофазного двухрамного магнитопро-
вода с двумя брусьями и двумя шпильками
(рис. 2-37) расчетная схема представляет бал-
ку на двух опорах с равномерной нагрузкой
на длине между опорами. Расчетная длина
балки равна: для первых трех случаев рас-
стоянию между шпильками цли осями брусь-
ев, для последнего — полусумме размеров
Z-i и А2 (см. рис. 2-37). Максимальный изги-
бающий момент для этих двухопорных балок
подсчитывается по формуле
М. = —
макс 8
Требуемый момент сопротивления ярмовой
балки относительно вертикальной оси, прохо-
дящей через центр тяжести ее поперечного
сечения, находим по формуле
пу ^макс
К1 •
где IFj, — момент сопротивления балки в се-
чении посередине промежутка меж-
ду стержнями магнитопровода;
[а,] — допускаемое напряжение на изгиб,
принимаемое для стали марок
М12кп — (балки, сваренные из ли-
стовой стали — и М18 швеллеры,
угольники) — равным 1 203 кГ)смг.
(Эта величина в определенной сте-
пени условная — соответственно
допущениям, принятым при состав-
лении расчетной схемы).
Необходимое сечение ярмовых шпилек и
болтов ярмовых брусьев определяется вели-
чиной опорных реакций согласно принятым
Рис. 2-42. Расчетная схема изгиба
ярмовой балки при стяжке ярма
тремя шпильками.
1 — ярмовая балка; 2 — ярмо; 3 — ярмо-
вая шпилька
расчетным схемам. Для тех ’ из рассмотрен-
ных случаев, которые приведены к изгибу
балки на двух опорах, величина реакции рав-
на половине общего усилия стяжки ярма;
для случая, соответствующего трехопорной
балке, опорные реакции неодинаковы: на
средней опоре сила равна 62,5°/0, на край-
них— по 18,75% общего усилия стяжки. От-
сюда расчетная сила для выбора сечения
шпильки Rm или болта Рб составит при стяж-
ке ярма: тремя шпильками /?(В = 0,625Р; дву-
мя шпильками Рш = 0,5Р; двумя брусьями
Яб = 0,25Р; двумя брусьями и одной шпиль-
кой (рис. 2-37) 7?1а = 0,625Р; /?б = 0,094Р; дву-
мя брусьями и двумя шпильками (рис. 2-37)
/?ш = 0,25Р, /?б = 0,125Р.
При изложенном условном методе расчета
допускаемое напряжение в ярмовых шпиль-
ках из стали марок 20 (трансформаторы 1 и
2-ю габаритов), М18 (3-го габарита), М21
(4-го габарита) и в болтах ярмовых брусьев
из стали М18 берут равным 900 кГ}смЛ.
Таким образом
^«1 ^6
sm-^900 ’ Лб'"900 ’
где вш — площадь поперечного сечения ярмо-
вой шпильки по внутреннему диа-
метру резьбы;
s6 — то же болта ярмового бруса.
Фактические сечения ярмовых шпилек, при-
мененные в трансформаторах 4-го габарита
существующих серий, больше тех, которые
70
Магнитопровод
[ гл. 2
получаются из расчета на удельное давление
стяжки ярма 1 кГ/см2-, что касается болтов
ярмовых брусьев, то их сечение определяется
из расчетов на подъем выемной части и осе-
вые усилия короткого замыкания.
Для новых конструкций стяжки ярма мощ-
ных трансформаторов с увеличенным числом
ярмовых шпилек (рис. 2-39) в качестве рас-
четной схемы можно принять балку с равно-
мерной нагрузкой и с числом опор, равным
числу шпилек и брусьев. При этом, по-види-
мому, окажется целесообразным исходить из
несколько увеличенного удельного давления
стяжки пластин ярма, например 1,25—
1,5 кГ/см2.
Подъем выемной части
Расчет ярмовых балок, шпилек, брусьев и
их болтов на силы, возникающие при подъеме
выемной части за верхние ярмовые балки, ве-
дут на основе следующих допущений. Сила
трения между ярмовой балкой и ярмом не
учитывается. Для конструкций с ярмовыми
брусьями принимают, что вся нагрузка от ве-
са выемной части воспринимается брусьями,
т. е. при расчете не учитываются ярмовые
шпильки. При стяжке ярма трехфазного маг-
нитопровода тремя шпильками в расчет берут
только две крайние шпильки. Если верхние
ярмовые балки с нижними (рис. 2-51) связа-
ны вертикальными шпильками, то счйтают,
что нагрузка от веса распределяется поровну
между верхними и нижними балками. Расчет
ярмовой шпильки ведут на изгиб; принимают,
что средняя часть шпильки заделана в ярме,
а ее концы закреплены в ярмовых балках.
Плечо изгиба шпильки равно расстоянию от
ярма до ярмовой балки (рис. 2s43). Для бол-
Фов ярмового бруса определяют касательное
напряжение от изгиба.
В трансформаторах 1—3-го габаритов и у
большей части трансформаторов 4-го габари-
та приспособления для подъема выемной час-
ти (§ 2-10) находятся в верхних ярмовых бал-
ках на небольшом расстоянии (по длине бал-
ки) от ярмовых брусьев или крайних ярмовых
шпилек, принимаемых за точки приложения
нагрузки от веса. Ввиду этого, как правило,
плечо изгиба ярмовой балки невелико и изги-
бающий момент не является определяющим
для выбора размеров сечения балки.
В ярмовой шпильке растягивающее напря-
жение от изгиба при подъеме выемной части
складывается с напряжением от растягиваю-
щей силы стяжки ярма. Силу, изгибающую
конец ярмовой шпильки при подъеме, прини-
маем равной 'Д веса, если вертикальных шпи-
лек нет (см. выше), и равной */8 веса, если
шпильки есть. Момент сопротивления шпиль-
ки равен 0,1 d3. Суммарное напряжение в яр-
мовой шпильке а выражается:
для трехфазного трансформатора а=0,1875,
для однофазного а=0,5; при отсутствии вер-
тикальных шпилек 0=2,5, при их наличии
0=1,25;
G — вес выемной части трансформато-
ра, кГ;
I — расстояние от ярма до ярмовой балки;
d — диаметр шпильки в ненарез энной
части;
Р и — см. выше, в расчете ярмовых ба-
лок на усилия стяжки ярма.
Напряжение в шпильке о, подсчитанное по
приведенным формулам, не должно быть вы-
ше 1 200 кГ/см2.
Изоляция шпильки (бумажно-бакелитовая
трубка) при подъеме работает на смятие. На-
пряжение .смятия изоляции в трехфазном (три
шпильки) и в .однофазном (две шпильки)
трансформаторах при отсутствии вертикаль-
ных шпилек равно:
°.=o.25£;
если вертикальные шпильки есть, то напря-
жение уменьшается в 2 раза:
а = 0,125
с ’ da ’
здесь а — толщина стенки балки вместе с
приваренной пластиной, если такая имеется;
если же применена стальная втулка, надетая
поверх бумажно-бакелитовой трубки, той —
длина втулки; G и d — см. выше.
Допускаемое напряжение на смятие изоля-
ции [ас] = 200 кГ/см2.
Расчетная нагрузка на верхний ярмовой
брус равна половине веса выемной части не-
зависимо от того, есть ли ярмовые шпильки
или их нет (см. выше). К концам бруса при-
ложены„сосредоточенные силы, направленные
вверх; на площади соприкосновения бруса с
пластинами ярма к брусу приложена распре-
деленная нагрузка, направленная вниз. Для
упрощения расчета ступенчатую фигуру со-
прикосновения бруса с ярмом заменяем рав-
новеликим прямоугольником; его основание
обозначаем а. Получаем расчетную схему
§ 2-9]
Расчет механической прочности ярмовых балок и нажимных колец
71
Рис. 2-43. Схема для
расчета на изгиб
ярмовой шпильки.
/ — ярмовая балка; 2 —
«рмовая шпилька; 3 —
ярмо.
Рис. 2-44. Схема для расчета
ярмового бруса на изгиб.
/ — ярмо; 2 — ярмовая балка; 3 —
ярмовой брус.
мальное касательное напряжение при изгибе
равно:
г
макс 3 5 ’
Для нашего случая
4 G n 1G
“акс 3 ’8s£ 0» 167 —,
\акс^И=800 КГ]СМ2
(s6 — см. выше).
. Стенку ярмовой балки нужно проверить
на смятие:
°с=Й<1200 «Л™’,
рис. 2-44, для которой максимальный изги-
бающий момент равен:
Для магнитопроводов существующих кон-
струкций с диаметром стержней 500 — 900 мм
размер а можно заменить его усредненным
значением, равным 0,44L. Получим:
J - "-Г £) = т' °^L ~ °-10L-
Для ярмовых брусьев из стали марки М21
допускаемое напряжение берем 1 500 кГ]см2.
Необходимый момент сопротивления бруса
равен:
> М»акс = 0.1GL = GL .
х 1 500 1 500 15 000’
W =^,
w х 6 ’
где В — толщина бруса (горизонтальный раз-
мер);.
Н — высота бруса (вертикальный размер).
Давление на П-образную коробку из элек-
трокартона, изолирующую брус от пластин
ярма, составляет:
%» = <оЖт=1’14й-<200
размеры L и b — см. рис. 2-44.
При двух болтах, ввинченных в торец
ярмового бруса, на каждый болт приходится
78 веса выемной части. Эта сила изгибает
болт. Она же является поперечной силой Q,
определяющей касательное срезающее напря-
жение в болте. Для круглого сечения макси-
где d — диаметр болта ярмового бруса в не-
нарезанной части;
t — толщина стенки балки в месте отвер-
стия для болта.
Края пластин магнитопровода, находя-
щиеся над ярмовым брусом, работают на из-
гиб. Удельное давление (кГ/см2) на пластины
р — 1,14 (см. выше). Сила —Р, изгибаю-
щая пластины, может быть выражена Р=
= pab (размеры а и b — по рис. 2-44). Изги-
бающий момент М = Р |- = , а необходи-
мыи момент сопротивления Wx =
где h — см. рис 2-37 и 2-39, а р — коэффи-
циент заполнения сталью сечения ярма (§ 2-4).
Отсюда находим минимальную допустимую
высоту h выступа пластин из расчета на из-
гиб при подъеме выемной части:
1 200 кГ/см*.
Осевые усилия короткого замыкания
В результате взаимодействия токов обмо-
ток при коротком замыкании трансформатора
возникают значительные механические силы,
в том числе направленные вдоль оси обмоток.
В двухобмоточном трансформаторе в одной
обмотке действуют осевые сжимающие силы,
в другой — растягивающие. Растягивающие
силы направлены к ярму; они создает давле-
ние торцов обмотки через изоляционные дета-
ли на опорную конструкцию магнитопровода.
В трехобмоточном трансформаторе возможны
различные комбинации направления осевых
усилий; для расчета креплений магнитопрово-
72
Магнитопровод
{гл. 2
Рис. 2-45. Распределение осевого усилия
короткого замыкании на. ярмо и ярмовые
балки.
1 — ярмо; 2 — ярмовая балка.
да и нажимных колец осевой стяжки обмоток
необходимо знать величину максимальных
усилий короткого замыкания, направленных
к ярмам, для каждой из обмоток.
Направленное вниз осевое усилие переда-
ется от обмотки на нижнее ярмо мапГитопро-
вода и нижние ярмовые балки. Это ярмо и
балки опираются на деревянные или стальные
поперечные планки. В мощных трансформато-
рах опоры расположены под каждым стерж-
нем магнитопровода; усилие короткого замы-
кания от ярмовых балок передается опорам,
а от них на дно бака; при этом исключается
изгиб ярмовых балок, ярмовых шпилек и брусь-
ев и т. д. У трехфазных трансформаторов не-
большой и средней мощности опоры ставят
только под крайними стержнями магнитопро-
вода (рис. 2-35); направленная вниз сила,
приложенная к ярмовым балкам у среднего
стержня, изгибает балку и среднюю ярмовую
шпильку.
Направленное вверх осевое усилие воздей-
ствует на верхние ярмовые балки; воздействие
получается различное в зависимости от того,
есть ли вертикальные шпильки, стягивающие
ярмовые балки. В конструкции без нажимных
колец на ярмовые балки передается не вся
осевая сила; часть прокладок обмотки нахо-
дится в зоне ярма магнитопровода. Соответ-
ствующая доля усилия короткого замыкания
воспринимается ярмом и не нагружает ярмо-
вые балки. Можно принять, что у средней фа-
зы (среднего стержня) трехфазного магнито-
провода по 7з общего числа прокладок обмот-
ки расположены против каждой из двух ярмо-
вых балок и по 7в прокладок против каждого
из двух участков ярма, находящихся между
балками (рис. 2-45). Соответственно в Одно-
фазном магнитопроводе и в крайних фазах
трехфазного на две балки приходится 2/3+
+ 1/б=5/б всех прокладок обмотки. Таким об-
разом на одну балку действует 2/3:2=7з, илй
33% (для средней фазы) и 5/e: 2=5/i2, или
41,5% (для крайней фазы) «усилия короткого
замыкания на стержень».
Если применена осевая стяжка обмоток
нажимными кольцами и винтами, закреплен-
ными в верхних ярмовых балках, то 100%
осевого усилия передается на эти балки.
В конструкции с нажимными винтами и дом-
кратными упорами на ярмовые балки при-
ходится только та часть усилия, которая
воспринимается винтами; домкратные упоры
передают нагрузку на ярмо.
В однофазном трансформаторе осевые уси-
лия, действующие на обоих стержнях (в об-
мотках обоих стержней), в каждый момент
времени одинаковые. В трехфазном трансфор-
маторе в силу сдвига тока трех фаз по време-
ни мгновенная величина усилий на разных
стержнях неодинаковая. В тот момент, когда
ток одной фазы достиг амплитуды, ток двух
других фаз равен половине амплитуды. Уси-
лия же пропорциональны квадрату тока. По-
этому, когда усилие на одном из стержней
имеет максимальную величину, на двух дру-
гих оно равно 74 максимального.
При составлении расчетных схем для вы-
бора размеров верхних ярмовых балок и на-
жимных колец и всех связанных с ними час-
тей по осевым усилиям короткого замыкания
принимают следующее. Не учитывают трения
между ярмовой балкой и ярмом. В конструк-
ции с ярмовыми брусьями и шпильками
шпильки при расчете не учитываются; счита-
ют, что вся нагрузка воспринимается брусья-
ми. В трехфазном трансформаторе со стяжкой
ярма тремя шпильками в расчет берут только
две крайние шпильки, средняя не учитывается.
Принимают, что вертикальные шпильки, свя-
зывающие ярмовые балки, уменьшают осевую
силу короткого замыкания, действующую на
верхние балки, на 50%.
Ярмовые балки при воздействии осевых
усилий короткого замыкания работают на из-
гиб в 'вертикальной плоскости. «Опорами»
балки являются ярмовые шпильки или брусья.
Осевую силу считают сосредоточенной на оси
стержней магнитопровода. Таким образом,
в однофазном трансформаторе сила оказыва-
ется приложенной вблизи опоры (ярмовой
шпильки или ярмовопо бруса) и изгибающий
момент невелик. Однако при недостаточной
толщине может деформироваться горизон-
тальная полка балки, обращенная к обмотке.
Ее можно рассматривать как пластину, заде-
ланную по трем сторонам, и рассчитывать на
долю усилия, приходящуюся на площадь меж-
ду ребрами. Это иллюстрируется рис. 2-46,
§ 2-9]Расчет механической прочности ярмовых балок и нажимных колец 73
Рис. 2-46. Схема для рас-
чета горизонтальной полки
ярмовой балки на осевые
усилия короткого замыка-
ния.
_1 — по^ка; 2 — ребро.
относящимся к нижней ярмовой балке, а так-
же к верхней балке в случае отсутствия на-
жимных колец стяжки обмоток.
Ярмовая балка трехфазного трансформатора рас-
сматривается как двухопорная; ее опоры — ярмовые
брусья или ярмовые шпильки над крайними стержнями.
Для этой балки расчет на изгиб нужно вести для мо-
мента времени, когда на среднем стержне максимум
усилия. В этом случае в конструкции без нажимных
колец максимальный (изгибающий момент для одной
балки равен:
/1 А
„ \3F4L fkl
М — z —
макс 4 — |2 9
где FK— расчетное усилие короткого замыкания „на
стержень", кГ:
L — расстояние между ярмовыми шпильками
2 (МО) или расстояние между серединами
ярмовых брусьев, т. е. несколько больше,
чем 2 (ЛЮ).
Для ярмовых балок из стали марок М12кп и Ml 8
допускаемое напряжение на изгиб при воздействии осе-
вых усилий короткого замыкания трансформатора при-
нимается равным 2 000 кГ!см2. Таким образом, момент
сопротивления балки относительно горизонтальной оси,
проходящей через центр тяжести ее поперечного сече-
ния, посередине промежутка между стержнями магни-
топровода должен быть
w _____________F«L
wx^ 2 000 —12-2000’
При нажимных кольцах осевой стяжки обмоток
0,5FKL FKL
Wx>4-2 000=8-2 000 ’
При вертикальных шпильках (при отсутствии нажим-
ных колец)
FKL
24-2 000 •
Переходим к расчету ярмовых шпилек ^брусьев.
Рассматриваем конструкцию без вертикальных шпи-
лек и без нажимных колец. В однофазном трансфор-
маторе, как было выяснено выше, на одну балку по
оси каждого стержня и, следовательно, на шпильку
действует сила 0,415FK, где FK—усилие короткого
замыкания „на стержень*. В трехфазном трансфор-
маторе для шпилек наихудшим будет случай, когда
максимальное усилие—на одном из крайних стержней.
При этом, не учитывая среднюю шпильку, принимаем,
что усилие на среднем стержне, равное 7* макси-
мального, распределяется поровну между шпильками
крайних стержней. Вводим также коэффициент 2/1г
учитывающий, что l/z усилия на среднем стержне
воспринимается яремом. В итоге на крайнюю шпильку
приходится сила (0,415 + Уз-1/*-1/*)* 0,455 FK. ‘
Дальнейший расчет такой же, как при подъе-
ме выемной части (см. выше в этом параграфе); отли-
чие только в величине силы.
Изгибающий момент шпильки равен:
однофазные трансформаторы
^макс=°>415^
МоКС 9 К
трехфазные трансформаторы
Л1макс = 0>455^.
где I — расстояние от ярма до ярмовой балки.
Напряжение в шпильке составит:
^макс А 1
а e Old3 = 4,13 — однофазные трансформа -
торы;
а = 4,55 — трехфазные трансформаторы;
d — диаметр шпильки в ненарезанной части. Допуска-
емое напряжение на изгиб для шпилек из стали марки
М18 берут 2 000 кГ/см2.
Давление на изоляцию шпильки:
однофазные трансформаторы
0,415FK
%==~^— <400 кГ)см2\
трехфазные трансформаторы
0,455F
% =-^—<400 кГ1см\
а — толщина стенки ярмовой балки или длина сталь-
ной втулки.
При наличии вертикальных шпилек, связывающих
ярмовые балки, коэффициенты в формулах напряже-
ния в шпильке и в изоляции уменьшаются вдвое, они
будут 2,07 вместо 4,15; 2,27 вместо 4,55; 0,207 вместо
0,415 и 0,227 вместо 0,455.
Сила, действующая при коротком замыкании йа
ярмовой брус в**юднофазном трансформаторе в кон-
струкции без нажимных колец, равна 0,83FK в трех-
фазном 1/2*2/з,1/4’Лс + S/»Fk 552 Изгибающий мо-
мент находим так же, как выше при расчете на
подъем выемной части.
Для однофазного трансформатора
0.83F
^макс = 0,39L = 0,162F L;
МаКС К
для трехфазного трансформатора
0,91 FK
Ммакс = —о—0.39£ = 0,177ГкД;
L — длина ярмового бруса.
* Усилие на среднем стержне равно 7< н»
одну балку приходится Уз-Уг*1/* FK* а на конец каж-
дой шпильки 2/з*74‘74 Fk-
74
Магнитопровод
[ гл. 2
Требуемый момент сопротивления бруса относи-
тельно горизонтальной оси поперечного сечения для
стали марки М21:
М
2 500 ’
Для конструкции с нажимными кольцами и вин-
тами сила, действующая на ярмовой брус в однофаз-
ном трансформаторе, равна FK вместо 0,83FK, в трех-
фазном 1,125FK вместо 0,91 Гк. Соответственно изме-
няются коэффициенты в формулах изгибающего мо-
мента бруса: 0,162 изменяется на 0,195; 0,177 на 0,219.
Необходимый диаметр болтов ярмовых брусьев
определяется касательным срезающим напряжением
4см. выше — расчет на подъем выемной части). Напря-
жение в конструкции без нажимных колец ,при двух
болтах с каждого торца бруса (сталь марки М18)
равно:
однофазные трансформаторы
тмакс
4 0,B3FK
и3' 4s6
= 0,277 —<1 500 лгГ/сж2;
трехфазные^трансформаторы
4 0,91 FK FK
S,aKc = Т-4^- = °’303 V6 <1 500 кГ/сМг ’
— поперечное сечение болта в ненаразанной части.
Напряжение^смятия стенки ярмовойбалки
0,83F FK
= 0,208-т- < 1 800 кГ/см2;
с 4га ta ~
0,91 FK
сс = 4td = °»227 1 800 кГ!см2\
d— диаметр болта в ненарезанной части; t—{толщина
стенки ярмовой балки.
В конструкции с нажимными кольцами и винтами
коэффициенты нужно изменить: 0,277 на 0,333; 0,303
на 0,374; 0,208 на 0,25; 0,227 на 0,281.
Давление на П-об разную прокладку из элек-
трокартона равно:
однофазные трансформаторы
0,83FK Fk
° = 0,44Lb~1 >89 /J"<400 кГ1см2\
. к Jk
трехфазные трансформаторы
0,91 Г FK
° = 0,44£6 = 2»97 4" kF/см2 *
При наличии нажимных колец в формулах будет:
2,27 вместо 1,89 и 2,56 вместо 2,07.
Высота выступа пластин магнитопровода над
ярмоЪым брусом по расчету на осевые усилия ко-
роткого замыкания должна быть
где [аи] = 1 800 кГ!см2\
Ъ и ? — см. выше;
давление рк при коротком замыкании на выступ пла-
стин магнитопровода равно: трехфазные трансфер-
те
маторы без нажимных колец /?к = 1,89-^ ; то же
однофазные />к = 2,07 ; трехфазные трансформа-
FK
торы с нажимными кольцами рк = 2,27 ; то же
Fk
однофазные р* = 2,56 .
Выбор поперечного сечения сварных ярмовых
балок. Расчет швов
При конструировании сварных ярмовых
балок необходимо подобрать толщину к ширину
стенки и полок, при которых балка имела бы
требующийся момент сопротивления (см. вы-
ше), а также рассчитать сварные швы.
Наиболее простая форма расчетного попе-
речного сечения сварной балки — корытная
с одинаковой шириной обеих полок, с одной
и той же толщиной полок и стенки (рис. 2-47).
В расчет на изгиб при стяжке ярма вхо-
дит Wy— момент сопротивления балки отно-
сительно вертикальной оси, проходящей через
центр тяжести сечения; при расчетах на
подъем выемной части и на воздействие осе-
вых усилий короткого замыкания нужно под-
ставлять Wx —момент относительно горизон-
тальной оси. Для поперечного сечения, пока-
занного на рис. 2-47, эти моменты сопротив-
ления определяются:
-'"«*+ 2'-
I —0 52В8 + л<-
Zi —U’b 2В + Л-"’
Wx~~ 6H '
Например, для расчетного сечения балки
с размерами: Н = 45 см, В=\Ъсм, t = \ см
получим: U7x = 990 см3, /, = 3,7 см, Wy =
= 140 см*.
На рис. 2-48 показано расположение сварных
швов в ярмовых балках трехфазного трансформатора.
Основной горизонтальный шов между полкой и стен-
кой рассчитывается на касательное напряжение из-
гиба балки при воздействии на нее осевых усилий
короткого замыкания трансформатора.
Общая формула касательного напряжения при
изгибе
ЦЫ '
здесь х — касательное напряжение в точке, отстоящей
от оси х на расстоянии J,; Q—поперечная сила; S
статический момент относительно оси х части по
Н г
перечного сечения от У=уг до J = — момент
инерции всего поперечного сечения относительно оси
§ 2-9]
Расчет механической прочности ярмовых балок и нажимных колец
75
Рис. [2-47. Симметричный ко-
рытный профиль сварной
ярмовой балки.
Рис. 2-48. Сварные швы ярмовых балок (некоторые детали опущены).
х; b — ширина поперечного сечения в точке с орди-
натой у = ух. Для нашего случая (рис. 2-47) г =
QS("f) /Л\
= —/Д7)—; здесь S (“2”) — статический момент
h И
части сечения от у = ~2“ до ^==~2"> т. е. статиче-
ский момент полки ярмовой балки.
Касательное напряжение я», направленное парал-
лельно продольной оси балки, действует в плоскости
соприкосновения стенки и полки, т. е. это и будет
срезающее напряжение в шве, соединяющем стенку
и полку. 'Снор — касательная сила на 1 пог. см длины
балки при постояннЪй величине поперечной силы,
равна
Подставляя
Отсюда для трехфазного трансформатора
FKBt(H-t)
хпог — 4РХН ’
для однофазного трансформатора
0,5FKB/ (Я — О
’пог = •
При длине балки L для трехфазного трансформатора
должно быть соблюдено соотношение
гпог^ [гэ^пог^э»
где [^э] — допускаемое напряжение на срез для свар-
ного шва; Ьэ — длина сварочных фланговых швов
одной полки, т. е. швов, непосредственно связываю-
щих полку и стенку (швы, связывающие полку с
ребрами, не учитываем).
Для однофазного трансформатора:
5 = =
Bt (Н — t)
2
И
2 ’
^ПОГ^ [^эког^э*
получаем:
QBt (Я — 0 _ QBt(H-t)
21Г "
Для трехфазного трансформатора поперечную
силу Q определяем, принимая максимальное усилие
короткого замыкания на среднем стержне (в виде
сосредоточенной силы); усилия на крайних стержнях
считаем равными нулю. Ярмовую балку рассматриваем
как двухопорную, т. е. как и в предыдущих расчетах,
не учитываем ярмовой шпильки посередине ярма —
(рис. 2-49,а). При этой схеме в конструкции с нажим-
ными кольцами осевой стяжки обмоток поперечная
сила равна -j-. Для однофазного трансформатора
получается схема рис. 2-49,6.
Рис. 2-49. Диаграммы попе-
речной силы для расчета
швов сварной ярмовой бал-
ки на усилия короткого
замыкания.
а — трехфазный трансформатор;
б — однофазный трансформатор.
1 — ярмовой брус; 2 — середина
стержня.
76
Магнитопровод
[гл. 2
Сечение сварного шва показано на рис. 2-50. Ка-
тет шва следует брать равным толщине стенки бал-
ки, но не более 12 мм. Расчетное сечение на 1 пог. см
длины шва равно 0,7/.
Допускаемое напряжение на погонный сантиметр
длины шва равно: [тэ ]пог=0,7/ [тэ], где [хэ]—-допускае-
мое напряжение на 1 см2 шва по сечению а — а
(рис. 2-50). Это напряжение для полуавтоматической
сварки под слоем флюса или ручной сварки электро-
дами марки Э-42 с толстой обмазкой берем 1 200 кГ!см2.
Таким образом, допускаемое напряжение Ь:э]пог на
I см длины шва составит: /=8 мм—Ьэ1пог=670 кГ/см\
t =10 мм — [*э ]пог= 840 кГ/см-, t = 12 мм — [*сэ ]пог =
== 1 000 кГ)см.
Рис. 2-50. Сечение
сварного углового
шва.
t — высота (катет)
шва; 0,7 t — расчет-
ное сечение шва на 1
пог. см длины.
За концы балок производят подъем выемной ча-
сти. Поэтому здесь всегда применяют сплошной шов,
независимо от результатов данного расчета (рис. 2-48).
Швы, связывающие ребра со стенкой и полками,
рассчитывают следующим образом (рис. 2-48).
Шов D работает на срез. На четыре 'таких шва
верхней балки приходится г/2 расчетного усилия ко-
роткого замыкания, на четыре шва нижней балки I/t
усилия. Отсюда получаем длину шва, например, для
верхней балки:
Гк
D>2.4hJnor-
На швы Dj нижней ярмовой балки действует си-
ла, равная -jY’ (рис. 2-45). При числе ребер на каж-
дом конце балки п и двух швах на каждом ребре
FK
P1>12-2n[SW
Фактическая длина каждого отдельного шва долж-
на быть'больше расчетной длины на 2 см. Этим учиты-
ваются возможный непровар в начале шва и образова-
ние кратера в конце. Швы длиной до 30 мм включи-
тельно в расчет не принимаются.
В некоторых случаях необходимая длина основных
швов верхних ярмовых балок может определяться из
расчета на подъем выемной части, тогда допускаемые
напряжения иа 1 пог. см нужно брать на 25% меньше
приведенных .выше (для расчета на усилия короткого
замыкания). ,
Нажимные кольца и винты осевой стяжки обмоток
Размеры поперечного сечения стальных
колец, диаметр нажимных винтов и дом-
кратных упоров выбирают по величине рас-
четного осевого усилия короткого замыкания
.на стержень* и силы осевой стяжки обмо-
ток.
В результате завинчивания винтов во вре-
мя осевой стяжки обмоток нажимное кольцо
подвергается изгибу, а винты сжатию. На-
правление осевых усилий короткого замыка-
ния совпадает с усилиями при стяжке обмо-
ток. Поэтому в момент короткого замыкания
к первоначальному, постоянно действующему
напряжению в кольце и винтах от стяжки
прибавляется напряжение от осевого усилия
взаимодействия обмоток.
Точный расчет нажимного кольца и вин-
тов сопряжен с большими трудностями. По-
этому применяют упрощенные методы. Пред-
ставляется целесообразным вести расчет сле-
дующим образом.
За расчетную нагрузку Р, действующую
на кольцо, принимаем сумму усилий осевой
стяжки Рос и короткого замыкания Гж; Р =
= Рос-(-/*к. Считаем, что эта нагрузка рас-
пределяется равномерно по длине окружности
кольца. Кольцо рассчитываем на участке
между двумя винтами, расстояние между ко-
торыми имеет максимальное значение и на
участке от разрыва в кольце до ближайшего
винта. Участок между двумя винтами рас-
сматриваем как балку, заделанную двумя
концами, с равномерной нагрузкой на длине
I (расстояние между винтами по дуге окруж-
ности). Нагрузку на длине I принимаем рав-
ной ^1=^', здесь [D — диаметр окружности
расположения винтов. Участок от разрыва в
кольце до ближайшего винта рассматриваем
как консольную балку с равномерной нагруз-
кой на длине /конс (расстояние по дуге окруж-
ности винтов от разрыва в кольце до винта).
Нагрузка на длине /конс равна:
, Р1
р’__* коне
** r.D
Максимальный изгибающий момент равен
.. Р‘1 РР
уиМакс = 12 = не-
соответственно для консольного участка
кольца:
д ж' ___ ^КОНС ^КОНС
"J макс 2 2тс£>
При ширине Ь и толщине h момент сопро-
тивления кольца со сплошным поперечным
77
Подъем выемной части, ее установка в баке
§ 2-10]
сечением составляет W = " Напряжение в
кольце на изгиб:
___^макс . ^мякс
° IF ’ ° W '
Напряжения о и s' не должны превосхо-
дить (для стали Ml8) величины 2 000 кГ)см2.
Кроме того, следует определить напряжения
в кольце при осевой стяжке обмоток; для
этого в' формулах изгибающих, моментов надо
заменить Р на Рос. При этом напряжения
должны быть не выше 1200 кГ[см2.
Расчет нажимных винтов выполняем на
сжимающее усилие 2 "/ где Zi и
ls — расстояния от данного винта до сосед-
них с ним (по обе стороны), взятые по дугам
окружности stD; расчет ведется для того
винта, для которого 1-!-~^12 имеет максималь-
тт Рч
ное значение. Напряжение в винте а =— ,
сж SB
где $в— сечение винта по внутреннему диа-
метру резьбы. Для винтов из стали М21 до-
пускаемое напряжение [асж] = 1 600 кГ/смг.
Кроме того, нужно рассчитать напряжение в
винте при осевой стяжке обмотки, т. е. заме-
нить Р на Рос. При этом напряжение сжа-
тия в винте должно быть не выше 900 кГ/см2.
Для винта, ближайшего к разрыву в коль-
це’ PB=^(ZKOHc+r)’ где Uc и v — длина
участка кольца по дуге от рассматриваемого
винта соответственно до середины разрыва и
до соседнего винта.
2-10. Подъем выемной части, ее установка
в баке
Конструкция подъема
Конструкции частей для подъема магнито-
провода (выемной части), для его установки
и укрепления в баке связаны между собой,
а также с устройством бака и присоединения
отводов к вводам. В трансформаторах суще-
ствующих серий применяются три типа кон-
струкции подъема и укрепления выемной час-
ти в баке.
У трансформаторов 1-го габарита на на-
пряжение 6 кв, выполняемых без расширителя
(гл. 9), выемная часть не связана с крышкой
бака. Выемную часть опускают в бак, внутри
бака производят присоединение отводов к
вводам, расположенным на стенке; затем
устанавливают крышку. Собранный магнито-
провод и выемную часть поднимают за края
верхних ярмовых балок. После опускания
выемной части в бак (до установки крышки)
верхние балки посредством стальных пластин
скрепляют с двумя угольниками, приваренны-
ми на стенке бака на его большой оси
(рис. 2-6,а).
В трансформаторах 1—3-го габаритов с
расширителем выемная часть механически свя-
зана с крышкой. Подъем выемной части и ее
установку в бак производят вместе с крышкой
за рымы («подъемные кольца»), навинченные
на выступающие над крышкой концы шпилек
(см. рис. В-8 и приложение 4). При этой кон-
струкции упрощается оборка отводов: их при-
соединяют к вводам, установленным на
крышке, перед опусканием выемной части
в бак (гл. 6). В трансформаторах мощностью
до 320 ква применяют две подъемные шпиль-
ки. Нижние их концы закреплены в попереч-
ных угольниках, установленных на краях
верхних ярмовых балок. У трансформаторов
большей мощности — четыре подъемные
шпильки. Их нижние концы закреплены непо-
средственно в ярмовых балках (рис. 2-51).
В трансформаторах 4-го габарита выемная
часть механически с крышкой не соединена.
Это соединение при большом весе выемной
части получилось бы громоздким и создавало
бы большие затруднения для размещения от-
водов; деформация крышки больших разме-
ров при ее прикреплении к раме бака может
нарушать подгонку отводов к Вводам. Выем-
ная часть мощного трансформатора опускает-
ся в бак отдельно от крышки. Потом на раму
бака ставится крышка. Присоединение отво-
дов к установленным на крышке вводам
классов напряжения до 35 кв осуществляется
через люки в крошке (гл. 6). Перед вынима-
нием выемной части необходимо через люки
отсоединить отводы от вводов.
В конструкции с четырьмя подъемными
шпильками (трансформаторы 2 и 3-го габари-
тов) их целесообразно закреплять гайками за
нижнюю полку швеллерной ярмовой балки.
Расположение шпильки по длине швеллера
должно быть выбрано так, чтобы от конца
шпильки и от гайки до обмотки ВН было вы-
держано требующееся изоляционное расстоя-
ние. Для этого может оказаться необходимым
несколько удлинить верхние швеллеры (см.
рис. 2-51). При сварных ярмовых балках
шпильку прикрепляют к стенке балки при по-
мощи «сухаря».
78
Магнитопровод
(гл. 2
Рис. 2-51. Магнитопровод трехфазного трансформатора мощностью 1 800 ква на напряжение 35 кв.
/—рым для подъема выемной части; 2 — подъемная шпилька; 3 — ярмо; 4 — верхняя ярмовая балка; 5 — япмовая шпилька (МЗО)’
• —стержень, магнитопровода диаметром 310 мм; 7 — шпилька стяжки стержня (М12); 8 — стальной штифт диаметром 8 мм для
закрепления „уравнительной изоляции*; 9 —нижняя ярмовая балка; 10 — угольник, приваренный к дну бака; // — опорная планка
(сталь, 100x20 мм); 12 деревянный брусок; 13— вертикальная шпилька; 14—пластина, приваренная к полке швеллера; 15 — про-
кладка — см. 19—22; 16 — бумажно-бакелитовая трубка диаметром 28/32 мм; /7 — заземление активной стали; 18 — пластина из
электрокартона толщиной 3 мм; /Р — полоса электрокартона 3 x 40x1 230 мм; 20 — пластина из электрока этона 3x140x160 мм;.
21 деревянная (граб) планка; 22— .заклепка" из электрокартона. Вес креплений и вспомогательных частей 223 кГ.
§ 2^10 ]
Подъем выемной части, ее установка в баке
79
При подъеме выемной части трансформа-
тора вместе с крышкой тросы от крюка подъ-
емного крана подходят к рымам подъемных
шпилек не вертикально, а под некоторым уг-
лом. При этом сила натяжения троса, на ко-
торую нужно рассчитывать рым, больше вер-
тикальной нагрузки (веса). Появляется гори-
зонтальная составляющая силы, стремящаяся
«опрокинуть» рым и изогнуть подъемную
шпильку. Чем больше отклонение троса от
вертикали, тем больше сила, действующая на
рым, и тем больше ее горизонтальная состав-
ляющая. Последняя определяет силу затяжки
рыма, необходимую для предотвращения его
«опрокидывания». Из расчета на эту затяжку
требуется большее сечение шпильки, чем было
бы нужно при вертикальном присоединении
троса и отсутствии горизонтальной силы.
Выбор подъемных шпилек и рымов произ-
водят по весу выемной части, считая, что он
распределяется поровну на все (две или четы-
ре) шпильки. Отклонение троса от вертикали
ограничивают углом 30°. В приложении 4 ука-
заны нагрузки на рымы (шпильки), допусти-
мые при этих условиях.
Подъемную шпильку уплотняют в отвер-
стии в крышке бака. Уплотнение не должно
нарушаться при подъеме выемной части за
рымы и при толчках во время перевозки
трансформатора, когда выемная часть стре-
мится сдвинуться в баке и усилие передается
на место закрепления шпильки в крышке.
Уплотнение подъемных шпилек, применяемое
в трансформаторах 1—3-го габаритов суще-
ствующих серий, показано в приложении 4.
В трансформаторах 4-го габарита выем-
ную часть поднимают за приваренные к верх-
ним ярмовым балкам подъемные планки или
подъемные крюки (рис. 2-38 и 2-1). На план-
ках тросы закрепляют так же, как на подъ-
емных рымах. Для удерживания тросов в от-
верстия двух планок, расположенных друг
против друга на двух ярмовых балках, встав-
ляют круглый стальной стержень — «скалку»
(рис. В-8); детали отводов или др. не долж-
ны мешать установке «скалки». Охватывае-
мые тросом края планки нужно скруглять.,
Подъемные планки выступают над ярмовой
балкой; в, мощных трансформаторах это мо-
жет создавать некоторые затруднения для
вписывания выемной части в железнодорож-
ный габарит (гл. 11). В этом отношении удоб-
нее подъемные крюки, которые над ярмовой
балкой не выступают, но закреплять тросы
при подъеме выемной, части удобнее за подъ-
емные планки.
Подъемные планки приваривают к стенке
ярмовой балки против ярмовых брусьев, так
что болты, ввинчиваемые в брусья, проходят
в отверстия в планках, и нагрузка от веса пе-
редается непосредственно подъемным план-
кам (рис. 2-38). Размеры подъемных планок
приведены в табл. 2-7.
Таблица 2-7
Подъемные планки магнитопроводов
Допустимая нагрузка на I планку . (>/4 веса выем- ной части), кГ Марка стали Поперечное сечение планки, мм Диаметр отверстия в планке, мм Выступ планки над ярмовой балкой, мм'
3 000 М12кп 28X100 55 но
4 500 32x100 55 по
6 500 32x130 65 130
10 000 М21 40X150 85 170
12 500 99 50X160 100 200
16 000 99 50X180 100 200
Подъемные крюки нужно приваривать как
можно ближе к ярмовым брусьям; иначе воз-
никает скручивание ярмовой балки. В магни-
топроводе, изображенном на рис. 2-34, подъ-
емные крюки совмещены со стенкой балки.
Установка и крепление выемной части в баке
Выемная часть снабжается прикрепленны-
ми к нижним ярмовым балкам деревянными
брусками (планками) (рис. 2-35), стальными
пластинами (рис. 2-1, 2-51) или другими опор-
ными деталями (рис. 2-6 и 2-34). На этих опо-
рах магнитопровод и выемная часть стоят на
полу или стеллаже (в процессе производства)
и в баке трансформатора. Опоры должны обе-
спечить устойчивость выемной части во время-
сборочных работ, они служат для ее направ-
ления при опускании в бак и должны предо-
хранять обмотки и отводы от ударов о стенку
бака. Две основные (крайние) опоры распо-
лагают вблизщжонцов ярмовых балок. Длину
этих опорных пленок берут несколько меньше
ширины бака; если планки приходятся против
закругления овальной стенки, их делают со
скосами (рис. 2-51). В трансформаторах 4-г®
габарита значительно выступающие за ярмо-
вые балки опорные планки усиливают раско-
сами, приваренными к балке (рис. 2-1).
В трехфазных трансформаторах мощностью
до 1 800 ква ограничиваются двумя опорами
у концов ярмовых балок — под крайними
стержнями магнитопровода. При большей
мощности в трехфазных трансформаторах
ставят третью опорную планку под средним’
стержнем; длина этой опоры — вровень с пол-
ками ярмовых балок. В трансформаторах 4-го
80
Магнитопровод
[гл. 2
Рис. 2-52. Крепление выемной части трансформатора
4-го габарита на дне бака на четырех „шипах“.’
1 — дно бака; 2 — ,шип*; 3 — нижняя ярмовая балка.
габарита применяют большее число таких ко-
ротких планок. Для ориентировки приведем
размеры опорных планок в трансформаторах
разных типов: ТМ-100/6— дерево (бук или
береза) сечением 25X80 мм; ТМ-560/10— де-
рево 25X100 мм; ТМ-1000/10 — сталь (марка
М12кп) 20 X 100 мм; ТМ-5600/35 — сталь 24Х
Х120 мм; ТДГ-15000/110 — сталь 24x120 мм;
ОДТГ-40000/220— сталь 24X150 мм.
Ярмо изолируют от стальных опорных пла-
нок пластинами или П-образными коробками
из электрокартона (§ 2-12). При ярме со сту-
пенями, обращенными наружу (от обмоток),
ступени выравнивают деталями из дерева
(рис. 2-35 и 2-51).
В трансформаторах 1-го габарита без рас-
ширителя крепление выемной части к уголь-
никам на стенке бака не допускает ее смеще-
ния от толчков при перевозке. Для разпрузки
подъемных шпилек в трансформаторах 3-го
габарита к дну бака по большой его оси при-
варивают два упорных угольника 10
(рис. 2-51). Угольники помещают между ниж-
ними ярмовыми балками со сравнительно не-
большими зазорами по отношению к стенкам
балок и деревянной опорной планке. Для об-
легчения установки выемной’части на место
при опускании полка упорного угольника ото-
гнута, а его края скошены. Крепление в баке
не связанной с крышкой выемной части транс-
форматоров 4-го габарита осуществляется
приваренными к дну «шипами» и распорными
планками, установленными на верхних ярмо-
вых балках. «Шип» представляет стальной
цилиндр с верхней частью, обработанной на
конус (сталь М-18). Четыре шипа входят в от-
верстия ,в нижних полках нижних ярмовых
балок; диаметр отверстия на ’ 10 мм больше
диаметра шипа. Отверстия для шипов следует
располагать в балках вблизи ярмовых брусь-
ев, так как в этом месте наиболее точно вы-
держивается расстояние между балками
(рис. 2-52). Стальные верхние распорные
планки трансформаторов 4-го габарита при-
крепляют болтами к ярмовым балкам. Свер-
ление в планках производят по разметке, сде-
ланной «по месту» после установки выемной
части в бак: планку сдвигают до упора
в стенку бака и в таком положении размеча-
ют по отверстиям в верхних полках балок. Та-
ким путем обеспечивается отсутствие зазоров
между планкой и стенкой бака.
Трансформаторы новых серий
В новых сериях трансформаторов 1—3-го
габаритов осуществляется жесткое крепление
выемной части к баку (§ 1-2). Это связано
с отказом от механической связи выемной час-
ти с крышкой и с применением съемных вво-
дов (гл. 7). Установку выемной части в бак
производят отдельно от крышки; внутри бака
завинчивают болты крепления ярмовых балок
с баком; устанавливают крышку с вводами и
выполняют присоединение вводов (§ 7-5). Во
внедряемой серии трансформаторов 1 и 2-го
габаритов к стенке бака на большой его оси
приварены, два угольника — по одному с каж-
дой стороны; в угольник вварен болт; с бол-
том скрепляется стальная пластина, в свою
очередь прикрепленная двумя болтами к кон-
цам двух верхних ярмовых балок (рис. 2-35
и 8-7). Для подъема выемной части служат
отверстия на концах ярмовых балок-угольни-
ков (трансформаторы 1-го габарита) или за-
крепленные на угольниках рым-болты (транс-
форматоры 2-го габарита).
Устройство крепления выемной части к ба-
ку в трансформаторах 4-го габарита зависит
от конструкции бака. При применении съем-
ного бака (§ 8-13) появляется возможность
осуществить болтовое крепление нижних яр-
мовых балок к дну бака. Это выполняегся
после опускания выемной части в нижнюю
часть бака, до установки на место верхней его
части, составляющей одно целое с крышкой.
В ряде трансформаторов 4-го габарита
с небольшим расстоянием от ярма до крышки
съемного бака осуществлено крепление выем-
ной части с использованием подъемных пла-
нок магнитопровода. Планки пропускают
в прямоугольные отверстия в крышке. На по-
следнюю у каждой планки накладывают Г-об-
разную массивную стальную пластину. Ее
придвигают до упора двумя кромками в вы-
ступающий над крышкой конец подъемной
планки. Пластину размечают и сверлят по от-
верстиям в крышке, а затем привинчивают
к ней болтами. Г-образные пластины располо-
жены так, что они препятствуют любому сме-
щению выемной части относительно крышки.
$2-11]
Пример разработки ярмовых балок
81
Выступающие концы подъемных планок вмес-
те с Г-образными пластинами закрыты сталь-
ными коробками на уплотнении.
2-11. Пример разработки ярмовых балок
Задано сконструировать ярмовые балки трансфор-
матора мощностью 1 800 ква на напряжение 35 кв
(рис. 2-51). Диаметр стержня магнитопровода 310 мм,
размеры ярма приведены на рис. 2-26,в, расстояние
между осями стержней 560 мм, наружный диаметр
обмотки ВН 530 мм, вес выемной части G составляет
3900 кГ, усилие короткого замыкания на стержень
FK —10 000 кГ. Схема шихтовки — по рис. 2-5. Верхние
и нижние ярмовые балки связаны четырьмя вертикаль-
ными шпильками диаметром 24 мм.
Для стяжки ярма применяем швеллеры и три
шпильки в каждом ярме над серединами стержней. При
высоте боковых пакетов ярма (рис. 2-26), равной
215 мм, наиболее подходящим будет швеллер с высотой
стенки 160 мм (№ 16а). Швеллер располагается вровень
с краем бокового пакета. Смещение швеллера относи-
тельно края ярма, обращенного к обмотке, необходи-
мое для вывода концов обмотки НН, составит 55 мм.
Между ярмом и швеллером делаем канал для мас-
ла размером 18 мм. При этом расстояние от ярма до
швеллера составит 18+3=21 мм, а между швеллерами
284+2(21) =326 мм. Швеллеры выравниваем с ярмом
деревянными планками (береза) толщиной по 55 мм.
Ширину этих планок берем соответственно наружному
диаметру обмотки ВН (рис. 2-53). Для того чтобы об-
мотка опиралась на брусок, его ширина должна быть
Уа (530—320) = 105 мм. При ширине полок швеллера
63 мм обращенную к обмоткам полку необходимо рас-
ширить приваркой пластин (рис. 2-53). Ярмовую
шпильку располагаем посередине высоты ярма.
Рассчитываем швеллер на изгиб при стяжке ярма.
Принимаем удельное давление р=1 кПсм2, Я=26 см,
L=2 (МО) =2 • 56= 112 см. Сила стяжки ярма P=pHL=
= 1 • 26 • 112=2 910 кГ. Максимальный изгибающий
момент
PL 2910-112
^макс “ 32 32 ~ 10 200
Момент сопротивления швеллера № 16а относительно
вертикальной оси ^=16,3 см3. Напряжение в швел-
лере на изгиб
а =
^макс 10200
Wy ~ 16,3
= 625 кГ/см2,
т. е. значительно ниже допускаемого напряжения
[аи] = 1 200 кГ/см2.
Сила, растягивающая среднюю шпильку:
Яш= 0,625Р=0,625-2 910=1 820 кГ.
Необходимое сечение шпильки по внутреннему
диаметру резьбы при допускаемом напряжении
900 кГ/см2 равно:
1 820 Л о
5ш— 900 —2,02 см •
Согласно этому расчету можно было бы взять шпиль-
ку диаметром 20 мм, имеющую сечение по внутреннему
диаметру резьбы 2,21 см2. Однако этот размер шпильки
не обеспечивает нужной ее прочности на изгиб при ко-
ротком замыкании трансформатора; при таком диамет-
ре получается также недопустимо большое удельное
6 А. В. Сапожников.
Рис. 2-53. Поперечное сечение ярма
трех фазного трансформатора мощ-
ностью 1 800 ква.
/—ярмо; 2—ярмовая балка; 5—ось ярмо-
вой шпильки; 4— продольная планка, вы-
равнивающая балку с ярмом; 5 — наружная
поверхность обмотки ВН-
давление на изоляцию шпильки. В результате оказы-
вается необходимым увеличить диаметр шпильки до
МЗО. Сечение этой шпильки по внутреннему диаметру
резьбы $ш=5,09 см2.
Определяем напряжение в затянутой шпильке при
подъеме выемной части. Сумма растягивающих напря-
жений от- затяжки шпильки силой 0,1875 Р и от изги-
бающего момента 0,1256/ (Z—плечо изгиба, т. е. рас-
стояние от ярма до швеллера, равное 21 мм), составит.
з=0,1875
Р 1,256/
*ш+ d>
1,25-3900-2,1
3»
2 910 ,
= 0.1875 адГ4
1 247 кГ/см*.
Допускаемое напряжение равно 1 200 кГ/см.г.
Напряжение смятия изоляции шпильки при тол-
щине стенки швеллера 6,5 мм составит:
G 0,125-3 900 ,
°с = 0l120 da ~ 3-0,65 — 250 кГ1см »
т. е. больше допускаемого напряжения [сс]=200 кГ/см2.
Решаем увеличить поверхность смятия приваркой к
стенке швеллера пластины толщиной 10 мм (см. ниже
расчет изоляции на смятие при воздействии усилий
короткого замыкания). Напряжение смятия изоляции
составит:
0,65
сс = 250 q65 = 98,5 кГ/см2.
Переходим к расчету ярмовых балок на усилия ко-
роткого замыкания. Согласно вышеизложенному ма-
ксимальный изгибающий момент швеллера равен:
Мм кс = -^=10000.—- =46 600 кГ-см.
24 24
82
Магнитопровод
[гл. 2
При моменте сопротивления швеллера относительно
горизонтальной оси W\=108 смг напряжение изгиба
составит:
Ммякс 46 600
« = -Т08~=431 кГ'См2'
т. е. значительно меньше допускаемого напряжения
[аи] = 2 000 кГ/см2.
Ярмовая шпилька изгибается силой 0,227FK, плечо
изгиба /:
М =0,227Fvl = 0,227 -10 000-2,1 =4 770 к Г/с м,
макс к
W' = О,Id» = 0,1.3» = 2,7 см‘,
М.якс 4 770
а = = 1 765 кПсм\
т. е. в пределах допускаемого напряжения [аи] =
= 2 000 кГ/см2.
Напряжение смятия изоляции равно:
0,227FK 0,227-10 000
°с==—Та------ 3(0,65+ 1) =459 кГ/см*.
т. е. на 15% больше допускаемого [<*с]=400 кГ/см2.
Дальнейшее увеличение диаметра шпильки крайне
нежелательно; шпилька большего диаметра была бы
несоразмерна с ярмом и швеллером. Решаем оставить
ярмовые шпильки диаметром 30 мм.
Проверяем вертикальные шпильки на осевые уси-
лия короткого замыкания. Сумма осевых усилий, дей-
ствующих одновременно на трех стержнях магнито-
провода, равна 10 + 2,5 + 2,5=157. Считаем, что по-
ловину этой силы воспринимают четыре вертикаль-
ные шпильки. На одну шпильку приходится 1 875 кГ.
Напряжение в ней от усилия короткого замыкания
составит = 590 кГ/см2. Остается достаточный
„запас* на предварительную затяжку шпилек (при
осевой стяжке обмоток).
2-12. Изоляция в магнитопроводе
При рассмотрении отдельных узлов магни-
топровода упоминалось об"изолировании тех
или других частей. Здесь дается общий обзор
изоляции в магнитопроводе, обосновывается
ее применение и указываются требования,
которым она должна удовлетворять.
Главное место в магнитопроводе занимает
изоляция пластин активной стали, являющая-
ся необходимым дополнением к разделению
сечения стержней и ярем на тонкие слои. Она
устраняет соприкосновение металла соседних
пластин и тем ограничивает циркуляцию вих-
ревых токов по стали пределами сечения от-
дельных пластин. Однако проводимость «меж-
листовой изоляции» не равна нулю и цирку-
ляция токов, захватывающая все сечение
стержней и ярем, не исключена полностью.
Токи в сечении магнитопровода вызывают до-
бавочные потери в стали — так называемые
«потери в изоляции». Величина этих токов и
обусловленных ими потерь зависит от прово-
димости изоляционного покрытия пластин и от
размера поперечного сечения магнитопровода.
Относительная величина добавочных потерь
(в процентах основных потерь в стали) про-
порциональна размеру сечения магнитопрово-
да (стержня, ярма) L
Вопрос о «потерях в изоляции» приобре-
тает практическое значение в трансформато-
рах 4-го габарита при лаковой изоляции пла-
стин (бумажная изоляция имеет более высо-
кое удельное сопротивление). Для этих транс-
форматоров с целью увеличения сопротивле-
ния пленки лака применяют двукратную ла-
кировку пластин, тогда как сталь трансфор-
маторов меньшей мощности лакируют только
один раз. Для сопротивления (поперек пла-
стин) собранных из лакированной стали маг-
нитопроводов 4-го габарита статистическим пу-
тем установлены нормы — минимальные допу-
стимые значения сопротивлений; например, при
двукратной лакировке пластин сопротивление
трехфазных магнитопроводов трансформато-
ров мощностью до 15 тыс. ква класса ПО кв
должно быть не менее 1,2 ом, мощностью
20 -ь 40 тыс. ква — не менее 0,8 ом.
Очень низкое сопротивление изоляций пла-
стин приводит к добавочным потерям й маг-
нитопроводе; но и очень высокое сопротивле-
ние изоляции неприемлемо, так как в этом слу-
чае нельзя было бы ограничиваться заземле-
нием активной стали только в одной точке,
а пришлось бы применять многочисленные со-
единения пластин (см. § 2-13). Бумажная
изоляция в этом отношении неудобств не со-
здает, хотя и имеет относительно высокое
удельное сопротивление. Вследствие неболь-
ших механических повреждений бумаги боль-
шинство пластин имеет соприкосновение меж-
ду собой в отдельных точках. Это не приводит
к сколько-нибудь заметному увеличению по-
терь, но в то же время позволяет считать по-
тенциал всей стали магнитопровода одинако-
вым (§ 2-13).
Потери в изоляции активной стали 'от то-
ков, циркулирующих в сечении стержней и
ярем, увеличиваются, если электрически со-
единены между собой крайние пластины сече-
ния-магнитопровода. Такое соединение (рис.
2-54) уменьшает сопротивление (это видно из
сравнения рисунков 2-54 а и б) и увеличивает
циркулирующие токи. Замыкание меж^у со-
бой крайних пластин ярма может появиться
в результате «лишнего» заземления: (см.
1 Это относится к магнитопроводам, не подразде-
ленным на рамы. 1
§ 2-J2j
Изоляция в магнитопроводе
83
§ 2-13), из-за соприкосновения с ярмом сталь-
ной втулки ярмовой шпильки (рис. 2-36) и др.
Все эти соединения должны быть исключены.
Шпильку стяжки стержня отделяют изоля-
ционной трубкой от активной стали (в отвер-
стии). При отсутствии изоляции на шпильке
она замыкала бы между собой пластины
стержня и это увеличивало бы «потери в изо-
ляции». Кроме того, изоляционная трубка уве-
личивает зазор от пластин стержня до метал-
ла шпильки; вследствие этого уменьшается
магнитный поток, проходящий через шпильку,
и уменьшаются потери в ней от вихревых
токов.
Шпильку стяжки стержня изолируют от
крайних пластин стержня (§ 2-7). Замыкание
одного конца шпильки со стержнем не имеет
никаких последствий. Соединение обоих кон-
цов одной шпильки с пластинами увеличивает
«потери в изоляции» стали (см. выше). Со-
единение с активной сталью обоих концов
двух шпилек на одном и том же стержне маг-
нитопровода создает короткозамкнутый виток
из этих шпилек и крайних пластин. При «од-
норядной стяжке» стержня шпильками
(§ 2-7) «виток» расположен вертикально, т. е.
вдоль направления поля. Сцепление «витка»
с потоком может иметь место только за счет
несимметричного распределения силовых ли-
ний по сечению матнитопровода, на его углах.
При этом, хотя сцепленный с «витком» поток
составляет небольшую часть потока стержня,
наведенная им э. д. с. может привести к непо-
ладкам. При «двухрядной стяжке» неподраз-
деленного стержня короткозамкнутый виток
из двух шпилек — по одной из двух рядов —
и крайних пластин активной стали (см.
рис. 2-31) расположен перпендикулярно на-
правлению магнитного потока. В «витке» на-
водится значительная э. д. с. и «пожар в стали»
неизбежен. При этом не имеет значения, рас-
положены ли две шпильки на одной высоте
или на разных. В многорамном магнитопрово-
де короткозамкнутый виток образуется, если
две шпильки—по одной из стяжки двух рам—
имеют обои-ми своими концами контакт с об-
щими для этих шпилек стальными накладка-
ми, связывающими рамы (рис. 2-30).
К размерам изоляции шпильки (изоляци-
онной трубке, шайбе, пластине и т. д.) требо-
ваний в отношении определенной величины
электрической прочности или сопротивления
изоляции не предъявляют. Требуется лишь,
чтобы изоляционные детали выполняли свое
назначение, т. е. исключали контакт между
соответствующими частями в условиях, имею-
5*
Рис. 2-54. Вихревые токи
в поперечном сечении
магнитопровода. Услов-
но показан только один
контур циркуляции то*
ков—по периферии се-
чения.
а — нормальная циркуляция
токов; б — циркуляция токов
при соединении крайних пла-
стин.
щих место при сборке магнитопровода и
в эксплуатации трансформатора — при всех
возникающих механических воздействиях, при
всех возможных относительных смещениях
деталей (см. § 2-14).
Ярмовые шпильки, проходящие в отвер-
стиях в пластинах, необходимо изолировать
от активной стали и от ярмовых балок
(§ 2-8). Назначение изоляции ярмовых шпи-
лек то же, что указано выше применительно
к изоляции шпилек стяжки стержня. Для вы-
бора размеров изоляции ярмовых шпилек
определяющими являются требования, обу-
словленные ее механической прочностью.
Прямоугольные ярмовые брусья (§ 2-8) и
стальные планки, расположенные поперек
ярмовых балок (§ 2-10), от них не изолируют:
два ярмовых бруса или две поперечные план-
ки вместе с двумя ярмовыми балками обра-
зуют замкнутый контур, но он не сцеплен с
рабочим потоком магнитопровода. От пластин
ярма ярмовые брусья и поперечные планки
отделяют прокладками из электрокартона.
Это необходимо для уменьшения перехода по-
тока из ярма в массивный брус или в попереч-
ную планку и потому, что замыкание брусом
или планкой пластин привело бы к увеличе-
нию «потерь в-цзоляции» (см. выше).
Толщина «кдробок» из электрокартона,
изолирующих яшмовые брусья и поперечные
планки от активней стали, выбирается с уче-
том неровного расположения пластин, торцы
которых представляют «гребенку», вдавливаю-
щуюся в картон, и с учетом необходимости
ограничить переход потока из ярма в брус
или поперечную планку.
Ярмовые балки в трансформаторах 3 и
4-го габаритов отделены от ярма изоляцион-
ными деталями, образующими каналы для
масла. У трансформаторов меньшей мощно-
сти этот канал не делают, и между балкой и
ярмом устанавливают прокладку из электро-
картона. Она необходима для того, чтобы не-
сколько отдалить массивную балку от ярма,
уменьшить переход в нее рабочего потока; и
снизить потери в ней от вихревых токов. Кро-
ме того, соприкосновение ярмовых балок
84
Магнитопровод
[гл. 2
с крайними пластинами ярма при соединении
балок между собой представляло бы случай,
предусмотренный рис. 2-54,6. Толщину 'изоля-
ционной прокладки (пластины) берут не ме-
нее 1,5 мм (§ 2-8).
2-13. Заземление магнитопроводов
Внутри бака между находящимися под на-
пряжением обмотками и заземленными час-
тями бака существует электрическое поле.
Если активную сталь и стальные крепления
магнитопровода не заземлить, то они, нахо-
дясь в поле обмоток, приобретут некоторые
потенциалы. При этом между отдельными ме-
таллическими частями’и между ними и баком
возникнут разности потенциалов. Хотя они,
как правило, невелики, но могут превзойти
электрическую прочность небольших изоляци-
онных промежутков, разделяющих металли-
ческие части, и вызвать перемежающиеся раз-
ряды. Их нельзя допускать, так как они при-
водили бы к разложению масла, а также не
позволяли прослушивать трансформатор и
следить за его исправностью в эксплуатации.
Во время же контрольных испытаний транс-
форматора разряды, обусловленные отсутст-
вием заземления, не давали бы возможности
убедиться в исправности изоляционной кон-
струкции. Поэтому магнитопровод и его креп-
ления заземляют с тем, чтобы активная сталь
и все связанные с ней части имели один и тот
же потенциал — потенициал бака (земли).
При осуществлении заземления магнито-
провода и его креплений нужно руководство-
ваться следующим.
Электрическое сопротивление изоляции
пластин активной стали невелико (§ 2-12).
Поэтому при заземлении хотя бы одной пла-
стины магнитопровода все Остальные можно
считать заземленными. Это в полной мере от-
носится и к магнитопроводу с каналами для
масла, если они образованы стальными прут-
ками, приваренными к пластинам стали
(§ 2-4). Если же прокладки, создающие кана-
лы, выполнены из изоляционного материала,
то пакеты стали, разделенные прокладками,
нужно соединить металлическими перемыч-
ками. Такие соединения необходимы и между
пакетами, разделенными пластинами из элек-
трокартона. (Подразделение магнитопровода
по толщине изолирующими.пластинами иног-
да встречается в заграничных конструкциях.)
В ^двухрамных однофазных магнитопроводах
«рамы» отделены друг от друга каналом, не
перекрытым металлическими частями. Наруж>
дую раму заземляют, соединяя с ярмовой
балкой. Внутреннюю раму соединяют с на-
ружной (в одном из стержней) пакетом из
пластин электротехнической стали, имеющих
форму «малой накладки» (рис. 2-30).
Заземлению подлежат ярмовые балки и все
металлические крепления и вспомогательные
стальные части, за исключением шпилек, про-
ходящих в отверстиях в стержнях и ярмах.
Эти шпильки, а также стальные шайбы и пла-
стины стяжки стержней и ярем расположены
так, что и при отсутствии их заземления в си-
лу емкостных связей их потенциал практиче-
ски не отличается от потенциала активной
стали. Поэтому заземление этих частей из-
лишне.
Заземление должно охватывать все части
в соответствии с указанным выше. Вместе
с тем не должно быть излишных соединений.
Эти соединения не только бесполезны, но за-
частую приводят к неполадкам. Не исклю-
чается образование из-за лишних заземлений
короткозамкнутого витка вокруг рабочего по-
тока магнитопровода. Такой виток приводит
к аварии. Однако из-за лишних заземлений
и при отсутствии короткозамкнутого витка
могут возникать неполадки, связанные с цир-
куляцией вихревых токов в сечении магнито-
провода (§ 2-12).
Лишнее заземление обычно приводит к со-
единению крайних пластин ярма, показанному
на рис. 2-54, б; оно усиливает вихревые токи
и повышает потери холостого хода трансфор-
матора. Такой результат был бы, например,
при заземлении — соединения с баком — не
одной, а двух подъемных шпилек (рис. 2-55,
схемы № 3 и 4). Существенно то, что при
лишних заземлениях вихревые токи в значи-
тельной части замыкаются через заземляющие
соединения (ленты). Не исключается пере-
грузка этих лент током и их чрезмерный на-
грев. Этому может способствовать недоста-
точно плотный контакт между лентой и ак-
тивной сталью. Известны случаи отгорания
таких соединений (при лишних заземлениях),
приводившие к выходу трансформатора из
строя.
При составлении схем заземления прини-
маю^ что стальные опорные пластины магни-
топровода, стоящие на дне бака, имеют с ним
достаточный контакт; их считают заземленны-
ми. Подъемные шпильки магнитопровода (вы-
емной части) не соединены электрически с
крышкой бака ввиду наличия асбестового
уплотнения (§ 2-10). Поэтому, если нужно
шпильку заземлить, ее соединяют проводни-
ком с болтом на крышке бака.
§ 2-13]
Заземление магнитопроводов
85
№7 №8 №9
Рис. 2-55. Схемы заземления магнитопроводов при различных конструкциях выемной части.
/ — магнитопровод; 2 — стальная ярмовая балка; 3— деревянная ярмовая балка; 4— деревянный опорный брусок; 5 — стальная
поперечная планка (угольник); 6 — подъемная шпилька; 7 — шпилька, связывающая верхние ярмовые балки с нижними; 8 — болт
- на крышке; 9 — крепление на стенке бака.
Заземляющие ленты в верхнем и нижнем
ярмах (рис. 2-55) нужно располагать одну
под другой — на одинаковом расстоянии (по
горизонтали) от края ярма. Закладывание
лент между пластинами на разных расстоя-
ниях от края ярма может дать результат, по-
добный тому, который получается при лишнем
заземлении.
В конечном счете, схема заземления, т. е.
число и расположение заземляющих соедине-
ний, зависит от конструкции магнитопровода,
от наличия тех или иных металлических час-
тей и связей между ними. Некоторые из воз-
можных схем заземлений приведены на
рис. 2-55.
В трансформаторах существующих серий соедине-
ние активной стали с ярмовыми балками или другими
креплениями выполняют медной луженой лентой. Один
конец ленты закладывают на глубину около 75 мм
между пластинами ярма, другой присоединяют чс креп-
лениям. При схемах заземления по рис. 2-55, схемы № 1
и 2, ленту закладывают с торца ярма посередине его
толщины (трансформаторы 1—2-го габаритов); при схе-
мах по рис. 2-55, схемы № 3—9, ленту закладывают
посередине длины ярма (на линии среднего стержня) на
небольшом расстоянии — примерно 10 мм — от края
ярма. Если между ярмом и ярмовой балкой есть канал
для масла, то ленту закладывают в ярмо против про-
кладки (см. рис. 2-51); этим обеспечивается плотное
зажатие ленты и хороший контакт между ней и пла-
стинами стали. Ленту присоединяют к креплениям либо
под подъемную шпильку (рис. 2-55, схемы № 1 и 2)\
либо прижимают к внутренней стороне стенки ярмовой
балки (схемы № 3—7, трансформаторы 2 и 3-го габари-
тов), либо прикрепляют к полке ярмовой балки специ-
альным болтом (схемы № 8 и 9, трансформаторы 4-го
габарита). Сечение медной ленты берут: трансформато-
ры 1—3-го габарйтов — 0,3X30 или 0,3X40 мм, транс-
форматоры 4-го габарита 2(0,3X40) мм. Подъемную
шпильку соединяюще болтом на крышке бака (схемы
№ 1—5) медным приводом диаметром около 3 мм.
Для лучшего выяснения принципа построения схем
заземления сравним схемы № 3, 4 и 5 рис. 2-55. Первая
из них имеет пять, вторая три и третья одно заземляю-
щее соединение. Рассмотрим схему № 5. Здесь соедине-
ние магнитопровода с баком осуществляется через
опорные стальные пластины; нижние ярмовые балки
соединены с опорными пластинами, верхние балки
соединены с нижними вертикальными шпильками; подъ-
емные шпильки связаны с верхними балками. Таким
образом, все крепления магнитопровода заземлены. Для
заземления активной стали достаточно соединить ее
в одном месте с какой-либо ярмовой балкой. Это удоб-
нее сделать на верхнем ярме.
В схеме № 4 выемная часть установлена на дере-
вянных брусках. Для соединения магнитопровода с ба-
ком необходимо связать одну' из подъемных шпилек
проводом с крышкой бака. Таким образом, оказываются
заземленными правые верхняя и нижняя ярмовые бал-
86
Магнитопровод
(гл. 2
ки. Второе соединение связывает точно так же, как
в схеме № 5, активную сталь с правой верхней балкой.
Еще одно соединение необходимо для заземления ле-
вых верхней и нижней ярмовых балок. Это достигается
соединением левой верхней балки с активной сталью.
В схеме № 3 отсутствует связь верхних ярмовых
балок с нижними. Поэтому в дополнение к соединениям
схемы № 4 каждую из двух нижних балок необходи-
мо также соединить с активной сталью.
2-14. Некоторые сведения о технологическом
процессе изготовления магнитопроводов
Оклейка и лакировка стали
Оклейка электротехнической стали (см. также §2-2);
производится на «оклеенной машине». На ней, над дви-
жущимися один за другим стандартными листами стали
установлен рулон с бумагой. Бумага захватывается
двумя резиновыми валами; один из них наносит на
бумагу тонкий слой крахмального клейстера, другой
прижимает ее к листам и отжимает излишки клейстера.
Дальше листы проходят под волосяной щеткой, разгла-
живающей бумагу, и затем над пламенем газовых горе-
лок, подсушивающих листы.
Бумага (ГОСТ 1201-52), применяемая для оклейки
стали, с одной стороны имеет глянец. Клейстер нано-
сится на эту сторону. Благодаря глянцу бумага не
успевает размокнуть за несколько секунд, которые
проходят между моментом ее соприкосновения с валом,
наносящим клей, и моментом ее прижимания к стали.
Если бы глянца не было, бумага сразу размокала! бы,
теряла свою механическую прочность и рвалась. Глянец
нанесен таким образом, что он не препятствует высу-
шиванию бумаги.
В связи с оклейкой не возникает каких-либо особых
условий, которые нужно было бы учитывать при кон-
струировании магнитопроводов.
Лакировка пластин стали (см. § 2-2} производится
на «лакировальной машине». Она состоит из четырех
основных частей: устройства для нанесения лака на
пластины, промежуточного «холодного конвейера», печи
с нефтяными форсунками или газовыми горелками и
выходного «холодного, конвейера». Пластину стали
вставляют между резиновыми валами, которые наносят
лак на обе ее стороны. Толщина наносимого лака регу-
лируется силой сжатия этих валов. Пройдя валы, плас-
тины попадают на промежуточный конвейер, отделяю-
щий лакировальное устройство отпечи; далее они
переходят на «горячий конвейер», который перемещает
их в пределах печи. Там происходи воспламенение и
выгорание растворителя и полимеризация лака (запека-
ние изолирующей пленки). Полимеризация заканчивает-
ся на выходном конвейере; на нем пластины охлаж-
даются холодным воздухом.
От расстояний между соседними конвейерами
может зависеть минимальный размер пластин, которые
могут переходить с одной ленты на другую, не прова-
ливаясь между ними.
Резка и штамповка
Важное место в' изготовлении пластин магнитопро-
вода занимают процессы резки и штамповки отверстий.
Последовательность операций резки и штамповки, их
точность и те или иные ограничения в отношении раз-
меров пластин, которые нужно учитывать при кон-
струировании, зависят от применяемого оборудования
(ножницы, прессы) и инструмента (ножи, штампы), от
организации процесса. При конструировании магнито-
проводов приходится учитывать следующие моменты.
Для выравнивания стандартного листа со вс^х его
сторон обрезают кромки. Наименьшая ширина кромок,
которую возможно отрезать, определяет наибольшие
размеры листа, которые могут быть использованы при
раскрое стали (§ 2-6). Устройство прессов и штампов
задает минимальные расстояния от краев пластины, на
которых можно располагать те или другие отверстия,
определяет ограничения в отношении выбора расстоя-
ний между соседними отверстиями и между рядами
отверстий. Если одновременно со штамповкой отверстий
производится обрезка кромок по длине заготовки плас-
тины, эта обрезка должна учитываться при раскрое.
В приложении 5 приведены допуски на резку пластин
и штамповку в них отверстий.
Снятие заусенцев
При резке и штамповке стали по линии разреза и
по контуру отверстия образуются заусенцы. Их направ-
ление показано на рис. 2-56. Размер (высота) заусенцев
зависит от устройства ножей и штампов, их зйточки,
качества прижимного устройства и свойств обрабаты-
ваемой электротехнической стали. Заусенцы приводят
обычно к соприкосновению металла соседних Пластин
и к усилению вихревых токов в месте замьжания
Рис. 2-56. Образова-
ние заусенцев при
резке пластин ц
штамповке в них от-
верстий,
а — резка; б — штампов-
ка.
Следствием этого могут быть высокие местные нагре-
вы— вплоть до «пожара в стали». Поэтому заусенцы
необходимо снимать. Их сошлифовывают или закаты-
вают на специальных станках. Шлифовка заусенцев
производится карборундовыми, закатка— стальными
валами. Чтобы избежать наклепа, при закатке обеспе-
чивается соответствующее регулирование расстояния
между стальными валами.
Изолированные бумагой пластины можно Шлифо-
вать только с неоклеенной стороны; со стороны бумаги
шлифовка невозможна, так как бумага была бы сор-
вана. В оклеенных пластинах отверстия штампуют со
Стороны бумаги; при этом заусенцы образуются по
краям отверстий в сторону стали и их можно [сошли-
фовать. Часть заусенцев от резки получается в Сторону
бумаги и сошлифовать их невозможно. В этом случае
к работе ножей приходится предъявлять особенно
высокие требования.
Холоднокатаная электротехническая сталь- более
мягка, чем горячекатаная, и поэтому более чувстви-
тельна к образованию заусенцев и требует болёе доб-
рокачественного инструмента, более частой его заточки.
Применение рольной стали
Технологический процесс изготовления пласт(иы для
стержней и ярем изменяется при переходе от листовой
на рольную электротехническую сталь. Рулон , разре-
зают (по ширине) многодисковыми ножницами па
полосы такой ширины, которую должны иметь пласти-
ны. Полосы перематываются в рулоны и поступают
в резку на пластины. У пластин со скосами род 45°
часть острых углов должна быть срезана в сос/гветст-
§ 2-14]
6 технологическом процессе: изготовления магнитопроводов
87
вии со схемой шихтовки (рис. 2-16); .остальные острые
углы также желательно срезать, чтобы облегчить
рабочим обращение с пластинами и повысить произво-
дительность труда на сборке мапнитопроводов. Весьма
вероятно, что в ближайшие годы для изготовления
пластин магнитопроводов будут созданы автоматиче-
ские линии с тоннельными печами непрерывного дей-
ствия для отжига пластин.
Сборка магнитопроводов
Сборка шихтованного магнитопровода производится
в горизонтальном положении. На соответствующем
г приспособлении слой за слоем укладывают пластины
стержней и ярем, включая пластины верхнего ярма.
После сборки всех пластин стержни и ярма скрепляют,
магнитопровод поднимают и устанавливают вертикаль-
но— в рабочее положение. Для ускорения сборки
укладывают не по одной, а сразу по две-три одинако-
вые пластины (см. § 2-3). Дальнейшее (сверх трех))
увеличение числа пластин в' слое шихтовки, как пока-
зывает опыт, уже не ускоряет сборки. Оклеенные пла-
стины укладывают в слоях бумагой к середине магни-
топровода: пластины выступают наружу только неокле-
енной стороной, и бумага не сдирается.
Устройство приспособлений для сборки и способы
подъема магнитопроводов из горизонтального положе-
ния зависят от их размеров и веса. Магнитопроводы
трансформаторов 1—3-го габаритов собирают на столах
или козлах, создающих вместе со вспомогательными
швеллерами ровную опорную поверхность для стержней
и ярем. Подъем в рабочее положение магнитопроводов
трансформаторов 1—2-го габаритов и некоторых транс-
форматоров 3-го габарита осуществляют, закрепляя
тросы за верхние консоли. Более тяжелые из магнито-
проводов трансформаторов 3-го габарита поднимают
двумя крюками одного крана; тросы от одного крюка
закрепляют за верхние ярмовые балки, второго — за
нижние. Магнитопровод поворачивают в вертикальное
положение на весу.
Сборку магнитопроводов трансформаторов 4-го
габарита производят на массивном Г-образном приспо-
соблении, так называемых «санях», на которые уклады-
вают вспомогательные продольные и поперечные
швеллеры. Собранный магнитопровод поднимается
в вертикальное положение вместе с «санями» двумя
крюками одного подъемного крана или крюками двух
кранов. При этом тросы закрепляют за «сани», так что
части магнитопровода во время его поворачивания не
испытывают существенных механических напряжений
и не деформируются. Последовательность подъема по-
казана на рис. 2-57.
К процессам сборки магнитопровода предъявляют
серьезные требования в отношении соблюдения разме-
ров и формы стержней и ярем. Должна быть выдержа-
на заданная толщина пакетов стали; недопустимы
сколько-нибудь значительные отклонения толщины в одну
и в другую сторону. При завышенной толщине сокра-
щаются расстояния от углов пакетов до внутренней
обмотки, это может затруднить или даже сделать «не-
возможной ее насадку. Кроме того, может оказаться
недостаточным изоляционное расстояние до внутрен-
ней обмотки. Уменьшенная толщина магнитопровода
является, как. правило, следствием того, что в стержни
и ярма уложено меньше стали, чем предусмотрено рас-
четом, что влечет повышение потерь и тока холостого
хода трансформатора.
Ввиду колебаний толщины отдельных пластин,
а также из-за влияния волнистости стали вести сборку
магнитопровода «по числу пластин» Невозможно.
777777777777777 //////////7/7777/, ’////////777?
Рис. 2-57. Последовательность подъема магнитопро-
юда из горизонтального положения на Г-образиом
сборочном приспособлении („санях*).
Поэтому в ходе сборки приходится производить вре-
менную стяжку уложенных пакетов и измерять их тол-
щину1. Однако и эти измерения не дают полного совпа-
дения с размерами, получающимися после окончатель-
ной стяжки стержней и ярем. В результате приходится
допускать некоторые отклонения размеров сечения
стержней и ярем от номинальных. На МТЗ в настоя-
щее время применяют следующие нормы на допускае-
мые отклонения размеров сечения стержней магнито-
проводов:
Диаметр стержня,
мм
До 100
Свыше 100 до 310
„ 310 до 548
„ 548 до 588
„ 588 до 666
„ 666 до 940
Допуск на тол-
щину стержня,
%
4~2
г+г 1,5, но’не
более 3 мм
Допуск на тол-
щину среднего
пакета, мм
+3
±1
±1
4
•5
•8
10
Для толщины остальных пакетов (кроме среднего))
допускается отклонение ±1 мм. Допуски даны для
толщины пакетов без учета «веера» (§ 2-4), который
при конструировании учитывается особо (рис. 2-23).
При сборке магнитбпровода необходимо выдержать
симметричное расположение пакетов стержней и ярем—
не допускать перекоса'^ечения; нужно обеспечить верти-
кальность стержней в рабочем положении и выдержать
между ними и ярмамТГугол 90°. Далее, необходимо как
можно точнее пригнать стыки пластин в слоях, чтобы
не было больших зазоров между пластинами и их на-
бегания друг на друга. Для выполнения этих требова-
ний тщательно выравнивают поверхности, служащие
опорой для собираемых стержней и ярем; применяю!
направляющие оправки — стальные цилиндрические
стержни, которые вставляют в отверстия в пластинах
для шпилек; в ходе сборки контролируют положение
пластин в ,местах стыков и проверяют, нет ли перекоса
пластин в слоях шихтовки измерением размеров по
диагонали между верхним и нижйим ярмами; для вы-
равнивания и устранения перекосов пластин их систе-
матически подбивают; стержни и ярма стягивают от
середины равномерно в обе стороны; после подъема
магнитопровода его устанавливают на горизонтальной
1 Целесообразно контролировать количество стали»
«уложенной» в магнитопровод, взвешиванием.
88
Магнитопровод
[гл. 2'
площадке, проверяют вертикальность стержней и, если
нужно, их выравнивают (подбивают).
Описанная технология сборки шихтованных магни-
топроводов включает «лишние операции»: укладывание
стали верхнего ярма при первоначальной сборке плас-
тин и расшихтовку верхнего ярма для насадки обмоток.
Возникает вопрос: нельзя ли исключить эти две опера-
ции, т. е. собирать пластины магнитопровода без- верх-
него ярма.
Сборка магнитопроводов без верхнего ярма имеет
следующие недостатки. Усложняется выравнивание
пластин при их первоначальной сборке, так как нет
контроля положения верхних краев пластин стержней
по их сопряжению с пластинами верхнего ярма. Со-
бранный без верхнего ярма магнитопровод имеет более
низкую механическую прочность, чем полностью со-
бранный. Это затрудняет его подъем, перестановку и
т. д. Усложнение упомянутых операций при больших
размерах магнитопроводов столь велико, что для них
сборка без верхнего ярма становится совершенно не-
приемлемой. Существенное значение имеет усложнение
комплектовки магнитопроводов, собираемых без верх-
него ярма; в этом случае нужно отдельно подбирать
необходимое количество пластин верхнего ярма, хра-
нить их, отдельно доставлять к месту сборки обмоток.
Перечисленные недостатки обусловили применение
сборки магнитопроводов в существующих сериях транс-
форматоров с верхним ярмом. Вместе с тем не исклю-
чается, что для трансформаторов небольшой мощности
(1 и 2-й габариты) при некоторых условиях, в частно-
сти при конвейерном производстве, сборка без верхнего
ярма окажется целесообразной.
Стяжка стержней шпильками
При конструировании стяжки стержней нужно учи-
тывать в полной мере условия сборки магнитопровода,
в которых устанавливаются стяжные шпильки, и произ-
водственные отклонения.
Первоначально стержни стягиваются шпильками
после сборки пластин, перед подъемом магнитопровода;
во время «отделки» магнитопровода, когда он установ-
лен вертикально, осуществляется окончательная стяжка.
Изоляционные трубки шпилек ^устанавливают при пред-
варительной стяжке. Зачастую (при больших толщинах
магнитопроводов) трубка идет в отверстие в стержне
очень туго. Это объясняется неточностями изготовления
и установки отдельных пластин, вследствие чего края
отверстий в пластинах не вполне совпадают. Так как
нестянутый стержень имеет большую толщину, чем но-
минальная, то первоначально трубка не выступает мз
отверстия (ср. с рис. 2-29). Посля* установки и затяжки
шпилек (в трансформаторах большой мощности это
делается под грузом) трубка занимает более правиль-
ное положение. На отделке магнитопровода шпильки
поочередно вынимают, выравнивают изоляционные шай-
бы и окончательно затягивают шпильки. Эта затяжка
производится в более удобных условиях, чем предвари-
тельная; поэтому магнитопровод удается стянуть силь-
нее, приблизив его толщину к номинальной. Если тако-
вая достигнута, то изоляционная трубка должна занять
правильное положение: оба ее конца должны войти
в изоляционные шайбы.
Выдерживание правильного положения изоляцион-
ных трубок было бы облегчено, если бы они устанавли-
вались при «отделке» магнитопровода в стянутые
стержни. Однако вставить трубку в отверстие при
«отделке» еще труднее чем в процессе предварительной
стяжки стержней. Это объясняется тем, что после
стяжки пластин отверстия для шпилек еще больше
сужаются, и тем, что на «отделке» трубку пришлось бы
вставлять в отверстие горизонтально; это значительно
труднее, чем направлять ее. в отверстие сверху вниз
(при горизонтальном положении магнитопровода).
В результате от установки трубок во время «отделки»
магнитопровода приходится отказываться.
Эти детали технологического процесса нужно иметь
в виду при усовершенствовании изоляции стяжных
шпилек стержней магнитопроводов (§ 2-7).
Контроль изоляции при изготовлении магнитопроводов
Качество лакировки стали магнитопровода контро-
лируется измерением сопротивления пленки лака на
пластинах. Качество лаковой изоляции пластин прове-
ряется также на собранных магнитопроводах (§ 2-12).
Изоляция шпилек стяжки стержней и ярем относитель-
но активной стали контролируется мегомметром или
путем приложения между шпилькой и активной сталью
50-периодного напряжения. Для мощных трансформа-
торов следует применять одноминутное испытательное
напряжение 2 кв.
В процессе сборки трансформатора проверяют, нет
ли случайных, не предусмотренных по схеме заземления
(§ 2-13) замыканий между активной сталью и ярмовы-
ми балками и другими креплениями. Для этой провер-
ки, которая производится мегомметром или приложе-
нием 50-периодного напряжения, должна быть преду-
смотрена возможность временного отсоединения зазем-
ляющих лент.
2-15. «Намотанные» магнитопроводы
Практически полное совпадение направле-
ний силовых линий рабочего магнитного по-
тока и прокатки стали достигается в «намо-
танных» магнитопроводах (рис. 2-2,6), по-
явившихся в связи с внедрением холоднока-
таной электротехнической стали (§ 2-2). У на-
мотанных магнитопроводов нет отдельных
пластин, образующих одни — стержни, дру-
гие— ярма и создающих соединение стержней
и ярем под. прямым углом; намотанный маг-
нитопровод образуется из стальной ленты или
из длинных полос стали, при этом переход от
стержней к ярмам получается закругленным.
Для трансформаторов небольшой мощности
применяют намотанные из ленты, так назы-
ваемые «спиральные магнитопроводы». На-
пример, однофазный магнитопровод с развет-
вленной магнитной цепью, со схемой устрой-
ства рис. 1-6,а, состоит из двух О-образных
ветвей, намотанных каждая отдельно из лен-
ты, в виде спирали. Спираль разрезают на
части — по два витка; эти части последова-
тельно собирают вокруг готовой обмотки.
Пример намотанного магнитопровода, вы-
педненного из полос стали, показан на
рис. 2-58. Эта конструкция применяется для
однофазных трансформаторов при мощности
до нескольких тысяч киловольт-ампер. Магни-
топровод состоит из четырех «колец», пристав-
ленных друг к другу. «Кольца» образуются из
полос стали, каждая длиной в один «оборот».
§ 2-16]
Магнитопровод с радиальной сборкой пластин
89
Рис. 2-58. Активная сталь .намотанного” из полос одно-
фазного магнитопровода (Дженерал Электрик, США).
1—положение полос активной стали, отогнутых для на'лдкя
обмоток; 2 — стальные скобы, скрепляющие стержень, изолиро-
ванные от активной стали; 3—торцовая упорная пластина; 4—
стальная накладна; 5 — изоляционная пластина: 6—места рас-
положения шпи/ек, стягивающих горизонтальные ярмовые балки.
Стыки полос располагаются со ступенчатым
смещением, показанным на рис. 2-58 пунк-
тиром.
Технологический процесс изготовления магнитопро-
вода таков. Рольную сталь с нанесенным с двух сто-
рон изоляционным покрытием на многодисковых нож-
ницах разрезают на ленты. Из них на автоматических
гильотинных ножницах нарезают заготовки — полосы,
постепенно изменяющейся длины. Полосы складывают
(наматывают) в кольцо, которое формуют в пря-
моугольник и отжигают. Четыре кольца пристав-
ляют друг к другу и скрепляют. Стержни стягивают
вертикальными накладками 4 и горизонтальными ско-
бами 2 с отогнутыми в две стороны «захватами». Гори-
зонтальные части ярем скрепляют балками и шпилька-
ми, проходящими вне активной стали. Вдоль вертикаль-
ных ярем также установлены балки; они связаны гори-
зонтальными пластинами 5, удерживающими вертикаль-
ные ярма от смещения наружу. Для насадки обмоток
верхние упорные пластины 3 снимают, и полосы актив-
ной стали отгибают, как показано на рис. 2-58 (отогну-
тые полосы поддерживаются соответствующими техно-
логическими подставками).
Осуществить в виде «намотанных» трехфазные маг-
нитопроводы значительно труднее, чем однофазные.
До настоящего времени эта задача решалась только
применительно к трансформаторам небольшой мощ-
ности.
2-16. Магнитопровод с радиальной сборкой
пластин
Фирма Броун-Бовери (Швейцария) примерно с
1945 г. применяет оригинальную конструкцию магнито-
проводов с радиальной сборкой пластин. Эта конструк-
ция довольно сложная, но обладает некоторыми
Рис. 2-59. Схема устройства однофаз-
ного одностержневого магнитопровода
с радиальной сборкой пластин (фирма
Броун-Бовери, Швейцария).
а —вид сбоку; б — вид сверху; в — схема ук-
ладки пластин стержня. 1 — подъемное устрой-
ство; 2 — центральная несущая труба; 3 —
стальное кольцо, приваренное к трубе и к тор.
цам пластин стержня; 4—стальное кольцо,
приваренное к пластинам стержня; 5 — уголь-
ник, приваренный к пластинам ярма; 6 — П-об-
разное ярмо; 7 —стержень магнитопровода.
90
Изоляция трансформаторов
{ гл.
достоинствами, существенными для трансформаторов
большой мощности. На рис. 2-59 показано устройство
наиболее характерного однофазного одностержневою
магнитопровода с П-образными ярмами, расположен-
ными вокруг стержня. Радиальная сборка пластин
применена только в стержне 7, ярма 6 — обычной, «пло-
ской» сборки. При схеме укладки пластин стержня, пока-
занной на рис. 2-59,0, при п=5 коэффициент использо-
10-1
вания (см. § 2-4) составляет: 1+5.0 5 =0Д Эта фор-
мула получена следующим образом. В каждом из сек-
торов, выделенных на рис. 2-59 штриховкой, пластины
стали занимают площадь 10«-у Д; площадь в секторе,
R Д
незанятая пластинами, равна 5-у-у. Коэффици-
ент использования равен отношению площади пластин
ко всей площади сектора.
Стержень магнитопровода состоит из двух частей,
разделенных промежутками, не заполненными пласти-
нами. За счет этих промежутков увеличиваются рас-
стояния между ярмами, образуется место для установ-
ки вводов и для размещения внутренних соединений
ближайшей к стержню обмотки. Ярма присоединяются
к стержню встык и скрепляются с ним болтами по-
средством угольников 5 и колец 4. Угольники прива-
рены к торцам ярем, а кольца к торцу стержня — не-
посредственно к пластинам активной стали. Для
скрепления между собой двух частей стержня, разде-
ленных «свободными» секторами, служат плоские коль-
ца 5, приваренные к пластинам стержня и к централь-
ной стальной трубе 2. Подъем мапнитопровода с об-
мотками осуществляется за связанное с трубой приспо-
собление 1.
Замыкание приваренными угольниками 5 пластин
ярем несколько увеличивает «потери в изоляции»
(§ 2-12). Для стержня металлическое соединение
пластин между собой, создаваемое приваркой колец 3
и 4, необходимо. Расположение пластин стержня, пока-
занное на рис. 2-59,в, несколько идеализировано.
В действительности пластины всех размеров располо-
жены примерно по радиусам и соприкасаются в основ-
ном только своими краями. При этом сопротивление
поперек пластин стали оказывается недопустимо боль-
шим (§ 2-12). Этот недостаток устраняется замыканием
пластин в местах приварки колец 3 и 4.
В описываемой конструкции получается большая
ширина суммарного сечения ярем, так как для их при-
соединения к стержню используется почти вся перифе-
рия. Это позволяет ограничиться относительно очень
небольшой высотой ярем. Если считать, что отдельные
ярма у стержня друг с другом соприкасаются, и при-
нять коэффициент использования для стержня 0,8 (см.
выше), то равенство сечений стержня и ярем можно
irD2
выразить соотношением: 0,8 —j- = nDh, где h — высо;
та ярем. (Коэффициент, учитывающий наличие свобод-
ных, не занятых сталью секторов, опущен в обеих
частях равенства.) Получаем h=Q,2D
Магнитопровод с радиальным расположением плас-
тин стержня им^ет ту особенность, что магнитный поток
рассеяния «входит» в стержень в ребро пластин; при
обычной же, плоской сборке магнитопровода, на части
окружности обмоток поле рассеяния направлено пер-
пендикулярно плоскости пластин, что вызывает в них
потери от вихревых токов. Кроме того, в конструкции
с радиальной сборкой расположение ярем снаружи об-
моток значительно уменьшает потери в стенке бака от
рассеяния, так как поток рассеяния замыкается в основ-
ном по ярмам, почти не попадая в стенку. Однако
в магнитопроводе с радиальной сборкой пластин есть и
свое уязвимое место в отношении потерь от вихревых
токов. Это — центральная стальная труба 2, проходя-
щая внутри стержня.
Наряду с уменьшением высоты выемной части за
счет ярем конструкция по рис. 2-59 позволяет получить
сравнительно небольшие размеры круглого бака.
Для мощных однофазных двух- или трехстержне-
вых магнитопроводов и для трехфазных магнитопро-
водов также могут быть применены круглые стержни
с радиальной сборкой пластин, замыкаемые П-образны-
ми и широкими плоскими ярмами. Однако эти кон-
струкции получаются еще более сложными, чем пред-
ставленная на рис. 2-59.
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
ИЗОЛЯЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ
3-1. Общие замечания
Электрическая прочность — одна из основ-
ных характеристик трансформатора, опреде-
ляющая его пригодность в эксплуатации. Раз-
меры изоляции существенно влияют на вес
и габариты трансформатора. Поэтому созда-
ние рациональной изоляционной конструкции
имеет важное значение.
Изоляции уделено значительное место в
разделах книги, посвященных конструирова-
нию обмоток, отводов, переключателей, вво-
дов. В этой главе излагаются общие вопросы,
касающиеся изоляции трансформатора
в целом.
Целесообразно пользоваться классифика-
цией изоляции масляных трансформаторов,
приведенной на рис. 3-1. Соответствующая
часть этой схемы применима и для сухих
трансформаторов.
Ниже применены следующие относящиеся
к изоляции термины.
При рассмотрении электрической прочно-
сти токоведущими частями называют провод-
ники обмоток и все электрически связанные
с обмотками металлические части: проводни-
§ 3-2]
Перенапряжения на зажимах обмоток трансформаторов
91
Рис? 3-1. Классификация изоляции масляных трансформаторов.
ки отводов, детали переключателей и вводов,
как действительно проводящие рабочий ток,
так и те, в которых рабочего тока нет. Токо-
ведущие части, определяющие электрическое
поле данного „ элемента изоляции, называют
также «электродами».
Если напряженность электрического поля
во всех его точках одинакова, его называют
однородным; если напряженность неодинако-
ва— поле неоднородное. Электрическое поле
двух электродов считают симметричным, если
напряженность у обоих электродов одинакова
по величине и одинаково изменяется по мере
удаления от них; если напряженность у элек-
тродов неодинакова — поле несимметричное.
3-2. 'Перенапряжения на зажимах обмоток
трансформаторов
В эксплуатации трансформатор подверга-
ется длительному воздействию рабочего на-
пряжения, как правило, не определяющего не-
посредственно выбор изоляции, и перенапря-
жениям — кратковременным воздействиям,
превышающим рабочее напряжение и зача-
стую опасным для изоляции.
Перенапряжения возникают как следствие
внезапных изменений режима в электрической
системе и при аварийных процессах, в том
числе при дуговом замыкании на землю (в си-
стеме с изолированной нейтралью). Это —
внутренние (коммутационные) перенапряже-
ния, они возникают внутри электрической си-
стемы. Перенапряжения появляются также
вследствие ударов молнии. Это — атмосфер-
ные (внешние) перенапряжения. Перенапря-
жения характеризуются величиной (амплиту-
дой) и формой (изменением во времени, дли-
тельностью). Уровень перенапряжений на за-
жимах обмотки трансформатора при данном
способе грозозащиты зависит от рабочего на-
пряжения и от того, заземлена или изолиро-
вана нейтраль системы, к которой присоеди-
нена данная обмотка.
В СССР применяются трансформаторы
с обмотками следующих стандартных классов
92
Изоляция трансформаторов
[гл. 3
напряжения: 3, 6, 10, 15, 35, ПО, 150 и 220 кв;
наибольшие рабочие напряжения (линейные)
на зажимах обмоток могут достигать соответ-
ственно 3,5; 6,9; 11,5; 17,5; 40,5; 126; 172 и
252 кв. На линии электропередачи Волжская
ГЭС имени В. И. Ленина — Москва установле-
ны трансформаторы класса напряжения 400 кв.
В ближайшее время в связи с переводом этой
линии и сооружением новых на напряжение
500 кв вместо класса 400 кв появится новый
класс — 500 кв. Принято решение о введении
класса напряжения 330 кв (наибольшее рабо-
чее напряжение 347 кв).
Электрическая система, к которой присоединен
трансформатор, может иметь «эффективно заземленную'»
нейтраль — это так называемая «система с большим
током замыкания на землю» или изолированную ней-
траль — «система с малым током замыкания на землю».
В последнем случае в нейтраль обычно включается
дугогасящая катушка. В СССР системы классов напря-
жения 3—35 кв имеют, как правило, изолированную
нейтраль, системы классов ПО—400(500) кв — зазем-
ленную. Системы на напряжения ПО—220 кв с изоли-
рованной нейтралью имели широкое распространение
в Европе; современная тенденция — переход для этих
напряжений к заземлению нейтрали.
При классах напряжения ПО—220 кв заземление
нейтрали системы осуществляется не на всех присоеди-
ненных трансформаторах; таким образом, в системе
с заземленной нейтралью у некоторых трансформаторов
нейтраль обмотки, соединенной в звезду, может быть
изолирована.
При глухом замыкании на землю одной фазы сети
напряжение на «здоровых» фазах повышается. В систе-
мах с «малым током замыкания» оно может увеличить-
ся вплоть до линейного; в системах с «большим током
замыкания» величина напряжения на здоровых фазах
относительно земли превышает нормальное фазное и
может достигать, например, 0,8 линейного напряжения.
Для систем с «большим током замыкания» вводят
термин «коэффициент заземления». Это выраженное
в процентах отношение максимального возможного
в данной точке сети напряжения относительно земли
на здоровых фазах при замыкании на землю где-либо
в системе к линейному напряжению в этой же точке
при отсутствии замыкания. В СССР для классов на-
пряжения 110—220 кв ориентируются на коэффициент
заземления 80%, для класса 830 кв — 75%.
Современная защита от перенапряжений подстанци-
онного оборудования высокого напряжения, й том чис-
ле трансформаторов, основывается на применении вен-
тильных разрядников. Исходной для выбора вентиль-
ного разрядника является максимальная величина на-
пряжения низкой частоты на его зажимах при аварий-
ных процессах, т. е. величина напряжения на здоровых
фазах при замыкании в сети на землю. Так, например,
для системы с «малым током замыкания на землю»
класса 35 кв это напряжение для выбора разрядника
составляет 100% наибольшего рабочего напряжения,
равного 40,5 кв; для системы «с большим током замыка-
ния» класса 220 кв напряжение низкой частоты на раз-
ряднике равно 80% от 252 кв, т. е. округленно 200 кв.
При этих напряжениях разрядник должен гасить (об-
рывать) ток низкой частоты, сопровождающий сраба-
тывание разрядника под воздействием перенапряжений.
Для того чтобы величина этого «сопровождающего
тока» оставалась в определенных пределах, при кото-
Рис. 3-2. Стандартная полная волна импульса
1,5/40 мксек.
тф —длина фронта волны; тв — длина волны.
рых обеспечивается надежное гашение дуги, с ростом
напряжения низкой частоты на разряднике приходится
увеличивать его сопротивление; соответственно увели-
чивается импульсное остающееся напряжение на раз-
ряднике, а также его пробивное напряжение при воз-
действии импульсов и коммутационных перенапряже-
ний. Таким образом, защитный уровень вентильного
разрядника, т. е. верхний предел ограничиваемого им
перенапряжения зависит от наибольшего (линейного)
напряжения и коэффициента заземления.
Для классов напряжения 330 и 500 кв будут при-
менены вентильные разрядники нового типа — «с маг-
нитным гашением», обеспечивающие при прочих равных
условиях более низкий защитный уровень, чем сущест-
вующие разрядники. В дальнейшем вентильные разряд-
ники с магнитным гашением будут внедряться для
классов ПО—220 кв.
При срабатывании вентильного разрядника им-
пульсное напряжение на зажимах трансформатора
имеет сложную форму; некоторым его эквивалентом
являются нормированные полная (рис. 3-2) и срезанная
(рис. 3-3) импульсные волны. Последняя учитывает
возможность среза волны импульса помимо разрядни-
ка — на каком-либо дефектном элементе изоляции под-
станции. В этом случае имеет место резкий спад напря-
жения с переходом через нулевое значение. (При срезе
в вентильном разряднике напряжение представляет
длинную волну с кратковременным пиком в ее начале.)
Волны, изображенные на рис. 3-2 и 3-3, приняты в про-
екте стандарта «Напряжения испытательные изоляции
высоковольтных трансформаторов, аппаратов и изоля-
торов». Международной электротехнической комиссией
нормирована только полная волна 1/50 мксек. В США
приняты полная волна 1,5/40 мксек и срезанная волна.
Вентильный разрядник устанавливается обычно на
некотором расстоянии от трансформатора. Вследствие
этого импульсное напряжение на зажимах последнего
может быть выше, чем на разряднике. Принимают, что
амплитуда полной волны, которая может в эксплуата-
ции многократно возникать на зажимах обмотки транс-
форматора, равна 110% остающегося напряжения иа
разряднике при импульсном токе 5 000 а плюс 15 кв;
амплитуда срезанной волны для классов 3—35 кв при-
нята 120%, а для классов ПО—220 кв—125% ампли-
туды полной волны. Например, для класса напряжения
220 кв расчетное многократное импульсное воздействие
установлено: полная волна 760 к:вмакс, срезанная вол-
на 950
Расчетный уровень коммутационных перенапряже-
ний (их кратность по отношению к амплитуде фазного
наибольшего рабочего напряжения) принят следующий
§ 3-3]
Электромагнитные колебания в обмотках
93
Рис. 3-3. Стандартная
срезанная волна.
tp — предразэядное в ?емя.
При испытании воздушной изоляции тф —
— 1,5 ± 0,2 мксек, тр ^2 мксек. При испыта-
нии внутренней изоляции трансформаторов
Тр =2-3 мксек’, срез на фронте волны. '
(учтены величины пробивных напряжений вентильных
разрядников): класс 3 кв — кратность 5,2; 6 кв — 4,6;
10 и 15 кв — 4,25; 35 кв — 3,8, ПО кв — 3,2; 150 и
220 кв — 3,0. По длительности воздействие коммутаци-
онных перенапряжений с указанной амплитудой можно
считать равноценным (с запасом) воздействию напря-
жения частотой 50 гц в течение 0,05—0,1 сек.
Если нейтраль соединенной в звезду обмотки транс-
форматора выведена, но не заземлена и защищается
вентильным разрядником, включаемым между ней-
тралью и землей, то характеристики этого разрядника
определяют уровень импульсных перенапряжений на
нейтрали обмотки.
3-3. Электромагнитные колебания в обмотках
Расчетные коммутационные перенапряже-
ния 5,2 t/ф—3 t/ф (см. Bijinie) отличаются от ра-
бочего напряжения более высокой частотой.
Но принято считать, что это отличие не сказы-
вается существенно на поведении обмотки и
что, как правило, распределение коммутаци-
онных перенапряжений по обмотке такое же,
как рабочего напряжения. Иная картина на-
блюдается при воздействии атмосферных пе-
ренапряжений; это обусловлено большой кру-
тизной импульсных волн.
Начальное распределение напряжения.
Потенциалы. Градиенты
Полная схема замещения обмотки пред-
ставляет сложную комбинацию активных со-
противлений, емкостей и индуктивностей. На
рис. 3-4 приведена схема замещения наруж-
ной (ВН) катушечной обмотки из прямо-
угольного провода (см. рис. 4-21). Активная
проводимость изоляции принята равной нулю.
При весьма быстрых изменениях напряжения
проводимость индуктивностей во много раз
Рис. 3-4. Схема замещения катушечной обмотки (ВН)
а — поперечное сечение обмоток; б — схема замещения.
/, 2, 3 и т. д.--ьом» ра пе входов между ютуп ками. Схема упро-
щена: в Действительности соединения м» жду емкостями витков
и их индуктивны1 и и активными соп ютивлениями имеются не
только у начала и конца катушки, но и у каждого витка.
меньше, чем при частоте 50 гц\ проводимость
емкостей во столько же раз увеличивается.
Поэтому поведение обмотки при набегании на
трансформатор волны напряжения с фронтом,
близким к отвесному, определяется практи-
чески только емкостями. В этом случае схе-
ма замещения представляет собой емкостную
цепочку (рис. 3-5). На этой схеме Ск—про-
дольные емкости между элементами обмотки
(между соседними катушками), С3 — емкости
между катушками и зазе1^^вщыми частями
Рис. 3-5. Емкостная схема замещения
обмотки.
Емкости в схеме а между равнопотенциаль-
ными поверхностями 1-1 и 2-2, между 2-2 и 3-3
и т. д. замещены в схеме б —эквивалент
ными емкостями Ск .
94
Изоляция трансформаторов
(гл, 3
Рис. 3-6. Кривые емкостного
распределения напряжения.
а —1/ ; Со 3°=пС3 — полная ем-
F со.к
кость всей обмотки на землю; Со к=-
—--------продольная емкость между за-
п
жимами обмотки А и X; п — число поо
дольных элементов обмотки (катушек).
(стержнем магнитопровода, стенкой бака).
Напряжение (70, приложенное к зажимам об-
мотки А—X, распределяется неравномерно:
чем больше отношение -Д, тем распреде-
ли
ление менее равномерно, тем большая доля
напряжения и0 приходится на первые эле-
менты обмоткц-ото обусловлено тем, что за-
рядный ток емкостей Са нагружает емкости
Ск неравномерно; чем ближе элемент
обмотки к линейному зажиму, тем боль-
ше в нем ток и соответственно больше пере-
пад напряжения. На рис. 3-6 нанесены кри-
вые емкостного распределения напряжения
Q
для различных соотношений тД. Кривые
даны для обмотки с заземленной нейтралью.
При изолированной нейтрали и а > 10
(рис. 3-6) емкостное распределение практи-
чески такое же, как при заземленной нейтра-
ли. (Здесь, рассматривая обмотку — одну
фазу трансформатора — отдельно, вне связи
с другими фазами, называем «нейтралью» об-
мотки ее конец, не присоединенный к линии.)
При воздействии волны с практически осу-
ществимым в лабораторных условиях крутым
фронтом (длиной порядка десятых долей микро-
секунды) распределение напряжения по об-
крутой волне в катушечных обмотках ВН
однофазных трехобмоточных трансформа-
торов.
U — потенциал точек обмотки в процентах ампли-
туды волны; р — процент числа катушек» считая
от линейного конца обмотки. \
1 — класс 110 кв» без емкостной защиты, мощность
6 667 ква\ 2—то же, что /, но с емкостной защитой;
3 — класс 220 кв с емкостной защитой, мощность
40 тыс. ква.
мотке в момент максимума волны — так на-
зываемое начальное распределение напря-
жения— не отличается существенно от емко-
стного' (рис. 3-7) *; кривая 1 рис. 3-7 дает
на участке в 3°/о: длины обмотки перепад
напряжения 50 %( амплитуды волны. Рас-
пределение напряжения на фронте нормиро-
ванной волны (1,5/40 мксек) менее крутое,
чем емкостное, но значительно отличается от
равномерного. Переход от неравномерного на-
чального распределения к установившемуся
состоянию носит колебательный характер,
свойственный цепям с емкостями и индуктив-
ностями 1 2. При этих колебаниях потенциалы
отдельных точек обмотки могут оказаться
больше амплитуды волны; перенапряжения
вдоль обмотки, например между соседними
катушками, могут во много раз превзойти ра-
бочее напряжение на этих участках.
Для проектирования главной изоляции име-
ет значение распределение вдоль обмотки ма-
1 Рис. 3-7, 3-8. 3-9, 3-10, 3-12, 3-15, 3-20 и 3-21 со-
ставлены по материалам исследований лаборатории
МТЗ. Напряжения на- элементах обмоток измерены при
приложении к зажимам трансформаторов импульсных
волн с пониженной амплитудой.
2 Теория колебаний в обмотках трансформаторов
наиболее полно разработана В. А. Карасевым [Л. 10].
§ 3-3]
Электромагнитные колебания в обмотках
95
глядно выявляются, если рассматривать про-
цессы в обмотке как распространение вдоль
ее провода волны напряженности электриче-
ского поля, определяемой крутизной началь-
ного распределения напряжения. Эта волно-
вая трактовка процесса в обмотках разрабо-
тана Е. С. Фридом [Л. 11, 12].
На фронте импульсной волны высокие гра-
диенты имеют место в начале обмотки.
В дальнейшем значительные градиенты (с со-
ответствующим запаздыванием по времени)
появляются вдоль всей обмотки (рис. 3-9 и
3-10).
При воздействии на обмотку полной волны
наблюдается местное повышение градиентов,
обусловленное неравномерностями обмотки:
ч уменьшенным числом витков во входных ка-
тушках (см. точку а на кривой 1 рис. 3-9),
увеличенными каналами между катушками
в середине обмотки (точка б) и др. Увеличен-
ные градиенты наблюдаются у нейтрального
конца обмотки (рис. 3-9, кривая 1, точка, в)
как результат отражения волны напряженно-
Рис. 3-8. Огибающие потенциалов точек обмотки ВН
без емкостной защиты класса 110 кв однофазного двух-
обмоточного трансформатора мощностью 5 000 ква.
Полная волна.
• / — нейтраль заземлена; 2 — нейтраль изолирована;
U и р — см. рис. 3-7.
ксимумов потенциалов. На рис. 3-8 приведены
характерные кривые—огибающие потенциалов
при полной волне (огибающая, потенциалов
соединяет максимальные значения потенциа-
лов отдельных точек обмотки). При заземлен-
ной нейтрали (рис. 3-8, кривая 1) потенциалы
в глубине обмотки обычно не превышают
амплитуды волны; потенциал изолированной
нейтрали может достигать в пределе двойного
значения амплитуды. Развитие колебаний
в обмотке ВН зависит от того, замкнута нако-
ротко или разомкнута обмотка НН. Это ока-
зывает существенное влияние на величину по-
тенциалов при изолированной нейтрали об-
мотки ВН. Ниже все-опытные данные приведе-
ны для случая замкнутой накоротко обмотки
НН, что ближе к эксплуатационным условиям,
когда к зажимам обмотки НН присоединена
значительная емкость (кабели, шины).
Выбор продольной изоляции обмоток опре-
деляется, как правило, импульсными градиен-
тами. Этим термином в трансформаторостро-
ении обозначают разность потенциалов меж-
ду какими-либо двумя точками обмотки, на-
пример между соседними катушками, при воз-
действии на обмотку волны импульса. Под ве-
личиной градиента понимают его амплитуду,
выраженную в процентах амплитуды им-
пульса.
Закономерности поведения катушечной об-
мотки в отношении градиентов наиболее на-
.G — гпадиент на канал между катушками в процентах
амплитуды волны; р — процент числа каналов, считая
от линейного конца обмотки; 1 — полная волна;
2 — срезанная волна.
а, б, в — см. в тексте.
Рис. 3-10. Напряжение на 17-м канале (гра-
диент) обмотки ВН класса 110 кв однофаз-
ного трехобмоточного трансформатора мощ-
ностью 6 667 ква. Обмотка без емкостной
защиты. Полная волна.
96
Изоляция трансформаторов
{гл. 3
Рис. 3-11. Разложение
срезанной волны.
а — срезанная волна; б — пол-
ная „положительная* волна;
в—колебательная и „отрица-
тельная* прямоугольная вол-
ны. Срезанная волна а рас-
кладывается на три состав-
ляющих бив.
Тр — предразрядное время;
S — крутизна среза; Ло — от-
ношение первого обратного
пика колебаний после среза к
амплитуде волны.
сти поля. Заземление нейтрали обйотки не
сказывается существенно на величине градиен-
тов (помещенные здесь опытные данные о гра-
диентах относятся к обмоткам с заземленной
нейтралью).
Срезанную волну можно разложить как
показано на рис. 3-11. При этом процесс в об-
мотке можно представить как результат на-
ложения процессов от воздействия трех волн:
полной, колебательной и отрицательной пря-
моугольной. Таким образом объясняется спе-
цифическая форма градиентов при срезе
(рис. 3-12); из градиента полной волны «вы-
читается» градиент прямоугольной волны;
Рис. 3-12Л Напряжение на первом канале (гра-
диент) обмотки ВН класса НО кв трехфазного
трехобмоточного трансформатора мощностью
7 500 ква. Обмотка с емкостной защитой.
Срезанная волна.
кроме того, градиент содержит колебательную
составляющую. Кривая 2 (рис. 3-9) дает рас-
пределение вдоль обмотки градиентов при
срезанной волне, характерное большими воз-
действиями в начале обмотки. На величину
градиентов влияют величина предразрядного
времени т крутизны среза S и «перехода
через нуль» kQ (рис. 3-11).
Если момент набегания на возбужденный
трансформатор волны Щипульса совпадает
с амплитудой рабочего напряжения полярно-
сти, противоположной полярности импульса,
то импульсные градиенты при полной волне
увеличиваются. Это обусловлено тем, что из-
менение («скачек») напряжения на зажимах
обмотки составляет в этом случае сумму
амплитуды волны импульса и амплитуды ра-
бочего (фазного) напряжения. При срезанной
волне влияние возбуждения трансформатора
на импульсные градиенты не носит закономер-
ного характера и его не учитывают.
Емкостная защита
Соответственно большой величине им-
пульсных градиентов в начале обмотки усили-
вают изоляцию входных катушек обмоток на
напряжения 35 кв и выше. Однако это усиле-
ние продольной изоляции при классах 110 кв
и выше может оказаться недостаточно эффек-
тивно; с увеличением размеров изоляции, на-
пример масляного канала между входными
катушками, уменьшается емкость между ни-
ми, увеличивается крутизна емкостного рас-
пределения напряжения и повышаются гра-
диенты при полной и срезанной волнах.
Для создания целесообразной конструкции
обмоток высокого напряжения необходимо
применять меры для выравнивания начально-
го распределения напряжения. Это достигает-
ся емкостной защитой (емкостной компенса-
цией), регулирующей емкостный ток в обмот-
ке таким образом, что неравномерность его
распределения по продольным емкостям
уменьшается. Теоретически осуществима пол-
ная компенсация емкостных токов от элемен-
тов обмотки на землю; в этом случае емко-
стное распределение напряжения представля-
ет прямую и перепады напряжения на всех
элементах обмотки получаются одинаковыми
(имеется в виду обмотка с заземленной ней-
тралью).
Практическое применение имеет частичная
емкостная защита, при которой кривая ем-
костного распределения напряжения занимает
промежуточное положение между прямой ли-
нией полной защиты и неравномерным рас-
§ 3-3]
Электромагнитные колебания в обмотках
97
Рис. 3-13. Схема частичной емкостной компенсации ка-
тушечной обмотки класса ПО кв при помощи емко-
стных экранов (экранирующих витков).
а — конструктивная схема; б — полная емкостная схема замеще-
ния; в — расчетная схема. Обмотка НН не показана, ее наличие
учитывается при подсчете емкости С*. Цифрами /, 2, 3 и т. д.
обозначены номера переходов между катушками.
пределением в незащищенной (так называе-
мой «резонирующей») обмотке; градиенты при
полной и срезанной волнах значительно сни-
жаются. При частичной компенсации защит-
ные устройства обычно пристраивают лишь
на части обмотки. На рис. 3-13 показана схе-
ма частичной емкостной защиты катушечной
обмотки емкостными экранами (экранирую-
щие витки), прйменяемой в отечественных
трансформаторах классов НО кв и выше. На
рис. 3-7 (кривые 1 и 2) дано сравнение на-
чального распределения напряжения в обмот-
ках класса НО кв с частичной емкостной за-
щитой и без нее.
Необходимым дополнением к экранирую-
щим виткам является емкостное кольцо
(рис. 3-14). Оно увеличивает емкость между
линейным зажимом обмотки и переходом № 1
(рис. 3-13); при наличии кольца емкость на
землю между торцом обмотки и ярмом выпа-
дает из емкостной цепочки обмотки. Благода-
ря этому перепад напряжения на первой ка-
тушке уменьшается и выравнивается распре-
деление по ее виткам.
Об эффекте частичной емкостной защиты
в обмотках класса напряжения НО кв можно
судить, сравнивая величину градиентов на
рис. 3-9 и 3-15. Для трансформаторов ПО кв
7 А. В. Сапожников.
О
Рис. 3-14. Емкостное кольцо.
а—конструктивная схема; б—емкостная схема замещения.
• / — емкостное кольцо; 2 — крайняя катушка обмотки.
Рис. 3-15. Градиенты в обмотке ВН класса НО кв
с емкостной защитой трехфазного трехобмоточ-
ного трансформатора мощностью 7 500 ква.
Нейтраль зазёмлена.
1 — полная волна; 2 — срезанная волна; О и
р — см. рис. 3-9.
различной мощности с обмотками ВН без ем-
костной защиты и практически с теми же об-
мотками, но с защитой, при исследованиях на
МТЗ получены следующие значения наиболь-
ших градиентов (между соседними катушка-
ми): при полной волне в обмотках без защи-
ты 20—35%, при защите 12—18%, при срезе
соответственно 50—80% и 20—25%. Указан-
ные градиенты в обмотках без защиты имеют
кратность по отношению к равномерному рас-
пределению напряжения по катушкам: при
полной волне порядка 7—10, при срезанной —
порядка 12—25.
При емкостной защите необходимо обес-
печивать достаточную импульсную прочность
изоляции между экранами и обмоткой, в част-
ности между экранирующим витком, наиболее
продвинутым в глубь обмотки, и ближайшей
катушкой (см. рис. 3-13). На эту изоляцию
воздействует значительное импульсное напря-
жение.
Одно из основных положений построения
схемы замещения на рис. 3-13 обмотки с ем-
костной защитой — соединение емкостных
экранов (экранирующих витков) с зажимом
(началом) обмотки. Исходят из того, что
экраны всегда имеют потенциал начала об-
мотки. Если это не обеспечено, то эффектив-
ность защиты снижается. Для того чтобы
экранирующие витки имели потенциал зажи-
ма обмотки при всех импульсных воздей-
ствиях и в том числе при крутых срезах волн,
98
Изоляция трансформаторов
[ гл. 3
Рис. 3-16. Схема частич-
ной емкостной компенса-
ции катушечной обмотки
при помощи встроенных
конденсаторов.
а —констэуктивная схема; б—
упоощенная схема замещения.
Обмотка НН и стенка бака
не показаны.
каждый экранирующий виток (желательно
его середина, в крайнем случае — один конец
витка) должен быть присоединен непосред-
ственно к зажиму (рис. 4-40); последователь-
ное соединение экранирующих витков не до-
пускается.
Соединенные с началом (концом) обмотки экрани-
рующие витки—одна из существующих схем емкостной
защиты обмоток. Другая возможная схема — примене-
ние встроенных в обмотку параллельных конденсаторов,
устанавливаемых в каналах между катушками. Их
емкости суммируются с межкатушечными, емкостное
распределение выравнивается и соответственно сни-
жаются градиенты при полной и срезанной волнах
(рис. 3-16).
В отличие от экранирующих витков, присоединен-
ных к началу обмотки, защита «встроенными конденса-
торами» имеет то преимущество, что не вносит в об-
мотку дополнительного элемента, на который воздей-
ствовало бы относительно большое импульсное напря-
жение.
При защите экранирующими витками таким эле-
ментом является изоляция между экранирующим вит-
ком и катушкой (см. выше). При применении конден-
саторов нужно обеспечить достаточную импульсную
прочность между соседними обкладками конденсаторов,
а также между конденсатором и катушкой; однако на-
пряжения, воздействующие на эту изоляцию, сравни-
тельно невелики. Недостатком защиты конденсаторами
является сравнительно сложный технологический про-
цесс их изготовления.
«Встроенные конденсаторы» не увеличивают габа-
рита обмотки в радиальном направлении, что имеет
место при экранирующих витках. Поэтому при помощи
конденсаторов можно с успехом осуществить защиту
внутренней обмотки. Применение же для этой цели
экранирующих витков по схеме рис. 3-13 затруднитель-
но: нужно было бы выдержать изоляционное расстоя-
ние от экранирующих витков до соседней (наружной)
обмотки и для этого значительно увеличить ее внут-
ренний диаметр.
Рис. 3-17. Схема частичной емкостной
компенсации катушечной обмотки при
помощи экранирующих витков, присо-
единенных к наружным переходам меж-
ду катушками.
а—конструктивная схема; б—упрощенная схе-
ма замещения. Обмотка НН н стенка бака не по-
казаны.
Рис. 3-18. Схема устройства петле-
вой обмотки.
а — витки двойной катушки; б — схема
двойной катушки.
1 — транспозиция; 2 — место спайки прово-
дов.
Встроенные в обмотку парал-
лельные конденсаторы применялись
в отечественном трансфор маторо-
строении в довоенный период для классов напряжения
,110—220 кв. Недавно с этой системой защиты выпуще-
но несколько автотрансформаторов большой мощности.
Укажем также на встречающуюся в заграничных
конструкциях, но менее эффективную, чем описанные
выше способы емкостной защиты, схему с экранирующи-
ми витками, присоединенными к переходам между ка-
тушками (рис. 3-17).
В некоторых из заграничных конструкций транс-
форматоров высокого напряжения для повышения им-
пульсной прочности применяют специальные способы
намотки катушек с перемещением проводов. Таким
путем достигают увеличения продольной емкости обмот-
ки. Одной из таких конструкций является «петлевая»
обмотка (рис. 3-18).
Катушку петлевой обмотки наматывают двумя па-
раллельными проводами; витки № 1, 2, 3, 4, 5 принад-
лежат к одной, № 11, 12, 13, 14, 15 — к другой парал-
лельной ветви. При переходе во вторую катушку прог
вода перекрещивают (рис. 3-18, точка 1). После намот-
ки второй катушки провода спаивают — точка 2. Полу-
чаем четыре последовательно (петлеобразно) соединен-
ные катушки; при этом вмотаны одна в другую: первая
и третья, вторая и четвертая катушки. Продольная
емкость обмотки значительно увеличивается за счет
емкостей между первой и третьей, второй и четвертой
катушками. Это приводит к выравниванию емкостного
распределения напряжения и к соответствующему сни-
жению градиентов при полной и срезанной волнах.
Петлевой может быть выполнена вся обмотка или толь-
ко ее часть (аналогично применению полной или час-
тичной емкостной компенсации).
Недостаток петлевой обмотки — сложность ее вы-
полнения при большом токе, когда виток состоит из
нескольких параллельных проводов. Кроме того, на изо-
ляцию между соседними витками постоянно воздейст-
вует значительное напряжение (двух «катушек»). Это
может снизить надежность трансформатора в эксплуа-
тации.
Известны и другие применяемые за границей кон-
струкции обмоток с перестановкой проводов из катушке
в катушку или внутри одной катушки, увеличивающие
продольную емкость.
§ 3-3]
Электромагнитные колебания в обмотках
99
Обмотки «с вводом посередине».
Обмотки с автотрансформаторным соединением
Колебательные процессы, возникающие
в трансформаторах с обмоткой ВН, имеющей
«ввод посередине '», например класса напря-
жения 220 кв, отличаются рядом особенно-
стей. При «вводе на конце *» первая катушка
обмотки ВН расположена против первой
(крайней) заземленной катушки обмотки НН
или СН. (Обмотка НН, СН при импульсном
испытании заземляется — рис. 3-19.) При «вво-
де посередине» первая катушка обмотки ВН
Рис. 3-19. Схемы импульс-
ных испытаний обмоток
ВН.
а — с .вводом на конце*; б —
с «вводом посередине*.
1 — обмотка- ВН; 2 — обмотка
НН: 5 —стержень магнито*
провода.
находится против средней незаземленной час-
ти обмотки НН (СН). Это отличие сказывает-
ся благоприятно: удаление от «земли» вход-
ных катушек обмотки ВН с «вводом посере-
дине» приводит к выравниванию в ней кривой
емкостного распределения напряжения (ср.
кривые 2 и 3 на рис. 3-7). Но при этом в сред-
ней незаземленной части обмоток НН, СН на-
водятся электростатическим путем значитель-
ные потенциалы. При некоторых условиях
(крутые срезы) ’эти потенциалы могут быть
опасными, например для изоляции между об-
моткой НН и стержнем магнитопровода.
В результате наведения в средней части
обмоток НН, СН высоких потенциалов в этих
обмотках возникают собственные колебания,
которые в свою очередь электромагнитным пу-
тем передаются в обмотку ВН (например,
класса 220 кв). Это приводит к повышению
градиентов и особенно напряжений между
экранирующим витком и катушкой, если ря-
дом с 220-киловольтной обмоткой ВН (внутри
нее) расположена обмотка НН класса 6—
15 кв. Эти наложенные (трансформирован-
ные) колебания видны на рис. 3-20.
» См. б 4-4.
Рис. 3-20. Напряжение на первых восьми катуш-
ках обмотки ВН класса 220 кв однофазного
трехобмоточного трансформатора мощностью
40 тыс ква. Обмотка ВН с емкостной защитой;
рядом с ней расположена обмотка НН.
а —полная волна; б — срезанная волна.
При расположении рядом с обмоткой ВН
класса 220 кв обмотки СН (класса НО кв)
в результате колебаний в последней между
обмотками ВН и СН возникают при полной
волне разности потенциалов, превышающие
амплитуду волны.
Распределение градиентов в обмотке
с «вводом посередине» (рис. 3-21) отличается
от их распределения в обмотках с «вводом
на конце» (рис. 3-15). В обмотке с «вводом
посередине» относительно меньше градиенты
срезанной волны; наибольшая величина гра-
диента полной волны не в начале обмотки,
а у нейтрали — за «разрывом» (см. § 4-4),
Упомянем о следующих особенностях им-
пульсных перенапряжений в трансформаторах
с соединением по автотрансформаторной схе-
ме обмоток ВН и СН, например классов на-
пряжения 220 и ПО кв (рис. 3-22).
Рис. 3-21. Градиенты в обмотке—той же, что на.
рис. 3-20. Нейтраль заземлена.
1 — полная волна; 2 — срезанная волна.
О и р — см. рис. 3-9.
100
Изоляция трансформаторов
[ гл. 3
Емкостное распределение напряжения
в обмотке СН отличается от обычного, так
как против нейтрали этой обмотки X располо-
жены катушки обмотки ВН (Д^), соединен-
ные с линейным зажимом обмотки СН —Ат.
Это усиливает емкостную связь катушек об-
мотки СН, находящихся вблизи нейтрали,
с началом Ат. Вследствие этого кривая ем-
костного распределения напряжения в обмот-
Рис. 3-22. Схема
обмоток трансфор-
матора с соедине-
нием по автотранс-
форматорной
схеме.
а-х — обмотка НН;
Лт.х—обмотка СН;
А-Х — обмотка ВН.
ке СН имеет кроме более или менее крутого
обычного спада в начале (см. рис. 3-7) еще
и крутой спад в самом конце — у нейтрали.
Это вызывает значительный «подброс» гра-
диентов в средней части обмотки СН.
При падении полной волны на точку Ат
потенциал изолированного зажима А может
достигать 250 и даже 300% амплитуды волны.
Это обусловлено сложением потенциалов: от
колебаний участка Ап-А, представляющего
«обмотку» с изолированной нейтралью (Л), и
от трансформирования на участок Ат-А ко-
лебаний, возникших в обмотке СН. В свою
очередь потенциалы точек обмотки СН повы-
шаются вследствие трансформирования в об-
мотку СН колебаний участка Дт-Д.
Трехфазиые трансформаторы
Выше в этом разделе рассматривалась от-
дельная (катушечная) обмотка — одна фаза
трансформатора вне связи с другими. Данные,
приведенные длй отдельной обмотки с зазем-
ленным концом, применимы к действитель-
ному трансформатору при соединений фаз
в звезду с заземленной нейтралью; в этом слу-
чае электромагнитные колебания в обмотке
зависят практически только от волны импуль-
са, воздействующей на данную фазу. Если же
нейтраль изолирована, то при падении по
трем проводам одинаковых волн процесс ко-
лебаний в трех фазах развивается одинако-
во—так же, как в отдельной обмотке с неза-
земленным концом. При падении волны толь-
ко на одну фазу в начальный момент (началь-
ное распределение) потенциал изолированной
нейтрали равен */з амплитуды волны; теоре-
тический максимум потенциала нейтрали
в процессе колебаний 2/3 амплитуды. При па-
дении одинаковых волн на две фазы потен-
циал нейтрали в начальный момент равен
2/з амплитуды, максимальная возможная его
величина 4/з амплитуды.
При падении волн по двум или трем про-
водам на обмотку, соединенную в треугольник,
наибольший потенциал будет в середине об-
мотки; его теоретический максимум 200% ам-
плитуды волны.
Подъем импульсного напряжения на нейтрали об-
мотки может быть ограничен вентильным разрядником,
установленным в нейтрали. Но срез импульсного на-
пряжения может произойти и помимо вентильного раз-
рядника, т. е. может быть крутым. Для продольной
изоляции это равноценно падению на нейтральный
конец обмотки «обратной» длинной волны с крутым
фронтом (см. «разложение» среза на линейном конце
обмотки —рис. 3-11). Прн срезе волны на нейтрали
катушечной обмотки возникают высокие градиенты на
каналах вблизи нейтрали. Поэтому, например, обмотки
110 кв снабжают двусторонней емкостной защитой, т. е.
устанавливают экранирующие витки не только у линей-
ного, но и у нейтрального конца обмотки.
Слоевые Обмотки
Поведение слоевых обмоток при воздействии им-
пульсов существенно отличается от катушечных. Слое-
вая обмотка с двумя цилиндрическими экранами
(рис. 3-23). имеет относительно большую емкость между
?Д
Рис. 3-23. Схема экранированной
слоевой обмотки высокого
напряжения.
Э — электростатический экран.
соседними элементами вдоль обмотки (между соседни-
ми слоями) и.очень малую емкость элементов обмотки
(торцов слоев) на землю. В результате этого начальное
распределение Напряжения получается близким к рав-
номерному (рис. 3-24), колебания развиваются слабо и
градиенты при полной и срезанной волнах имеют срав-
§ 3-4]
Электрическая прочность внутренней изоляции масляных трансформаторов 101
Рис. 3-24. Распределение на-
пряжения в слоевой обмотке
высокого напряжения с двумя
экранами.
U — потенциал точек обмотки в про-
центах амплитуды волны; обозначе-
ния: А, Л 2....X — см. рис. 3-23.
I — емкостное распределение; II —
начальное распределение при полной
волне (в момент ее максимума); 111 —
наибольшие потенциалы при полной
волне.
нительно небольшую кратность по отношению к равно-
мерному распределению напряжения.
Для трансформаторов небольшой мощности приме-
няют многослойные обмотки из круглого провода с од-
ним экраном, присоединенным к линейному зажиму
обмотки (класс напряжения 35 кв) или вовсе без экра-
нов (классы 6—15 кв) (см. рис. 4-17 и 4-18). В обоих
случаях линейный ввод целесообразно присоединять
к внутреннему слою обмотки. Это обусловлено следую-
щим. Нейтраль обмотки изолирована. Емкостное рас-
пределение напряжения зависит от соотношения емко-
стей между линейным концом и нейтралью и между
нейтралью и «землей». Если емкость нейтрали относи-
тельно земли уменьшить, то потенциал нейтрали уве-
личится, его величина будет меньше отличаться от по-
тенциала линейного конца, т. е. перепад напряжения
вдоль обмотки станет меньше. При этом уменьшаются
колебания в обмотке и градиенты в ней. Присоединение
линейного ввода к внутреннему слою и дает уменьше-
ние емкости нейтрали относительно земли; нейтраль
(наружный слой) сравнительно далеко отстоит от «зем-
ли», т. е. от стенки бака. В противоположном случае,
когда нейтралью являлся бы внутренний слой, его ем-
кость относительно Земли, т. е. относительно близко
расположенной обмотки НН, была бы значительно
больше.
Начальное распределение напряжения в многослой-
ной обмотке из круглого провода без экрана (классы
6—15 кв) представляет зубчатый график; потенциалы
точек Д, 2, 4 (см. рис. 4-17) соответствуют вершинам
зубцов, а потенциалы точ^к /, 3, Xi — впадинам. Пе-
репад напряжения вдоль первого слоя, т. е. между точ-
ками Ди/, очень большой, например, в трансформа-
торе мощностью 50 ква класса 10 кв он составлял 73%
амплитуды волны. Градиенты при срезанной волне зна-
чительно выше, чем при полной. В том же трансформа-
торе градиент, воздействующий при срезанной волне на
межслоевую изоляцию между первым и вторым слоями
(всего 12 слоев), достигал 40%.
Применение в многослойной обмотке из круглого
провода электростатического экрана (класс 35 кв), со-
единенного с началом обмотки (рис. 4-18), значительно
выравнивает начальное распределение напряжения; наи-
больший перепад наблюдается вдоль последнего сЛоя
обмотки. Градиенты при полной волне невелики. При
срезанной волне относительно высокие градиенты появ-
ляются у конца обмотки; при некоторых условиях они
могут представлять опасность для межслоевой изо-
ляции.
В многослойных обмотках классов напряжения 6—
35 кв полное импульсное напряжение воздействует
между крайними витками первого (внутреннего) и по-
следнего (наружного) слоев — вдоль торца обмотки.
Нередко величина импульсной прочности обмотки опре-
деляется перекрытием между слоями по торцу.
Для расчета импульсной прочности про-
дольной изоляций необходимо знать кроме
амплитуды градиента на данном участке об-
мотки также и его «длительность», которую
нужно сопоставить с прочностью соответ-
ствующей изоляции. За величину, характери-
зующую в первом приближении «длитель-
ность» градиента, принимают время между
двумя ординатами на подъеме и спаде пика
градиента, равными половине амплитуды
(рис. 3-10, 3-12 и 3-20,6).
3-4. Электрическая прочность
внутренней изоляции масляных
трансформаторов
Типы изоляции. Развитие электрического пробоя
Внутренняя (масляная) изоляция транс-
форматора разделяется на главную и про-
дольную изоляцию обмоток, изоляцию отво-
дов, переключателей и пр. (рис. 3-1). Во внут-
ренней изоляции трансформаторов применя-
ются: сплошная твердая изоляция (между со-
седними витками, между расположенными
вплотную изолированными проводниками от-
водов и т. п.), чисто масляные промежутки
102
Изоляция трансформаторов
[ гл. 3
(между голыми проводниками отводов, между
токоведущими частями ввода и стенкой бака
и т. д.), комбинированная изоляция, в том
числе маслобарьерная, т. е. масляная изоля-
ция в сочетании с твердой (главная изоляция
обмотки, изоляция между катушками и др.).
Для внутренней изоляции характерно наличие
между электродами путей поверхностного раз-
ряда (перекрытия); во многих случаях элек-
трическую прочность определяет пробой мас-
ла вдоль поверхности твердой изоляции.
Твердая изоляция в комбинации с маслом
применяется в виде «покрытия», «изолирова-
ния» и барьеров. Покрытием называют отно-
сительно тонкий слой изоляции, плотно обле-
гающий металл электрода, не изменяющий
существенно напряженность электрического
поля в масле. Изолирование отличается от
покрытия большей толщиной слоя изоляции,
обусловливающей уменьшение напряженно-
сти в масле. Барьерами называют прямые или
фасонные перегородки из твердой изоляции,
помещенные в масляном промежутке между
электродами; барьер может соприкасаться
с электродом частью своей поверхности. При-
меры: покрытие — изоляция витка обмотки
в изоляционном промежутке до бака; изолиро-
вание— относительно большой толщины изо-
ляция круглого отвода в изоляционном проме-
жутке до ярмовой балки; барьер — цилиндр
или угловая шайба в главной изоляции обмо-
ток. Твердая изоляция применяется также
в виде вспомогательных деталей, необходимых
для образования охлаждающих каналов, для
закрепления частей обмоток, барьеров и др.
Не только в чисто масляных промежутках,
но и в комбинированной изоляции определяю-
щим для электрической прочности является,
как правило, пробой масла; применение твер-
дой изоляции эффективно в той мере, в кото-
рой она повышает пробивное напряжение ма-
сла. В некоторых случаях твердая изоляция
может даже снижать прочность масляного
промежутка и всего устройства (см. ниже).
Важно то, что пробивное напряжение комби-
нированной изоляции отнюдь неравно сум-
ме пробивных напряжений твердой изоляции
<и масла.
При пробое элементов внутренней изоляции
наблюдаются следующие явления. Если поле
между голыми электродами сравнительно од-
нородное, то при воздействии напряжения пе-
ременного тока вначале происходят единич-
ные слабые искровые пробои масляного про-
межутка. С повышением напряжения пробои
учащаются и, наконец, переходят в дугу. Ана-
логичная картина наблюдается при импуль-
сах: с повышением амплитуды импульсов про-
бои учащаются и, в конце концов, происходят
при каждом импульсе. В неоднородных полях
пробою предшествует появление короны в ви-
де неустойчивых незавершенных искр, длина
которых зависит от величины приложенного
напряжения.
При покрытии электродов вначале также
наблюдаются единичные искровые пробои ма-
сляного промежутка; одновременно, как пра-
вило, происходит пробой покрытия. При отно-
сительно большой толщине слоя изоляции на
электродах в большинстве случаев происхо-
дит лишь частичный пробой, т. е. пробою ма-
сляного промежутка не сопутствует пробой
твердой изоляции. При дальнейшем же повы-
шении напряжения .может наступить полный
пробой, т. е. и масла и твердой изоляции.
При барьерах развитие процесса зависит
от формы электродов и барьеров, от располо-
жения и размера последних, от наличия или
отсутствия изоляции на электродах. На на-
чальной стадии может возникать корона или
частичный искровой пробой масляного проме-
жутка между электродом и барьером.
В узлах внутренней изоляции трансформа-
тора существенное влияние на развитие про-
боя могут оказывать промежуточные распор-
ные изоляционные детали (рейки, прокладки
и др.). Начальной стадией пробоя иногда яв-
ляются повреждения твердой изоляции тока-
ми утечки (обугливание) или частичные раз-
ряды в масле, но не у электрода, а между изо-
ляционными деталями.
Если между изоляционными деталями на-
ходятся воздушные включения, то из-за более
низкой диэлектрической проницаемости возду-
ха по сравнению с маслом и твердой изоля-
цией напряженность электрического поля
в воздушных включениях оказывается более
высокой, чем в масле. Электрическая же проч-
ность воздуха относительно низка. Поэтому
воздух ионизируется и, став проводящим, обу-
словливает искажение электрического поля
в масле. В результате могут возникнуть раз-
ряды по поверхности твердой изоляции.
Когда изолированные проводники сопри-
касаются, то пробою твердой изоляции зача-
стую предшествует пробой слоя масла в месте
соприкосновения и частичные разряды по по-
верхности изоляции. При недостаточной длине
изоляции на проводниках происходит полное
перекрытие между их голыми частями.
Корона и частичный пробой по поверхно-
сти твердой изоляции могут не оставить на
§ 3-4] Электрическая прочность внутренней изоляции масляных трансформаторов 103
ней следа или оставить след — слабый или
сильный; это зависит от свойств изоляции, от
интенсивности короны и частичного пробоя.
При прослушивании трансформатора во вре-
мя испытаний напряжением переменного тока
корона и частичные пробои могут отмечаться
как трески той или иной силы.
Влияние формы поля, длительности
воздействия напряжения и др.
Пробивное напряжение чисто масляных
промежутков находится в сложной зависимо-
сти от длительности воздействия' напряжения,
степени однородности электрического поля,
качества масла, температуры и др. [Л. 13].
Рис. 3-25 * иллюстрирует влияние радиуса
закругления электродов на прочность масля-
ных промежутков при напряжении 50 гц.
ления электрода на средние про-
бивные напряжения масляных про-
межутков. Плавный подъем напря-
жения частотой 50 гц. Масло с
пробивным напряжением по ГОСТ
45 кв/2,5 мм.
С увеличением отношения расстояния к^ежду
электродами к радиусу закругления эффек-
тивность последнего уменьшается. При им-
пульсах влияние радиуса закругления больше,
чем при воздействии напряжения переменного
тока.
При напряжении 50 гц в рез1ко неоднород-
ных полях качество масла почти не влияет на
пробивное напряжение масляного промежутка.
Пробивное же напряжение промежутка со
сравнительно однородным полем пропорцио-
нально пробивному напряжению масла в стан-
дартном маслопробойнике. При импульсах
влияние качества масла невелико как при не-
однородных, так и при однородных полях,
* Рис. 3-25—3-28 по А. В. Панову (Всесоюзный
электротехнический институт имени В. И. Ленина).
Рис. 3-26. Зависимость от температуры про-
бивного напряжения масляных промежутков
со сравнительно однородным (Кривая /) и
резко неоднородным полем (кривая 2). Одно-
минутный ступенчатый метод приложения на-
пряжения частотой 50 гц.
Рис. 3-27. Среднее пробивное напряжение мас-
ляных промежутков при напряжении частотой
50 гц.
/ — электроды .острие — заземленное острие*, одноминут-
ный метод; 2 —-электроды .острие — заземленная пло-
скость*, плавный подъем; 3— те же электроды, одноми-
нутный метод; 4 — напряжение видимой короны при элек-
тродах острие—острие и острие—плоскость.
Зависимость прочности масляных проме-
жутков от температуры носит сложный харак-
тер; она различна для напряжения 50 гц и
импульсов, для однородного и резко неодно-
родного полей и т. д. На рис. 3-26 в качестве
примера даны кривые температурной зависи-
мости для напряжения 50 гц.
На рис. 3-27 приведены кривые зависимо-
сти от расстояния пробивных напряжений для
электродов острие — острие и острие — плос-
кость при напряжении 50 гц.
104
Изоляция трансформаторов
{гл. 3
Влияние покрытий, изолирования, барьеров
Покрытие электродов затрудняет
образование в масляном промежутке «мости-
ков» из проводящих примесей и существенно
повышает пробивное напряжение в тех слу-
чаях, когда влияние примесей велико, а имен-
но при напряжении 50 гц в сравнительно од-
нородном поле. При импульсах и в резко
неоднородном поле при напряжении 50 гц по-
крытия неэффективны.
Повышение напряжения пробоя масляного
промежутка в результате изолирования
электродов определяемся снижением на-
пряженности электрического поля в масле.
При данных электродах это снижение зависит
от толщины и материала твердой изоляции.
Диэлектрическая проницаемость последней
выше, чем масла. Напряженность в масле тем
меньше, чем меньше диэлектрическая прони-
цаемость изоляции отличается от проницае-
мости масла. Поэтому бумажная изоляция от-
водов более эффективна, чем изоляция лако-
тканью, имеющей более высокую проницае-
мость.
При симметричных электродах, например
двух круглых стержнях, необходимо изолиро-
вать.оба электрода; при изолировании только
одного стержня электрическая прочность оп-
ределялась ' бы более высокой напряжен-
ностью в масле у второго стержня. В несим-
Рис. 3-23. Среднее пробивное напря-
жение масляных промежутков между
изолированным отводом и заземлен-
ным .острием*. Одноминутный метод
приложения напряжения частотой
50 гц. Сравнение с электродами
острие-острие.
метричном поле, предельным случаем кото-
рого являются электроды острие — плоскость,
изолирование в зоне низкой напряженности
(у плоскости) неэффективно, в то время как
большая толщина изоляции острия дает зна-
чительное повышение пробивного напряжения
масляного промежутка. На рис. 3-28 приведе-
ны опытные данные для масляного промежут-
ка между изолированным круглым отводом
и «острой» заземленной частью. При толщине
изоляции на отводе от 0,5 до 50 мм имеем
практически одни и те же значения пробивных
напряжений, если изоляционное расстояние
считать от металла отвода. Одновременное же
изолирование отвода и «острого» заземленно-
го электрода существенно увеличивает про-
бивное напряжение масляного промежутка
(табл. 6-1).
При электродах отвод — плоскость (от-
вод — стенка бака) изоляция на отводе дает
значительное увеличение пробивного напряже-
ния масляного промежутка; так, при диаметре
стержня отвода 3 мм и масляном промежутке
100 мм толщина изоляции 3 мм удваивает
напряжение по сравнению с неизолированным
отводом.
В устройстве с изолированными электрода-
ми, разделенными масляным промежутком,
напряженность в твердой изоляции (кабель-
ная бумага, лакоткань), как правило, не явля-
ется определяющей для выбора изоляционно-
го расстояния; в то время как напряженность
в масле достигает предельно допустимого
значения, напряженность в твердой изоляции
оказывается значительно ниже пробивной.
Действие барьера при голых электродах
со сравнительно однородным полем подобно
покрытию: барьер затрудняет образование
в мдсляном промежутке мостиков из приме-
сей. Увеличение среднего пробивного напря-
жения при частоте 50 гц от применения одно-
го барьера — порядка 25%; применение не-
скольких барьеров дает дальнейшее неболь-
шое повышение прочности. Увеличение про-
бивного напряжения от применения барьеров
при изолированных электродах меньше, чем
при голых. Барьеры следует располагать бли-
же к электроду с меньшим радиусом закруг-
ления; например, перегородка между обмот-
кой и стенкой бака ставится вблизи обмотки.
В сравнительно однородном поле при воз-
действии импульсов положительное действие
барьера, связанное с примесями, отпадает и
установка барьера, особенно относительно
большой толщины, приводит к увеличению на-
пряженности в масле и к снижению пробив-
§ 3-4] Электрическая прочность внутренней изоляции масляных трансформаторов
105
ного напряжения. Таким образом, установка
барьера в чисто масляном промежутке со
сравнительно однородным полем нецелесооб-
равна, если определяющими для промежутка
являются импульсные воздействия. Однако во
многих случаях в промежутке устанавливают-
ся распорные рейки (планки), снижающие
пробивное напряжение. Подразделение же
промежутка барьерами почти полностью унич-
тожает неблагоприятное действие реек. По
этой причине барьеры в виде цилиндров меж-
ду обмотками повышают прочность главной
изоляции не только при напряжении перемен-
ного тбка, но и при импульсах.
В резко неоднородном поле барьер, поме-
щенный вблизи острого электрода, значитель-
но повышает напряжение полного пробоя, но,
как правило, снижает напряжение частичного
пробоя промежутка между электродом и
барьером. Повышение напряжения полного
пробоя обусловлено тем, что при пробое ма-
сляного промежутка между электродом и
барьером заряды растекаются по поверхности
барьера и выравнивают поле между барьером
и другим электродом. Для того чтобы при ча-
стичном пробое не произошло перекрытия
барьера, его размеры должны быть достаточ-
но большими. Следует иметь также в виду,
что частичные пробои постепенно разрушают
барьер. 1
Эффект от применения барьеров может
быть получен при сравнительно малой их тол-
щине; выбор последней определяется в основ-
ном механической прочностью, технологиче-
скими условиями и т. п. Толщина барьера мо-
жет иметь значение для электрической проч-
ности в том случае, если в изоляционном
устройстве с одним барьером при испытании
происходит случайный пробой масляного про-
межутка. В этот момент на барьер кратковре-
менно воздействует напряжение, близкое
к полному испытательному. Если барьер вы-
держит это напряжение, частичный пробой
может не иметь последствий. В противном же
случае произойдет полный пробой изоляцион-
ного устройства.
Поверхностный разряд
В большом числе узлов внутренней изоля-
ции трансформатора путь возможного пробоя
масляного промежутка проходит частично или
полностью вдоль поверхности изоляционных
деталей. При этом возможно два типа
устройств.. В первом путь разряда по диэлек-
трику совпадает или близок к кратчайшему
расстоянию между электродами (рис. 3-29),
Рис. 3-29. Устройства изоляции, в которых путь
разряда по диэлектрику совпадает с кратчайшим
расстоянием между электродами (с направлением
силовых линий).
/ — электроды. 2 — твердый диэлектрик.
Рис. 3-30. Устройства изоляции, в которых крат-
чайшее расстояние между электродами сущест-
венно меньше пути разряда по диэлектрику
(перпендикулярно силовым линиям).
I —электроды; г — твердый диэлектрик.
во втором кратчайшее расстояние между
электродами много меньше пути поверх-
ностного разряда (рис. 3-30). В первом
случае напряжение перекрытия по поверх-
ности твердой изоляции не отличается
существенно от напряжения пробоя чисто ма-
сляного промежутка. Некоторое относитель-
ное снижение напряжения перекрытия вызы-
вается искажением электрического поля из-за
более высокой, чем у масла, диэлектрической
проницаемости твердого диэлектрика и повы-
шения вследствие этого напряженности поля
в масле у электродов. Значительное снижение
прочности может иметь место, если перекры-
тие происходит вдоль поверхности деталей из
дерева или слоистого диэлектрика, например
гетинакса, и обусловлено развитием процессов
в самом материале диэлектрика.
Иные условия в устройствах по рис. 3-30.
Здесь напряженность поля у электродов мало
зависит от длины пути перекрытия и опреде-
ляется в основном много меньшим разме-
ром — толщиной диэлектрика. Это обусловли-
вает более низкое напряжение перекрытия
(рис. 3-31). Принимают, что в устройствах ти-
па, изображенного на левой фигуре рис. 3-30,
увеличение выступа твердой изоляции за
электроды сверх шестикратной ее толщины не
дает роста напряжения перекрытия.
При проектировании изоляции практикуют
«приведение» пути поверхностного разряда
к чисто масляному промежутку, перекрытие
по твердому диэлектрику считают равноцен-
106
Изоляция трансформаторов
[гл. 3
Рис. 3-31. Средние значения напряже-
ния поверхностного разряда по элект-
рокартону в трансформаторном масле в
устройствах первого и второго типов
(рис. 3-29 и 3-30). Напряжение
частотой 50 гц.
ным пробою масляного промежутка, равного
длине пути, умноженной на коэффициент
меньше единицы. Этот коэффициент берут:
для электрокартона, бумаги, лакоткани 0,67,
для дерева 0,4 и т. д. Однако этот метод явля-
ется весьма грубым, так как не предусматри-
вает различия, условий развития перекрытия
в устройствах разных типов. Поэтому он дол-
жен применяться с 1 ограничениями; во вся-
ком случае, им нельзя пользоваться, если
устройство относится ко «второму типу»
(рис. 3-30; см. также в гл. 6).
В обмотках и отводах трансформатора
изоляция в ряде мест накладывается в не-
сколько приемов, последовательно — по участ-
кам длины проводников (см., например, выпол-
нение изоляции конца обмотки НН на
рис. 4-71). Для того чтобы место сопряжения
разновременно наложенной изоляции не было
ослабленным, необходимо обеспечить хорошее
перекрытие — достаточный размер «конуса»
изоляции. Обычно считают, что длина «кону-
са» должна быть равна десятикратной толщи-
не изоляции и что при таком конусе исклю-
чается перекрытие по поверхности раздела пе-
рекрывающихся слоев изоляции. Однако эта
норма должна иметь ограниченное примене-
ние. Десятикратный или даже меньший «ко-
нус» дает удовлетворительный результат
в устройстве, показанном на рис. 3-32, где на-
пряженность в твердой изоляции относительно
невелика и вдоль «конуса» действует только
часть напряжения, приложенного между от-
водом и заземленными частями. В устройстве
же по рис. 3-33 на твердую изоляцию и вдоль
«конуса» действует полное напряжение; напря-
женность поля и ее составляющая вдоль «ко-
рне. 3-32. ,Конус*
изоляции отвода,
расположенного
вблизи стенки
' бака.
1 — изоляция; 2—круг
лый медный стержень;
3 — стенка бака. При-
мер соотношения раз-
меров: h — 20 мм,
S « 110 мм.
Рис. 3-33. .Конус* изоляции
отвода, 1 расположенного
вплотную к заземленной
части.
/ — медный пповод; 2 — изоляция;
3 — заземленная чйсть, например
ярмо.
Рис. 3-34. Перекрытие тон-
ких слоев изоляции.
1 — проводник; 2 и 3 — изоляция.
нуса», т. е. вдоль масляной прослойки, могут
оказаться относительно высокими. В этом слу-
чае для обеспечения равнопрочности может
потребоваться значительное удлинение конуса
сверх десятикратной толщины изоляции.
При небольшой толщине изоляции место
сопряжения ее слоев выполняют как показано
на рис. 3-34.
Технологическая обработка изоляции
Электрическая прочность внутренней изо-
ляции трансформаторов в большой степени
зависит от ее технологической обработки: от
удаления влаги, пропитки твердой изоляции
маслом и удаления воздушных включений.
Собранная выемная часть масляных транс-
форматоров проходит вакуумную сушку при
остаточном давлении 4—6 см рт. ст. или ме-
нее L Сушка при классе напряжения обмотки
ВН до 35 кв включительно начинается прогре-
вом выемной части при температуре 90—
110° С, затем в шкафу создают вакуум и про-
цесс продолжается до практически полного
1 Сушке подвергаются также отдельные обмотки
трансформатора (при классах напряжения 15 кв и вы-
ше— независимо от мощности, при классах—3—10 кв—
при мощности свыше 1 000 ква). Эта сушка позволяет
уплотнить обмотку в осевом направлении и придать ей
окончательные размеры перед пропиткой лаком (§ 4-7):.
Сушка обмотки дает возможность устранить неплотно-
сти между катушками и прокладками и уменьшает
усадку деталей из электрокартона и бумажной изоля-
ции витков при сушке выемной части.
§ 3-5]
Электрическая прочность внешней (воздушной) изоляции
107
высушивания твердой изоляции. При классе
напряжения НО кв и выше после окончания
сушки выемная часть пропитывается в су-
шильном шкафу маслом под вакуумом. Время
пребывания выемной части на воздухе, считая
с момента ее выемки из сушильного шкафа
и до заливки маслом, в своем баке, ограничи-
вают, чтобы изоляция снова не увлажнилась.
В твердой изоляции и между изоляционны-
ми деталями после заливки выемной части
маслом в своем баке остаются воздушные
включения; они могут значительно снизить
электрическую прочность конструкции (см.
выше в этом параграфе). При классе напря-
жения трансформаторов 35 кв для выхода
воздуха и для пропитки маслом твердой изо-
ляции к моменту контрольного испытания про-
изводится достаточно длительная выдержка
выемной части в масле.в своем баке. У транс-
форматоров классов напряжения 110 кв и вы-
ше перед испытанием изоляции масло прогре-
вают. При этом воздушные включения увели-
чиваются в объеме, а вязкость масла умень-
шается. Таким образом облегчается выход
воздуха и улучшается пропитка твердой изо-
ляции маслом. Однако достаточно полное уда-
ление воздуха достигается лишь заливкой ма-
сла в бак трансформатора под вакуумом, при
остаточном давлении 4—6 см рт. ст. или менее.
Заливать масло в бак следует сверху. Залив-
ка под вакуумом осуществлена для трансфор-
маторов класса 400(500) кв; в настоящее вре-
мя она производится частично для трансфор-
маторов на напряжение 220 кв существующей
конструкции и предусмотрена в новой серии
трансформаторов этого класса. Это относится
к маслобарьерной главной изоляции. При
сплошной твердой (бумажной) главной изо-
ляции для слоевых обмоток высокого напря-
жения с бумажной межслоевой изоляцией
(гл. 4) заливка под вакуумом необходима не-
зависимо от класса напряжения; вакуум дол-
жен быть более глубоким, а процесс заливки
более медленным, чем для обмоток с масло-
барьерной главной изоляцией.
К значительному снижению электрической
прочности изоляции приводит ее увлажнение.
Изоляционные нормы, указанные в гл. 4 и 6,
относятся к хорошо высушенной, неувлажнен-
ной изоляции.
Обмотки масляных трансформаторов, как правило,
пропитывают в глифталевом лаке кратковременным
погружением. Это делается в основном для повышения
ях механической прочности. Однако электрическая
рочность изоляции в результате пропитки лаком может
снижаться. Лак пропитывает твердую изоляцию (бума-
гу, картон) лишь частично и в то же время затрудняет
ее пропитку маслом. В обмотке, проходившей пропитку
лаком, твердая изоляция неоднородна: большая ее
часть оказывается пропитанной маслом, часть пропи-
танной лаком, но некоторая часть, не пропитанная ни
тем, ни другим, содержит воздушные включения. Не-
благоприятное влияние пропитки лаком имеет ;практи-
ческое значение для сплошной твердой изоляции, на-
пример. межсловной изоляции из кабельной бумаги [см.
§ 4-6,а].
3-5. Электрическая прочность внешней
* (воздушной) изоляции
К внешней изоляции масляных трансфор-
маторов относятся: внешняя изоляция вводов,
воздушные промежутки на ’крышке между
вводами и от вводов до заземленных Частей.
Электрическая прочность воздушной изоляции
зависит от атмосферных условий; она пропор-
циональна относительной плотности вЬздуха
и поэтому снижается с уменьшением баромет-
рического давления и с повышением темпера-
туры. При увеличении абсолютной влажности
воздуха, т. е. при повышении содержания
(упругости) водяного пара в воздухе,’ проч-
ность последнего растет Ч Разрядное напря-
жение вводов при частоте 50 гц под дождем
ниже, чем в сухом состоянии.
Электрические характеристики воздушной изоляции
относят к нормальным атмосферным условиям: [для ис-
пытания в сухом состоянии — это давление 760 мм
рт, ст., температура 20° С, абсолютная влажность (со-
держание водяных паров в воздухе) 11 г/м3; 'для ис-
пытания вводов под дождем нормирована сила! дождя
3 мм в 1 мин, удельное сопротивление воды при 20° С
в пределах 9 500—10 500 ом-см, угол падения, дождя
45° к горизонту.
Размеры воздушных промежутков на крышках
трансформаторов высокого напряжения велики по срав-
нению с электродами и радиусом их закругления; при
этих условиях пробою промежутка предшествуют коро-
нирование на электродах и кистевые разряды. Электри-
ческое поле к моменту пробоя воздушного промежутка
определяется не формой электродов, а кистевьйми раз-
рядами. Поэтому пробивное напряжение практически
не зависит от формы электродов и не отличается суще-
ственно от пробивного напряжения промежутков со
стандартными стержневыми электродами ква;,ратного
поперечного сечения. Воздушные промежутки: между
вводами имеют пробивное напряжение, близкое к на-
пряжению промежутков стержень — заземленный стер-
жень, а между вводом и расширителем — к напряжению
промежутков при электродах стержень — заземленная
плоскость. При напряжении переменного тока । пробив-
ное напряжение межДу стержнями при малых расстоя-
ниях немного выше, чем промежутка стержень — плос-
кость; при расстоянии 2 000 мм разница достигает при-
мерно 15%.
Воздушная изоляция отличается от масляной суще-
ственной зависимостью импульсного пробивногд напря-
1 При некоторой специфической форме электродов
(при больших изоляционных расстояниях) наблюдается
обратная зависимость Прочности воздушных промежут-
ков от влажности воздуха.
108
Изоляция трансформаторов
Г гл. 3
жения от полярности волны импульса. Пробивное на-
пряжение воздушных промежутков и напряжение пере-
крытия воздушной изоляции большинства типов вводов
выше при отрицательной полярности волны.
При импульсах прочность воздушных промежутков
и воздушной изоляции вводов под дождем мало отли-
чается от их прочности в сухом состоянии.
Прочность воздушных промежутков и воздушной
изоляции вводов в сухом состоянии при воздействии
коммутационных перенапряжений не отличается суще-
ственно от прочности при тех же атмосферных усло-
виях и плавном подъеме напряжения частотой 50 гц.
Сила дождя и проводимость воды, нормированные
для испытаний под дождем воздушной изоляции вводов,
больше, чем в эксплуатационных условиях. Прочность
воздушной изоляции с чистой поверхностью фарфора
при воздействии коммутационных перенапряжений при
дожде составляет порядка^ 120% прочности, получен-
ной в нормированных условиях при плавном подъеме
напряжения частотой 50 гц*.
3-6. Коэффициент импульса
При расчете изоляции трансформаторов и обоснова-
нии испытательных напряжений переменного тока их
внутренней изоляции (см. § 3-7) приходится сопостав-
лять электрическую прочность отдельных элементов при
различных видах воздействующих напряжений. Для
этого сопоставления служит коэффициент импульса.
представляющий отношение амплитуд пробивных на-
пряжений изоляции при кратковременном воздействии
и при одноминутном приложении напряжения частотой
50 гц. Коэффициент импульса определяется, в частно-
сти, для полной и срезанной стандартных импульсных
волн и для расчетных коммутационных перенапряже-
ний. Если, например, пробивное напряжение изоляции
при полной волне 1,5/40 мксек составляет 280 #вмакс>
а при напряжении переменного тока 100 кв, то коэффи-
циент импульса равен:
k _ 280 _
и— 100 V 2 ~
Импульсная прочность и, следовательно коэффи-
циент импульса, масляной и комбинированной изоляции
или не зависит от полярности волны, или при отрица-
тельной волне немного выше.
Для чисто масляных промежутков с резко неодно-
родным полем величина коэффициента импульса при
полной волне колеблется от 1,5 до 2; при больших рас-
стояниях он ниже. При сравнительно однородном поле
коэффициент импульса значительно выше, например для
масляного промежутка 2 см между шаром диаметром
5 см и плоскостью коэффициент импульса равен око-
ло 6. Применение барьеров и изолирования электродов
увеличивает в большей степени прочность при напря-
жении переменного тока и в меньшей — импульсную
прочность. Соответственно этому коэффициент импуль-
са для ^тройств со сравнительно однородным полем
при изолированных электродах меньше, чем при голы^
Величина коэффициента импульса при поверхност-
ном разряде по твердой изоляции в масле определяется
главным образом формой электрического поля; во
многих случаях поле неоднородное и коэффициент им-
пульса для полной волны может быть равен, например,-
1,5. Коэффициент импульса твердой изоляции зависит
* Имеется в «виду воздействие коммутационного
перенапряжения и напряжения 50 гц при плавном подъ-
еме при одних и тех же атмосферных условиях.
от ее материала, формы электродов и технологической
обработки; в качестве ориентировочной можно указать
величину 1,2—1,5. Коэффициент импульса для главной
изоляции обмоток приведен в табл. 3-1. Он представ-
ляет отношение средних значений амплитуд пробивных
напряжений — импульсного или кратковременного, ими-
тирующего коммутационные перенапряжения, к одно-
минутному при частоте 50 гц.
Таблица 3-1
Коэффициент импульса главной изоляции силовых
масляных трансформаторов при малоударном
приложении кратковременных напряжений
Класс напряжения, кв 64-15 35 1104-150 220
Конструкция обмотки 1 . . I I I I II
Коэффициент импульса для коммутационных перена- пряжений 2 1,3 1,3 1,35 1,35 1,55
Коэффициент импульса для импульсных напряжений: полная волна 1,5/40 мксек 1,75 2 2,2 2,2 2
волна, срезанная при предразрядном време- ни 24-3 мксек .... 1,75 2 2,2 2,2 2,45
1 Конструкция обмотки обозначена: I — обмоТка с .вводом на
конце*, с емкостной защитой или без нее; II — обмотка с .вводом
посередине*, с частичной емкостной защитой.
• Указаны коэффициенты импульса для воздействия напря-
жения частотой 50 гц в течение 0,1 сек (см. § 3-2).
Коэффициент импульса воздушных промежутков
при положительной полярности полной волны состав-
ляет порядка 1,1—1,3, а воздушной изоляции вводов,
как правило, находится в пределах 1,1—1,5.
Воздушная изоляция отличается от масляной боль-
шим ростом импульсного пробивного напряжения с
уменьшением времени воздействия; так, например, про-
межуток 1 000 мм между стержнями имеет пробивное
напряжение при положительной волне 1,5/40 мксек,
срезанной с предразрядным временем 3 и 2 мксек,
равное соответственно 147 и 175% минимального про-
бивного напряжения при этой волне.
Коэффициент импульса воздушных промежутков и
вводов в сухом состоянии для воздействия коммутаци-
онных перенапряжений обычно близок к единице.
3-7. Испытания изоляции.
Испытательные напряжения
Каждый выпускаемый трансформа'гор про-
ходит на заводе контрольные испытания изо-
ляции напряжением переменного тока. Новая
типовая конструкция изоляции должна быть
повергнута типовым испытаниям, включаю-
щим также испытания импульсами.
Испытания внутренней изоляции напряжением
переменного тока
Если обмотка имеет нейтраль с «полной
изоляцией», т. е. с такой же, как линейны^
конец, то испытание изоляции относительно
земли производится по схеме рис. 3-35 (при
частоте 50 гц); испытательное напряжение.
§ 3-7]
Испытания изоляции. Испытательные напряжения
109
Испытательный
трансформатор
Испытуемый трансформатор
Рис. 3-35. Принципиальная схема испытания изоляции
обмотки трехфазного трасформатора .приложенным*
напряжением, индуктированным в испытательном
трансформаторе (частота 50 гц).
Uncn— испытательное напряжение.
указанное в табл. 3-2, гр. 2, индуктируется
в испытательном трансформаторе и всей испы-
туемой обмотке сообщается одинаковый по-
тенциал. Кроме того, производится испытание
по схеме рис. 3-36 при частоте 100 гц двойным
рабочим напряжением, индуктированным
в испытуемом трансформаторе; при этом ис-
Рис. 3-36. Принци-
пиальная схема
испытания изоля-
ции трехфазного
трансформатора
напряжением, ин-
дуктированным в
испытуемом транс-
форматоре (часто-
та 100 гц).
U* , l/*—номинальные
л л
линейные напряжения
обмоток.
пытывается изоляция между витками, катуш-
ками обмоток, между фазами и т. д. В обоих
случаях испытательное напряжение прикла-
дывается в течение 1 мин.
Если нейтраль абмотки имеет «неполную
изоляцию», т. е. меньшую, чем линейный ко-
нец, то испытательное напряжение не может
быть приложено по схеме рис. 3-35; испытание
производится либо при заземлении нейтрали,
либо по схеме с «подпором» нейтрали
(рис. 3-37). В обоих случаях испытательное
напряжение относительно земли — полностью
(при заземлении нейтрали) или частично (схе-
ма с «подпором») — создается в испытуемом
трансформаторе. Величина «подпора» нейтра-
ли должна быть не выше испытательного на-
Рис. 3-37. Принципиаль-
ная схема испытания
изоляции обмотки одно-
фазного трансформатора
с „подпором* нейтрали.
1 — испытуемый трансформа-
тор; 2 — генератор повышен-
ной частоты; 3 — промежуточ-
ный трансформатор; 4 — испы-
тагельный «подпорный* транс-
форматор. Un — напряжение
.подпора*; С/и — напряжение,
индуктированное в испытуе-
мой обмотке; £/исп — испыта-
тельное напряжение линейно-
го конца обмотки.
пряжения, соответствующего классу напряже-
ния нейтрали. Частоту при испытании необхо-
димо повысить соответственно напряжению,
индуктированному в испытуемом трансформа-
торе, с тем чтобы ограничить величину индук-
ции в стали магнитопровода. Длительность
приложения испытательного напряжения час-
тотой выше 100 гц уменьшается обратно про-
порционально частоте, т. е. сохраняется по-
Таблица 3-2
Испытательные напряжения переменного тока
внутренней (в масле) и внешней (воздушной)
изоляции силовых трансформаторов по
проекту стандарта
Класс напряже- ния обмотки, кв Испытательное напряжение, кв
для внутренней изо- ляции с выдержкой напряжения для внешней изоляции при плавном подъеме напряжения
для трансфор- маторов для изоляторов (вводов) в сухом состоянии под дож- дем
для изоля- ции со- б анных трансфор- мато ов для испы- тываемых отдельно изоляторов для изоля- торов наружной установки
1 2 4 5 6
3 6 10 15 ' 35 ПО 150 220 18 25 35 45 85 200 275 400 25 32 42 57 100 265 340 490 26 34. 45 60 105 280 355 520 27 36 47 63 ПО 295 375 550 20 26 34 45 85 215 290 425
Примечания; 1. Выдержка испытательного напряжения
при испытании трансфЪрма торов по гр. 2 при частотах 50 и 100 гц
равна 60 сек, при большей частоте выдержка меньше (см. в тексте);
при испытании.изоляторов (вводов) по гр. 3 выдержка 60 сек, ча-
стота 50 гц. *
2. Испытательные напряжения по гр. 4, 5 и 6 (частота 50 гц)
даны для нормальных атмосферных условий; при испытании в
Других условиях вводятся поправки.
3. Воздушные промежутки на крышках трансфокаторов ис-
пытывают на макетах отдельно от внутренней изоляции транс-
форматоиов.
4. Вн)тренняя изоляция обмоток на номинальные напряжения
230—525 в испытывается напряжением 5 кв при частоте 50 гц в те-
чение 1 мин.
но
Изоляция трансформаторов
{гл. 3
стоянным число периодов: 100-60=6 000 пе-
риодов. Так, при частоте 250 гц длительность
60100 п.
вместо 60 сек должна быть -о,п = 24 сек.
При испытании изоляции напряжением, пол-
ностью или частично, индуктированным в испытуемом
трансформаторе, нормированное испытательное напря- -
жение должно создаваться не только между линей-
ным концом обмотки ВН и «землей» (баком), но если
это возможно при данном устройстве обмоток, также
и между линейным концом ВН и ближайшей точкой
соседней обмотки (СН, НН). Для выполнения послед-
него требования некоторые трансформаторы приходит-
ся испытывать дважды — по двум различным схемам;
при одной схеме создается требующееся испытательное
напряжение относительно «земли», при другой — меж-
ду обмотками. В автотрансформаторах, как правило,
изоляцию между соседними обмотками ВН и СН пол-
ным нормированным напряжением исрытать невоз-
можно.
В трехфазных трансформаторах с полной изоляцией
нейтрали обмотки ВН, например класса 110 кв, испыта-
ние ее изоляции относительно земли производится по
схеме рис. 3-35 напряжением 200 кв (табл. 3-2). При
последующем испытании трансформатора двойным ра-
бочим напряжением по схеме рис. 3-36 между фазами
получается большее напряжение, чем 200 кв, например
2-115 = 230 кв. Междуфазная изоляция должна быть
рассчитана на это напряжение.
Испытание трехфазных трансформаторов с непол-
ной изоляцией нейтрали и автотрансформаторов имеет
свои специфические особенности. Для того чтобы при
создании требующегося испытательного напряжения на
линейном* конце обмотки ВН потенциал концов обмотки
СН или разность потенциалов между фазами ВН и т. п.
не превосходили своих нормированных испытательных
напряжений, приходится прибегать к специальным схе-
мам испытаний, например к пофазному испытанию.
В ряде случаев не удается избежать превышения при
испытании нормированных для отдельных точек испыта-
тельных напряжений и соответствующую изоляцию, на-
пример между фазами, приходится рассчитывать на
выдерживание напряжений выше нормированных.
трансформатора в эксплуатации увеличивает
импульсные градиенты (§ 3-3). В качестве
усредненного значения необходимого увеличе-
ния амплитуды испытательной полной волны
в ^макс принимают половину числа, выра-
'жающего класс напряжения обмотки в
°дейстВ (табл. 3-3, гр. 2). Амплитуду срезан-
ной волны для учета невозбуждения транс-
форматора не увеличивают (§ 3-3 и гр. 3
табл. 3-3),
Таблица 3-3
Импульсные испытательные напряжения внутрен-
ней (в масле) и внешней (воздушной) изоляции
силовых трансформаторов по проекту стандарта
Класс напряже- ния обмотки, кв Амплитуда импульсных испытательных напряжений, к*Макс
для внутренней изо- ляции для внешней изо- ляции
Полная долна Срезанная волна Полная волна Срезанная волна
1 2 3 4 5
3 42-|-2=44 50 42 50
6 57+3=60 70 57 70
10 75+5=80 90 75 90
15 100+8=108 120 100 120
35 180+18^:200 225 185 230
ПО 425+55=480 550 460 570
150 585+75=660 760 630 785
220 835+110=945 1 090 900 1 130
Примечания: 1. Обмотки классов 3—35 кв предназна-
чены для систем с заземленной или с изоли ованной нейтралью,
классов 110—220 ка—только с заземленной нейтралью.
2. Метод испытания малоударный. Внутренняя изоляция
испытывается волнами отрицательной полярности, внешняя—вол-
нами обеих полярностей.
3. Амплитуда полных волн для испытания внутренней изоля-
ции увеличена для учета невозбуждения трансформатора при
импульсном испытании.
Импульсные испытательные напряжения
внутренней изоляции
Импульсные испытания внутренней изоля-
ции трансформаторов проводятся по мало-
ударному методу путем приложения к испы-
туемой обмотке трех полных и такого же чис-
ла срезанных импульсных волн. При мало-
ударном методе прочность внутренней (мас-
ляной) изоляции трансформаторов выше, чем
при многократном воздействии. Поэтому им-
пульсные «малоударные» испытательные на-
пряжения (полной и срезанной волн) должны
быть выше «расчетных многократных воздей-
ствий» (§ 3-2); это увеличение составляет 10
или 15%. Амплитуду полной волны дополни-
тельно увеличивают, учитывая то, что им-
пульсное испытание производится с невозбуж-
денным трансформатором; возбуждение же
Для класса 400 кв были нормированы следующие
импульсные испытательные напряжения: при полной
волне 1 500+200 = 1 700 .лгвмакс, при срезанной —
1800 квмакс. Для класса 500 кв при применении вен-
тильных разрядников с магнитным гашением и обыч-
ной схеме грозозащиты намечены испытательные на-
пряжения: при полной волне 1 450+250= 1 700 tfeMaKC
при срезанной—1 800 /свмакс, при специальной схеме
грозозащиты соответственно: 1 300 +250 = 1550 #вмаК€
И 1 650 6Макс •
Обоснование испытательных напряжений
переменного тока внутренней изоляции
Испытательные напряжения переменного тока
внутренней изоляции трансформаторов должны быть
эквивалентны воздействиям, которым подвергается
главная изоляция обмотки в эксплуатации. Амплитуда
эквивалентного напряжения переменного тока равна
амплитуде импульсного испытательного напряжения или
расчетного коммутационного перенапряжения, деленной
§ 3-8]
Расчет изоляции
111
на соответствующий коэффициент импульса для глаз-
ной изоляции (§ 3-6). Например, для класса 220 кв
испытательные напряжения переменного тока, эквива-
лентные импульсному испытательному напряжению
полной и срезанной волн и расчетному уровню комму:
тационных перенапряжений, равны соответственно 303,
337, 359 кв; следовательно, для этого класса можно
было бы установить испытательное напряжение 360 кв.
Аналогично для классов ПО и 150 кв можно было бы
принять испытательные напряжения 180 и 250 кв. Меж-
ду тем в ГОСТ 1516-42 (рекомендуемом) испытательные
напряжения для обмоток классов 110, 150 и 220 кв уста-
новлены 230, 320 и 460 кв. Эти длительное время при-
менявшиеся испытательные напряжения завышены. Они
соответствуют уровню изоляции, требующемуся для
«систем с малым током замыкания на землю»; для
существующих «систем с большим током замыкания на
землю» решено снизить испытательные напряжения. Это
осуществляется в новых сериях трансформаторов клас-
сов НО—220 кв, для которых они приняты соответ-
ственно 200, 275 и 400 кв (табл. 3-2, гр. 2).
Испытательные напряжения переменного тока
внутренней изоляции обмоток классов 3—35 кв для
новых серий трансформаторов сохранены существую-
щие, установленные ГОСТ 1516-42 (табл. 3-2, гр. 2).
Для классов 3—15 кв эти напряжения несколько ниже
эквивалентных импульсным воздействиям. Это обосно-
вывается тем, что трансформаторы этих классов подвер-
гаются контрольным испытаниям вскоре после их за-
ливки маслом (без вакуума), так что к моменту испы-
тания изоляция не успевает достаточно хорошо
пропитаться маслом; кроме того, в изоляции могут еще
находиться крупные воздушные включения.
Для класса 400 кв испытательное напряжение пере-
менного тока равно 700 кв.
Испытательные напряжения воздушной изоляции
Испытательные напряжения воздушной изоляции
масляных трансформаторов — вводов и воздушных про-
межутков— приведены в табл. 3-2 и 3-3. Эти напряже-
ния установлены эквивалентными импульсным испыта-
тельным напряжениям и расчетному воздействию ком-
мутационных перенапряжений; учтено отличие условий
испытаний от эксплуатационных (предусмотрены атмо-
сферные условия при высоте установки трансформатора
до 1000 м над уровнем моря).
3-8. Расчет изоляции
Если известна величина напряжения, воздействую-
щего на данный элемент изоляционной конструкции
трансформатора, и известна электрическая прочность
элемента, то расчет изоляции сводится к определению
ее_ размеров, при которых между минимальным пробив-
ным напряжением и воздействующим напряжением
имелся бы некоторый интервал—«гарантийный запас»,
например 5%. Если минимальное пробивное напряжение
изоляции получено из относительно небольшого числа
опытов, то «запас» увеличивают.
Здесь под пробивным напряжением масляной изоля-
ции понимается, как правило, не напряжение полного
пробоя всего устройства, а напряжение появления ча-
стичных разрядов (частичного пробоя), обычно пред-
шествующих полному пробою. В некоторых случаях
частичные разряды при испытательном напряжении
могли бы быть допущены, так как они не приводят
к существенному повреждению твердой изоляции и не
снижают электрической прочности в эксплуатации.
Однако в других случаях частичные пробои масляных
промежутков значительно повреждают твердую изоля-
\
цию и могут вследствие этого обусловить пробой изоля-
ционной конструкции при перенапряжениях или даже
при воздействии рабочего напряжения. Например,
частичный пробой главной изоляции может быть связан
с повреждением изоляции на катушках обмотки, а это
может привести в дальнейшем к пробою между катуш-
ками. При испытаниях трансформаторов зачастую
бывает трудно определить, в каком именно месте про-
исходит частичный пробой, оставляет ли он или не
оставляет опасные повреждения. Поэтому приходится
стремиться к тому, чтобы при испытаниях вся изоля-
ция имела некоторый запас прочности именно по отно-
шению к частичным пробоям.
Главная изоляция обмотки с «полной изоляцией
нейтрали», т. е. такой же, как линейного конца, выби-
рается соответственно величине испытательного напря-
жения переменного тока (табл. 3-2). Для классов 35 кв
и выше это испытательное напряжение представляет
для главной изоляции более жесткое воздействие, чем
импульсное испытательное напряжение и чем коммута-
ционные перенапряжения; для классов 6—15 кв опре-
деляющими выбор главной изоляции являются импульс-
ные испытательные напряжения (см. § 3-7 и табл. 3-3).
Если нейтраль обмотки не выведена (обмотки
классов напряжения 6—15 кв) и поэтому не может
быть защищена вентильным разрядником, ограничиваю-
щим подъем на нейтрали импульсного напряжения пол-
ной волны (§ 3-3), то главную изоляцию нужно рас-
считывать на этот подъем.
Если класс напряжения нейтрали обмотки более
низкий, чем линейного конца, то главная изоляция
может выполняться ступенчатой (см. § 4-11). При про-
ектировании необходимо знать допустимую величину
ступеней, т. е. допустимое уменьшение радиального
расстояния от данной обмотки по мере удаления от ее
линейного конца. Минимальное радиальное расстояние
определяют по величине напряжений, действующих
между соответствующими точками данной обмотки и
соседней или стержнем магнитопровода при импульс-
ном испытании полной волной и при испытании напря-
жением переменного тока.
Для выбора продольной изоляции обмотки — меж-
ду ее катушками, слоями, экранирующими витками
и т. д.— определяющими являются импульсные напря-
жения, воздействующие на элементы продольной изоля-
ции при испытании обмотки полной и срезанной вол-
нами. Эти воздействия зависят от устройства обмотки,
ее емкостных и колебательных параметров и опре-
деляются, как правило, на основании импульсных ис-
следований трансформаторов при пониженной амплиту-
де волн.
Вопросы расчета изоляции отводов рассмотрим
применительно к обмотке с одинаковой изоляцией ли-
нейного и нейтрального концов. При испытании такой
обмотки напряжением переменного тока от испытатель-
ного трансформатора по схеме рис. 3-35 все связанные
с обмоткой проводники отводов и токоведущие части
переключателей имеют одинаковый потенциал, равный
испытательному напряжению (табл. 3-2, гр. 2). На это
напряжение рассчитывают изоляцию отводов относи-
тельно заземленных частей и других обмоток. Для
классов напряжения 6—15 кв (см. § 3-7) нормированные
испытательные напряжения переменного тока несколько
ниже величины, эквивалентной импульсным испытатель-
ным напряжениям.
Поэтому если для изоляции отводов этих классов
ограничиваться расчетом на воздействие испытатель-
ного напряжения переменного тока, то нужно преду-
сматривать увеличенный интервал между испытатель-
ным и минимальным пробивным напряжениями.
112'
Изоляция трансформаторов
(гл. 3]
Изоляционные промежутки в отводах всех классов
напряжения, отличающиеся более низким коэффициен-
том импульса, чем имеет главная изоляция обмоток
(табл. 3-1), должны рассчитываться на воздействие
импульсного испытательного напряжения. Такце про-
межутки, рассчитанные только на воздействие испыта-
тельного напряжения переменного тока, могут иметь
недостаточную импульсную прочность.
При испытании напряжением переменного тока по
схеме рис. 3-36 между отводами, соединенными с раз-
ными точками одной обмотки, нет разности потенциа-
лов; относительно невелики напряжения между боль-
шинством отводов при испытании по схемам рис. 3-36
и 3-37. Определяющим для выбора изоляции между
отводами данной обмотки является импульсное напря-
жение между точками обмотки, к которым отводы
присоединены.
При отсутствии других данных о величине импульс-
ных воздействий на 100% импульсного испытательного
напряжения следует рассчитывать (табл. 3-3) изоля-
цию между двумя отводами, присоединенными к точ-
кам: один отвод к началу, другой — к середине обмот-
ки (фазы), к началу и к концу обмотки (фазы), к на-
чалам разных фаз, к началу одной фазы и к середине
другой.
Изоляция между зажимами переключателей рас-
считывается на импульсные напряжения, воздействую-
щие между соответствующими регулировочными ответ-
влениями обмотки. Величина «этих напряжений различ-
ная в обмотках разных типов.
Если весь промежуток между электродами запол-
нен твердой изоляцией из бумаги, лакоткани и т. п.,
необходимо, кроме испытательных напряжений, учиты-
вать длительное рабочее напряжение. При воздействии
рабочего напряжения напряженность электрического
поля должна быть ниже той, при которой возникает
ионизация воздушных включений в твердой изоляции,
так как ионизация постепенно разрушает изоляцию.
Воздушные промежутки на крышке масляных
трансформаторов — между токоведущими частями вво-
дов и от вводов до заземленных частей — рассчитывают
на испытательные напряжения в сухом состоянии пере-
менного тока и импульсные, нормированные для воз-
душной изоляции (табл. 3-2 и 3-3).
Величину напряжения, воздействующего на данный
элемей*г изоляции трансформатора, нужно сопоставить
с зависимостью электрической прочности этого элемен-
та от размеров изоляции и выбрать размеры, обеспечи-
вающие необходимый «запас прочности» (см. в начале
этого параграфа).
Чисто теоретический расчет прочности узлов
внутренней изоляции трансформаторов практически не-
возможен ввиду сложной формы электрического поля,
сложности процесса пробоя масляной изоляции и боль-
шого влияния на ее прочность технологической об-
работки. Форму поля и величину его напряженности
в отдельных точках с большей или меньшей точностью
можно определить опытным путем на электролити-
ческой модели изоляционного устройства. Однако
знания величины напряженности электрического поля
недостаточно для того, чтобы определить пробивное
напряжение изоляции в масле. При одной и той же
максимальной напряженности поля напряжение пробоя
масляного промежутка может быть различным в за-
висимости от устройства изоляционной конструкции
(размеров не подразделенных барьерами масляных про-
межутков, расположения барьеров и других деталей
из-твердой изоляции и т. д.), от технологической об-
работки (степени дегазации масла, его очистки от меха-
нических примесей и влаги), от температуры масла и
т. д. Поэтому электрическая прочность масляной изоля-
ции трансформатора определяется путем испытаний до
пробоя моделей, воспроизводящих узлы изоляции, как
правило, в натуральную величину. Исследование же
полей на электролитических моделях является вспомо-
гательным средством для качественной оценки изоляци-
онных конструкций.
Внутренняя изоляция масляных трансформаторов
состоит из различных, существенно отличающихся друг
от друга элементов. Исследование на моделях зависи-
мости электрической прочности от размеров изоляции
и других влияющих факторов для всех элементов со-
ставило бы громадный объем работы. Поэтому нередко
приходится пользоваться ориентировочной оценкой
электрической прочности путем сопоставления неис-
следованных изоляционных узлов с исследованными.
Рис. 3-38. Масля-
ные промежутки
S, указываемые в
нормах на изоля-
цию трансформа-
торов.
/, 2 — электроды; 3 —
барьер между элек-
тродами; «/ — барьер у
электрода; -5 — изолд-
~ция на электроде.
Воздушные промежутки на крышке масляных
трансформаторов в отличие от элементов внутренней
изоляции однотипны: все электроды, как правило, голые,
поле между ними неоднородное, изоляционных барье-
ров между электродами нет. Электрическую прочность
воздушных промежутков определяют путем их исследо-
вания до пробоя на макетах, воспроизводящих крышку
трансформатора с установленными на ней вводами и
заземленными частями.
Конкретные нормы для выбора изоляционных рас-
стояний в трансформаторах, помещенные в последую-
щих главах, составлены на основе изложенного здесь
метода расчета изоляции. К минимальным изоляцион-
ным расстояниям, определенным по величине воздей-
ствующего на данный элемент изоляции напряжения и
по минимальной прочности изоляции, прибавлены до-
пуски на производственные отклонения; в результате
получены минимальные конструктивные размеры изоля-
ции. Нередко в нормах трудно выделить этот допуск и
в йих даются только конструктивные расстояния.- Не-
которые конструктивные размеры изоляции, указанные
в нормах, дополнительно увеличены против минималь-
ных в связи с необходимостью обеспечить достаточные
каналы для охлаждения, из-за требований в отноше-
нии механической прочности конструкции и т. д.
Рис. 3-38 поясняет принятый метод отсчета масляных
промежутков между электродами: толщина барьера
входит в масляный промежуток, толщина изоляции на
электроде не входит.
В гл. 4-7 указаны нормы для выбора различных
изоляционных расстояний в масляных трансформаторах
применительно к классам напряжения 6 кв и выше.
Нормы для класса 3 кв не приведены: для этого класса,
имеющего сравнительно небольшое распространение,
берут те же изоляционные промежутки, что для 6 кв.
§ 4-1]
Общие сведения
ИЗ
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
ОБМОТКИ
4-1. Общие сведения
Обмотки трансформатора состоят из мед-
ных проводников 1 и изоляционных деталей.
Изоляционные детали образуют главную и
продольную изоляцию обмоток, закрепляют
части обмоток в положении, предусмотренное
электромагнитным расчетом, препятствуют их
смещению под действием электромагнитных
сил и создают каналы для охлаждения. Кон-
струкция обмоток включает их выводные кон-
цы и регулировочные ответвления, емкостные
кольца и экраны емкостной защиты, а также
приспособления для осевой стяжки обмоток.
Разработка конструкции обмоток в значи-
тельной части выполняется в ходе расчета
трансформатора, так как это связано с его
электромагнитными и тепловыми характери-
стиками. В расчете устанавливают: диа-
метры и высоту обмоток; размеры и располо-
жение проводников обмоток, их распределе-
ние в катушках, слоях и пр.; толщину и распо-
ложение изоляционных .цилиндров; расстоя-
ние от обмоток до ярма и стальных нажимных
колец-, ckskxsw^ размеры продольной изоляции
(изоляция .приводов, между катушками, между
слоями и т. д.); число и ширину горизонталь-
ных прокладок между катушками, вертикаль-
ных планок между слоями; изоляцию внутрен-
них, т. е. проходящих в каналах между обмот-
ками, концов и ответвлений и т. д.
Задача конструирования самих обмоток
заключается в конструктивном выполнении их
реек, прокладок, межслоевой изоляции, внут-
ренних отводов и т. п. в соответствии с при-
нятыми в расчете трансформатора основными
размерами;, конструируются детали для осу-
ществления перестановки параллельных про-
водов; разрабатываются экраны емкостной
компенсации и их крепления и т. д. Всю эту
работу конструктор выполняет с учетом тех-
нологии изготовления обмоток: их намотки,
сборки, сушки, пропитки, подъема, перевозки
и т. п.
Конструктивая. разработка установки об-
моток, т. е. их сборки на магнитопроводе,
включает определение длины изоляционных
цилиндров, выполнение угловых шайб, барье-
ров, ярмовой и уравнительной изоляции, и
1 За границей выполняют также обмотки из алюми-
ниевых проводников’, в основном для трансформаторов
небольшой мощности. Такие обмотки начинают приме-
няться и в СССР (см. гл. 1).
8 А. В. Сапожников.
других деталей осевого крепления обмоток,
вертикальных распорных планок, устанавли-
ваемых у стержня магнитопровода и между
изоляционными цилиндрами, и других деталей
радиального крепления обмоток; разрабаты-
вают размещение концов внутренних обмоток
(НН, СН), их изоляцию относительно магни-
топровода и обмотки ВН; конструируют
стальные кольца осевой стяжки обмоток и
связанные с ними детали.
Конструкция обмоток должна быть со-
гласована с устройством магнитопровода (ра-
диальное и осевое крепления обмоток, вывод
внутренних концов) и с конструкцией отводов
(расположение концов снаружи обмоток).
В ходе конструктивной разработки обмо-
ток решают задачи обеспечения необходимой
их электрической и механической прочности
и охлаждения. В частности, требования, свя-
занные с охлаждением обмоток, заключаются
в том, чтобы при конструировании опорных ко-
лец, угловых шайб, барьеров, дрмовой изоля-
ции и других деталей обеспечивались между,
ними достаточные каналы для прохода масла.
Конструирование деталей установки обмо-
ток должно выполняться в соответствии с су-
ществующим или разрабатываемым парал-
лельно с конструированием технологическим
процессом их сборки, последовательностью
отдельных операций; нужно учитывать, в ка-
ком виде обмотки насаживают на магнитопро-
вод— целиком или частями, с изоляционийм
цилиндром или без него; необходимо иметь
в виду увеличение осевого размера нёстяну-
тых обмоток в результате упругости изоля-
ционных деталей; конструкция частей, нахо-
дящихся над обмотками, должна быть увяза-
на с процессами зашихтовки верхнего ярма и
осевой стяжки обмоток.
Обмотки трансформаторов различных мощ-
ностей и напряжений отличаются не только
размерами, но и принципиальным устрой-
ством. Определяющими для конструкции об-
мотки являются: число витков, сечение витка
и класс напряжения. Но и для данных пара-
метров в мировом трансформаторостроении
находят применение различные типы обмоток,
существенно отличающиеся друг от друга по
конструкции.
В этой книге рассматриваются основные
типы обмоток отечественного производства и
некоторые характерные из заграничных кон-
струкций.
114
Обмотки
{гл. 4
Так как в первых параграфах этой главы,
посвященных общим вопросам, приходится
касаться конкретных типов обмоток, то уже
здесь необходимо дать определение основным
из них.
Цилиндрические слоевые обмотки выпол-
няют из провода прямоугольного сечения, по
большей части двухслойными, и из провода
круглого сечения — многослойными 4-6,а].
Слой обмотки составляют витки, наматывае-
мые по винтовой линии; при намотке каждый
виток слоя укладывают вплотную к преды-
дущему витку, рядом с ним в направлении вы-
соты (осевой длины) .обмотки. Высота слоя
равна высоте обмотки. Переход из слоя в слой
осуществляется в процессе намотки без пайки.
Между соседними слоями цилиндрической об-
мотки предусматривается масляный канал
или твердая изоляция из бумаги или электро-
картона.
Катушечная слоевая обмотка [§ 4-6,6] от-
личается от многослойной цилиндрической из
круглого провода тем, что обмотка разделена
по высоте на отдельные катушки. Между по-
следними — шайбы из электрокартона или
масляные каналы.
Непрерывная обмотка,[§ 4-6,в] состоит из
катушек, в которых прямоугольный провод на-
матывают по спирали, плашмя, один виток
в слое. В каждой катушке несколько витков.
Виток катушки располагается вплотную к пре-
дыдущему, рядом с ним в направлении ра-
диальной толщины катушки. Соединения меж-
ду катушками осуществляются обмоточным
проводом в процессе намотки. Между сосед-
ними катушками обмотки расположены ма-
сляные каналы или шайбы из электрокартона.
Виток винтовой обмотки [§ 4-6,г] состоит из
нескольких параллельных прямоугольных про-
водов. Они располагаются вплотную друг
к другу в радиальном направлении (плашмя).
Витки наматывают по винтовой линии. Между
витками в осевом направлении находится ма-
сляный канал, описывающий параллельную
виткам винтовую линию.
Дисковая обмотка [§ 4-6,д] состоит из
двойных (спаренных) катушек, намотанных
по спирали из прямоугольного провода, один
виток в слое. Каждая двойная катушка нама-
тывается отдельно. Между катушками в осе-
вом направлении — масляные каналы.
4-2. Направление намотки витков
Направление магнитного поля, создавае-
мого током катушки (обмотки), а также на-
правление э. д. с., индуктированной в катушке
при изменении магнитного поля, зависят от
направления намотки, ее витков. Направление
намотки обозначают как «левое» или «пра-
вое». За основу взято обозначение, принятое
для резьбы винтов, и оно приспособлено к об-
моткам с учетом их выполнения в виде ряда
слоев, катушек и т. д.
Направление намотки считают левым или
обмотку называют левой, если обход вдоль
витков совершается против часовой стрелки;
намотка называется правой (правая обмот-
ка), если обход идет по часовой стрелке. Об-
ход витков начинают в катушечной (напри-
мер, в непрерывной) и в однослойной (цилин-
дрической, винтовой) обмотке со стороны ее
верхнего конца, а в многослойной цилиндриче-
ской обмотке со стороны конца ее внутрен-
него слоя, который должен быть обращен
вверх; при этом смотрят на обмотку свер-
ху. Это определение поясняется рис. 4-1.
Отметим, что переворачивание однослойной
цилиндрической, винтовой, непрерывной об-
Рис. 4-1. Левая и правая намотка обмоток.
а—схемы однослойных цилиндрических обмоток (также для винтовых обмоток); б — схемы двухслойных цилиндричес-
ких обмоток (при любом числе слоев; при четном числе слоев начало и конец расположены с одного торца, при нечетном—
вверху и внизу); в — схемы непрерывных обмоток (также для обмоток, собираемых из двойных катушек, и для
отдельных двойных катушек).
§ 4-3]
Перестановка (транспозиция) параллельных проводов
115
Рис. 4-2. Схемы намотки
левых обмоток.
а — цилиндрической слоевой
(небольшого диаметра); б —
непрерывной или винтовой.
1 — барабан с обмоточным
проводом; 2—обмоточный ста-
нок (шаблон); 3—рабочее мес-
то обмотчика.
моток, двойной дисковой катушки нижним
торцом вверх отнюдь не изменяет направле-
ния обхода витков, тогда как при перевора-
чивании одинарной дисковой катушки направ-
ление изменяется.
Всегда, когда это возможно при принятой
схеме электрических соединений трансформа-
тора, обмотку следует выполнять левой; на-
пример, если две обмотки (ВН и НН) должны
быть одинакового направления, их следует
сделать обе левыми, но не правыми. Предпо-
чтение, отдацаем^е левой намотке, обусловле-
но тем, что она для большинства типов обмо-
ток менее трудоемка.
Цилиндрические слоевые обмотки небольшого диа-
метра (трансформаторы 1 и 2-го габаритов) наматы-
вают согласно схеме рис. 4-2,а. При изготовлении двух-
слойной обмотки из прямоугольного провода нужно
в ходе намотки подбивать витки — уплотнять их в осе-
вом направлении. При левой намотке витки первого
слоя укладывают слева направо, если смотреть с рабо-
чего места, и офмотчику удобно подбивать их ударами
справа налево. При этом менее удобно подбивать вит-
ки второго слоя, наматываемые справа налево. Но эти
витки легче сдвигаются — их наматывают обычно на
планки, образующие масляный канал, и их подбиванию
меньше мешают упорные щеки у торцов обмотки.
Кроме того, при левой намотке концы и первого и
второго слоев обмотчик закрепляет у левой щеки.
Здесь это делать удобнее, .чем у правой щеки — при
правой намотке.
Трудоемкость намотки многослойной цилиндриче-
ской обмотки из круглого провода (трансформаторы 1
и 2-го габаритов) практически не зависит от того, какая
она — левая или правая.
Непрерывные и винтовые обмотки наматывают по
схеме рис. 4-2,6. Левую обмотку наматывают справа
налево. Провод проходит справа от обмотчика и ему
удобно «перекладывать» катушки непрерывной обмот-
ки, делать перестановку проводов, передвигать про-
8*
кладки и другие подобные операции. При правой на-
мотке эти операции обмотчику делать значительно ме-
нее удобно.
При данном направлении намотки обмотка или
катушка может быть выполнена с концами на одной
образующей (рис. 4-1,а), с«переходом» (перекрещива-
нием) (рис. 4-1,6) или с «недоходом» концов (рис. 4-12).
4-3. Перестановка (транспозиция)
параллельных проводов
Во многих случаях виток обмотки состоит
не из одного, а из нескольких параллельных
проводов. При этом необходимо соответствую-
щим устройством обмотки обеспечить равно-
мерное Или возможно более близкое к равно-
мерному- распределение тока нагрузки между
параллельными проводами. Желательно, что-
бы при одинаковом сечении проводов они бы-
ли нагружены поровну, а при неодинаковом
сечении — пропорционально последнему. Такое
распределение тока получается, если парал-
лельные провода имеют одну и ту же длину
и одинаково сцеплены с магнитным .пото-
Рис. 4-3. Слой цилин-
дрической обмотки.
а—перестановка парал-
лельных проводов не тре-
буется; б —устройство с
перестановкой проводов;
в — развертка обмотки по
рис. б.
Стрелками показаны сило-
вне линии магнитного по-
ля рассеяния; 1 н 2-номе-
ра параллельных прово-
дов.
ком рассеяния. При этом активные сопротив-
ления проводов равного сечения будут оди-
наковы и не будет уравнительного тока, обу-
словленного э. д. с. рассеяния 1 и вызывающе-
го дополнительные потери в проводах.
1 Здесь рассматривается только продольная состав-
ляющая поля рассеяния; поперечную составляющую
при выборе устройства обмоток обычно не учитывают,
хотя и поперечное поле может вызывать некоторую не-
равномерность в распределении тока между параллель-
ными проводами.
116
Обмотки
{гл. 4
Рис. 4-4. Схема винтовой Обмотки из четырех
параллельных проводов.
а — с одной общей (О) и б - одной общей (О) и двумя
групповыми (Г) перестановками.
Вр — магнитная индукция рассеяния; Ф — поток рассеяния, сцеп-
ленный с контурами параллельных проводов; число точек ука-
зывает относительную величину потока»
Цифры—номера параллельных проводов.
В простейшей однослойной цилиндрической
обмотке расположение параллельных прово-
дов по рис. 4-3,а полностью обеспечивает вы-
полнение указанных выше условий. При рас-
положении проводов по рис. 4-3,6 необходимо
осуществить перестановку («транспозицию»)
проводов. Перестановка выравнивает длину
параллельных проводов, а э. д. с., наведенная
потоком рассеяния в контуре БАВ (рис. 4-3,в),
равна и противоположна э. д. с., наведенной
в контуре ГЕД. В итоге в замкнутом контуре
параллельных проводов не будет уравнитель-
нбго тока.
В винтовой' обмотке [§ 4-6,г] при числе па-
раллельных проводов более двух, например
при четырех проводах, одной, симметричной
(так называемой «общей») их перестановки
(рис. 4-4,а) недостаточно. Из схемы, показан-
ной на рис. 4-4,а, видим, что при такой пере-
становке э. д. с. разного знака, наводимые
в частях контура, обозначенного жирными ли-
ниями, неодинаковы и компенсируются непол-
ностью. При четырех параллельных проводах
необходимо делать тройную комбинированную
перестановку, показанную на рис. 4-4,6 и даю-
щую для этого числа проводов наряду с вы-
равниванием их длины полную компенсацию
э. д. с., наведенных продольным полем рас-
сеяния. Для числа параллельных проводов,
большего четырех, и эта комбинированная пе-
рестановка не дает полной компенсации
э. д. с., в связи с чем возникают некоторые
добавочные потери. Полную компенсацию
э. д. с. рассеяния при любом четном числе па-
раллельных проводов дает полная равномерно
распределенная перестановка (транспозиция),
применяемая в двухзахо&ной винтовой обмот-
ке [§ 4-6,г >]. О перестановке параллельных
проводов катушечной обмотки см. § 4-6,в.
1 [Л. 15].
4-4. Схемы обмоток
Схемы обмоток трехфазных трансформаторов
Три фазы обмотки трехфазного трансфор-
матора соединяются в звезду или в треуголь-
ник. Это соединение обусловливает конструк-
цию отводов (гл. 6); на устройство же самой
обмотки оно существенно не влияет. Устрой-
ство обмотки с регулировочными ответвления-
ми зависит от схемы переключения витков
фазы.
Число включенных витков обмотки в трех-
фазных трансформаторах изменяют по схе-
мам рис. 4-5 или 4-6 *. При схеме, показанной
на рис. 4-5, переключение состоит в образова-
ний нулевой точки звезды соединением между
собой зажимов: или XiYiZi («ступень регули-
ровки + 5%»), или X2Y2Z2 («номинальная
ступень напряжения»), или X3Y3Z3 («сту-
пень —5%»). При этой схеме применяется
один на три фазы девятизажимный, так на-
зываемый «нулевой» переключатель (гл. 5).
При «Прямой» схеме рис. 4-6,а с четырьмя
ответвлениями на фазу соединение зажимов
Л2Л3, В2В3 и С2С3 дает ступень + 5%. Соеди-
нение Л3Л4, В3В4, С3С4 дает номинальную сту-
пень напряжения, а Л4Л5, В4В5, С4С5 — сту-
пень —5%'. Аналогичные соединения выполня-
ются при схеме по рис. 4-6,6 с шестью ответ-
влениями на фазу, позволяющей получить сту-
пени + 5, 4-2,5, номинальную —2,5 и —5%.
На каждую фазу трехфазного трансформато-
ра необходимо установить отдельный пере-
ключатель, каждый соответственно с четырь-
мя или шестью зажимами. В трехфазных
трансформаторах 3-го габарита три однофаз-
ных переключателя удается конструктивно
объединить в один с общим приводом (гл. 5).
Для многослойной цилиндрической обмот-
ки пригодна только схема рис. 4-5 с тремя от-
ветвлениями н„а фазу (см. рис. 4-17).
Для катушечной многослойной [§ 4-6,6] и
непрерывной [§ 4-6,в] обмоток схема с регу-
лировочными ответвлениями близ нулевой точ-
ки применяется в несколько измененном про-
тив рис. 4-5 виде; осуществляется так на-
зываемая «оборотная» схема (рис. 4-7).
При «оборотной» схеме, как и при «пря-
мой» по рис. 4-6, выключают витки ка-
тушки, расположенные посередине высоты
* На помещенных в § 4-4 рисунках с изображением
схем обмоток применены следующие обозначения: р—
«разрыв» обмотки; «левая», «правая» — левая и правая
намотка витков. Одинаково обозначенные на схемах от-
ветвления нижней и верхней параллельных ветвей об-
мотки соединяются параллельно в переключателе.
§ 4-4]
Схемы обмоток
117
Рис. 4-5. Схема обмотки
с регулировочными от-
ветвлениями близ нуле-
вой точки.
Рис. 4-6. „Прямая» схема
обмотки с регулировоч-
ными ответвлениями в ее
середине.
а —четыре ответвления на фа -
зу (регулировка ± 5%); б —
шесть ответвлений на фазу
(регулировка ± 2 X
обмотки. При этом'получаются осевые усилия
меньшие, чем были бы в катушечной обмотке
по схеме рис. 4-5, т. е. при выключении витков
у торца обмотай. Однако оборотная схема не-
благоприятна для изоляции обмотки: на «раз.
рыв» приходится примерно половина рабочего
фазного напряжения, а при импульсном ис-
пытании— 75—100%! испытательного напря-
жения. Величина канала в «разрыве» обмотки
при «оборотной» схеме должна быть больше,
чем при «прямой».
При схеме с тремя ответвлениями на фа-
зу получается более простое переключающее
устройство. Поэтому ей отдают предпочтение,
если только ее применение не осложняет су-
щественно задачу обеспечения требуемой элек-
трической прочности и динамической стойко-
сти обмоток при короткюм/ замыкании.
Для классов напряжения до 10 кв включи-
тельно канал в «разрыве» при «прямой» и
«оборотной» схемах невелик. Поэтому для
трансформаторов 2—3-го габаритов при не-
прерывной обмотке ВН классов напряжения
до 10 кв следует применять «оборотную» схе-
му и девятиэажимный нулевой переключатель.
При этих же напряжениях для трансформато-
ров 4-го габарита применяют «прямую» схе-
му (рис. 4-6,6), так как здесь необходимо
иметь пять ступеней регулировки, и трехфаз-
ный (нулевой) переключатель с 15 зажимами
(по пять зажимов на каждую фазу) получил-
ся бы слишком громоздким.
Для класса напряжения 35 кв канал
/В «разрыве» при оборотной схеме получается
значительно больше, чем при «прямой». Это
приводит к большей осевой несимметрии об-
моток при «оборотной» схеме и к увеличению
осевых усилий короткого замыкания. Поэтому
«оборотную» схему применяют только для
трансформаторов сравнительно небольшой
мощности (до 560 или 1 000 ква), для которых
легче, чем для более мощных, обеспечить не-
обходимый запас механической прочности об-
моток.
При «оборотной» схеме (рис. 4-7) полови-
ны обмотай должны быть разного направле-
ния намотки.
Рис. 4-'/. «Оборотная*
схема Обмотки с регули
ровочными ответвления-
ми близ нулевой точки.
В трехфазных трансформаторах при отно-
сительно большом токе, например при мощ-
ности 5600 ква и напряжении 6 кв, иейрерыв-
ная обмотка каждой фазы состоит из двух
параллельных ветвей, расположенных одна
над другой; верхняя ветвь выполняется по схе-
ме рис. 4-5, а нижняя представляет ее зер-
кальное отображение: конец А — внизу,
Хъ Уь Zi — наверху, т. е. у середины высоты
обмотки.
Схемы обмоток однофазных и мощных
трехфазных трансформаторов
На рис. 4-5—4-7 приведены схемы обмоток
трехфазных трансформаторов «с вводом на
конце», у которых линейный ввод присоеди-
нен к крайней, ближайшей к ярму катушке
обмотки. Для трехфазных трансформаторов
на напряжение 220 кв и мощных на ПО кв
целесообразно выполнять обмотки ВН «с вво-
дом посередине» (см. ниже). В этом случае
посередине высоты обмотки находятся линей-
ные зажимы А, В, С, от них вверх и вниз идут
параллельные ветви (разного направления на-
мотки).
118
Обмотки
[ гл, 4
Рис. 4-8. Схема об-
мотки однофазного
.трансформатора с
вводом на конце—
схема О; обмотки
двух стержней сое-
динены параллель-
но. \
Рис. 4-9. Схема обмотки с „вво-
дом посередине*—схема Z (две
параллельные ветви).
94 го
Стержень Стержень
А X
Рис. 4-10. Схема обмот-
ки однофазного транс-
форматора с „вводом
посередине*—схема Н
(четыре параллельные
ветви).
/ — наружное соединение катушек двух стержней; 2 —катушка обмотки;
3 — внутренний переход между соседними катушками; 4 — емкостное кольцо.
Для изменения числа включенных витков
обмоток однофазных трансформаторов при-
меняют обычно схемы того же типа, что «пря-
мая» схема, избраженная (для трехфазного
трансформатора) на рис. 4-6. Особенностью
однофазных трансформаторов, влияющей на
устройство обмотки, является соединение ее
частей, расположенных на двух стержнях маг-
нитопровода-
Для наружной обмотки ВН однофазного
трансформатора при напряжении ПО кв и вы-
ше обмотки двух стержней магнитопровода
целесообразно соединять параллельно с тем,
чтобы расположенные друг против друга (на
одной высоте) катушки обмоток двух стерж-
ней имели одина-йовые или близкие потенциа-
лы; при этом отпадает необходимость в изо-
ляции между ними.
Для классов напряжения ПО и 150 кв при-
меняют параллельное соединение обмоток ВН
по схеме О (рис. 4-8); это устройство с «вво-
дом на конце».
Обмотки ВН трансформаторов классов 220
и 400 (500) кв выполняют с «неполной изоля-
цией» нейтрали; их нейтраль имеет класс на-
пряжения ПО кв. Эти обмотки целесообразно
делать с «вводом посередине», т. е. линейный
конец присоединять посередине высоты обмот-
ки. При этом можно наиболее эффективно ис-
пользовать выполнение нейтрали с понижен-
ным классом напряжения для уменьшения
изоляционных расстояний. При «вводе посе-
редине» у обоих ярем магнитопровода нахо-
дятся «нейтральные концы» обмотки и рас-
стояние до ярем определяется классом напря-
жения ПО кв. Минимальное допустимое ра-
диальное расстояние до обмотки НН или СН
от входной катушки (линейного конца) об-
мотки ВН, находящейся посередине высоты
стержня, существенно меньше, чем радиаль-
ное расстояние ВН—НН (СН), которое нужно
было бы выдерживать при «вводе на конце»
('§ 4-8).
При «вводе посередине» в первых отече-
ственных трансформаторах 220 кв мощностью
20—30 тыс. ква применялась схема Z, пока-
занная на рис. 4-9; при этом обмотка имеет
две параллельные ветви. С ростом мощности
единиц трансформаторов и увеличением сече-
ния витка обмотки оказалось целесообразным
§ 4-6]
Типы обмоток и их изготовление
119
О/ 94
Рис. 4-11. Схема обмотки на напряже-
ние 400 (500) кв, шесть параллельных
ветвей; магнитопровод — с тремя
стержнями. »
Стрелки показывают направление
магнитного поля.
большой мощности, уменьшения добавочных потерь
в обмотках и повышения их механической прочности
выдвигают ряд требований о расширении сортамента
обмоточных проводов. Необходимы, в частности, прямо
угольные провода с высотой сечения большей, чем
верхний предел по ГОСТ 6324-52 (44,5 мм}. Нужно
освоить изготовление и применение для обмоток прямо-
угольного провода, изолированного бумагой, но без
спирали из хлопчатобумажной пряжи; это позволит по-
лучить более плотную намотку витков в катушках. От-
каз от хлопчатобумажной пряжи желателен еще и
потому, что обрывки ткани засоряют масло.
Важной задачей является освоение «сложного об-
моточного провода», уже применяемого за рубежом.
Он состоит из ряда параллельных «жил»—проводов
прямоугольного сечения с минимальной возможной
изоляцией на каждом отдельном проводе и с более или
менее значительной общей их изоляцией. Для наруж-
ного слоя общей изоляции применяют лакированную
бумагу; при нагревании обмотки лак спекается и скреп-
ляет витки между собой и с соприкасающимися с ними
изоляционными деталями.
перейти к схеме Н (рис. 4-10) с четырьмя па-
раллельными ветвями. Схема Н более проста,
вчем схема Z, но последняя с ее двумя парал-
лельными ветвямй остается более подходящей
при относительно небольшой величине тока
обмотки — при мощности однофазного транс-
форматора 220 кв порядка 20 тыс. ква.
Обмотки 400 (500) кв трансформаторов
большой мощности выполняют по схеме Н
(без регулировочных ответвлений), если одно-
фазный трансформатор имеет магнитопровод
с двумя стержнями (рис. 2-17) или по схеме
рис. 4-11 при трех стержнях.
4-5. Обмоточный провод
Для обмоток нормальных силовых трансформато-
ров применяют медный изолированный провод круглого
и прямоугольного поперечного сечения с размерами по
ГОСТ 6524-52: круглый провод марки ПЭЛБО (изоли-
рованный лакостойкой эмалью и одним слоем обмотки
из хлопчатобумажной пряжи) и марки ПБ (изолиро-
ванный несколькими слоями обмотки из телефонной
или кабельной бумаги), прямоугольный провод марки
ПББО (изолированный несколькими слоями обмотки из
кабельной или телефонной бумаги и открытой спиралью
из хлопчатобумажной пряжи). Изоляцию минимальной
толщины, предусмотренной ГОСТ, называют в транс-
форматоростроении «нормальной» изоляцией; изоляцию
большей толщины «усиленной». Для круглого провода
марки ПБ нормальная изоляция имеет толщину 0,3 мм
на диаметр и усиленная — 0,8 и 1,2 мм, для прямо-
угольного провода марки ПББО нормальная имеет
толщину 0,45 мм на две стороны и усиленная 0,95;
1,35 и 1,95 мм.
Нормальная изоляция прямоугольного провода
образуется тремя слоями телефонной бумаги, это дает
на одну сторону 3X0,05=0,15 мм; общая толщина на
две стороны равна 2X0,15 мм плюс спираль из хлоп-
чатобумажной пряжи ОД 5 мм, всего 0,45 мм. Для уси-
ленной изоляции применяется в основном кабельная
бумага.
Задачи создания обмоток для трансформаторов
4-6. Типы обмоток и их изготовление 1
а) Цилиндрические обмотки
Двухслойная цилиндрическая
обмотка из прямоугольного
провода
Виток цилиндрической обмотки (рис. 4-12)
состоит из одного или нескольких параллель-
ных проводов прямоугольного поперечного
сечения. Провода наматываются плашмя
(рис. 4-13,а) и на ребро (рис. 4-13,6). Иногда
применяют параллельные провода разного се-
чения (рис. 4-13, в и г).
Параллельные провода, образующие один
виток, располагают рядом — в направлении
высоты (осевой длины) обмотки; при этом
они имеют одинаковую развернутую длину и
занимают одинаковое положение по отноше-
нию к полю рассеяния (см. рис. 4-3). Поэтому
перестановки параллельных проводов делать
не нужно (§ 4-3).
Если общее число витков в двух слоях
четное, то в каждом из них выполняется оди-
наковое целое число витков и переход из слоя
в слой находится со стороны концов обмотки
(рис. 4-12). Если общее число витков нечет-
ное, то один виток находится наполовину во
внутреннем, наполовину в наружном слое и
переход смещен на 180° по отношению к кон-
цам.
Для выравнивания винтовой поверхности
крайних витков обоих слоев обмотки служат
разрезанные бумажно-бакелитовые клинообс
разные кольца (рис. 4-14).
Между слоями обмотки НН обычно де-
лают вертикальный канал для масла
1 См. определение типов обмоток в конце § 4-1.
120
Обмотки
{гл. 4
Рис. 4-12. Цилиндриче-
ская двухслойная обмот-
ка НН. Бандажи ^не по-
казаны.
(рис. 4-12). Радиальная ширина канала по
условиям охлаждения должна быть не меньше
1 % его осевой длины и не менее 5 мм незави-
симо от длины.
Канал между слоями обмотки образуют
устанавливаемыми при намотке деревянными
(из бука) планками шириной 15 мм\ с обеих
сторон планки приклеены коробочки из элек-
трокартона (рис. 4-63). Наклейка коробочек
устраняет соприкосновение витков с деревом,
имеющим неустойчивые электрические харак-
теристики. Толщину планки вместе с коробоч-
ками делают раиной номинальному размеру
канала, а длина планки и коробочек на 4 мм
меньше/ полной высоты обмотки; планка на
2 мм не доходит до края выравнивающего
кольца, с тем чтобы она не препятствовала
осевой стяжке слоев обмотки.
Двухслойную обмотку НН применяют для
напряжений до 525 в. Число витков в двух
слоях может быть от порядка 15 (трансфор-
маторы большей мощности), до порядка 100
и более (трансформаторы меньшей мощно-
сти). При сечении витка обмотки более 150—
200 леи2 он состоит из большого.числа парал-
лельных проводов и имеет относительно боль-
шую высоту; с этим связана значительная осе-
вая несимметрия распределения витков обмо-
ток ВН и НН. Осевую несимметрию можно
уменьшить, разбив параллельные провода вит-
Рис. 4-13. Намотка двухслойной цилиндрической
обмотки из нескольких параллельных проводов.
а — плашмя; б — на ребро; в — плашмя (провода разной высоты);
г —один провод плашмя, другой на ребро.
ка обмотки НН на две группы и сместив кон-
цы этих групп на 180°. Сечение витка такой
обмотки может быть доведено до 300—
350 мм2.
Недостаток цилиндрической слоевой об-
мотки из прямоугольного провода заключает-
ся в ее относительно небольшой торцовой
опорной поверхности. Это ограничивает ее
стойкость по отношению к осевым усилиям
короткого замыкания. При существующей
конструкции и технологии изготовления в ка-
честве ориентировочного предела применения
цилиндрической, обмотки для трехфазных
трансформаторов можно указать мощность
560—750 ква.
Механическая прочность цилиндрической
обмотки в большой степени зависит от за-
крепления витков, которые под влиянием сил
упругости стремятся раскрутиться. При боль-
шом сечении витка эти силы значительны и
для их преодоления необходимо хорошо за-
бандажировать концы обмотки, закрепив их
за соседние витки. Бандажировка концов об-
мотки большого сечения получается наиболее
надежной в двухслойной обмотке, если концы
Рис. 4-14. Выравнивание винтовой поверхности крайне-
го витка цилиндрической обмотки из прямоугольного
провода. Изображен наружный слой левой двухслой-
ной обмотки. Бандажи не показаны.
1 — провод: 2 — вырав-
нивающее бумажно-
бакелитовое кольцо; 3—
П-образная коробка из
электрокартона толщи-
ной 0,5 мм; 4 — полоса
из электрокартона тол-
щиной 1 мм, В месте
перехода провода из
внутреннего слоя в на-
ружный (рис. 4-12) при-
меняется защита изо-
ляции от механиче-
ских повреждений та-
кая же, как на данном
ойсунке, — с помощью
3 и 4.
§ 4-6]
Типы обмоток и их изготовление
121
двух слоев расположены один над другим (на
одном радиусе) и связаны между собой.
Поверх выравнивающих колец и крайних
витков наружного слоя (вблизи торцов обмот-
ки) накладывают бандаж (.по окружности)
из киперной ленты в полуперекрышку; При
расчете и конструировании необходимо счи-
таться с увеличением размеров обмотки за
счет бандажей и дополнительной изоляции,
в частности с увеличением наружного диамет-
ра обмотки вблизи торцов и с утолщением
в месте вывода концов.
Многослойная цилиндрическая
обмотка из гр углого провода
Многослойная цилиндрическая обмотка из
круглого провода (рис. 4-15) наматывается на
бумажно-бакелитовый цилиндр. Как правило,
для увеличения поверхности охлаждения слои
обмотки разбивают на две группы, разделен-
ные вертикальным масляным каналом. Канал
располагают ближе к цилиндру, на расстоя-
нии приблизительно 7з толщины обмотки, так
как охлаждение маслом внутренней группы
слоев, намотанных на цилиндре, менее интен-
сивное, чем группы наружных. Минимальная
по условиям охлаждения ширина канала та
же, что для двухслойных обмоток. Планки,
образующие канал в обмотках классов 6 и
10 кв, могут быть деревянные по рис. 4-63,
Рис. 4-15. Многослойная цилиндри-
ческая обмотка ВН класса 6—10 кв.
Бандажи не показаны.
Рис. 4-16. Межслбевая изоляция
цилиндрической обмотки.
а — обертывание бумагой крайнего витка слоя;
б —изоляция с бортиками.
/ — бумажно-бакелитовый цилиндр; 2 — цилиндр
из нескольких слоев кабельной бумаги толщиной
по 0,12 мм; 3 — провод; 4 — телефонная бумага
толщиной 0,05 мм; 5 — лента из телефонной бу-
маги толщиной 0,05 мм, шириной 40—60 мм, при-
клеенная к 6 крахмальным клеем; 6 — „бортик*
(полоса из влектрокартона); для классов напря-
жения 6 н 10 К9 размер b — 12 мм.
а для напряжения 35 кв — целиком из элек-
трокартона.
На рис. 4-16,а показано устройство цилин-
дрической обмотки из круглого провода
с межслоевой изоляцией в виде бумажных
цилиндров, края которых расположены вро-
вень со слоями и с дополнительным оберты-
ванием крайних витков; на рис. 4-16,6 приве-
дена конструкция с межслоевой изоляцией
в виде бумажных цилиндров, выступающих за
слои, и с «бортиками», заполняющими проме-
жутки между цилиндрами. Раньше применя-
лась межслоевая изоляция с обертыванием
крайних витков, но потом перешли на кон-
струкцию с бортиками, так как они предохра-
няют витки от механических повреждений при
изготовлении трансформатора и при воздей-
ствии осевых сил короткого замыкания.
Бумажно-бакелитовый цилиндр, на кото-
рый наматывается обмотка, бумажные цилин-
дры межслоевой изоляции'и планки, образую-
щие масляный канал, делают одинаковой вы-
соты—на 4 jkjw меньше полной высоты слоев
вместе с бортиками, которые выступают таким
образом на 2 мм с каждой стороны. Это обес-
печивает хорошую осевую стяжку слоев об-
мотки.
122
Обмотки
{гл. 4
Рис. 4-17. Схема ци-
линдрической много-
слойной обмотки ВН
классов напряжения
. 6 и 10 кв. .
1—4 см. в тексте (гл. 3).
Бортик межслоевой изоляции (рис. 4-16,6)
состоит из набора \-мм и 1,5-л«ле полос элек-
трокар^она общей толщиной, приблизительно
равной диаметру изолированного провода.
К каждой полосе приклеена лента из телефон-
ной бумаги для закрепления бортика. Намотка
первого слоя обмотки начинается с установки
бортика; таким образом, его бумажные ленты
на всей своей длине зажимаются витками.
В конце слоя бортик ставится за один виток
до окончания намотки слоя, этот виток ложит-
ся поверх лент и удерживает бортик от сме-
щения (рис. 4-16,6). При переходе в следую-
щий слой одновременно с намоткой его перво-
го витка укладывают бортик лентами под ви-
ток и наматывают сразу все слои бумажного
цилиндра межслоевой изоляции.
Для лучшего скрепления частей обмотки
применяют бакелитовый лак; им промазывают
края цилиндра для приклеивания к нему бор-
тиков первого слоя и планки, образующие ка-
нал, для приклеивания витков.
Многослойные цилиндрические обмотки
ВН трансформаторов 1 и 2-го габаритов вы-
полняют с регулировочными ответвлениями по
схемам рис. 4-17 и 4-18 с присоединением ли-
нейного ввода к внутреннему слою. При клас-
Рис. 4-18. Схема ци-
линдрической слоевой
обмотки класса на-
пряжения 35 кв.
1 — латунный лист толщи-
ной 0,5 мм (развернутая
длина равна «D — 35 мм);
2 — лист электрокартона
толщиной 1 мм с загнуты-
ми краями (развернутая
длина «О—5 мм, завальцо-
вывается вместе с /); 3 —
лист электрокартона тол-
щиной 1 мм (развернутая
длина tcD).
се напряжения 35 кв применяют электроста-
тический экран, электрически связанный с ли-
нейным вводом и расположенный под внут-
ренним слоем витков (рис. 4-18). Присоеди-
нение линейного ввода к внутреннему слою
дает более благоприятное емкостное распре-
деление напряжения (§ 3-3).
В трансформаторах существующих серий
место вывода начала обмотки А удалено от
места вывода концов Х2, Х3; А выводится
в одну сторону обмотки, например вниз, а
Хх — Х3 — в другую сторону, соответственно
вверх. Выбор указанного расположения кон-
цов или обратного ему, т. е. вывод А вверх,
a Xi—Х3 вниз, увязывается с устройством от-
водов. В трансформаторах новой серии клас-
сов напряжения 6—10 кв намечено осуще-
ствить вывод всех концов вверх.
Регулировочные ответвления выполняют об-
моточным проводом в виде петель, как пока-
зано на рис. 4-19. Это устройство проще в из-
готовлении и надежнее применявшегося рань-
ше набора тонких медных лент, припаивав-
шихся к витку обмотки. Вывод ответвления
медными лентами оставлен только для тонких
проводов диаметром менее 0,93 мм.
Если последний слой витков неполный, то
свободное место нужно заполнить листом
электрокартона вровень с витками. Поверх
наружного слоя обмотки накладывают (по
окружности) бандаж из хлопчатобумажной
ленты в полуперекрышку. В последнее время
внедряется бандажировка бумажной лентой
с отбортованными краями [§ 4-6, в].
Многослойная цилиндрическая обмотка из
круглого провода применяется в качестве об-
моток ВН и НН трансформаторов 1 и 2-го га-
баритов при классе напряжения 6, 10 и 35 кв;
верхний предел по току определяется наи-
большим используемым размером круглого
провода. В последние годы стали допускать
диаметры вплоть до 4,1 мм и не только в ви-
де одиночного провода, но и двух параллель-
ных проводов. При этом осевая высота витка
достигает 7—10 мм и винтовую поверхность
крайних витков нужно- выравнивать подобно
тому, как это делается в цилиндрических об-
мотках из прямоугольного провода (см. выше).
Из особенностей конструкции многослой-
ных цилиндрических обмоток класса напряже-
ния 35 кв нужно отметить следующие (рис.
4-18). Края электростатического экрана не
должны выступать за торцы слоев витков, так
как выступающий край явился бы «острием»,
с которого могли бы развиваться разряды на
магнитопровод, обмотку НН или по тооцу об-
§ 4-6]
Типы обмоток и их изготовление
123
Рис. 4-19. Выполнение регулировочного ответвления
петлей обмоточного провода круглого сечения.
а — провод / изогнут петлей, продет в хлопчатобумажный чулок 2;
под петлю проложена пластина из электрокартона 3 (см. также
рис. 4-15); б — поверх петлн уложена вторая пластина 4; затем
наматываются следующие витки.
ния ее можно принимать согласно табл. 4-1.
Для класса 35 кв в трансформаторах суще-
ствующей серии применяют следующую меж-
слоевую изоляцию: при мощности 180 ква число
слоев обмотки 13, толщина изоляции 6 X
X 0,12 мм\ при 320 ква 11 слоев, толщина
8 X 0,12 мм\ при 560 ква 8—9 слоев, толщина
8 X 0,12 мм.
Таблица 4-1
Толщина изоляции между соседними слоями
цилиндрических обмоток из круглого провода
трансформаторов 1 и 2-го габаритов
Число слоев обмотки Класс напряжения обмотки, кв
6 1 10
Толщина из! оляции, мм
Более 10 2X0,12 3X0,12
8—10 3X0,12 4X0,12
5—7 4X0.12 5X0,12
мотки на наружный слой витков. Бумажно-ба-
келитовый цилиндр выступает ва торец слоев
на 50 мм. В отличие от обмоток классов 6 и
10 кв (рис. 4-17) высота бортиков межслоевой
изоляции обмотки 35 кв равна примерно толь-
ко половине промежутка от торца слоев до
края цилиндра; вторую половину промежутка
заполняет шайба с "приклепанными с двух
сторон подкладками. Между шайбой и борти-
ками проходит наружу линейный конец обмот-
ки, который нужно изолировать на полное ис-
пытательное напряжение как от обмотки НН
и магнитопровода, так и от наружного слоя
обмотки.
Межслоевая изоляция многослойных об-
моток классов би 10 кв в настоящее время
пересматривается. Для учебного проектирова-
Рис. 4-20. Различные выполнения катушечной слоевой
обмотки.
а — без каналов между катушками; б — с каналами через одну
катушку; в —с каналами после каждой катушки., / —-внутреннее
соединение катушек (переход); 2—бумажно-бакелитовый ци-
линдр; 3 — опорное кольцо; 4 —- начало обмотки; 5 — шайба; 6 —
наружный переход; 7 — прокладки, образующие горизонтальный
канал между катушками; 8 — рейка, образующая вертикальный
канал; 9 — угловая (воротниковая) шайба.
б) Катушечная многослойная обмотка
Катушечная многослойная обмотка отличается от
цилиндрической слоевой тем, что обмотка разделена по
высоте на отдельные катушки; между катушками —
шайбы из электрокартона или масляные каналы. В ка-
тушечной обмотке виток слоя укладывается вплотную
к предыдущему витку, рядом с ним, в пределах
высоты одной катушки. Катушки наматывают на
бумажно-бакелитовый цилиндр или на уложенные на
цилиндре рейки из электрокартона, образующие верти-
кальный канал между цилиндром и обмоткой. Гори-
зонтальные каналы создают прокладками из электро-
картона, закрепленными на рейке [§ 4-6,в]. Соответ-
ственно тепловому расчету горизонтальные каналы
могут быть через катушку или после каждой катушки.
При отсутствии каналов между катушками чередуются
«простые» (плоские) и угловые (воротниковые) шайбы,
(рис. 4-20)\
Катушечные многослойные обмотки применялись в
первых отечественных сериях трансформаторов глав-
ным образом в качестве обмоток ВН классов напряже-
ния 6—35 кв при мощности до 1 000 ква.
Подразделение обмотки по высоте на отдельные
катушки уменьшает число витков в слое и величину
рабочего напряжения, воздействующего на межслое-
вую изоляцию. Однацо поведение катушечной обмотки
при импульсах менее благоприятное, чем цилиндриче-
ской: импульсные градиенты, воздействующие на изо-
ляцию между входными катушками и на их межслов-
ную изоляцию, достигают значительной величины. Кро-
ме того, подразделение обмотки на катушки увеличи-
вает трудоемкость ее изготовления по сравнению с
цилиндрической. Это обусловило переход к цилиндри-
ческим обмоткам.
в) Непрерывные обмотка
Общие сведения.
Обмотки классов напряжения
6—35 кв
Непрерывная обмотка (рис. 4-21) состоит
из катушек, намотанных из прямоугольного
124
Обмотки
[ гл. 4
Рис. 4-21. Непрерывная обмотка ВН
класса 35 кв. Бандажи не показаны.
Рис. 4-22. Схема катушечной (непрерывной) обмотки.
а — катушки обычной намотки, соединения — в межкатушечных
каналах; б — половина катушек с перекладкой витков, соедине-
ния — снаружи и внутри обмотки.
провода. Число катушек колеблется в широ-
ких пределах примерно от 30 до порядка
80—100. Виток состоит из одного провода или
из двух-трех (редко более четырех) параллель-
ных проводов. Число витков в катушке может
быть примерно от двух до 25—30. Обмотка
выполняется без регулировочных ответвлений
(обмотка НН) или с ответвлениями (обмотки
ВН и СН). Все катушки имеют одинаковое
число витков или обмотка включает несколь-
ко сортов катушек с разными числами витков.
При целом числе витков в обмотке число 'вит-
ков в отдельной катушке может быть целым
или дробным. Если виток обмотки состоит из
нескольких параллельных проводов, то на пе-
реходах из катушки в катушку осуществляет-
ся их перестановка. При классе напряжения
35 кв и выше непрерывная обмотка имеет
входные катушки с усиленной изоляцией.
По условиям охлаждения из-за большей
толщины изоляции провода входных катушек
должны иметь большее сечение, чем провода
остальных катушек. Поэтому, для того чтобы
число витков в тех и других катушках было
примерно одинаковым, провода входных ка-
тушек имеют большую высоту.
Катушки непрерывной обмотки наматыва-
ют на рейках, образующих вертикальный ка-
нал вдоль внутренней поверхности обмотки;
на рейках закрепляют прокладки, при помощи
которых создаются горизонтальные каналы.
Рейки и прокладки — из электрокартона.
Непрерывные обмотки трансформаторов до
3-го габарита включительно наматывают* на
бумажно-бакелитовых цилиндрах, непосред-
ственно на которые и укладываются рейки.
Обмотки трансформаторов большей мощности
наматывают на рейках, устанавливаемых на
временных стальных цилиндрах (шаблонах).
Рис. 4-23. Схема процесса намотки непрерывной обмотки.
А — начало обмотки; п — переход; р — рейка; пр — прокладки; ц — жесткий (бумажно-бакелитовый) цилиндр.
§ 4-6]
Типы обмоток и их изготовление
125
Намотку каждой отдельной катушки об-
мотки можно начинать только с внутреннего
витка. При такой намотке всех катушек со-
единения между ними должны были бы про-
ходить в межкатущечных каналах, как пока-
зано на рис. 4-22,а. Это неудобно, поэтому
непрерывная обмотка выполняется с соедине-
ниями соседних катушек в виде переходов,
расположенных поочередно изнутри и снаружи
обмотки, как показано на рис. 4-22,6. Такое
расположение переходов достигается пере-
кладыванием витков половины общего числа
катушек, обычно нечетных. На рис. 4-23, а—з
схематически показан этот процесс примени-
тельно к левой обмотке (вид с рабочего места
обмотчика).
Рисунок а. С края цилиндра устанавливают про-
кладки, образующие канал между опорным кольцом
и первой катушкой. Наматывают (временно) первую
катушку (витки № 1—5); делают переход во вторую
катушку.
Рисунок б. Устраняют натяжение провода между
обмоточным станком и барабаном с проводом. Первую
катушку сдвигают влево, витки ее при этом «свали-
вают», т. е. распускают.
Рисунки бив. Витки перекладывают, как пока-
зано стрелками на ,рис. б, они занимают положение по
рис. в. Провода натягивают сначала усилием обмот-
чика, потом производится ряд кратковременных пусков
станка при закрепленном свободном конце провода;
одновременно деревянным молотком слегка ударяют
по катушке, облегчая перемещение проводов друг от-
носительно друга.
Рисунок г. Первую катушку сдвигают вправо, к ней
по рейкам придвигают прокладки, образующие канал
между йей и второй катушкой.
Рисунок д. Наматывают (окончательно) вторую ка-
тушку (витки № 6—10); делают переход в третью ка-
тушку.
Рисунок е. Передвижением по рейкам вправо уста-
навливают прокладки, образующие канал между вто-
рой и третьей катушками. Наматывают (временно)
третью катушку (витки № 11—15), делают переход
в четвертую катушку.
Рисунок ж: С третьей катушкой делается то же,
что показано на рис. б для первой. Витки третьей ка-
тушки перекладывают, они занимают положение по
рис. ж.
Рисунок з. Третью катушку сдвигают вправо, к ней
по рейкам придвигают прокладки, образующие канал
между ней и четвертой катушкой. Наматывают (окон-
чательно) четвертую катушку; делают переход в пятую
катушку и т. д.
Число катушек непрерывной обмотки, за
очень редкими исключениями, четное (рис.
4-24,а и б); при этом начало и конец обмот-
ки расположены либо оба снаружи (рис.
4-24,а), либо оба внутри (рис. 4-24,6) обмот-
ки. Нечетное яисло катушек применяют лишь
в тех специальных случаях, когда необходи-
мо вывести один конец снаружи, а другой
внутри обмотки (рис. 4-24,в).
а) б) в)
Рис. 4-24. Расположение концов не-
прерывной обмотки.
а и б — четное число катушек; в — нечетное
число катушек. 1 — изоляционный цилиндр;
2 — наружный переход между катушками;
3 — внутренний переход.
Рис. 4-25. Расположение концов и регулиро-
вочных ответвлений в непрерывных обмотках,
а —число катушек обмотки кратно четырем, число ка-
тушек между соседними ответвлениями четное; б —
число катушек обмотки не Кратно четырем; в — нечет-
ное число катушек между соседними ответвлениями;
г —- число катушек кратно четырем, концы и ответвле-
ния — от внутренних витков; р —„разрыв* обмотки;
* — здесь опущено четное число катушек.
Непрерывные обмотки с регулировочными
ответвлениями, выполняемые по «прямой» или
по «оборотной» схемам (рис. 4-6 и 4-7), со-
стоят из двух частей, раздел емных «разры-
вом». Число катушек в каждой из двух частей
должно быть четным (рис. 4-25,а), с тем что-
бы не выводить .концы Дг и Дз в разрыве, как
показано на рис. 4-25,6.
При четном числе «регулировочных кату-
шек» между соседними ответвлениями послед-
ние отходят только от наружных переходов
(рис. 4-25,а), при нечетном числе—от наруж-
126
Обмотки
[ гл. 4
Рис. 4-26. Непрерывная обмотка из трех парал-
лельных проводов; переходы между катушками.
(Коробочки на переходах не показаны.)
ных и внутренних переходов (рис. 4-25,в). Вы-
полнение ответвления от внутреннего перехо-
да менее удобно, чем от наружного. Кроме то-
го, канал между катушками, где проходит от-
вод от внутреннего перехода, приходится уве-
личивать по крайней мере на толщину изоли-
рованного отвода.
Обмотку, выполняемую по «прямой» схе-
ме, делают симметричной по высоте относи-
тельно разрыва. В обмотке ВН, выполненной
по «оборотной» схеме, число катушек в двух
частях обмотки должно быть одинаковым без
учета регулировочных катушек. Это необходи-
мо для того, чтобы получить симметричную
по высоте обмотку НН; в последней на уча-
стке, находящемся на уровне разрыва и ре-
гулировочных катушек обмотки ВН, делают
«разгон» витков.
На рис. 4-25,а показана обмотка (с чис-
лом катушек кратным четырем), у которой
концы и регулировочные ответвления выведе-
ны от наружных витков катушек. Такое рас-
положение концов и ответвлений применяется
у наружных обмоток ВН классов до 150 кв
включительно. Внутренние обмотки с ответ-
влениями, как правило это обмотки СН клас-
са 35 кв, выполняют также по схеме рис. 4-25,а,
либо концы и ответвления выводят от внутрен-
них витков катушек согласно схеме, изобра-
женной на рис. 4-25,г.
Переход из катушки в катушку (внутрен-
ний и наружный) осуществляется на уровне
(диаметре) крайнего (соответственно внутрен-
него или наружного) витка изгибом прово-
да на ребро. Во избежание повреждения изо-
ляции перехода прокладками при стяжке об-
мотки, изгиб провода не должен быть под
прокладками: переход должен укладываться
в промежутке между соседними прокладками
(рис. 4-21). При дробном числе витков (см.
выше) для того, чтобы все переходы находи-
лись посередине «пролетов» между прокладка-
ми, знаменатель дроби числа витков должен
быть равен числу реек (прокладок) по окруж-
ности.
Число прокладок по окружности обмотки
следует выбирать (при расчете трансформато-
ра) с учетом минимального расстояния меж-
ду соседними прокладками, необходимого для
размещения перехода. Это зависит от сечения
провода и размера канала между катушками.
При крутом изгибе провода (при большом
канале) он может искривляться и несколько
выступать наружу (об изоляции переходов
см. § 4-7).
Перестановка параллельных проводов вы-
полняется на каждом переходе из катушки в
катушку как показано на рис. 4-26; это так
называемая «общая» перестановка, схемати-
чески изображенная на рис. 4-4; она дает пол-
ное выравнивание э. д. с. рассеяния только
при двух параллельных прородах. При п па-
раллельных проводов в витке переход из ка-
тушки в катушку осуществляется в п «про-
летах» между прокладками (рис. 4-26).
При одном проводе в витке и целом числе
витков в катушках все внутренние и наруж-
ные переходы расположены в одном пролете
(рис. 4-21). В этом пролете радиальный раз-
мер катушки увеличен на толщину одного
провода (рис. 4-27,а). При дробном числе
витков этого увеличения нет (рис. 4-27,6);
внутренний и наружный переходы одной ка-
тушки находятся в разных пролетах и от ка-
тушки к катушке смещаются по окружности.
При нескольких параллельных проводах и
целом числе витков в катушках увеличение
радиального размера у основной части кату-
шек равно толщине одного провода (рис.'
4-26). У крайних катушек, параллельные про-
вода которых выведены наружу, все вместе
одним пучком, увеличение радиального разме-
ра большее. Местное увеличение радиального
Рис. 4-27. Катушки непрерывной обмотки
с целым и дробным числом витков.
а — четыре витка; б — 37/в витка; Пв, Пн — внут-
ренний и наружный Переходы.
§ 4-6]
Типы обмоток и их изготовление
127
размера при целом числе витков в катушке
может иметь существенное значение для внут-
ренних обмоток, так как оно соответственно
уменьшает изоляционное расстояние до дру-
гой (наружной) обмотки.
Катушки обмотки не должны существенно
отличаться по радиальному размеру; выступа-
ющая часть витков, катушки более широкой,
чем соседняя с ней, не имеет достаточной опо-
ры, и это снижает стойкость обмотки по от-
ношению к осевым силам. Поэтому катушки
с уменьшенным или неполным числом витков
«разгоняют» до требуемого наружного диа-
метра, закладывая при намотке между прово-
дами полосы из электрокартона. Полосы нуж-
но закладывать не в одном месте, а распреде-
лять их между несколькими витками. Выпол-
нение «разгона» затрудняет намотку, поэтому
нужно стремиться к его исключению. В ча-
стности, не следует допускать неполного чис-
ла витков с небольшим переходом за целое
число, например 6*/8 или 42/зв. В этих случаях
при значительном радиальном размере витка
нужно выравнивать—/«разгонять» полосами
соответственно 7/s или 34/зв окружности ка-
тушки. Напротив, дробные числа витков—57/8
и 335/зв или 334/зб удобны тем, что они не 'тре-
буют «разгона».
На рис. 4-28 показаны рейки и прокладки
из электрокартона, применяемые при изготов-
лении непрерывной обмотки 1. Рейки склеива-
ют из полос и спрессовывают; прокладки
штампуют и «набирают» на рейки. Ширину
прокладок и реек определяют при расчете
охлаждения и механической прочности обмо-
ток. В трансформаторах до 3-го габарита
включительно применяют, как правило, про-
кладки шириной 40 мм; в трансформаторах
4-го габарита— прокладки шириной 40, 50 и
60 мм. 30-мм и 40-мл прокладки обмоток <
трансформаторов 3-го габарита имеют шири-
ну «зубца» 3 мм (рис. 4-28), прокладки
в трансформаторах большей мощности имеют
более широкий, 5-мм зубец.
При намотке обмотки на рейках, уложен-
ных на постоянный бумажно-бакелитовый ци-
линдр, минимальная толщина рейки (раз-
мер а на рис. 4-28) должна быть больше ши-
рины зубца и просечки (щели) в прокладке,
чтобы она могла свободно перемещаться по
рейке, не задавая за цилиндр. Для прокладок
(рис. 4-28), имеющих ширину зубца вместе
с «просечкой» 5,5 и 7,5 м/t, толщина рейки
1 Эти же рейки и прокладки применяют в винтовых,
катушечных многослойных и некоторых других обмотках.
Рис. 4-28. Рейки и прокладки из электрокартона для
непрерывных, винтовых и других обмоток.
1 — рейка; 2 — прокладки.
должна быть не меньше соответственно 6 и
8 мм. При намотке обмотки на временном
стальном цилиндре рейки укладывают на де-
ревянные направляющие планки; часть рейки
входит в канавку в планке. Поэтому мини-
мальная толщина рейки, например для 50-лл<
прокладок с 7,5-жлг общим размером зубца,
должна быть не 8, а по крайней мере 11 мм.
При необходимости иметь меньшую толщину
рейки можно после изготовления обмотки от-
слоить от' реек часть полос и уменьшить их
толщину до минимального размера, определя-
емого размером зубца прокладки.
В трансформаторах 3-го и частично 4-го
габаритов применяют рейки с 1,5-лсм направ-
ляющей полосой для прокладок; при этом ши-
рина просечки в прокладке равна 2,5 мм. При
большом радиальном размере обмотки зазор
направляющей полосы рейки в щели проклад-
ки в 1 мм недостаточен. Для облегчения осе-
вой стяжки обмотки увеличивают зазор до
1,5 мм, одновременно делая толще направля-
ющую полосу; увеличивают также ширину
рейки (рис. 4-28).
В настоящее время рассматривается во-
прос о скруглении углов прокладок. Острые
углы создают некоторое неудобство в работе
обмотчика. Предполагается также, что скруг-
ление углов прокладок внутренней обмотки,
«упирающихся» (§ 4-12.) в расположенный
снаружи изоляционный цилиндр соседней об-
128
Обмотки
(гл. 4
Рис. 4-29. Непрерывная (или винтовая)
обмотка с дополнительным креплением
прокладок наружными рейками.
1 — основная рейка; 2 — прокладки: 3 — допол-
нительная наружная рейка.
мотки, повысит электрическую прочность глав-
ной изоляции.
Горизонтальные каналы между катушками
данной обмотки бывают обычно нескольких
размеров. Изготовление обмотки несколько
упрощается, если размеры всех каналов крат-
ны какой-нибудь одной ив существующих тол-
щин электрокартона, например 2 мм (каналы
по 6, 8, 12 мм и т. д.) или 2,5 мм (каналы
по 5; 7,5; 12,5 мм и т. д.).
Длина прокладок b (рис. 4-28) зависит от
радиального размера обмотки; ее нужно вы-
бирать с учетом допуска на диаметр обмотки
и ее местных утолщений. При применении
шайб между катушками (см. ниже) проклад-
ки должны несколько выступать за шайбы,
с тем чтобы можно было выравнивать «стол-
бы прокладок» после изготовления обмотки
(§ 4-7). Длина прокладок внутренней обмот-
ки выбирается соответственно радиальному
расстоянию /от этой обмотки до расположен-
ного снаружи изоляционного цилиндра
(§ 4-12). При определении длины прокладок
обмотки ВН нужно обеспечить между про-
кладками, находящимися на продольной оси
магнитопровода или вблизи ее, вазор, доста-
точный для помещения междуфазной перего-
родки (рис. 4-64). Выбор длины прокладок
должен быть согласован с применяемой тех-
нологией их изготовления; устройство штам-
пов может обусловливать определенный шаг
изменения длины прокладок. В учебном про-
ектировании следует округлять длину про-
кладки до ближайшего четного числа милли-
метров.
При относительно небольшой мощности
трансформатора (порядка до 1 000—1 800
ква) достаточная поверхность охлаждения ка-
тушек непрерывной обмотки получается при
устройстве каналов не после каждой катушки,
а через одну, т. е. каналы между катушками
чередуются с шайбами- из электрокартона.
Шайбу устанавливают между парой катушек,
соединенных внутренним переходом. Внутрен-
ний диаметр шайбы на 1 мм больше внутрен-
него диаметра обмотки, снаружи шайба не-
сколько выступает за обмотку. Для облегче-
ния намотки шайбы делают разрезными; меж-
ду парой катушек закладывают две шайбы,
сдвигая разрезы в них один относительно дру-
гого. Вопрос о толщине шайб, необходимой
для обеспечения требующейся электрической
прочности обмотки, рассмотрен ниже.
В трансформаторах большой мощности в
последние годы внедряется дополнительное
крепление прокладок непрерывных (и винто-
вых) обмоток при помощи наружных реек
(рис. 4-29). Эта «прошивка» наружных кон-
цов прокладок препятствует их смещению в
горизонтальной плоскости и, как показал
опыт, повышает стойкость обмоток по отноше-
нию к механическим усилиям при коротком
Замыкании.
Жесткий или мягкий изоляционный ци-
линдр непрерывной обмотки имеет высоту
большую, чем обмотка; он выступает за торцы
обмотки; выступают и рейки, длина которых
равна высоте цилиндра. В непрерывных об-
мотках классов 6—35 кв промежуток в осевом
направлении от торца крайней катушки до
края цилиндра заполняют прокладками и изо-
ляционным опорным кольцом из электрокар-"
тона. Размер канала у крайней катушки, об-
разованного прокладками, может быть взят
больше, чем требуется по условиям охлажде-
ния, но он не должен превышать 20 мм. Как
показал опыт эксплуатации, высокий «набор»
прокладок оказывается неустойчивым при воз-
действии осевых усилий короткого замыкания.
Поэтому ограничивают высоту прокладок и
увеличивают размер опорного кольца, склеи-
ваемого из шайб. По условиям изготовления
может быть удобно разбить одно высокое
кольцо на два-три более низких высотой по
20—30 мм, но делают и сплошные кольца, на-
пример высотой 50 мм.
Внутренний диаметр опорного кольца дол-
жен быть на 2—5 мм больше внутреннего диа-
метра обмотки, так как в кольцо входят кон-
§4-6]
Типы обмоток и их изготовление
129
Рис, 4-30. Схема последовательности намотки .левых непрерывных обмоток.
I—обмотка без ответвлений; а и 3 — различные выполнения концов; II— наружная обмотка noj] „оборотной* схеме; III—наружи
ная обмотка по „прямой* схеме; IV — внутренняя обмотка с ответвлениями внутэи; V — внутренняя обмотка с ответвлениями
снаружи, / —концы ббмотки, выведенные радиально или в осевом направлении вдоль обмотки внутри и снаружи; 2— ответвле-
ние (петля) от наружного витка; 3 — ответвления (отводы), припаянные к наружному или внутреннему витку. Стрелки показывают
направление укладки катушек, стрелка влево — „левая* намотка витков.
цы реек. Снаружи кольцо должно несколько
выступать оа обмотку; выступ кольца внут-
ренней обмотки НН или СН ограничивается
тем, что кольцо частично закрывает масляный
канал между обмоткой и ближайшим цилинд-
ром.
На рис. 4-30, I—V показаны схематиче-
ски различные исполнения непреры1В1Ных обмо-
ток, устройство концов и ответвлений и после-
довательность процесса намотки.
На рис. I — левая обмотка без регулировочных от-
ветвлений. У наружной обмотки (рис. 1,а) концы отхо-
дят радиально, концы внутренней обмотки (рис. 1,0))
идут в осевом направлении с тем, чтобы вывести их,
обойдя торцы наружной обмотки.
На рис. II—наружная непрерывная обмотка по
«оборотной» схеме. Ее часть А—m (до разрыва) нама-
тывается левой, затем обмотку поворачивают, чтобы
ее часть Х\—п получилась правой намотки.
Наружная левая обмотка по прямой схеме с от-
ветвлениями показана на рис. III, который не требует
пояснений.
Внутренняя обмотка с ответвлениями вдоль внут-
ренней поверхности катушек на(матывается (рис. IV) от
середины в две стороны; намотку каждой из половин
обмотки ведут в направлении от «корня» отводов
Л2— Ат к их свободным концам. Отвод припаивают
к соответствующему месту провода, когда в ходе на-
мотки это место подходит с барабана к обмоточному
шаблону. Затем отвод вместе с проводом перемещают
и укладывают на свое постоянное место. Поверх отво-
дов — от «кбрня» отвода к его свободному концу — на-
матывают С катушки первой половины обмотки 4з—X
(левая намотка). Затем обмотку поворачивают и ана-
9 А. В. Сапожников.
логично выполняют вторую ее половину А%—4, кото-
рая получается также левой.
На рис. V показана внутренняя обмотка с ответвле-
ниями вдоль наружной поверхности катушек. Обмотка
наматывается без ее поворачивания: от А до 42 и от
А3 до X. Отводы 46, Аъ А2 припаивают к проводу и
укладывают на свое место. Отводы 43, А5, А7 после
припайки временно отгибают, чтобы не мешать дальней-
шей намотке; только после окончания намотки участка
А3—X эти отводы могут занять свое окончательное по-
ложение. Это перегибание отводов затрудняет их вы-
полнение.
Регулировочные ответвления от наружных витков
наружной непрерывной обмотки выполняют петлями.
Петля делается не на переходе между катушками,
а с некоторым смещением от первого Ьитка той или
другой катушки; здесь удобнее, чем на переходе, за-
креплять основание петли бандажом. Точно так же не
к переходу, а к витку вблизи перехода припаивают ре-
гулировочные отводы от внутренней обмотки. Если ви-
ток обмотки состоит из нескольких параллельных про-
водов, то переход занимает соответствующее число
пролетов между прокладками; вывод петли или при-
пайка отвода должны выполняться вне этой зоны,
иначе в петле оказались бы или к отводу были бы при-
соединены провода не от одного, а от двух разных
витков.
Непрерывная обмотка применяется в ка-
честве обмоток ВН,. СН, НН для широкого
диапазона токов и напряжений. Наименьшее
сечение витка определяется минимальными
размерами провода прямоугольного сечения,
обеспечивающими его устойчивость в катушке
в процессе ее «перекладывания»; как ориен-
130
Обмотки
[гл. 4
Рис. 4-31. Мини-
мальные размеры
продольной изоля-
ции непрерывной
обмотки класса
35 кв трансформа-
торов 3-го габари-
та.
1 — входные катушки
из провода с усилен-
ной изоляцией; 2 — ка-
тушки из провода с
нормальной изоля-
цией; 3 — шайбы.
тировочную величину можно указать осевой
размер провода 4,4 мм и сечение 5—6 мм2.
Максимальное сечение витка ограничивается,
как 'Правило, суммарным сечением четырех
(в трансформаторах очень большой мощно-
сти—шести) параллельных проводов наиболь-
шего размера, пригодного для выполнения пе-
реходов с изгибом на ребро и допустимого по
величине добавочных потерь.
Непрерывная обмотка менее трудоемка и
более надежна, чем дисковая (см. ниже). На-
матываемая как одно целое непрерывная об-
мотка более монолитна и механически прочнее
дисковой. Поэтому непрерывная обмотка вы-
теснила ранее применявшуюся дисковую и за-
менила также многослойную цилиндрическую
из прямоугольного провода с вертикальными
каналами, находившую применение для на-
пряжений до 10 кв. В этой замене решающим
было преимущество непрерывной обмотки —
ее большая торцовая опорная поверхность и
поэтому большая стойкость по отношению
к осевым усилиям короткого замыкания. Не-
прерывная обмотка при прочих равных усло-
виях имеет, как правило, большую поверх-
ность охлаждения, чем цилиндрическая.
Размеры продольной изоляции
непрерывных обмоток классов до 10 кв вклю-
чительно не определяются электрической проч-
ностью, за исключением «разрыва» в зоне ре-
гулировочных катушек. Для этих обмоток при-
меняют прямоугольный провод марки ПББО
с «нормальной» изоляцией (§ 4-5).
Для продольной изоляции непрерывной
обмотки класса 35 кв в настоящее время при-
няты следующие нормы, определяемые требу-
ющейся импульсной прочностью. По Две ка-
тушки с обоих концов обмотки выполняются
из провода марки ПББО с «усиленной» изо-
ляцией 1,35 мм на две стороны, остальные—
из провода с «нормальной^ изоляцией. Кана-
лы между катушками не менее 5 мм, по три
крайни^ канала с обоих концов обмотки не
менее 6 мм. Шайбы могут устанавливаться,
начиная с третьей пары катушек; первые две
шайбы по 2 мм, остальные по 1 мм (рис. 4-31).
«Разрыв» в зоне регулировочных катушек,
т. е. размер образуемого прокладками масля-
ного канала (рис. 4-25), для трансформато-
ров 2 и 3-го габаритов классов напряжения
до 35 кв включительно должен быть не мень-
ше указанного в табл. 4-2.
Таблица 4-2
Минимальный размер „разрыва* в непрерывных
обмотках трансформаторов 2 и 3-го габаритов
Класс на- пряжения обмотки, кв ‘ Схема обмоткн Масля- ный ка- нал в ; разры- ве об- мотки, | мм
6 Оборотная (рис. 4-7) 1 8
10 Оборотная (рис. 4-7) , 10
35 Оборотная (рис. 4-7) 25
35 Прямая (рис. 4-6,а) 12
Непрерывная обмотка класса
напряжения 110 кв.
Емкостные кольца. Экранирующие
витки
Обмотка на напряжение 110 кв существу-
ющей конструкции состоит из основной—не-
прерывной части, из пристраиваемых: к ней
входных дисковых катушек с усиленной («до-
полнительной», «катушечной») изоляцией,
т. е. с общей изоляцией для всех витков ка-
тушки, и емкостных колец. Обмотка ВН
ПО кв (наружная) имеет с каждого, конца
по две катушки с усиленной изоляцией ц снаб-
жена частичной емкостной защитой р виде
экранирующих витков (рис. 4-32,а). Обмотка
СН ПО кв (внутренняя) выполняется без ем-
костной защиты и имеет с каждого конца
несколько катушек с усиленной изоляцией и
емкостное кольцо (рис. 4-32,6). Для увеличе-
ния внутреннего диаметра крайних катушек
(§ 4-10) служат кольца из полос электрокар-
тона; на эти кольца наматывают витки край-
них катушек непрерывной части обмотки
(рис. 4-32,а); кольца прикрепляют (хлопча-
тобумажной лентой в разгон) изнутри, диско-
вых катушек с «дополнительной» изоляцией
после ее наложения. Высота колец должна
быть несколько меньше высоты катушди.
Верх и низ обмотки ВН, т. е. оба ее кон-
ца— «линейный» и «нейтральный», в суще-
§4-6]
Типы обмоток и их изготовление
131
Рис. 4-32. Непрерывная”обмотка класса напряжения НО кв.
а — обмотка ВН; б — обмотка СН. 1 — «мягкий* цилиндр, наматываемый из отдельных листов Электрокартона;
2 — рейка; 5 —кольцо из полос электрокартона; 4— прессоранное кольцо из электрона угона; 5 —обмотка медной
лентой с изоляцией между .витками'; бумажная изоляция и бандаж; 7 —катушка обмотки; 5 —прокладки;
9 — экранирующие витки; 10 — полосы электрокартона, образующие масляный канал между катушкой и экрани-
рукщим витком; 11— опорный сегмент, спрессованный из э.?ектрокартона.
ствующей серии выполнены одинаково: имеют
те же входйые катушки с дополнительной изо-
ляцией и те же экранирующие витки.
Все катушки обмотки ВН 110 кв выполня-
ются из провода с «усиленной» изоляцией
(1,35 мм на две стороны). Изоляция емкост-
ного кольца и дополнительная изоляция двух
катушек этой обмотки определяются требова-
ниями, предъявляемыми к электрической
прочности главной изоляции (размеры — см.
рис. 4-32, а); изолировать вторую катушку
нужно также для получения требуемой им-
пульсной прочности между ней и экранирую-
щим витком. Каналы между катушками, у ко-
торых установлены экранирующие витки, по-
лучаются большими, чем нужно для охлаж-
дения и по расчету электрической прочности;
их величина определяется осевыми размерами
экранирующих витков (рис. 4-32,а). За «зо-
ной защиты» каналы между катушками дела-
ют1 по 7,5—8 мм.
9*
Для увеличения электрической прочности
«разрыва» обмотки ВН на напряжение 110 кв
регулировочные катушки наматывают на коль-
цах из электрокартона. Это позволяет устано-
вить в «разрыве» шайбу с выступом не толь-
ко наружу, но. и внутрь—на толщину кольца
(рис. 4-33). Выступ шайбы увеличивает путь
поверхностного перекрытия между катушка-
ми, граничащими с «разрывом». Отдаление
внутренних краев этих катушек на толщину
колец от соседней (внутренней) обмотки
устраняет повышенную напряженность элек-
трического поля на краю катушек из-за боль-
шого осевого расстояния между ними. Обмот-
ки СН на 110 кв не имеют регулировочных от-
ветвлений.
Процесс намотки непрерывных катушек
обмотки на напряжение 110 кв в основной
своей части (перекладывание витков) не от-
личается от описанного выше. В ходе намот-
ки на катушках устанавливают экранирующие
132
Обмотки
(гл. 4
Рис. 4-33. Изоляция в
«разрыве" непрерывной
обмотки класса ПО кв.
1 — основная катушка; 2 — ре-
гулировочная катушка; 3 —
прокладки; 4 рейка; 5 —
кольцо из полос электрокар-
тона; 6 — ш^Йба в .разрыве';
7 — изоляционный цилиндр.
витки. Рейки, на которых наматывается не->
прерывная часть обмотки, имеют длину с за-
пасом для последующей установки входных
дисковых катушек и емкостных колец (см.
также § 4-7).
Намотка входных дисковых катушек об-
мотки на напряжение НО кв описана
в § 4-6,д. Снятую со станка двойную катуш-
ку пропитывают лаком и запекают. После это-
го производят изолировку катушки—наклады-
вают «дополнительную» общую для всех вит-
ков катушки изоляцию.
Каждую из двух спаренных— соединенных
внутренним переходом—катушек обматывают
отдельно лентой ив ка-
бельной бумаги, на-
кладываемой (вруч-
ную) в полуперекрыш-
ку. На большей ча-
сти катушки бумаж-
ная лента обходит ка-
тушку беспрепятствен-
но и образует непре-
рывный оплошной
Рис. 4-34. Дополнитель-
ная изоляция катушки,
общая для всех ее вит-
ков.
а — наложение изоляционной
ленты на катушку без пред-
варительной изолировки кон-
цов; б — предварительная и зо-
лировка ,на конус' конца ка-
тушки; в — схема , изолировки
катушки и ее заранее изоли-
рованного конца; Р — разрыв
в изоляции.
слой изоляции. В месте же расположения на-
ружного конца катушки и ее внутреннего пе-
рехода бумажную ленту уложить непрерыв-
ным слоем невозможно, этому мешает отхо-
дящий от катушки провод. В бумажной изо-
ляции получается разрыв (рис. 4-34,а/ Его
можно закрыть, накладывая ленту с различ-
ными перегибами, «восьмеркой» и т. д. Одна-
ко при этом перекрытие слоев ‘получается
очень небольшое и, несмотря на значительное
местное утолщение изоляции, эффективная ее
толщина недостаточная.
Чтобы получить и у концов катушки эф-
фективную изоляцию, нужно выполнять изоли-
ровку следующим образом. Вначале лентой из
лакоткани изолируют ина конус», как показа-
но на рис. 4-34,6, наружный конец катушки и
внутренний переход. После этого начинается
изолировка самой катушки. Первый слой бу-
мажной ленты обходит конец катушки и внут-
ренний переход у их «корня». Второй слой
обходит конец несколько дальше «корня», т.е.
частично накрывает конец. В последующих
слоях место, где бумажная лента обходит ко-
нец, постепенно смещается — удаляется от
«корня» конца (рис. 4-34,в). В итоге получа-
ем изоляцию, показанную на рис. 4-35. При
таком способе изолировки прямого отверстия
в изоляционном покрытии катушки нет, а воз-
можный путь перекрытия от «корня» конца
катушки наружу вдоль «конуса» его изоляции
имеет значительную длину.
Предварительная изолировка «на конус»
внутреннего, перехода и наружного конца ка-
тушки (рис. 4-35) производится не кабельной
бумагой, а лакотканью или крепированной бу-
магой, которые вытягиваются и могут быть
уложены плотным слоем и на изгибах, чего
нельзя сделать с лентой из кабельной бумаги.
Бумажная изоляция накладывается на ка-
тушку двумя лентами, сложенными вместе,
толщиной 2 X 0,12=0,24 мм. При наложении
лент в полуперекрышку один «обход» катуш-
ки дает слой-изоляции толщиной около0,5л«ж
на одну сторону. Из этого расчета определя-
ют число «обходов», которые нужно сделать.
Соответственно кривизне катушки бумаж-
ные ленты несколько сближаются у внутрен-
него и расходятся у наружного края катуш-
ки. Это обусловливает неодинаковую толщи-
ну слоя изоляции вдоль радиальной ширины
катушки. Если выдерживать полуперекрышку
на среднем диаметре катушки, то у внутрен-
него края ленты будут лежать чаще, а у на-
ружного реже, чем в полуперекрышку. В си-
ловых трансформаторах соотношения равме-
§4-6]
Типы обмоток и их изготовление
133
Рис. 4-35. Дополнительная изоляция катушки,
общая для всех ее витков.
/—изоляция катушки бумажной лентой; 2 —предвари-
тельная изоляция лакотканью внутреннего перехода и
наружного конца катушки; 3 — внутренний переход;
4 — витки катушки; 5 — наружный конец катушки.
ров, как правило,, таковы, что отличие тол-
щины изоляции* у краев катушки от номиналь-
ной (при выдерживании полуперекрышки лент
на среднем диаметре) невелико и укладывает-
ся в допуски.
Наружной конец и внутренний переход ка-
тушки в месте их выхода из-под катушечной
изоляции изолируют, как правило, до толщи-
ны последней (см. рис. 4-35). Если внутрен-
ний переход соединяет катушки с разной ка-
тушечной изоляцией, он изолируется до сред-
ней толщины. Длина «конуса» изоляции кон-
ца и перехода должна быть не менее 10-крат-
ной толщины изоляции (рис. 4-35) и не
менее 50 мм.
Наружный конец и внутренний переход в месте их
выхода из-под катушечной изоляции (на радиусах, от-
меченных на рис. 4-35) выступают соответственно на-
ружу и внутрь за диаметры изолированной катушки на
размер, равный двойной толщине изоляции конца (пе-
рехода). Эти местные утолщения уменьшают радиаль-
ные изоляционные расстояния. Чтобы избежать умень-
шения изоляционного расстояния, например от внутрен-
него перехода, катушку можно наматывать на шабло-
не с выступом наружу в том месте, где должен быть
изолированный внутренний переход.
Бумажная лента и лента из лакоткани не должны
быть очень широкими: чем уже лента, тем более плот-
ной получается намотка изоляции. Для изолировки са-
мой катушки обычно применяют бумажную ленту шири-
ной 40 мм, для изолировки концов—ленту из лакоткани
шириной 20—30 мм. Перед наложением первого слоя
бумажной ленты катушку натирают парафином. Это
позволяет сильнее затянуть ленту.
Поверх бумажной изоляции катушки накладывают
бандаж в виде тафтяной ленты в полуперекрышку;
толщину бандажа при подсчете осевых размеров прини-
мают равной 0,5 мм на одну сторону. (В настоящее
время внедряется бандажировка катушек лентой из' ка-
бельной бумаги с загнутыми краями.)
При намотке бумажной ленты из кабельной бумаги
вручную дополнительная изоляция дисковых катушек
получается неплотной. Во время осевой стяжки обмотки
прокладки из электрокартона, образующие каналы
между катушками, сжимают бумажную изоляцию;
в промежутках между прокладкой она вспучивается и
уменьшает размер масляноич) канала. При большом ра-
диальном размере катушек' сужение каналов может
быть значительным. <
Чтобы уплотнить бумажную изоляцию катушек, на
время сушки обмотки в промежутки между постоян-
ными прокладками из электрркартона закладывают вре-
менные— из дерева или электрокартона. Однако это
дает недостаточный эффект: вспучивание бумаги и су-
жение каналов полностью * не устраняются.
В настоящее время разрабатывается изолировка
катушек кабельной и намоточной бакелизированной бу-
магой. Изолируют вручную, в полуперекрышку слегка
увлажненными сложенными вместе двумя лентами,
одна — из кабельной, вторая — из намоточной бакели-
зированной бумаги, лакированная сторона которой об-
ращена к катушке. Изолировку заканчивают наложе-
нием в полуперекрышку одного слоя из двух лент ба-
келизированной бумаги. Изолированные катушки соби-
рают на •стальном цилиндре во временные группы; ка-
тушки отделяют друг от друга сегментами из кабельной
бумаги. Группу катушек стягивают (прессуют) на гид-
равлическом прессе при удельном давлении порядка
5 кГ/см2 и затем подвергают сушке (под грузом), во
время которой происходит запекание лака и склеива-
ние бумаги. Дополнительная изоляция катушек полу-
чается плотной и с ровной поверхностью.
Начата разработка механизации изолировки кату-
шек. Намечается следующий технологический процесс.
Дополнительную изоляцию накладывают на одинарную
катушку. Предварительно на «конус» изолируют концы
катушки. Потом катушку устанавливают иа специаль-
ный изолировочный станок, где она совершает враща-
тельно-возвратные движения, оставаясь в одной пло-
скости. При этом на катушку механически наматывает-
ся лента из крепированной бумаги. Изолировка разде-
ляется на две операции. Сначала бумага накладывается
на катушку в зоне ее концов. Слои изоляции постепен-
но смещаются и создают конуса, своим «острием» обра-
щенные к концам катушки. Затем концы укладывают
на конуса изоляции и прижимают к ним. Далее изоли-
руется остальная часть катушки. Постепенным смеще-
нием слоев изоляции перекрывают на конус место вы-
хода концов. Изолированные таким образом две оди-
нарные катушки соединяют: спаивают их концы. Место
пайки изолируют вручную.
Емкостное кольцо (рис. 4-32, 4—б) пред-
ставляет склеенную (спрессованную) из элек-
трокартона шайбу со скругленными краями,
покрытую тонкой металлической оболочкой,
поверх которой накладывается изоляция.
К оболочке присоединен отвод (кабель), спаи-
ваемый с линейным или нейтральным концом
обмотки. Емкостное кольцо изолируют в ос-
новном лентой, из кабельной или крепирован-
ной бумаги; в месте расположения отвода
применяют ленту из лакоткани, обеспечиваю-
щую более прочное закрепление отвода, чем
бумага.
Толщину шайбы из электрокартона берут
не менее 8—10 мм, с тем чтобы получить до-
статочный радиус закругления краев металли-
ческой оболочки. В том месте, где присоеди-
нен кабель, шайбу срезают по хорде
(рис. 4-36). '
134
Обмотки
(гл. 4
Рис. 4-36. Изолировка емкостного кольца
и его отвода.
/—изоляция отвода; 2 — отвод (кабель сечением
25 мм9); 3— изоляция емкостного кольца; 4 — при-
пайка отвода к медным лентам; 5 — изолированные
7 медные ленты.
Емкостное кольцо находится в магнитном
поле обмоток. Поэтому его металлическая
оболочка должна быть выполнена так, чтобы
в ней не возникало значительных потерь и
нагрева от вихревых токов, индуктируемых
потоком рассеяния. Один из целесообразных
способов выполнения оболочки емкостного
кольца следующий. Кольцо из электрокарто-
на обматывают с небольшой перекрышкой
тонкой (мягкой) медной лентой (шириной 20
или 30 мм), завернутой' в кабельную бумагу
(рис. 4-36). Медную ленту накладывают по
всей окружности кольца за исключением не-
большого промежутка («разрыва») порядка
50 мм. С одной стороны кольца с шагом 60—
70 мм к медным лентам припаивают узкую
медную полосу, располагающуюся в виде под-
ковы (разрыв «подковы» совпадает с 50-лл
разрывом в обмотке кольца лентой). Для при-
паивания полосы к виткам ленты в соответ-
ствующих местах в бумажной изоляции ленты
вырезают небольшие «окна». Таким образом
получают оболочку в виде незамкнутого витка,
которая в отношении влияния на электростати-
ческое поле обмотки практически равноценна
сплошному металлическому слою и в то же
время в незначительной мере взаимодействует
с магнитным полем рассеяния.
Для присоединения емкостного кольца
к обмотке ВН служит отвод—кабель сечени-
ем 25 мм2. Его расплющивают.и припаивают
оловянистым припоем к виткам медной ленты.
Место припайки смещено относительно раз-
рыва в медной обмотке кольца на 90—180°.
Отвод изолируют лентой на конус и сопряга-
ют с изоляцией самого емкостного кольца так
же, как при изолировке дисковой катушки
(рис. 4-36).
Концы обмотки СН ПО кв выходят вверх
или вниз в разрыве стального нажимного
кольца или через отверстие в полке ярмовой
балки (§ 4-14). П-ри этом участок емкостного
кольца, находящийся над отверстием в ярмо-
вой балке и под разрывом нажимного коль-
ца, не имеет опоры и воспринимает соответ-
ствующую часть осевого усилия короткого за-
мыкания; поэтому он должен быть рассчитан
на изгиб. Этот расчет определяет размеры по-
перечного сечения (высоту) кольца, которое
выполняется составленным из сегментов; для
части кольца, работающей на изгиб, целесо-
образно применять текстолит. Емкостное коль-
цо обмотки СН обматывается медной лентой
так же, как описано выше.
Присоединение емкостного кольца к обмот-
ке СН и вывод наружу ее конца производят-
ся следующим образом. Конец первой (по-
следней) катушки изгибают на ребро и выво-
дят на уровень емкостного кольца. Здесь ко-
нец припаивают к медному' стержню, кото-
рый на некотором участке Проходит вдоль
емкостного кольца; стержень привинчивают
к кольцу и спаивают с медной лентой обмот-
ки кольца. Далее отвод (стержень) изгибает-
ся на 90° и отходит вертикально наружу.
В месте расположения отвода емкостное коль-
цо сужено таким образом, чтобы отвод не вы-
ступал за основной диаметр кольца. Опреде-
ленная последовательность изолировки отдель-
ных частей отвода и емкостного кольца и при-
менение «конусных» сопряжений участков изо-
ляции исключают разрывы и обеспечивают
полную эффективность ее в зоне расположе-
ния отвода.
Из заграничных конструкций упомянем
о емкостном кольце, совмещенном с первой
катушкой обмотки; катушка изолирована бу-
магой, поверх бумаги наложены фольга и сно-
ва бумажная изоляция.
Емкостные экраны (экранирующие витки)
охватывают снаружи катушки обмотки ВН;
один виток охватывает одну катушку и рас-
полагается вплотную к лей или отделен от нее
масляным каналом. Экранирующие витки вы-
полняют из обмоточного провода, как прави-
ло, тех же размеров, что у витков экранируе-
мой катушки, но они имеют «усиленную» изо-
ляцию, получаемую обычно обмоткой прово-
да лентами из кабельной бумаги на специаль-
ном станке. Расположение экранирующего
витка относительно катушки и его изоляция
выбираются в соответствии с емкостным рас-
четом и расчетом электрической прочности.
Экранирующие витки бандажируют к ка-
тушкам хлопчатобумажной лентой. Масляный
канал между катушкой и витком образуется
полосами из электрокартона (рис. 4-32), уста-
$4-6]
Типы обмоток и их изготовление
135
Края провода,
скруглены
Рис. 4-37. Изолировка свободного кон-
ца экранирующего витка катушки № 2
(см. рис. 4-41).
1 —обмотка лентой из кабельной бумаги в по-
луперекрышку; 2 — провод — эк анирующий ви-
ток; 3 — расщепленная пластина из электро-
на ртора.
навливаемыми на выступы прокладок обмот-
ки. Ширина полос на 1—1,5 мм меньше высо-
ты катушки.
Ранее для обра1зова1ния каналов применяли
склеенные сегменты из электрокартона с го-
ризонтальным расположением слоев. От них
отказались, так как при импульсных испыта-
ниях выявилось снижение импульсной проч-
ности, связанное с пробоем промежутка экра-
нирующий виток — катушка по склейке сег-
мента.
Экранирующие витки поддерживаются вы-
ступами соответственно удлиненных прокла-
док обмотки. При высоте изолированного вит-
ка большей, чем высота катушки, делают
удлиненной только часть прокладок, находя-
щихся в канале между катушками (рис. 4-32).
Если наружный диаметр катушки.получается
при намотке меньше расчетного, ее нужно
«разогнать» полосами из электрокартона, ина-
че экранирующий виток окажется на увели-
ченном расстоянии от нее, так как он упрётся
в торцы коротких прокладок.
Витки, экранирующие несколько катушек
обмотки у ее «линейного» или у «нейтраль-
ного» конца, соединяют параллельно. Их це-
лесообразно спаривать, соединяя свободные
концы, с тем чтобы избежать затруднитель-
ное изолирование этих концов (рис. 4-37).
Схема устройства спаренных экранирующих4
витков показана на рис. 4-38. Разрыв конту-
ра, образуемого двумя экранирующими вит-
ками (рис. 4-38,6) применялся одно время и
имел целью устранить ток в этом контуре,
индуктируемый поперечной составляющей по-
Рис. 4-3S. Различные выполнения экранирующих вит-
ков.
чз — одинарные витки; б — спаренные витки с разрывом; а — спа-
ренные замкнутые витки; г — спаренные замкнутые витки внут-
ренней обмотки с перестановкой (транспозицией) их частей.
тока рассеяния. Изоляция витка в месте его
разрыва представляет меньшие трудности, чем
изолирование свободного конца (рис. 4-38,а).
Тем не менее желательно устранить и Это ме-
сто (разрыв), так как и здесь имеется крае-
вой эффект, в той или иной мере неблаго-
приятно сказывающийся на электрической
прочности. Поэтому были поставлены опыты и
было установлено, что замыкание контура
двух экранирующих витков допустимо
(рис. 4-38,в)*.
Концы двух витков первоначально соеди-
няли изгибом провода на ребро (рис. 4-39,а);
небольшой участок провода оголялся — бу-
мажная изоляция срезалась «на конус», про-
вод из1гибался и изолировался лакорсаяью.
Рис. 4-39. Соединение концов двух
экранирующих витков (спаренные
витки).
а — соединение (переход) с изгибом витка
на ребро; & — переход в виде аетлЦ; в —
Действительная форма изоляции при изгибе
на ребро. 1 — бумажная изоляция? 2 — лако-
ткань; 5— поверхность экранирующего вит-
ка, обращенная к катушке.
При небольшом расстоянии между Экрани-
рующими витками . эта изоляция не могла
быть качественной. Снаружи изгиба !ее тол-
щина была меньше расчетной, а с вну+ренней
стороны создавалось значительное утолщение
(рис. 4-39,в), лента сминалась и в шюляции
образовывались воздушные «мешки»., В ре-
зультате этого электрическая прочность про-
межутка между катушкой и экранирующим
витком у места изгиба последнего получалась
существенно ниже, чем вдоль остальной дли-
* Однако в особых случаях может оказаться необ-
ходимым выполнять экранирующие витки по рйс. 4-38Д.
136
Обмотки
(гл, 4
Рис. 4-40. Схема расположения (план) экранирующих
витков верхних катушек № 3 — 6 трехфазного транс-
форматора (см. рис. 4-41).
Цифры указывают угол охвата катушек экраниоующими витками
в долях окружности и в процентах.
ны. Это привело к отказу от изгиба на ребро
и к применению перехода в виде петли
(рис. 4-39,6).
Для выполнения изгиба по рис. 4-39,6
(в основном4плашмя) оголять провод не нуж-
но, бумажная изоляция из кабельной бумаги
толщиной 5—6 мм на сторону, предваритель-
но размоченная в горячей воде, выдерживает
изгиб с внутренним радиусом 20 мм без су-
щественных повреждений. При 8-л<л< изоля-
ции экранирующего витка последние 3 мм
толщины следует наматывать из телефонной
бумаги, которая лучше кабельной выдержи-
вает изгиб.
В однофазном трансформаторе между
экранирующими витками соединенных парал-
лельно обмоток двух стержней нет разности
потенциалов, между ними нужно выдержи-
вать лишь небольшие зазоры, определяемые
производственными допусками. В трехфазном
трансформаторе между экранирующими вит-
ками разных фаз и от витка до обмотки дру-
гой фазы должно быть выдержано соответ-
ствующее изоляционное расстояние (§ 4-10).
Это ограничивает угол охвата катушки экра-
нирующим витком и усложняет устройство
емкостной защиты на среднем стрежне трех-
фазного трансформатора. Чтобы не увеличи-
вать расстояния между осями стержней маг-
нитопровода, экранирующие витки кату-
шек 3—6 (рис. 4-32,а) средней фазы не про-
пускают в междуфазном пространстве, их раз-
деляют— каждый на две части (рис. 4-40).
На рис. 4-41 показана схема соединения
экранирующих витков трекфазного трансфор-
матора ПО кв. Устройство схемы зависит от
расположения концов обмотки, с которыми
соединяются экранирующие витки. Для соеди-
нения между собой двух частей витков кату-
шек 3—6 (рис. 4-40 и 4-41) среднего стержня
(фазы) используется виток № 2; он не вы-
ступает за наружный диаметр катушек
(рис. 4-32, а) и поэтому его можно провести
с одной стороны обмотки на другую в меж-
фазном промежутке.
Экранирующие витки присоединяют к об-
мотке шиной (проводом), к которой припаи-
вают концы витков и соответствующий про-
вод обмотки. (Шину вместе с припаянными
концами витков называют «гребенкой».)
На рис. 4-40 в промежутке между фаза-
ми Л и В экранирующиевитки занижают пре-
дельное положение; больший угол охвата не-
возможен. У витков фазы В в месте, отмечен-
ном звездочкой, угол охвата уменьшен в дан-
ной конкретной конструкции для того, чтобы
сделать одинаковыми витки фазы В верхней
части обмотки (показанные на рис. 4-40) и
витки в нижней части той же фазы. Внизу же
угол охвата ограничен устройством соедине-.
ния концов фаз в звезду (рис. 4-41).
На рис. 4-42 изображена «гребенка» экра-
нирующих витков непрерывной обмотки
ПО кв (см. также рис. 4-32,а), а на рис. 4-43—
часть гребенки обмотки ВН трансформатора
400 кв со спаренными концами экранирую-
щих витков. Этим освобождено место у соеди-
нительной шины, позволяющее создать здесь
полноценную изоляцию.
Из особенностей конструкции экранирую-
щих витков заграничных трансформаторов
укажем на. применение широких витков, экра-
нирующих каждый по две катушки; спарен-
ные экранирующие витки внутренней обмот-
Рис. 4-41. Схема экранирующих витков трехфазного
трансформатора класса НО кв.
О — соединение с обмоткой; ЕК — соединение с емкостным коль-
цом; 2, <?, 4, 5 и 6 — номера катушек, экранируемых данным вит-
ком (счет от ближайшего конца обмотки).
§4-6]
Типы обмоток и их изготовление
137
Рис. 4-42. Гребенка экранирующих витков обмотки ВН
класса ПО кв.
1 — емкостное кольцо: 2 — отвод от емкостного кольца (кабель);
3 — конец от первой катушки обмотки; 4 — лакоткань; 5 — пайка;
6 — медная шина гребенки; 7 —концы экранирующих витков;
8 — экранирующий виток; 9— катушки обмотки.
ки изгибаются по рис. 4-39,а и транспони-
руются (рис. 4-38,г); экранирующие витки ле-
жат на выступах удлиненных прокладок об-
мотки и удерживаются от смещения верти*
кальными фибровыми стержнями, закреплен-
ными у краев прокладок.*
Непрерывная обмотка
из спаянных одинарных катушек
При большом диаметре и радиальном размере не-
прерывной обмотки перекладывание витков крайне за-
труднительно и целесообразнее выполнять такую об-
мотку из спаянных в процессе намотки одинарных ка-
тушек. Намотка производится на временном стальном
цилиндре (шаблоне) поочередно с барабанов с прово-
дом, установленных по обе стороны обмоточного1 стан-
ка; обмотчик также меняет рабочее место — оно всегда
с той стороны станка, где находится рабочий барабан
с проводом.
В ходе намотки первой и второй одинарных кату-
шек нужно соединить иХ внутренние витки — спаять
провод. Эту пайку выполняют не на переходе, а на рас-
стоянии 400—500 мм от него. Начиная намотку первой
катушки, укладывают часть (длиной около 500 мм)
витка второй катушки, изгибают провод, выполняя
переход, и наматывают первую катушку. Затем к внут-
реннему концу припаивают провод со второго барабана
и наматывают вторую катушку; при этом станок вра-
щается в направлении противоположном тому, которое
Рис. 4-43. Часть гребенки экранирующих
витков обмотки ВН на напряжение 400 кв.
1 — конец экранирующего витка; 2 — бумажная
изоляция; 3 — лакоткань.
По А-А
было при намотке первой катушки. Третью катушку на-
матывают подобно первой, с первого барабана, чет-
вертую — со второго и т. д.
После намотки третьей катушки ее наружный виток
спаивают с наружным витком второй, но также со
смещением места пайки относительно перехода. Чтобы
получить такое соединение, намотку второй катушки
после изгиба провода для перехдда в третью катушку
продолжают еще на длине порядка 500 мм. После на-
мотки третьей катушки на ее наружный виток уклады-
вают конец провода от второй катушки. Провода двух
катушек подгоняют друг к другу, размечают и отре-
зают лишнюю длину. Наружный виток 3-й катушки
снимают со своего места в сторону и производят спай-
ку проводов; после этого виток укладывают на место.
Намотку и соединение остальных катушек производят
аналогично.
Для увеличения электрической прочности межкату-
шечной изоляции непрерывной обмотки высокого напря-
жения в масляных каналах между катушками можно
устанавливать шайбы из электрокартона. При этом ка-
тушки наматывают на кольцах из полос электрокарто-
на, с тем чтобы -создать выступ шайбы за внутреннюю
поверхность катушки. Шайбы больших размеров в ре-
зультате сушки дают значительную деформацию. Чтобы
избежать коробления, шайбы выполняют составными
из нескольких сегментов, соединяемых внахлестку. Ме-
ста соединений сегментов располагают (зажимают) под
прокладками; в месте перекрытия набор прокладок
уменьшают на толщину одного сегмента.
Сегменты, образующие межкатушечные шайбы,
должны быть точно установлены и прижаты ко всем
рейкам обмотки, иначе будет уменьшен выступ шайб
за внутреннюю поверхность. Это обеспечивается выре-
зыванием сегментов по шаблонам и подгонкой располо-
жения реек по такому же шаблону.
г) Винтовая обмотка1
Винтовая обмотка (рис. 4-44) — «много-
параллельная». Ее витки образуют винтовые
поверхности как в однозаходном, двух- или
четырехзаходном винтах. Каждая «нитка»
1 По заводской, в данном случае неправильной^
терминологии — «спиральная» обмотка.
138
Обмотки
(гл; 4
Рис. 4-44. Винтовая об-
мотка низшего напряже-
ния 525 в трехфазного
трансформатора мощно-
стью 1 000 ква.
Рис. 4-45. Схема осевого-
строёния винтовой об-
мотки с чередованием
между витками каналов
и шайб (последние тол-
щиной 0,5 мм).
•винта (ветвь обмотки) включает от 4—-.5 до
12—15 одинаковых параллельных проводов
прямоугольного сечения, намотанных плашмя;
виток четы^ехзаходной Обмотки может иметь
до 40—50 параллельных проводов. Число вит-
ков в винтовой обмотке может быть от поряд-
ка несколько больше десяти до ста. Между
витками и параллельными ветвями обмотки—г
масляные каналы. При относительно большом
числе витков, составленных из проводов не-
большой высоты, применяют винтовую обмот-
ку по рис. 4-45 — с каналами через один ви-
токх\ при определенных соотношениях разме-
ров уменьшение числа каналов, с одной сто-
роны, допустимо по условиям охлаждения,
с другой — необходимо для размещения вит-
ков «а заданной высоте обмотки.
Для размеров каналов винтовой обмотки
НН требования, предъявляемые к электриче-
ской прочности ее продольной изоляции, не
являются определяющими. Винтовые обмотки
наматывают, как правило, из провода мар-
ки ПББО с «нормальной» изоляцией.
Точно так же, как непрерывная, винтовая
обмотка наматывается на бумажно-бакелито-
1 «Полуопиральная» обмотка.
вом цилиндре (трансформаторы 3-го габари-
та) или на временном стальном цилиндре-
шаблоне (трансформаторы 4-го габарита).
Вертикальный канал вдоль внутренней поверх-
ности винтовой обмотки и каналы между ее
витками и ветвями образуются такими же
рейками и прокладками, как в непрерывной
обмотке (рис. 4-28 и 4-29). В однозаходной
винтовой обмотке по рис. 4-45 в местах сбли-
жения витков устанавливают разрезанные шай-
бы из электрокартона толщиной 0,5 мм\ вну-
три обмотки шайба доходит до рейки, снару-
жи она немного выступает за витки.
При намотке винтовых обмоток возникают
значительные силы упругости, стремящиеся
раскрутить витки; эти силы тем больше, чем
больше число параллельных проводов и их
сечение и чем меньше диаметр обмотки. Для
удерживания начала первого витка от смеще-
ния его зажимают специальным приспособле-
нием. В ходе намотки ставят бандажи из ки-
перной ленты, закрепляющие конец обмотки
за соседние витки. В наматываемых на бу-
мажно-бакелитовых цилиндрах винтовых об-
мотках трансформаторов 3-го габарита рейки
приклепывают по концам к цилиндру заклеп-
ками из электрокартона (§ 4-13). Это предот-
вращает смещение реек вслед за витками и
одновременно способствует' удерживанию са-
мих витков на месте.
В винтовой обмотке подобно двухслойной
цилиндрической (рис. 4-14) необходимо вы-
равнять винтовую поверхность-крайнего вит-
ка. Это осуществляется путем постепенного
увеличения высоты «набора» прокладок меж-
ду торцом крайнего, витка и опорным изоля-
ционным кольцом [см. выше, § 4-6,в ]. Для
повышения устойчивости прокладок высоту их
набора делают не более 20—25 мм\ при боль-
шей высоте прокладки подразделяют сегмен-
тами, спрессованными из электрокартона или
гетинаксовыми, как показано на рис. 4-46,
или шайбами.
Для уменьшения осевой несимметрии об-
моток ВН и НН из-за большой высоты витка
последней при ее выполнении’в виде четырех-
заходной винтовой можно сместить концы
двух параллельных ветвей на 1809 относитель-
но двух других.
Винтовые обмотки выполняют с переста-
новкой параллельных проводов (§ 4-3); в од-
нозахотной обмотке делают одну общую и две
групповые перестановки (рис. 4-4,6), в двух-
и четырехзаходных обмотках применяют пол-
ную равномерно распределенную перестанов-
ку (см. ниже).
§4-6]
Типы обмоток и их изготовление
139
Рис. 4-46. Выравнивание опорной поверхности двух-
заходной винтовой обмотки трансформатора
3-го габарита.
/ _ сегмент с закраинами; 2 — опорное кольцо толщиной 10 мм
с разрезом; 3 — опорное кольцо толщиной 30 мм; 4 — прокладки;
1, 2 и 3 спрессованы из электрокартонаi
Конструктивное выполнение общей и груп-
повой перестановок иллюстрируется рис. 4-47.
Общая перестановка занимает столько проле-
тов между столбами прокладок, сколько
в витке параллельных проводов, групповая —
три пролета. Для каждой перестановки тре-
буется место по высоте, равное осевому раз-
меру провода и одного канала (рис. 4-47);
общая и групповая перестановки существенно
не увеличивают радиальный размер обмотки.
В месте перемещения проводов в радиаль-
ном направлении при общей или группо-
вой перестановках их поддерживают изну-
три клиньями из полос электрокартона
(рис. 4-47,2). В тех местах, тде в результате
осевого смещения проводов вертикальный
размер масляного канала превосходит 20—
25 мм, «набор» прокладок подразделяют сег-
ментами из электрокартона (рис. 4-47,/).
Схема полной, равномерно распределен-
ной перестановки двухзаходной винтовой об-
мотай показана на рис. 4-48. Число отдель-
ных перестановок равно числу параллельных
проводов п; первая перестановка выполняет-
ся от начала обмотки на расстоянии -у 4" ’
Рис. 4-47» Конструктивное выполнение переста-
новок параллельных проводов однозаходной
винтовой обмотки.
а —' общая перестановка; б — групповая перестановка.
/ — прессованные сегменты нз электрокартона с клино-
выми выступами для закрепления за рейки; 2t и 23 —
«клинья* из полос электрокартона. Байдажи, коробочки и
пр. не показаны. По условиям выполнения перестановки
желательно иметь канал К минимальным»
Рис. 4-48. Схема полной равномерно распределенной перестановки параллельных проводов двухзаходной
винтовой обмотки.
а — расположение параллельных проводов на отдельных участках обмотки; б — схема развернутой обмотки; пунктиром показаны про-
вода в первой ветви, сплошными линиями — во второй, утолщенные линии — перемещение (перестановка) провода нз одной ветви
в другую.
140
Обмотки
(гл. 4
где I — развернутая длина обмотки; последняя
перестановка—на таком же расстоянии от
конца; промежуток между соседними пере-
становками . Отдельная перестановка (пе-
реход верхнего провода «первой» ветви во
«вторую» и нижнего провода «второй» ветви
в «первую») не требует дополнительного ме-
ста по высоте, но увеличивает радиальный
размер обмотки на толщину одного провода
в том месте по окружности, где пересекаются
провода, перемещаемые из одной ветви в дру-
гую.
В трансформаторах 4-го габарита двух- и четырех-
заходные винтовые обмотки выполняют с удвоенным
по сравнению с рис. 4-48 числом перестановок парал-
лельных проводов. Цикл перестановок (рис. 4-48) осу-
ществляется в трансформаторах 4-го габарита на по-
ловине высоты обмотки; на второй половине произво-
дится второй цикл, но уже в обратном направлении,
т. е. провод № 1 переходит не на место провода № 2,
потом — провода № 3 и т. д., а на место провода № 8,
потом — провода № 7 и т. д. Эта двойная полная рав-
номерно распределенная перестановка дает компенса-
цию э. д. с. в контурах параллельных проводов в пре-
делах каждой половины высоты обмотки; обратное на-
правление второго цикла перестановок приводит к рас-
кручиванию пучка проводов, идущих на станок с бара-
банов и постепенно закручивающихся за время выпол-
нения первого цикла.
При недостатке места в направлении ширины окна
магнитопровода приходится иногда применять двухза-
ходную винтовую обмотку не с полной равномерно
распределенной перестановкой, увеличивающей радиаль-
ный размер, а делать три перестановки — по одной об-
щей и по две групповые в каждой из двух ветвей
обмотки.
В винтовых обмотках основную часть осевых про-
межутков между витками — масляных каналов — вы-
бирают, как правило, минимальными допустимыми, по
условиям охлаждения. Наряду с этим часть каналов
для выравнивания распределения по высоте витков
двух обмоток делают увеличенными. В ходе намотки
приходится изменением «набора» прокладок осуще-
ствлять постепенный переход от одного расстояния
между витками к другому. При этом размеры отдель-
ных каналов (высота «набора» прокладок) должны
быть взяты такими, чтобы суммарный осевой размер
проводов и прокладок был одинаков по всем рейкам.
Рабочие чертежи винтовой обмотки должны включать
ее развертку, где указываются размеры всех каналов
по всем рейкам.
Замыкание параллельных проводов внутри винто-
вой обмотки может свести на нет эффект от их пере-
становки. Поэтому принимают меры к усилению изоля-
ции между соседними проводами в уязвимых местах.
Изгибы проводов (при перестановках) изолируют П-об'
разными коробочками (см. § 4-7). В однозаходной
винтовой обмотке наибольшее увеличение потерь может
дать замыкание крайних — по исходному положению —
параллельных проводов на участке между групповыми
* Все перестановки выполняются в середине проле-
1 I
та между прокладками. Поэтому расстояния у —-; —
«округляют» до величин, кратных шагу прокладок.
перестановками, где эти провода лежат рядом (про-
вода № 1 и 4 на рис. 4-4,6). Поэтому в средней части
обмотки на длине, захватывающей обе групповые пере-
становки, между крайними проводами (№ 1 и 4 на
рис. 4-4,6) целесообразно прокладывать полосу элек-
трокартона. Дополнительное изолирование друг от
друга параллельных проводов применяют в месте их
общего изгиба для вывода конца обмотки. Это нужно
для предотвращения здесь замыкания; последнее сде-
лало бы невозможным испытание, которое проводится
перед припайкой отводов к концам обмотки для выяв-
ления и устранения замыкания параллельных проводов
внутри обмотки.
Винтовая обмотка подобно непрерывной
имеет значительную опорную торцовую по-
верхность, что позволяет обеспечить ее стой-
кость при больших осевых усилиях короткого'
замыкания, а также обладает развитой по-
верхностью охлаждения. Поэтому она при-
годна для трансформаторов вплоть до самых
больших мощностей.
По сравнению с непрерывной обмоткой
область применения обмотки винтовой харак-
теризуется меньшим числом витков и боль-
шим сечением витка. В нормальных силовых
трансформаторах винтовая обмотка приме-
няется, как правило, в качестве обмотки НН
при сравнительно небольших напряжениях и
большом токе, например при мощности трех-
фазного трансформатора 1 000 ква для на-
пряжений 400 и 525 в, при мощности
10 000 ква для напряжений 3 300 в и т. п.
С уменьшением мощности трансформато-
ров (ниже 1 000 ква) винтовая обмотка усту-
пает место двухслойной цилиндрической. Стой-
кость последней по отношению к осевым си-
лам и ее поверхность охлаждения при не-
больших мощностях оказываются достаточ-
ными; решающими обстоятельствами, обуслов-
ливающими выбор двухслойной цилиндриче-
ской обмотки, становятся ее компактность и
простота изготовления.
д) Дисковая обмотка
Дисковая обмотка, собираемая из ряда-
отдельно намотанных двойных (спаренных)
катушек, применяется, когда невозможно или
затруднительно выполнить обмотку непре-
рывной [§ 4-6, в]. Обмотка делается дисковой,
если ее катушки имеют дополнительную изо-
ляцию — общую для всех витков катушки,
а также если применяются межкатушечнце*
шайбы с больйшм выступом за внутреннюю
поверхность обмотки, исключающим намотку
катушек на кольцах и т. п. Дисковой выпол-
няется, в частности, средняя часть обмот-
ки ВН класса 220 кв существующей конструк-
§4-6]
Типы обмоток и их изготовление
141
ции (с «вводом в середину»------рис. 4-62). Эта
часть обмотки состоит из катушек с дополни-
тельной (катушечной) изоляцией. В непре-
рывных обмотках классов 110 и 150 кв
(с «вводом на конце») существующей кон-
струкции дисковыми выполняют небольшое
число входных катушек с дополнительной
изоляцией [см. § 4-6, в].
Каждая пара катушек (двойная катушка)! диско-
вой обмотки наматывается отдельно на обмоточном
станке без задней бабки на коротком деревянном шаб-
лоне. Намотка производится либо с пайкой внутрен-
него соединения между катушками, либо с перемоткой
витков одной катушки.
При первом способе намотку производят поочеред-
но с двух барабанов с проводом, установленных по
обе стороны станка.' Сначала наматывают ^4 витка
«второй» катушки и делают переход в «первую» катуш-
ку: провод изгибают, приближая к планшайбе станка;
после этого с первого барабана наматывают витки пер-
вой катушки и провод обрезают. К внутреннему витку
второй катушки припаивают провод со второго бара-
бана. Направление вращения станка изменяют, на
шаблоне рядом с первой катушкой наматывают вторую.
При втором способе рядом с основным шаблоном,
со стороны, противоположной планшайбе, устанавли-
вают вспомогательный шаблон; на него с барабана
временно наматывают провод для витков второй ка-
тушки. После укладки нужной длины провод переводят
на основной шаблон, делают переход (изгиб) и нама-
тывают первую катушку; провод обрезают. Далее вспо-
могательный шаблон вместе с намотанным на него
проводом переносят на стойку, расположенную со сто-
роны станка, противоположной той, где находится ба-
рабан с проводом. Направление вращения станка из-
меняют и из провода со вспомогательного шаблона на-
матывают на основном шаблоне вторую катушку рядом
с первой.
Если виток состоит из нескольких параллельных
проводов, то на внутреннем переходе между ‘двумя
спаренными катушками делают перестановку парал-
лельных проводов, такую же, как в непрерывной об-
мотке.
-Намотанные двойные катушки собирают во времен-
ные группы, пропитывают лаком и запекают. После
этого каждую двойную катушку отдельно изолируют
[см. § 4-6,в]. -
Изолированные входные дисковые катушки
обмоток ПО и 150 кв «пристраивают» к не-
прерывной обмотке. Изолированные двойные
катушки, образующие целую обмотку или от-
дельную ее часть, собирают на временном
стальном цилиндре в группы соответственно
их окончательному положению в обмотке.
Вертикальный канал у внутренней поверхно-
сти и горизонтальные каналы между катуш-
ками образуются П-образными замковыми
прокладками из электрокартона.
Замковая прокладка (рис. 4-49) соби-
рается из штампованных длинных пластин 1
и пластин «заполнителя» 2, скрепляемых по-
лосой — «замком» 3. Замковые прокладки
спрессовывают на горячем гидравлическом
прессе, при этом замок приклеивается к край-
ним пластинам 1. На время прессовки между
пластинами 1 закладывают набор полос из
сухого электрокартона толщиной, равной вы-
соте заполнителя 2. Замковые прокладки
устанавливают на двойную катушку в процес-
се окончательной сборки группы катушек.
Замковая прокладка охватывает каждую ка-
тушку изнутри и с ее торцов. Горизонтальный
канал между соседними катушками обра-
зуется пластинами 1 и «замками» 3 (рис. 4-49)
двух замковых прокладок, надетых на эти ка-
тушки (рис. 4-50). Высоту пластин «заполни-
теля» берут на 1 мм меньше расчетного рас-
стояния Ь между пластинами (рис. 4-50),
с тем чтобы «заполнитель» не ограничивал
осевой стяжки катушек.
Минимальный размер вертикального кана-
ла между внутренней поверхностью катушек
и ближайшим изоляционным цилиндром опре-
деляется размером «заполнителя». При разме-
рах зубца пластин, приведенных на рис. 4-49,
минимальная толщина заполнителя а
(рис. 4-50) равна 13 мм. Номинальный зазор
142
Обмотки
(гл. 4
Рис. 4-50. Дисковая обмотка с замковыми
прокладками.
1 — катушка обмотки; 2 — замковая прокладка; 3 —
цилиндр из листов электрокартона.
от прокладки до цилиндра, считая прокладку
прижатой вплотную к катушке, берут Е> мм
(рис. 4-50). Эти 5 мм фактически'учитывают
и зазор между «заполнителем» и катушкой,
сдвиг прокладок друг относительно друга
и т. д. При зазоре 5 мм размер вертикального
канала должен быть таким образом, не ме*.
мее 18 мм\ при прокладках с размером зуб-
ца 2,5+3=5,5 мм канал, может быть умень-
шен до 16 мм.
Между дисковыми катушками, собранны-
ми на замковых прокладках, могут быть уста-
новлены целые изоляционные шайбы или
шайбы из перекрывающихся сегментов
[§ 4-6, в] с выступом за катушку внутри ее и
снаружи. Выступ за внутреннюю поверхность
катушки целых шайб должен быть несколько
меньше размера прокладок а (рис. 4-50),
с тем чтобы учесть усадку шайб при сушке.
Шайбы не обязательно устанавливать на об-
моточном станке; целая шайба может быть
вложена на место между двумя спаренными
катушками и после -их намотки. и изолиров-
ки, Это делают, деформируя (растягивая)
шайбу таким образом, чтобы длина отвер-
стия в ней стада больше наружного диа-
метра катушки. Шайбы между парами ка-
тушек закладывают при окончательной сборке
катушек.
Наружные соединения (спайку) двойных
катушек выполняют обычно после насадки
дисковой обмотки на магнитопровод.
В обмотке, собранной на замковых про-
кладках, может быть осуществлено скрепле-
ние наружных концов прокладок дополнитель-
ными вертикальными рейками подобно тому,
как это показано на рис. 4-29 для непрерыв-
ной обмотки.
а) Другие типы обмоток
О б мо тки трансформатор о в
для электропечей
Ниже, в § 4-20 рассмотрена конструкция сборки
чередующихся обмоток, трансформаторов для электро-
печей. Здесь кратко указаны особенности устройства
отдельных обмоток — ВН и НН.
Обмотка ВН одной «группы» (§ 4-20) образуется
несколькими двойными дисковыми катушками, обмотка
НН — тоже дисковая или же винтовая.
В одной двойной дисковой катушке — целое, чет-
ное или нечетное, число витков, от 4 до 50—60 и более.
При нечетном числе витков в двойной катушке, напри-
мер 5, число витков в обеих одинарных катушках
ДОЛЖНО быть ПО 272*, при этом число проводов на од-
ной половине окружности каждой из катушек равно
2л, на другой половине 3nt где п — число параллель-
ных проводов в витке. Таким образом, радиальные тол-
щины двух половин катушки могут значительно отли-
чаться. Чтобы не выравнивать (не «разгонять») поло-
вину катушки полосами электрокартона, при п четном,
например 4, применяют следующий способ намотки
двойной катушки. В первой катушке наматывают два
витка всеми четырьмя параллельными проводами
№ 1—4, затем провода № 3 и 4 отрезают, а проводами
№ 1 и 2 наматывают еще один виток. Во второй ка-
тушке аналогично — третий виток наматывают только
проводамй № 3 и 4. В результате в двух катушках
каждый провод образует пять витков; на всех радиу-
исах ширина катушек одинаковая — всюду по 2X4 +
1+1X2=10 проводов1 (рис. 4-51J.
Рис. 4-51. Схема двойной дисковой катушки с нечет-
ным числом витков (пять), с разной намоткой двух
групп параллельных проводов (по два и по три витка
в каждой из катушек).
№ 1 и 2— номера одинарных катушек; 14-4 — номера
параллельных проводов.
Для обмоток НН находит применение «короткая»
винтовая обмотка. Она может иметь от 2 до 10 или
15 витков при значительном числе параллельных про-
водов в витке.
При чередующемся расположении обмоток про-
дольная ось поля рассеяния параллельна плоскости
катушек; относительное положение параллельных про-
водов витка и поля иное, чем при концентрических об-
мотках (§ 4-3). В двойных дисковых катушках на их
внутреннем переходе перёстановку параллельных прово-
1 Этот способ применяется также в силовых транс-
форматорах общего назначения.
§ 4-7]
Некоторые вопросы технологии изготовления обмоток
14а-
дов делают не ради компенсирования э. д. с. рассеяния,
а лишь для выравнивания их длины и активных со-
противлений.
Слоевая обмотка для напряжений
110 /се и выше
Цилиндрическая слоевая обмотка в заграничных
конструкциях мощных трансформаторов находит при-
менение для классов напряжений ПО кв и выше. Она
отличается от многослойной цилиндрической обмотки
трансформаторов небольшой мощности на напряжения
до 35 кв [§ 4-6,а] наличием масляных каналов между*
всеми слоями; при классах напряжения 150 кв и выше
слоевая обмотка имеет, как правило, трапецеидальное
поперечное сечение; осевая длина слоев уменьшается
ступенями от внутреннего слоя к наружному, а рас-
стояние от торцачлоя до ярма соответственно увели-
чивается. Наружный слой присоединяется к линии —
это начало обмотки; конец внутреннего слоя образует
ее «нейтраль», таким образом, обмотка имеет ступен-
чатую главную изоляцию, увеличивающуюся от «ней-
трали» к линейному концу.
За последние 10—15 лет цилиндрическая слоевая
обмотка на высокие напряжения получила значитель-
ное распространение, созданы различные, более или ме-.
нее отличающиеся друг от друга конструкции. Основ-
ные их различия — в способе намотки, в устройстве
межслоевой изоляции и в экранировании. Каждый слой
обмотки можно наматывать отдельно, насаживая слои
на магнитопровод по одному. Другой способ — намот-
ка слоев последовательно один на другой; вся обмотка
(все слои) представляет одно целое и насаживается на
магнитопровод целиком. Межслоевая изоляция в одних
конструкциях создается при помощи «жестких» "бумаж-
но-бакелитовых цилиндров и угловых шайб, в других
она выполняется при помощи мягких бумажных ци-
линдров края которых отбортовывают (отгибают), об-
разуя горизонтальный барьер у торца слоя. Для вы-
равнивания распределения напряжения по слоям обмот-
ки при воздействии на нее импульсов применяют элек-
тростатические экраны. В одних конструкциях ограни-
чиваются только «линейным» экранам, т. е. присоеди-
ненным к началу (линейному зажиму) обмотки, в дру-
гих — устанавливают и второй экран, соединенный с
концом («нейтралью») обмотки. Известны также ци-
линдрические слоевые обмотки с емкостными кольцами
у. торцов слоев. На рис. 4-77 показан один из целесо-
образных, по мнению автора, вариантов устройства ци-
линдрической слоевой обмотки.
Обмотка ВН наматываемся на обмотку НН(СН)
или на бумажно-бакелитовый цилиндр, который входит
в главную изоляцию обмотки ВН. Слои обмотки ВН
наматывают один на другой, каждый слой — непосред-
ственно^ на цилиндр из кабельной бумаги. Между этим
цилиндром и соседним (внутренним) слоем расположе-
ны планки из электрокартона, образующие вертикаль-
ный масляный канал. Число этих планок по окружности
увеличено по сравнению с числам реек, применяемым
в непрерывных или винтовых обмотках того же диамет-
ра. После намотки всех слоев обмотки края цилиндров,
выступающие за торцы слоев, надрезают и отгибают,
образуя горизонтальные «отвороты». Отворот цилиндра
располагается непосредственно у торца слоя — у край-
него его витка. Последний выполняют в горизонтальной
плоскости и переход ко второму витку осуществляют
изгибов провода. Основная часть витков наматывается
по винтовой линии; переход от изгиба провода к на-
мотке по винтовой линии происходит постепенно на
нескольких витках, между которыми закладывают вы-
равнивающие клинья из электрокартона. «Линейный»
электростатический экран имеет закругленные края,
изолированные бумагой — отворотом изоляционного ци-
линдра, расположенного с внутренней стороны экрана.
Для освоения цилиндрической слоевой обмотки
с намоткой всех слоев один на другой и с межслоевой
изоляцией в виде бумажных отбортованных цилиндров,
необходимо разработать следующие элементы техноло-
гического процесса: плотную намотку бумажного ци-
линдра; отбортовку его краев с образованием отворо-
та, плотно облегающего торец слоя; уплотнение витков,
слоя в ходе его намотки, с тем чтобы исключить сколь-
ко-нибудь значительную усадку слоев при сушке об-
мотки; контроль состояния изоляции проводов непо-
средственно на обмоточном станке, с тем чтобы устра-
нить случайные повреждения до намотки следующего
слоя, так как выявление замыкания между витками внут-
реннего слоя при испытании собранного трансформато-
ра потребовало бы размотки всей обмотки. Для освое-
ния цилиндрической слоевой обмотки имеет большое-
значение создание сложного обмоточного провода, со-
стоящего из ряда параллельных жил (см. § 4-5).
Непрерывная обмотка
бе;з перепел адывания катушек
В заграничном трансформаторостроении известна.
непрерывная обмотка без перекладывания витков (ка-
тушек), т. е. наматываемая по схеме рис. 4-22,а. Сое-
динения между катушками осуществляют без пайки —
обмоточным проводом; наружный виток катушки изги-
бают на ребро, потом плашмя; он радиально проходит
в канале, снова изгибается плашмя и на ребро и пе-
реходит во внутренний виток следующей катушки. Вы-
полнение всех катушек без перекладывания позволяет
достичь более плотной намотки витков, что повышает'
механическую прочность обмотки. Однако соединения-
в каналах, Перекрещивающие катушки, и притом
с двойным перегибанием провода, являются существен-
ным недостатком непрерывной обмотки без переклады-
вания витков.
4-7. Некоторые вопросы технологии
изготовления обмоток
Ниже рассмотрены некоторые из вопросов техноло-
гии изготовления обмоток, в большинстве своем имею-
щие непосредственное отношение к конструированию.
Шаблоны для намотки. Цилиндрическая слоевая
обмотка НН из прямоугольного привода наматывается
на разъемном шаблоне — стальном или деревянном.
Шаблон должен быть устроен так, - чтобы его можно
было легко вынуть из обмотки. Стальной шаблон
может, например, представлять собой тонкостенный
цилиндр и две торцовые диайбы; своими коническими
направляющими шайбы «раздвигают» цилиндр до тре-
буемого размера. Деревянный шаблон изготовляют из
хорошо высушенного бука; это — цилиндр с отверстием
для шпинделя станка, разрезанный на две части — от
одного торца к другому, под некоторым‘углом к осн.
Деревянные шаблоны скорее изнашиваются и не так
удобны в работе, как стальные.
Многослойная цилиндрическая обмотка из круглого
провода наматывается на свой бумажно-бакелитовый
цилиндр. Его закрепляют на шпинделе станка при по-
мощи торцовых шайб, например из гетинакса.
Непрерывные и винтовые обмотки [§ 4-6,в и г]
наматывают на своем бумажно-бакелитовом цилиндре
или на- временном стальном цилиндре-шаблоне. Бумаж-
но-бакелитовый цилиндр закрепляется на обмоточною
станке универсальным раздвижным шаблоном, встаз- •
ляемым внутрь цилиндра и упирающимся в него своим»
продольными деревянными планками.
144
Обмотки
(гл. 4
Стальной цилиндр-шаблон закрепляется в центрах
обмоточного станка. На цилиндр укладывают вспомога-
тельные деревянные планки с канавками для реек об-
мотки. Цилиндр имеет приспособления для удержива-
ния планок (и реек) на равных расстояниях друг от
друга и параллельно образующим цилиндра. Располо-
жение всех реек на окружности требующегося диаметра
обеспечивают подгонкой толщины деревянных планок
по специальной стальной контрольной шайбе. После
намотки обмотки, ее сушки, пропитки лаком и запека-
ния стальной цилиндр вынимают из обмотки. Предва-
рительно удаляют планки; это становится возможным
в результате некоторой слабины, появляющейся вслед-
ствие усадки дерева и электрокартона при сушке об-
мотки.
Рейки. При намотке непрерывных и винтовых об-
моток на своем изоляционном цилиндре или на времен-
ном стальном цилиндре применяют рейки с запасом по
длине. Это необходимо, так как обмотка первоначально
за счет неплотностей имеет увеличенный осевой размер.
После стяжки обмотки рейки обрубают вровень с ци-
линдром.
Коробочки на изгибах проводов. В ходе намотки
провода прямоугольного сечения изгибают для осуще-
ствления переходов из катушки в катушку непрерывной
обмотки, перестановок винтовой обмотки, вывода кон-
цов цилиндрической обмотки и т. д. При выполнении
изгибов, особенно на ребро, практически невозможно
исключить некоторое искривление провода, которое
может привести к продавливанию изоляции и к замы-
канию соседних витков или параллельных проводов.
Для предотвращения этих замыканий следует приме-
нять П-.образные коробочки из электрокартона толщи-
ной 0,5 мм; коробочка накладывается .на изгибаемый
провод и бандажируется хлопчатобумажной лентой.
В ряде случаев коробочкой дополнительно изолируют
также участок соседнего провода, соприкасающийся
•с изогнутым, например у внутреннего перехода непре-
рывной обмотки, у изгиба конца двухслойной цилин-
дрической обмотки (рис. 4-14) и т. д.
Увеличение сечения концов обмотки. К концам об-
мотки присоединяют отводы: круглые или прямоуголь-
ные провода, шины или кабели (гл. 6). При относитель-
но небольшом сечении витка к концу обмотки зачастую
нужно припаять отвод значительно большего размера.
Такая пайка ненадежна; при подготовке и выполнении
пайки, при последующем монтаже отводов может быть
-поврежден бандаж конца обмотки или конец может
быть обломан. Поэтому при диаметре круглого провода
обмотки менее 0,93 мм концевой виток выполняют
более толстым проводом, например диаметром 2,44 мм
(трансформаторы 1 и 2-го габаритов). При небольшом
сечении витка — прямоугольного провода — непрерыв-
ных и дисковых обмоток трансформаторов 4-го габари-
та механическую прочность конца увеличивают, сдваи-
вая провод: его выгибают петлей, конец петли припаи-
вают у ее основания — в начале первого витка.
Пайка. В ходе намотки приходится спаивать обмо-
точные провода.
Провода прямоугольного сечения спаивают, как
правило, внахлестку с перекрытием по длине, равным
примерно ширине провода. Нагрев осуществляется
в электроклещах или на газовой горелке; припой твер-
дый, меднофосфористосеребряный. В цилиндрических
слоевых обмотках нахлестка проводов недопустима,
поэтому пайка проводов прямоугольного сечения
делается в стык. Место пайки провода круглого сече-
ния изолируют обертыванием широкой бумажной по-
лосой, прямоугольного провода — обматыванием узкой
.лентой из лакоткани до толщины несколько большей,
чем толщина бумажной изоляции провода. Поверх ла-
коткани устанавливают две П-образные коробочки из
электрокартона толщиной 0,5 мм; их бандажируют
хлопчатобумажной лентой.
Место пайки проводов в непрерывных и винтовых
обмотках не должно быть под прокладками, где нельзя
допускать утолщения провода.
Разрывы в обмотке для предварительного испыта-
ния. После насадки обмоток на магнитопровод, до вы-
полнения отводов трансформаторы средней и большой
мощности проходят так называемое предварительное
иопытание; трансформатор возбуждают, приложив
’к обмотке НН номинальное напряжение'или некоторую
его долю. При предварительном испытании выемная
часть находится на воздухе. В связи с этим в конструк-
ции обмоток ВН на напряжение ПО кв и выше преду-
сматривают временные разрывы, т. е. обмотка при
предварительном испытании разбивается на несколько
не соединенных между собой частей. Таким путем
уменьшают потенциалы ее концов и разности потен-
циалов между ее частями. Это необходимо, так как
электрическая прочность соответствующих изоляцион-
ных промежутков в воздухе существенно ниже, чем
в масле.
Осевая стяжка. Цилиндрические слоевые обмотки
из круглого и прямоугольного провода трансформато-
ров 1 и 2-го габаритов уплотняют в осевом наплавле-
нии только в процессе намотки витков; затем обмотку
стягивают бандажами из хлопчатобумажной ленты и
в таком виде она проходит технологическую обработку
и доставляется для насадки на магнитопровод.
Непрерывные и винтовые обмотки с прокладками
из электрокартона между катушками (непрерывная
обмотка) или витками (винтовая обмотка) после на-
мотки подвергаются осевой стяжке (прессовке), при ко-
торой прокладки и катушки выравнивают и уплотняют.
Снятая со станка обмотка в горизонтальном положении
скрепляется двумя установленными с ее торцов сталь-
ными плитами и несколькими стягивающими их шпиль-
ками. После сушки обмотки перед ее пропиткой лаком
шпильки подтягивают, и затем производится оконча-
тельная осевая стяжка, которая должна осуществлять-
ся на специальном гидравлическом прессе. (При руч-
ной стяжке шпильками давление на прокладки недо-
статочное и сильно колеблется.) Для стяжки обмотки
на гидравлическом прессе в настоящее время прини-
мают удельное давление на рабочую площадь прокла-
док 40 кГ/см2. Стянутая обмотка должна иметь преду-
смотренную расчетом высоту. Однако из-за отклоне-
ний толщины прокладок от номинальной и колебаний
величины усадки электрокартона высота после стяжки
отличается, как правило, от требующейся. Подгонку
высоты непрерывной и винтовой обмоток осуществляют
добавлением или удалением некоторого числа прокла-
док из ряда каналов обмотки. Увеличение и уменьше-
ние отдельных каналов ограничивают с учетом требо-
ваний в отношении электрической их прочности, охлаж-
дения и с учетам влияния изменения каналов на вели-
чину осевых электромагнитных усилий.
Мощность подъемных и транспортных устройств.
Непрерывные и винтовые обмотки на бумажно-бакели-
товых цилиндрах поднимают, переставляют и перевозят
в ходе их технологической обработки стянутыми
в стальных плитах; обмотки, наматываемые на времен-
ных стальных цилиндрах, поднимают и перевозят вмес-
те со стальным цилиндром; последний вынимается из
обмотки после ее сушки, стяжки, пропитки и запека-
ния. Поэтому необходимые подъемные и транспортные
устройства должны иметь грузоподъемность, равную
весу обмотки плюс вес стальных плит и шпилек, а для
§ 4-8]
Маслобарьерная главная изоляция
145
обмоток, наматываемых на стальных цилиндрах, плюс
еще вес стального цилиндра и деревянных планок. Вес
стального цилиндра, плит и пр. может составлять для
непрерывных и винтовых обмоток 60% и более веса
самих обмоток; для групп дисковых катушек он может
превосходить 100% их веса.
Перед окончательной стяжкой непрерывной и вин-
товой обмоток и групп катушек дисковой обмотай вы-
веряют по отвесу и выравнивают (подбивают) все
«столбы» прокладок; устраняя перекосы обеспечивают
совпадение прокладок обмотки с подкладками ярмовой
изоляции (§ 4-13), без чего обмотка не была бы стой-
кой по отношению к осевым силам.
4-8. Маслобарьерная главная изоляция
Электрическая прочность маслобарьерной
главной изоляции характеризуется напряже-
нием возникновения в ней частичных повреж-
дений— пробоев в масляных промежутках
(§ 3-4). Минимальное напряжение появления
этих частичных разрядов должно быть выше
испытательного напряжения (§ 3-7 и 3-8)’.
Электрическое поле обмотки с вводом на кояце
Главная изоляция обмотки с вводом на
конце относится к устройствам с неоднород-
ным несимметричным электрическим полем.
Это иллюстрирует рис. 4-52, на котором изо-
бражено поле при испытании изоляции обмот-
ки ВН по схеме рис. 3-35: всей обмотке ВН
Рис. 4-52. Прибли-
зительная картина
электрического
поля обмотки ВН
с вводом на конце.
1 — стержень магнито-
провода; 2—обмот-
ка НН; 5 —обмот-
ка ВН; 4—ярмо.
сообщен один и тот же потенциал, обмот-
ка НН и магнитопровод заземлены. Наиболь-
шая напряженность имеет место у внутрен-
него края обмотки ВН; более 'или менее: зна-
чительной может быть напряженность у на:
ружного края обмотки НН.
Электрическое поле обмотки, расположен-
ной у стержня магнитопровода, еще более не-
симметричное, чем поле обмотки ВН, нахо-
дящейся снаружи обмотки НН; при расстоя-
ниях от внутренней обмотки до-стержня А и
до ярма В напряженность у ее внутреннего
края выше, чем у наружной обмотки с рас-
стояниями А и В по рис. 4-52.
10 А. В. Сапожников.
Рис. 4-53. Зависимость пробивного напряжения глав-
ной изоляции с размерами для классов 6—35 кв от
В
отношения -д-. Опытные данные. За единицу приня-
то пробивное напряжение при В = Л.
Максимальная напряженность электриче-
ского поля обмотки- ВН с вводом на конце за-
висит как от радиального расстояния А, так и
от расстояния до ярма В (рис. 4-52), которое
всегда больше радиального промежутка. Уве-
личение размера В при неизменном А дает
существенное увеличение электрической проч-
_ в
ности главной изоляции при отношении -д
до 2,5—3; дальнейшее увеличение В сказы-
вается мало (рис. 4-53). Некоторое выравни-
вание электрического поля и более иля менее
значительное снижение напряженности у внут-
реннего края обмотки может быть получено
при ее выполнении с «уступом», как это по-
казано на рис. 4-57. Существенное влияние на
напряженность в масле имеет радиус закруг-
ления края обмотки по наружной поверхности
изоляции. Этот радиус немного увеличивается,
если вместо прямоугольного провода с нор-
мальной изоляцией применить провод с уси-
ленной (§ 4-5); большее скругление полу-
чается, если крайцяя катушка имеет допол-
нительную изоляцию; существенное снижение
напряженности в масле дает установка на
торце обмотки емкостного кольца с относи-
тельно большим радиусом закругления
(рис. 4-57).
Если обмотка должна быть выполнена
с значительным уступом, т. е. с существенно
увеличенным радиальным изоляционным рас-
стоянием у края по сравнению с расстоянием
в средней ее части, то уступ нужно осуще-
ствить ступенями, как это сделано в конструк-
ции на рис. 4-57. В противном случае край
уступа мог бы стать «слабым местом» в глав-
ной изоляции; здесь значительно сгустились
бы силовые линии поля и отсюда могли бы
начинаться частичные разряды; в конечном
счете применение уступа не дало бы эффекта.
Аналогично при емкостном кольце слабым
146
Обмотки
(гл. 4
Рис. 4-54. Применение
емкостного кольца
в главной изоляции
обмотки.
а — устройство с неизоли-
рованной первой катуш-
кой; точка К — место кон-
центрации линий поля;
б—устройство, в котором
концентрация поля у пер-
вой катушки устранена.
1 — емкостное кольцо; Я—-
первая катушка обмотки.
местом может стать внутренний край первой
катушки обмотки, где (рис. 4-54,а — точка К)
концентрируются силовые линии электриче-
ского поля. Поэтому в обмотке с емкостным
кольцом первая катушка должна иметь до-
полнительную изоляцию, примерно такую же,
как у кольца, а канал между кольцом и ка-
тушкой следует делать возможно меньшим.
Увеличенная напряженность у первой катуш-
ки устраняется практически полностью
в устройстве по рис. 4-54,6.
У цилиндрической поверхности обмотки
электрическое поле сравнительно однородное,
если только обмотка не имеет больших раз-
рывов по высоте. При осевом размере разры-
ва (канала), соизмеримом с радиальным рас-
стоянием, у катушек, граничащих с каналом,
напряженность поля может быть заметно по-
вышенной.
Применение барьеров
Установка между обмотками изоляцион-
ных цилиндров вызывает некоторый рост на-
пряженности поля в масляных промежутках
вследствие того, что диэлектрическая прони-
цаемость твердой изоляции выше, чем масла.
Но в конечном счете цилиндры дают повыше-
ние электрической прочности главной изоля-
ции, так как они увеличивают пробивную на-
пряженность масла (см. § 3-4). Применение
цилиндров большей толщины, чем минималь-
но .необходимая (см. ниже), может сказаться
отрицательно на электрической прочности
конструкции.
Пробивная напряженность масляных про-
межутков снижается с увеличением их разме-
ра. По этой причине в главной изоляции об-
моток классов напряжения НО кв и выше ка-
нал от обмотки до ближайшего цилиндра и
между соседними цилиндрами стараются не
брать больше 20—25 мм.
В главной изоляции классов напряжения
6-^35 кв между обмотками ВН и НН один
изоляционный цилиндр. Он расположен либо
вплотную к обмотке ВН (это возможно, если
обмотка- ВН многослойная цилиндрич|'еская),
либо в промежутке между обмоткамд, как
правило, ближе к обмотке ВН. Расположение
цилиндра вплотную к обмотке ВН в сущест-
венной мере затрудняет развитие разряда с
витков этой обмотки; но одновременно; удале-
ние цилиндра от обмотки НН несколько об-
легчает возникновение пробоя масляного про-
межутка со стороны обмотки НН. В большин-
стве практических случаев электрическая
прочность главной изоляции с цилиндром не-
посредственно у обмотки ВН выше прочности
аналогичной конструкции с цилиндров, рас-
положенным в промежутке между обмотками.
Для того чтобы цилиндр в полной мере ис-
пользовался для предотвращения разрядов
с края обмотки, необходимо, чтобы он высту-
пал за торец обмотки на размер, равный
(1—Р/г) А (рис. 4-52). Больший выступ ци-
линдра за обмотку при неизменных расстоя-
ниях А и В не дает дополнительного увеличе-
ния напряжения появления частичных разря-
дов, но немного повышает напряжение пол-
ного пробоя главной изоляции.
В § 3-4 высказано соображение о том, что
толщина барьера должна быть такой,чтобы
он выдерживал кратковременное напряжение,
воздействующее на него в момент случайного
пробоя масляного промежутка. В главной изо-
ляции с одним цилиндром между обмотками
такой случайный частичный пробой во время
испытания наиболее вероятен в промежутке
между внутренним краем обмотки ВН ,и изо-
ляционным цилиндром. Но при этом второй
масляный канал—между цилиндром и обмот-
кой НН, как правило, не пробивается и к ци-
линдру в момент частичного пробоя оказы-
вается приложенным не полное испытательное
напряжение, а некоторая не слишком большая
его доля. Поэтому нет необходимости Делать
цилиндр очень большой толщины.
В главной изоляции обмоток с вводом на
конце классов напряжения ПО—150 кр в от-
личие от конструкций на более низкие |напря-
жения—не один, а два-три изоляционных ци-
линдра и, кроме того, ставятся угловые шайбы
(рис. 4-57). Угловая шайба представляет
кольцевой Г-образный барьер, охватыв|ающий
край обмотки. Цилиндрическая и горизонталь-
ная части угловой шайбы расположень,[ вбли-
зи края обмотки примерно перпендикулярно
силовым линиям электрического поля и за-
трудняют развитие пробоя в масле как в ра-
диальном направлении, так и В сторону ярма.
§ 4-8 ]Маслобарьерная главная изоляция 147
При угловых шайбах оказывается возможным
допускать более высокие напряженности в ма-
сле, чем в конструкции без них; необходимый
выступ цилиндра за обмотку уменьшается.
В главной изоляции класса 110 кв (рис.
4-57) применены две угловые шайбы. Вторая
из них, установленная между цилиндрами,
служит барьером на пути разряда, идущего
в обход первой шайбы с катушек, располо'-
женных вблизи ее торца.
Угловые шайбы в главной изоляции клас-
сов 110 кв и выше позволяют осуществить
изоляционную конструкцию значительно более
компактной, чем она была бы без них.
Число изоляционных цилиндров в главной
изоляции классов напряжения 110 кв и выше
зависит от радиального расстояния и числа
каналов, на которые это расстояние нужно
подразделить, чтобы отдельные каналы полу-
чились не слишком большими (см. выше).
Минимальный размер канала, ближайшего к
обмотке, зависит и от устройства реек* про-
кладок и т. п. На выбор числа цилиндров
влияет также согласование их расположения
с размещением угловых шайб.
' Толщину отдельных цилиндров в трансфор-
маторах класса ПО кв и выше берут равной
4—6 мм, угловых шайб—6—8 мм. Эта тол-
щина достаточна для того, чтобы не происхо-
дило пробоя цилиндра или угловой шайбы при
случайном пробое масляного промежутка
между обмоткой и цилиндром или угловой
шайбой.
В трансформаторах 1—3-го габаритов
классов напряжения 6—35 кв барьерами
в. промежутке между обмотками служат бу-
мажно-бакелитовые цилиндры, в трансформа-
тррах 4-го габарита—цилиндры и угловые шай-
бы из электрокартона. Главная изоляция с
барьерами из электрокартона имеет при про-
чих равных условиях более высокую электри-
ческую прочность, чем конструкция с бумаж-
но-бакелитовыми цилиндрами. Это обусловле-
но тем, что у электрокартона диэлектрическая
проницаемость ниже, а электрическая проч-
ность выше, чем у бакелитовых цилиндров.
Для классов 110 кв и выше существенное зна-
чение имеет более высокая стойкость электро-
картона, особенно марки ЭМТ, к частичным
разрядам.
У наружного края обмотки ВН с вводом
на конце напряженность электрического поля
ниже, чем у внутреннего края (рис. 4-52); сте-
пень снижения напряженности зависит от от-
ношения размеров А и В: чем больше -г.тем
10*
больше относительное снижение напряженно-
сти у наружного края обмотки.
Во многих конструкциях главной изоляции
соотношения размеров таковы, что для повы-
шения электрической прочности в промежутке
между торцом обмотки ВН и ярмом необхо-
дим барьер (рис. 4-57, 4-63, 4-64).
Главная изоляция обмоток с вводом посередине
Обмотки ВН с вводом посередине выполняют
с нейтралью более низкого кла1оса напряжения, чемли-г
нейный конец. В средней части обмотки, у ее линейно-
го конца электрическое поле сравнительно однородное—
это поле между двумя коаксиальными цилиндрами.
Однако не только при импульсных воздействиях и ком-
мутационных перенапряжениях, но и при испытании
напряжением переменного тока электрическое поле об-
мотки с вводом посередине имеет значительную осе-
вую составляющую, испытательное напряжение (см.
§ 3-7) частично или полностью индуктируется в испы-
туемой обмотке ВН и между ее серединой и торцом
возникает значительный перепад напряжения. При
этом в обмотке НН также индуктируется напряжение,
но относительно небольшое, не создающее сколько-ни-
будь существенного осевого поля.
В электрическом поле между обмоткой ВН и на-
ходящейся внутри обмоткой НН напряженность от
радиальной составляющей соответственно соотношению
радиусов выше у наружной поверхности обмотки НН.
Однако осевая напряженность вдоль внутренней по-
верхности обмотки ВН соизмерима с радиальной; поэ-
тому результирующая напряженность у обмотки ВН
обычно выше, чем у обмотки НН. Начальные пробои
масляных каналов возможны как со стороны обмотки
ВН, так и обмотки НН. Ню в последнем случае такой
частичный пробой, как правило, не получает развития.
Если же пробой масляного канала происходит с кату-
шек обмотки ВН, он может под влиянием осевой со-
ставляющей поля развиться в перекрытие вдоль бли-
жайшего к обмотке цилиндра по направлению к ее тор-
цу (к нейтрали).
Если обмотка с вводом посередине имеет ступен-
чатую изоляцию (т. е. если радиальный изоляционный
промежуток от обмотки ВН до обмотки НН уменьшает-
ся ступенями от линейного конца к нейтрли), то боль-
шое значение приобретает величина уступов катушек
с их внутренней стороны. Во избежение значительной
концентрации поля на выступающих углах катушек
уступы должны быть небольшими — не более 8 мм.
В конструкции главной изоляции обмоток с вво-
дом посередине находят применение угловые шайбы,
разделяющие обмотку на части в осевом направлении
(рис. 4-62). Считали, что угловые шайбы повышают
электрическую прочность обмотки, затрудняя развитие
разрядов вдоль ее внутренней поверхности. Это не обо-
сновано. Угловая шайба создает значительный разрыв
обмотки в осевом направлении и повышает напряжен-
ность поля на углах соответствующих катушек, напри-
мер в точках а и б (рис. 4-62). При этом угловая шай-
ба не закрывает точку б и никакого влияния на про-
бой с этого места обмотки и на развитие разряда по
цилиндру к нейтрали не оказывает. Если разряд вдоль
цилиндра возник и достиг точки в, то следующая угло-
вая шайба в малой степени препятствует распростра-
нению разряда дальше к торцу обмотки, так как раз-
ряд может обойти угловую шайбу по граничащим с ней
катушкам, соединенным наружным переходом. От
148
Обмотки
(гл. 4
угловых шайб, разделяющих обмотку в осевом на-
правлении, может быть некоторый положительный
эффект в том отношении, что шайбы затрудняют под-
готовку разрядов токами утечки вдоль внутренней по-
, верхности обмотки. Если же катушки обмотки имеют
дополнительную изоляцию, то она сама в достаточной
степени ограничивает токи утечки. В этом случае от
применения угловых шайб может быть только вред.
4-9. Главная изоляция обмоток
на напряжения 6—35 кв
Главная изоляция наружных обмоток (ВН)
На рис. 4-55 и в табл. 4-3 приведены раз-
меры главной изоляции наружных обмоток
ВН классов напряжения 6—35 кв. (Обмотки
ВН — многослойные цилиндрические или не-
прерывные обмотки НН — цилиндрические,
винтовые или многослойные цилиндрические.)
В табл. 4-3 для классов . напряжения
6—15 кв даны по два размера: числитель—
нормы, примененные в существующих сериях
трансформаторов, знаменатель—размеры, ко-
торые можно принимать в учебном проекти-
ровании. (Нормы для новых серий трансфор-
маторов классов 6—15 кв находятся в стадии
разработай.)
Указанные в табл. 4-3 расстояния между
обмотками ВН и НН и между обмотками ВН
разных фаз включают допуск на. производ-
ственные отклонения применительно к транс-
форматорам в некоторых ограниченных пре-
делах по мощности; расстояния из таблицы
можно применять непосредственно, не делая
на ник дополнительной накидки: нормы для
классов 6 и 10 кв применять только в транс-
форматорах 1-го габарита, нормы для класса
15 кв — 1 и 2-то габаритов, нормы для класса
35 кв—включая трансформаторы 4-го габари-
та. Для трансформаторов большей мощности
расстояния нужно брать бблыпие, чем приве-
дены в таблице, с учетом соответствующих
допусков, условий охлаждения и т. д.
В табл. 4-3 указана толщина изоляционно-
го цилиндра обмотки ВН классов напряжения
6—15 кв: 2,5; 3 и 3,5 мм. Для бумажно-ба-
келитового цилиндра большого диаметра и
длины эти толщийы недостаточны; в транс-
форматорах 3-го габарита толщину цилиндра
берут 4 мм.
На выбор расстояния до ярма оказывает
влияние размещение выводных концов обмот-
ки НН (§ 4-14) и устройство ярмовой изоля-
ции (§ 4-13). В трансформаторах существую-
щей конструкции 2-го габарита класса напря-
жения 6 кв размер В увеличен до 30 мм, для
класса 10 кв—до 35 мм. Однако в трансфор-
маторах новой серии 2-го габарита на напря-
жения 6—10 кв вывод концов обмотки НН
Рис. 4-55. Размеры
главной изоляции
обмоток ВН клас-
сов напряжения
6—35 кв (табл. 4-3).
1—стержень магнито-
провода; 2 — изоляци-
онный цилиндр об-
мотки НН; 3 —обмотка
НН; 4 —изоляционный
цилинд > обмотки ВН;
5 — обмотка ВН; 6 —
междуфазная перего-
родка; 7— ярмовой
щиток; а—ярмо.
сделан таким образом, что оказалось возмож-
ным взять размер В минимальным — 20 мм.
В трансформаторах существующей конструк-
ции 3-го габарита классов напряжения 6 и
10 кв размер В равен 50 мм.
Между катушечными обмотками ВН меж-
дуфазное расстояние для классов напряжения
6 и 10 кв с учетом допусков нужно брать:
трансформаторы 2-го габарита—15 мм, 3-го
габарита—20 мм. При этих междуфазных рас-
стояниях устанавливается перегородка, преду-
смотренная в табл. 4-3. При следующих уве-
личенных междуфазных расстояниях или еще
бблыпих перегородку ставить не нужно: класс
напряжения 6 кв, 1-й габарит—15 мм, 2-й га-
барит—17 мм, 3-й габарит—22 мм, класс на-
пряжения 10 кв, 1-й габарит—18 мм, 2-й га-
барит—20 мм, 3-й габарит—25 мм.
Междуфазная перегородка представляет
лист электрокартона толщиной согласно
табл. 4-3; высота (длина) листа равна высоте
стержня (окна) магнитопровода минус не-
большой зазор. При наличии ярмового щитка
(рис. 4-55 и 4-64) высота перегородки не-
сколько меньше расстояния между щитками.
Перегородку укрепляют (привязывают) к яр-
мовому щитку-или к вертикальным шпилькам
(§ 2-8). При установке перегородки на ярмо-
вом щитке ее ширину берут примерно такой
же, как щитка; если перегородку привязыва-
ют к вертикальным шпилькам, ее ширина
немного меньше промежутка между шпилька-
ми. В обоих случаях ширина перегородки по-
лучается много больше той, Которая нужна
для предотвращения пробоя промежутка меж-
ду обмотками ВН в обход перегородки.
При многослойных цилиндрических обмот-
ках ВН, соединенных в звезду, достаточно бы-
ло бы иметь очень небольшой междуфазный
промежуток (Е на рис. 4-55), так как раз-
ность потенциалов между обмотками соседних
стержней (фаз) невелика. С учетом допусков
междуфазные расстояния следует принимать:
§ 4-9]
Главная изоляция обмоток на напряжения 6—35s кв
149
Таблица 4-3
Главная изоляция обмоток ВН классов напряжения в—35 кв
(к рис, 4-55)
Класс напряже- Размеры, мм Применение в конструкции
А 5вн* ^нн** Лц ftw В ^мф
ния обмот- ки ВН» кв Расстояние ВН-НН, включая цилиндр Расстояние до ярма Толщина цилиндра Выступ цилиндра за обмотку ВН Закрытие ярма твер- дой изоля- цией Расстояние между фазами Толщина междуфаз- ной пере- городки главной изоляции дерева
6 10 8,5 8,0 12 20 20 30 12,5 12,5 30 2,5 2,5 3,0 10 10 16 —— 10 10 14 2 2 2 Деревянные планки ме- жду обмотками с на- клейкой полос электро-
Т0* 25 25 2,5 10 12 2 картона1
15 16 40 40 3,5 22 — 17 2
14 35 35 3,0 16 15 2
35 27 70* 70 5,0 50 2 30 3 Не допускается
• В трансформаторах 3-го габарита BBpj=75 мм при ft—55 мм.
** ^НН меньше, чем Вод' Допускается только в трансформаторах мощностью до 100 ква при классе напряжения до 10 кв
включительно и до 560 ква при классе 35 кв.
^Размер ft указан применительно к трансфроматорам 1—3-го габаритов с учетом зазора 2 мм на сторону между цилиндром
и опорной изоляцией, предотвращающего повреждение цилиндра при осевой стяжке обмоток.
1 См. рис. 4-63, 3» 9.
классы напряжения 6—10 кв, 1-й габарит—
8 мм, 2-й габарит—10—12 мм\ класс 35 кв,
1 и 2-й габариты—20 мм. При этих или боль-
ших расстояниях междуфазная перегородка
не нужна.
Главная изоляция внутренних обмоток
На рис. 4-56 и в табл. 4-4 указаны основ-
ные размеры главной изоляции внутренних,
т. е. ближайших к стержню магнитопровода
Рис. 4-56. Размеры глав-
ной изоляции внутренних
обмоток классов напря-
жения 6 — 35 кв
(табл/ 4-4). ~
/—стержень магнитопровода;
2— изоляционный цилиндр;
3 — обмотка; 4— ярмо.
обмоток классов напряжения 6—35 кв. Из ри-
сунка видно, что радиальным изоляционным
расстоянием А считают промежуток от обмот-
ки до внутренней поверхности изоляционного
цилиндра. Зазор между цилиндром и стерж-
нем магнитопровода во внимание не прини-
мают, так как этот размер не является опре-
деленным; толщина магнитопровода бывает,
как правило, несколько больше номинальной
(§ 2-14), и углы пакетов приближаются к изо-
ляционному цилиндру.
Таблица 4-4
Главная изоляция внутренних обмоток классов
напряжения 6—35 кв (к рис. 4-56)
Класс напря- Размеры, мм
А В ft . Ац
Расстояние до Выступ
жения обмот-
ки, кв внутренней Расстояние Толщина
поверхности цилиндра , до ярма цилиндра за обмотку цилиндра
6 10 25 15 2,5
10 12 30 20 2,5
15 16 45 30 з,о
35 30 80 60 5,0
Если у магнитопровода помещена обмотка
НН (СН), то изоляционное расстояние от нее
до ярма берется, как правило, такое же, как
от обмотки ВН; таким образом, расстояние до
ярма от внутренней обмотки значительно
больше того, которое применяют, когда об-
мотка этого класса является обмоткой ВН и
расположена снаружи (табл. 4-3). Например,
от обмотки НН класса 6 кв в трансформйто-
150
Обмотки
(гл. 4
ре с напряжением обмотки ВН, равном 35 кв,
расстояние до ярма будет 70—75 мм, тогда
как минимальное необходимое расстояние до
ярма от обмоток ВН класса 6 кв равно всего
20 мм. Такое увеличение расстояния до ярма
позволяет для обмотки у стержня брать раз-
мер А (рис. 4-56) таким же, какой предусмот-
рен при расположении обмотки этого класса
напряжения второй от стержня (рис. 4-55), не-
смотря на менее благоприятную форму элек-
трического поля в первом случае (§ 4-8).
От внутренней обмотки 35 кв в трансфор-
маторах класса 110 кв размер А (рис. 4-56)
берут также неувеличенным против табл. 4-3,
т. е. равным 27 мм. В этом случае большее
расстояние до ярма (ПО мм в существующей
серии) не компенсирует полностью рост на-
пряженности из-за расположения обмотки
ближайшей к стержню. Необходимое допол-
нительное повышение электрической прочно-
сти достигается за счет лучшего удаления воз-
духа благодаря прогреву трансформатора пе-
ред контрольными испытаниями изоляции.
В трансформаторах на напряжение ПО кв но-
вой серии замечено брать от ближайшей к
стержню обмотки класса 35-кв до внутренней
поверхности цилиндра расстояние 27 мм при
расстоянии до ярма 90 мм.
На выбор основных расстояний главной
изоляции внутренней обмотки может оказы-
вать влияние необходимость выдерживать
изоляционные промежутки от отвода этой об-
мотки до стержня магнитопровода (рис. 4-71).
В связи с этим, в частности, увеличивается
минимальный необходимый выступ цилиндра
за обмотку (§ 4-8).
Для учебного проектирования в качестве
минимальных изоляционных расстояний глав-
ной изоляции внутренних обмоток можно при-
нимать указанные в табл. 4-4.
4-10. Главная изоляция обмоток
на напряжения ПО—150 кв
Обмотки ВН класса ПО кв
На рис. 4-57 приведена главная изоляция
обмотки ВН двухобмоточного трансформато-
ра 110 кв существующей серии; обмотка ВН
с вводом на конце, непрерывная, с частичной
емкостной компенсацией (с экранирующими
витками), с одинаковой изоляцией линейного
и нейтрального концов, сиспытательным
напряжением переменного тока
230 кв (§ 3-7). Обмотка ВН выполнена с «ус-
тупом» 10 мм-, радиальное расстояние в сред-
ней часта равно '57 мм, на краю 67 мм', пере-
Рис. 4-57. Главная изоляция класса ПО кв..Двухоб-
моточный трехфазный трансформатор. Испытательное
напряжение обмотки ВН 230 кв.
1 — ярмовая изоляция; 2—шайба с П-образными подкладками;
5—нижний;барьер; 4 — обмотка НН; 5 — угловые шайбы; рейка
обмотки ВН; —обмотка ВН; S —цилиндры обмотки ВН; Р —
планка из электрокартона; 10 — емкостное кольцо обмотки ВН;
11 — междуфазная , перегородка; 12 — шайба с П-образными под-
кладками; 13—шайба с приклепанными подкладками; 14 — стальное
нажимное кольцо.
§ 4-10]
Главная изоляция обмоток на напряжения ПО—150 кв
151
ход осуществлен ступенями в 6, 3 и 1 мм. Ем-
костное кольцо (рис. 4-57, 10) имеет радиус
закругления по металлу около 6 мм, изоли-
ровано 5 мм на сторону и имеет внутренний
и наружный диаметры по изоляции те же,
что первая катущка обмотки. Крайняя катуш-
ка обмотки имеет дополнительную изоляцию
(бумага) 3,5 мм на сторону, вторая—2 мм.
Остальные катушки без дополнительной изо-
ляции. Все катушки намотаны из прямоуголь-
ного провода с изоляцией 1,35 мм на две сто-
роны.
Изоляционные цилиндры в главной изоля-
ции трансформатора ПО кв—«мягкие» (рис.
4-57, 8); их наматывают из листов электро-
картона марок ЭМТ или ЭМЦ. Желательно
применять марку ЭМТ. Этот электрокартон
более эластичен; поэтому намотанные из него
цилиндры получаются более плотными (см.
также § 4-8). Для 4-жм и 6-мм цилиндров
применяют листы электрокартона толщиной
2 мм. 6-мм цилиндр можно намотать и из
1.5-Л1Л1 и из 3-мм листов. При использовании
1,5-ami электрокартона увеличивается число
слоев цилиндра, что усложняет конструкцию
и Сборку, так как увеличивается число сты-
ков, которые нужно сместить друг относитель-
но друга (см. ниже); использование З-.и-и
электрокартона также нежелательно: ему
труднее придать нужную форму и получить
плотный цилиндр. Цилиндры толщиной 5 мм
выполняют обычно из 2,5-лс.и листов. При
определении высоты цилиндра от его верхнего
торца до находящихся над ним деталей остав-
ляют зазор, учитывающий усадку изоляции
(рис. 4-57).
«Мягкий» цилиндр составляют из загото-
вок, высота которых равна требуемой высоте
цилиндра. Размеры заготовок и их располо-
жение по окружности определяются следую-
щим. Стыки частей одного слоя цилиндра
должны перекрываться не менее чем на 50л«м;
стыки должны находиться в промежутке (про-
лете) между рейками обмотки или планками,
образующими канал между цилиндрами (рис.
4-57, Р); в одном пролете может быть только
один стык. Таким образом, в любом месте
толщина целых листов равна номинальной
толщине цилиндра; против реек и планок чис-
ло листов (слоев) соответствует номинальной
толщине цилиндра, а в пролетах между план-
ками в месте стыка получается утолщение на
один слой.
«Мягкая» угловая шайба (воротниковая)
(рис. 4-57,5 и рис. 4-58) собирается из заго-
товок. Каждая заготовка состоит из 1-мм ли-
Рис. 4-58. „Мягкая* угловая шайба
(см. также рис. 4-69).
ста картона марки ЭМТ или двух слоев роль-
ного картона марки ЭМЦ толщиной по 0,5
мм каждый. Ширина заготовок равна высоте
цилиндрической части угловой шайбы плюс
ширина ее горизонтального отворота. Заготов-
ки наматывают на стальную оправку, на ней
их размечают и делают надрезы на глубину,
равную ширине отворота; шаг надрезов по-
рядка 100 мм (рис. 4-59). Разметку последних
надрезов первого слоя рассчитывают так, что-
бы первый надрез второго слоя был на поло-
вину шага сдвинут по отношению к началу
первого слоя. Остальные слои размечают по
месту: каждый надрез располагают посередине
между надрезами предыдущего слоя. Таким
образом, надрезы совпадают через Один слой;
толщина целого картона на углу 8-мм шайбы
в местах совпадения надрезов равна 4 мм.
После сборки угловую шайбу сшивают в не-
скольких местах у торца цилиндрической ча-
сти и у края отворота.
Высота цилиндрической части угловой
шайбы обычно равна 150 мм, Ширина отворо-
та изменяется в зависимости от радиального
размера обмотки. Однако с ростом ширины
отворота увеличивается его «конусность» за
счет расхождения «лепестков» заготовок. Это
расхождение тем больше, чем больше отноше-
Рис. 4-59. Устройство „мягкой* угловой
шайбы.
1 — вспомогательные шайбы из электрокартона тол-
щиной по 1 или 1,5 мм, скрепляющие .лепестки'
отворота угловой шайбы; 2, 3, 4 — заготовки из элек-
трокартона толщиной 2X0,5 мм или 1 acjk
с надрезами.
152
Обмотки
(гл. 4
ние диаметров по наружному краю отворота
и цилиндрической части шайбы. При обычных
соотношениях размеров допустима ширина от-
ворота до 150—200 мм.
Изоляция между обмотками ВН соседних
фаз представляет собой промежуток 70 мм,
подразделенный двумя угловыми междуфазны-
ми перегородками толщиной по 6 мм (рис.
4-57,//), являющимися одновременно барье-
рами в промежутке между наружным краем
обмотки ВН и Ярмом магнйтбпройода. Ниж-
ние концы обмоток (фаз) трансформатора
соединены в звезду; между ними нет разно-
сти потенциалов. Поэтому здесь установлен
плоский барьер 3. Устройство междуфазных
перегородок и нижнего барьера пояснено на
рис. 4-60,а. Каналы по обе стороны барьера
и перегородки образуются П-образными прес-
сованными подкладками, надеваемыми на
барьер со стороны отверстия (рис. 4-61).
Устройство междуфазных перегородок и барь-
еров изменяется, если в трехфазном трансфор-
маторе применены обмотки ВН с двумя парал-
лельными 'ветвями—с вводом на конце или
с вводом посередине (рис. 4-60, бив).
В трехобмотдчном трансформаторе 110 кв
главная изоляция внизу обмотки ВН не от-
личается от приведенной на рис. 4-57;
устройство изоляции наверху обмоток другое.
Это связано с размещением между торцом об-
моток и нажимным кольцом отводов обмоток
СН и НН. От торца обмотки ВН до прохо-
дящего над ним отвода обмотки НН или СН
Рис. 4-60. Схема устройства барьеров и междуфазных
перегородок в трёхфазных (трансформаторах 110 кв.
а — обмотка ВН с вводом на конце, нейтраль внизу; б — обмот-
ка ВН с вводом на конце, нейтраль посередине высоты обмотки;
в —• обмотка ВН с вводом посередине.
Рис. 4-61. Плоский барьер трехфаёиого трансфор-
матора класса напряжения 110 кв с П-образ-
ными подкладками. Материал — электрокартон.
нужно выдержать примерно такое же изоля-
ционное расстояние, которое имеет место вни-
зу; там этот размер равен ПО—15=95 мм
(рис. 4-71). Наверху изоляционный промежу-
ток от обмотки ВН до отвода СН составляет
примерно 90 мм. Далее предусматривают ме-
сто для размещения отвода и изоляционное
расстояние от него до нажимного кольца.
Номинальный размер от обмотки ВН до на-
жимного кольца получается 161 ММ-, расстоя-
ние до ярма равно 161 мм плюс толщина
кольца, плюс зазор между кольцом и ярмом
(см. гл. 2). Расстояние от обмотки ВН до
ярма может быть равно, например, 250 мм.
Трансформаторы 110 кв новой серии
В новой серии намечены следующие разме-
ры главной изоляции для испытатель-
ного напряжения переменного
тока 200 кв (§ 3-7). Радиальное расстоя-
ние ВН—НН (СН): в средней части обмотки
50 мм, на краю 60 мм\ расстояние от обмотки
ВН до ярма и до нажимного кольца в двух-
обмоточных трансформаторах 90 мм-, в трех-
обмоточных трансформаторах от обмотки ВН
до отвода СН около 70 мм, до нажимного
кольца около 140 мм- междуфазное расстоя-
ние 60 мм-, между обмотками ВН—НН (СН)
два изоляционных цилиндра и одна или две
угловые шайбы; между фазами две угловых
перегородки; изоляция емкостного кольца
4 мм на сторону; дополнительная изоляция
концевых катушек: 1-й—3 мм, 2-й—1,5 мм на
сторону.
В трансформаторах новой серии внедря-
ются обмотки ВН класса ПО кв с вводом на
конце с изоляцией нейтрали класса 35 кв.
В этом случае обмотку выполняют несиммет-
ричной по высоте. «Нейтральный» конец об-
мотки, испытываемый напряжением перемен-
ного тока 85' кв, делают без уступа, т. е. ра-
диальное расстояние от крайних катушек до
обмотки НН (СН) равно 50 мм, как и в сред-
ней части обмотки; крайние катушки не имеют
дополнительной изоляции; отсутствует еМкост-
§ 4-11]
Главная изоляция обмотки на напряжение 220 кв
153
•ное кольцо; 'нет угловых шайб; вертикальное
расстояние до ярма порядка 75—80 мм.
Обмотки СН класса ПО кв
Обмотка СН на напряжение 110* кв, например
в трансформаторе 220 кв, может быть расположена
у стержня магнитопровода или посередине между об-
мотками НН и ВН. В обоих случаях главная изоляция
обмотки СН 110 кв отличается от главной изоляции
обмотки ВН класса НО кв, расположенной снаружи.
Отличие заключается в несколько увеличенных изоля-
ционных расстояниях и в. применении у обмотки СН
«обратной» угловой шайбы.
Если обмотка 110 кв является -внутренней, ради-
альное изоляционное расстояние от нее до стержня и
промежуток до ярма приходится увеличивать, чтобы
компенсировать неблагоприятный эффект от располо-
жения обмотйи у магнитопровода — относительно повы-
шенную Напряженность поля у ее внутреннего края
(§ 4-8).
При расположении обмотки СН класса 110 кв посе-
редине между обмотками НН и ВН поле у ее внутрен-
него края не отличается от поля наружной обмотки
НО кв (ВН). Но напряженность у наружного края об-
мотки СН несколько повышенная из-за наличия обмот-
ки ВН. Барьер здесь (см. ниже)) не удается установить
близко к краю обмотки; это снижает эффективность
барьера. Для компенсирования этих факторов считают
необходимым несколько снизить напряженность поля
у наружного края обмотки НО кв за счет увеличения
расстояния до ярма.
В качестве барьера между наружным краем обмот-
ки 110 кв и ярмом и соседней обмоткой служит «об-
ратная* угловая шайба (рис. 4-74,9); ее горизонтальный
отворот направлен внутрь цилиндрической части
(у обычной угловой шайбы отворот обращен наружу).
Устройство обратных угловых шайб различное в зави-
симости от того, где они устанавливаются: наверху или
внизу обмоток. Это связано с разной последовательно-
стью сборки. Внизу (рис. 4-74) раньше ставят на место
обратную угловую шайбу 9, потом насаживают обмот-
ку, снаружи обмотки наматывают изоляционный
цилиндр. Для того чтобы сделать возможной его на-
мотку, вертикальную часть обратной угловой шайбы
нужно временно отогнуть в горизонтальное положение.
Для этого цилиндрическая часть нижней обратной угло-
вой шайбы должна быть выполнена с перекрывающи-
мися надрезами. Соответственно этому заготовками
служат плоские шайбы с надрезами со стороны наруж-
ного диаметра. Иное положение с установкой обратной
угловой шайбы наверху. Там она занимает свое место
после насадки обмотки и намотки цилиндров, ее цилин-
дрическая часть должна быть вставлена в промежуток
между двумя цилиндрами. Поэтому верхнюю обратную
угловую шайбу выполняют аналогично обычной; заго-
товки— полосы электрокартона наматывают на цилин-
дрическую оправку, надрезают и отгибают, но не нару-
жу, как у прямой шайбы, а внутрь. Для прохода конца
обмотки СН 110 кв в отвороте обратной угловой шай-
бы приходится делать значительный вырез (рис. 4-74,9);
это уменьшает эффект от применения шайбы и должно
учитываться при выборе изоляционных расстояний.
Обмотки ВН класса 150 кв
Основные размеры главной изоляции обмотки ВН
класса 150 кв с испытательным напряжением перемен-
ного тока 320 кв следующие. Радиальное расстЬяние
ВН—НН (СН); в средней части обмотки 95 MMt
на краю ПО мм; расстояние от обмотки ВН до ярма
и до нажимного кольца в двухобмоточных трансфор-
маторах 180 мм, междуфазное расстояние 115 мм;
между обмотками ВН — НН (СН} три изоляционных
цилиндра толщиной по 6 мм и три угловые шайбы,
между фазами — две угловые перегородки; изоляция
емкостного кольца 8 мм на сторону.
4-11. Главная изоляция обмотки
на напряжение 220 кв
На рис. 4-62 показано устройство главной изоляции
обмотки ВН класса напряжения 220 кв двухюбмоточно-
го трансформатора; обмотка ВН с вводом посередине,
с нейтралью класса ПО кв;
радиальное расстояние умень-
шается ступенями от линей-
ного конца обмотки к ней-
трали. По высоте обмотка
разделена угловыми шайбами
на пять частей. Такое устрой-
ство применялось в первых
отечественных трансформато-
рах 220 кв. В дальнейшем бы-
ла выявлена малая эффектив-
ность от установки угловых
шайб по высоте обмотки
($ 4-8) и две шайбы из четы-
рех были изъяты; остались
две угловые шайбы, ближай-
шие к линейному концу об-
мотки.
Они оставлены в основном
по условиям сборки обмотки
на 1магнитопроводе. В транс-
форматорах новой серии внед-
ряется обмотка на напряже-
ние 220 кв с вводом посереди-
не, с одинаковом радиальным
расстоянием до обмотки НН
(СН) посередине и на краях,
без угловых шайб по высоте.
б обмотках 220 кв часть
катушек имеет дополнитель-
ную бумажную изоляцию. Это
нужно для повышения
электрической прочности про-
дольной и главной изо-
ляции.
Рис. 4-62. Главная изоляция
обмотки 220 кв с вводом по-
середине со ступенчатой изо-
ляцией, с нейтралью класса
НО кв.
1 — обмотка НН; 2 — ярмо магни-
топровода; 3— угловые шайбы глав-
ной изоляции нейтрали обмотки ВН;
4 — нейтральный конец обмотки ВН;
/—изоляционный цилиндры; б—уг-
ловая шайба в обмотке ВН; 7 —
линейный конец обмотки ВН: 8 — об-
мотка ВНкласса 220 кв. {Пунктир—
возможный* 1 путь перекрытия вдоль
обмотки ВН.
154
Обмотки
[гл. 4
Рис. 4-63. Обмотки трехфазного трансформатора мощностью 180 ква на напряжения 6 000 + 5%/400 в
новой серии,
/—цилиндрическая многослойная обмотка ВН; 2— бумажно-бакелитовый цилиндр обмотки ВН толщиной 2,5 мм; 3 — двухслойная
цилиндрическая обмотка НН; 4 — изоляционный цилиндр, составленный из двух частей, каждая из двух слоев электрокартона по
0,5 мм: 5 — деревянная планка; 5— стержень магнитопровода; 7 — деревянный (граб) стержень диаметром 6 мм; 8 — деревянные
планки; 9 — пластина из электрокартона; 10 — пластина из электрокартона; // — деревянная подкладка; 12 — ярмовая балка;
13 — вертикальная шпилька; 14 — пластина из электрокартона с прикрепленными подкладками; 15 — штампованная косынка
(см. рис. 2-37); 16— ярмо магнитопровода; 5, 8 н // — из бука.
В современной конструкции главной изоляции
трансформаторов 220 кв применяют, как правило, б-лш
цилиндры из электрокартона. Все цилиндры или, по
крайней мере, ближайшие к обмоткам ВН и НН (СН))
следует выполнять из электрокартона марки ЭМТ. Чис-
ло цилиндров определяется при данном радиальном
расстояний между обмотками размерами вертикальных
каналов (см. § 4-8). Минимальный размер канала меж-
ду обмоткой и ближайшим цилиндром обусловлен
устройством прокладок обмотки (§ 4-6). Канал между
двумя цилиндрами, в который устанавливается угловая
шайба номинальной толщиной 8 мм, должен быть не
меньше 16 мм. Зазоры от торцов цилиндров до распо-
ложенных над ними частей выбираются с учетом воз-
можного перемещения частей в результате усадки изо-
ляции и осевой стяжки обмоток; при этом должно
быть исключено соприкосновение торца цилиндра с за-
земленным стальным нажимным кольцом.
В трехфазных трансформаторах класса 220 кв
междуфазная изоляция выполняется по схеме
рис. 4-60,в; междуфазная перегородка составляет одно
целое с перегородкой от бака (отдельной для обмотки
каждого стержня).
4-12. Радиальное крепление обмоток
Детали радиального крепления удержива-
ют обмотки в концентрическом положении от-
носительно стержня магнитопровода и относи-
тельно друг друга1 и образуют для витков
внутренних обмоток опоры, воспринимающие
направленные внутрь обмоток радиальные
усилия короткого замыкания (§ 4-15). Дётали
радиального крепления 'Служат каркасом для
сборки (намотки) «мягких» изоляционных ци-
линдров. Если стержень магнитопровода вы-
полнен без .стяжных шпилек, то деревянные
планки, устанавливаемые внутри обмотки НН,
используют для скрепления (сжатия) пластин
стержня (§ 2-7).
1 Известны единичные выполнения трансформато-
ров с эксцентричным расположением обмоток.
§ 4-12]
Радиальное крепление обмоток
155
В трансформаторах 4-го габарита верти-
кальные деревянные детали между первым
изоляционным цилиндром и магнитопроводом
нужно размещать таким образом, чтобы все
рейки внутренней обмотки были изнутри под-
перты; деревянные детали должны находить-
ся илй непосредственно против реек обмотки
или на небольшом расстоянии от соответству-
ющих радиусов (рис. 4-65). В трансформато-
рах 3-го габарита допускают несколько боль-
шее, а в трансформаторах 1 и 2-го габаритов
значительное смещение распорных' деталей
внутренней обмотки по отношению к ее рей-
кам (рис. 4-63 и 4-64).
При конструировании обмоток нужно обес-
печивать возможно более плотное их крепле-
ние в радиальном направлении; вместе с тем
необходимо считаться с неизбежными неров-
ностями, утолщениями и подобными отклоне-
ниями формы и размеров обмоток, мягких ци-
линдров, магнитопровода и т. д. Эти откло-
нения нужно компенсировать, оставляя зазо-
ры за счет уменьшения толщины деревянных
распорных планок и других деталей. Зазоры
выбирают по некоторым средним плюсовым
отклонениям с тем, чтобы в случае необходи-
мости дополнительно уменьшить толщину де-
ревянных деталей или планок из электрокар-
тона по месту.
Крепленние внутренней обмотки
Внутреннюю обмотку распирают относи-
тельно магнитопровода деревянными круглы-
ми стержнями (из граба), прямоугольными
или фасонными планками (из бука). Если
стержень магнитопровода не имеет стяжных
шпилек, то со стороны узкого пакета актив-
ной стали устанавливают деревянную планку
(рис. 4-63, 5), скругленную по форме обмот-
ки, со скосом внизу, чтобы ее можно было за-
бивать между обмоткой и магнитопроводом
(§ 4-17). При наличии стяжных ш’пилек де-
ревянные планки, помещаемые со стороны уз-
кого пакета магнитопровода, должны иметь
отверстия для шпилек и гаек и вырезы для
шайб (рис. 4-65,5). Толщину (диаметр) дере-
вянных распорных деталей внутренней обмот-
ки выбирают с учетом допуска на толщину
пакетов магнитопровода, их «веера» и неров-
ностей магнитопровода по высоте (§2-4 и 2-
14), а также с учетом «распухания»' первого
изоляционного цилиндра, если он «мягкий».
В трансформаторах 1—3-го габаритов умень-
шение толщины деталей составляет 1,5—2,5 мм,
в трансформаторах 4-го габарита оно доходит
до 4—5 мм.
Рис. 4-64. Обмотки трехфазного трансформатора мощ-
ностью 1 800 ква на напряжения 35 000 + 5%/6 300 в
(см. § 4-16);
1 — деревянный стержень диаметром 12 мм; 2 — то же, диамет-
ром 20 мм; 3 •— магнитопровод; 4 — деревянная планка; 5— бумаж-
но-бакелитовый цилиндр обмотки НН; 6 — непрерывная обмот.
ка НН; 7 — бумажно-бакелитовый цилиндр обмотки ВН; 8 — не-
прерывная обмотка ВН; 9 — междуфазная перегородка; 10 — щи-
ток, закрывающий ярмо; // — опорные кольца обмотки ВН; 12 --
ярмовая изоляция; 13—рейка обмотки ВН; 14— опорные кольца
обмотки НН; 15 — рейка обмотки НН; 16 — прокладки обмотки
ВН; /7 — шайба; 18—вертикальная стальная шпилька, изолиро-
ванная бумажно-бакелитовой трубкой; 19 — ярмовая балка; 20 —
уравнительная планка (уравнительная изоляция) с 20 мм вырезом;
21 — изоляция, накладываемая во время насадки обмотки;
22 — изоляция, накладываемая во время изготовления обмотки.
156
Обмотки
[гл. 4
Деревянные распорные детали желатель-
но не ставить в тех уступах пакетов магнито-
провода, куда выходят его охлаждающие ка-
налы. Если же этого не удаётся избежать, то
в деревянной планке нужно сделать вырезы,
а в круглом стержне (рис. 4-65, 10)—кольце-
вые выточки для прохода масла.-
С учетом размещения распорных деталей
номинальный зазор между описанной окруж-
ностью стержня магнитопровода и внутрен-
ним диаметром двухслойной цилиндрической
обмотки НН или внутренним диаметром пер-
вого изоляционного цилиндра следует брать
не менее: при диаметре стержня 100—150 мм—
зазор 3,5 мм, при диаметре 150—500 мм—за-
зор 5 мм, при большем диаметре — зазор по-
рядка 1% диаметра стержня.
Крепление между обмотками
Если внутренняя обмотка винтовая или не-
прерывная, то ее прокладки, образующие го-
ризонтальные каналы, используют для креп-
ления изоляционного цилиндра наружной об-
мотки; прокладки выступают наружу за
обмотку и своими углами удерживают ци-
линдр (рис. 4-64 и 4-65). С учетом допуска
на размер прокладок, их смещения, а также
«распухания» «мягкого» цилиндра длину про-
кладок нужно брать такой, чтобы расчетный
зазор от середины прокладки до внутренней
поверхности цилиндра был: в трансформато-
рах 3-го габарита 2,5—3,5 мм (цилиндр «же-
сткий» бумажно-бакелитовый) и в трансфор-
маторах 4-го габарита 3—4,5 мм (цилиндр
«мягкий»).
Радиальное крепление цилиндра обмотки
ВН относительно обмотки НН двухслойной
или многослойной цилиндрической (трансфор-
маторы .1 и 2-го габаритов) осуществляют
планками—.деревянными (при классе напря-
жения обмотки ВН до 15 кв) или спрессован-
ными из полос электрокартона (класс 35 кв).
Деревянная планка должна быть отделена от
обмотки НН пластиной из электрокартона
толщиной 0,5 мм (рис. .4-63, 8, 9). Толщина
планки вместе с пластиной на 0,5—1 мм мень-
ше номинального размера канала между об-
моткой НН и цилиндром. Осевая длина де-
ревянной планки меньше высоты цилиндра.
Между мягкими цилиндрами в главной
изоляции обмоток классов напряжения ПО кв
и выше устанавливают распорные планки,
спрессованные из электрокартона; их шири-
на, как правило, 40 мм (рис. 4-65, 15). Тол-
Рис. 4-65. Обмотки трехфазного трехобмоточного трансформатора класса напряжения 110 кв.
Горизонтальное сечение.
Д 2 —мягкие цилиндры обмотки ВН; 5 —прокладка обмотки СН; 4 — цилиндр обмотки СН; 5 — прокладка обмотки НН; 6 — ци-
линдр обмотки НН» 7 — шайбы стяжной шпильки стержня магнитопровода; 5—фасонные деревянные планки; 9 — деревянный стер-
жень диаметром 20 лас; 10—деревянный стержень диаметром 22 мм с кольцевыми выточками для прохода масла; 11 — деревян-
ная планка; 12 — обмотка НН; 13— рейка обмотки .СН; 14 — обмотка СН класса напряжения 35 кв; /5 —планка из электрокар-
тона шириной 40 мм; 16 — рейка обмотки ВН; 17— обмотка ВН; 18 — прокладка обмотки ВН; 19 — междуфазная перегородка;
20 — барьер.
§ 4-13]Осевое крепление обмоток. Детали концевой, изоляции 157
щина планки на 2 мм меньше номинального
размера каналов между цилиндрами.
Толщина реек непрерывных и винтовых об-
моток, образующих канал между внутренней
поверхностью обмотки и ближайшим цилинд-
ром, равна номинальной толщине канала; за-
зор на «распухание» мягкого цилиндра пре-
дусматривается не за счет этой рейки, а за
счет других деталей (см. выше). Радиальный
размер замковых прокладок делают меньше
номинального размера вертикального канала
(см. рис. 4-50).
Число лланок и реек между обмотками
Число по окружности вертикальных пла-
нок в цилиндрических обмотках трансфррма-
торов 1 и 2-го габаритов определяется в ос-
новном технологическим процессом их намот-
ки. В трансформаторах 4-го габарита число
реек с прокладками в непрерывных и винто-
вых обмотках и число замковых прокладок
в дисковых обмотках задаются, как правило,
требованиями в отношении механической
прочности обмоток при коротких замыканиях.
Для трансформаторов 1—3-го габаритов при
отсутствии других данных можно принимать
следующее число по окружности планок или
реек с прокладками в зависимости от мощно-
сти трансформатора: до 560 ква—8 планок;
750—1 350 ква—8 реек (см. также ниже);
1 800—3 200 ква—10 реек (см. также ниже);
4 200—5600 ква—12 реек. В обмотке ВН на
напряжение 35 кв при мощности 1000 ква
из-за недостаточной механической прочности
провода небольшого сечения в существующей
серии применяют двойное число прокладок по
окружности, т. е. 16 шт. В трансформаторах
мощностью 1 800—3 200 ква на напряжение
35 кв по этой же причине берут в обмотке ВН
и (для упрощения конструкции) в обмотке
НН по 12 прокладок.
Максимальное число реек, которое можно
применить во внутренней обмотке, определяет-
ся промежутком между краями соседних про-
кладок. Этот промежуток должен быть до-
статочно велик для размещения переходов
между катушками, перестановки параллель-
ных проводов и т. п. (§ 4-6). Число реек (про-
кладок) по окружности должно быть четным,
иначе сильно усложнилась бы конструкция
барьеров, ярмовой изоляции и других дета-
лей; желательно, чтобы число реек (прокла-
док) было кратным четырем, это упрощает
деталй, так как в этом случае прокладки рас-
полагаются симметрично относительно осей.
Число реек внутренней и средней обмоток
должно быть одинаковым (§4-15).
4-13. Осевое крепленние обмоток.
Детали концевой изоляции
Конструкция и технология изготовления
обмоток должны обеспечить их надежное осе-
вое крепление. Способность трансформатора
выдерживать короткие замыкания в значи-
тельной мере зависит от того, насколько плот-
но обмотки зажаты в осевом направлении.
Эксплуатационный опыт показывает, что боль-
шинство динамических аварий — разрушений
обмоток трансформаторов при сквозных ко-
ротких замыканиях—'происходит от действия
именно осевых усилий. При неплотном осевом
креплении толчки тока вызывают вертикаль-
ные перемещения частей обмоток. Эта пере-
мещения вредно сказываются на изоляции
проводов, которая постепенно теряет свою ме-
ханическую прочность; вследствие этого в об-
мотке может произойти замыкание между
витками даже при относительно небольшой
величине действующих осевых усилий.
При радиальной несимметрии обмоток, т. е.
при их эксцентричном расположении, возни-
кающие радиальные силы электромагнитного
взаимодействия стремятся совместить оси об-
моток. Иное положение при осевой несимме-
трии — при смещении обмоток или их частей
по высоте. Электромагнитные силы, вызван-
ные осевой несимметрией, направлены всегда
таким образом, что они стремятся увеличить
осевую неоимметрию. Это нужно учитывать
при конструировании осевой стяжки обмоток,
при учете возможности неодинаковой усадки
изоляции разных обмоток.
'Осевая стяжка обмоток
При сушке выемной части происходит
усадка изоляции и осевое крепление обмоток
ослабевает. После сушки необходимо устра-
нить это ослабление, плотно сжать обмотки
в осевом направлении. Требования, предъяв-
ляемые к конструкции осевой стяжки, различ-
ны для обмотбк разнцх типов.
Осевой размер цилиндрических слоевых об-
моток трансформаторов 1 и 2-го габаритов
выдерживается при намотке довольно точно и
очень мало изменяется в результате сушки и
при работе, трансформатора. Усадка рлектро-
картона опорной изоляции, имеющей в этих
трансформаторах относительно небольшую
толщину, может дать лишь незначительное ос-
лабление осевой стяжки; его устраняют верти-
кальными шпильками, связывающими верх-
ние ярмовые балки с нижними (§ 2-8).
В непрерывных, винтовых и дисковых об-
мотках значительную долю по высоте занима-
158
Обмотки
(гл. 4
ют прокладки (шайбы) из электрокартона и
бумажная изоляция витков и катушек. Так,
например, высота обмоток (без концевой изо-
ляции) трансформатора мощностью 20 тыс.
ква на напряжение 110 кв составляет 1 145 мм;
из этой высоты в обмотке ВН занято: медью
витков (вместе с емкостными кольцами}
53,5%, бумажной изоляцией проводов и кату-
шек 8%, электрокартоном прокладок 38,5%.
Несмотря на сушку и пропитку лаком прокла-
док в намотанной обмотке, они при сушке
собранной выемной части трансформатора
снова дают усадку, ослабляющую осевое креп-
ление. Происходит также усадка бумажной
дополнительной изоляции катушек и деталей
из неюпрессованного элеитрокартона: барьеров,
угловых шайб и т. п.
В трансформаторах 3-го габарита, так же
как и для 1 и 2-го габаритов, можно удовле-
твориться осевой стяжкой обмоток вертикаль-
ными шпильками. Завинчивая гайки на этих
шпильках, осаживают вниз верхние ярмовые
балки; при этом между верхним ярмом и яр-
мовой изоляцией образуется промежуток,
обычно небольшой. Его заполняют пластина-
ми из электрокартона, закладываемыми попе-
рек ярма. При большей усадке обмотки ВН
по сравнению с обмоткой НН увеличивают ка-
налы между катушками обмотки ВН, забивая
дополнительные прокладки.
В трансформаторах 4-го габарита верти-
кальных шпилек нет (§ 2-8); в них длитель-
ное время применяли так называемую «рас-
клиновку» обмоток; усадку обмоток компен-
сировали спрессованными из электрокартона
пластинами—«расклиновками». Их забивали
между прокладками верхней ярмовой изоля-
ции и уравнительной изоляции, а на участке
ширины ярма—между ярмовой изоляцией и
ярмом. Расклиновкой не удается достичь
очень плотной осевой стяжки обмоток, так как
создаваемая расклиниванием осевая сила
сравнительно невелика; трудно обеспечить
равномерную стяжку по окружности и по от-
дельным обмоткам. Поэтому в настоящее вре-
мя в трансформаторах 4-го габарита осевую
стяжку обмоток осуществляют нажимными
кольцами (§ 2-8):
Применение нажимных колец
На рис. 4-57 и 2-40 изображена так назы-
ваемая «общая осевая стяжка», т. е. с одним
нажимным кольцом для двух или трех обмо-
ток соответственно в двух- или трехобмоточ-
ном трансформаторе. Рис. 4-66 дает представ-
ление о «раздельной осевой стяжке» — с от-
Рис. 4-66. Нажимные кольца осевой стяжки обмоток
трансформатора класса напряжения 400 кв
I — обмотка ВН: 2—обмотка НН: 3 — обмотка СН: 4 — заземле-
ние нажимных колец; !5 — нажимные кольца; 6 — место выхода
вверх конца обмотки НН; 7—нажимные винты; 0 — домкратные
упбры; 9 — из оляция колец лакотканью; 10 — место выхода вверх
конца обмотки СН.
дельным нажимным кольцом для каждой
обмотки. Такая конструкция принципиально
более совершенна; при отдельных кольцах за
счет различного их смещения вниз можно
осуществить одинаково плотную стяжку всех
обмоток и при разной их усадке. Однако раз-
дельная стяжка значительно сложнее общей;
она не всегда осуществима, а во многих слу-
чаях и не требуется.
При общей стяжке нажимное кольцо
имеет ширину, равную сумме радиальных
размеров обмоток и промежутков между ни-
ми; при раздельной стяжке кольца получают-
ся относительно узкими. При общей стяжке
«широкое» кольцо должно выдерживать ма-
ксимальное -направленное к ярму осевое уси-
лие короткого замыкания, действующее в од-
ной из обмоток; при раздельной стяжке каж-
дое из «узких» колец рассчитывается на это
максимальное усилие или на соизмеримое
с ним. Поэтому более узкие нажимные коль-
ца раздельной стяжки получаются более вы-
сокими, чем кольцо общей стяжки.
К раздельной осевой стяжке необходимо
приспосабливать устройство верхней конце-
вой изоляции обмоток, с тем чтобы перепле-
тение изоляционных деталей (угловых шайб,
§ 4-13]
Осевое крепление обмоток. Детали концевой изоляции
159
барьеров и пр.), расположенных в воне ши-
рины одного кольца, с деталями, находящи-
мися под другим кольцом, не препятствовало
различному смещению вниз колец отдельных
обмоток. При раздельной стяжке увеличи-
вается число нажимных винтов, (домкратных
упоров); их удается разместить лишь при
достаточно большом суммарном радиальном
размере обмоток (§ 2-8).
В раздельной осевой стяжке нет необходи-
мости, если известно, что внутренние обмотки
дают практически одинаковую усадку и всег-
да меньшую, чем у наружной обмотки. В этом
случае стяжка общим нажимным кольцом
вполне удовлетворительна; смещение вниз
кольца полностью компенсирует усадку внут-
ренних обмоток, а при большей усадке наруж-
ной обмотки в ее концевую изоляцию можно
заложить дополнительные сегменты из элек-
трокартона.
В настоящее время для большинства
трансформаторов 4-го габарита класса на-
пряжения 110 кв применяют общую, для клас-
са 220 кв— раздельную стяжку обмоток. Про-
межуточной является конструкция с двумя
нажимными кольцами для стяжки трех обмо-
ток трехобмоточного трансформатора.
В электромагнитном расчете двухобмоточ-
ного трансформатора указывается одна вели-
чина осевого усилия короткого замыкания;
в одной из обмоток это усилие направлено
к ярму и является расчетной силой для опре-
деления- размеров нажимного кольца общей
стяжки и нажимных винтов (§ 2-9). В трех-
обмоточном трансформаторе максимальное
осевое усилие может быть направлено к сере-
дине обмотки (сжимающее усилие); в этом
случае действующая на кольцо сила меньше,
чем максимальное осевое усилие. При раз-
дельной стяжке на отдельные кольца дей-
ствуют различные усилия короткого замыка-
ния. Например, в двухобмоточном трансфор-
маторе с раздельной стяжкой у той из обмо-
ток, которая подвергается осевому сжатию,
нажимное кольцо при коротком замыкании
трансформатора вообще не нагружено. В этом
случае, а также в других, когда полученное
из рассмотрения возможных режимов сквоз-
ного короткого замыкания осевое усилие, дей-
ствующее на кольцо, невелико, следует счи-
таться с возможностью возникновения боль-
ших усилий при коротком замыкании внутри
обмоток. Представляется, например, целесо-
образным, чтобы в трехобмоточном трансфор-
маторе любое из нажимных колец осевой
стяжки могло выдержать силу того же поряд-
ка, что максимальное расчетное осевое усилие
короткого замыкания, действующее в одной
из обмоток.
Наряду с осевым усилием короткого замы-
кания выбор размеров нажимных колец и на-
жимных винтов определяет расчетная сила
осевой стяжки обмоток (§ 2-9). В настоящее
время можно рекомендовать в качестве неко-
торой средней величины удельное давление на
прокладки обмотки при ее стяжке 20—
25 кПсм2. Расчетная сила равна удельному
давлению, умноженному на число прокладок
по окружности, на ширину прокладки и на
радиальный размер обмотки.
Нажимные кольца делают обычно со сплошным
поперечным сечением; при общей стяжке находят при-
менение и сварные полые кольца. При общей осевой
стяжке (в трансформаторах класса ПО кв) нажимное
кольцо перекрывает в радиальном направлении все об-
мотки; наружный диаметр кольца берут равным наруж-
ному диаметру катушек обмотки ВН; между внутрен-
ней поверхностью кольца и стержнем магнитопровода—
выступ первого изоляционного цилиндра, исключающий
соприкосновение кольца с пластинами стержня. Зазор
от цилиндра до нажимного кольца берут порядка
10 мм. Этот промежуток служит каналом для выхода
масла * из внутренних обмоток; кроме того, образуют
горизонтальный канал над торцами обмоток (рис. 4-57)'.
При раздельной стяжке при выборе сечения колец из
расчета их механической прочности учитывают также
расположение деталей верхней концевой изоляции (см.
выше в этом параграфе) и размещение концов внут-
ренних обмоток (см. ниже)\ Между кольцами устанав-
ливают короткие цилиндр ь! с планками, образующими
каналы для выхода масла ijpepx.
При общей осевой стяжке нажимное кольцо имеет
разрыв шириной 50 мм. Если в разрыве проходят кон-
цы обмотки НН, его ширину увеличивают, например до
100 мм. Размер и расположение разрыва должны быть
согласованы с размещением нажимных винтов. Кромки
кольца по периферии и в разрыве скругляют для того,
чтобы повысить электрическую прочность промежутков
от кольца до обмоток и отводов, проходящих в разрыве
кольца, под ним и снаружи. 1
На рис. 4-66 показано в плане устройство нажим-
ных колец раздельной стяжки обмоток трансформатора
400 кв. Кроме разрывов, кольца имеют выемки для
прохода концов внутренних обмоток. При выборе вер-
тикальных изоляционных расстояний от обмоток до
келец раздельной стяжки учитывают возможность не-
одинакового их смещения вниз. Если, например, сред-
нее кольцо сместится вниз больше, чем крайнее кольцо
и крайняя обмотка, то расстояние от крайней обмотки
до среднего кольца снизится. Для уменьшения необхо-
димых изоляционных расстояний от колец, кроме скруг-
ления кромок, и-х изолируют (рис. 4-66).
Ярмовая и уравнительная изоляция
Устройство концевой изоляции, т. е. изоля-
ционных деталей, заполняющих промежуток
между торцами обмоток и ярмом и ярмовыми
балками, различное в трансформаторах раз-
ных мощностей и классов напряжения (ср.
рис. 4-64 и 4-65). Характерными деталями кон-
160
Обмотки
(гл. 4
цевой изоляции во всех трансформаторах 3 и
4-го габаритов существующей конструкции
являются ярмовая и уравнительная изоляции.
Ярмовая изоляция расположена вплотную
к ярму магнитопровода и представляет собой
обычно шайбу из электрокартона, к которой
с обеих сторон приклепаны подкладки, склеен-
ные (спрессованные) из полос электрокарто-
на (рис. 4-64 и 4-65). Подкладки образуют ка-
налы для охлаждения ярма и для прохода
масла к внутренним обмоткам. Необходимая
толщина подкладок (размер канала) увеличи-
вается с ростом диаметра стержня магнито-
провода и радиального размера обмоток.
В учебном проектировании можно принимать
следующую толщину подкладок ярмовой изо-
ляции: трансформаторы 3-го габарита — 8 мм,
4-го габарита класса напряжения 35 кв —
10 мм, то же ^класса НО кв— 15 мм, то же
класса 220 кв—18 мм. (В трансформаторах
относительно небольшой мощности ориенти-
ровочно при диаметре стержня магнитопрово-
да, меньщем 250 мм, канал со стороны ярма
можно не предусматривать, т. е. шайба ярмо-
вой изоляции соприкасается с ярмом.)
Внутренний диаметр шайбы ярмовой изо-
ляции делают равным внутреннему диаметру
ближайшего к стержню магнитопровода изо-
ляционного цилиндра, снаружи шайба не-
сколько выступает за обмотку ВН. Толщина
шайбы ярмовой изоляции 2 мм или—при
очень большом диаметре — 3 мм. В шайбе' де-
лают вырезы для прохода концов внутренних
обмоток; в трансформаторах 4-го габарита
для облегчения сборки обмоток шайбу делают
разрезной — с вынимающимся сектором в во-
не концов (§ 4-17).
Число и расположение подкладок ярмовой
йзолящии должны соответствовать прокладкам
Рис. 4-67. Приклепывание подкладок^ из
электрокартона.
а — несквозное; б — сквозное.
1 — .заклепка* из спрессованного электрокартона;
2 — подкладка; 3 — шайба; 4 — отверстие для за-
клепки, высверленное одновременно в шайбе н
подкладках.
Рис. 4-68. Ярмовая изоляция трехфазного трансфор-
матора мощностью 1 800 ква на напряжение 35 кв (см.
рис. 4-64).
между катушками. При одинаковом по окруж-
ности числе прокладок (реек) в обмотках (ВН,
СН, НН) подкладки ярмовой изоляции имеют
полную длину, равную ширине ее шайбы. Под-
кладки ярмовой изоляции делают шире про-
кладок обмоток. Этим учитывают допуски на
расположение реек в обмотках и на изготов-
ление ярмовой изоляции. В трансформаторах
3-го габарита подкладки ярмовой изоляции бе-
рут шире прокладок обмоток на 10 или 20 мм,
в трансформаторах 4-го габарита—шире обыч-
но на 20 мм. Таким образом, ширина подкла-
док ярмовой изоляции находится в пределах
от 50 до 80 мм. Если подкладки по-
падают (на большой оси магнитопровода)
на стык «крыльев» ярмовых балок (§2-8),
их делают шире остальных, например
шириной 100 мм. Между краями подкладок
по внутреннему диаметру шайбы ярморой изо-
ляции должен оставаться достаточный проме-
жуток для прохода масла к стержню магнито-
провода.
Подкладки прикрепляют («приклепы-
вают») к шайбе ярмовой изоляции так назы-
ваемыми «заклепками» из электрокартона
(рис. 4-67). Так как сквозная приклепка
(рис. 4-67,6) может снизить электрическую
прочность изоляционной конструкции, то луч-
ше делать несквозную (рис. 4-67,а). Мини-
мальная толщина подкладки для несквозной
приклепки составляет 8—10 мм. Заклепки ста-
вят на большой оси подкладки. При длине
подкладки более 300 мм ставят три заклепки.
На рис. 4-68 показано сопряжение ярмовой
изоляции трехфазного трансформатора клас-
са 35 кв со щитками, закрывающими ярмо.
Уравнительная изоляция служит для вы-
равнивания обращенной к обмоткам полки
ярмовой балки с плоскостью ярма; уравни-
тельная изоляция заполняет промежуток меж-
ду ярмовой изоляцией и пйлкой ярмовой бал-
§ 4-131
Осевое крепление обмоток. Детали концевой изоляции
161
Рис. 4-69. Уравнительная изоляция в виде четырех де-
ревянных планок трехфазного трансформатора мощ-
ностью 1 800 ква на напряжение 35 кв (см. рис. 4-64).
Толщина планок 55 мм. Для вывода концов обмотки
НН — вырезы 80X20 мм; вырезы сделаны и со сторо-
ны ВН для того, чтобы планки были одинаковыми.
ки (рис. 4-64 и 2-26). Уравнительную изоля-
цию выполняют из дерева (трансформаторы
небольшой мощности) или из электрокартона.
Дерево применяется ограниченно из-за отно-
сительно низкой механической прочности на
сжатие, при которой в трансформаторах боль-
шой мощности не удается обеспечить доста-
точную стойкость уравнительной изоляции по
отношению к осевым усилиям короткого за-
мыкания. В существующей серии, начиная
с мощности трансформаторов 3 200 ква, при-
меняют уравнительную изоляцию из электро-
картона.
Деревянная уравнительная изоляция
(рис. 4-69) состоит из планок (бук, береза),
уложенных вдоль ярмовых балок и поперек
них. Если поперечные планки опираются толь-
ко на полки ярмовых балок (если нет прива-
ренных к балкам крыльев"—§ 2-8), то они
работают на изгиб, воспринимая часть осевых
усилий короткого замыкания и часть усилия
при стяжке обмоток. В продольных планках
сделаны отверстия, в которые проходят вер-
тикальные шпильки, связывающие верхние
ярмовые балки с нижними; шпильки не дают
планкам сместиться. Нижние поперечные
планки закрепляют штифтами (рис. 2-51, 8);
верхние поперечные планки удерживаются
гайками подъемных шпилек (рис. 2-51,2).
Уравнительная изоляция из электрокарто-
на образуется пластинами, к которым с двух
сторон приклепаны подкладки. Пластины
имеют форму сегмента и «подковы»; их рас-
положение в трехфазном трансформаторе по-
казано на рис. 4-70, в однофазном трансфор-
маторе отпадают «сегменты», остаются толь-
ко две «подковы». Наружное очертание пла-
стин — по дуге окружности несколько боль-
шего диаметра, чем наружный диаметр об-
И В. Сапожников.
Рис. 4-70. Уравнительная изоляция трехфазного транс-
форматора в виде пластин электрокартона с прикле-
панными подкладками (см. рис. 4-71).
Рис. 4-71. Вывод концов внутренних обмоток в транс-
форматоре НО кв существующей серии.
1 — стержень магнитопровода; 2 — цилиндр из электрокартона;
3— стальное нажимное кольцо; 4 — кольцо из электрокартона
с приклепанными подкладками; 5 — изоляция, накладываемая
при сборке обмоток; 6— шайба с подкладками; 7 — изоляция, на-
кладываемая при изготовлении обмотки; 8 — отвод (конец) об-
мотки СН; 9 — обмотка СН класса 35 кв с регулировочными отво-
дами^ расположенными вдоль наружной поверхности; /0-~ обмот-
ка НН; // — ярмовая изоляция; 12— уравнительная изоляция;
13 — сечение отводов НН; 14 — полка * ярмовой балки; 15 — шайба
с подкладками — 2 на рис. 4-57; 16— барьер — <? на рис. 4-57; /7 —
обмотка ВН.
162
Обмотки
{гл. 4
мотки ВН., Ширина подкладок уравнительной
изоляции такая же, как и ярмовой изоляции.
Толщина подкладок, расположенных с той и
другой стороны пластины, неодинаковая:
образуемый подкладками канал со стороны
полки ярмовой балки меньше, а обращенный
к ярмовой изоляции больше. С этой стороны
между пластиной уравнительной изоляции и
шайбой ярмовой изоляции в промежутках
между их подкладками выводят концы внут-
ренних обмоток (рис. 4-71). Пластина урав-
нительной изоляции служит изоляционным
барьером между выводным концом и полкой
ярмовой балки (§ 4-14). Верхние подкладки
нижней уравнительной изоляции используют
как подставки для перегородки между обмот-
кой и баком в трансформаторах классов на-
пряжения 220хкв и выше (§ 6-6 и 6-9).
В конструкциях с нажимными кольцами
осевой стяжки обмоток ярмовая и уравни-
тельная изоляция применяются только внизу,
вверху концевую ’изоляцию образуют другие
детали (рис. 4-57 и 4-71).
Концевая изоляция в трансформаторах
1 и 2-го габаритов
В трансформаторах 1 и 2-го габаритов на
напряжения до 15 кв размер изоляционного
промежутка от обмоток до ярма и смещение
ярмовой балки относительно ярма невелики.
Концевая изоляция может быть осуществлена
в виде деревянных подкладок или деталей из
электрокартона достаточно простой формы,
как бы совмещающих в себе и ярмовую и
уравнительную изоляции (рис. 4-63). Дере-
вянные подкладки 11, заполняющие промежу-
ток от опорной поверхности на ярмовой бал-
ке до торца обмоток, удерживаются от сме-
щения пластиной из электрокартона 10. Меж-
ду обмоткой и выступающей частью ярма
установлена пластина из электрокартона 14
с приклепанными подкладками.
4-14. Вывод концов внутренних обмоток
При койцентрическом расположении об-
моток на стержне магнитопровода концы и
регулировочные ответвления внутренних об-
моток НН и СН выходят наружу, огибая то-
рец обмотки ВН. От внутренних обмоток клас-
сов напряжения ПО и 150 кв выводят только
два отвода: один вверху и один внизу (эти
обмотки не имеют регулировочных ответвле-
ний) ; у обмоток СН 35 кв при обычном их вы-
полнении со стороны верхнего и нижнего тор-
цов обмотки выходят по четыре отвода: один
от начала или от конца обмотки и три регу-
лировочных ответвления; при классах напря-
жения обмоток НН(СН) 6—15 кв наружу вы-
ходят, как правило, два отвода: от начала и
от конца обмотки.
Внутренние отводы классов напряжения 6—35 кв
Примеры вывода отводов (концов) от
внутренних обмоток классов напряжения 6—
35 кв в трансформаторах существующих се-
рий показаны на рис. 4-64 и 4-71 (см. также
§ 4-10). Регулировочные ответвления и другие
отводы от внутренних точек обмоток выходят
вверх и вниз вдоль внутренней или наружной
поверхности «своей» обмотки. При этом в од-
ном пролете между «столбами» прокладок
помещают один или два отвода. Концы и ре-
гулировочные ответвления обмоток на напря-
жение 35 кв занимают по окружности несколь-
ко пролетов. Если горизонтальная часть этих
отводов находится на уровне ярма, т. е. вне
высоты окна магнитопровода (см. расположе-
ние нижнего конца обмотки СН на рис. 4-71),
то отводы могут быть помещены только в тех
пролетах, которые находятся вне зоны ярма.
Вертикальную часть внутренннего отво-
да — от торца обмотки до изгиба отвода —
изолируют (крепированной бумагой или лако-
тканью) для получения необходимой электри-
ческой прочности между этой частью отвода
и внутренним краем обмотки ВН. При классе
напряжения обмотки ВН, равном 35 кв, тол-
щина изоляции отвода НН должна быть
4 мм на сторону, При классе 110 кв — 8 мм
на сторону.
От внутреннего отвода нужно выдержать
изоляционное расстояние до стержня магнито-
провода (промежуток А на рис. 4-71).
В трансформаторах класса 110 кв при тол-
щине изоляции, отвода НН (СН), равной 8 мм
на сторону (см. выше), берут следующие рас-
стояния А: класс напряжения отвода 6—
10 кв—А—25 мм, 35 кв—А=40 мм. В эти рас-
стояния включен некоторый запас на возмож-
ное смещение отвода; учтена также менее
плотная, чем обычно, намотка изоляции на
изгибе отвода.
Необходимая толщина изоляции ' на гори-
зонтальной части отвода и на его изгибе по
выходе наружу определяется электрической
прочностью между отводом и наружным кра-
ем обмотки ВН и между отводом и заземлен-
ными частями (нажимное кольцо, полка яр-
мовой балки). В трансформаторах суще-
ствующей конструкции с обмоткой ВН клас-
са напряжения 110 кв (испытательное напря-
§ 4-14]
Вывод концов внутренних обмоток
163
Рис. 4-72. Опорное коль-
цо внутренней обмотки.
Различные выполнения
выреза для конца об-
, мотки.
жение переменного тока 230 кв) толщина изо-
ляции на горизонтальной части отвода НН
или СН равна 12 мм на сторону1 (рис. 4-71).
Отводы от внутренних обмоток должны
быть компактными. Форму их поперечного се-
чения нужно приспосабливать к тем проме-
жуткам между деталями концевой изоляции,
где отводы проходят. Параллельные провода
винтовой обмотки перегруппировывают, рас-
полагая рядами по три или четыре провода,
(рис. 4-71).
Условия охлаждения проводников отвода
от внутренней обмотки хуже, чем у ее витков.
При большом токе и значительной толщине
изоляции отвода для ограничения его пере-
грева допустимыми пределами приходится
увеличивать сечение проводников. Так, на-
пример, при токе порядка 1 500 а и толщине
изоляции 12 мм на сторону число параллель-
ных проводов, образующих отвод, берут обыч-
но удвоенным по сравнению с их числом
в витках обмотки; к каждому проводу, выхо-
дящему из обмотки, припаивают такой же
второй.
Для прохода концов обмоток НН (СН)
в опорных кольцах этих обмоток делают выре-
зы (рис. 4-72).
Отводы от внутренних точек обмоток классов 6—35 кв
Отводы от внутренних точек обмоток 6—
35 кв располагают вплотную к «своей» обмот-
ке, в вертикальном канале между ее катуш-
ками и ближайшим изоляционным цилин-
дром. Радиальное изоляционное расстояние
от обмотки со стороны расположения отвода
до соседней обмотки или стержня магнито-
провода должно быть соответственно увели-
чено. Поэтому стремятся свести к минимуму
толщину отвода. Отвод выполняют из не-
скольких голых прямоугольных проводов
1 Эта толщина изоляции несколько завышена;
в трансформаторах класса 110 кв новой серии (при ис-
пытательном напряжении 200 кв\ намечено ограничить-
ся толщиной 8 мм.
11*
(обмоточные провода, с которых снята изо-
ляция) или из медных лент. Провода и ленты
изолируют (вместе) лакотканью. От своей
обмотки отвод отделен коробками из электро-
картона (рис. 4-73). Ввиду худших условий
охлаждения поперечное сечение меди отвода
должно быть больше сечения витка обмотки,
натруженного тем же током.-
Необходимая изоляция внутренних отводов обмот-
ки зависит от ее класса напряжения и схемы. Напри-
мер, регулировочные ответвления, выведенные из сере-
дины обмотки СН класса 35 кв, соединенной треуголь-
ником, нужно изолировать: от соседней обмотки НН
или от стержня магнитопровода на одноминутное ис-
пытательное напряжение обмотки СН 85 кв’, от кату-
шек «своей» обмотки на импульсное испытательное на-
пряжение для класса 35 кв — табл. 3-3, гр. 2 и 3, на
испытательное напряжение при повышенной частоте
(§ 3-7), равное 40,5 кв (это удвоенная половина фазно-
го напряжения на ступени 38,5 кв + 5%), а также на
40,5
длительное рабочее напряжение —— =20,25 кв.
- Изоляционное расстояние В до соседней обмотки v
считают от меди отвода (рис. 4-73 и табл. 4-5J. Сплош-
Таблица 4-5
Изоляция внутренних отводов до стержня
магнитопровода и соседней обмотки (рис. 4-73)
Класс напряжения обмотки, расположен- ной у стержня (а и б) или высший из клас- сов двух обмоток, между которыми про- ходит ОТВОД (в И г), кв Суммарная толщина изоляции,. Аи+Лк1+Лц- *м Z Расстояние В от меди отвода до соседней обмотки (в я г), мя
6 7 по рис. 4-73,а 9
10 10 по рис. 4-73,а 12
15 12 по рис. 4-73,а 15
35 по рис. 4-73,6 27
ную твердую изоляцию от отвода до своей обмотки
выбирают в соответствии с величиной испытательных
напряжений. Кроме того, обеспечивают напряжение
ионизации воздушных включений в твердой изоляции
более высокое, чем длительное рабочее напряжение
(табл. 4-6J.
Таблица 4-6 .
Изоляция внутренних отводов от своей обмотки
(рис. 4-73), мм
Класс на- пряжения обмотки, от которой выведен отвод, кв Толщина изоляции (лако- тканью) на 1 сторону Толщина коробок из электро- картона Место, необходимое для раз мещения отвода между об-, моткой и цилиндром, с уче- том бандажировки хлопчато- бумажной лентой и производ- ственного допуска
ли Лк Ai 1 A
6 1,5 2,5 10-f-a 124-я
10 3 2,5 13-J-a 15-J-a
. 15 4 ‘ 2,5 15-j-a . 17+a
35 8 2X2,5 25,5-|-a 27,5-f-a
Примечание, а—толщина меди отвода.
164
Обмотки
[ гл. 4
Рис. 4-73. Изоляция отводов от внутренних точек обмоток классов 6 — 35 кв.
а и'б — отвод проходит между обмоткой и стержнем магнитопровода; в— отвод с внутренней стороны своей
обмотки; г — отвод снаружи своей обмотки.
/{ — 'стержень магнитопровода; 2 — цилиндр из электрокартона; 5—коробки из электрокартона; 4 — изоляция
лакотканью; 5 — медь отвода; 6 — своя обмотка; 7 — соседняя обмотка.
Поверх лакоткани— тафтяная лента, один слой — в стык; отвод вместе с коробками обмотан киперной лентой,
один слой — разгон.
Рис. 4-74. Вывод конца внутренней обмотки класса
напряжения ПО кв. Испытательное напряжение отно-
сительно земли 230 кв.
/—отвод, изолированный кабельной бумагой; 2 — экран (колпак),
закрывающий конец ярмовой шпильки; 3 — ярмовая балка; 4 —
гетинаксовая шайба; 5 — угловая шайба из электрокартона; 6 —
уравнительная изоляция; 7 — ярмовая изоляция; 8 — щит из элек-
трокартона толщиной 6 мм; 9 — .обратная' угловая шайба; 10 —
емкостное кольцо; // —угловые шайбы; 12— .мягкие' цилиндры;
13 — обмотка класса напряжения ПО кв.
При конструировании обмоток нужно достаточно
полно учитывать производственные отклонения, вызы-
вающие «распухание» отводов, проходящих вдоль об-
моток. В табл. 4-6 указано место в радиальном на-
правлении, которое должно быть оставлено для разме-
щения отвода (размеры Ai и Л2 на рис. 4-73). Эти раз-
меры больше суммы номинальных толщин меди отвода,
изоляций и бандажа на 2 и 5 мм. Однако этот запас
места на «распухание» отвода достаточен лишь при
условии тщательного выравнивания проводов или мед-
ных лент отвода, плотной намотки на Них лакоткани,
аккуратного выполнения и плотного прилегания коро-
бок из электрокартона и т. д.
Для уменьшения места, занимаемого внутренними
отводами 35 кв в радиальном строении обмоток, в на-
стоящее время в новой серии трансформаторов класса
напряжения ПО кв внедряются «прессованные отводы».
У этих отводов голые обмоточные провода или набор
медных лент изолируют кабельной бумагой толщиной
0,12 мм из расчета шесть слоев влолуперекрышку на
1 мм односторонней толщины изоляции после прессов-
ки. Изолированный отвод увлажняют и прессуют на
горячем прессе при давлении 40 кГ!см2 с применением
ограничителей (прокладок), обеспечивающих необходи-
мую толщину отвода. При этом происходит значитель-
ная «выпрессовка» бумаги в направлении ширины отво-
да, т. е. при прессовке бумажная изоляция, уплотняясь,
раздается в стороны. Это нужно учитывать при разме-
щении отводов в пролетах между прокладками обмот-
ки. При соединении обмоток СН класса напряжения
35 кв звездой или треугольником и при рабочей разно-
сти потенциалов между отводом и обмоткой, равной
половине фазного напряжения, намечается применять
отводы, изолированные прессованной бумагой 5 мм на
сторону и от своей обмотки четырьмя коробками из
электрокартояа толщиной по 1 мм. Таким образом,
двусторонняя толщина изоляции отвода составит 14 мм
вместо 21 мм согласно табл. 4-6.
Вывод концов внутренних обмоток классов ПО и 150 кв
При напряжениях 110 и 150 кв значительно более
компактная конструкция получается, если отвод выхо-
дит через отверстие в полке ярмовой балки, как пока-
зано на рис. 4-74 (ср. с рис. 4-71). Верхней отвод про-
ходит в промежутке между нажимными кольцами
(рис. 4-66) и дальше через отверстие в ярмовой балке.
Верхний и-нижний концы располагают в обмотке про-
тив середины стержня магнитопровода.
§ 4-16]
Пример разработки изоляционной конструкции обмоток
165
От отвода с испытательным напряжением 230—
200 кв (класс ПО кв} и 320—275 кв (класс 150 кв —
см. § 3-7) до стержня магнитопровода и ярмовой балки
нужно выдержать сравнительно большие изоляционные
расстояния. При этом существенно обеспечить, чтобы
отвод занимал определенное положение относительно
заземленных частей и не мог приблизиться к ним. Что-
бы свести к минимуму смещения отвода, его делают
жестким и надежно закрепляют. Отвод выполняют
в виде круглого медного стержня; стержень спаян
с медной пластиной, жестко прикрепленной к емкостно-
му кольцу обмотки (рис. 4-74,10). На уровне примерно
середины высоты ярмовой балки отвод зажат в дере-
вянных планках (это место находится за пределами
чертежа на рис. 4-74).
Нижний отвод внутренней обмотки класса напря-
жения ПО кв, показанный на рис. 4-74, расположен
с небольшим отклонением от ^вертикали наружу, т. е.
от магнитопровода. Это сделано для увеличения рас-
стояний от отвода до ярмовой шпильки (рис. 4-74,2)\
для отдаления места закрепления отвода в деревян-
ных планках от стенки балки и др. При конструирова-
нии верхнего отвода нужно учитывать расположение
соседней (снаружи) обмотки: отклоняющийся от верти-
кали, выступающий наружу отвод не должен мешать
насадке этой обмотки.
Для повышения электрической прочности промежут-
ков от отвода до стержня магнитопровода (на уровне
от торца обмотки до верхней полки ярмовой балки—см.
рис. 4-74), устанавливают щит 8, перекрывающий ци-
линдр /2; концы шпилек, стягивающих пластины стерж-
хч^я, закрывают шайбами из электрокартона. Шайбы за-
кладывают в отверстия в деревянных вертикальных
планках, сквозь которые проходят шпильки (рис. 4-65,5).
4-15. Расчет механической прочности обмоток
Электромагнитный расчет трансформатора вклю-
чает выбор всех конструктивных размеров, определяю-
щих динамическую .стойкость обмоток при коротких
замыканиях. Поэтому здесь ограничиваемся кратким
разъяснением методики расчета механической прочно-
сти обмоток.
Расчет динамической стойкости обмоток заклю-
чается в определении максимальных напряжений в ме-
ди (алюминии) проводников (изгиб, растяжение) и в
изоляционных прокладках (сжатие) при воздействии
наибольших возможных усилий короткого замыкания.
Механические силы взаимодействия обмоток раскла-
дывают на радиальные и осевые составляющие. При двух
концентрически расположенных обмотка^ радиальные
силы сжимают внутреннюю обмотку и растягивают
наружную. При данной величине радиальной силы на-
пряжение в меди проводников наружной обмотки (на
растяжение) зависит только от их поперечного сечения.
Для расчета внутренней непрерывной или винтовой об-
мотки принимают, что ее рейки представляют жесткие
опоры, удерживающие витки от смещения внутрь. Не-
обходимо, чтобы рейки сжимаемой* обмотки в свою
очередь имели опору изнутри; для этого рейки двух
внутренних обмоток (в трехобмоточном трансформато-
ре), планки из электрокартона между изоляционными
цилиндрами, деревянные детали, расположенные между
стержнем магнитопровода и ближайшим к нему изоля-
ционным цилиндром, должны находиться на одних и
тех же радиусах. Напряжение в меди проводников
сжимаемой обмотки зависит от расстояния между ее
рейками: чем больше число реек по окружности и чем
они шире, тем меньше расчетные «пролеты» и тем ниже
напряжение в меди. В мощных трансформаторах для
сокращения расчетного пролета приходится иногда при-
бегать к увеличению ширины реек по сравнению с нор-
мальной. Ширина рейки определяет также напряжение
в ней на смятие при воздействии радиального усилия.
Осевые усилия взаимодействия токов растягивают
или сжимают обмотку в зависимости от направления
поперечной составляющей магнитного поля рассеяния.
В обоих случаях проводники непрерывной, винтовой
или дисковой обмоток изгибаются в пролетах между
прокладками; участок проводника, находящийся меж-
ду прокладками, зажат между ними и не смещается
под действием осевых усилий. При данной величине
осевой силы, действующей на единицу длины провод-
ника, напряжение в меди зависит от момента сопро-
тивления поперечного сечения проводников и от рас-
стояния между краями соседних прокладок, т. е. от их
числа по окружности и их ширины. Напряжение сжатия
прокладок данной обмотки равно полной величине осе-
вой силы, деленной на суммарную опорную поверхность;
последняя представляет собой произведение числа про-
кладок по окружности на ширину прокладки и на ра-
диальный размер обмотки. Для того чтобы прокладки
обмотки выполняли свое назначение и представляли
опоры для проводников, каждый столб прокладок дол-
жен быть закреплен сверху и снизу; над обмоткой и
под ней против каждого столба должны находиться
опорные изоляционные детали, заполняющие весь про-
межуток от торца обмотки до ярма (ярмовой балки,
стального кольца осевой стяжки обмотки). Отсутствие
у какого-либо столба прокладок обмотки опоры в кон-
цевой изоляции приводит к соответствующему увели-
чению расчетного пролета при определении напряжения
в проводниках на изгиб под действием осевого усилия
короткого замыкания.
Допускаемое напряжение на сжатие электрокарто-
на при воздействии усилий короткого замыкания, при-
нимают то же, что при расчете узлов магнитопровода
(§ 2-9), а именно 400 кГ)см2.
4-16. Пример разработки изоляционной
конструкции обмоток
Задано разработать конструкцию обмоток транс-
форматора мощностью 1 800 ква на напряжения
35 000±5%/6 300 в (рис. 4-64). Обмотки ВН и НН —
непрерывные. Радиальное строение обмоток из расчета
трансформатора (в мм);
0310 —описанная окружность стержня;
5 —зазор;
320
4 — бумажно-бакелитовый цилиндр;
328
7,5 — масляный канал;
343
24,5 — обмотка НН:
392
19 — масляный канал;
430
5 — бумажно-бакелитовый цилиндр;
440
10 — масляный канал;
460
34 —обмотка ВН;
528
32 -т-расстояние между фазами;
560 —расстояние между осями (AfOJ.
Высота обмотки ВН и обмотки НН 700 мм\ рас-
стояние от обмотки до ярма 75 мм\ высота стержня
магнитопровода 850 мм.
166
Обмотки
I гл. 4
Каналы между катушками обмотки НН по 5 мм;
2 канала в середине обмотки по 12,5 мм. В обмотке ВН
каналы по 6 мм чередуются с шайбами толщиной 2 и
1 мм, диаметром 461/545 мм. В середине обмотки раз-
рыв 12 мм (схема обмотки «прямая»). Прокладки ши-
риной 40 мм. Реек по окружности в обеих обмотках
по 12 шт.
Радиальное крепление цилиндра обмотки НН осу-
ществляем восемью деревянными стрежнями диаметром
12 я 18 мм и планками. Стержень магнитопровода
стянут шпильками, поэтому ставим только 2 планки —
на большой оси магнитопровода.
Рейки обмоток НН и ВН применяем шириной
19/25 мм (рис. 4-28); их толщина соответственно 7,5 и
10 мм. Устанавливаем длину 40-лш прокладок. Длина
прокладки для обмотки НН равна 5,5 мм (рис. 4-28)
плюс 24,5 мм (толщина обмотки) плюс 19 мм (канал
между обмоткой НН и цилиндром обмотки ВН) минус
зазор 3 мм (§ 4-12): 5,5 + 24,5 + 19 — 3 = 46 мм. Для
обмотки ВН: 5,5+344-10,5 (выступ за обмотку на-
ружу) — всего 50 мм. Толщину прокладок берем: об-
мотка НН — 2,5 мм (для каналов 5 и 12,5 мм), об-
мотка ВН — 2 мм (для каналов 6 и 12 мм).
Ярмовую изоляцию берем толщиной 18 мм (§ 4-13).
Расстояние между обмотками и ярмовой изоляцией
75 —18=57 мм заполняем прокладками и опорными
кольцами1. От торца цилиндра до верхней ярмовой
изоляции оставляем зазор 4 мм; выступ цилиндра за
обмотку равен: внизу 57 мм, вверху 57 — 4=53 мм;
длина цилиндра составит: 700 (длина обмотки)+53+
+57= 810 мм (табл. 4-3). Длина реек на 150 мм боль-
ше длины цилиндра (§ 4-6): 810+160=960 мм.
Между торцом обмотки и ярмовой изоляцией уста-
навливаем два прессованных кольца из электрокартона
толщиной по 20 мм и 17-лш «столб» прокладок:
40+17 = 57 мм. Диаметр кольца для обмотки НН
345/400 мм; кольцо одевается на рейку с зазором
в 1 мм и выступает наружу за обмотку на 4 мм. Диа-
метр кольца для обмотки ВН 462/545 мм; зазор до
рейки 1 мм, выступ за обмотку 8,5 мм. В кольце об-
мотки НН снаружи для прохода ее конца делаем вы-
рез шириной 50 мм, глубиной 12 мм (рис. 4-64).
Ярмовую изоляцию выполняем в виде шайбы тол-
щиной 2 мм; внутренний диаметр берем равным вну-
треннему диаметру цилиндра обмотки НН — 320 мм;
наружный — на 10 мм меньше расстояния между ося-
ми стержней мапнитопровода: 560—40=550 мм.
К шайбе приклепаны с каждой стороны по 12 прессо-
ванных подкладок толщиной 8 мм и шириной 50 мм.
Общая толщина ярмовой изоляции 8+8+2=18 мм.
В шайбе изнутри делаем вырез 60X45 мм для конца
обмотки* НН. Край выреза находится на диаметре
320+2-45=410 мм, т. е. перекрывает наружный диа-
метр обмотки НН, равный 392 мм.
Между ярмовыми изоляциями устанавливаем щит-
ки толщиной 2 мМ (см. табл. 4-3 и рис. 4-68). Щиток
вырезан радиусом 215 мм (по внутреннему диаметру
цилиндра обмотки ВН). Соответственно прокладки
ярмовой изоляции, обращенные к обмотке, имеют сту-
пенчатый срез на глубину 2 мм. Щиток перекрывает
ярмо по ширине; размер щитка в этом направлении
берем 400 мм.
Междуфазную перегородку выполняем в виде
прямоугольного щита, установленного между верхним
и нижним ярмовыми щитками. Толщина перегородки
3 мм (табл. 4-3), ее ширина несколько меньше шири-
ны ярмового щитка; длина перегородки равна длине
1 Осевые размеры опорной изоляции, длину цилинд-
ра и реек у обмоток НН и ВН берем одинаковыми.
цилиндров— 810 мм. Перегородку привязываем к вер-
тикальным шпилькам (рис. 4-64, 18).
Уравнительную изоляцию конструируем по рис. 4-69.
Деревянные планки имеют толщину 55 мм. Ширина
продольных планок 105 мм (рис. 2-53). Они закрепле-
ны проходящими сквозь них вертикальными шпилька-
ми мапнитопровода. Верхние поперечные планки урав-
нительной изоляции удерживаются на месте гайками
подъемных шпилек, нижние — специальными штифта-
ми, вваренными в полку ярмовых балок (рис. 2-51).
В продольных планках делаем вырезы глубиной 20 мм
и шириной 80 мм для концов обмотки НН. Концы изо-
лируем крепированной бумагой 4 мм на сторону. Вы-
полнение этой изоляции показано на рис. 4-64<
4-17. Краткие сведения об изготовлении
изоляционных деталей и о сборке обмоток
на магнитопроводе
Изготовление изоляционных деталей
Подавляющее большинство деталей изоляционной
конструкции масляных трансформаторов выполняется
из электроизоляционного картона. Изготовление этих
деталей включает механическую обработку: выкраива-
ние заготовок из стандартных листов или из рулона,
резку, штамповку, загибку и т. д.; некоторые детали
получают склеиванием пластин, полос или шайб из
электрокартона бакелитовым лаком.
Характерной особенностью изготовления деталей
из электрокартона является необходимость учитывать
усадку материала в результате его нагревания (суш-
ки) и прессовки. При нормальных условиях хранения
листов электрокартона марки ЭМЦ они поступают
в производство с содержанием влаги 8—-10%. При
удалении этой влаги линейные размеры листов умень-
шаются: по длине примерно «а 0,5%, по ширине не-
сколько больше 1%. Поэтому при изготовлении круп-
ных изоляционных частей необходимо давать припуск
на их длину, ширину и диаметры ориентировочно 1%.
Некоторые изоляционные части при оборке долж-
ны занимать свое окончательное положение, которое
не должно меняться из-за усадки электрокартона. Это
относится, например, к сегментам между катушками не-
прерывной части обмотки класса 220 кв (§ 4-6/; по-
этому их вырезают из высушенных заготовок.
Если изоляционная деталь склеена из нескольких
слоев, неодинаково ориентированных относительно
длины и ширины стандартного листа, то вследствие
неодинаковой усадки электрокартона в разных направ-
лениях в материале возникают внутренние напряже-
ния. При некоторых соотношениях размеров, -напри-
мер в относительно тонкой шайбе большого диаметра,
эти напряжения приводят к недопустимому коробле-
нию детали. Чтобы избежать коробления, нужно все
склеиваемые заготовки ориентировать одинаково отно-
сительно направлений длины и ширины листа.
Относительная усадка электрокартона по толщине
много больше, чем* по длине и ширине. Уменьшение
в результате сушки толщины прокладок между катуш-
ками составляет значительную величину и принимает-
ся во внимание при расчете трансформатора.
Склейку деталей из электрокартона бакелитовым
лаком производят следующим образом. На листы
электрокартона наносят с двух сторон тонкий слой
лака и подсушивают на воздухе. Из лакированных ли-
стов вырезают заготовки нужной формы (пластины,
полосы, шайбы, сегменты). Из заготовок собирают де-
тали: подкладки, рейки, кольца я т. п., чередуя при
этом лакированный картон с нелакированным. Заго-
§ 4-17]
Изготовление изоляцион. деталей и сборка обмоток на магнитопроводе
167
товки связывают хлопчатобумажной лентой и подвер-
гают «горячей прессовке» на гидравлическом прессе
при давлении порядка 4Q—50 кГ!см2 и температуре
li25° С. Под влиянием высокой температуры смола
между слоями электрокартона размягчается, связывает
слои и полимеризуется. При горячей прессовке элек-
трокартон дает усадку по толщине 10—15%, и на
столько же толщина заготовок должна быть больше
номинального размера детали. Для получения прессо-
ванных шайб и колец с более или менее точно выдер-
жанными внутренним и наружным диаметрами их ци-
линдрические поверхности после прессовки обрабаты-
вают.
Ярмовая и уравнительная изоляция и некоторые
другие части представляют листы электрокартона той
или. иной формы, к которым «приклепаны» прессован-
ные подкладки. В изготовлении этих частей существен-
ным является выдерживание равномерного расположе-
ния подкладок по окружности и их прочное скрепле-
ние с шайбой. Правильное расположение подкладок
обеспечивают их сборкой в вырезах стального шабло-
на. Шайба с установленными подкладками подается
на сверлильный станок, где в подкладках и шайбе
сверлят отверстия, в которые забивают «заклепки».
Для более прочного скрепления между шайбой и под-
кладкой кладут бакелизированную бумагу. Шайбу
с приклепанными подкладками подвергают горячей
дрессовке на гидравлическом прессе. При этом под-
кладки приклеиваются, а выступающая часть заклепки
вдавливается в отверстие.
Рис. 4-75. Механизированные подмости для сборки вы-
емной части трансформаторов 4-го габарита.
/—выемная часть; 2 — пластины расшихтованного верхнего яр-
ма; 3— поднимающаяся платформа для рабочих и инструмента;
4 —полка для стеллажей-со сталью и д».; 5 —боковой перекид-
ной мостик; 6 — рельсы для перемещения подмостей.
Сборка выемных частей
Устройство рабочих мест для сборки выемной
части зависит от ее размеров и веса; вес отдельных
узлов обусловливает необходимое обслуживание сбо-
рочных операций подъемными кранами. Выемные части
трансформаторов 1—3-го габаритов собирают на стел-
лажах или на полу, работая с пола или со скамеек.
Рабочие места для сборки выемных частей трансфор-
маторов 4-го габарита оборудованы на отечественных
заводах разработанными иа МТЗ механизированными
подмостями с поднимающимися рабочими платформами
(рис. 4-75)*. Механизированные подмости создают для
работы большие удобства и значительно ускоряют сбор-
ку по сравнению с разборными подмостями в виде
стоек с временным деревянным настилом (досками).
Трансформаторы 4-го габарита следует собирать
на бетонированном, выверенном по уровню полу или
на выверенных, забетонированных в пол балках. Если
пол неровный, то при опрессовке обмоток грузом при
расшлихтованном верхнем ярме (см. ниже) могут де-
формироваться (перекоситься); стрежни магнитопро-
вода.
Перед расшихтовкой верхнего ярма трансформато-
ров большой мощности постепенно ослабляют стяжку,
ярма, применяя временные стальные скобы, которые не
дают ярму «развалиться» при снятии ярмовых балок.
При расшихтовке пластины нужно вынимать и укла-
дывать (на скамейках, стеллажах) в строго определен-
ной последовательности, с тем чтобы при зашихтовке
они попали на свои прежние места. Расшихтовку про-
изводят с двух сторон ярма.
Зашихтовку начинают со среднего пакета ярма.
Пластины осаживают вниз ударами молотка (неболь-
* Подобные подмости используют при окончатель-
ной сборке трансформатора, опускании выемной части
в бак, установке вводов и других частей на крышке
« т. д.
шюй кувалды) по фибровой планке. В ходе зашихтов-
ки контролируют положение пластин ярма относитель-
но стрежней и подбивают пластины с торцов. Доби-
ваются, чтобы в окончательно собранном и стянутом
ярме зазоры между пластинами были возможно
меньше; в качестве ориентировочных величин можно
указать следующие предельные допустимые зазоры:
трансформаторы 1 и 2-го габаритов — 1 мм, 3-го габа-
рита г—2 мм, 4-го габарита до 4 мм. Для того чтобы
предать кярму правильную форму и избежать выпучи-
вания его средней части, стяжку нужно производить
равномерно, начиная со средней ярмовой шпильки
(трехфазные трансформаторы).
В трансформаторах 1 и 2-го габаритов с цилин-
дрической обмоткой НН (на напряжения до 525 в)
и со стержнями магнитопровода без стяжки шпилька-
ми последовательность операций сборки обмоток та-
кова. На стержень устанавливают цилиндр из электро-
картона, состоящий из двух перекрывающихся частей
(рис. 4-63, 4); насаживают обмотку НН, затем — об-
мотку ВН; ставят (забивают) планки между обмоткой
НН и цилиндром обмотки ВН; забивают круглые де-
ревянные стержни в углы пакетов магнитопровода;
забивают фасонные деревянные планки (рис. 4-64, 5),
сжимающие пластины стали. Такая очередность уста-
новки расклинивающих стержней и планок предотвра-
щает растягивание цилиндрической обмотки НН в эл-
липс. Если обмотка НН намотана на бумажно-бакели-
товом цилиндре, то деревянные круглые стержни
между цилиндром и магнитопроводом забивают после
насадки обмотки. В трансформаторах 4-го габарита
следует сначала "устанавливать не только деревянные
фасонные планки (рис. 4-65, 8, 11), но и круглые
стержни и на них уже собирать («наматывать») изо-
ляционный цилиндр из листов электрокартона. При
такой последовательности легче обеспечить хорошее
расклинивание внутренней обмотки, чем это получи-
лось бы, если сначала намотать цилиндр, а потом за-
бивать деревянные стержни. Иногда деревянные де-
168
Обмотки
[гл. 4
тали приходится подгонять к неровностям стержня
магнитопровода.
Для облегчения насадки обмоток и установки
расклинивающих деталей натирают парафином: вну-'
треннюю поверхность цилиндрической обмотки НН;
планки, забиваемые между цилиндрической обмоткой
НН и цилиндром обмотки ВН; рейки обмотки, наса-
живаемой на «мягкий» цилиндр, и т. д.
При сборке добиваются плотной насадки обмоток,
т. е. плотного их закрепления в радиальном направле-
нии. Если обмотка насаживается слишком свободно,
зазоры устраняют, подкладывая ,под круглые деревян-
ные стержни полосы электрокартона, увеличивая тол-
щину цилиндра из электрокартона и т. п.
Собранные обмотки и изоляцию «опрессовывают»,
т. е. сжимают в осевом направлении, чтобы, насколько
удастся, устранить неплотности, коробление отдельных
деталей и пр. и приблизить таким образом высоту
обмоток с изоляцией к расчетной.
В трансформаторах 3-го габарита нижние концы
обмотки НН обычно выправляют, выгибают и изоли-
руют перед насадкой обмотки (на весу). Обмотку НН
насаживают на стержень магнитопровода вместе
с нижней ярмовой изоляцией, в которую предвари-
тельно продевают конец обмотки. У трансформаторов
4-го габарита нижние концы и регулировочные ответ-
вления выгибают и изолируют в процессе насадки об-
моток НН и СН. Обмотку осаживают неполностью,
оставляя от ее торца до нижней ярмовой изоляции
расстояние порядка 400—500 мм. Под обмотку под-
ставляют деревянные бруски и в этом положении изо-
лируют концы. Для того чтобы при дальнейшем оса-
живании обмотки ее нижние концы легли на свое
место под шайбой ярмовой изоляции, в шайбе делают
соответствующие разрезы, позволяющие ее отогнуть
или вынуть на время часть шайбы вместе с прикле-
панными подкладками.
Верхние концы обмоток НН и СН можно выгнуть
только после насадки обмотки ВН, так как во время
ее насадки концы внутренних обмоток должны распо-
лагаться вертикально. Если конец изолировать зара-
нее, то его придется гнуть вместе с изоляцией и изо-
ляция в месте изгиба в большей или меньшей степени
нарушится. После же насадки обмотки ВН часть кон-
ца внутренней обмотки вблизи ее торца становится
для изолирования недоступной. Поэтому изоляцию
приходится накладывать в два приема (см. рис. 4-64
Условия установки угловых шайб (рис. 4-57} не-
одинаковы вверху и внизу обмоток. Нижняя угловая
-шайба своей цилиндрической частью надевается поверх
ранее намотанного цилиндра и поэтому ее, как пра-
вило, удается поставить на место целиком — в том
виде, как она собрана. Верхнюю шайбу нужно вста-
вить между двумя намотанными цилиндрами; поэтому
ее приходится расшивать и вставлять на место слоями,
выдерживая перекрытие разрезов горизонтальной части.
Это относится к угловым шайбам, составленным как из
электрокартона марки ЭМЦ толщиной 0,5 мм, так
и марки ЭМТ толщиной 1 мм (§ 4-10).
4-18. Обмотки автотрансформаторов
и трансформаторов высокого напряжения
• большой мощности
В понижающих единицах 220 кв с соеди-
нением обмоток ВН—СН по автотрансформа-
торной схеме применяют следующее распо-
Рис. 4-76. Схема
устройства обмоток
трехобмоточной по-
нижающей единицы;
обмотки ВН (220 кв)
и СН (ПО кв) соеди-
нены по автотранс-
форматорной схеме.
1 — обмотка НН; 2 —- об-
щая часть обмоток ВН —
СН; 3 — последовательная
ч асть.
ложение на стержне магнитопровода: внутри,
обмотка НН, посередине общая часть обмот-
ки (ниже условно называем ее «обмот-
ка СН»), снаружи последовательная часть
обмотки (условно — «обмотка ВН») с вводом
посередине. При таком расположении возмож-
но выполнить соединение СН—ВН внутри
обмоток (рис. 4-76), что уменьшает габариты
изоляционной конструкции. Соединение СН'—
ВН целесообразно делать внизу обмоток,
с тем чтобы их общий конец X (нейтраль!) на-
ходился наверху. В этом случае наружный
отвод X не проходит мимо обмотки ВН, как
это было бы, если бы конец X находился вни-
зу. Внутреннее соединение СН—ВН делает
невозможной установку угловых шайб внизу
у наружного края обмотки СН и у внутрен-
него края обмотки ВН. В связи с этим целе-
сообразно увеличить радиальный размер ем-
костных колец обмоток СН и ВН, приблизив
их друг к другу, как это показано на рис. 4-76.
При этом исключается краевой эффект^ что
компенсирует отсутствие угловых шайб. Ко-
нец X имеет пониженный класс напряжения,
например 35 кв. Соответственно этому толь-
ко изоляционный промежуток М' должен' быть
рассчитан на полное испытательное напряже-
ние обмотки СН; на промежуток М" воздей-
ствует значительно меньшее испытательное
напряжение. Между нижними краями обмо-
ток СН и ВН — изоляционный промежу-
ток L' — разности потенциалов нет. Промежу-
ток L" рассчитывается на испытательное на-
пряжение класса 110 кв или на несколько
большее, если это обусловлено схемой испы-
§ 4-19]
Изоляционная конструкция слоевой обмотки высокого напряжения
169
тания напряжением переменного тока (§ 3-7).
На изоляционный промежуток L при испыта-
нии напряжением переменного тока и при
коммутационных перенапряжениях воздей-
ствует разность потенциалов точек А и сере-
дины обмотки СН. Однако воздействующее
здесь импульсное напряжение может превы-
шать 100% импульсного испытательного напря-
жения обмотки ВН (§ 3-3).
В повышающих единицах с соединением
по автотрансформаторной схеме обмоток
СН—ВН у стержня магнитопровода, как пра-
вило, располагают обмотку СН, посередине
обмотку НН и снаружи обмотку ВН. Ко-
нец X находится наверху. Нижний конец об-
мотки СН Ат выводят через отверстие в пол-
ке нижней ярмовой балки (рис. 4-74) и сна-
ружи обмоток соединяют с обмоткой ВН.
В двухобмоточных . трансформаторах
220 кв большой мощности обмотку ВН под-
разделяют на два последовательно соединен-
ных концентра, между которыми помещают
обмотку НН (это — так называемое двойное
концентрическое расположение обмоток). Ней-
траль обмотки ВН находится наверху ее внут-
реннего концентра, второй конец которого вы-
веден через нижнюю ярмовую балку и соеди-
нен с наружным концентром; последний вы-
полнен с вводом посередине. Это устройство
принциЛиально не отличается от описанной
выше трехобмоточной повышающей единицы
с соединением обмоток 220 и ПО яв по авто-
трансформаторной схеме. Некоторое различие
вносит то, что при двойном концентрическом
расположении из трансформатора не выведе-
на «средняя точка» обмотки ВН (в авто-
трансформаторе это точка Дт). Поэтому им-
пульсное напряжение средней точки не огра-
ничивается защитным уровнем вентильного
разрядника, а зависит полностью от развития
колебанцй в обмотке.
4-19. Изоляционная конструкция слоевой
обмотки высокого напряжения.
Бумажно-масляная главная изоляция
В слоевой обмотке высокого напряжения
[рис. 4-77, § 4-6,е] полное испытательное напряжение
воздействует на изоляционный промежуток между
краем линейного экрана и ярмом магнитопровода.
Электрическое поле в этом промежутке определяется
не только формой экрана и расстоянием от него до
ярма, но в большой степени зависит от расположения
торцов слоев и их потенциалов. При более или менее
равномерном распределении напряжения по слоям
(§ 3-3) общее электрическое поле между обмоткой
и ярмом относительно Однородное. Расстояние от ли-
нейного экрана до ярма равно промежутку до ярма
от внутреннего слоя плюс сумма уступов осевой длины
слоев. Эти уступы не могут быть очень малыми, так
Рис. 4-77. Цилиндрическая слоевая обмотка класса на-
пряжения 150 кв с неполной изоляцией нейтрали. Од-
нофазный трансформатор мощностью 30 тыс. ква..
1 — стержень магнитооповода; 2 —обмотка НН; 3 — слон обмотки
ВН; 4 — отбортованный цилиндр изоляции между слоями; 5 —
изолированный «линейный* экран.
Детали устройства обмотки НН н планки из электрокартона
между слоями обмотки ВН не показаны.
как между торцами каждой пары смежных слоев
нужно поместить хорошо изолированный отвод от
конца слоя. Таким образом, расстояние от линейного
экрана до ярма получается значительным и при за-
кругленном и изолированном экране обеспечивает не-
обходимую электрическую прочность с запасом.
Размеры и устройство изоляции от внутреннего
слоя обмотки ВН до обмотки НН (СН) и ярма опре-
деляются классом напряжения нейтрали.
На рис. 4-78 показана бумажно-масляная главная
изоляция: весь промежуток между обмотками ВН и
НН заполнен пропитанной маслом бумагой. Эта изо-
ляция при соответствующей технологической обработ-
ке (§ 3-4) имеет более высокую электрическую проч-
ность, чем маслобарьерная. Однако при бумажно-мас-
ляной главной изоляции изоляционная конструкция,
изготовление и технологическая обработка обмоток,
усложняются. Усложнение заключается, в частности,
в том, что устройство и изготовление обмоток должны
обеспечивать прилегание катушек обмоток вплотную
к бумажной изоляции. Если это не обеспечено и между?
170
Обмотки
[гл. 4
Рис. 4-78. Бумажно-масляная главная изоляция сило-
вого трансформатора высокого напряжения (фирма
Броун-Бовери, Швейцария).
1 — стержень магнитопровода; 2 — обмотка НН; 3 — бумажно-ба-
келитовый цилиндр; 4 —бумажный цилиндр; 5 — обмотка ВН;
•6 — отворот бумажного цилиндра; ‘7 — прокладка между
отворотами.
проводниками обмоток ВН и НН и бумажными цилин-
драми имеются зазоры, то электрическая прочность
главной изоляции существенно снижается; она опреде-
ляется в этом случае относительно более низким напря-
жением. пробоя масла, заполняющего зазор между об-
моткой и бумагой.
Рис. 4-79. Картина электрического поля главной изо-
ляции обмоток. Сплошная бумажная изоляция.
а— устройство без расширения оТворота; б — устройство с рас-
ширяющимся горизонтальным отворотом бумажной изоляцииГ
вектор напряженности электрического поля; Ет — его тан -
генциальная составляющая; Е? — его нормальная составляющая.
Пунктиром показано емкостное кольцо I’внутренней обмотки, име-
ющее увеличенный осевой размер.
Устройство бумажно-масляной главной изоляции
(рис. 4-78) имеет следующую особенность. Выступаю-
щую за торец обмоток бумагу отгибают таким обра-
зом, что осевой размер отворота получается значи-
тельно больше радиальной толщины изоляции в про-
межутке между обмотками. В дополнение к этому
емкостное кольцо внутренней обмотки делают выше
емкостного кольца, расположенного снаружи и закры-
того отворотам изоляции. Расширение отворота и раз-
ная высота емкостных колец повышают электрическую
прочность главной изоляции; это пояснено рис. 4-79.
При устройстве по рис. 4-79,а напряженность электри-
ческого поля имеет значительную составляющую вдоль
поверхности отбортованной изоляции. При возникно-
вении частичного разряда у края внутреннего емко-
стного кольца составляющая напряженности, направ-
ленная вдоль поверхности изоляции, обусловливает
дальнейшее развитие разряда, которое приводит,
в конечном счете, к полному перекрытию вокруг от-
бортовки. В устройстве же по рис. 4-79,6 составляю-
щая напряженности вдоль поверхности бумажной изо-
ляции равна нулю. Частичный разряд, возникший
у края внутреннего емкостного кольца, не получает
развития.
4-20. Главная изоляция чередующихся обмоток
трансформаторов для электропечей
В трансформаторах для электропечей с магнито-
проводами стержневого типа находит применение че-
редующееся расположение обмоток. На рис. 4-80 по-
казана главная изоляция чередующихся обмоток на
напряжение 10 кв. По относительному расположению
основных электродов эта изоляция подобна главной
изоляции концентрических обмоток, повернутой на 90°.
В обеих главных изоляциях основным изоляционным
расстоянием является промежуток между обмотками;
роль расстояния до ярма в чередующейся конструкции
играет расстояние до стержня магнитопровода, роль
цилиндра между обмотками — шайба 5 (рис. 4-80Х
У чередующихся обмоток расстояние до стержня
меньше, чем расстояние до ярма у концентрических;
Рис. 4-80. Главная изоляций чередующихся
обмоток трансформатора для электропечи.
1 —стержень магнитопровода; 2 — бумажно-бакелито-
вый цилиндр; 3 — замковая прокладка (длинные пла-
стины и заполнитель «склепаны* полосой >из электро-
каггона); 4 — катушка обмотки ВН класса 10 кв\ 5 —
прессованная шайба из электрокартона; 6 — катушка
обмотки НН; 7 — рейка, скрепляющая наружные концы
замковых прокладок.
§ 5-1]
Общие сведения
171
например, для класса напряжения 35 кв эти проме-
жутки равны соответственно 42 мм и 70—75 мм. Мень-
шее расстояние до «земли» компенсируют при чере-
дующемся расположении увеличением промежутка
между обмотками; для класса 35 кв в трансформато-
рах для электропечей вертикальное расстояние от об-
мотки ВН до обмотки НН равно 42 мм, тогда как
радиальный промежуток ВН—НН при концентрическом
устройстве составляет 27 мм.
Электрическая прочность главной изоляции, изо-
браженной на рис. 4-80, зависит также от выступа
шайбы за обмотки. При классе напряжения 35 кв
выступ шайбы за внутреннюю поверхность катушек
нормирован 32,5 мм, за наружную — 30 мм.
ГЛАВА ПЯТАЯ
ПЕРЕКЛЮЧАТЕЛЬ
5-1. Общие сведения
В современных силовых масляных транс-
форматорах общего назначения число вклю-
ченных витков обмотки для регулирования
коэффициента трансформации изменяют пе-
реключателем, установленным внутри бака.
Переключатель имеет расположенные по
окружности неподвижные контакты, соединен-
ные с регулировочными ответвлениями обмот-
ки, и подвижные контакты. Последние замы-
кают те или другие неподвижные контакты:
таким путем осуществляется нужное соедине-
ние витков обмотки. Для перемещения по-
движных контактов из одного положения в
другое служит привод переключателя с руко-
ятками (штурвалом), выведенными на крыш-
ку или стенку бака трансформатора.
Здесь рассматривается переключение ре-
гулировочных ответвлений обмоток без на-
грузки. Служащие для этого переключатели
приспособлены к размыканию и замыканию
электрической цепи без тока и без напряже-
ния. Переключение осуществляется после от-
соединения трансформатора не только от сети
первичного, но и вторичного напряжения. По-
следнее вызвано тем, что вторичная обмотка
данного трансформатора может быть связа-
на с источником питания через другие, па-
раллельно включенные трансформаторы.
В трансформаторах 1—3-го габаритов су-
ществующих серий устанавливают по одному
трехфазному переключателю. Исключение со-
ставляют трансформаторы мощностью
5 600 ква на напряжение 6 кв, у которых об-
мотка ВН состоит из двух ветвей, включенных
параллельно, но между собой не соединенных
(§ 4-4). Для каждой из ветвей устанавливают
отдельный трехфазный переключатель, рас-
считанный на ток одной ветви и имеющий
привод, независимый от другого переключа-
теля.
. В однофазном трансформаторе 4-го габа-
рита витки обмотки переключаются, как пра-
вило, одним однофазным ^переключателем;
в трехфазном трансформаторе 4-го габари-
та — тремя однофазными переключателями
(см. соответствующие схемы обмоток в гл. 4).
Переключатели применяют: в трансформа-
торах 1—3-го габаритов для переключения
числа витков обмоток ВН всех классов на-
пряжения; в трансформаторах 4-го габари-
та — в обмотках ВН классов напряжения до
220 кв включительно и в обмотках СН на-
пряжением до 35 кв, а иногда и в обмот-
ках НН; при автотрансформаторном соедине-
нии обмоток классов напряжения до 220 кв —
в последовательной части обмотки.
Переключатель — ответственная часть кон-
струкции трансформатора; для создания без-
отказного в работе переключателя нужнь^
тщательная проработка и опытная проверка
его конструкции. Одна из основных задач кон-
струирования переключателя — разработка
контактной системы с высокими и устойчивы-
ми механическими и тепловыми характеристи-
ками. Конструкция привода должна обеспе-
чивать точную установку подвижных контак-
тов относительно неподвижных. Должна быть
разработана, изоляция «.токоведущих частей»1
переключателя относительно заземленных ча-
стей и между контактами. Изоляционные рас-
стояния и обусловливаемые рабочим током
размеры контактных частей определяют габа-
риты переключателя. В свою очередь эти га-
бариты во многих случаях влияют на внутрен-
ние размеры бака, увеличивая их сверх тре-
бующихся без учета размещения переключа-
телей. Компактность переключателя — один из
показателей совершенства его конструкции.
Переключатель разрабатывают для опре-
деленного устройства трансформатора, учи-
тывают наличие или отсутствие механической
связи выемной части с крышкой, устройство
1 «Токоведущими частями» переключателя назы-
вают не только контакты, по которым проходит ток, ио
и связанные с ними металлические части привода, по
которым ток ие проходит, но которые при работе транс-
форматора находятся под напряжением.
172
Переключатель
[ гл. 5
отводов, размещение вводов и т. д. Конструк-
ция переключателя в трансформаторе без рас-
ширителя отличается от переключателя в по-
добном трансформаторе с расширителем.
' В мировом трансформаторостроении суще-
ствует много различных конструкций переклю-
чателей, отличающихся различным устрой-
ством контактов, привода, различной общей
компоновкой.
Каждый тип переключателя предназначен
для определенного класса напряжения и но-
минального тока; рабочий ток обмотки не
должен превосходить номинального тока пе-
реключателя.
В отечественном производстве пересоеди-
нение регулировочных ответвлений обмоток
при помощи переключателей внедрено в транс-
форматорах 1—4-го габаритов в 1931—1933 гг.
(до этого переключение производилось при
помощи досок зажимов и других подобных
устройств). С тех пор переключатели подвер-
гались более или менее значительным кон-
структивным изменениям. Наиболее сущест-
венные изменения претерпели переключатели
трансформаторов 1—3-го габаритов. Измене-
ния касались принципиальной конструкции
контактной системы, устройства привода и
общей компоновки. Внедрение емкостной за-
щиты обмоток на напряжения ПО—220 кв
привело к снижению импульсных градиентов
(§ 3-3), в том числе между регулировочными
ответвлениями; соответственно уменьшилась
величина необходимой импульсной прочности
между контактами переключателей этих клас-
сов. Это позволило в трансформаторах новых
серий для обмоток на напряжение ПО кв при-
менить однофазные переключатели, ранее
предназначавшиеся для класса 35 кв; анало-
гично для обмоток на напряжение 220 кв
используются переключатели с теми же габа-
ритами, что были у прежних 110-киловольтных
•переключателей (§ 5-7).
Ниже в этой главе кратко рассмотрены
вопросы проектирования контактов, изоляци-
онной конструкции и привода переключателей;
дано описание основных применяемых в на-
стоящее время отечественных конструкций.
Из общих вопросов здесь следует указать на
необходимость исполъвюваиия в переключателях
кокильного алюминиевого литья, литья под
давлением, специальных профилей для кон-
тактов, пластмассовых изоляционных деталей
с заделанными в них металлическими частя-
ми и т. д. Все это делается для уменьшения
объема механической обработки при изготов-
лении переключателей.
Металлические части переключателей за-
щищают от коррозии; их никелируют (контак-
ты), лудят (винтовые крепления, находящиеся
в масле), оцинковывают (винтовые крепления,
находящиеся в воздухе), окрашивают (наруж-
ные поверхности фланцев, колпаков и т. п.).
5-2. Схемы переключателей
Схема контактов переключателя задается
принятой схемой регулировочных ответвлений
обмотки.
В трехфазных трансформаторах 1—3-го га-
баритов для обмотки с тремя регулировочны-
ми ответвлениями на фазу применяют один
девятизажимный «нулевой» переключатель,
соединяющий в звезду фазы обмотки (обра-
зующий «нулевую точку»), и имеющий три ра-
бочих положения (рис. 5-1). Выбор устрой-
Рис. 5-1. Схемы контактной системы
трехфазных „нулевых" переключа-
телей. Схемы обмоток по рис. 4-5
или 4-7.
а — сдвоенный подвижной контакт; б — трн
подвижных контакта.
ства по рис. 5-1,а или б зависит от конструк-
ции контактной системы и величины напряже-
ния между отдельными неподвижными контак-
тами (§ 5-6).
В трехфазных трансформаторах 3-го габа-
рита на напряжение 35 кв для обмоток с че-
тырьмя регулировочными ответвлениями на
фазу применяют трехфазный переключатель
с 12 зажимами (контактами) по схеме рис. 5-2
на три рабочих положения. В трансформато-
рах 4-го габарита с шестью регулировочными
ответвлениями на фазу применяют однофазные
шестизажимные переключатели по схеме рис.
5-3 на пять рабочих положений. Существуют
однофазные переключатели этого же типа с
восемью зажимами (для обмотки с восемью
регулировочными ответвлениями),
Положения переключателя обозначают
римскими цифрами: I, II и т. д. Положение I
соответствует максимальному числу включен-
§ 5-3]
Контакты переключателя
173
Рис. 5-2. Схема кон-
тактной системы
трехфазного пере-
ключателя. Схема об-
мотки по рис. 4-6,а.
Рис. 5-3. Схема кон-
тактной системы од-
нофазного переклю-
чателя. Схемы обмо-
ток по рис. 4-6,6,
4-8 — 4-10.
ных витков обмотки. Так, например, положе-
ние I переключателя, выполненного по схеме
рис. 5-3, соответствует, как правило, включе-
нию обмотки на ступень напряжения +5%,
положение II—на +2,5%, положение III—
на номинальную -ступень, положение IV—на—
2,5%, положение V—на—5% (см. схемы об-
моток рис. 4-6,6, 4-8, 4-9 и 4-10).
5-3. Контакты переключателя
Общие сведения
В рабочем положении, т. е. под током, кон-
такты переключателя неподвижны; без тока
(и не под напряжением) они размыкают и за-
мыкают электрическую цепь обмотки. Основ-
ным параметром для проектирования контакт-
ной системы является номинальный ток пере-
ключателя-, при длительной работе под номи-
нальным током перегрев контактов должен
быть не выше нормированного допустимого. На
конструкцию контактов влияют также изоля-
ционные расстояния, так как промежутки
между неподвижными контактами, определяе-
мые электрической прочностью, задают раз-
мер подвижного контакта.
Перегрев контактов переключателя над
температурой масла допускают не выше 10° С.
Принятие этого сравнительно низкого перегре-
ва обусловлено- стремлением устранить по
возможности все факторы, которые могут при-
вести ‘ к ухудшению контакта, в частности
уменьшить вероятность окисления его поверх-
ности и шламообразования.
Контакты переключателя должны выдер-
живать без повреждений ток короткого замы-
кания обмотки трансформатора.
Перегрев контакта при данном токе опре-
деляется его электрическим (переходным) со-
противлением; с увеличением сопротивления
перегрев растет. Он зависит от интенсивности
охлаждения контакта: от величины его* по-
верхности, омываемой маслом, и от теплопе-
редачи от контакта к соприкасающимся с ним
металлическим частям. На ч перегрев влияет
также выравнивание температур между кон-
тактом и присоединенным к нему регулировоч-
ным отводом.
Величина переходного сопротивления кон-
такта зависит от его конструкции, материала
соприкасающихся частей и силы прижатия их
друг к другу. По своему устройству контакт
может быть точечным (образуется, например,
соприкосновением сферической поверхности
с плоскостью), линейным (две параллельные
цилиндрические поверхности), плоским (две
плоскости) и т. п. Однако действительное со-
прикосновение металла контактов происходит
не в одной точке (точечный контакт), не по
линии (линейный контакт) и не по сплошной
плоскости (плоский контакт). Контактные по-
верхности всегда имеют 'микроскопические
возвышения и впадины; поэтому соприкосно-
вение происходит только в отдельных «точ-
ках»—небольших площадках. Действительная
площадь касания увеличивается с ростом си-
лы прижатия контактов друг к другу. Под
влиянием силы прижатия металл в точках ка-
сания сминаетоя и размеры площадок увели-
чиваются, возникает соприкосновение в новых
«точках». Это приводит к снижению переход-
ного сопротивления.
Для контакта данного типа переходное со-
противление зависит от величины силы при-
жатия и не зависит от геометрических разме-
ров контактной поверхности. Например, для
плоского контакта увеличение его площади
(при неизменной силе прижатия) практиче-
ски не снижает переходного сопротивления.
На основании теоретических и эксперимен-
тальных исследований принимают следующее
выражение для величины переходного сопро-
тивления контактов /?:
где К — постоянная, зависящая от материала
и состояния поверхности контакта;
Р — сила прижатия контактных частей;
п зависит от типа контакта и находится в
пределах от 0,5 до 1.
174
Переключатель
[ гл. 5
С увеличением силы прижатия переходное оопро-
тивление контакта снижается согласно формуле только
до некоторой величины силы. Для каждого типа кон-
такта существует предел, выше которого идти нецеле-
сообразно: дальнейшее увеличение силы не дает суще-
ственного уменьшения переходного сопротивления.
Кроме того, оказывают влияние конструктивные фак-
торы; увеличение силы прижатая контактных частей
может приводить к чрезмерному росту крутящего
момента на валу переключателя, к недопустимому
прогибу вала и т. д. В конечном счете сопротивление
контакта не может быть ниже некоторой величины.
Это ограничивает номинальный ток контактной * систе-
мы данного устройства. Если необходимо сконструи-
ровать переключатель на больший ток, то оказывается
целесообразным применить несколько контактов, вклю-
ченных параллельно.
Переходное сопротивление не должно увеличивать-
ся при длительном воздействии на контакт горячего
трансформаторного масла. Этому требованию не удов-
летворяют непокрытые стальные контакты, так как они
подвергаются сильному окислению. При наличии защит-
ного покрытия (см. ниже} стальные контакты можно
применять, но лишь для сравнительно небольших токов,
примерно до 20 а.
В большинстве типов переключателей применяют
контактные части из латуни. Более низким переход-
ным сопротивлением обладают медные контакты, но
латунь легче, чем медь поддается всем видам обра-
ботки, применяемым при изготовлении контактов.
Контактные поверхности переключателей обраба-
тывают по 6-му классу чистоты. Шлифовку и поли-
ровку не применяют1, такая обработка увеличивает
переходное сопротивление из-за уменьшения числа кон-
тактных точек. (Теоретически полированные поверх-
ности соприкасаются не более чем в трех точках).
Контакты переключателей масляных трансформа-
торов никелируют. Лужение, обычно применяемое для
покрытия проводников отводов (гл. 6) и находящихся
в масле контактных частей вводов (гл. 7), для кон-
тактов переключателей непригодно из-за недостаточ-
ной стойкости на истирание. Толщина никелевого по-
крытия 20 мк.
Характерный для конструкции переключателей
линейный контакт (см. ниже), образованный никели-
рованными латунными контактными частями, имеет
переходное сопротивление порядка 5 -10-4 ом или
ниже. (Измерение сопротивления производят между
двумя неподвижными контактами при установленном
между ними одном контактном кольце или сегменте,
см. ниже.}
В результате взаимодействия масла в баке транс-
форматора с металлом контактных частей на их по-
верхности (при никелевом покрытии) может образо-
ваться пленка окисла, значительно повышающая пе-
реходное .сопротивление. Пленка удаляется (старает-
ся) при замыкании и размыкании контактов. Поэтому
рекомендуется не оставлять контакты переключателя
работающего трансформатора длительное . время в
одном и том же положении; не реже одного раза
в год необходимо произвести несколько полных циклов
переключения, т. е. перестановку подвижных контак-
тов во все возможные положения по отношению к не-
подвижным. Это же нужно делать в случае, если про-
изошло короткое замыкание трансформатора.
Срок службы контактов переключателей ограни-
чивается исключительно стойкостью пружины, прижи-
мающей контактные части. Ленточные спиральные
и навитые из проволоки цилиндрические пружины
в переключателях существующих типов выдерживают
десятки тысяч переключателей, т. е. имеют большой
запас механической прочности.
Самоустанавливающиися кольцевой контакт
Одно время почти во всех типах переклю-
чателей силовых трансформаторов применяли
самоустанавливающиися линейный кольцевой
контакт, образуемый круглыми цилиндрами с
параллельными осями; неподвижными контак-
тами служат цилиндрические стержни (тру-
бы), их замыкает подвижный контакт в виде
кольца. На рис. 5-4 показана схема устрой-
ства этого контакта. В контактное кольцо
вставлена спиральная ленточная пружина.
При помощи оси кольцо с пружиной закреп-
лено на стальном коленчатом валу. В рабо-
чем положении (рис. 5-4,а) пружина сжата
и прижимает кольцо к двум контактным
стержням. Пружина имеет на своем внутрен-
нем витке кольцевой выступ (размером по-
рядка 0,5 мм), обращенный к оси (рис. 5-5).
Пружина соприкасается с осью только этим
выступом, что, дает возможность кольцу не-
много поворачиваться в вертикальной плос-
кости. Под воздействием пружины кольцо «са-
моустанавливается» относительно двух кон-
тактных стержней, т. е. занимает такое поло-
жение, при котором получается наибольшее
возможное число точек касания. Таким путем
обеспечивается хороший контакт при возмож-
ной некоторой непараллельности осей двух
стержней. В подвижном контакте, образован-
ном несколькими кольцами на одной общей
оси, каждое кольцо «самоустанавливается» от-
носительно контактных стержней независимо
от других колец.
Рис. 5-4. Кольцевой контакт.
а — рабочее ’Положение; б — промежуточное положение,
/—контактное кольца; 2 — спиральная ленточная пружн- t
на; 3 — ось пружины; коленчатый вал; 5 — контактный
стержень.
Рис. 5-5. Разрез кон-
тактного кольца в
рабочем положении
(рис. 5-4, разрез по
&5-3}
Контакты переключателя
175
Для того чтобы произвести переключение,
т. е. переставить контактное кольцо в другое
положение (замкнуть другую пару контакт-
ных стержней), вращают коленчатый вал 4
(рис. 5-4). В промежуточном положении (рис.
5-4,6) кольцо смещается к центру переключа-
теля и сжимает пружину. При дальнейшем
вращении коленчатого вала пружина устанав-
ливает кольцо в рабочее положение.
Вал переключателя с кольцевым контактом рабо-
тает на скручивание и подвергается изгибу.
Диаметр контактного стержня (трубы} опреде-
ляется в основном диаметром присоединяемого к нему
провода (кабеля) (см. § 5-7). Расстояние между кон-
тактными (Стержнями при классах напряжения ПО к,в и
выше задается величиной необходимой электрической
прочности (§.5-4).
Размеры контактного кольца при данном расстоя-
нии между контактными стержнями (трубами) опре-
деленного диаметра выбирают с учетом следующего.
Для обеспечения надежного (устойчивого) кон-
такта должно быть достаточным «западание» кольца
за стержни (размер m на рис. 5-4,а). Увеличение за-
падания связано с уменьшением диаметра кольца. Это
уменьшение ограничивется предельным возможным
положением оси пружины кольца: в промежуточном
положении (рис. 5-4,6} между осью и контактным
стержнем должны помещаться пружина (в сжатом со-
стоянии) и тело кольца. Кроме того, увеличение диа-
метра кольца позволяет получить лучшие механиче-
ские характеристики пружины. В рабочем положении
кольца (пружины) ось может быть (за счет производ-
ственных отклонений) несколько смещена относитель-
но середины промежутка между двумя контактными
стержнями. Чем больше диамеггр кольца, тем больше
угол отклонения оси, в пределах которого еще обесйе^
чивается хороший контакт кольца с обоими стержня-
ми. Однако с увеличением диаметра кольца прихо-
дится отодвигать «затылок» коленчатого вала, чтобы
иметь достаточный зазор п в промежуточном положе-
нии (рис. 5-4,6). Увеличение же размеров коленчатого
вала приводит к росту габарита переключателя и утя-
желяет всю его конструкцию.
Высота контактных колец в переключателях су-
ществующих, типов находится в пределах 15—25 мм.
Пружина контактных колец навита из пружинной
ленточной стали марки У-8А толщиной порядка 1 мм,
закалена и отпущена на твердости 42—45 no Rc.
Одна и та же пружина в разных положениях разви-
вает неодинаковую силу. Пределы силы прижатия за-
висят от размеров пружины. В переключателях транс-
форматоров 4-го габарита для обеспечения нужной
величины переходного сопротивления кольцевого кон-
такта пружина должна развивать усилие не менее
2 кГ; верхний предел может достигать 5 кГ и больше.
Для получения устойчивых механических, харак-
теристик ленточной пружины необходимо точно со-
блюдать режим ее термической обработки. Наиболь-
шие трудности возникают при изготовлении пружин
для контактных колец относительно небольшого диа-
метра, порядка 30—40 мм. Эти технологические труд-
ности вынудили в большинстве типов переключателей
1—3-го габаритов перейти от кольцевого контакта
к сегментному и ножевому (ом. ниже)’
Контакт, состоящий из неподвижных цилиндриче-
ских стержней и одного замыкающего их кольца, при-
годен для номинального тока 100—120 а. Для боль-
шего тока (до 1 000 а) применяют несколько парал-
лельных контактных колец; число колец может до-
ходить, например, до восьми (рйс. 5-20).
Самоустанавливающийся сегментный контакт
Самоустанавливающийся сегментный кон-
такт применяют в переключателях трансфор-
маторов 1—3-го габаритов существующих се-
рий для номинального тока 120 а (рис. 5-6,.
0
Рис. 5-6. Трехфазаый .нулевой’ переключатель типа-
ТПСУ-9-120/10.
а —общий вид переключателя; d — вид снизу.
/ — колпак привода; 2 —дощечка (дюралюмин); 5 —стопорный
болт (сталь); 4 — фланец колпака; 5 —крышка бака трансформа-
тора; tf —резиновое уплотняющее кольцо; 7 —болт с замковой
шайбой; бумажно-бакелитовый цилиндр размёром 0 95/105 х
X 194 мм; Р —фланец цилиндра (чугун); /0 — изоляционная
часть вала (бумажно-бакелитовая труба); //—коленчатый вал;
12 — контактный сегмент; 13 — болт (с пружинной шайбой), прикре-
пляющий контакт 15 к цилиндру 8; 14 — контактный болт; 15 —
неподвижный контакт; 16 — гетинаксовая центрирующая пластина.
Колпак 1 и фланец 4—из алюминиевого сплава, контакты 12 •
и 15 — никелированы.
176
Переключатель
'(гл. 5
Рис. 5-7. Детали переключателя,
изображенного на рис. 5-6.
а — ось контактного сегмента (сталь);
6—контактный сегмент "(латунь); в —
ось пружины (сталь); г — цилиндриче-
ская пружина (сталь); д—стальной кон-
тактный болт (для присоединения регу-
лировочного ответвления обмотки); е —
неподвижный контакт (латунь); ж —
сдвоенный коленчатый вал (алюминие-
вый сплав).
5-7 и 5-8). Это также линейный контакт. Не-
подвижными частями служат цилиндрические
стержни, их замыкает подвижной контактный
сегмент. Последний при помощи вертикальной
оси закреплен на коленчатом валу переклю-
чателя. На горизонтальной стальной оси наде-
та цилиндрическая пружина из стальной про-
волоки. Горизонтальная ось упирается в ось
сегмента и под действием пружины прижима-
ет сегмент к неподвижным контактам. Для
того чтобы сегмент мог «самоустанавливать-
Рис. 5-8. Сегментный кон-
такт (см. рис. 5-6 и 5-7).
1 — бумажно-бакелитовый ци-
линдр; 2 — неподвижный кон-
такт; 3—контактный сегмент;
4 — ось контактного сегмента
(сечение по кольцевому вы-
ступу); 5 — цилиндрическая
пружина; 6 — шайба; 7 —
сдвоенный коленчатый вал;
8 — ось пружины; 9 — вырез
в выступе коленчатого вала 7
для оси второго контактного
сегмента.
ся» (см. выше—в описании кольцевого кон-
такта), его ось снабжена кольцевым высту-
пом. Ось соприкасается с сегментом только
этим выступом. Это дает возможность сегмен-
ту поворачиваться относительно оси и зани-
мать относительно двух неподвижных контак-
тов положение, наилучшее -в отношении сопри-
косновения с ними.
Радиус закругления контктного сегмента равен
радиусу окружности, касающейся неподвижных кон-
тактов. Поэтому сжатие цилиндрической пружины
в процессе переключения не изменяется. Усилие, раз-
виваемое пружиной, находится в пределах 5—7,5 кГ.
Сегмент имеет хороший контакт с обоими неподвиж-
ными контактами не только в симметричном положе-
нии, но и при некотором его смещении в сторону
одного из контактных стержней. Это делает сегмент-
ный контакт менее чувствительным к неточностям
сборки, чем кольцевой. Допустимое отклонение гео-
метрической оси сегмента от середины промежутка
между неподвижными контактами тем более, чем боль-
ший угол образует тело сегмента (его размер по
окружности касания с неподвижными контактами).
Предел увеличению этого размера ставится изоляци-
онным расстоянием, которое нужно выдержать от края
сегмента до следующего неподвижного контакта. Вы-
сота сегмента в переключателях существующих типов
равна 15 мм.
Вал переключателя с сегментным контактом рабо-
тает так же, как в устройстве с контактными кольца-
ми: на скручивание и изгиб.
Ножевой контакт
В ножевом («ламельном») контакте два не-
подвижных ножа замыкаются двумя парами
подвижных контактов—«ламелей», соединен-
ных промежуточной пластиной; с ножами об-
разуется линейный, с промежуточной пласти-
ной точечный контакт (рис. 5-11 и 5-12).
В ножевом контакте применены цилиндри-
ческие пружины из проволоки. Для направ-
ления подвижных контактов на нож сделаны
скосы.
Важное значение имеет расстояние между
парными подвижными контактами в проме-
жуточном положении. Сближение подвижных
контактов ограничено шайбой 22 (рис. 5-11).
Чем меньше это расстояние по сравнению с
толщиной ножа, тем большее требуется уси-
лие при переходе к рабочему положению. При
относительно очень малом расстоянии возни-
кает опасность поломки контактных частей.
Относительно большое расстояние между под-
вижными контактами в промежуточном поло-
жении имеет другой недостаток; появляется
возможность неодинакового прижатия по-
движных контактов в рабочем положении к но-
жу, если последний несколько смещен в осе-
вом направлении по отношению к паре под-
вижных контактов. Это привело бы к нерав-
§ 5-4]
Изоляция переключателя
177
номерному распределению тока между ними.
В устройстве, показанном на рис. 5-11 и 5-12,
толщина ножа равна 4,4 мм, расстояние меж-
ду подвижными контактами в промежуточном
положений составляет 2 мм; давление каждой
пружины в рабочем положении находится в
пределах от 2,5 до 3 кГ.
Переключатель с ножевым контактом от-
личается от конструкций с кольцевым и сег-
ментным контактами; при ножевом контакте
вал не подвергается значительному изгибу,
а работает в основном на скручивание.
Разновидностью ножевого контакта являет-
ся конструкция, показанная на рис. 5-13 и
5-14. В ней отсутствует промежуточная кон-
тактная пластина, соединяющая подвижные
контакты в устройстве по рис. 5-11, что умень-
шает величину переходного сопротивления.
Исключение этого промежуточного контакта
особенно существенно потому, что здесь нет
трения контактных частей и вследствие этого
на них может появиться пленка окисла. Вмес-
те с тем устройство по рис. 5-14 требует весь-
ма точного изготовления пластины 3; три ее
выступа должны иметь одинаковую форму и
размеры, с тем чтобы они одинаково распо-
лагались по отношению к трем ножам.
В существующих конструкциях переключа-
телей ножевой контакт применяется для номи-
нального тока 120 а.
5-4. Изоляция переключателя
В переключателях подобно обмоткам раз-
личают главную изоляцию от токоведущих до
заземленных частей и продольную изоляцию
между токоведущими частями (рис. 3-1). При
выполнении трехфазных переключателей по
схеме -на рие. 5-2 выделяют междуфазную изо-
ляцию. Требования, предъявляемые к главной и
продольной изоляции переключателя, определя-
ются классом напряжения обмотки, с которой
электрически соединены его контакты.
Если переключатель закреплен на крышке
бака (трансформаторы 1—3-го габаритов),то
его главную изоляцию образуют изоляцион-
ные промежутки вдоль бумажно-бакелитовых
цилиндра и вала между связанными с крыш-
кой заземленными и токаведущими частями.
Эти промежутки должны выдерживать нор-
мированные испытательные напряжения об-
мотки: переменного тока и импульсное
(гл. 3). При данном изоляционном расстоя-
нии вдоль цилиндра или вала электрическая
прочность зависит от формы и расположения
токоведущих и заземленных частей и качества
изоляции (цилиндра, вала). В качестве ориен-
12 А. В. Сапожников.
тировочных можно указать следующие мини-
мальные расстояния между «электродами»:
класс напряжения 6 кв—50 мм, класс 10 кв—
80 мм, класс 35 кв—180 мм. В отдельных
конструкциях может оказаться возможным
применить несколько меньшие расстояния.
При установке переключателя на выемной
части его токоведущие части отделены от
крышки и связанных с ней заземленных ча-
стей изоляционной штангой. При классах на-
пряжения 10—35 кв штанга деревянная; при
классах ПО кв и выше—в виде бумажно-ба-
келитовой трубы или составная—из бумажно-
бакелитовой трубы и деревянного стержня.
Составную штангу ставят бумажно-бакелито-
вой трубой вниз с тем, чтобы дерево не сопри-
касалось с находящимися внизу токоведущи-
ми частями. При классе напряжения 110 кв
и испытательном напряжении 200 кв (гл. 3)
путь поверхностного разряда между ближай-
шими точками нижней и верхней металличе-
ских муфт штанги (рис. 5-16) должен удов-
летворять условию
0,4 a -f- 0,67 b > 300 мм,
где — путь поверхностного разряда по де-
реву, мм;
Ъ — то же по бумажно-бакелитовой тру-
бе, мм.
Продольную изоляцию переключателя со-
ставляют промежутки между отдельными его
контактами; это чисто масляные промежутки
и путь поверхностного разряда по твердой изо-
ляции, в которой закреплены контакты. Тре-
буемая электрическая прочность продольной
изоляции переключателя определяется им-
пульсными градиентами, воздействующими
между соответствующими регулировочными
ответвлениями (катушками) обмотки (§ 3-3).
Для классов напряжения 6-^35 кв расстояния
между неподвижными контактами, определя-
емые устройством контактной системы, оказы-
ваются обычно достаточными в отношении
электрической прочности. При классах на-
пряжения ПО кв и выше требования, предъ-
являемые к продольной изоляции, занимают
существенное место в конструировании пере-
ключателя.
В однофазных переключателях барабанного типа
(§ 5-7), выполняемых по схеме рис. 5-3, промежутки
между соседними контактными стержнями должны
рассчитываться на максимальный импульсный гра-
диент, возникающий в «зоне регулировки» обмотки.
Этот максимальный градиент воздействует либо на
изоляционный промежуток между стержнями Az и Лэ
при соединении в обмотке точек Лв и Л7 или между
стержнями Лб и Л7 при соединении точек Л2 и Л3
(рис. 4-6,6). Например, в переключателях класса 220 кв
178
Переключатель
t гл. 5
изоляционный промежуток между соседними стержнями
рассчитывается на импульсное напряжение, равное
0,35 • 945=около 330 квмакс\ здесь 0,35 — максимальный
импульсный градиент в зоне регулировки, выраженный
в долях амплитуды полной волны; 945 квмакс — им-
пульсное испытательное напряжение обмотки класса
220 кв.
В переключателе барабанного типа (§ 5-7)' кон-
тактные стержни устанавливают (запрессовывают), не
непосредственно в гетинаксовый диск, а в промежуточ-
ную бумажно-бакелитовую втулку, выступающую в обе
стороны за диск (рис. 5-15). При этом электрическая
прочность изоляции между соседними стержнями опре-
деляется либо пробоем чисто масляного промежутка
между голыми частями стержней, либо пробоем и пере-
крытием твердой изоляции. Так, например, может про-
исходить перекрытие по торцу втулки, по ее цилиндри-
ческой поверхности, по поверхности гетинаксового
диска и далее по втулке второго стержня; может про-
исходить пробой втулки у поверхности диска и перекры-
тие по этой поверхности и т. д. Напряжение пробоя
твердой изоляции и перекрытия вдоль ее слоев зависит
от качества бумажно-бакелитовых трубок, из которых
выточены втулки, и качества листового гетинакса, из
которого сделан диск. Для переключателей применяют
бумажно-бакелитовые трубки марки ТБ/П с нормиро-
ванной электрической прочностью вдоль слоев бумаги.
Для дисков переключателей, классов напряжения до
110 кв включительно применяют листовой гетинакс
марки А; для классов 35 и 110 кв выдерживаемое, на-
пряжение при испытании вдоль слоев гетинакса должно
быть не виже 30 кв150 мм. Для переключателей класса
220 кв применяют гетинакс марки Б, группы I (выдер-
живаемое напряжение вдоль слоев 40 /се/50 мм). Ука-
занные величины выдерживаемых напряжений относят-
ся к переключателям трансформаторов классов ПО и
220 кв новых серий. При проектировании переключате-
лей этих классов существующих серий к продольной
изоляции предъявляли относительно высокие требова-
ния, определявшиеся перенапряжениями в обмотках
без емкостной защиты (§ 3-3). В соответствии с этими
требованиями для класса ПО кв применяли гетинакс
марки Б, группы I, а для класса 220 кв марки Б, груп-
пы IV с выдерживаемым напряжением вдоль слоев
70 кв/50 мм. t
На электрическую прочность изоляционных проме-
жутков между контактными стержнями переключате-
лей барабанного типа оказывают влияние: радиус за-
кругления торцов стержней, изолирование кабеля, впа-
янного в стержень, и т. д. (см. § 5-7).
Импульсное напряжение, воздействующее на изо-
ляционный промежуток между коленчатым валом
(контактными кольцами) и не соединенными с ним
контактными стержнями, составляет 50—75% макси-
мального напряжения между соседними контактами.
Длительно действующее рабочее напряжение и на-
пряжение переменного тока, возникающее между кон-
тактами переключателя при испытании изоляции обмот-
ки, как правило, не являются определяющими для
выбора изоляционных промежутков в переключателе.
Изоляция переключателей до их установки на
трансформатор испытывается напряжением переменного
тока. Цель этого испытания заблаговременно убедиться
в отсутствии дефектов изготовления и материала.
Испытательное напряжение изоляции между контакта-
ми должно соответствовать расчетному импульсному
напряжению, деленному на 2 и на коэффициент
импульса этой изоляции (§ 3-6J.
Изоляцию между фазами трехфазного переключа-
теля, выполненного по рис. 5-2, рассчитывают и испы-
тывают тем же напряжением, которым испытывается
изоляция данного класса относительно земли; напри-
мер, изоляция между фазами переключателя типа
ПТЛ-4-120/35 (§ 5-6) испытывается одноминутным на-
пряжением 85 кв.
При конструировании переключателей определение
необходимых изоляционных расстояний основывается
почти исключительно на экспериментальных исследова-
ниях моделей типичных элементов изоляции и на испы-
тании макетов изоляции новых разрабатываемых кон-
струкций.
Изоляционные промежутки от токоведущих частей
переключателя до стенки бака, креплений магнитопро-
вода, обмоток, а также длину пути перекрытия вдоль
штанги выбирают при конструировании отводов (гл. 6).
5-5. Крепление и привод переключателя
В трансформаторах 1—3-го габаритов,
у которых выемная часть механически связа-
на с крышкой бака, переключатель может
быть закреплен на выемной части или на
крыш-ке. Последнее крепление предпочтитель-
но: при нем значительно упрощается кон-
струкция привода.
У переключателя, закрепленного на крыш-
ке (рис. 5-6, 5-10, 5-11), контактная система
и привод составляют одно конструктивное це-
лое. Переключатель устанавливают на крышке
в процессе сборки отводов. Выемную часть
опускают в бак вместе с крышкой, с установ-
ленным на ней переключателем, с присоеди-
ненными к нему регулировочными отводами.
Переключатель (рис. 5-9), закрепляемый
на выемной части (на уровне обмоток к де-
Рис. 5-9. Трехфазный „ну-
левой* переключатель ти-
па ПТУ-9-350/11.
§ 5-5] Крепление и привод переключателя 179
ревянным стойкам, связанным с ярмовыми
балками), представляет собой конструкцию,
отдельную от его привода, находящегося на
крышке.
Переключатель соединяется с приводом
съемным изоляционным валом — штангой.
В трансформаторах 3-го габарита (выемная
часть связана механически с крышкой бака)
штангу ставят на место во время сборки отво-
дов. При этом крышка бака с закрепленным
на ней приводом переключателя установлена
на подъемных шпильках выемной части.
В трансформаторах 4-го габарита (у них
нет механической связи- выемной части
с крышкой) переключатель в процессе сборки
отводов устанавливают на деревянных стой-
ках и присоединяют к нему регулировочные
отводы (рис. 5-16). Штангу монтируют после
опускания выемной части в бак и установки
крышки на раму бака и скрепляют ёе с приво-
дом через люк в крышке (§ 5-7).
Для трансформаторов 1—2-го габаритов
классов напряжения 6—10 кв новой серии, не
имеющих связи выемной части с крышкой,
разработана оригинальная конструкция креп-
ления переключателя (рис. 5-13): во время
сборки отводов (без крышки) он поддержи-
вается на выемной части, после ее опускания
в бак переключатель закрепляют на крышке.
Конструкция привода переключателя долж-
на обеспечивать точную установку его под-
вижных контактов относительно неподвиж-
ных.
Каждому рабочему положению контакт-
ной системы соответствует определенное рас-
положение наружных вращающихся частей
(колпака, штурвала, рукоятки) привода. Это
относительное положение частей привода
определяется и фиксируется стопорным бол-
том (болтами), ввинчиваемым в колпак и
входящим в гнездо во фланце (рис. 5-11), или
другим подобным устройством.
В переключателе, устанавливаемом на
крышке (рис. 5-6, 5-10, 5-11, 5-13), точное со-
ответствие положений стопорного болта отно-
сительно контактной системы обеспечивается
в процессе изготовления переключателя. При
его сборке на трансформаторе никакой под-
гонки не требуется. Иначе обстоит дело с пе-
реключателем, устанавливаемым на выемной
части. У него необходимо подогнать друг
к другу положения коленчатого вала и приво-
да на крышке. Это делают на трансформато-
ре при установке штанги (§ 5-7).
У переключателя, закрепленного на крыш-
ке бака, осуществлена жесткая связь между
12*
колпаком с рукоятками, его стальным валом,
изоляционным и коленчатым валом, несущим
подвижные контакты. При установке переклю-
чателя на выемной части невозможно обеспе-
чить совпадение вертикальных осей коленча-
того вала и вала привода, закрепленного на
крышке. Кроме того, нужно считаться с воз-
можными колебаниями вертикального рассто-
яния от переключателя до крышки. Это учи-
тывают в конструкции соединения штанги с
коленчатым валом и валом колпака. Соеди-
нение с коленчатым валом осуществляется
вилкой и штифтом; здесь предусмотрена ком-
пенсация отклонений размеров по высоте.
Связь штанги с валом привода—шарнирная;
это обеспечивает правильную работу переклю-
чателя, несмотря на несовпадение осей колен-
чатого вала и колпака (§ 5-7).
В существующих конструкциях переключа-
телей трансформаторов 1—3-го габаритов
применены два способа установки (крепления)
на крышке. Переключатель, показанный на
рис. 5-10, устанавливается сверху крышки це-
ликом собранным; в крышке сделано отвер-
стие по наибольшему размеру контактной си-
стемы переключателя. Другая конструкция
осуществлена в переключателях по рис. 5-6 и
5-11. Эти переключатели соединяют со своим
приводом при установке на крышке (§ 5-6).
Сборка немного усложняется, но зато значи-
тельно уменьшается отверстие в крышке;
диаметр фланца получается много меньше,
чем при установке собранного переключателя
сверху крышки. f
У всех трансформаторов 1—3-го габаритов
и у большинства трансформаторов 4-го габа-
рита управление переключателем производит-
ся с крышки бака вращением колпака с руко-
ятками. В трансформаторах большой мощно-
сти, в частности на напряжение 220 кв, при-
меняют привод с рукояткой (штурвалом), вы-
веденной при помощи конической передачи па
стенку бака на высоту, удобную для управле-
ния с фундамента трансформатора (§ 5-7).
На неподвижном фланце привода переклю-
чателя сделаны отметки—цифры I, II и т. д.
Колпак привода снабжен выступом. Для ус-
тановки контактной системы в I положение
колпак нужно повернуть так, чтобы его вы-
ступ стал против цифры I и т. д. (При этом
стопорный болт должен войти в отверстие во
фланце — см. выше.)
К колпаку привода прикрепляют дощечку
с надписью, предупреждающей о необходимо-
сти при пользовании переключателем выпол-
нять указания специальной инструкции.
180 Переключатель [гл. 5
5-6. Переключатели трансформаторов
1—3-го габаритов
Переключатели трансформаторов без расширителя
iB трансформаторах существующей серии мощ-
ностью 20—75 ква класса -напряжения 6 кв, не имею-
щих расширителя, применяется переключатель типа
ТПСУ-9-120/6 — трехфазный переключатель с сегмент-
ным контактом, «нулевой», с девятью зажимами, на
номинальный ток 120 а, класса напряжения 6 кв. Бук-
ва У (вместо Y) обозначает соединение в звезду за-
жимов обмотки, осуществляемое на зажимах переклю-
чателяА Схема контактной системы по рис. 5-1, а.
Применен самоустанавливающийся сегментный линей-
ный контакт.
Основа переключателя — гетинаксовый диск ромби-
ческой формы с размерами в плане 270X135 мм. Он
прикреплен к угольникам над верхним ярмом магнито-
провода. В диск по окружности запрессованы девять
бумажно-бакелитовых втулок, а в них — контактные
стержни. Выступающая вверх часть стержня заканчи-
вается резьбой и служит для присоединения х регулиро-
вочных отводов обмотки. Выступающая вниз цилиндри-
ческая часть стержня является контактной.
Через середину гетинакосового диска проходит вал
переключателя, он заканчивается под диском коленча-
той частью (подобной рис. 5-7,ж)', несущей два контакт-
ных сегмента (как на рис. 5-7,6). При вращении вала
сегменты замыкают между собой три контактных
стержня, образуя «нулевую точку» обмотки.
Коленчатый вал соединен с бумажно-бакелитовой
трубой, а верхний конец трубы — со стальным валом,
который проходит через отверстие в крышке (без
уплотнения). Верхний конец стального вала с прикреп-
ленной к нему рукояткой закрыт колпаком. Установку
контактных сегментов контролируют по положению ру-
коятки вала относительно отметок у отверстия на
крышке.
Над переключателем (несколько ниже крышки ба-
ка) на скобах установлен стальной лист, предотвра-
щающий попадание на гетинаксовый диск капель воды
в случае конденсации водяных паров на внутренней по-
верхности крышки.
Вес переключателя 5,25 кГ.
Переключатели трансформаторов классов напряжения
3—10 Кв
На рис. 5-6 изображен переключатель ти-
па ТПСУ-9-120/10 — трехфазный переключа-
тель с сегментным контактом, «нулевой», с де-
вятью зажимами, на номинальный ток 120 а,
класса напряжения 10 кв. Схема контактной
системы — по рис. 5-1,а. Осуществлен само-
устанавливающийся сегментный линейный кон-
такт (рис. 5-7 и 5-8). Переключатель приме-
няется в трансформаторах 1-го габарита
с расширителем, 2-го габарита и в тех транс-
форматорах 3-го габарита, у которых номи-
нальный ток обмотки ВН не превосходит 120 а.
Переключатель прикреплен к крышке ба-,
ка. У нижней поверхности крышки располо-
жен бумажно-бакелитовый цилиндр 8 (рис.
5-6); на его нижнем торце расположены на
равных расстояниях друг от друга девять не-
подвижных латунных контактов 15. К ним с
наружной стороны болтами 14 присоединяют
регулировочные отводы обмотки. Вдоль обра-
щенных внутрь цилиндрических поверхностей
неподвижных контактов скользят латунные
контактные сегменты /2, закрепленные на
сдвоенном коленчатом валу 11. Два сегмента
замыкают три неподвижных контакта, обра-
зуя «нулевую точку» обмотки. Для перевода
подвижных контактов из одного рабочего по-
ложения в соседнее вал переключателя нуж-
но повернуть на 120°. Переключатель устанав-
ливают неподвижным зажимом У2 в сторону
стенки бака (см. рис. 5-1,а).
Коленчатый вал скреплен бумажно-баке-
литовой трубой 10 со стальным валом приво-
да. Нижний конец коленчатого -вала центри-
руется треугольной пластиной 16 из гетина-
кса. Это уменьшает прогиб вала под действием
горизонтального усилия, развиваемого пружи-
ной сегментных контактов.
Прочность главной изоляции переключате-
ля определяется напряжением перекрытия
вдоль бумажно-бакелитовой трубы 10 между
торцами коленчатого -вала И и вала привода.
Вертикальное расстояние от нижней по-
верхности крышки трансформатора до нижней
точки переключателя равно 225 мм.
Устройство частей привода переключателя,
расположенных на крышке трансформатора,
аналогично конструкции переключателя типа
ПТЛ-4-120/35, разрез которого дан на рис.
5-11. Габаритные размеры этих частей обоих
переключателей одинаковы. ~
Вес переключателя типа ТПСУ-9-120/10
равен 6 кГ.
В трансформаторах 3-го габарита классов
напряжения 3—10 кв при токе выше 120 а
применяют переключатель типа ПТУ-9-350/11
—переключатель трехфазный, «нулевой», с де-
вятью зажимами, на номинальный ток 350 а,
класса напряжения 10 кв *. Схема контактной
системы —по рис. 5-1,а. Применен самоуста-
навливающийся кольцевой линейный контакт.
Устройство контактов переключателя
ПТУ-9-350/11 подобно переключателям бара-
банного типа, используемым в трансформато-
рах 4-го габарита (§ 5-7). Основу описываемо-
го переключателя образуют (рис. 5-9) два гети-
наксовых диска ромбической формы. В диски
по окружности запрессованы бумажно-баке-
* Цифра 11 в обозначении типа переключателя
указывает величину наибольшего рабочего напряжения
(гл. 3) обмотки класса 10 кв\ это — ранее применяв-
шийся способ обозначения класса напряжения пере-
ключателей.
§ 5-6]
Переключатели трансформаторов 1—3-го габаритов
181
литовке втулки, а в иих—контактные стерж-
ни. Посередине дисков запрессованы изоляци-
онные, а в них — стальные втулки для концов
коленчатого вала (как на рис. 5-15). Послед-
ний в отличие от переключателей барабанного
типа сдвоенный, подобно коленчатому валу
(рис. 5-7,ж). На каждой из двух осей вала
установлено по три контактных кольца. На
рис. 5-9 видны (слева направо) три кольца
нижней половины коленчатого вала; они за-
мыкают между собой первый и второй кон-
тактные стержни в передней части переклю-
чателя. Три верхних кольца замыкают второй
и третий контактные стержни. Регулировоч-
ные отводы обмотки впаяны в наконечники,
присоединенные к концам контактных стерж-
ней. При токе до 260 а отвод присоединяют
только к одному концу стержня, при большем
токе (до 350 а) осуществляют параллельное
присоединение — снизу и сверху.
Особенностью описываемого переключате-
ля являются медные контактные стержни, а не
латунные, как в переключателях других ти-
пов. Это позволило уменьшить диаметр стерж-
ней и размеры всего переключателя ПТУ-9-
350/11. Кольца имеют наружный диаметр
32 мм, а стержни всего 12 мм. Со сравнитель-
но небольшим диаметром стержней связано
применение наконечников, навинчиваемых на
стержень снаружи (ср. с рис. 5-19). Вес пере-
ключателя (без привода) 3,6 кг.
Переключатель закрепляется на верти-
кальных деревянных стойках: прямоугольные
вырезы по концам гетинаксовых дисков
входят в пазы деревянных стоек. Ввиду отно-
сительно невысокого класса напряжения для
изоляции контактной системы переключателя
от обмоток и стенки бака никаких барьеров
(цилиндров, щитов) не применяют.'
Конструкция привода переключателя при-
мерно такая же, как у переключателей бара-
банного типа трансформаторов 4-го габарита
(рис. 5-16). «Штанга», соединяющая коленча-
тый вал с валом привода, деревянная.
Переключатель может быть приспособлен
для вывода нулевой точки обмотки (от колен-
чатого вала); этот вариант конструкции обо-
значается ПТУО-9-350/11.
Переключатели класса напряжения 35 кв
Для трансформаторов мощностью до
1 000 ква включительно класса напряжения
35 кв применяется (рис. 5-10) переключатель
типа З-оО/Зб — «нулевой» (буква 3 указывает
на то, что в переключателе осуществляется
соединение концов обмотки в звезду), на но-
минальный ток 50 а, класса 35 кв. Схема кон-
тактной системы—по рис. 5-1,6. Применен
точечный контакт.
Переключатель устанавливается на крыш-
ке; его фланец из алюминиевого сплава ста-
вится на крышку сверху и прикрепляется
к ней четырьмя шпильками.
Неподвижный контакт представляет латун-
ный стержень; его верхний конец имеет резь-
бу М8. К этому концу присоединяется регули-
I
J
Рис. 5-10. Трехфазный
«нулевой • переключа-
тель типа 3-50/35. Кол-
пак, закрывающий ру-
коятку, .снят.
ровочный отвод. Стержень закреплен в диске
из пластмассы с фасонной поверхностью; это
увеличивает путь перекрытия между токо-
ведущими частями. За нижнюю поверхность
диска выступает головка стержня с горизон-
тальной контактной поверхностью. Снизу к
трем (из девяти) неподвижным контактам
прижаты три подвижных контакта, электри-
чески соединенных между собой. Подвижный
контакт представляет латунный цилиндриче-
ский стержень с головкой в виде сферического
сегмента и снабжён цилиндрической пружи-
ной. Три подвижных контакта закреплены
в общем алюминиевом держателе, связанном
с валом переключателя. Средняя часть вала
выполнена из бумажно-бакелитовой трубы.
Вертикальное расстояние от верхней по-
верхности крышки трансформатора до ниж-
ней точки переключателя составляет около
330 мм.
В описанных ранее переключателях «нуле-
вого» типа: ТПСУ-9-120/6, ТПСУ-9-120/10,
182
Переключатель
[ гл. 5
ПТУ-9-350/11 неподвижные контакты (схема
рис. 5-1,а) расположены по окружности на
одинаковых расстояниях друг от друга. При
примененной в переключателе типа 3-50/35
схеме рис. 5-1,6 контакты целесообразно рас-
полагать тремя группами, внутри которых
расстояния меньше, чем между группами. Это
соответствует величинам воздействующих на-
пряжений: между зажимами Xi и Х2, Х2 и Лз,
Yi и Y2 и т. д. действует напряжение половины
«диапазона регулировки», а между Xi и Уз,
Yi и Z3, Zj и Хз—напряжение всего «диапазо-
на». Поэтому в переключателе 3-50/35 «шаг»
между неподвижными контактами одной и
той же фазы взят 30°, а между контактами
разных фаз —60°. Для перевода подвижных
контактов из одного положения в соседнее
бал нужно повернуть на 30°.
Применение уменьшенных расстояний меж-
ду зажимами одной фазы и выступов на по-
верхности пластмассового диска позволили
сделать его сравнительно небольшого диа-
метра—105 мм. Вес переключателя 4,15 кг.
Переключатель 3-50/35 применяют также
при соединении обмотки по схеме Yo; нулевую
точку выводят от держателя подвижных кон-
тактов.
На рис. 5-11 показан переключатель типа
ПТЛ-4-120/35 — переключатель трехфазный,
«ламельный» (с ножевым контактом), с че-
тырьмя зажимами на фазу, на номинальный
ток 120 а, класса напряжения 35 кв. Схема
контактной системы по рис. 5-2. Применен
ножевой контакт (рис. 5-12). Переключатель
устанавливается в трансформаторах суще-
ствующей серии 'класса 35 кв мощностью
1 800—5 600 ква.
Переключатель прикреплен к крышке
трансформатора. Под крышкой находится бу-
мажно-бакелитовый цилиндр 16 (рис. 5-11),
размерами 0115/125 X 784 мм. На нем тремя
«ярусами» закреплены выступающие внутрь
ножи — неподвижные контакты 19. Внутри
цилиндра проходит изоляционный вал — бу-
мажно-бакелитовая труба 15, несущая под-
вижные контакты, замыкающие одновременно
по одной паре ножей в каждой из фаз пере-
ключателя. К неподвижным контактам снару-
жи цилиндра присоединяются регулировоч-
ные отводы обмотки. Устройство подвижных
контактов видно на рис. 5-12 (см. также
§ 5-3). Верхний конец бумажно-бакелитовой
трубы 15 соединен со стальным валом 13 при-
вода, нижний конец — с вспомогательным
стальным валом 26. На торцах цилиндра 16
закреплены чугунные фланцы 2 и 27. Нижний
фланец 27 центрирует и поддерживает вал
переключателя, верхний 2 центрирует вал и
служит для крепления переключателя.
Прикрепление переключателя к крышке и
сборку привода производят следующим обра-
зом. Предварительно собирают все части, свя-
занные с цилиндром 16 (неподвижные контак-
ты, фланцы 2 и 27, вал с подвижными контак-
тами). В отверстие в крышке вставляют
(снизу) ' горловину фланца 2. На крышку
сверху ставят фланец 3, соединяя его с флан-
цем 2 при помощи шпонки 12. Закрепляют пе-
реключатель и уплотняют отверстие в крышке,
завинчивая гайку 5. Уплотняют вал набивкой 6
при помощи уплотняющего кольца 9 и гайки 7.
Устанавливают колпак 4 и соединяют его с ва-
лом штифтом И. Привинчивают дощечку 10.
Во время изготовления переключателя под-
гоняют положения подвижных контактов и
колпака 4. Устанавливают вал 13 таким обра-
зом, чтобы подвижные контакты стали точно
в рабочее положение—замкнули соответствую-
щие ножи. Ставят колпак 4 указателем про-
тив прилива на фланце 3 с цифрами I, II или
III—. соответственно установке контактной
системы; стопорный болт 8 должен входить
в отверстие во фланце 3. После этого сверлят
вал 13 и колпак 4 под штифт 11 и устанав-
ливают его. Теперь вал и колпак жестко
связаны и по положению указателя колпака
можно судить об установке подвижных кон-
тактов.
Для того чтобы перевести переключатель
из одного рабочего положения в другое, нуж-
но вывинтить болт 8— освободить нижний его
конец из фланца 3, повернуть колпак 4 за
рукоятки в нужном направлении на 90°— до
совпадения отверстий для болта в колпаке и
фланце 3 и снова завинтить болт. На фланце
имеется два упорных штифта, ограничиваю-
щих вращение колпака и делающих невозмож-
ным перевод переключателя из положения I
непосредственно в положение III и наоборот.
Переключатель устанавливают в трансфор-
маторе так, что середина промежутка между
неподвижными контактами № 3 и 4 (А3 и At
и т. д.) обращена к стенке бака; при этом
к ближайшему краю крышки обращен прилив
фланца 3 с цифрой II. Для правильной уста-
новки фланца на крышке приварена шпилька,
которая входит в выемку во фланце.
Привод переключателя занимает на крыш-
ке трансформатора сравнительно мало места,
диаметр фланца 3 равен всего 150 мм.
Диаметр цилиндра 16 определяется не
требованиями в отношении электрической
§ 5-6]
Переключатели трансформаторов 1—3-го габаритов
183
Рис. 5-11. Трехфаз иый переключатель типа
П ГЛ-4-120/35.
/—крышка бака трансформатора; 2— верхний фланец изоляцион-
ного цилиндра (чугун); 5 —фланец колпака (алюминиевый сплав);
4 — колпак привода (алюминиевый сплав); 5— гайка (сталь);
6 — уплотняющая набивка; 7 — нажимная гайка (сталь); 8 — сто-
порный болт (сталь); 9 — уплотняющее кольцо (сталь); 10 — до-
щечка (латунь); // — штифт (сталь); 12 — шпонка (сталь); 13 — вал
привода (сталь); 14 — уплотняющее кольцо (резина); 15 — изоля-
ционная часть вала (бумажно-бакелитовая труба); 16 — бумажно-
бакелитовый цилиндр; 17 — пластина (сталь); 18 — стальной кон-
тактный болт (для присоединения регулировочного ответвления
обмотки) с замковой шайбой; 19 — неподвижный контакт — «нож*
(медь); 20 — промежуточная контактная пластина (медь); 21 — пък-
вижной контакт — «ламель* (медь); 22 — шайба (сталь); 23 — болт
(сталь); 24 — цилиндрическая пружина (сталь); 25— пластина для
припайки регулировочного ответвления обмотки (медь); 26 — ниж-
няя часть вала (сталь); 27 — нижний фланец изоляционного ци-
линдра (чугун). Контакты 19 и 21 и пластина 20 никелированы.
184
Переключатель
[гл. 5
Рис. 5-12. Детали переключателя, изображенного на рис. 5-11.
28 — скоба (сталь); 29 —- поводок подвижных контактов (сталь).
прочности, а устройством контактной систе-
мы. Длина цилиндра зависит в основном от
изоляционных расстояний. Главной изоляцией
переключателя, выдерживающей полное ис-
пытательное напряжение, являются участки
изоляционной трубы 15 и цилиндра 16, на-
ходящиеся между заземлённым фланцем 2 и
контактами фазы С. Вертикальные промежут-
ки между «ярусами» зажимов С и В, В и А
представляют междуфазную изоляцию. Ниж-
ний фланец 27 не заземлен и от него до кон-
тактов фазы А взято уменьшенное изоляцион-
ное расстояние.
Для осмотра контактов в цилиндре 16
сделаны «окна». Вес переключателя 9,85 кГ.
' Трехфазный «нулевой?» переключатель класса 10 кв
новой серии
На рис. 5-13 изображен трехфазный «нулевой»
переключатель, разработанный для трансформаторов
новой серии мощностью 20—560 ква на напряжения 3,
6 и 10 кв. Эти трансформаторы не имеют механической
связи крышки бака с выемной частью. Во время ее
сборки переключатель поддерживается над верхним
ярмом лапами 10, в свою очередь опирающимися на
скобы, привинченные к ярмовым балкам. В таком поло-
жении к переключателю присоединяют регулировочные
отводы. После опускания выемной части в бак и уста-
новки крышки на ней закрепляют переключатель при
помощи втулки 9. Уступ втулки расположен снизу
крышки, сверху навинчена гайка 6. Вал переключателя
состоит из двух частей: верхней 2 — стальной и ниж-
ней 13— пластмассовой. Внизу стального вала закреп-
лены штифты, заделанные в пластмассу. Вал вращают
за выступы колпака 3, сцепленного с верхней частью
вала. Для уплотнения служит набивка из асбестового
шнура. Внизу пластмассового вала заделана стальная
пластина 19, которая служит для вращения контактной
«звезды» 18. Неподвижные контакты установлены на
пластмассовом диске 20, связанном с бумажно-бакели-
товым цилиндром 14, прикрепленным к втулке 9. Вал
из пластмассы и бумажно-бакелитовый цилиндр обра-
зуют изоляцию между токоведущими и заземленными
частями переключателя.
Переключатель имеет ножевой контакт. Контактная
система выполнена по схеме рис. 5-1,6. Ножи 17
(рис. 5-13> прикреплены к пластмассовому диску бол-
тами 16. К болтам присоединяются регулировочные от-
воды. «Звезда», замыкающая ножи (рис. 5-14), состоит
из двух штампованных латунных пластин, скрепленных
винтами с цилиндрическими пружинами. Пластины
имеют выступы,' расположенные по треугольнику. Высту-
пы замыкают — соединяют между собой три непо-
движных контакта (ножа), образуя «нулевую» точку
обмотки трансформатора.
Между соседними неподвижными контактами одной
фазы угол равен 35°, между контактами разных фаз—
§ 5-6]
Переключатели трансформаторов 1—3-го габаритов
185
Рис. 5-14. Детали
контактной системы
переключателя, изо-
браженного на рис.
5-13.
а — контактная «звезда*;
б—ножевой неподвижный
контакт (медь).
/ — бортик в пластине 3 с
прорезями для ’сцепления
«звезды* [С валом; 2 —
винт; 3 — контактная пла-
стина (латунь); 4 — цилин-
дрическая пружина.
Рис. 5-13. Трехфазный ,нулевой* переключатель клас-
са напряжения 10 кв, разработанный для новой серии
трансформаторов 1—2-го габаритов.
1 — выступ колпака привода <?; 2 — верхняя часть вала (сталь);
3 — колпак привода (алюминиевый сплав); 4 — уплотняющая гайка
(сталь); 5 —выемка во втулке 9 для зуба фланца 7; 5 —гайка
(сталь); 7— фланец (сталь); 8 — уплотняющее кольцо (резина);
9 — втулка (чугун); /6 —лапа для крепления переключателя;
//—верхний хомут (сталь); /2 —стакан (сталь); 13 — нижняя
часть вала (пластмасса); 14 — бумажно-бакелитовый цилиндр;
/5 —нижний хомут (сталь); /б — контактный болт для присоеди-
нения регулировочного ответвления обмотки (стальной или ла-
тунный, в зависимости от тока); 17 — непод вижный ножевой кон-
такт; 18— контактная «звезда*; 19 — пластина (сталь); 20 — диск
(Пластмасса); 21 — выемка во фланце 7 для шпильки, приваренной
к крышке бака трансформатора; 22 — выемка во фланце 7 для
стопорного винта 23; 23 — стопорный винт (сталь); 24 — выступы
на колпаке 3, указывающие положения переключателя; 25 — вы-
ступ-указатель на фланце 7.
50°. Для перевода переключателя из одного рабочего
положения в другое нужно повернуть вал на 35°.
Правильное положение контактной «звезды» отно-
сительно неподвижных контактов обеспечивается сле-
дующим образам. Диск 20 (рис. 5-13)\ к которому при-
креплены ножи жестко связан с втулкой Р, имеющей
выемку 5 для зуба фланца 7. Это задает определенное
расположение неподвижных контактов относительно
фланца 7. У фланца имеются выемки 22 для стопорно-
го винта 23. По ним устанавливают колпак 3 при
переключении. С колпаком жестко связан вал, а с ва-
лом контактная «звезда». Следовательно, при установке
колпака по одной из выемок во фланце 7 выступы
«звезды» совпадут с соответствующими ножами. Какой-
либо подгонки положений контактов по месту не тре-
буется, но должно быть обеспечено точное относитель-
ное расположение всех деталей, в частности штифтов
и пластины 19, заделанных в пластмассу.
Вес переключателя составляет всего 3,5 кг.
Конструкции, применяемые параллельно с описанными
выше и вновь разрабатываемые
Для трансформаторов классов напряжения 3—Юке
при токе до 120 а наряду с переключателем ТПСУ-9-
120/10 в настоящее время применяются типы: ТПСУ-9-
120/1.1 и ПТЛ-9-120/1 <1. -Первый тип ТПСУ-9-120/11 яв-
ляется устаревшим и постепенно заменяется на описан-
ный выше ТПСУ-9-il 20/10.
Переключатель типа ТПСУ-9-120111 имеет ту же
контактную систему, что ТПСУ-9-120/6 (см. выше),
только гетинаксовый диск не ромбовидный, а круглый.
На крышку трансформатора на шести шпильках ста-
вится фланец переключателя; к фланцу прикреплен
изоляционной цилиндр, а к нему диск с неподвижными
контактами [Л. 1, фиг. 4-10]. Вес переключателя равен
4,6 кг.
186
Переключатель
{гл. 5
Переключатель типа ПТЛ-9~120]11— ножевой («ла-
мельный»), с контактной системой, выполненной по
схеме рис. 5-1,6. Его основа бумажно-бакелитовый ци-
линдр с размером 0115/125X169 мм (ср. с рис. 5-П)\
прикрепленный к фланцу, установленному на крышке
(на шпильках). Неподвижные контакты и «ламели» те
же, что в переключателе типа ПТЛ-4-120/35 (рис. 5-11).
Девять ножей расположены у нижнего торца цилиндра
на одинаковых расстояниях друг от друга. На нижнем
конце вала закреплена треугольная медная пластина,
с которой связаны три пары ламелей, замыкающих
между собой три ножа — по одному от каждой фазы
обмотки. Для перевода «звезды» подвижных контактов
из одного рабочего положения в соседнее необходим
поворот вала на 40°. Наружный диаметр фланца пере-
ключателя равен 210 мм, вертикальное расстояние от
верхней поверхности крышки трансформатора до ниж-
ней точки переключателя около 280 мм, вес около 4 кг*
Для трансформаторов мощностью 560 и 1000 ква
класса напряжения 35 кв наряду с переключателем
3-50/35 применяется тип ПТЛ-9-120/35. Он имеет тот
же привод и ту же контактную систему, что
ПТЛ-9-120/Ы; отличие только в длине бумажно-бакели-
тового цилиндра (и соответственно изолирующей части
вала). Длина цилиндра увеличена с 169 до 234 мм. Вес
переключателя около 4 кг.
Для трансформаторов классов напряжения до 10 кв
включительно, с номинальным током 120 а разрабаты-
вается новый тип переключателя ПТ Л У-9-120] 10. Он от-
личается от ПТЛ-9-120/11 следующим. Три ножа замы-
каются подвижным контактом, состоящим из двух
пластин с тремя выступами на каждой — по числу
замыкаемых ножей (подобно конструкции по рис. 5-14)\
Крепление переключателя к крышке трансформатора
выполнено так, как в переключателе типа ПТЛ-4-120/35
(рис. 5-11)\ Наружный диаметр находящегося на
крышке фланца равен Г50 мм. Наружный диаметр бу-
мажно-бакелитового цилиндра уменьшен до 100 мм.
Соответственно снижается вес переключателя.
Для трансформаторов 3-го габарита новой серии
класса напряжения 35 кв разрабатывается конструкция
переключателя ножевого типа ПТЛ-4хЗ-120]35. Он
предназначен для крепления на выемной части. Кон-
тактная система выполнена по той же схеме, что в пе-
реключателе типа ПТЛ-4-120/35, но подвижный контакт
сделан более компактным. Это позволяет уменьшить
наружный диаметр бумажно-бакелитового цилиндра
с 125 до 92 мм. Вес переключателя без привода, уста-
навливаемого на крышке, и штанги — 5,5 кг.
5-7. Переключатели трансформаторов
4-го габарита
Переключатели «барабанного» типа
В трансформаторах 4-го габарита приме-
няют однофазные переключатели «барабан-
ного» типа с контактными стержнями и коль-
цами (рис. 5-15). В .них осуществлен само-
устанавливающийся линейный кольцевой кон-
такт (§ 5-3). Схема переключателя — по
рис. 5-3.
Переключатель состоит из двух горизон-
тально расположенных круглых гетинаксо-
вых дисков, в которые по окружности запрес-
сованы бумажно-бакелитовые втулки, вы-
ступающие за диск в обе стороны. Во втулки
Рис. 5-15. Переключатель ба-
рабанного типа.
1 — стальной штифт для сцепления
коленчатого вала переключателя с
нижней муфтой штанги привода;
2 —переходная втулка (сталь);
3 — гетинаксовый диск; 4 — вырез в
диске 3 для скрепления переключа*
теля с цилиндрами (рнс. 5-16); 5 — ко-
ленчатый вал (сталь); 6 — контакт-
ный стержень или труба (латунь);
7 — контактные кольца (латунь);
8 — бумажно-бакелитовая втулка;
Р —кабель (гибкий провод).
вставлены контактные стержни (трубы), к
которым присоединены гибкие провода (кабе-
ли), спаянные с регулировочными отводами
обмотки. Гетинаксовые диски скреплены по-
средством бумажно-бакелитовых цилиндров,
служащих для установки переключателя на
выемной части (см. ниже).
В центре каждого диска запрессована
бумажно-бакелитовая и в нее стальная втул-
ка; в стальные втулки входят концы коленча-
того вала, на котором установлена ось с кон-
тактными кольцами. Верхний конец коленча-
того вала выступает над изоляционной втул-
кой, на него насажена стальная втулка со
штифтом, который служит для соединения
коленчатого вала со штангой привода пере-
ключателя.
Контактные стержни переключателя выта-
чивают из латунной трубы (рис. 5-19) или из
§ 5-7]
Переключатели трансформаторов 4-го габарита
187
круглой латуни (рис. 5-20); в отдельных слу-
чаях применяют медные контактные стержни
(рис. 5-9). Контактные кольца вытачивают из
латунной трубы или круглой латуни или от-
ливки— в зависимости от того, какой наруж-
ный диаметр должно иметь кольцо и какой
имеется стандартный материал. Переключа-
тели существующей конструкции имеют от
трех до восьми контактных колец.
Коленчатый вал обрабатывают из сталь-
ной поковки — сталь марки М18.
Гибкий провод впаивают либо непосред-
ственно в контактный стержень (рис. 5-20),
либо в наконечник, который ввинчивают
в контактную трубу (рис. 5-19) или навинчи-
вают на контактный стержень (рис. 5-9). Про-
вод впаивают в стержень до его запрессовки
в бумажно-бакелитовые втулки, так как после
установки стержня на место он недоступен
для пайки. Такое присоединение провода
усложняет сборку переключателя по сравне-
нию с присоединением при помощи наконеч-
ника. Однако при впаивании непосредственно
в контактный стержень есть возможность изо-
лировать провод вплоть до торца стержня;
при этом стержень «утоплен» в бумажно-ба-
келитовой втулке. В конструкции с наконеч-
ником неизолированный контактный стержень
выступает за изоляционную втулку. Это сни-
жает электрическую прочность промежутка
между контактными стержнями (трубами).
При большом номинальном токе переклю-
чателя провода присоединяют к обоим кон-
цам каждого контактного стержня (рис. 5-20).
Величина электрической прочности между
контактными стержнями переключателя и
между коленчатым валом и стержнями может
определяться напряжением возникновения
частичных разрядов внутри бумажно-бакели-
товых втулок; разряды возникают со свобод-
ного конца стержня (с той его стороны, где
нет провода) и вала. Для повышения электри-
ческой прочности свободные концы стержня и
коленчатого вала закругляют; для того чтобы
внутри втулок не задерживался воздух, в кон-
тактных стержнях делают выточки, а в ниж-
нем конце вала отверстие (рис. 5-20).
Переключатель барабанного типа устанав-
ливают на деревянных стойках, связанных с
ярмовыми балками. Переключатель крепится
на уровне высоты обмоток при помощи трех
бумажно-бакелитовых цилиндров (рис. 5-16).
В гетинаксовых дисках переключателя сдела-
но по три .выреза (рис. 5-15), в них входят
выступы коротких цилиндров (рис. 5-16); один
цилиндр скреплен с верхним диском, другой—
Рис. 5-16. Крепление переключателя барабанного ти-
па на выемной части трансформатора.
а — общий вид; б и в — расположение крышки сальника и непо-
движных контактов относительно стенки бака.
1 колпак привода; 2 — крышка сальника; 3 — фланец, приварен-
ный к крышке бака; 4 — крышка бака; 5 — ^ал привода; 6 — верх-
няя муфта штанги; 7 — штанга привода; 8 — ярмовая балка;
9 — горизонтальная деревянная планка, скрепленная с ярмовой
балкой 8 и стойкой 1Г, 10 — шпилька из изоляционного материала;
11—вертикальная деревянная стойка; /2 — длинный бумажно-ба-
келитовый цилиндр; 13 —защитный бумажно-бакелитовый цилиндр;
/41—нижняя муфта штанги; /5 —штифт; 16—переходная втулка
коленчатого вала; 17 — гетинаксовый диск; 18 — бумажно-бакели.
товая втулка; 19— контактный стержень; 20 — контактные кольца;
21 — кабель; 22 — короткий (внутренний) бумажно-бакелитовый
цилиндр; 23 — стенка бака; 24 — стопор; 25 — указатель положения
переключателя (выступ на колпаке /).
с нижним. Переключатель вместе с короткими
цилиндрами вставлен внутри длинного цилинд-
ра; у его краев поставлены изоляционные
188
Переключатель
[гл. 5
шпильки, скрепляющие цилиндры между собой.
Эти же шпильки служат для прикрепления
цилиндров к деревянным стойкам. В длинном
цилиндре со стороны, обращенной к стенке
бака, на высоте промежутка между гетинаксо-
выми дисками сделано окно (вырез) для
осмотра контактов. Окно может быть закрыто
четвертым («защитным») цилиндром. Он опи-
рается на края вырезов в деревянных стойках.
При осмотре контактной системы переключа-
теля защитный цилиндр поднимают выше
окна в длинном цилиндре. При этом устрой-
стве один изоляционный барьер расположен
в промежутке между контактными стержня-
ми и обмотками (длинный цилиндр) и один
барьер со стороны стенки бака (защитный
цилиндр). Применение вместо защитного ци-
линдра щитов из электрокартона показано на
рис. 6-30.
В трансформаторах существующих серий
применяются переключатели барабанного
типа для обмоток классов напряжения от 10
до 220 кв, на номинальный ток от 100 до
1 000 а. Тип переключателя обозначают: П6-
100/35, П8-350/110 и т. п. Цифра 6 или 8 указы-
вает на число контактных стержней, далее
идут номинальный ток и класс напряжения.
Переключатель устанавливают на выемной ча-
сти так, что к ближайшей стенке бака об-
ращен контактный стержень № 2, т. е. Л2, В2,
С2 (рис. 5-16,в).
Привод переключателя барабанного типа
Привод переключателя барабанного типа
показан на рис. 5-16.
Коленчатый вал переключателя связан с
изоляционной штангой, которая в свою оче-
редь соединена с валом колпака с рукоятками
установленного на крышке бака. На рис. 5-17
и 5-18 изображены отдельные узлы привода.
На нижнем конце штанги (рис. 5-17,6) за-
креплена муфтй 7; ее вилка 8 охватывает
штифт 9 втулки 10 коленчатого вала переклю-
чателя. В этом узле компенсируются возмож-
ные отклонения вертикального расстояния:
вырез в муфте имеет запас по высоте в обе
стороны относительно положения штифта 9.
Верхний конец штанги соединен шарнирно
со стальным валом колпака привода (рис. 5-
17,а). Здесь компенсируются возможные от-
клонения вертикальных осей коленчатого вала
и вала колпака. На вал колпака насажена
втулка 2; в нее вставлен валик 4. На штанге
закреплена муфта 5. Она сцеплена с валиком
О)
Рис. 5-17. Детали привода
переключателя, барабанно-
го типа.
а—соединение верхнего конца
штанги с валом привода; б — со-
единение нижнего конца штанги
с коленчатым валом переключа-
теля.
1 — крышка бака трансформатора;
2 — втулка» закрепленная на ва-
лу привода»* 5 —штифт с пру-
жинное манжетой; 4 — валик;
5 — верхняя муфта штанги;
6 — штанга (бумажно-бакелито-
вая трубка); 7 — нижняя муфта
штанги; 8 — вилка нижней муфты;
Р — штифт; 10—переходная втул-
ка; 11 — изоляционная втулка
коленчатого вала переключателя.
посредством штифта 3 с пружинной манжетой.
Валик вместе со штифтом может поворачи-
ваться во втулке 2, а муфта 5 может повора-
чиваться относительно штифта. Таким обра-
зом 'предусматривается возможность некото-
рого отклонения оси штанги от оси вала в лю-
бом направлении.
Для подгонки положений колпака привода
к контактной системе переключателя может
быть использовано нониусное кольцо
(рис. 5-18). Кольцо связано шпонкой с валом
и привинчивается к колпаку винтом 9 через
одно из девяти отверстий в кольце. В колпаке
имеется 10 цилиндрических углублений с резь-
бой для винта. Отверстия в кольце и углубле-
ния в колпаке расположены равномерно по
окружности. Угол между соседними отверстия-
ми в кольце равен 40°, в колпаке—36°. Это
позволяет закреплять кольцо в колпаке в поло-
жениях, отличающихся одно от другого на
угол, составляющий 40°—36°=4° или кратный
4°. На этот угол можно повернуть колпак от-
носительно его вала (см. ниже).
На крышке трансформатора приварен
стальной фланец 12 (рис. 5-18). К нему на
уплотнении тремя болтами прикреплена крыш-
ка сальника 1. Через нее проходит вал <?>
уплотненный набивкой из асбестового шнура.
Крышка сальника имеет шесть выступов 2; на
§ 5-7]
Переключатели трансформаторов 4-го габарита
189
Рис. 5-18. Верхняя часть привода переключателя бара-
банного типа.
1 -Л крышка сальника; 2 — выступы на крышке сальника; 3 — вал
привода; 4 — указатель положения переключателя; 5 — упорный
выступ; 5 —колпак привода; 7—-стопорные болты; 8 — нониус-
ное кольцо; 9 — винт для крепления кольца 8 к колпаку 6; 10 —
болт; 11 — упор; 12 — фланец.
пяти из них выпуклые цифры /, II, III, IV, V;
на шестом выступе—упор 11, ограничиваю-
щий вращение колпака. Расположение крышки
сальника относительно края крышки транс-
форматора показано на рис. 5-16,6. На радиу-
сах, проходящих через середину выступов *крыш-
кй сальника, в ней сделано шесть отверстий
для стопорных болтов 7 (рис. 5-18) колпака.
Коленчатый вал ^переключателя переводят из
одного рабочего положения в другое поворо-
том колпака 6 на 60°. В рабочем положении
указатель 4 колпака находится посередине вы-
ступа крышки сальника с соответствующей
цифрой, а два отверстия в колпаке совпадают
с Двумя из шести отверстий в крышке. Через
совпадающие отверстия колпак закрепляется
болтами 7. Упор 11 и выступы 5 делают не-
возможным перевод переключателя из положе-
ния I непосредственно в положение V и на-
оборот.
При сборке трансформатора на заводе привод
переключателя монтируют после опускания выемной
части с закрепленным на ней переключателем в бак;
на раму установлена крышка бака, на которой при-
креплена крышка сальника привода.
Устанавливают штангу, сцепляя ее нижнюю муфту
с коленчатым валом. Вращая штангу, ставят контакт-
ные кольца в положение /, т. е. между контактными
стержнями Л2 и Л3 (в этом положении показан пере-
ключатель на рис. 5-16). На верхний конец штанги
надевают верхнюю муфту, сцепленную с валом колпа-
ка штифтом с пружинной манжетой. При этом заклеп-
ки для соединения муфты со штангой еще не постав-
лены. Поворачивают колпак и ставят его указателем
против цифры I; при этом муфта свободно вращается
относительно штанги. Завинчивают два болта, закреп-
ляющих колпак на крышке сальника. Через люк
в крышке трансформатора размечают на штанге места,
приходящиеся против отверстий в верхней муфте для
штифтов. Вынимают штангу из трансформатора и про-
сверливают в ней отверстия. Отсоединяют верхнюю
муфту штанги от вала колпака, насаживают ее на
верхний конец штанги, вставляют и расклепывают два
штифта. Устанавливают штангу на место и скрепляют
верхнюю ее муфту с в.алом колпака. При правильной
разметке по муфте отверстий в штанге и точном свер-
лении в ней отверстий обеспечивается правильная уста-
новка контактных колец при всех положениях переклю-
чателя.
Если почему-либо при уже выполненном соединении
штанги с валом колпака (верхняя муфта приклепана
к штанге} установка ’ колпака не соответствует положе-
нию коленчатого вала (контактных колец), производят
подгонку, пользуясь нониусным кольцом. Делают это
следующим образом: вывинчивают стопорные болты
колпака; поворачивают колпак в ту или другую сторо-
ну до получения хорошего контакта, например между
стержнями и Л3; замечают, в какую сторону и при-
мерно на какой угол отклонился при этом указатель
колпака от середины выступа крышки сальника с циф-
рой I; снимают колпак с вала; вывинчивают винт, при-
крепляющий нониуоное кольцо к колпаку; поворачи-
вают кольцо внутри колпака так, чтобы вырез в кольце
для шпонки вала сместился на отмеченный угол. Далее
завинчивают винт в совпавшие отверстия в ноннусном
кольце и колпаке и надевают колпак на вал. Если ука-
затель колпака стал против цифры I и стопорные болты,
скрепляющие колпак с крышкой сальника, свободно
вошли в совпавшие отверстия, подгонка закончена.
Если же совпадение отверстий для болтов не полное,
операции подгонки нужно повторить в той же после-
довательности. (Как указывалось, нониусное кольцо
позволяет произвести подгонку с точностью до 4°.)
Существует ошибочное мнение, что переключатель
с кольцевыми контактными кольцами самоустанавли-
вается, т. е. что не может быть неправильной установ-
ки колец, так как пружины обязательно доводят их до
190
Переключатель
[ гл. 5
полного соприкосновения с обоими, подлежащими со-
единению контактными стержнями. Это неверно. Пока
штанга не связана с валом колпака, то действительно
пружины доворачивают коленчатый вал (и штангу), и
толчком ставят кольца в правильное положение отно-
сительно контактных стержней; кольца как бы «за-
щелкиваются». Иначе обстоит дело при вращении пол-
ностью собранного переключателя за рукоятки колпа-
ка. В этом случае необходимо преодолевать значитель-
ное трение вала в сальниковом уплотнении. Сила пру-
жин может оказаться недостаточной для доворачивания
переключателя; если вращением колпака не обеспечить
правильного положения колец, контролируемого точной
установкой колпака, то кольца могут оказаться при-
жатыми к одному стержню, в то время как хороший их
контакт с другим стержнем не будет достигнут. При
поворачивании колпака за рукоятки можно чувство-
вать, как изменяется сопротивление пружин, и отметить
момент их наибольшего сжатия (положение рис. 5-4,6);
но из этого отнюдь не следует, как некоторые непра-
вильно считают, что за этим моментом последует «за-
щелкивание» колец.
Однофазный переключатель класса напряжения 35 кв
На рис. 5-19 показан переключатель типа
П6-300/35 —с шестью контактными трубами,
на номинальный ток 30,0 а, класса напряжения
35 кв. Этот переключатель применен в первых
трансформаторах новой серии класса ПО кв\
продольная изоляция переключателя имеет им-
пульсную прочность большую, чем величина
импульсных градиентов, воздействующих в об-
мотке на напряжение 110 кв, снабженной ем-
костной защитой.
Провода присоединяются к контактным тру-
бам переключателя наконечниками; наконеч-
ник с впаянным в него проводом ввинчивают
в трубу с одной стороны — сверху или снизу.
В ряде случаев оказывается удобным присо-
единение к трем контактным трубам произво-
дить сверху, к трем — снизу. Для увеличения
электрической прочности промежутков между
наконечниками проводов и втулкой 2 (рис. 5-19)
наверху коленчатого вала, а также меж-
ду самими проводами и нижней муфтой
14 (рис. 5-16) штанги, на верхний гетинаксо-
вый диск ставят бумажно-бакелитовый ци-
линдр, охватывающий втулку и муфту.
Вес переключателя типа П6-300/35 без бу-
мажно-бакелитовых цилиндров и привода ра-
вен 7,5 кг. Для штанги привода переключателя
используют бумажно-бакелитовую трубу диа-
метром 25/50 мм\ деревянная штанга или часть
штанги имеет квадратное сечение 50X50 мм,
концы — круглые.
Однофазный переключатель класса напряжения 220 Кв
На рис. 5-20 изображен переключатель ти-
па П6-1000/220—с шестью ‘контактными стерж-
нями, на номинальный ток 1 000 а, 'класса на-
пряжения 220 кв. Эта новая конструкция, осу-
Рис. 5-19. Однофазный переключатель типа П6-300/35.
1 — штифт (сталь); 2 — втулка (сталь); 3 — кабельный наконечник
(латунь); 4 — бумажно-бакелитовая втулка с отв' рстием 025Аз;
5 — гетинаксовый диск с отверстиями для втулок 4 — 025Аз;
6 — коленчатый вал (сталь); 7 — контактные кольца (латунь);
S —ось колец 7 (сталь); 9 — контактная труба (латунь); 10 — Втул-
ка (сталь). Кольца 7 и трубы 9 никелированы.
ществленная в габаритах переключателя, ранее
применявшегося для класса 110 кв. Отличие
от прежней конструкции (на ПО кв) заклю-
чается в следующем: скруглен нижний конец
коленчатого вала; в нем сделано отверстие для
выхода воздуха из центральной бумажно-баке-
литовой втулки; сделаны выточки снаружи кон-
тактных стержней для выхода воздуха из вту-
лок, изолирующих стержни; усилена изоляция
проводов, впаянных в стержни. Эти изменения
повысили напряжение перекрытия по бумажно-
бакелитовым втулкам.
Ввиду большого тока провода впаяны
с обоих концов каждого контактного стержня:
§ 5-7]
Переключатели трансформаторов 4-го габарита
191
После впайки проводов их изолируют лако-
тканью. Изоляцию накладывают вплотную
к торцу стержня. Наружный диаметр изоляции
несколько меньше 'внутреннего диаметра бу-
мажно-бакелитовой втулки. Затем контактные
стержни запрессовывают во втулки, ранее уста-
новленные в гетинаксовые диски. После этого
участки проводов, выступающие за втулки, сно-
ва изолируют лакотканью, увеличивая ее тол-
щину до такой, которая необходима для полу-
чения требуемой электрической прочности до
обмоток, заземленных частей и т. д.
Вес переключателя типа П6-1000/220 без
проводов, цилиндров и привода 20 кг. Для
сравнения укажем размеры и вес переключа-
теля класса напряжения 220 кв, применявшего-
ся ранее. Наружный диаметр его гетинаксовых
дисков 414 мм, контактных труб 44 мм, кон-
тактных колец 130 мм, вес (без проводов, ци-
линдра и привода) 51 кг.
Штанга привода переключателя П6-1000/220
имеет то же сечение, что у переключателя
П6-300/35 (см. выше).
Управление переключателем П6-1000/220
производится с крышки трансформатора за ру-
коятки колпака или применяют «боковой при-
вод», выведенный настенку бака (рис. 5-21).
До недавнего времени с переключателем класса
напряжения 220 кв прежней конструкции применяли
боковой привод с коническими зубчатыми передачами.
Зубчатой передаче свойственен некоторый свободный
ход, обусловленный зазорами в зубчатых колесах. При
данном положении одного вала другой вал, связанный
с первым зубчатыми передачами, может занимать раз-
личные положения в пределах некоторого угла. Это
означает, что между установкой коленчатого вала пе-
реключателя и положением штурвала бокового привода
с коническими зубчатыми передачами нет жесткой свя-
зи; при данном положении штурвала установка колен-
чатого $ал£ переключателя может находиться в преде-
лах некоторого угла. Возникает вопрос, будет ли обес-
печен хороший контакт между кольцами и стержнями.
В переключателе класса 220 кв прежней конструкции
боковой привод с коническими зубчатыми передачами
не вызывал неполадок благодаря относительно большо-
му диаметру контактных колец (см. выше). С перехо-
дом на применение для класса 220 кв переключателя
новой конструкции со значительно меньшими контакт-
ными кольцами возникла необходимость усовершенст-
вовать боковой привод. Это сделано в конструкции,
показанной на рис. 5-21. Ее особенность — специально
разработанная коническая мальтийская передача (меха-
низм с остановками). Мальтийская передача поставлена
на соединении вертикального вала, связанного с штан-
гой переключателя, и горизонтального вала, располо-
женного на крышке. Второй конец горизонталь-
ного вала соединен с вертикальным валом, проходя-
щим снаружи стенки бака. Нижний конец вертикаль-
ного вала сцеплен с валом рукоятки. Последние два
соединения осуществлены обычными коническими зуб-
чатыми передачами.
Коленчатый вал переключателя должен занимать
свое рабочее положение в момент, когда палец веду-
Разрез по ДбВ
Рис. 5-20. Однофазный переключатель ти-
па П6-1000/220.
1 — штифт (сталь); 2 —втулка (сталь); 5—бумаж-
но-бакелитовая втулка с отверстием 035Аа; 3 —
043А8; 4 — гетинаксовый диск с отверстиями для
втулок; 5 —втулка (сталь); 6 — латунный кон-
тактный стержень, концы диаметром 35Пр13; 7 — ко-
ленчатый вал (сталь); 8 — ось колец 9 (сталь);
9 — контактные кольца (латунь); 10 — оловянистый
припой; 11 — канавка в стержне 6 для выхода воз-
духа; 12 — кабель (гибкий провод); 13 — изоляция
кабеля (лакоткань). Стержни 6 и кольца 9 нике-
лированы.
192
Переключатель
f гл. 5
7
S
5
3
/4
2
3S2
Рис. 5-21. Боковой привод для переключате-
лей барабанного типа.
1 — съемная рукоятка; 2 — нижняя коробка конических
шестерен; 3 — нониусная муфта; 4 — нижнее шарнирное
соединение; 5 — вертикальный вал; б —стенка бака
трансформатора; 7 — верхнее шарнирное соединение (со
смещением вдоль оси вала); 8 — угловая коробка ко-
нических шестерен; 9 — шарнирное соединение; /0— го-
ризонтальный вал; 11 — крышка бака трансформатора;
12 — шарнирное соединение (со смещением вдоль оси
вала); /5 —угловая коробка мальтийской конической
передачи; 14 — штанга привода; /5 —втулка коленча-
того вала переключателя; 16 — верхний диск переклю-
чателя.
I— 1Ь8
15
/6
щего диска выходит из прорези ведомого вала маль-
тийской передачи. (При дальнейшем вращении ведуще-
го диска ведомый неподвижен.) Правильной установки
коленчатого вала переключателя достигают подгонкой
соединения горизонтального вала 10 с ведущим диском
мальтийской рередачи. Для этого служит нониусное
кольцо. Влияние зазоров в двух зубчатых передачах
привода на положение коленчатого вала переключате-
ля исключено. Вращение рукоятки привода и вместе
с ней валов 5 и 10 не вызывает никакого смещения ко-
ленчатого вала, пока палец ведущего диска мальтий-
ской передачи не входит в сцепление с ведомым диском.
5-8. Ранее применявшиеся типы
переключателей
Переключатели трансформаторов 1 и 2-го габаритов
класса напряжения 6—10 кв
Для трансформаторов 1-го габарита без расшири-
теля применялся переключатель класса напряжения 6 кв
типа ТПУ-9-120/6, а для трансформаторов 2-го габари-
та— переключатель типа ТПУ-9-120/11. Они отличались
от конструкций, описанных в § 5-6, тем, что имели не
сегментные, а кольцевые подвижные контакты. Отказ
от кольцевого контакта для этих переключателей был
обусловлен сложностью термической обработки ленточ-
ной пружины кольцевого контакта относительно не-
большого диаметра.
Переключатели трансформаторов 3-го габарита
класса 35 кв
Первая конструкция для класса напряжения 35 кв
представляла трехфазный переключатель с контактами
щеточного типа, расположенными на одном гетинаксовом
диске. Эта конструкция оказалась неудачной: переклю-
чатели выходили из строя из-за недостаточной электри-
ческой прочности и несовершенного устройства контак-
та. Трехфазный переключатель был заменен тремя
однофазными барабанного типа с отдельными привода-
ми. Однако такое устройство для трансформаторов 3-го
габдрита было слишком громоздким. Поэтому в даль-
нейшем была создана конструкция «строенного» пере-
ключателя типа ПС-4-120/35x3, представлявшего три
однодисковых однофазных переключателя, расположен-
ных один над другим, с одним общим приводом [Л. 1,
фиг. 4-13]. Привод состоял из трех коленчатых валов,
соединенных бумажно-бакелитовыми трубами. Непо-
движные контакты представляли цилиндрические стерж-
ни, закрепленные одним концом в гетинаксовом диске.
§ 6-1]
Общие замечания
193
Стержни замыкались подвижным контактом в виде
кольца (первый вариант конструкции} или сегмента
(более поздний вариант).
В 1949 г. строенный переключатель был заменен
трехфазным типа ПСС-4-120/35x3 [Л. J, фиг. 4-6],
в котором неподвижные контакты были закреплены на
одном бумажно-бакелитовом цилиндре, а подвижные
сегменты — на одном цельном изоляционном валу (бу-
мажно-бакелитовой урубе). В этой конструкции значи-
тельно легче, чем в строенном переключателе, обеспе-
чить точную сборку контактной системы и одинаковую
установку подвижных контактов разных фаз относи-
тельно неподвижных. В 1955 г. вместо переключателя
ПСС-4-120/35x3 начали применять ПТЛ-4-120/35 с но-
жевым контактом, обладающим несколько большим за-
пасом термической прочности (§ 5-6).
ГЛАВА ШЕСТАЯ
ОТВОДЫ
6-1. Общие замечания
Отводами «называют провода, расположен-
ные вне обмоток, соединяющие отдельные ча-
сти обмоток между собой, концы обмоток
с вводами и регулировочные ответвления с пе-
реключателем (рис. 6-1 и 6-2). Отводы состоят
из голых и изолированных медных или алюми-
ниевых проводников (в отечественных транс-
форматорах в настоящее время применяются
только медные) и системы деталей для их за-
крепления; чаще креплениями служат деревян-
ные планки. К конструкции отводов относятся
также детали для крепления переключателей
к выемной части. Конструирование отводов
включает размещение внутри бака переключа-
телей и вводов, а также выбор изоляционных
расстояний от обмотки до стенки бака.
Схема отводов задается принятым в расчете
трансформатора устройством обмоток и пред-
писанной электрической схемой и группой их
соединения. Задача проектирования отводов
состоит в конструктивной разработке заданной
электрической схемы. Один из отправных эта-
пов конструирования отводов — размещение
переключателей и вводов. Обмотки, переключа-
тель, выступающая внутрь бака часть вводов и
проводники отводов образуют систему «токове-
дущих частей»; между этими частями, а также
Рис. 6-1. Выемная часть трехфаз-
ного трансформатора мощностью
1 000 ква на напряжения 10000+
+5%/525 в; схема и группа соеди-
нения обмоток У/Д-11. Вид со сторо-
ны отводов НН.
Рис. 6-2. Выемная часть трехфазного трансформатора
мощностью 1 000 ква на напряжения 6 000+5%/400 в;
схема и группа соединения обмоток У/Ув-12. Вид се
стороны отводов ВН.
13 АВ Сапожников.
194
Отводы
(гл. &
между ними и заземленными частями (бак,
магнитопровод) должны быть выдержаны изо-
ляционные расстояния соответственно величине
воздействующих напряжений. - Необходимую
электрическую прочность нужно обеспечить
при возможно более компактной конструкции
отводов, так как внутренние размеры бака оп-
ределяются обычно габаритом отводов. В связи
с этим размеры бака окончательно выбирают
в ходе конструирования отводов. При напря-
жениях ПО кв и выше, а в трансформаторах
1—3-го габаритов и йри классе 35 кв разработ-
ка изоляции составляет главную задачу кон-
струирования отводов.
Выбор типа проводников отводов (круглый
провод, шина, гибкий провод), их сечения и
изоляции определяются классом напряжения,
током и сложностью схемы отводов.
Размещение переключателей в баке в плане
приходится указывать с конструированием
крышки, с тем чтобы согласовать расположе-
ние на крышке привода переключателя с дру-
гими находящимися на ней частями. Положе-
ние вводов определяется как изоляционными
промежутками между токоведущими частями
в воздухе (на крышке), так и изоляционными
расстояниями под крышкой, в масле; нужно
учитывать также условия присоединения к вво-
дам наружных шин.
В отводах на большой ток имеет существен-
ное значение размещение шин относительно
друг друга и заземленных частей (расположе-
ние, расстояния); это влияет на величину ин-
дуктивности отводов и потерь от вихревых то-
ков в стенке бака, ярмовых балках и других
стальных частях.
Крепления отводов должны обеспечивать
выбранное положение проводников и их меха-
ническую (динамическую) прочность при корот-
ком замыкании трансформатора. Основой для
креплений отводов служат обычно ярмовые
балки магнитопровода.
На размещение отводов влияет местополо-
жение выводных концов обмоток. С другой
стороны, вывод концов обмоток нужно приспо-
сабливать к конструкции отводов.
6-2. Типы проводников отводов
и их применение
Для отводов силовых трансформаторов при-
меняют медные проводники следующих типов
(см. приложение 6): круглый голый провод;
голые шины прямоугольного сечения; круглый
провод, изолированный бумагой; гибкий про-
вод (кабель), изолированный бумагой. При
конструировании отводов выбор того или иного
типа проводника, т. е. той или другой формы
его сечения производят с учетом следующего.
Круглый провод наиболее дешев; при не
слишком большом сечении он сравнительно
легко поддается гибке для придания отводу
необходимой формы; его удобно изолировать.
При большом диаметре круглого провода из-
готовление отводов (гибка) значительно
усложняется; кроме того, делаются существен-
ными добавочные потери от поверхностного
эффекта. Поэтому применение круглых прово-
дов следует ограничивать диаметром порядка
10—12 мм. Круглые провода большего диа-
метра— 20—30 мм и более — используют при
напряжении 150—400 (500) кв (см. ниже).
При сечении отвода свыше 80—100 мм2 це-
лесообразно применять шины. Они дешевле
гибкого провода (кабеля). При одинаковом
перегреве в режиме длительной нагрузки и при
одинаковом сечении в шине можно допустить
больший ток, чем в кабеле. Это объясняется
тем, что при том же сечении у шины (прямо-
угольное сечение) поверхность охлаждения
больше, чем у кабеля (круглое сечение). Одна-
ко применение гибкого кабеля намного облег-
чает выполнение сложных отводов. Кроме того,
круглый кабель удобно изолировать, тогда как
изолировать шину затруднительно. Шины при-
меняют обычно голыми.
Гибкий , провод (кабель) сплетен из тонких
проволок. Например, провод сечением 300 мм2
образован 61 «сгренгом», а каждый стренг 19
проволоками диаметром 0,57 мм. Гибкий про-
вод обычно применяется с бумажной изоляцией
(марки БОТВ). Большую гибкость, чем при бу-
мажной изоляции, имеет провод, изолирован-
ный лакотканъю и применявшийся одно время
в трансформаторах 4-го габарита. Переход
к бумажной изоляции обусловлен тем, что она
значительно дешевле, чем лакоткань, и тем, что
при бумажной изоляции увеличивается элек-
трическая прочность (§ 3-4). На выбор типа
'Проводника отводов может влиять устройство
ввода (гл. 7).
В трансформаторах 1—3-го габаритов круг-
лый провод отводов НН на напряжения до
525 в, как правило, не имеет изоляции. Отводы
классов напряжения 6—35 кв при диаметре
провода до 5,2 мм изолированы кабельной бу-
магой (изолированный провод марки ПБ); при
большем сечении применяют провод голый или
на него надевают бумажно-бакелитовую
трубку.
В трансформаторах 4-го габарита для отво-
дов классов напряжения 6—35 кв обычно при-
меняют гибкий провод (кабель) марки БОТВ,
§6-3]
Выбор сечения проводников
195
реже — шины. Изолированный кабель позволя-
ет сокращать расстояния между отводами
НН (СН) и обмоткой ВН по сравнению с теми,
которые нужно выдерживать от обмотки до
шин. При большом токе отводы выполняют из
двух, трех, четырех кабелей, соединенных па-
раллельно.
Для отводов классов напряжения ПО кв и
выше применяют изолированный бумагой круг-
лый провод; его диаметр, как правило, опреде-
ляется требованиями в отношении электриче-
ской прочности (§ 6-6).
6-3. Выбор сечения проводников
Плотность тока, допускаемая по нагреву
при коротком замыкании
Условия охлаждения маслом проводников
отводов значительно лучше, чем обмоток. По-
этому при одинаковом расчетном установив-
шемся перегреве над маслом для большинства
голых отводов и отводов с небольшой изоля-
цией можно было бы допустить плотность тока
намного выше, чем в обмотках. Однако, кроме
нагрева, при длительной нагрузке нужно учи-
тывать нагрев отводов при протекании тока ко-
роткого замыкания. Это вынуждает ограничи-
вать плотность тока меньшей величиной, чем
та, которую можно было бы допустить для
многих отводов по нагреву рабочим током.
Расчет нагрева отводов при коротком за-
мыкании ведут так же, как обмоток, — без уче-
та теплоотдачи от проводников окружающему
маслу, т. е. считают; что все тепло, выделив-
шееся в проводнике за небольшой промежуток
времени короткого замыкания, идет на его на-
гревание. При этом в расчет берут только теп-
лоемкость металла проводника, не учитывая
теплоемкости его изоляции. Определенная из
такого расчета температура медного проводни-
ка, соприкасающегося с изоляцией класса А,
к моменту отключения короткого замыкания
не должна превышать 250° С.
С учетом величины плотности тока, приме-
няемой в обмотках трансформаторов суще-
ствующих серий, и возможной длительности ко-
роткого замыкания плотность рабочего тока
в отводах по условиям нагрева при коротком
замыкании ограничена величиной 4,8—5 а!мм2.
Плотность тока, допустимая в голых проводниках
по нагреву при длительном рабочем режиме
Перегрев отводов над маслом можно допу-
стить 25° С; такой или несколько больший пе-
регрев имеют обмотки. В том случае, если
отвод целиком расположен над верхним яр-
мом магнитопровода, т. е. в наиболее нагре-
тых слоях масла, перегрев отвода следует
несколько снизить, например до 20°С.
Для круглых проводов зависимость пе-
регрева их поверхности над маслом от удель-
ной тепловой нагрузки (плотности теплового
потока) определяют по следующей формуле:
Р0.8
•с =-^~
п 18,4 ’
где хп — перегрев поверхности отвода, °C;
Ру — удельная тепловая нагрузка, emjM1.
Далее принимаем, что 15°/0 поверхности
отвода закрыто креплениями; эту часть по-
верхности при расчете охлаждения исключа-
ем. Выражаем потери на нагревание током
единицы длины круглого провода через плот-
ность тока и диаметр; для проводов диамет-
ром до 12 мм увеличение потерь из-за по-
верхностного эффекта не учитываем. Делим
эти потери на наружную поверхность прово-
да и частное приравниваем соответствующей
удельной тепловой нагрузке Ру (см. выше).
Находим допустимую плотность тока 3, а/ммя:
при хп = 20°С 8 = ^,
при-Сп = 25°с 8=^=.
Для шин прямоугольного поперечного се-
чения с вертикально расположенной широкой
стороной принимаем формулу
р0,8
т =-^~
п 27,5'
При подсчете потерь в шине единицы дли-
ны вводим коэффициент 1 0,01 /гД, где kR —
добавочные потери от поверхностного эффекта
в процентах потерь 1*г. Этот процент вычис-
ляем по приближенной формуле:
здесь а — толщина шины, мм; b — ширина ши-
ны, мм; b > 40 мм; при этом расстояние между
шинами принимается равным 50 мм.
Для перегрева 20° С и 15-процентного за-
крытия креплениями поверхности шины с вер-
тикальным расположением широкой стороны
получаем допустимую плотность тока:
s 14,55 -/a+~F.
4-0,01Лд г аЬ
для перегрева 25° С коэффициент 14,55 заме*
няется на 16,75.
13*
196
Отводы
(гл. 6
Если широкая сторона шины расположена
горизонтально, плотность тока должна быть
уменьшена на 30% против указанной для вер-
тикального расположения.
Приведенные выше формулы допустимой
плотности тока в голых круглых проводах и
шинах использованы при составлении нормати-
вов по выбору сечения голых отводов (см. при-
ложение 6). Для большинства сечений на-
грузка ограничивается нагревом при коротком
замыкании — допустимая плотность тока рав-
на 4,8 а!мм2. Плотности тока, меньшие чем
4,8 а/мм2, указывают на то, что нагрузка огра-
ничивается нагревом при длительной работе.
Плотность тока, допустимая в изолированных
проводниках по нагреву при длительном рабочем
режиме
Перегрев круглого изолированного проводника
складывается из перегрева поверхности изоляции
над маслом и из перепада температуры в толщине
Йзоляции *и. Первая составляющая определяется по
той же формуле, что для голого круглого провода:
* у г
гп=184’ (см- выше)- Перепад температуры в изоля-
ции равен тепловому потоку (потерям на 1 см дли-
ны провода), умноженному на тепловое сопротивле-
ние изоляции pHt выражаемое в град-см!вт> Для бумаж-
ной изоляции Ри = 800 град-см/впг,^ для лакоткани
500 град-см/впг. Бумажно-бакелитовая трубка имеет
более высокую теплопроводность, чем бумажная изоля-
ция проводника. Однако, учитывая заполненный маслохМ
зазор между проводом и трубкой, принимаем для тру-
бок то же удельное сопротивление, что для бумаги:
800 град-см/вт. Для этого сопротивления перепад
температуры в изоляции составит:
р
гн= 0,0272Т1п^-.
р0,8
Заменяя выражение т — —Z_ на хп=1,65+ 0,012Р
18,4 у
(уравнение прямой, проходящей через две точки кри-
вой: тп=5° С и тп=15°С), получаем формулу для до-
пустимого тока (в амперах) в круглом изолированном
проводе при перегреве тп+хи=20° С:
7 = 100
dn
6251g —
пр
18,35s
815
здесь s—сечение проводника, мм2-, dnp—его диаметр,
см; d„—наружный диаметр по изоляции, см.
При перегреве 25° С коэффициент 18,35 заме-
няется на 23,35.
Если а процентов поверхности изоляции провод-
ника (круглый провод в бумажно-бакелитовой трубке,
провод или кабель с бумажной изоляцией) закрыто
креплениями, то допустимый ток снижается: полу.
/а
1-IQQ-
В приложении 6 даны значения допустимого тока
в круглом проводе, изолированном бумагой (провод
марки ПБ) или бумажно-бзкелитовой трубкой, а так-
же для гибких изолированных бумагой проводов
(марки БОГВ). Если изолированный бумагой провод
помещен, в бумажно-бакелитовую трубку, то в фор-
мулу нужно подставлять размер dH, равный наруж-
ному диаметру трубки. Для проводов, изолированных
лакотканью, допустимый ток можно определить по
приведенным выше формулам, заменив коэффициент
625 (в знаменателе) на 390.
Минимальные диаметры круглых проводов,
определяемые механической и электрической
прочностью
Если по расчету на нагрев круглый провод
получается очень малого диаметра, его сечение
увеличивают с тем чтобы отводы обладали до-
статочной жесткостью. Диаметр провода не
должен быть меньше: трансформаторы 1-го га-
барита— 2,44 мм, 2-го габарита — 3,05 мм,
3-го габарита — 4,1 мм.
Увеличивать диаметр провода по сравнению
с тем, который определяется величиной тока,
приходится также для снижения напряжен-
ности электрического поля в изоляции провод-
ника. Напряженность поля при рабочем напря-
жении должна быть ниже той, при которой воз-
никает ионизация воздушных включений в изо-
ляции (гл. 3). Применяемые в настоящее вре-
мя нормы изоляции отводов предусматривают
следующие минимальные диаметры проводов
в зависимости от класса напряжения: классы
6—15 кв — диаметр 2,44 мм, 35 кв — 4,1 мм,
ПО кв—12(10) мм, 150 кв —20(12) мм,
220 кв — 25 (20) мм\ в скобках намечаемые
диаметры.
При классе напряжения 35 кв регулировоч-
ные отводы можно выполнять из провода диа-
метром 3,05 мм. Уменьшение диаметра по
сравнению с указанным выше 4,1 мм обосно-
вывается тем, что регулировочные отводы рас-
полагают вплотную друг к другу, что несколь-
ко повышает их жесткость и снижает напря-
женность электрического поля.
6-4. Соединения в отводах
В отводах трансформаторов применяют сле-
дующие типы соединений проводников: болто-
вое, пайкой, сваркой и опрессовкой. Разъемным
болтовым выполняют соединение проводов от-
водов с зажимами переключателей некоторых
типов (см. гл. 5) и соединение отводов с токо-
ведущими шпильками вводов. Провода обмот-
ки с отводами, концы соседних катушек, отводы
между собой и в некоторых случаях отводы
с переключателями соединяют пайкой; если это
необходимо в связи с ремонтом, соединение мо-
§ 6-4]
Соединения в отводах
197
жет быть распаяно. Сварка угольным электро-
дом применяется для соединения тонких прово-
дов; в отдельных случаях производят газовую
сварку шин из листовой меди. Опрессовка
внедряется для соединения гибких проводов
(кабелей) с наконечниками и др. Сварка и
опрессовка представляют неразъемные соеди-
нения, так как разъединение проводников свя-
зано с их повреждением.
Сварка тонких круглых проводов
угольным электродом
Сваркой угольным электродом соединяют
два провода диаметром до 2,44 мм и провод
диаметром до 2,44 мм с проводом большего
диаметра (до 4,1 мм). Провода одинако-
вого диаметра скручивают спиралью, более
тонкий провод накручивают на более толстый,
как показано на рис. 6-3. Перед сваркой торец
Рис. 6-3. Соединение круглых про-
водов сваркой угольным электродом.
а — соединение подготовлено для сварки;
б — соединение после сварки; в — соедине-
ние подготовлено для изолировки.
1 — пэовод обмотки диаметром до 2,44 мм\
2 —отвод — провод диаметром 2,44—4,1 мм.
скрутки посыпают измельченной переплавлен-
ной бурой- Затем зажигают электрическую ду-
гу и разогревают скрутку до образования на ее
конце капли меди. После сварки проводам при-
дают форму, удобную для изолирования
(рис. 6-3,в). Провода разъединяют «откусыва-
нием» сваренного участка.
Электропайка
Основным способом соединения проводни-
ков в отводах отечественных трансформаторов
является электропайка твердым — фосфори-
стомедным припоем; этот способ почти пол-
ностью вытеснил (еще в 30-х годах) пайку мяг-
ким — оловянистым припоем.
Электропайка производится внахлестку. Соединяе-
мые проводники зажимают между угольными электро-
дами электропаечной установки. При включении тока
угли быстро раскаляются и нагревают подлежащие со-
единению проводники. Разогрев производят до красно-
го свечения меди (температура плавления припоя)'.
Припоем служит фосфористая медь в виде прутков; при
соприкосновении с раскаленными проводниками припой
плавится и, заполняя промежутки между проводника-
ми, создает плотное и механически прочное соединение.
Электропайка фосфористомедным припоем имеет
следующие существенные преимущества по сравнению
с пайкой оловянистым припоем. При электропайке зна-
чительно проще конструкция соединения; оно занимает
меньше места; отпадает необходимость в медных гиль-
зах, скобках, коробочках, охватывающих проводники
при пайке оловянистым припоем; меньше расход при-
поя; она менее трудоемка и производится без флюса;
место спая обладает большей механической прочностью,
более высокой теплостойкостью (температура электро-
пайки 700—750° С, а пайки оловянистым припоем только
около 250° С) и меньшим электрическим сопротивлени-
ем. Оловянистый припой применяется в настоящее вре-
мя в ограниченном числе случаев, когда электропайка
невозможна: запайка кабелей в латунные контактные
стержни переключателей (гл. 5), при изготовлении ком-
пенсаторов (см: ниже в этом параграфе} и др. (см.
также рис. 6-6)4
Конструкция соединения проводников электропай-
кой (форма и размеры соединения) должна быть вы-
брана с учетом всех особенностей технологического про-
цесса, характеристик и устройства оборудования; необ-
ходимо учесть габарит электропаечных клещей и пре-
дусмотреть защиту изоляции обмоток и отводов от вы-
сокой температуры в месте пайки. На рис. 6-4 приведе-
ны характерные соединения электропайкой.
При выборе формы и размеров соединений
электропайкой нужно руководствоваться сле-
дующим:
1. Плотность тока на расчетной поверх-
ности соприкосновения проводников не должна
превышать 1,5 а!мм2. (При пайке оловянистым
припоем допустимая плотность тока в 3 раза
ниже.)
2. Максимальная возможная площадь од-
ной пайки, т. е. выполняемой в один прием, оп-
ределяется сечением углей. Часть соединений
между собой отдельных звеньев отводов может
быть выполнена заранее на стационарной элек-
тропаечной установке. Провода обмоток с отво-
дами и некоторые отводы между собой прихо-
дится спаивать при сборке отводов на трансфор-
маторе переносными электроклещами- В каче-
стве ориентировочных укажем следующие пре-
дельные размеры: на стационарной электро-
паечной установке площадь электропайки до
100X100 мм при толщине каждой из двух
спаиваемых шин до 10 мм, площадь электро-
пайки переносными электроклещами до 60X
Х40 мм при толщине шин до 8 мм.
3. Расстояние между соседними местами элек-
тропайки на одной шине должно быть. доста-
точным для того, чтобы при новой пайке не
разогрелась (за счет теплопередачи по меди) и
не распаялась ранее выполненная пайка. Если
к одной шине присоединяют отдельными пай-
ками несколько групп проводов обмотки, то
соответствующие участки шины для уменьше-
ния теплопередачи следует отделять разрезами.
Направление разрезов должно быть согласова-
но с направлением рабочего тока в шинах.
4. Доступ к соединению для заполнения
припоем промежутков между спаиваемыми
проводниками должен быть удобным. Для этой
198
Отводы
[гл. 6
Рис. 6-4. Примеры соединений электропайкой.
а и — соединения проводников обмотки с отводами; к — и — соединения проводников отводов.
1 — круглый провод (отвод); 2 — проводник обмотки; 5 —шина (отвод); 4 — кабель (отвод); 5 — экранирующий виток.
цели при соединении двух шин в одной из них
может быть сделан разрез-
s. При пайке переносными электроклещами
необходимо свободное место между спаивае-
мым соединением и соседними частями, доста-
точное для размещения электроклещей (углей
и их держателей). Необходимое расстояние за-
висит от размеров соединения и соответствую-
щих ему габаритов электроклещей. При пайке
небольших соединений (рис. 6-4, а, б, в, г
и т. п.) необходим промежуток 35—40 мм, при
пайке соединений по рис. 6-4, д, е, ж и др.—
70—90 мм .
Присоединение отводов к вводам классов
напряжения до 35 кв
На рис. 6-5 даны примеры соединения отво-
дов различного сечения с вводами классов на-
пряжения до 35 кв существующей конструк-
ции. Общими для приведенных соединений яв-
ляются две конструктивные особенности:
1) соединения разъемные — болтовые; 2) пре-
дусмотрена компенсация неточности, подгонки
длины отвода, обусловленной допусками на
глубину бака, длину фарфорового изолятора
ввода и др., а также неровностями крышки.
Для компенсирования этих допусков соедине-
ние включает изогнутый, легко деформирую-
щийся элемент, концы которого могут сбли-
жаться или расходиться; за этот счет изме-
няется размер отвода в вертикальном направ-
лении. Гибкий элемент необходим также для
компенсации возможных при перевозке транс-
форматора перемещений ввода, закрепленного
на крышке, относительно отвода, связанного
с выемной частью.
§ 6-4}
Соединения в отводах
199
Рис. 6-5. Соединение проводников
отводов со шпилькой вводов
классов напряжения до 35 кв.
а — непосредственное соединение тон-
ких круглых проводов; б — применение
переходной медной пластины; в, г, д —
примен ние компенсатора.
1 — шпилька ввода; 2 — круглый провод
<отвод); 3 — медная пластина (толщиной
1,56 мм); 4 — компенсатор; 5 — шина
(отвод); 6 — кабель (отвод).
{По рис. в соединяют проводники
прямоугольного сечения — концы
обмотки.)
У круглого отвода небольшого сечения
(диаметры 2,44 и 3, 05 мм) гибкий элемент об-
разуют изгибом самого провода в ваде петли,
петля заканчивается кольцом, охватывающим
токоведуЩую шпильку ввода (рис. 6-5,а)- При
диаметре провода 4,1—5,5 мм к нему припаива-
ют медную пластину с отверстием для шпильки
(рис. 6-5,6).
На рис. 6-5,в, г, показано присоединение
круглых проводов, диаметром 6,5—12 мм и от-
водов в виде шин. Здесь применен специаль-
ный компенсатор (по заводской терминологии
«демпфер»); он представляет несколько сло-
женных вместе медных лент толщиной по
0,3 мм. С одного конца ленты спаяны между
собой и с отводом электропайкой, другой ко-
нец пропаян оловянистым припоем и в нем сде-
лано отверстие для шпильки ввода. В средней
части компенсатора ленты не спаяны, этим
обеспечивается их гибкость- Присоединяя отвод
к вводу, компенсатор изгибают петлей. В нор-
мальных силовых трансформаторах сечение
лент компенсатора определяется допустимой
плотностью тока 4,8 а!мм2. Для шкалы токов
от 130 до 2 000 а ширина ленты изменяется от
30 до 80 мм.
Изображенные на рис. 6-5 соединения по-
казали себя вполне удовлетворительными
кроме выполнения по рис. 6-5,6; после пере-
возки трансформаторов обнаруживались от-
дельные случаи поломки проводов в месте их
припайки к пластине 3. Это следует объяс-
нить недостаточной гибкостью проводов диа-
метром 4,1 мм и выше и снижением механиче-
ской прочности проводников (повышенной
хрупкостью) в месте пайки при данном
устройстве спаиваемых частей. Поэтому для
повышения надежности решено было от
устройства по рис. 6-5,6 отказаться и при
диаметре провода свыше 3,05 мм выполнять
соединение согласно рис. 6-5,в. .
В трансформаторах 4-го габарита отводы
классов напряжения 6—35 кв выполняют гиб-
кими проводами (кабелями) или шинами. При
небольшом сечении кабеля — до 50 мм2 —
вполне удовлетворительным компенсатором яв-
ляется изгиб петлей самого кабеля; он соеди-
няется с токоведущёй шпилькой ввода посред-
ством медного угольника. Присоединение к вво-
дам кабелей большего сечения и шин осуще-
ствляется при помощи компенсаторов из мед-
ных лент (рис. 6-5,6).
На рис. 6-6 показано соединение отвода
ВН класса напряжения 6—10 кв со съемным
вводом (гл. 7) в трансформаторах новой
серии 1 и 2-го габаритов. Отвод (гибкий
провод) проходит внутри изолятора ввода и
впаян в шпильку, закрепленную наверху изо-
200
Отводы
[ гл. 6
Рис. 6-6. Соеди-
некие отвода с
шпилькой вво-
да в трансфор-
маторах новой
серии I и 2-го
габаритов.
1— латунная
шпилька (из прут-
ка диаметром
12 мм)\ 2 — гибкий
провод . марки
БОТВ-2. (2 впаяна
в ' оловянистым
припоем).
лятора. Для компенсирования произ-
водственных отклонений отвод вбли-
зи ввода изогнут (образует петлю).
Рис. 6-7. Размеры изоляции
гибкого провода (кабеля), про-
ходящего в трубе ввода ПО кв
(на ток до 600 а).
1 — медный круглый стержень отво
да; 2 — бумажная изоляция отвода;
3 — кабель; 4 — изоляция кабеля ла-
котканью; 5 бумажно-бакелитовый
цилиндр,
При применении крепированной бу-
маги отдельное изолирование, кабеля
отпадает; кабель и отвод изолируют
вместе грепиоованной (бумагой
(см. рис. 6-29).
В трансформаторах для электропечей при-
ходится соединять отводы в виде шин с шин-
ными вводами (рис. 7-12). Одно время делали
непосредственное жесткое соединение двух
шин; от него отказались из-за трудной
подгонки длины шин, несмотря на овальные
отверстия. Кроме того, механическое воздей-
ствие отвода на шину ввода, вызванное тем-
пературным удлинением, нарушало иногда
уплотнение ввода. Теперь к шине отвода при-
паивают компенсатор из медных лент; к шине
ввода компенсатор присоединяется болтами.
Присоединение отводов к вводам классов напряжения
110 кв и выше
Отводы к вводам на напряжение ПО кв и
выше существующей конструкции (гл. 7) при-
соединяют голым гибким проводом (кабелем),
который пропускают через центральную тру-
бу ввода и закрепляют в верхней арматуре
(рис. 7-9). Масло в центральной трубе ввода
находится примерно на том же уровне, что
в расширителе трансформатора; в верхней
части трубы — воздух. Поэтому плотность то-
ка в кабеле, проходящем в трубе ввода, нуж-
но брать ниже, чем допускается в масле.
Нижний конец кабеля присоединен
к круглому проводу отвода (рис. 6-7); к верх-
нему концу припаивают кабельный наконеч-'
ник для закрепления наверху ввода.
Казалось бы, что для повышения электри-
ческой прочности промежутков между отводом
и заземленными частями целесообразно де-
лать на кабеле вплоть до самого экрана вво-
дя изоляцию достаточно большой толщины.
Но такая изоляция сделала бы кабель негиб-
ким и затруднила бы пропуск его через трубу
ввода, особенно при несовпадении осей ввода
и отвода (см. § 7-6). Поэтому изоляцию вы-
полняют как показано на рис. 6-7. При опре-
делении размеров кабеля и расположения на
нем изоляции нужно учитывать допуски на
длину фарфоровых покрышек ввода. В черте-
жах отводов длину кабеля надо указывать
с запасом, ориентируясь на покрышки ввода
с плюсовыми допусками. При монтаже транс-
форматора на месте установки подгоняют
кабель к фактическим размерам ввода. При
этом очень важно кабель натянуть; изгибы
(петли) кабеля у нижнего фланца недопусти-
мы, они значительно снизили бы электриче-
скую прочность промежутков до заземленных
частей.
6-5. Индуктивность отводов.
Механические усилия
В трансформаторе при нагрузке рабочим
током наряду с магнитным полем рассеяния
обмоток существует поле рассеяния отводов.
Индуктивность отводов обусловливает допол-
нительное падение напряжения; поле рассея-
ния отводов вызывает в близко расположен-
ных стальных частях (стенка бака, ярмовые
балки магнитопровода и др.) и в самих отво-
дах дополнительные потери от вихревых то-
ков. Падение напряжения в отводах и потери
в стальных частях зависят от величины тока
§ 6-6]
Изоляция отводов
201
в отводах, от их геометрических размеров и
расположения относительно друг друга и
стальных частей.
В первом грубом приближении можно
считать, что отношение падения напряжения
и потерь в отводах и в обмотке равно отноше-
нию их длины. В нормальных силовых транс-
форматорах относительная длина отводов ма-
ла и их индуктивностью, а также потерями
в стальных частях от рассеяния отводов
в подавляющем числе случаев можно пре-
небречь. При токе порядка 1 000 а и выше
шинные отводы стараются располагать реб-
ром к стенке бака. Это дает несколько мень-
шее падение напряжения и потери, чем па-
раллельное расположение шин по отношению
к стенке (при одинаковом расстоянии).
Иные соотношения в трансформаторах для
электропечей с током обмотки НН в тысячи
и десятки тысяч ампер. В этих трансформато-
рах длина отводов НН соизмерима с длиной
обмотки НН, а потери и рассеяние отводов—
с потерями и рассеянием обмоток. Поэтому
нужно соблюдать следующие правила. Шины
должны быть расположены обязательно реб-
ром к стенке бака и притом на небольшом
расстоянии друг от друга (плоскости шин па-
раллельны друг другу); в отечественных
трансформаторах для электропечей расстоя-
ние между шинами берут обычно около 10 мм.
Расстояние от шины до стенки бака и ярмовой
балки магнитопровода должно быть не мень-
ше ширины шины. Ток смежных шин должен
быть «скомпенсирован», т. е. шины должны
чередоваться, как показано на рис. 6-8. Это
чередование шин дает значительное ослабле-
ние магнитного поля.
Между отводами, как между всякими про-
водниками с током, действуют силы механиче-
ского взаимодействия. Сила притяжения или
отталкивания пропорциональна квадрату тока
и увеличивается с уменьшением расстояния
между отводами. Механические силы, дей-
ствующие между близко расположенными
шинами большого сечения при коротком за-
мыкании трансформатора, могут достигать
значительной величины. На эти усилия долж-
ны быть рассчитаны как сами проводники
(на изгиб), так и их крепления.
Расчет механических усилий между шина-
ми является определяющим при конструиро-
вании креплений отводов трансформаторов для
электропечей. Как указывалось выше, для
уменьшения .рассеяния шины большого сече-
ния располагают близко друг к другу; это
приводит к значительным усилиям. Участок
шины между соседними креплениями рассчи-
а а а а а а х х х х х х а х а х а х а х а х а х
aaaabbbb coco abcaocabcabc
Неправильно Правильно
Рис. 6-8. Чередование шин отводов. Трансформаторы:
а—однофазный; б — трехфазный (отводы от линейных концов
обмотки); в — трехфазный (отводы от начал и концов обмоток
фаз).
тывается на изгиб как балка с равномерной
нагрузкой, заделанная по концам. Допускаемое
напряжение в меди на изгиб при токе корот-
кого замыкания принимают 600—800 кГ/см2.
Из этого расчета получают максимальное до-
пустимое расстояние между соседними креп-
лениями. Обычно это расстояние равно 300—
400 мм. Шпильки, стягивающие крепления
шин, рассчитывают на растяжение.
6-6. Изоляция отводов
Типы изоляционных промежутков.
Изоляционные нормы
Проектирование отводов нормальных сило-
вых трансформаторов включает разработку
изоляционных промежутков: от. отвода до
заземленных частей; от отвода обмотки
НН(СН) до обмотки ВН; между отводами; от
переключателя до заземленных частей; от пе-
реключателя до обмотки ВН; от токоведущих
частей внизу ввода до бака и частей магнито-
провода и др. С проектированием изоляции
отводов тесно связано обеспечение необходи-
мого изоляционного промежутка от обмотки
Ън до стенки бака.
В обычных случаях проектирование изо-
ляции отводов основывается на применении
изоляционных норм, составленных примени-
тельно к конкретной конструкции отводов и
связанных с ними частей и к определенным
изоляционным материалам и технологии
сборки. Нормы составлены следующим обра-
зом. Исходная величина — класс напряжения
отвода, т. е. класс напряжения обмотки,
к которой присоединен отвод. Расчетное на-
пряжение для того или иного изоляционного
промежутка в отводах либо равно (боль-
шинство случаев) нормированному однэми-
нутному испытательному напряжению «на
202
Отводы
[ гл. 6
землю» обмотки (табл. 3-2), либо составляет
часть этого испытательного напряжения
(§ 3-8). Изоляционный промежуток должен
выдерживать расчетное напряжение без на-
рушения изоляции.
Нормы устанавливают для,каждого типа
изоляционного промежутка: &рму электро-
дов, толщину изоляции на электродах и тол-
щину барьеров. Для данной толщины изоля-
ции указывается минимальный размер масля-
ного промежутка между электродами.
В ряде узлов отводов часть промежутка
между электродами заполнена твердым ди-
электриком, чаще всего деревом. Для подоб-
ных промежутков предписывается необходи-
мый путь поверхностного разряда по твердо-
му диэлектрику.
При классах напряжения 6—35 кв приме-
няют смежные отводы — соприкасающиеся
изолированные проводники. Изоляционные
нормы дают указание о необходимой толщи-
не изоляции смежных отводов в зависимости
от одноминутного испытательного напряже-
ния; при этом учитывается величина рабочего
напряжения, действующего между смежными
отводами (§ 3-8).
Иногда при проектировании отводов транс-
форматоров классов НО кв и выше возникает
необходимость в определении изоляционных
расстояний для устройства, более или менее
отличающегося от типовых, охватываемых
нормами. Отличие может заключаться в не-
обычной форме электродов, в толщине изо-
ляции, в применении дополнительных барье-
ров или в необычном их расположении
и т. д. Если возможно оценить влияние на
электрическую прочность отличия данной кон-
струкции от типовой, то в нормы вносят соот-
ветствующие коррективы; если такая оценка
не может быть сделана, обоснованный выбор
изоляционного расстояния возможен только
после проведения специального опытного
исследования.
Ниже приведены некоторые из норм для
проектирования изоляции отводов в отечест-
венном трансформаторостроении. Для класса
напряжения ПО кв в таблицах указаны изо-
ляционные расстояния — масляные промежут-
ки, путь поверхностного разряда по дереву
и т. д. при одноминутном испытательном на-
пряжении 200 кв; для испытательного напря-
жения 230 кв (см. § 3-7) нормировались про-
межутки, округленно на 20%' большие, чем
указанные для 200 кв.
Нормы изоляции отводов классов напря-
жения до ПО кв включительно рассчитаны на
то, что заливка трансформаторов, маслом пе-
ред заводскими контрольными испытаниями
напряжением переменного тока производится
без применения ракуума; но при этом имеется
в виду применение для класса 35 кв доста-
точно длительного «отстоя», а для класса
110 кв — прогрева трансформатора перед ис-
пытанием (§ 3-4).
Масляные промежутки: отвод — стейка бака,
отвод — ярмовая балка магнитопровода 1
Эти расстояния принадлежат к числу
основных. В табл. 6-1 указаны минимальные
размеры чисто масляного промежутка от
отвода до плоской заземленной части — стен-
ки бака и до голой (неизолированной) полки
Таблица &1
Нормы изоляции отводов в масле
Отвод—плоская заземленная часть; отвод—выступаю-
щая заземленная часть с незакругленными краями
(например, полка ярмовой балки)
Класс на- пряжения О) о ко . д Ко Толщина Диаметр Масляный ток1, промежу- мм
обмотки, к которой присоеди- нен отвод, кв Ч н и <и >.« f- К <и £ Ч си «0 S о к изоляции отвода (на сторону)1 h, мм провод а (кабеля) отвода dt мм от отвода до зазем- ленной час- ти острой формы от отвода до плоской заземлен- ной части
6 25 0 0 2 <6* >6 ^2,44 15 12 10 15 12 10
10 35 0 0 2 <6* >6 * >2,44 20 17 12 23 18 10
15 45 0 0 2 WWA ЬЭ О СП * 28 25 18 32 27 15
35 85 2 3 4 6 >4,1 45 40 37 35 40 35 30 25
110 200 10** 20** >12 160*** 100 75
1 Для классов 6—35 кв изоляция; бумажно-бакелитовые труб-
ки, кабельная и крепированная бумага, лакоткань; для класса
110 кв—кабельная и крепированная бумага.
* Указанные масляные промежутки-минимальные изоляци-
онные расстояния. При конструиров нии к ним нужно приба-
вить допуск на производственные отклонения. При отсутствии
других обоснованных данных 'эти допуски можно принимать ,
следующими:
1 См. рис. 3-38.
§ 6-6]
Изоляция отводов
203
Расстояние, мм от отвода до Трансформа- торы 1—3-го габаритов Трансформа торы 4-го габарита
заземленных частей маг- 1
нитопровода 5 10
стенки бака 10 20
* От шин брать те же расстояния, что указаны от проводов
диаметром менее 6 мм.
Нормальная толщина изоляции линейного и нейтраль-
ного конца обмотки 20 мм. Толщина изоляции отвода на участке
в зоне высоты обмогки может быть уменьшена до 10 мм при
условии соответствующего увеличения масляных промежутков.
Если заземленная часть острой формы закрыта щитом из
электрокартона толщиной 3 лмс, масляный промежуток для клас-
са ПО кв может быть уменьшен (при толщине изоляции отвода
20 мм) с 160 до 105 мм.
Примечание. *О дополнительной изоляции отводов в
креплениях см. § 6-7.
ярмовой балки или другой заземленной части
острой формы Ч
Часть масляного промежутка между от-
водом и заземленной частью заполняют дере-
вянные крепления. На уровне полок и других
выступающих частей ярмовых балок крепле-
ния стараются не ставить. Таким образом, от
отвода до «заземленной части острой формы»
имеем обычно чисто масляный промежуток.
Но между отводом и стенкой бака деревян-
ные планки всегда имеются; здесь изоляцион-
ный промежуток включает поверхностный
разряд по дереву. Это вынуждает увеличивать
конструктивное расстояние, так как путь по-
верхностного разряда по дереву принимается
эквивалентным масляному промежутку, рав-
ному всего 0,4 размера пути посверхностнаго
разряда (см. § 3-4). При этом не менее 40%
требующегося по нормам чисто масляного
промежутка должно оставаться незаполнен-
ным деревом.
Пример. Пусть в трансформаторе 2-го габарита
отвод класса 35 кв с толщиной изоляции 4 мм на сто-
рону закреплен в дереве, как показано на рис. 6-9;
размер деревянной планки со стороны стенки бака
6=25 мм. Путь поверхностного разряда по дереву эк-
вивалентен 0,46=10 мм. Согласно табл. 6-1 масля-
ный промежуток должен быть равен 4=30 ^. Следо-
ватель но, размер а должен быть а=30—10=20 мм.
(В общем виде: 4=а+0,46; а=А— 0,46.) Требование
-а ^0,44 выполнено. К размеру а=20 мм нужно при-
1 Для классов напряжения 10 и Г5 кв согласно
табл. 6-1 от голого отвода до острой заземленной части
требуется меньший промежуток, чем до плоской части;
промежутки от изолированного отвода находятся в об-
ратном соотношении. Это закономерно. При голых элек-
тродах электрическая прочность промежутка острие —
острие выше, чем промежутка острие — плоскость. При
изолировании одного «острия» (это соответствует кон-
струкции с изолированным отводом) электрическая
прочность промежутка острие — плоскость возрастает
значительно больше, чем промежутка острие — острие
(гл. 3).
Рис. 6-9. к расчету
изоляционного
промежутка от от-
вода до стенки
бака.
1 — изоли рованный
отвод; 2 — деревянная
планка; 3 — стенка
бака.
бавить допуск на производственные отклонения, равный
(табл. 6-1) 10 мм. В итоге конструктивный размер от
отвода до стенки бака составит 6 4- а+допуск=25+20+
4-10=55 мм.
В табл. 6-1 предусмотрена изоляция отво-
дов класса ПО кв бумагой толщиной 20 и
10 мм на сторону; для напряжений 150 кв
и выше применяется большая толщина изоля-
ции. Если эти отводы изолируют не в один
прием, то сопряжение разновременно нало-
женной изоляции должно выполняться в ви-
де конуса длиной, равной семи—десятикратной
толщине изоляции (§ 3-4, рис. 3-32). Такой же
конус делают при переходе от меньшей тол-
щины изоляции к большей.
Для отводов классов 6 ч-35 кв в таблице
указана изоляция толщиной от 2 до 6 мм на
сторону. В этих отводах, изолированных бу-
мажно-бакелитовыми трубками, при недоста-
точной длине последних приходится их сочле-
нять. При толщине трубок 4 и 6 мм стык вы-
полняется с заточкой на конус, как показано
на рис. 6-10. При толщине трубок 2 мм кону-
са не делают. Для того чтобы при выборе
масляных промежутков учитывать 2-мм тол-
щину трубки, место стыка нужно заизолиро-
вать лентой из крепированной бумаги (лако-
тк'атаи) в полуперекрышку до толщины 1,5 мм
на сторону на длине 40 мм.
Стыки трубок не должны попадать в де-
ревянные планки крепления отводов; стык
2-мм трубки должен отстоять от края планки
не менее чем на 25 мм, стык 4-мм или 6-мм
Рис. 6-10. Изоляция стыка бумажно-бакелитовых
трубок отводов класса напряжения 35 кв.
/ — провод; 2 — бумажнр-бакелитовая тоубка; 3 — изоля-
ция места стыка лентой из крепи 'ованной бумаги иля
лакоткани вполунерекэышку.
При bj»«4 мм длина конуса £»30 мм; при hy* «6 мм £«40 мм.
204
Отводы
[ гл. 6
трубки, изолированный согласно рис. 6-10,
должен отстоять не менее чем на 70 мм.
У расположенных вплотную друг к другу трех
или четырех регулировочных отводов (одной
фазы обмотки) стыки 2-мм трубок (без кону-
сов) не должны совпадать; стык трубок на
одном отводе должен быть смещен по отно-
шению к стыкам на остальных отводах не
менее чем на 30 мм.
На основании опытных исследований, проведенных
во Всесоюзном электротехническом институте имени
В. И. Ленина, А. В. Панов разработал [Л. 13] расчет-
ный метод выбора изоляционного расстояния от изо-
лированного бумагой круглого отвода до плоскости
или цилиндрической поверхности; метод применим к от-
водам классов напряжения НО кв и выше. Он заклю-
чается в расчете напряженностей электрического поля
по формулам для электродов в виде коаксиальных
цилиндров. Допустимые напряженности установлены
по результатам опытов; допустимая напряженность
в масле — применительно к маслу с пробивным напря-
жением 40—45 кв/2,5 мм. Формулы могут быть исполь-
зованы для выбора необходимого чисто масляного про-
межутка между изолированным отводом и стенкой
бака — плоской или с тем или иным радиусом кривиз-
ны; формулы пригодны и для промежутка отвод — об-
мотка. Влияние кривизны противостоящего отводу
«электрода» на величину напряженности поля при рас-
чете не учитывается: это влияние не столь велико и
перекрывается принятым коэффициентом запаса элек-
трической прочности.
Принимаем следующие обозначения:
П—радиус стержня отвода, см;
г2—радиус отвода по наружной поверхности изо-
ляции, см;
ri—условный радиус наружного „электрода “:
r2 = г2 + А, где А—масляный промежуток от
А „
отвода до „плоскости*, см; 15^>—>5;
Г 2
еб, ем—диэлектрическая проницаемость бумаги и
масла: еб=3,5; ем=2;
Ем, Еб—напряженность электрического поля соот.
ветственно в масле на поверхности изоляции
отвода и в бумажнрй изоляции на поверхности
стержня отвода, кв/см;
U*—испытательное напряжение переменного то-
ка, кв;
Up—рабочее напряжение, кв.
Допустимая напряженность в масле берется раз-
личная в зависимости от способа заливки масла в
бак трансформатора. При заливке без вакуума .и при
сравнительно непродолжительном отстое перед кон-
трольным испытанием (порядка суток) допустимая
72 ।
напряженность в масле равна —= ; при заливке ма-
V Г 2
ела под вакуумом при остаточном давлении порядка
ла ’ 84
4—6 см pm. cm. допустимая напряженность “7=-•
V Г 2
В бумажной изоляции при рабочем напряжении
допустима напряженность 35 кв/см.
Отвод — заземленные части,
поверхностный разряд по дереву
Минимальный путь поверхностного разря-
да от изолированного отвода по деревянным
креплениям до заземленной части (болт; пол-
ка ярмовой балки и т. п., рис. 6-11 и '6-12)
Рис. 6-11. Крепление отводов класса
напряжения 10 кв. Изоляционный
промежуток—путь поверхностного
разряда по дереву до заземленных
частей.
1 — изолированные отводы — провода марки
ПБ диаметром 4,1/8,35 ммц 2, 3— деревян-
ные планки (бук); 4 — стальной угольник;
5 — полка ярмовой балки. Пунктиром отме-
чен возможный путь поверхностного раз-
ряда.
указан в табл. 6-2. В данном случае допуски
на производственные отклонения невелики,
они включены в размеры, приведенные в таб-
лице (см. 'таЮке в § 6-7 о дополнительной
изоляции отводов в деревянных креплениях).
§ 6-6]
Изоляция отводов
205
Рис. 6-12. Крепление от-
вода класса ПО о с ис-
пытательным напряжени-
ем 230 кв. Изоляционный
промежуток — путь по-
верхностного разряда
по дереву до заземлен-
ных частей.
/ — круглый провод диамет-
ром 12 жж; 2 — бумажная
изоляция отвода (20 мм на
сторону); 3 — дополнительная
изоляция отвода (электро*
картон толщиной 6 мм на
сторону); 4 —полка ярмовой
балки; 5. 6, 7 — деревянные
планки (бук); 8 — деревянная
шпилька диаметром 19 мм.
Пунктиром отмечен возмож-
ный путь поверхностного
разряда.
Таблица 6-2
Нормы изоляции отводов в масле
Отвод—заземленная часть (любой формы),
поверхностный разряд—по дереву
Класс напряже- ния, кв Испыта- тельное одноми- нутное напряже- ние, кв Минималь- ный диаметр отвода, мм Толщина изоляции отвода (на сторону), мм Путь поверх- ностного раз- ряда по дереву до заземлен- ной части, мм
6 25 2,44* 2 30
10 35 2,44* 2 40
15 45 2,44* 2 50
35 85 4,1 / 4 i 6** / 100 1 80
ПО 200 12 20 380
См. сноску1 и примечание к табл. 6-1.
♦ От шин. обернутых изоляцией (бумага, электрокартон) тол-
щиной 2 мм на сторону, с выступом за деревянную планку на
25 мм с каждой стороны, допускается путь поверхностного раз-
ряда по дереву тот же, что указан в таблице для круглых изо-
лированных отводов.
* * Если отвод изолирован бумажно бакелитовой трубкой тол-
щиной 4 мм (на сторону); обернутой бумагой или тонким электро-
картоном толщиной 2 мм, с выступом за деревянную планку не^
менее чем на 30 мм с каждой стороны, в расчет принимается тол-
щина изоляции 6 мм (см. § 6-7 о дополнительной изоляции в
креплениях).
Отвод — незаземленный болт
Деревянные планки в отводах классов на-
пряжения 6—35 кв скрепляют стальными бол-
тами. Не соприкасающийся с частями магни-
Рис. 6-13. К расче-
ту изоляционных '
промежутков от
незаземленного
болта.
1 — изолированный от-
вод; 2, 3 — деревян-
ные планки; 4 — сталь-
ной болт; 5 — стенка
бака.
топровода болт не заземлен. Приложенное к
отводу напряжение распределяется на два
изоляционных промежутка, включенных по-
следовательно: отвод — болт и болт — «зем-
ля» (стенка бака, ярмовая балка или др.).
На рис. 6-13 изображен характерный изоля-
ционный узел с незаземленным стальным бол-
том, а в табл. 6-3 — нормы на соответствую-
щие изоляционные расстояния.
Таблица 6-3
Нормы изоляции отводов в масле
Изоляционные расстояния до незаземленных болтов
(к рис. 6-13)
Класс напряжения, кв Испыта- тельное одноминут- ное напря- жение, кв Минималь- ный диа- метр отво- да, мм Толщина изоляции отвода (на сторону), мм Путь по- верхност- ного разря- да по дере- ву, мм Масляный промежу- ток, мм
А Б
6 25 2,44* 2 25 15
10 35 2,44* 2 25 20
15 45 2,44* 2 25 25
35 85 4,1 4 70 25
30 90***
6** 55 25
25 90***
См. сноску 1 и примечание к табл. 6-1.
Размеры А и Б включают допуски на производственные от-
клонения-.В трансформаторах 4-го габарита масляный промежу •
ток £=154-25 мм должен быть увеличен.
* См. сноску ♦ к табл. 6-2.
* * См. сноску *♦ к табл. 6-2.
* ** Размер 90 мм взят (с запасом) в предположении, что не-
заземленный болт приобретает потенциал, близкий к потенциалу
отвода.
206
Отводы
[гл. 6
Масляный - промежуток: токоведущие части ввода —
заземленные части
Под крышей бака находятся токоведущие
части нижнего конца ввода. От них должны
быть выдержаны изоляционные расстояния
до заземленных частей.
Устройство нижних токоведущих частей
вводов весьма разнообразно. При классах на-
пряжения до 35 кв токоведущие части вводов
голые, обычно с острыми краями; при клас-
сах НО кв и выше на нижних концах совре-
менных вводов устанавливают металлические
экраны с закругленными краями. У некото-
рых вводов экраны изолированы.
Размер требующихся изоляционных рас-
стояний зависит от конструкции токоведущих
частей вводов, а также от формы заземлен-
ных частей. Необходимые масляные проме-
жутки могут быть уменьшены установкой щи-
тов на острых заземленных частях и барьеров.
На рис. 6-14 показано устройство изоляции между
вводом ПО кв и заземленными частями внутри бака
при испытательном напряжении 230 кв, применявшееся
в отечественных трансформаторах. Для выявления зна-
чения экранирования острых краев нижнего фланца
ввода и установки на вводе цилиндра и щита у ярмо-
вой балки укажем величину масляных промежутков,
Рис. 6-14. Изоляция ввода класса
110 кв от ярмовой балки и стенки
бака; испытательное напряжение
23Q кв. Изоляционные расстояния
170 мм включают допуск 20 мм
на производственные отклонения.
1 — верхний чугунный фланец нижней
покрышки ввода; 2 — линия коышки
бака; 3 — нижняя фа 'фо ров а я покэышка
ввода; 4 — стенка бака; 5 — бумажно-
бакелитовый цилиндр; 6 — стальной
эк ан на нижнем фланце ввода; 7 — изо-
лированный отвод; 8 — щит из электро-
картона; 9 — ярмовая балка.
Рис.г6-15. Изоляция до заземленных частей от ввода
класса 110 кв с встроенными трансформаторами тока.
Испытательное напряжение 230 кв,
1 — бумажно-бакелитовый цилиндр; 2 — щит из электрокартона;
3 — ярмовая балка; 4 — нижний экран ввода; 5 — нижняя фарфо-
ровая покрышка; 5 —стальной пэуток (кольцо); 7 —крышка бака;
8 — трансформаторы тока; 9 — цилиндрический фланец; 10 — со-
единительная втулка ввода; 11 — деревянные распорки; 12 — стен-
ка бака.
требующихся до стенки бака и полки балки при отсут-
ствии того или иного из упомянутых элементов: экран
на вводе есть, щит есть, цилиндра нет— расстояние
250 мм; нет и цилиндра — 300 мм; нет и экрана —
370 мм (ср. с рис. 6-14).
Чтобы достичь значительного повышения электри-
ческой прочности масляных промежутков от вводов
классов 110 кв и выше, нельзя ограничиваться скругле-
нием нижних краев наружных токоведущих частей;
электрическое поле, определяющее прочность, зависит
также от формы этих частей в месте прилегания
к фарфоровой покрышке и от устройства токоведущих
частей внутри ввода. В результате нормы изоляционных
расстояний от вводов на напряжение ПО кв и выше
до заземленных частей внутри бака следует устанавли-
вать применительно к конкретной конструкции вводов.
При встраивании на вводе, например клас-
са ПО кв, трансформаторов тока ввод уста-
навливают так, что часть его нижней фарфо-
ровой покрышки оказывается выше уровня
крышки бака (рис. 6-15). При этом приходит-
ся обеспечивать соответствующее изоляцион-
§ 6-6]
Изоляция отводов
207
Масляный проме-
жуток, JHM
25
30
40
90
ное расстояние от токоведущих частей снару-
жи нижней покрышки ввода до края отвер-
стия в крышке. Нужно также выдерживать
определенные расстояния от фарфоровой по-
крышки до края отверстия, до трансформато-
ров тока и других заземленных частей, рас-
положенных на высоте покрышки. Необходи-
мый промежуток от той или другой точка по-
крышки зависит от величины потенциала на
ее поверхности, от расположения внутри вво-
да уравнительных обкладок и напряженности
поля на их краях.
Для классов напряжения 6—35 кв нормы
изоляционных расстояний токоведущих частей
вводов до заземленных частей даются, приме-
нительно к наиболее неблагоприятному слу-
чаю; указанные ниже чисто масляные проме-
жутки (включен допуск 10 мм на производ-
ственные отклонения) достаточны при любой
форме токоведущих и заземленных частей и
при любой форме элементов отводов (ком-
пенсаторы, пластины и т. п.), присоединен-
ных к токоведущим частям вводов,
Класс напряже- Испытательное одно-
отя минутное напряже-
* ние, кв
6 25
10 35
15 45
35 85
Масляный промежуток: отвод НН(СН)— обмотка ВН
Отвод, соединенный с нижним концом об-
мотки НН(СН), проходит вверх между об-
моткой ВН и стенкой бака и должен’ быть
изолирован относительно стенки бака на ис-
пытательное напряжение обмотки НН(СЙ)
согласно табл. 6-1 и относительно обмотки
ВН — на ее испытательное напряжение.
В трансформаторах с обмоткой ВН клас-
са 35 кв изоляционный промежуток: отвод
НН — обмотка ВН рассчитывают на испыта-
тельное напряжение 85 кв. От отводов НН —
голой шины или голого круглого провода диа-
метром менее 6мм чисто масляный промежу-
ток до обмотки ВН должен быть равен 80 мм,
при большем диаметре голого провода —
70 мм, от круглого провода с 2-мм изоляцией
40 мм, с 3-мм изоляцией — 35 мм. К ука-
занным расстояниям должен быть прибавлен
допуск на производственные отклонения не
менее 10 мм.
От отводов НН(СН) до экранирующих вит-
ков обмотки ВН класса ПО кв (испытатель-
ное напряжение 200 кв) должны быть сле-
дующие изоляционные промежутки: толщина
изоляции на отводе (на сторону) 3 мм — чи-
сто масляный промежуток 175 + 20 мм (до-
пуск на производственные отклонения); тол-
щина.6 мм — промежуток 125+20 мм\ толщи-
на 8 мм — промежуток 105+20 мм.
Масляный промежуток: вертикальная стяжная
шпилька — обмотка ВН
Масляный промежуток от обмотки ВН (классы
напряжения. 6—35 кв) до заземленной вертикальной
шпильки, стягивающей в трансформаторах 1—3-го га-
баритов верхнюю и нижнюю ярмовые балки магнито-
провода (§ 2-8), выбирается в зависимости от величины
испытательного напряжения этой обмотки, диаметра
шпильки и толщины ее изоляции (бумажно-бакелито-
вая трубка, обертывание бумагой). При испытательном
напряжении обмотки ВН U№ = 25 кв чисто масляный
промежуток-S до голой шпильки любого диаметра
должен быть не менее 10 мм; при — 35 кв до голой
щпильки d<12ju(—S 20 дел, при </^12жл—
S 10 мм; при ил = 85 кв и голой шпильке d <
< 12 мм — S = 7Qmm, при d 12 мм — S = 60 мм;
при£/н = 85я:в и изолированной* шпильке: толщина
изоляции 0,5; 2; 4; 6 мм — промежутки соответственно
45, 40, 30, 22 мм. Ко всем указанным минимальным
изоляционным промежуткам должен быть прибавлен
допуск на производственные отклонения 10 jmjk или
больше.
Изоляция между отводами
Выше было выяснено (§ 3-8), что изоляция между
следующими отводами одной обмотки должна рассчи-
тываться на полное одноминутное испытательное на-
пряжение этой обмотки относительно сземли». Это —
отводы, присоединенные: один к началу, другой к сере-
дине обмотки; к началу и к концу обмотки; к началам
разных фаз; к началу одной фазы и к середине другой.
При классе напряжения обмотки ПО—220 кв перечис-
ленные отводы, как правило, находятся друг от друга
на большом расстоянии, превышающем минимальное
изоляционное. Отводы же классов напряжения 6—35 кв
зачастую располагаются близко друг к другу. Рассчи-
тываемый на полное одноминутное испытательное на-
пряжение обмотки масляный промежуток между ее от-
водами (классы напряжения 6—35 кв). можно брать
равным промежутку отцод— стенка бака из табл. 6-1,
а расстояние между отводами в общей деревянной
планке — согласно табл. 6-4. Эти же изоляционные
Таблица &4
Нормы изоляции отводов в масле
Отводы в деревянных планках, поверхностный
разряд по дереву
Класс напряже- ния, кв Испыта- тельное одноминут- ное напря- жение, кв Минималь- ный диа- метр отво- да, мм Толщина изо- ляции отвода (на сторону), мм Путь поверх- ностного раз- ряда по дереву между отвода- ми, мм
6 25 2,44* 2 25
10 35-' 2,44* 2 25
15 45 2,44* 2 25
35 85 4,1 / 4 ) 6** / 70 \ 50
См. сноску 1 и примечание к табл. 6-1.
* См. сноску • к табл. 6-2.
♦* См. сноску *» к табл. 6-2.
208
Отводы
[гл. 6
расстояния (масляный промежуток, путь поверхност-
ного разряда по дереву) следует допускать между
круглыми изолированными отводами разных обмоток.
Смежные отводы (сплошная твердая изоляция)
В силовых трансформаторах 4-го габарита при
сложной конструктивной схеме иногда приходится до-
пускать соприкосновение отводов классов 6—35 кв,
принадлежащих разным обмоткам (СН и НН), разным
фазам одной обмотки или началу и концу одной фазы
и т. д., т. е. отводоц, изоляция между которыми рассчи-
тывается на полное одноминутное испытательное на-
пряжение.
Согласно действующим нормам толщина изоляции
соприкасающихся (смежных) отводов в виде гибких
проводов (кабелей) выбирается в зависимости от их
класса напряжения; если соприкасаются отводы разных
обмоток, изоляция выбирается по большему из двух
классов напряжения. Для класса напряжения б кв сум-
марная односторонняя толщина изоляции смежных от-
водов составляет б мм; класс 10 кв — 9 мм; класс
15 кв—12 мм; класс 35 кв—22 мм.
Часть указанной толщины изоляции — классы 10—
35 кв — может быть получена обматыванием изолиро-
ванных проводов в месте их соприкосновения (перекре-
щивания) тонким электрокартоном или кабельной бу-
магой. При этом толщина (на одну сторону) основной
изоляции должна быть не менее: 3 мм для классов 10
и 15 кв и 6 мм для класса 35 кв. Выступ дополнитель-
ной изоляции за место перекрещивания с каждой сто-
роны должен быть не меньше 15-кратной толщины
этой изоляции.
Приведенные нормы для изоляции между смежны-
ми отводами предполагается пересмотреть; в новых
нормах толщина изоляции смежных отводов будет
определяться действующим между ними импульсным
испытательным и длительным рабочим напряжениями,
толщина изоляции между отводами разных обмоток —
одноминутным испытательным напряжением.
Изоляция регулировочных отводов
Отводы, соединяющие регулировочные катушки
(слои) обмотки ВН с переключателем, на части длины
соприкасаются между собой. Необходимая толщина
изоляции между регулировочными отводами опреде-
ляется величиной импульсных Градиентов между соот-
ветствующими точками обмотки (гл. 3). Регулировоч-
ные отводы ВН классов напряжения б—15 кв имеют
обычно изоляцию 2—3 мм на сторону, класса 35 кв —
4—6 мм. Это обеспечивает значительный запас электри-
ческой прочности по отношению к воздействующим им-
пульсным напряжениям. Регулировочные отводы ВН
класса 110 кв< изолируют крепированной бумагой (или
лакотканью) б мм на сторону. Толщина изоляции регу-
лировочных отводов СН класса 35 кв в трансформато-
рах с обмоткой ВН на напряжение 110 кв определяется-
из расчета изоляционного промежутка отвод СН —
обмотка ВН (см. выше в этом параграфе).
Изоляционные промежутки от переключателя
В трансформаторах 4-го габарита переключатели
(гл. 5) находятся на уровне обмотки. При проектиро-
вании отводов необходимо выдержать изоляционные
расстояния от переключателя до стенки бака и до об-
мотки ВН.
Ниже указаны изоляционные расстояния примени-
тельно к трансформаторам классов напряжения до
ПО кв включительно с обмотками ВН, выполненными
с полной изоляцией нейтрали. Промежутки: переключа-
тель ВН — стенка бака, обмотка ВН — переключатель
СН, переключатель ВН — обмотка ВН рассчитываются
на полное одноминутное испытательное напряжение.
На двух первых промежутках оно действительно имеет
место, для третьего промежутка переключатель ВН —
обмотка ВН учитывается то, что на него воздействует
полное импульсное испытательное напряжение (§ 3-8):.
Нормы изоляционных расстояний от переключате-
ля устанавливают в расчете на определенную его
конструкцию. Учитываются форма и расположение кон-
тактных стержней, способ присоединения к ним отводов
и изоляция последних, расположение и толщина ци-
линдров переключателя, изоляция на витках обмотки
и т. д.
В трансформаторах класса НО кв с испытательным
напряжением обмотки ВН 200 кв от переключателей
барабанного типа (гл. 5) нужно брать следующие чисто
масляные промежутки (плюс допуск на производствен-
ные отключения):
переключатель ВН — стенка бака.... 160+20 мм
переключатель ВН — обмотка ВН ... 130 4-15 мм
переключатель СН — обмотка ВН... 145+15 мм
Масляные промежутки указаны от поверхности
ближайшего контактного стержня переключателя; в эти
промежутки включена толщина цилиндров переключа-
теля; деревянные крепления, находящиеся между «элек-
тродами», нужно привести к эквивалентному масляно-
му промежутку.
От голых токоведущих частей переключателей
классов напряжения б—35 кв до стенки бака при лю-
бой форме токоведущих частей достаточными являются
те же масляные промежутки, которые установлены от
вводов до заземленных частей: класс б кв — промежу-
ток 25 мм, 10 кв — 30 мм, 15 кв — 40 мм, 35 кв —- 90 мм
(включен допуск 10 мм на производственные отклоне-
ния).' В отдельных случаях для конкретной конструк-
ции на основе специального исследования может быть
выявлена возможность применения меньших изоляцион-
ных расстояний, чем указанные.
В трансформаторах 4-го габарита переключатели
соединяют с приводом на крышке бумажно-бакелито-
вой трубой или составной штангой из такой трубы и
деревянного стержня. При проектировании отводов
нужно проверить достаточность изоляционного проме-
жутка от стальной муфты, соединенной с токоведущи-
ми частями переключателя, вдоль штанги до ярмовой
балки (гл. 5). При классе 110 кв (испытательное одно-
минутное напряжение 200 кв) от штанги до частей
ярмовой балки должен быть чисто масляный промежуток
не менее 25 лш. Эквивалентный масляный промежуток
от муфты до балки должен быть 0,4а 4-0.676+с 300 мм,
где а — путь поверхностного разряда по дереву; b —
путь поверхностного разряда по бумажыо-бакелитовой
трубе; с — чисто масляный промежуток.
Масляный промежуток: обмотка — стенка бака i
Для классов напряжения 6—10 кв необ-
ходимый масляный промежуток обмотка
ВН — стенка бака равен 15 мм\ класс 15 кв—
20 мм-, класс 35 кв—55 мм. К этим минималь-
ным изоляционным расстояниям нужно при-
1 О конструктивных расстояниях от обмотки до
стенки бака см. § 8-2.
§ 6-7]
Крепления отводов
209
бавить допуск на производственные отклоне-
ния: трансформаторы 1-го габарита — допуск
10 мм, 2-го габарита—15 мм, 3-го габари-
та — 20 мм, 4-го габарита — 20 мм или
больше.
В трансформаторах классов напряжения ПО кв и
выше при данном испытательном напряжении изоляци-
онное расстояние до стенки бака требуется различное
в зависимости от следующих факторов: от выполнения
обмотки с вводом на конце или с вводом посередине,
от устройства экранирующих витков емкостной защиты
обмотки (схемы их соединения, выступа за обмотку,
изоляции), от наличия или отсутствия изоляционной
перегородки между обмоткой и баком. От обмотки
с вводом посередине с неполной изоляцией нейтрали
необходимое минимальное расстояние до бака меньше,
чем при вводе на конце. Влияние экранирующих вит-
ков на форму электрического поля между обмоткой и
стенкой бака может быть различным, но во всех слу-
чаях место, занятое выступающими экранами, «теряет-
ся», так как требующийся масляный промежуток до
бака нужно выдерживать от наиболее выступающего за
обмотку экрана.
Перегородку между обмоткой и стенкой бака целе-
сообразно устанавливать, начиная с класса напряжения
150 или 220 кв. При схеме обмотки с вводом на конце
перегородка менее эффективна, чем при вводе по-
середине, так как трудно выполнить перегородку
с большим выступом (по высоте) за край обмотки.
Между тем при вводе на конце необходимое расстоя-
ние до бака определяется изоляционным промежутком
именно от края обмотки. Иное положение при вводе
посередине. Здесь определяющим является промежу-
ток от середины обмотки; по отношению к этому про-
межутку перегородка является по своим размерам пол-
ноценным барьером (§ 3-4). Перегородку следует рас-
полагать ближе к обмотке, но не допускать при этом
ее соприкосновения с обмоткой (см. § 6-9). Перегород-
ка наиболее эффективна, если ее щиты расположены
йонцентрически по отношению к обмотке, т. е. охваты-
вают отдельно обмотку каждого стержня магнито-
провода. Перегородка позволяет несколько уменьшить
масляные промежутки от обмотки ВН до отводов НН
(СН). Эти отводы находятся за перегородкой, ближе
к стенке бака. О конструктивном выполнении перего-
родки см. § 6-9.
Для класса ПО кв при испытательном од-
номинутном напряжении 200 кв от обмотки
ВН с вводом на конце и с защитой экрани-
рующими витками существующей конструкции
(§ 4-6) при отсутствии изоляционной перего-
родки нормирован чисто масляный промежу-
ток 135 мм плюс допуск 20 мм\ промежуток
берется от экранирующих витков, выступаю-
щих за обмотку примерно на 30 мм.
6-7. Крепления отводов
Проводники отводов удерживаются в тре-
бующемся положении креплениями. Необходи-
мое число и расположение мест креплений
зависят от устройства отводов, сечения про-
водников, величины действующих между ни-
14 А. В. Сапожников.
Рис. 6-16. Крепление
отвода обмотки ВН
класса напряжения
6—10 кв в ярмовой
балке.
1 — обмотка; 2 — бумаж-
но-бакелитовая трубка;
3 — гибкий провод (ка-
бель) с бумажной изоля-
цией *2 мм на сторону.
ми механических сил взаимодействия токов
(§ 6-5). «Крепления должны придать доста-
точную жесткость всей конструкции отводов,
исключить смещения проводников при сборке
трансформатора (при опускании выемной
части в бак), при его перевозке, в эксплуата-
ции — под действием динамических сил при
коротком замыкании. Необходимо, в частно-
сти, обращать внимание на надежное закреп-
ление мест изгиба отводов; необходимо до-
статочно жестко закреплять конец отвода,
припаянный к тонкому проводнику обмотки,
так как смещение отвода может привести к
повреждению этого проводника.
Наиболее распространено крепление отво-
дов деревянными планками, между которыми
зажимают проводники. В трансформаторах
небольшой мощности при напряжении до
10 кв может оказаться приемлемым устрой-
ство, показанное на рис. 6-16, внедряемое в
новой серии трансформаторов 1 и 2-го габа-
ритов.
Деревянные планки
Конструкция деревянных креплений отво-
дов представляет систему связанных между
собой горизонтальных и вертикальных пла-
нок. Отдельные планки или целые узлы дере-
вянной конструкции прикрепляют к ярмовым
балкам. Местом прикрепления могут быть:
горизонтальная полка балки, вертикальное
ребро жесткости балки, специальная прива-
ренная к балке пластина или угольник и г. п.
В этих частях делают отверстия и при-
крепляют болтами планки. Известны также
отдельные выполненные заграничные кон-
210
Отводы
[ гл. 6
струкции с приварёнными к ярмовым балкам
шпильками для крепления планок отводов.
При конструировании отводов нужно при-
нимать во внимание деформации ярмовых
балок: их прогиб обусловливает смещение
точек закрепления планок отводов.
Отвод закрепляют двумя планками: его
зажимают между ними; в одной из планок
или в обеих делают вырез соответственно
размерам отвода. При классе напряжения до
35 кв между одной парой планок закрепляют
несколько отводов, при этом регулировочные
отводы располагают ‘вплотную друг к другу.
При классах НО кв и выше каждый отвод
(линейный, нейтральный) закрепляют отдель-
но от других.
Деревянные планки должны обладать до-
статочной механической прочностью; они не-
сут нагрузку от веса поддерживаемых ими ча-
стей, на планки передаются усилия взаимо-
действия проводников отводов при коротком
замыкании трансформатора. Деревянные
крепления переключателей испытывают дей-
ствие сил, сопровождающих перестановку по-
движных контактов ив одного положения в
другое . Планки должны иметь электрическую
прочность, соответствующую величине воздей-
ствующего на них напряжения; оно опреде-
ляется разностью потенциалов между отво-
дами и заземленными частями и положением
планок между ними.
Между деревянными планками отводов и
стенкой бака необходимо выдерживать меха-
нический зазор; для трансформаторов 1-го
габарита зазор можно .рекомендовать по-
рядка 15 мм, 2-го габарита — 20 мм, 3-го га-
барита — 25 мм, 4-го габарита — 40—80 мм.
Требованиям в отношении электрической
прочности, предъявляемым к креплениям от-
водов, удовлетворяют бук, граб, клен, береза,
дуб и некоторые другие лиственные породы
дерева. Сосна имеет низкую электрическую
прочность. По механической прочности бук,
дуб, береза и клен несколько отличаются друг
от друга, но все они пригодны для креплений.
Сосна отличается более низкой механической
прочностью.
Дерево повышает кислотность масла в ба-
ке трансформатора. Наименьший неблагопри-
ятный эффект оказывает бук, за ним по воз-
растающей степени влияния на масло идут:
дуб, клен, береза. Однако влияние дерева на
масло не имеет практического значения: не-
которые применяемые в трансформаторах
изоляционные материалы дают большее, чем
дерево, повышение кислотности масла.
При выборе породы дерева учитываются
его механическая обрабатываемость, поведе-
ние при сушке и, что очень существенно, воз-
можность получения в достаточном коли-
честве досок, пригодных для изготовления из
них крупных (длинных) планок. Для таких
деталей мало пригодны, например, береза и
•граб, имеющие сравнительно небольшой диа-
метр ствола и косослой (расположение воло-
кон не параллельно оси ствола). В отече-
ственном производстве для планок .отводов
масляных трансформаторов применяют бук,
из которого можно получить достаточно ши-
рокие и толстые доски прямослойного строе-
ния.
В планках отводов не должно быть сквоз-
ных сучков, которые могут существенно сни-
зить электрическую прочность конструкции,
особенно при классах напряжения НО кв и
выше.
Для надежного закрепления отводов меж-
ду затянутыми планками должен оставаться
промежуток (рис. 6-11 — 6-13); планки не
должны соприкасаться и при совпадении
производственных отклонений, уменьшающих
этот промежуток. Можно рекомендовать сле-
дующие размеры вырезов в планках. Глубину
выреза (в одной планке, другая — без выре-
за) для отводов в бумажно-бакелитовых
трубках с наружным диаметром до 14 мм
включительно следует брать на 2 мм меньше
диаметра трубки, при диаметре свыше
14 мм — на 3 мм меньше. Для проводов мар-
ки ПБ (см. приложение 6) глубину выреза
можно брать на 1,5—2 мм меньше наружно-
го диаметра провода (с округлением до бли-
жайшего меньшего целого числа миллиме-
тров). Ширину выреза для трубок можно де-
лать равной их размеру (допуск на ширину
выреза только плюсовой). Для проводов мар-
ки ПБ ширина выреза берется немного боль-
ше размера проводов.
Для шин, обернутых электрокартоном (см.
ниже), расположенных широкой стороной
сечения вдоль планки, глубина выреза должна
быть меньше толщины шины и номинальной
двусторонней толщины изоляции на 3—4 мм.
Ширину выреза нужно брать на 4—5 мм
больше ширины шины вместе с изоляцией.
Для всех перечисленных креплений отво-
дов толщина планки должна быть: вырез глу-
биной до 9 мм включительно — толщина план-
ки не менее 20 мм, вырез 10—13 мм — тол-
щина не менее 25 мм, вырез 14—16 мм —
толщина не менее 30 мм.
Если шина расположена ребром по отно-
шению к планкам, вырезы делают в обеих
§ 6-7]
Крепления отводов
311
Рис. 6-17. Вырезы в деревянных план-
ках для отводов.
а—крепление гибкого провода (кабеля) или
отвода класса наложения ПО кв и выше; б —
крепление гибкого провода; в — крепление не-
скольких гибких проводов.
— “-+ЛИ + (2 — 2,5 мм); b~ndn +
+ 2ЛИ + (4 + 6 мм); dn —диаметр изолирован-
ного провода (кабеля); Ли — односторонняя
толщина дополнительной изоляции отвода; п—
число рядом расположенных отводов.
планках. Ширина выреза на 2 мм больше ши-
рины шины вместе с изоляцией. Глубина вы-
реза в каждой из планок берется меньше по-
ловины ширины шины, с тем чтобы между
затянутыми планками был промежуток от 8—
10 мм (шина шириной 40 мм) до 25—30 мм
(шина шириной 100 jmjk).
На рис. 6-17 приведена форма и указаны
размеры вырезов в планках для гибких про-
водов марки БОТВ и круглых отводов клас-
сов напряжения НО кв и выше, изолирован-
ных бумагой толщиной 10 мм на сторону и
больше.
Правильно оценить механические нагрузки,
действующие на лланки отводов, очень труд-
но. Поэтому при выборе размеров деревян-
ных креплений руководствуются главным об-
разом опытом. Ориентировку для выбора се-
чения планок в трансформаторах 1—3-го га-
баритов можно получить по размерам, при-
веденным на рис. 6-11 и 6-24. В трансформа-
торах 4-го габарита основные планки (стойки)
имеют сечение от 50x60 мм (чаще от 50 X
Х70 мм) до 60X100 мм (см. также рис.
6-12). Толщину деревянных планок следует,
как правило, ограничивать 60 мм\ этот раз-
мер определяется трудностью просушки бо-
лее толстых досок.
В отводах нормальных силовых транс-
форматоров усилия между проводниками от-
водов, как правило, невелики, так как обычно
шины значительно удалены друг от друга. По-
этому пролеты между соседними креплениями
шин могут быть допущены сравнительно боль-
шие (рис. 6-2). Расстояния между крепления-
ми тонких проводников определяются не си-
лами взаимодействия токов, а необходи-
мостью придать конструкции жесткость.
В трансформаторах 4-го габарита для гибких
проводов (кабелей) допускают пролет между
креплениями 500—600 мм, для шин при рас-
стоянии между ними порядка 50 мм — при-
лет 400—500 мм.-
Скрепление планок
Планки отводов соединяют и прикрепляют
к ярмовым балкам стальными болтами и
шпильками из изоляционного материала. Со-
единение планок должно быть жестким; план-
ки не должны смещаться при ослаблении за-
тяжки крепящих болтов и шпилек из-за
усадки дерева. С этой целью при закреплении
планки только одним концом ставят обяза-
тельно два болта (рис. 6-18) и врезают план-
ки одна в другую. Соединение планок с их
врезанием необходимо при больших размерах
и весе отводов (трансформаторы 4-го габа-
рита) , с тем чтобы по возможности разгрузить
болты и шпильки от нагрузки весом отводов
(рис. 6-18).
В отводах трансформаторов 4-го габарита
применяют вертикальные стойки — от ниж-
ней до верхней'ярмовой балки; они имеют зна-
чительную длину и скрепляются с горизон-
тальными планками, в свою очередь связан-
ными с балками. Отверстия в стойках для
скрепления с планками делают овальными
в вертикальном направлении, чтобы компен-
сировать производственные отклонения; рас-
стояние между центрами полуокружностей
овала 10—20 мм.
Планки отводов прикрепляют к ярмовым
балкам стальными болтами. Между собой
планки скрепляют стальными болтами или
Рис. 6-18. Скрепление планок отводов
класса ПО кв.
14*
212
Отводы
{гл. 6
шпильками из изоляционного материала (см.
ниже).
В трансформаторах 1—3-го габаритов
(класс напряжения 6—35 кв) употребляют
обычно только стальные болты. В сравнитель-
но редких случаях в трансформаторах на на-
пряжение 35 кв, когда трудно выдержать изо-
ляционное расстояние, требующееся до неза-
земленного болта, ставят шпильку из изоля-
ционного м атери ал а.
Применение стальных (незаземленных)
болтов в отводах трансформаторов классов
напряжения ПО кв и выше ограничивают сле-
дующими правилами.
1. В отводах на уровне окна магнитопро-
вода (между ярмами) стальных болтов быть
не должно.
2. Изоляционные расстояния от отводов и
вводов классов напряжения ПО кв и выше до
незаземленных стальных болтов рассчиты-
вают, как до заземленных, независимо от рас-
стояния между болтом и заземленными частя-
ми (§ 6-6).
Стальные болты ставят Двух размеров:
М10 — в трансформаторах 1—3-го габаритов
и М-12 — в трансформаторах 4-го габарита.
В качестве материала для изоляционных
шпилек и гаек креплений отводов в 30-х го-
дах в отечественных трансформаторах приме-
няли фибру. От нее отказались из-за неста-
бильности механической прочности фибры
при высокой температуре. Длительное время
шпильки и гайки изготовляли из дерева (гра-
ба): в трансформаторах 1—3-го габаритов
диаметром 14 мм, для 4-го габарита — 19 мм;
гайки — прямоугольные размером 35X50 мм,
высотой, равной диаметру шпильки; резьба—
специальная. Однако и эта резьба получалась
на дереве не всегда качественной. Поэтому от
деревянных шпилек и гаек в дальнейшем ре-
шено отказаться. Ведутся работы по подыска-
нию какого-либо другого изоляционного мате-
риала (текстолщг, дельта-древесина, пластмас-
са и т. п.).
Дополнительная изоляция отводов в креплениях
Голые провода, шины, изолированные гибкие про-
вода (кабели), а также отводы классов напряжения
НО кв и выше в местах их закрепления в деревянных
планках обматывают несколькими слоями тонкого
электрокартона (толщиной 0,5 мм) или кабельной бу-
магой; общая толщина изоляции: отводы классов на-
пряжения до 35 кв—2 мм, отводы класса ПО кв —
6 мм. Обмотка электрокартоном должна выступать за
планку с каждой стороны: классы напряжения до
35 кв — на 25 мм, класс НО кв — на 50 мм. В транс-
форматорах 1—3-го габаритов отводы в бумажно-баке-
литовых трубках и провода марки ПБ в местах креп-
лений дополнительной изоляции не имеют.
Для кабелей обмотка электрокартоном служит
главным образом защитой от механических поврежде-
ний основной изоляции; при выборе изоляционных рас-
стояний по дереву от кабеля электрокартон в расчет-
ную толщину изоляции, как правило, не включается.
Изоляция электрокартоном голых круглых проводов и
шин (классы напряжения 6—15 кв, толщина изоляции
2 мм на сторону) принимается в расчет при выборе
изоляционных расстояний по дереву (табл. 6-2). Для
классов напряжения ПО кв и выше обмотка отводов
электрокартоном создает дополнительную изоляцию,
повышающую надежность конструкции в отношении
поверхностного разряда по дереву. Соответствующие
нормы указывают изоляционные расстояния в зависи-
мости от толщины основной изоляции отвода, но с уче-
том наличия и дополнительной изоляции.
Другие типы креплений
В трансформаторах для электропечей, наряду
с деревом, крепления отводов выполняют из листового
гетинакса, что обусловлено его более высокой механи-
ческой прочностью и тем, что он почти не дает усадки.
Толщина гетинаксовых планок, стягивающих «пакет»
из нескольких шин поперечным сечением до 100X10 мм
каждая, равна 20—30 мм. Такой пакет скрепляется дву-
мя стальными шпильками диаметром 10 или 12 мм
(рис. 6-19). Шпильки располагают с зазором относи-
Рис. 6-19. Выемная часть трансформатора для фер*
росплавной электропечи, мощность 12 800 ква, на-
пряжения 10 000/156-г-100 в. Вид со стороны отво-
дов НН.
§ 6-8]
Общая компоновка отводов. Конструктивная схема отводов
213
телыю шин около 5 мм. При таком зазоре и расстоя-
нии между соседними шинами порядка 10 мм сущест-
венного нагрева шпилек вихревыми токами не наблю-
дается. В некоторых построенных трансформаторах для
электропечей применена стяжка пакета широких (по-
рядка 200 мм) шин литыми латунными накладками.
6-8. Общая компоновка отводов.
Размещение выемной части в баке.
Конструктивная схема отводов .
Общая компоновка отводов.
Размещение выемной части в баке
Вводы, переключатели и проводники отво-
дов нужно располагать таким образом, что-
бы при заданных габаритах магнитопровода
и обмоток получить минимальные внутрен-
ние размеры бака: его поперечное сечение и
глубину. (Иногда в трансформаторах 1—3-го
габаритов, реже 4-го габарита по условиям
охлаждения приходится увеличивать разме-
ры бака сверх тех, которые нужны для раз-
мещения отводов; в трансформаторах 1—3-го
габаритов это касается обычно высоты
бака).
От размещения вводов, переключателей и
проводников отводов зависит симметричная
или несимметричная установка выемной части
в баке, т. е. совпадение или несовпадение их
горизонтальных осей. Более желательна сим-
метричная установка; при несимметричной —
возникают некоторые трудности при подъеме
трансформатора краном, при установке мощ-
ного трансформатора на транспортере и др.
Однако на эти осложнения приходится идти
в большинстве трансформаторов 4-го габа-
рита.
Можно отметить следующие моменты ком-
поновки отводов, общие для большинства ти-
пов трансформаторов.
При круглых обмотках и овальной форме
поперечного сечения бака в однофазном
трансформаторе получается две, а в трехфаз-
ном четыре «зоны» увеличенных расстояний
от обмотки до стенки бака; эти зоны отмече-
ны на рис. 6-20. Здесь стараются располагать
переключатели, отводы НН(СН) и другие
элементы отводов, от которых до обмотки ВН
Рис. 6-20. Зоны увеличенных расстояний
от обмотки до стенки бака (X).
Рис. 6-21. Трехфазный трехобмоточный
трансформатор мощностью 10 000 ква
на напряжения 110+2 (2,5°/о)/38,5 +
+2 (2,5о/о)/6,6 кв. Схема и группа соеди-
нения обмоток Уо/Уо/Д—12—11. "
а — вид со стороны отводов ВН; б — вид со
стороны отводов СН и НН.
должны быть выдержаны определенные изо-
ляционные расстояния (рис. 6-21). Таким пу-
тем удается несколько уменьшить ширину
бака.
Минимальные возможные внутренние раз-
меры бака — его длина и ширина в свету
определяются изоляционным расстоянием, ко-
торое должно быть выдержано до его стенки
от обмотки ВН. Для размещения отводов при-
ходится увеличивать расстояния между об-
моткой и баком сверх этого минимума (не-
смотря на использование «междуобмоточных
зон»). При этом имеется возможность выбо-
ра: или увеличивать только ширину бака, или
Отводы
I Гл. 6
Рис. 6-22. Трехфазный трехобмоточный трансформа-
тор модностью 31 500 ква на напряжение ПО кв.
Схема расположения выемной части в баке.
1 — .иеатпальны#" ввод ВН: 2 — обмотка: 3 —линейный ввод ВН;
4 —переключатель ВН: 5 — сторона расположения отводов НН
и СН.
только длину, или комбинировать то и другое.
Если отводы размещены с двух сторон от об-
моток — параллельно большой оси магнито-
провода, то увеличивается только ширина
бака, епт длина может быть минимальной.
В мощных трансформаторах высокого напря-
жения более существенно по условиям вписы-
вания в железнодорожный габарит ограни-
чить ширину бака; поэтому отводы (вводы,
переключатели) располагают я с торцовой
стороны магнитопровода на большой оси
трансформатора (рис. 6-22).
В некоторых случаях размеры бака в пла-
не, определяемые отводами, могут быть умень-
шены за счет высоты бака или наоборот. Так,
например, при установке в трансформаторе
НО кв вводов ВН над ярмом бак получается
более узким, но в то же время более высоким,
чем при установке этих вводов на уровне
ярма (между ярмовой балкой и стенкой бака).
В трансформаторах 1—3-го габаритов
(классы напряжения до 35 кв) отводы рас-
полагают параллельно большой оси транс-
форматора с двух сторон обмоток: с одной
стороны отводы обмотки ВН, с другой — от-
воды НН; соответственно стороны выемной
части и трансформатора обозначаются: «сто-
рона ВН» и «сторона НН». В этих трансфор-
маторах вводы обычно не влияют на выбор
размеров бака в плане, их устанавливают
(трансформаторы с расширителем) над маг-
нитопроводом. Из-за переключателей и отво-
дов минимально необходимое расстояние от
обмотки до стенки может получаться с двух
сторон не одинаковым; но разница невелика,
и с обеих сторон берут одно и то же (боль-
шее из двух) расстояние. Таким образом, вы-
емная часть симметрична относительно бака.
В трехфазных трансформаторах 4-го габа-
рита на напряжение ПО кв наиболее компакт-
ной получается конструкция с расположением
с одной стороны обмоток отводов НН и СН—
«сторона НН и СН», с другой—отводов ВН—
-^сторона ВН»; нейтральный ввод (отвод) ВН
находится с торцовой стороны — на большой
оси магнитопровода (рис. 6-21 и 6-22).
Конструктивная схема отводов
Конструктивная схема отводов опреде-
ляется заданной электрической схемой соеди-
нения обмоток трансформатора (звезда, тре-
угольник), устройством обмотки (расположе-
нием ее концов, регулировочных ответвлений),
устройством и расположением переключате-
лей и размещением вводов. Конструктивная
схема отводов должна быть, насколько это
выполнимо, простой' Проводники нужно раз-
мещать так, чтобы их длина была минималь-
ной; не следует делать, если это возможно, пе-
рекрещивания; нужно стараться упрощать
крепление проводников. Во избежание повре-
ждения изоляции изгибы изолированных бу-
магой отводов — проводов марки ПБ и БОТВ
(кабель) — должны выполняться радиусом не
менее 6, желательно не менее 10 диаметров
изолированного провода.
Конструктивные схемы отводов весьма разнообраз-
ны. Здесь рассмотрим несколько примеров.
На рис. 6-23 показано соединение в звезду и в
треугольник двухслойной цилиндрической обмотки НН;
ее начало и конец расположены наверху.
На рис. 6-1 видно устройство отводов соединенной
в треугольник обмотки НН — винтовой или непрерыв-.
ной; начало обмотки наверху, конец внизу.
Отводы каждой фазы цилиндрической многослой-
ной обмотки ВН (§ 4-6) состоят из одного провода,
соединяющего начало обмотки с вводом, и трех прово-
дов, идущих от регулировочных концов к переключа-
телю. Устройство отводов непрерывной обмотки ВН,
выполненной по оборотной схеме (§ 4-6), показано на
рис. 6-2. Конструктивная схема отводов обмотки ВН
₽ регулировочными ответвлениями посередине — «пря-
мая схема» показана на рис. 6-24. В этой конструктивной
схеме отсутствует провод, осуществляющий общее для
трех фаз нулевое соединение (нейтраль). Оно замене-
но двумя короткими соединениями между соседними
фазами. На рис. 6-25 показана схема выполнения
такого соединения применительно к обычному распо-
Рис, 6-23. Конструктивная схема со-
единения в звезду и в треугольник
двухслойной цилиндрической обмотки
НН.
§ 6-8]
Общая компоновка отводов. Конструктивная схема отводов
215
Рис. 6-24. Отводы ВН на Напряжение 35 000-^5% в трансформатора мощностью 3 200 ква, ток
58,2 а, схема соединения звезда.
1 — ось ввода ВН; 2 — линия крышки; 3 — линия стенки бака; 4—- компенсатор, медь Зх (0,3x30 мм); 5—-изолирован-
ный провод марки ПБ диаметром 4,1/12,1 мм; 6 — компенсато\ медь 4х (0,3x20 мм); 7 — болт стальной М10 с
гайкой и шайбами; 8—планки п'ижимные, бук 40x 40 мм и 40x15 мм; 9—электрокаптон 4X0.5 мм; 10—шпилька
деревянная диамет ом 14 мм с гайками; И—межлуфазное (.нулевое*) соединение, изоли ованное лакотканью; 12 —
стойка 40X40 мм; 13 — брусок 40X40X45 мм; 14 — переключатель типа ПСО4-120/35X3 (гл. 5).
216
Отводы
(Гл. 6
Рис. 6-25. Схема выполнения нулевого соедине-
ния обмотки ВН класса НО кв в трехфазном
трансформаторе.
/ — конец обмотки; 2 петля на последнем витке обмот.
ки» нулевой отвод (к нулевому вводу ВН). Штрихов-
кой показаны места пайки.
Рис. 6-26. Конструктивные схемы отводов
СН и НН трехфазного трансформатора
мощностью 10 000 ква на напряжения
110 + 2 (2,5о/о)/38,5 + 2 (2,5°/о)/6,6 кв; схе-
ма соединения обмотки СН — звезда,
НН—треугольник (см. рис. 6-21).
У — обмотка; 2 — переключатель; 3 — внутренние
отводы; 4 — наружные отводы.
Рис. 6-27. Схема присоединения к линейному вводу А
четырех параллельных ветвей обмотки ВН, выполнен-
ной по схеме Н (рис. 4-10).
/ — провода от катушек; 2 — отвод емкостного кольца; 3 — место
спайки шести проводников; 4 — кабель — отвод, соединяющий
обмотку с вводом; 5 — место припайки кабеля к емкостному
кольцу; 6 — переключатель; 7 — линейный ввод.
ложению нейтрального отвода (ввода) в трансформа-
торах класса напряжения НО кв. Отсутствие высту-
пающего за обмотки общего нулевого соединения
упрощает изоляционную конструкцию отводов.
Характерные элементы схем отводов обмоток НН
и СН трансформаторов 4-го габарита можно просле-
дить по рис. 6-21, поясненному рис. 6-26.
Из особенностей схем отводов однофазных транс-
форматоров высших классов напряжения следует от-
метить размещение некоторых отводов непосредственно
у наружной поверхности обмотки. На рис. 6-27 показа-
но присоединение обмотки, выполненной по схеме Н,
к линейному вводу, расположенному у большой оси
магнитопровода. В промежуток между обмотками двух
стержней выведены начала четырех параллельных
ветвей обмотки ВН. Здесь они спаяны с концом от
емкостного кольца 2 стержня X и с отводом — кабе-
лем 4, огибающим емкостное кольцо стержня А. Через
этот кабель проходит полный ток обмотки. Кабель
спаян с емкостным кольцом стержня А и присоединен
к вводу. Примерно так же осуществляется присоеди-
нение регулировочных ответвлений стержня X к пере-
ключателю, расположенному с той же стороны от об-
моток, что ввод (рис. 6-27).
Правильно Неправильно
Рис. 6-28. Схема соедине-
ния параллельных вводов.
X—ослабленный контакт.
При большом токе, например свыше 2 000 а, концы
обмоток выводят наружу двумя вводами, к которым
присоединены два параллельных отвода. В этом слу-
чае параллельное соединение на вводах должно осу-
ществляться только снаружи трансформатора. Соеди-
нение вводов также под крышкой может привести
к опасной перегрузке одного из вводов из-за разной
величины сопротивления контактов (рис. 6-28).
6-9. Отводы трансформаторов
1—4-го габаритов
Отводы трансформаторов 1—3-го габаритов
На рис. 6-1, 6-2 и 6-24 приведены характерные кон-
струкции отводов трансформаторов 1—3-го габаритов.
На рис. 6-2 показан трансформатор мощностью
1 000 ква со стороны отводов ВН. К закрепленному на
крышке переключателю идут девять регулировочных
ответвлений—провода марки ПБ; верхняя и нижняя
половины обмотки ВН соединены отводами в бумаж-
но-бакелитовых трубках, не имеющими деревянных
креплений. Обмотка НН соединена в звезду. Позади
отводов ВН видны шины отводов НН; немного правее
ввода ВН А расположены нижний конец нейтрального
ввода НН и соединенный с ним нейтральный отвод
(круглый провод).
§ 6-9]
Отводы трансформаторов 1—4-го габаритов
217
Рис. 6-29. Отвод на напряжение 220
кв. Нижний конец припаивается к
линейному концу об мотки, верхний
присоединяется к вводу.
J — медный стеэжень, расплющенный по
концам; 2— изоляция — крепи юванная бу-
мага; 3 —гибкий п ювод (кабель) сечением
150 мм2 вешним концом присоединен к ка-
бельному наконечнику для закрепления в
верхней арматуре ввода.
210
200-^
—485
На рис. 6-1 показаны отводы НН, соединенные
в треугольник. К нижним концам винтовой обмотки
рипаяны шины, рассчитанные на фазный ток 635 а;
эти шины и верхние концы обмотки попарно спаяны
по величине линейного тока
расположены ребром по отно-
месте закрепления в деревян-
о шинами, выбранными
1 100 а. «Фазные» шины
Кению к стенке бака; в
ных планках «линейные» шины стоят плашмя; дальше
две из них вывернуты на ребро (так удобнее придать
шинам нужную форму — изогнуть для присоединения
к вводам).
Особенности отводов трансформаторов 1—3-го га-
• баритов новых серий связаны с креплением переклю-
чателей к выемной части, а не к крышке (в связи с от-
казом в новых типах •трансформаторов от жесткой ме-
ханической связи выемной части с крышкой бака — см.
1-2), с применением съемных вводов и др.
§
Отводы трансформаторов 4-го габарита
Характерная конструкция отводов трехобмоточного
ф8$ трансформатора ПО кв приведена на рис. 6-21 (см.
' также рис. 6-22, 6-25, 6-26). Здесь видны три бумажно-
бакелитовых цилиндра для «защиты» нижней части
«линейных» вводов обмотки ВН (см. рис. 6-14). Цилиндр
(0 335/345 мм, длиной 600—700 мм) опирается на де-
ревянные планки отводов, его нижний край в двух ме-
стах прикреплен к планкам деревянными шпильками.
Верхнюю часть цилиндра охватывает прикрепленный
к планкам бандаж из полосы электрокартона
ной 3 мм. шириной 50 мм.
Соединение обмоток классов напряжения ПО кв
и выше с вводами осуществляется отводами
толщи-
и выше с вводами осуществляется отводами в виде
круглых проводов, изолированных бумагой. Пример
такого отвода дан на рис. 6-29. Медиый провод отвода
изгибают по шаблону, потом изолируют.
Изоляционная перегородка между обмоткой и ба-
ком (рис. 6-30) состоит (по периметру) из нескольких
отдельных щитов, каждый образован листами электро-
картона без стыков по высоте. Показанная на
рис. 6-30 перегородка двухслойная: между двумя шести-
Рис. 6-30. Отводы однофазного трехобмоточного трансформатора мощностью 46 667 ква с обмотками ВН,
СН и НН соответственно классов напряжения 220, 110 и 10 кв. Испытательное напряжение обмотки ВН
460 кв. Вид сверху на выемную часть; ярмо магнитопровода не показано.
/—переключатель ВН; 2 —отвод ВН А; 5 — изоляционные цилиндры у нижней части ввода ВН А; 4 — изоляционная перего-
родка между обмоткой ВН и стенкой бака; 5 —отводы НН; 5 —контур ввода НН; 7 — отвод ВНХ\8—изоляционный цилиндр
у нижней части ввода ВНХ\ 9 — отводы СН; Ю — отвод ВН — соединение четырех параллельных ветвей (концов X); // —изоля-
ционный цилиндр у нижней части ввода СН.
218
Вводы и их размещение на крышке
{гл. 7
миллиметровыми щитами расположен масляный канал
20 мм. Канал образуется вертикальными планками из
электрокартона. Такие же 20-мм планки находятся
внутри перегородки, они удерживают перегородку на
требуемом расстоянии от обмотки. Планки упираются
в шайбы из электрокартона, заложенные в двух-трех
местах между катушками обмотки (см. указания
о расположении перегородки в- § 6-6). Перегородка
стоит на специально удлиненных подкладках нижней
уравнительной изоляции обмоток, наверху она закан-
чивается несколько ниже верхнего края обмотки ВН
(обмотка ВН —с вводом посередине). Перегородку
скрепляют шпагатом вдоль ее верхнего и нижнего
краев и бандажируют киперной лентой, образующей
горизонтальные пояса, связанные между собой.
Рис. 6-30 дает представление об общем устройстве
отводов в трансформаторе 220 кв.
В трансформаторах 4-го габарита новых серий на
отводах СН класса 35 кв встраиваются трансформа-
торы тока. Сердечники трансформаторов тока устанав-
ливают на креплениях — гетинаксовых досках на уров-
не верхней ярмовой балки. Отводы СН (кабели) про-
пускают внутри сердечников. Концы вторичных обмо-
ток трансформаторов тока подводят к зажимам на
гетинаксовой доске; отсюда идут отводы к изоляторам
на гетинаксовой плите, общей для всех трансформа-
торов тока, установленной на крышке и являющейся
частью наружной коробки зажимов.
ГЛАВА СЕДЬМАЯ
ВВОДЫ И ИХ РАЗМЕЩЕНИЕ НА КРЫШКЕ
7-1. Общие сведения
В масляных силовых трансформаторах
обмотки присоединяются к электоической се-
ти (к шинам подстанции) вводами, вставляе-
мыми в отверстие в крышке или стенке бака,
Внутри бака ввод связан с обмоткой провод-
ником — «отводом»; верхний конец ввода
имеет зажим для присоединения наружной
шины. Ввод состоит из токоведущей части
в виде металлического стержня, трубы, шины
или кабеля 1 и изоляции, отделяющей токове-
дущую часть от крышки; изоляция выступает
одним концом внутрь бака, другим — нару-
жу, над крышкой.
Класс напряжения обмотки, с которой со-
единен ввод, определяет требования к его
изоляционной конструкции. Ввод должен
иметь электрическую прочность согласно
табл. 3-2, гр. 3, 5 и 6 и табл. 3-3, гр. 4 и 5.
(К вводам внутренней установки требование
о выдерживаемом напряжении под дождем не
относится). Ток, для которого предназначен
ввод, определяет сечение токоведущего стерж-
ня (трубы, шины или кабеля) и устройство
зажимов и влияет на конструкцию крепления
ввода к крышке. Наряду с заданными элек-
трическими и тепловыми характеристиками
ввод должед обладать достаточной механиче-
ской прочностью, иметь минимальные разме-
ры и возможно более низкую стоимость; не-
обходимый уход за вводом в эксплуатации
должен быть минимальным. Наибольшее
влияние на конструкцию и размеры ввода
1 Токоведущими частями ввода называют не толь-
ко стержень, трубу и т. д., нагруженные током, но и
все детали ввода, не несущие тока, но электрически
связанные со стержнем, трубой и т. д.
оказывают его электрические характеристики,
т. е. класс напряжения.
Вводы разрабатывают, как правило, не для
отдельного трансформатора, а для многих
типов. При классах напряжения до 35 кв
один и тот же фарфоровый изолятор приме-
няется обычно для нескольких вводов, отли-
чающихся номинальным током и соответствен-t
но токоведущими частями; вводы с одним и
тем же изолятором могут отличаться вспомо-
гательными частями. Фарфоровые изоляторы .
вводов на напряжения до 35 кв проектируют
конструкторы изоляторов, но в увязке с кон-
струированием арматуры (токоведущих ча-
стей и пр.), относящейся к трансформаторо-
строению. При классах напряжения 110 кв и
выше вводы силовых трансформаторов пред-
ставляют по своей конструкции законченные
самостоятельные изделия. Их проектирование
(вместе с подобными вводами для аппара-
тов) образует специальную область, отдель-
ную от конструирования трансформаторов.
Однако совершенствование мощных трансфор-
маторов связывается с более компактной
установкой вводов высокого напряжения в
баке; при этом в разработке ввода следует
ориентироваться не только на условия его
контрольного испытания отдельно от транс-
форматора, но и рассматривать установку
ввода в трансформаторе и учитывать общее
электрическое поле ввода и отводов относи-
тельно заземленных частей (§ 6-6).
При конструировании связанных с ввода-
ми частей трансформатора необходимо учи-
тывать относительно большие допуски на
размеры фарфоровых изоляторов. Это обу-
словлено нестабильностью усадки фарфоро-
вой массы при сушке и обжиге. Фарфоровый ।
§ 7-2]
Изоляционная конструкция вводов
219
изолятор может быть изготовлен с определен-
ными отклонениями от номинальных диамет-
ров и длины; допускаются некоторая оваль-
ность изолятора, непараллельность его тор-
цовых поверхностей, искривление оси и т. д.
В отечественном трансформаторостроении
в течение примерно 15 лет применяются уста-
новившиеся конструкции вводов на напряже-
ния до 35 кв. Наряду с ними для этих классов
внедряются так называемые «съемные вводы»
('§ 7-5) предназначенные заменить сущест-
вующую конструкцию.
В этой главе наряду с устройством вво-
дов рассмотрены вопросы их размещения на
крышке трансформатора.
7-2. Изоляционная конструкция вводов
Вводы на напряжения до 35 кв
Простейший трансформаторный ввод со-
стоит из цилиндрического фарфорового изо-
лятора, внутри которого вдоль оси проходит
круглый токоведущий стержень, связанный
с деталями, закрывающими изолятор с тор-
цов. В средней части изолятор охвачен за-
земленным фланцем, служащим для прикреп-
ления ввода к крышке бака. Пространство
внутри изолятора заполнено воздухом. В го-
ризонтальном сечении на высоте фланца ввод
представляет цилиндрический конденсатор;
его электроды — токоведущий стержень и
фланец, диэлектрик — воздух и фарфор. Ра-
диальное электрическое прле этого конденса-
тора неоднородное; соответственно соотноше-
нию размеров и диэлектрических проницае-
мостей (для воздуха е=1, для фарфора
е~6) основная доля напряжения ложится на
воздух, фарфор натружен слабо; максималь-
ная напряженность — в воздухе у поверхностй
стержня. Выдерживаемое напряжение внут-
ренней изоляции ввода увеличивается, если
изолятор заполнен трансформаторным мас-
лом, имеющим по сравнению с воздухом бо-
лее высокую диэлектрическую проницаемость
(для масла е~2) и значительно более высо-
кую пробивную напряженность. Дальнейшее
повышение выдерживаемого напряжения мо-
жет быть достигнуто изолированием токове-
дущего стержня (рис; 7-1).
Воздушную изоляцию ввода образует про-
межуток между токоведущими частями на
верхнем торце изолятора и заземленным
фланцем. Напряжение, выдерживаемое внеш-
ней (воздушной) изоляцией ввода при часто-
те 50 гц в сухом состоянии и при импульсах,
зависит от величины вертикального расстоя-
Рис. 7-1. Ввод класса напряжения 35
кв для наружной установки, номи-
нальный ток 400 а.
1—медная шпилька; 2 —низкая латунная
гайка; 3 — медная шайба; 4 5,6 — сталъ-
ноЙ винт Мб, стальная шайба, уплотнение—
асбестовый шнур; 7 — резиновая шайба раз-
мером 098/134X6 мм; 8 — магнезиальный
цемент; 9—♦ чугунный колпак (вес 1,78 кГ);
/0 — фарфоровый изолято ; //—бумажно-
бакелитовая трубка размером 018/30X640
мм; 12— резиновая шайба 0140/188x6 мм;
13 — чугунный фланец; 14—-стальная шпиль-
ка М12— 8 шт; 15 — резиновая шайба
0175/210x6 мм; /0 — шайба из элект окар-
тона; /7 — гетинаксовая шайба 018/65x15
мм* Вес ввода 22 кГ, вес фланца 13—7 кГ.
ния, от токоведущих частей до фланца, степе-
ни неоднородности электрического поля в осе-
вом направлении и устройства наружной по-
верхности изолятора, в основном в месте его
прилегания к фланцу. Обычно именно здесь—
в воздухе у края фланца имеет место наи-
большая осевая напряженность, определяю-
220
Вводы и их размещение на крышке
(гл. 7
шая прочность воздушной изоляции ввода.
Величина этой напряженности зависит в пер-
вую очередь от радиального расстояния меж-
ду токоведущим стержнем и фланцем; с умень-
шением этого расстояния напряженность у
фланца увеличивается. Таким образом, элек-
трическая прочность внутренней изоляции
ввода и его внешней изоляции при напряже-
нии 50 гц в сухом состоянии и при импульсах
тесно связаны между собой.
Наружная поверхность фарфорового изо-
лятора для внутренней установки — гладкая
или со слабо развитыми ребрами. Изолятор
для наружной установки должен иметь зон-
тообразные ребра (юбки), с тем чтобы при
дожде часть поверхности фарфора остава-
лась несмоченной водой. Нижней поверхности
зонтообразного ребра придается такая форма,
при которой капля воды не может на ней
удерживаться (рис. 7-1).
Напряжение частотой 50 гц, выдерживае-
мое внешней изоляцией ввода при дожде,
почти не зависит от электрического поля вну-
три ввода; при определенных условиях испы-
тания (сила дождя, проводимость водыит. д.)
это напряжение определяется главным обра-
зом длиной несмоченной поверхности изоля-
тора, а последняя при данном вертикальном
расстоянии от верхнего токоведущего колпака
до заземленного фланца зависит от числа ре-
бер, их формы и размеров. Наилучший ре-
зультат получается, если вылет ребра за на-
ружную поверхность фарфора примерно ра-
вен вертикальному расстоянию между реб-
рами.
Величины выдерживаемых напряжений
воздушной изоляции трансформаторных (и
аппаратных) вводов классов 6—35 кв харак-
теризуются следующими значениями напря-
женностей, отнесенных к разрядному расстоя-
нию, взятому по вертикали между верхними
токоведущими частями и заземленным флан-
цем: при напряжении частотой 50 гц цсухом со-
стоянии от 3,6 до 4,7 кв!см, то же 1Прй дожде от
2,4 до 3 кв)см, при полной волне импульса
от 5,7 до 7,8 ##максМм*.
Вводы на напряжения 110 кв и выше
При классе напряжения ПО кв и выше
необходимо идти на усложнение устройства
ввода (рис. 7-2): принимать меры к вырав-
ниванию распределения напряжения внутри
и снаружи ввода и применять внутреннюю
♦ [Л. 14].
1
I
i
I
!
I
Рис. 7-2. Маслонаполненный ввод класса напря-
жения* 400 кв с сердечником из пропитанной
маслом бумаги.
изоляцию с более высокой пробивной напря-
женностью. Без этого ввод получился бы не-
приемлемо больших размеров. Напряжение
внутри ввода выравнивается уравнителями
(уравнительными обкладками) — цилиндрами
из фольги, располагаемыми между токоведу-
щей трубой и заземленным фланцем и обра-
зующими ряд последовательно включенных
конденсаторов. Осевая длина обкладок
уменьшается с увеличением их диаметра.
Регулируя длину, можно получить то или
иное соотношение емкостей между обкладка-
ми. Тем самым регулируется (выравнивает-
ся) распределение напряжения внутри вво-
да, а также по наружной поверхности изоля-
тора.
Для того чтобы уменьшить напряженность
в воздухе у верхнего края заземленного флан-
§ 7-2]
Изоляционная конструкция вводов
221
ца, экранируют это место: внутри ввода
(в масле) располагают экран, несколько вы-
ступающий в осевом направлении (вверх) за
край фланца.
Электрическую прочность внутренней изо-
ляции вводов на напряжения 110 кв и выше
повышают, помещая в масляном промежутке
между токоведущей трубой и заземленным
фланцем барьеры в виде бумажных или бу-
мажно-бакелитовых цилиндров или заполняя
весь изоляционный промежуток твердой изо-
ляцией — бумагой. Благодаря этим мерам
удается создать вводы на самые высокие на-
пряжения с приемлемыми габаритами и
весом.
Для получения необходимого выдерживае-
мого напряжения при дожде верхние покрыш-
ки (изоляторы) вводов классов 110 кв и вы-
ше снабжаются ребрами, как у изоляторов
классов до 35 кв (см. выше). При напряже-
ниях НО—220 кв ребра имеют шаг по высоте
порядка 70—80 мм.
Для классов 110—400 (500) кв выдержи-
ваемые напряжения воздушной изоляции вво-
дов трансформаторов и аппаратов соответ-
ствуют напряженностям: при напряжении
50 гц в сухом состоянии от 3 до 4 кв!см, то
же при дожде от 2,2 до 2,6 кв/см, при полной
волце импульса от 5,4 до 6,8
[Л. 14]. Осевая длина нижней покрышки (в
масле) получается обычно приблизительно
в 2 раза меньше, чем верхней.
Вводы для установки в районах
повышенного загрязнения атмосферы
В ряде случаев трансформаторы, уста-
навливаемые на открытых подстанциях,
должны работать при повышенном загрязне-
нии атмосферы. Это имеет место вблизи ме-
таллургических, химических и цементных за-
водов, на тепловых электростанциях и т. д.
В этих районах поверхность изоляторов по-
крывается полупроводящими пылевыми осаж-
дениями, которые при увлажнении снижают
разрядное напряжение ввода. Наибольшее
снижение разрядного напряжения вызывает
небольшая степень увлажнения — туман, ро-
са, моросящий дождь; сильный дождь менее
опасен, так как смывает загрязнения с поверх-
ности изолятора.
На трансформаторах, предназначенных
для районов повышенного загрязнения атмо-
сферы, необходимо устанавливать вводы с
увеличенным путем утечки по поверхности.
При напряжениях 6—15 кв применяют вводы
обычной конструкции для наружной уста-
новки следующего, более высокого класса.
Для ввода на напряжение 35 кв существую-
щей конструкции на торец изолятора типа
Пр-Вр-У-38 (рис. 7-1) устанавливают фарфо-
ровую надставку, удлиняющую «воздушную»
часть ввода. При классах напряжения ПО кв
и выше следует применять вводы с удлинен-
ными верхними фарфоровыми покрышками,
•снабженными большим числом глубоких ре-
бер (юбок). Длина пути утечки по верхней
покрышке должна быть приблизительно в
1,5 раза больше, чем у нормального ввода,
при этом высота покрышки увеличивается
на 15—20%.
Применение рогового разрядника
В ряде европейских стран на вводах находят
применение «рога», представляющие стержневой раз-
рядник, электроды которого укре-
плены: один на верхнем токове-
дущем колпаке ввода, второй —
на заземленном фланце (рис. 7-3).
Рога снижают разрядные напря-
жения ввода при частоте 50 гц в
сухом состоянии и импульсное;
при этом они не снижают мокро-
разрядного напряжения при 50 гц.
Установка рогов имеет смысл в
том случае, если размеры верхней
покрышки ввода определены тре-
бующимся выдерживаемым напря-
жением частотой 50 гц при дож-
де, а выдерживаемые напряжения
при 50 гц в сухом состоянии и
импульсное получились завышен-
ными и их необходимо снизить.
В частности, в Англии примене-
ние рогов связано с тем, что стра-
на характеризуется относительно
слабой грозовой деятельностью.
Это позволяет получить более или
менее удовлетворительную защиту
трансформаторов от перенапря-
жений без вентильных разрядни-
ков, ограничиваясь установкой
простого защитного промежут-
ка — рогов на вводах.
Рис. 7-3. Маслонаполненный гер-
метичный ввод со сплошным
твердым сердечником на напря-
жение 220 цв и номинальный ток
600 а (фирма Инглиш Электрик,
Англия)'.
222
Вводы и их размещение на крышке
[гл. 7
7-3. Нагрузка вводов током.
Размеры токоведущих шпилек вводов классов
напряжения до 35 кв включительно
Допустимый длительный (рабочий) ток
ввода ©переделяется нагревом его токоведу-
щих частей. Во многих случаях величина тока
ограничивается нагревом контактных частей,
для которых допускают меньшие температуры,
чем для основных проводников (гл. 5).
У вводов классов напряжения до 35 кв
существующей конструкции присоединение
к вводу как наружной шины, так и проводни-
ка отводов (§ 6-4) болтовое. Контактные ча-
сти медные или латунные, луженые. Для кон-
тактных частей ввода в масле допускают
перегрев над маслом 15° С. При перегреве
верхних слоев масла над окружающим воз-
духом, равном 55—60° С, перегрев нижних кон-
тактных частей ввода над воздухом состав-
ляет 70—75° С. Допустимый Перегрев наруж-
ных контактных частей ввода над воздухом
принят 60° С.
При данной величине тока перегрев кон-
такта зависит в первую очередь от его конст-
рукции, а также от сечения токоведущей
шпильки. Вместе с тем на перегрев контакта
существенное влияние оказывает выравнивание
температуры между отдельными частями вво-
да, между вводам и присоединенным к нему
отводом, между вводом и внешней шиной. Рас-
чет перегрева токоведущих частей ввода прак-
тически невозможен. Определение допустимого
тока и совершенствование конструкции произ-
водят почти исключительно на основании опыт-
ных исследований.
Для вводов классов напряжения до 35 кв
существующей конструкции шкала номиналь-
ных токов и сечений медных токоведущих
шпилек следующая1:
Ток, а 275 400 600 800 1 200 1 400 2 000
Диаметр
шпильки М12 М16 М20 М24 МЗО 2МЗЗХ1.5* * 1 2М42Х2*
Дополнением к приведенной шкале являют-
ся следующие нормативы. Контакт шпильки
ввода с компенсатором отвода (в масле) осу-
ществляется через медные шайбы и латунные
контргайки. При токе до 1 200 а компенсатор
зажат между двумя шайбами; при токе свыше
1 200 а он расщеплен и каждая из двух его
ветвей зажата между шайбами отдельно (см.
1 До перехода на метрическую резьбу была сле-
дующая шкала:
Ток, а 275 400 600 800 1 200 1 400 2 000
Диаметр Ч»" Чь" 8А" 1" РА" 1" тр. РА" тр.
* Применение мелкой метрической резьбы улучшает
контакт между шпилькой и гайкой.
приложение 7, рис. 2). Контакт шпильки ввода
с внешней шиной (в воздухе) .при токе до 600 а
осуществляется через медные шайбы и латун-
ные контргайки. При токе свыше 600 а верх-
няя часть шпильки расплющена в плоскую
лопатку, к которой внешняя шина прикреп-
ляется болтами: при токе до 800 а — двумя,
при токе свыше 800 а — четырьмя, болты
стальные, оцинкованные (приложение 7,
рис. 2).
Одно время наряду с медными ставили
стальные и латунные токоведущие шпильки
диаметром 10 мм и 'А". От стальных шпилек
отказались из-за возникавших в эксплуата-
ции затруднений вследствие коррозии стали;
применение латунных шпилек создавало не-
удобства в производстве1.
7-4. Магнитное поле тока вводов.
Материал колпаков и фланцев.
Применение обойм
При токе порядка сотен и тысяч ампер на-
пряженность магнитного поля вблизи токове-
дущего стержня (трубы, шины, кабеля) ввода
достигает значительной величины. Ферромаг-
нитный металл, окружающий ввод, может на-
греваться (вихревыми токами) до недопустимо
высокой температуры. Во вводах классов на-
пряжения до 35 кв это относится: к колпаку,
установленному на верхнем торце фарфорово-
го изолятора, к фланцу, крепящему ввод к
крышке, к металлу крышки вокруг отверстия
для ввода. Устранение недопустимого нагрева-
ния колпака и фланца ввода достигается при-
менением цветного металла (латуни) вместо
стали или чугуна.
Для ограничения нагревания металла
крышки применяют компенсирование тока
расположенных рядом вводов (рис. 7-4).
В крышке делают общее отверстие для двух
вводов, соединенных соответственно с нача-
лом и концом обмотки одной фазы, или общее
отверстие для трех вводов, соединенных с об-
мотками трех фаз. В обоих случаях «сумма
мгновенных значений токов», проходящих
через отверстие в крышке, равна нулю 2 * *. Маг-
нитного потока', замыкающегося вокруг ука-
занных двух или трех вводов, не существует,
1 На заводе, выпускающем трансформаторы в огра-
ниченном диапазоне мощностей, может оказаться це-
лесообразным применять для данного типа ввода только
латунные шпильки (диаметром М12 на ток до 160 а},.
2 Для трехфазной системы сумма мгновенных зна-
чений линейных токов равна нулю при отсутствии тока
в нулевом проводе.
$ 7-4)
Магнитное поле тока вводов
223-
Рис. 7-4. Схематическая картина
магнитного поля вводов.
А — песком пенс ированные вводы; Б —
скомпенсированные вводы. Заштрихова-
ны токоведущие шпильки вводов; сплош.
ные линии-отверстия в крышке; пунк-
тир — силовые линии магнитного поля.
т. е. при общем вырезе в крышке для двух
вводов однофазной системы или для трех вво-
дов трехфазиой нет магнитных силовых линий,
замыкающихся целиком по стали крышки
(вокруг отверстия). Магнитное поле представ-
ляет отдельные магнитные потоки вокруг
каждого из вводов. Но при общем отверстии
для двух или трех вводов каждый из этих
потоков на части своего пути (пересекая от-
верстие в крышке) проходит не по стали
(рис. 7-4,Б). Это резко снижает магнитную
индукцию в крышке и ее нагревание вихревы-
ми токами. Для того чтобы перекрыть отвер-
стие в крышке, общее для двух или трех
вводов, применяют латунные обоймы. Обойма
представляет собой отливку в виде плиты с от-
верстиями и кольцевыми выступами вокруг от-
верстий по числу вводов (см. приложение 7,
рис. 2).
В трансформаторах 4-го габарита как
правило применяют увеличенные расстояния
между вводами классов напряжения до 35 кв
(§ 7-8). При этом обойма получается громозд-
кой, ее отливка затруднена. Поэтому целе-
сообразно применять конструкцию по рис. 7-5.
В крышке делают фасонный вырез, общий
для соответствующего числа вводов, и прива-
ривают стальную плиту с круглыми отверстия-
ми для отдельных вводов и с прорезями, со-
единяющими эти отверстия. Прорези заваре-
ны немагнитным металлом (электроды из
нержавеющей стали). На плиту ставят отдель-
ные для каждого ввода латунные фланцы.
Предельный ток, при котором допустимы
стальные или чугунные колпаки, чугунные
фланцы и отдельные для каждого ввода от-
верстия в крышке, неодинаков для вводов
разных классов напряжения: чем выше класс,
тем больше диаметр отверстия в колпаке,
фланце, крышке и тем меньше при данном
токе напряженность магнитного поля в метал-
ле колпака, фланца, крышки. Таким образом,
чем выше класс ввода, тем выше граница при-
менения чугунных колпаков, фланцев и т. д.
Для вводов классов напряжения до 35 кв
существующей конструкции в отношении ком-
пенсирования тока и применения ферромагнит-
ных деталей принято следующее. Колпак на
верхнем торце изолятора при токе до 400 а
может быть стальной или чугунный, при боль-
шем токе — латунный. Для вводов на напря-
жения 230—525 в чугунный фланец применяют
при токе до 400 а, при большем токе — латун-
ные обоймы и овальное отверстие в крышке.
Для вводов классов 6—35 кв чугунные флан-
цы следует применять при токе до 600 а.
В трансформаторах 3-го габарита вводы клас-
са 6—10 кв при расстоянии между их центра-
ми 240 мм (см. § 7-8) и токе свыше 600 а не-
обходимо устанавливать в латунную обойму;
отверстие в крышке — овальное. В трансфор-
маторах 4-го габарита при расстоянии между
центрами вводов класса 6—10 кв, равном
Рис. 7-5. Установка многоамперных вволЪв клас-
са 6—10 кв на крышке трансформаторов 4-го
габарита.
1 — стальная плита, пэиваренная к крышке; 2 — латун-
ный фланец ввода, прикрепленный к плите болтами; 3 —
прорезь в плите, заваренная немагнитным металлом; 4—
вырез в крышке.
224
Вводы и их размещение на крышке
[гл. 7
400 мм, и токе более 800 и до 1 200 а вводы
армируют в отдельные латунные фланцы;
в крышке предусматривают для каждого вво-
да отдельное круглое отверстие. При токе свы-
ше 1 200 а вводы класса 6—10 кв в латунных
фланцах устанавливают на стальной плите
с прорезью, заваренной немагнитным метал-
лом; в крышке — отверстие, общее для груп-
пы скомпенсированных вводов (рис. 7-5).
Вводы класса 35 кв в трансформаторах 4-го
габарита при расстоянии между центрами
600 мм и токе свыше 600 а устанавливают
в латунные фланцы; для тока до 1 200 а —
для каждого ввода в крышке отдельное круг-
лое отверстие, при токе более 1 200 а приме-
няют конструкцию согласно рис. 7-5.
В последнее время наряду с латунью для
обойм используют алюминий (марка АЛ2).
7-5. Конструкция вводов классов напряжения
до 35 кв включительно
Существующая конструкция вводов
При напряжении до 35 кв ввод представ-
ляет изолятор цилиндрической или близкой
к ней формы; внутри проходит медная токо-
ведущая шпилька. При классе 35 кв изолятор
заполнен маслом, при более низких напря-
жениях— воздухом. В вводе 35 кв шпилька
изолирована бумажно-бакелитовой трубкой
толщиной 6—8 мм. У всех вводов, кроме «со-
ставных» (см. ниже), на верхнем торце изо-
лятора «армирован» металлический колпак
с цилиндрическим бортиком; промежуток меж-
ду бортиком и фарфором заполнен магнези-
альным цементом; между торцом изолятора
и колпаком — резиновая шайба. Токоведущая
шпилька проходит в отверстие в колпаке и
спаяна с ним. Таким образом, верхний ко-
нец ввода уплотнен. На нижнем торце изоля-
тора установлены изоляционная (из электро-
картона или гетинакса) и металлические шай-
бы, закрепленные гайкой, навинченной на
шпильку.
Описываемые вводы (не* «составные») кре-
пятся к крышке одним из двух способов: ли-
бо фланцем, армированным на средней части
изолятора при помощи магнезиального цемен-
та (рис. 7-1), либо «нажимным» фланцем,
опирающимся на кольцевой выступ (бортик)
изолятора (см. приложение 7, рис. 4). Тот и
другой фланец притягивают к крышке транс-
форматора гайками на шпильках или болтами
(§ 8-8). При первом способе крепления изоля-
тор опирается на фланец ребром, которое
служит изоляционным барьером, повышаю-
Рис. 7-6. Наклонный фланец для
ввода класса 35 кв (с изолято-
ром типа Пр -Вр-У-33), материал:
чугун марки СЧ12-23 или латунь
марки Л62 (литье).
щим электрическую прочность внешней изоля-
ции ввода (§ 7-2). Между ребром и торцом
фланца устанавливают резиновую шайбу; она
необходима как дополнительное уплотнение
(на случай неплотности цементной заделки).
Наружная поверхность изолятора на уровне
фланца делается рифленой, неглазурованной;
это улучшает скрепление фарфора с цементом.
Если ввод должен быть установлен наклонно,
применяют «наклонный фланец» (рис. 7-6).
Второй способ — с нажимным фланцем — на-
зывают механическим креплением ввода. На-
жимной фланец стальной, штампованный (см.
приложение 7, рис. 4).
Вводы 35 кв заполняют маслом из бака
трансформатора через разрез в изоляционной
шайбе на нижнем торце изолятора. Для выхо-
да воздуха из изолятора открывают отверстие
в верхнем колпаке (рис. 7-1). После того как
ввод заполнен маслом доверху, это отверстие
закрывают. При хорошем уплотнении изоля-
тор остается заполненным маслом независимо
от уровня последнего в расширителе транс-
форматора.
Для напряжений до 525 в наряду с ввода-
ми с фланцами применяют так называемые
составные вводы без фланцев. Составной ввод
собирают на трансформаторе. Он состоит из
двух изоляторов (см. приложение 7, рис. 3).
§ 7-5]
Конструкция вводов классов напряжения ПО кв и выше
225
Один из них вставляют изнутри бака в отвер-
стие в крышке или стенке; выступающая на-
ружу часть этого изолятора входит внутрь
второго — наружного фарфорового элемента.
Первый изолятор опирается (через резиновое
уплотнение) на внутреннюю поверхность
крышки (стенки), второй — на наружную; за-
винчивая гайки на токоведущей шпильке,
прижимают изоляторы к крышке (стенке).
Внутри изоляторов — воздух.
Для класса напряжения 6 кв также при-
меняется составной ввод. Но его устанавли-
вают только на стене бака (трансформаторы
1-го габарита). Этот ввод снабжают «разряд-
ным кольцом* (см. приложение 7, рис. 3),
уменьшающим разрядное расстояние в возду-
хе снаружи ввода. Это необходимо для того,
чтобы исключить перекрытие внутри ввода,
которое может привести к разрушению фар-
фора. Разрядное кольцо не приспособлено для
установки на крышке: внутри него собирались
бы пыль, грязь и т. п. Поэтому составные вво-
ды 6 кв на крышке не устанавливают.
О размерах и материале токоведущих ча-
стей вводов существующей конструкции, о ма-
териале фланцев и применении обойм см.
§ 7-4.
Серии вводов существующей конструкции
1. Составные вводы на напряжения 230—525 в со
шкалой токов 275, 475 и 600 а. В трансформаторах без
расширителя эти вводы устанавливают на стенке ба-
ка, в трансформаторах с расширителем применяют (на
крышке) только для внутренней установки (см. при-
ложение 7, рис. 3). Составные вводы на стенке бака
при наружной установке защищают стальным козырь-
ком. Это относится и к л. 2 (см. ниже).
2. Составной ввод класса 6 кв на ток 275 а для
установки на стенке бака в трансформаторах без рас**
ширителя (см. приложение 7, рис. 3).
3. Вводы во фланце или в обойме на напряже-
ния 230—525 в для внутренней и наружной установок
со шкалой токов 275/ 400, 600, 80и, 1 200 и 1 4UU а
(см. приложение 7, рис. 1 и 2).
4. Ввод класса 6 кв «с механическим креплением»
для внутренней установки на ток 275 и 400 а (см. при-
ложение 7, рис. 4).
5. Ввод класса 10 кв во фланце для внутренней
установки на токи 275 и 400 а (см. приложение 7,
рис. 5).
6. Вводы во фланце или в обойме класса 10 кв
для наружной установки со шкалой токов 275, 400,
600, 800, 1200, 1400 и 2 000 а (см. приложение 7,
рис. 6—8).
7. Вводы во фланце или в обойме класса 35 кв для
наружной установки со шкалой токов 275, 400, 600, 800,
1 200, 1 400 и 2 000 а (см. приложение 7, рис. 1).
Пояснения. Вводов класса 3 кв не существует; для
класса 3 кв применяют 6-кв вводы. Для классов
напряжения 6 и 10 кв при наружной установке приме-
няют (на крышке) 10-кв вводы. Последние, были перво-
начально спроектированы для класса 6 хе, цо оказа-
15 АВ. Сапажняков.
лись пригодными для 10 кв. Для класса напряжения
15 кв применяют «усиленные» 10-кв вводы для наружной
установки или 35-кв вводы. «Усиленные» 10-кв вводы
были разработаны и применялись в свое время для
класса 10 кв, но они обладают электрической прочно-
стью, достаточной для класса 15 кв. Вводов класса
35 кв для внутренней установки теперь не существует.
Вся трансформаторы на напряжение 35 кв и транс-
форматоры мощностью 1 800 ква и выше на все на-
пряжения изготовляются в одном исполнении, пригод-
ном для внутренней и наружной установок. В транс-
форматорах мощностью 1 000 ква и выше вводы класса
35 кв применяют с токоведущей шпилькой диаметром
не менее 16 мм независимо от величины тока. Шпиль-
ки диаметром 12 мм оказались механически недоста-
точно прочными, не соответствующими сравнительно
большим размерам изолятора и присоединяемых к не-
му шин. На ток свыше 1 400 а (при напряжениях до
525 в) и свыше 2 000 а (классы 6—35 кв) в нормаль-
ных силовых трансформаторах применяют вводы, сое-
диненные параллельно.
Соединение вводов с отводами. Замена вводов
В трансформаторах существующей кон-
струкции 1—3-го габаритов с расширителем
выемная часть связана с крышкой подъемны-
ми шпильками (§ 2-10). Перед опусканием
выемной части в бак на ней устанавливают
крышку с вводами и присоединяют отводы
к токоведущим шпилькам вводов. В трансфор-
маторах 1-го габарита без расширителя вы-
емную часть опускают в бак, на стенке мон-
тируют вводы, присоединяют отводы и после
этого на раму бака устанавливают крышку.
Выемная часть трансформаторов 4-го габари-
та с крышкой не связана. Выемную часть опу*»
скают в бак, потом устанавливают крышку
с вводами; присоединение вводов классов
6—35 кв выполняют через люки в крышке.
(О присоединении вводов классов ПО—220 к&
см. в § 7-6.)
В эксплуатации может возникнуть необ-
ходимость заменить поврежденный фарфоро-
вый изолятор ввода. Желательно, чтобы эта
замена требовала возможно меньше времени.
При существующей конструкции приходится
заменять весь ввод, так как изолятор скреп-
лен цементом с верхним колпаком токоведу-
щей шпильки и с фланцем (обоймой). Заме-
на вводов классов До 35 кв в трансформато-
рах 1—3-го габаритов с расширителем требу-
ет подъема выемной части, что в эксплуата-
ционных условиях представляет значительное
осложнение. В трансформаторах 4-го габари-
та для отсоединения и обратного присоедине-
ния отвода к шпильке ввода с целью его за-
мены служат люки в крышке. При этом под-
нимать выемную часть не нужно; необходима
лишь перекрыть кран в маслопроводе к рас*
226 Вводы и их размещение на крышке
[гл. 7
Рис. 7-7. Съемные вводы класса напряжения
6-10 кв для наружной установки.
а -“номинальный ток 100 а; б — номинальный ток 800 а.
1 — медная шпилька; 2 — латунный башмак; 3— стальной
болт диаметром М12; 4 — латунная втулка; 5 — резиновое
кольцо; 6 — латунный колпак; 7 — фарфоровый изолятор;
8 — стальная шпилька М12; 9 — стальной болт Ml2; 10 —
фланец, штампованный из стали толщиной 2 мм; 11 —
кулачок из алюминиевого сплава; 12 — плита с прорезью,
заваренной немагнитной сталью; 13 — шайба из электро
картона; 14 — прямоугольная медная шайба, приваренная
к Г, 15 — провод марки ПБ.
ширителю и слить из бака некоторое количе-
ство масла. Однако во многих случаях ввод
оказывается расположенным на некотором
Удалении от люка. Поэтому отсоединение и
присоединение отвода к шпильке через люк
бывают сопряжены с большими трудностями;
в ряде случаев это приходится делать в труд-
ных условиях внутри бака.
В настоящее время для классов напряже-
ния 6—35 кв внедряются так называемые
съемные вводы. В этой конструкции заменяет-
ся только фарфоровый изолятор и притом без
подъема выемной части и без пользования
люком на крышке.
Съемные вводы
Для классов напряжения до 35 кв включи-
тельно внедряются «съемные вводы». Их кон-
струкция в отличие от существующих типов
вводов приспособлена для удобной замены
в эксплуатации поврежденного фарфорового
изолятора (без подъема выемной части и без
использования люков на крышке бака). При-
менение съемных вводов позволяет отказать-
ся в трансформаторах 1—3-го габаритов от
механической связи крышки бака с выемной
частью.
У съемного ввода рис. 7-7 * токоведущая
шпилька соединяется с отводом пайкой или
же осуществляется болтовое соединение. В от-
личие от вводов существующей конструкции
шпилька не спаяна с металлическим колпа-
ком, закрывающим верхний торец фарфоро-
вого изолятора, а колпак не сцементирован
с изолятором. У съемного ввода нет фланцев
и обойм для чего крепления к крышке бака,
связанных цементом с изолятором. При по-
вреждении изолятора верхнее болтовое креп-
ление шпильки ввода развинчивают; при этом
шпилька остается соединенной с отводом. По-
• Конструкция съемных вводов еще окончательно
не отработана. Вводы, изображенные на рис. 7-7 и 7-8,
являются примерами возможной конструкции.
§ 7-6]
Конструкция вводов классов напряжения 110 кв и выше
227
врежденный изолятор снимают; сверху на
шпильку устанавливают новый изолятор и
верхнее крепление завинчивают.
Наверху съемного ввода осуществлено
уплотнение токоведущей шпильки типа саль-
никового. На шпильку надето резиновое коль-
цо с поперечным сечением в виде полуокруж-
ности; кольцо сжимают, завинчивая гайку на
шпильке.
Для того чтобы удерживать шпильку на ве-
су во время замены изолятора, на ее верхнем
конце сделано отверстие, .в которое пропу-
скают проволоку.
Съемные вводы не могут иметь шпилек,
верхний конец которых расплющен в лопатку,
так как лопатка не позволила бы надеть изо-
лятор на шпильку. Поэтому для токов свыше
800 а приходится применять съемные башма-
ки (рис. 7-7,6; ср. с вводами на ток 800 а и
выше в приложении 7).
Для того чтобы при завинчивании гаек на-
верху ввода шпилька не проворачивалась, ее
снабжают выступами (рис. 7-7,а) или к ней
припаивают прямоугольную медную шайбу
(рис. 7-7,6); выступы шпильки или шайба
входят в соответствующие выемки в изоля-
торе.
Съемный ввод может крепиться к крышке
нажимными кулачками и шпильками или бол-
тами (рис. 7-7). Кулачки удерживаются в нуж-
ном положении штампованным фланцем с вы-
ступами по числу кулачков.
На рис. 7-8 показан съемный ввод на на-
пряжение 230—525 в. Он образован, как и
ввод на это напряжение существующей кон-
струкции (см. приложение 7), двумя фарфо-
ровыми изоляторами; ввод на крыше закреп-
лен токоведущей шпилькой. Но взаимное рас-
положение изоляторов изменено. Если у вво-
да существующего типа нижний изолятор
входит внутрь верхнего и возвышается над
крышкой бака, то у съемного ввода верхний
изолятор проходит внутрь бака. Это сделано
для того, чтобы предотвратить повреждение
нижнего изолятора в случае удара по верх-
нему.
У значительной части трансформаторов
4-го габарита приходится на время их пере-
возки по железной дороге снимать все вводы,
в том числе классов напряжения 6—35 кв.
В этих трансформаторах шпильку съемного
ввода, связанную с отводом, на время пере-
возки закрепляют на выемной части. При мон-
таже трансформатора через люк на крышке
шпильку поднимают, устанавливают в отвер-
стии для ввода и производят сборку. При за-
Рис. 7-8. Съемный ввод на напря-
жение 230—525 в для наружной
установки, номинальный ток 400 а.
/—медная шпилька; 2 —низкая латун-
ная гайка; 3 — медная шайба; латун-
ный колпак; 5. —резиновое кольцо; б —
медная в гулка диаметром 16,5/20 мм
(припаяна к /); 7 — фаэфоровый изоля-
тор; в—резиновая шайба 0 48/68x6 мм;
9 — шайба из электрокартона 0 48/85 x2
мм; 10 — фарфоровый изолятор // —
шайба из электрока >тона 0 24/Q 56X2
мм; 12 — медная шайба 55X60x8 мм с
отверстием М16, припаянная к /. При
токе 600 а применяется шпилька диа-
метром М20, длиной 235 мм; отпадает 6.
Вес ввода на ток 400 а—1,66 к!\ на ток
600 а — 2,02 кГ-
мене поврежденного изолятора пользоваться
люком не нужно.
7-6. Конструкция вводов классов напряжения
ИО/Сб и выше
Общие сведения
Для напряжений ПО о и выше в отече-
ственных трансформаторах применяют масло-
наполненные вводы с отдельным от трансфор-
матора маслом (рис. 7-9). Ввод состоит из
«сердечника», верхней и нижней конических
фарфоровых покрышек. металлической соеди-
нительной втулки и вспомогательных частей.
В центре сердечника находится «токоведущая
труба». снаружи — заземленный цилинДрйчю-
15*
228
Вводы и их размещение на крышке
(гл. 7
ский экран. Масляный промежуток между
трубой и экраном подразделен бумажно-баке-
литовыми цилиндрами на ряд каналов или же
пространство между трубой и экраном запол-
нено бумагой — это так называемый сердеч-
ник со сплошной твердой изоляцией. На бу-
мажно-бакелитовых цилиндрах или между
слоями бумаги помещают уравнительные об-
кладки (§ 7-2). Сердечник заключен в за-
мкнутый, заполненный маслом «чехол», обра-
зованный двумя фарфоровыми покрышками и
находящейся между ними соединительной
втулкой. Сушку сердечника и заполнение вво-
да маслом производят под относительно глу-
боким вакуумом (остаточное давление 15—
20 мм рт. ст. или меньше — в зависимости от
типа внутренней изоляции). Над верхней по-
крышкой установлен расширитель для масла.
Пространство внутри центральной трубы со-
общается с баком трансформатора (вводы
классов ПО—220 кв); в трубе проходит ка-
бель, одним концом присоединенный к отво-
ду от обмотки, другим — к наружной армату-
ре ввода.
В течение длительного времени вводы на
напряжения 110—220 кв применяли с масло-
барьерной внутренней изоляцией (с бумажно-
бакелитовыми цилиндрами) и с покрышками,
армированными фланцами [Л. 1, фиг. 6-5].
При помощи фланцев покрышки скрепляются
(болтами) с соединительной втулкой; к флан-
цам прикрепляются нижние и верхние метал-
лические детали, закрывающие ввод с торцов.
В последнее время ’ перешли к конструкции
с пружинной осевой затяжкой ввода на цен-
тральной трубе (рис. 7-9). При этом стали
ненужными фланцы и их цементное скрепле-
ние с фарфором, дающее иногда в эксплуата-
ции течь масла. Отпали также разрушения
фарфора в армировке при неравномерной за-
тяжке болтов на фланцах. «Бесфланцевая»
конструкция позволяет уменьшить высоту
ввода на осевой размер фланцев.
В последние годы внедряется конструкция
вводов со «.сплошным сердечником» из пропи-
танной маслом бумаги. Это позволяет значи-
тельно уменьшить диаметр и соответственно
Ряс. 7-9. Маслонаполненный ввод типа МТ-110/690, класс напряже-
ния ПО кв, номинальный ток 600 а.
/—алюминиевый экран; 2 — стакан; J — центральная медная тоуба; 4 —опор-
ный изоляционный цилиндр; 5 — гетинаксовая шайба: 6 — нижняя фарфоро
вая покрышка; 7 — уплотняющая шайба; 8 — соединительная втулка; 9 — устрой-
ство для взятия** пробы масла; 10 — зажим (изолятор) для измерения tg В;
11 — сердечник ввода; 12 —верхняя фарфоровая поюышка; /J — ,поддин“; 14—
пружина; 15 — поплавок; 16 — расширитель с масляным затвором; 17 — сте-
клянный маслоуказатель; 18 — уплотняющая втулка; /0-т наконечник, в котоэый
впаивают токоведущнй кабель; 20 — контактный зажим; 21 — рым для подъема
- ввода4 (всего 4 шт).
§ 7-6]
Конструкция вводов классов напряжения ПО кв и выше
229
Таблица 7-1
Размеры и вес маслонаполненных вводов с пружинной осевой стяжкой
Класс напряжения, кв по* НО*» 150* 220**
Номинальный ток, а ............. 600 1000 600 600
Внутренний Диаметр „токоведущей трубы*, мм 35 75 35 45
Наружный диаметр соединительной втулки, мм 195 270 235 455
Осевая длина (высота) соединительной втул- ки, мм 360 435 420 755
Высота верхней покрышки, мм ........ 980+30 1 050±30 1750 ±30 , 2 040+40
Высота нижней покрышки, мм 630±10 750+15 770 ±15 1 050 ±20
Максимальный диаметр ребер верхней по- крышки, мм 370 448 404 650
Наружный диаметр экрана внизу ввода, мм . . 200 270 220 295
Полная высота ввода, мм 2 540 3 075 3 600ффф 4625
Вес масла во вводе, кГ : 35 85 80 360
Полный вес ввода, кГ 260**** 500 470 1230
• Внутренняя изоляция ввода бумажномасляная.
•* Внутренняя изоляция ввода маслобачьерного типа.
*** Ввод для районов усиленного загрязнения воздуха.
**** См. рис. 7-9.
вес ввода. Так, например, вес ввода на на-
пряжение 400 кв был уменьшен почти
в 2 раза.
Вводы для силовых трансформаторов
имеют обозначение типа МТ — «маслонапол-
ненный, для трансформаторов» или МТП —
с устройством для присоединения ПИН (см.
ниже). В табл. 7-1 приведены основные раз-
меры и вес некоторых из применяемых в на-
стоящее время вводов классов ПО—220 кв.
Токоведущие части. Электростатические экраны
Внутри ввода ток проходит по кабелю, на-
ходящемуся в центральной трубе. Верхний
конец кабеля впаян в латунный (бронзовый)
наконечник, закрепляемый в верхней армату-
ре ввода. Снаружи арматуры устроен болто-
вой зажим для присоединения ввода к шинам.
Центральная труба и расширитель и связан-
ные с ними металлические части имеют кон-
такт с верхней арматурой и находятся под
полным потенциалом. Для выравнивания элек-
трического поля внизу ввода его нижние
«токоведущие части» закрывают скруглен-
ным тонкостенным алюминиевым экраном
(рис. 7-9).
Наверху вводов на напряжение 400
(500) кв делают «клетку» из тонких стальных
прутьев (рис. 7-2) —так называемое «коро-
нирующее устройство». Клетка закрывает
расширитель и связанные с ним металличе-
ские части и исключает возникновение на
них кистевых разрядов (стримеров); на пруть-
ях же клетки при высоком напряжении появ-
ляется только сравнительно равномерная ко-
рона.
В результате выдерживаемое напряжение
ввода в сухом состоянии йри частоте 50 гц
увеличивается.
Вводы классов ПО кв и выше выполняют
на номинальный ток 600 а и больше. При та-
ком Токе центральную трубу во избежание
чрезмерного нагрева1 вихревыми токами из
стали делать нельзя; ее выполняют из меди.
Диаметр трубы выбирают соответственно раз-
меру проходящего в ней кабеля (кабелей, см.
ниже). Крепежные части на центральной тру-
бе, связанные с ними детали, соединительную
втулку и др. в зависимости от их размеров и
номинального тока ввода выполняют либо
стальными (чугунными), либо «немагнитны-
ми» — из меди, латуни, бронзы, алюминия.
230
Вводы и их размещение на крышке
[гл, 7
Рис. 7-10. Встраивание трансформаторов тока
на вводе класса напряжения ПО кв.
1 — крышка бака трансформатора; 2 — ввод ПО кв,
600 а; 3 — цилиндрический фланец ввода; 4— трансфор-
маторы тока; 5 —деревянный клин; 6 — отвод (конец)
от трансформатора тока; 7—фарфоровый изолятор (все-
го четыре изолятора для концов двух трансформа-
торов тока); 8 — коробка зажимов, поперечное сечение
300x390 мм; 9 — сальник для кабеля; 10 — люк; 11 —
перегородка, разделяющая 8 на два ,отсека“ (левый
заполнен маслом); 12—шайба из электрокартона
Расширитель. Защита масла и контроль
за состоянием изоляции ввода
В первоначальной конструкции вводов классов
110—220 кв над верхней покрышкой устанавливали
стеклянный цилиндрический или сферический расшири-
тель [Л. 1, фиг. 6-5]; внутри него происходят темпера-
турные колебания уровня масла ввода. Через стекло
виден уровень масла. В дальнейшем от стеклянного
расширителя отказались, так как под влиянием сол-
нечных лучей происходит ускоренное окисление масла.
Перешли на металлический расширитель со стеклян-
ным маслоуказателем. При том и другом расширителях
воздушное пространство внутри ввода имеет сообщение
с окружающей атмосферой. В применяемых в настоя-
щее время конструкциях «дыхание» ввода происходит
через силикагелевый воздухоосушитель и масляный за-
твор (§ 9-3). Объем расширителя ввода рассчитывают
на изменение температуры масла от —40 до +60° С
(включая перегрев масла во вводе над воздухом 25° С).
Современные вводы снабжают приспособлением
для взятия пробы масла из нижней части ввода. Сюда
опущена трубка, верхний конец которой выведен на-
ружу в стенке соединительной втулки ввода или внизу
расширителя.
Важным показателем состояния внутренней изоля-
ции ввода является величина ее tg б. Измерять tg б
можно на вводе, смонтированном на трансформаторе,
не отсоединяя ввод от обмотки. Для этого на цилинд-.
ричеокой стенке соединительной втулки (вводы типа
МТ) устанавливают небольшой проходной изолятор;
к нему присоединен отвод от уравнительной обкладки,
ближайшей к заземленному экрану внутри ввода.
В рабочем положении наружный конец токоведущей
шпильки изолятора заземлен. При определении величи-
ны tg б этот конец присоединяют к измерительному
мосту.
Использование ввода в качестве делителя напряжения.
Встроенные трансформаторы тока
Ввод с уравнительными обкладками может быть
использован как емкостный делитель напряжения (тип
ввода МТП). Для этого, так же как для измерения tg б
(см. выше), через вспомогательный изолятор наружу
выведен отвод от крайней (ближайшей к заземленному
экрану} уравнительной обкладки. Часть сердечника
ввода — между крайней обкладкой и заземленным
фланцем — служит «измерительным конденсатором».
Напряжение на нем составляет соответствующую долю
напряжения ввода относительно земли (по соотношению
емкостей токоведущая труба — крайняя обкладка и
крайняя обкладка — земля). Для получения заданного
соотношения емкостей служит «подгоночный конденса-
тор». Он помещается в стальной коробке, пристроенной
к соединительной втулке. В коробку выходит наружный
конец изолятора от крайней обкладки. Один зажим
подгоночного конденсатора соединен с изолятором, дру-
гой— с корпусом коробки; таким образом, подгоночный
конденсатор включен параллельно измерительному.
К изолятору может быть присоединено устройство
ПИН — прибор для измерения напряжения. Его основ-
ные элементы: реактор и понижающий трансформатор,
ко вторичной обмотке которого подключают вольтметр.
Изолятор для присоединения ПИН может быть исполь-
зован для измерения tg б внутренней изоляции ввода.
Ввод, предназначенный служить в качестве делите-
ля напряжения, проектируют с учетом этого использо-
вания, обусловливающего определенную величину емко-
сти ввода.
На большинстве вводов классов напряжения НО кв
и выше «встраивают» трансформаторы тока, одновит-
ковой первичной обмоткой которых является токоведу-
щий проводник (кабель) самого ввода. На соединитель-
ную втулку ввода насаживают кольцевой сердечник
с намотанной на него вторичной обмоткой, снабженной
ответвлениями для получения нескольких коэффициен-
тов трансформации. На вводе встраивают обычно два
трансформатора тока (рис. 7-10].
Механическая конструкция, установка
и присоединение ввода
Соединения частей ввода — нижней его
арматуры с нижней покрышкой, этой послед-
ней с соединительной втулкой, втулки с верх-
ней покрышкой и т. д. — должны быть масло-
плотными. Для уплотнения служат резиновые
кольцевые прокладки. Осевая стяжка осуще-
ствляется гайками на центральной трубе при
помощи пружины (рис. 7-9). Назначение пру-
жины— сохранять давление на прокладки
5 7-6]
Конструкция вводов классов напряжения НО кв и выше 231
при температурных изменениях осевой длины
частей и компенсировать остаточные дефор-
мации резины. Для ограничения нагрева
стальной пружины вихревыми токами ее де-
лают без замыкающихся витков.
Герметичность ввода проверяется давле-
нием масла 0,7 или 1 ати (в зависимости от
типа ввода). Ввод выдерживает также внеш-
нее давление 1 ати.
Опора ввода для установки на трансфор-
матор образуется фланцем соединительной
втулки, находящимся несколько ниже ее
верхнего торца. Над этим фланцем располо-
жена пробка для взятия пробы масла, изоля-
тор от крайней уравнительной обкладки для
измерения tg д или коробка с изолятором и
подгоночным конденсатором для присоедине-
ния ПИН.
Подъем ввода (в вертикальном положе-
нии) осуществляют за рым-болты, прикреп-
ленные к фланцу соединительной втулки.
Перевозится ввод в горизонтальном положе-
нии в деревянной упаковке (классы ПО—
220 кв) или в металлической конструкции
(классы 400—500 кв); при этом ввод герме-
тизируется. Хранить ввод необходимо в верти-
кальном положении.
Фланец соединительной втулки может быть
установлен непосредственно на крышке бака
трансформатора. При этом соединительная
втулка почти целиком входит внутрь бака,
а низ ввода располагается намного ниже
крышки. В большинстве случаев такое распо-
ложение неудобно и потребовало бы увеличе-
ния высоты бака. Поэтому ввод устанавли-
вают на промежуточный цилиндрический фла-
нец (рис. 7-9). При встраивании на вводе
трансформаторов тока (см. выше) диаметр и
высота цилиндрического фланца определяют-
ся размерами этих трансформаторов и изо-
ляционными расстояниями (§ 6-6). Для на-
клонной установки ввода цилиндрическому
фланцу придается соответствующая форма
(рис. 7-11). При расположении ввода под уг-
лом порядка 30° от вертикали или большем
к механической конструкции ввода предъяв-
ляют повышенные требования.
Присоединение к обмотке вводов ПО—
220 кв производят следующим образом. При-
паянный к отводу кабель вытягивают на
крышку через отверстие для ввода. Ввод под-
нимают краном и устанавливают над отвер-
стием. Верхний зажим ввода снимают, откры-
вая верхний конец центральной трубы. Через
трубу сверху вниз пропускают ленту (верев-
ку) с грузом на конце. Другой конец ленты
перекинут через блок, закрепленный на подъ-
Рис. 7-11. Наклонный ци-
линдрический фланец для
установки ввода класса НО
zee,(без встроенных транс-
форматоров тока).
1 — цилиндрический фланец; 2 —
соединительная втулка ввода;
3 —пробка для выпуска возауха;
4—-крышка бака трансформа-
тора.
емком кране. Ленту привязывают к наконеч-
нику, в который впаян кабель. Ввод постепен-
но опускают и одновременно тянут ленту че-
рез блок вниз, поднимая наконечник и кабель
по трубе вверх. К моменту установки фланца
соединительной втулки на ее место наконеч-
ник достигает верхнего края трубы, где его
закрепляют, навинчивая верхний контактный
зажим (см. также § 6-4).
Вводы, имеющие общее масло с трансформатором
В некоторых заграничных силовых трансформато-
рах находят применение маслонаполненные вводы без
нижней фарфоровой покрышки: масло в верхнюю по-
крышку поступает из бака трансформатора. Для того
чтобы ввод был заполнен маслом доверху, расширитель
трансформатора должен быть поднят на соответствую-
щую высоту.
Вместе с нижней покрышкой отпадает находящаяся
под полным напряжением металлическая арматура внизу
ввода. Переход от отвода обмотки к токоведущей тру-
бе ввода удается осуществить целиком изолированным.
Это позволяет уменьшить изоляционные расстояния
в баке. Вместе с тем конструкция соединения получает-
ся сравнительно сложной. Усложняется также перевоз-
ка ввода и его сборка на трансформаторе.
Вводы с общим маслом с трансформатором приме-
няют для напряжений 500 кв и выше в отечественных
испытательных трансформаторах.
Развитие конструкции вводов на напряжение
НО кв и выше
В настоящее время в некоторых типах вводов при-
меняется маслобарьерная внутренняя изоляция, в дру-
гих — сплошной сердечник в виде пропитанной маслом
бумаги. Такой тип внедрен, в частности, для вводов
класса 400 (500) кв; пропитанная маслом бумажная
изоляция будет, надо полагать, и в дальнейшем приме-
няться для напряжения 400 (500) кв, для которого она
наиболее рациональна, так как позволяет получить ми-
нимальный диаметр и вес ввода. Для более низких ।
232
Вводы и их размещение на крышке
[гл, 7
напряжений основным типом внутренней изоляции бу-
дет, по всей вероятности, также сплошной сердечник,
но не обязательно в ваде пропитанной маслом бумаги.
Это может быть подклеенная или сплошь лакирован-
ная бумага. Каждое из трех исполнений имеет свои
преимущества и недостатки. Многое будет зависеть от
совершенствования бумаг и смол.
Существенным усовершенствованием явится наме-
чаемый переход на герметизированную конструкцию
маслонаполненных вводов. Герметизация представляет
эффективную защиту масла и бумажной изоляции вво-
да от увлажнения и старения. Освоение этой конструк-
ции связывается с улучшением уплотняющих прокладок,
повышением плотности металлических частей ввода и
т. д. На герметизированных вводах следует применять
стрелочный маслоуказатель (§ 9-4). Его целесообразно
устанавливать и на негерметизированных вводах.
Ряд усовершенствований внесет в новую разрабо-
танную конструкцию ввода класса напряжения 220 кв
с сердечником из пропитанной маслом бумаги. Ввод
допускает установку с наклоном 45°; его нижний на-
ружный алюминиевый экран изолирован бумагой; про-
странство внутри цилиндрического фланца (рис. 7-11))
может быть соединено с маслопроводом расширителя
(§ Ю"3) через фланец соединительной втулки; наконеч-
ник кабеля, проходящего в центральной трубе, закреп-
ляется наверху ввода таким образом, .что отпадает
подгонка по месту длины кабеля. Последняя соответст-
вует высоте покрышек ввода с плюсовыми допусками.
Разница между этими размерами и фактическими ком-
пенсируется смещением точки закрепления наконечника
вверх. При этом кабель натягивается и не может обра-
зовать легли у низа ввода.
7-7. Шинные и трубчатые вводы
Шинные вводы
В трансформаторах для электропечей при напряже-
нии обмотки НН порядка десятков и сотен вольт и при
токе порядка тысяч и десяткбв тысяч ампер применяют
шинные вводы (рис. 7-12). Конструкция состоит из не-
скольких медных шин, закрепленных в гетинаксовой
доске и установленных в общем прямоугольном вырезе
в крышке трансформатора. Шины расположены плос-
кой стороной друг к другу, их ток скомпенсирован»,
т. е. они чередуются, как показано на рис. 7-12. Каж-
дая шина впаяна латунью в отдельную латунную обой-
му, прикрепленную двумя шпильками к гетинаксовой
доске. Для создания надежного уплотнения места про-
хода шины через доску большое значение имеют за-
краины обоймы, в которые упирается резиновая про-
кладка. Сохранение плотности этого соединения пр»
работе трансформатора связано со способом присоеди-
нения отводов к шинам ввода (см. § 6-4). Перед уста-
новкой на трансформатор уплотнения шин в доске
проверяют давлением горячего масла. Шинные вводы
применяют только для внутренней установки.
Сечение шинных вводов берут по следующей шка-
ле: сечение шины 6X80 мм — допустимый ток 1 220 а\
8x80 мм — 1400 а; 10X80 мм -- 1 575 а; IOXIOOjwjk —
1930 а; 12,5X100 мм—2 150 а; 10X200 мм — 3 750 а.
При токе в тысячи и десятки тысяч ампер шинные
вводы намного компактнее, чем соответствующее число
обычных вводов с фарфоровыми изоляторами; только
при шинных вводах удается создать приемлемую кон-
струкцию присоединения отводов и внешних шин.
Шинные вводы применяли одно время и для нор-
мальных силовых трансформаторов внутренней установ-
ки [Л. 1, стр. 15].
Трубчатые вводы
На рис. 7-13 показана конструкция охлаждаемых
водой трубчатых вводов, примененная в нескольких
трехфазных трансформаторах мощностью 40 тыс. ква
при фазном токе 52 тыс. а. Вводы расположены на
стенке бака для более удобного присоединения к элек-
тродам электропечи. (Известны заграничные конструк-
ции трубчатых вводов, расположенных на крышке
трансформатора, установленного под электропечью.)!
Трубчатые вводы одной фазы трансформатора
(рис. 7-13) представляют 16 медных труб диаметром
30/50 /mi, расположенных двумя вертикальными ряда-
ми и закрепленных в двух латунных досках. В каждой
доске четыре трубы от начала и четыре трубы от кон-
Рис. 7-12. Шинный ввод.
1— медная шина, впаянная латунью в обойму 2; 2 — латунная обойма; 3 — крышка бака трансформатора;
4—резиновая прокладка; 5 — треугольная стальная пластина: 5 —стальной винт с шайбой, уплотненный асбе-
стовым шнуром диаметром 1 мм (для выпуска воздуха из-под гетинаксовой доски 0); 7 — стальная шпилька
MI2 с гайкой и шайбой (шпилька впаяна латунью в обойму 2): 8 — резиновая прокладка; 9—гетинаксовая
доска; 430x 270x20 мм; /0 — гезиновая прокладка: // — стальной фланец, приваренный к крышке; 12н13 —
стальные болты М 16x50/35 с-гайкой и шайбой. /, 2, 7 и /2 — гальванически лужены; 13—оцинкован.
§ 7-8]
Размещение вводов на крышке трансформатора
238
Рис. 7-13. Трубчатые вводы.
1— стальной фланец вокруг отверстия в стенке бака;
2—латунная пластина толщиной 20 мм для присоеди-
нения отводов (компенсатопов), спаянная с 5; 3 —мед-
ная труба диаметром 30/50 мм; 4 — латунная плита;
5 — детали уплотнения трубы 3 в плите 4; 6 — разъ.
еМная гайка; 7 — резиновая шайба — уплотнение сты-
ка труб 3 и 8; £—медная труба наружного элемента
ввода; 9 — резинотканевый рукав, соединяющий тру-
бы 8; 10 — латунный хомут; 11 — наконечник для при-
соединения рукава с охлаждающей водой; 12 — ла-
тунная пластина толщиной 20 мм для присоединения
наружных гибких шин, спаянная с 8.
ца фазы. Ток фазы распределяется на восемь труб; но-
минальная нагрузка каждой трубы составляет 6500 а.
Закрепленные в досках элементы ввода связаны (свин-
чены) с наружными элементами латунными разъемны-
ми гайками с резьбой двух направлений. Внутри труб
вроходит охлаждающая вода.
7-8. Размещение вводов на крышке
трансформатора. Изоляционные расстояния
в воздухе
Расположение вводов на крышке транс-
форматора должно удовлетворять следующим
требованиям:.
1) в воздухе между токоведущими частя-
ми вводов и до заземленных частей должны
быть выдержаны необходимые изоляционные
промежутки;
2) вводы должны быть расположены в по-
следовательности, установленной стандартом;
3) должно быть предусмотрено удобное
присоединение внешних шин к вводам;
4) вводы не должны мешать подъему
стропами собранного трансформатора за крю-
ки на баке (§ 8-10).
Изоляционные расстояния в воздухе
Нормы изоляционных расстояний в возду-
хе между вводами и от вводов" до заземлен-
ных частей масляных силовых трансформато-
ров указаны в табл. 7-2. Они соответствуют
Таблица 7-2
Нормы изоляционных расстояний в воздухе
между токоведущими частями вводов и от вводов
до заземленных частей в масляных силовых
трансформаторах
Допускаемые расстояния в свету, мм
(без учета производственных отклонений}
Класс напряже-
ния ввода, кв
«Симметричные
электроды': ввод —
ввод, ввод —термо-
метр, ввод — ппивод
переключателя
и т. п.
«Несимметричные
электроды': ввод —
расширитель, ввод —
выхлопная труба,
ввод — коробка за-
жимов на крышке
6
10
15
35
ПО
150
220
80
. по
150
300
840 .
1 175
1 700
80
ПО
150
315
880
1230
1750
Примечания: 1. Расстояние между вводами разных
обмоток брать по нормам для большего из двух классов напря-
жения.
2. Расстояние в свету между ребрами (юбками) изоляторов
двух вводов должно быть не меньше одной трети нормирован-
ного изоляционного промежутка.
испытательным напряжениям воздушной изо-
ляции согласно табл. 3-2, гр. 4 и, табл. 3-3,
гр. 4. Размер воздушных промежутков для
данного испытательного напряжения взят по
данным рис. 7-14 и 7-15, обобщающих резуль-
таты опытных исследований воздушной изо-
ляции. Для классов напряжения 6—15 кв ве-
личину промежутков в табл. 7-2 определяет
испытательное напряжение частотой 50 гц,
для классов 35 кв и выше — импульсное испы-
тательное напряжение.
Воздушные промежутки по табл. 7-2 пред-
ставляют минимальные изоляционные расстоя-
ния-, их нужно при конструировании несколь-
ко увеличивать для учета возможных произ-
водственных отклонений. Например, для про-
межутка между двумя одинаковыми верти-
кально расположенными вводами необходимо
234
Вводы и их размещение на крышке
(гл. 7
Рис. 7-14. Расчетные кривые для выбора воз-
душных изоляционных промежутков на крыш-
ках трансформаторов.
U — испытательное импульсное натяжение воздуш-
ной изоляции п^и полной волне; S — изоляционный
промежуток в свету. 1 — «симметричные электроды'
(ввод—ввод, ввод—пэивод переключателя, ввод —
термометр и т. п.)1 2 — .нессиметричные электроды'
(ввод—расширитель, ввод — выхлопная т0уба, ввод—
коробка зажимов) (по Панову).
Рис. 7-15. Расчетная кривая для выбора воз-
душных изоляционных промежутков на крыш-
ках трансформаторов.
С7исп— испытательное напряжение частотой 50 гц
воздушной изоляции; S — изоляционный промежуток
в свету (по Панову).
учесть сравнительно небольшие допуски на
расстояние между отверстиями для вводов
в крышке, на искривление фарфоровых по-
крышек, перекос арматуры вводов и т. д. Зна-
чительно большими могут быть отклонения
при наклонной установке вводов; для проме-
жутков между вводами разной высоты сле-
дует учитывать допуски на длину фарфора
и т. д. В учебном проектировании можно ори-
ентироваться на усредненные данные и уве-
личивать расстояния табл. 7-2 для учета про-
изводственных отклонений: на 10% для клас-
Рис. 7-16. Воздушные изоляционные промежут-
ки на крышке трансформатора.
1 — ввод класса 35 кв; 2 — ввод НН; 3 — оправа термо-
метра; 4 — расширитель.
сов 6—35 кв и на 5% для классов НО—
220 кв.
Нормированные изоляционные промежутки
нужно выдерживать между ближайшими точ-
ками токоведущих и заземленных частей (рис.
7-16). Ца рис. 7-17 в качестве примера дано
графическое определение кратчайшего (изоля-
ционного) расстояния от верхних токоведущих
частей ввода до произвольно расположенной
выхлопной трубы. Если *бы ось ввода находи-
лась в вертикальной плоскости симметрии тру-
бы А-А, т. е. при а = 0, то искомым минималь-
ным расстоянием был бы отрезок прямой 1-2.
Эта прямая лежит в плоскости Б-Б, перпенди-
кулярной оси трубы. Проекции кромки токо-
ведущей части на эту плоскость изображена
Рис. 7-17. Графическое опре-
деление минимального изоля-
ционного расстояния между
токоведущими частями ввода
и выхлопной трубой (поясне-
ние в тексте).
§ 7-8]
Размещение вводов на крышке трансформатора
235
Рис. 7-18. Расположение вводов на крышке транс-
форматора существующей конструкции мощно-
стью 320 ква на напряжения 10 000+5%/400 в*
внутренняя установка.
/ — переключатель; 2—ввод ВН; 3 — рым для подъема выем-
ной части; 4 — кран с Dy =50 жж; 5 —термометр; 6 —про-
бивной предохранитель; 7 — ввод НН; 8 — расширитель. За-
штрихованы .токоведущие* колпаки вводов.
пунктирным эллипсом. При а 5^=0 прямая—
кратчайшее расстояние—остается в этой же
плоскости Б-Б, но эллипс смещается на раз-
мер а. Изоляционный промежуток равен рас-
стоянию между оплошным эллипсом и сече-,
нием трубы — размер S.
В мощных трансформаторах для облегче-
ния присоединения внешних шин целесообраз-
но увеличивать расстояния между вводами
классов 6—35 кв сверх тех, которце опреде-
ляются электрической прочностью. Например,
в трансформаторах 4-го габарита расстояние
между центрами вводов классов 6—10 кв бе-
рут 400 мм. класса 35 кв—600 мм\ в транс-
форматорах 3-го габарита между центрами
вводов на напряжение 6—10 кв берут 240 мм.
Последовательность расположения вводов
Согласно ГОСТ 401-41 вводы трехфазных
трансформаторов обозначаются: вводы ВН—
о-л-в-с, сн—от — — ст, НН-
0—а—о—с; ©воды однофазных трансформато-
ров: ВН—А—X, СН—Ат — Хт, НН—а—х. На
крышке вводы всех обмоток должны распола-
гаться в указанной выше последовательно-
сти—слева направо, если смотреть со сторо-
ны вводов ВН 1.
Размещение вводов
Размещение вводов на крышке произво-
дится в самой тесной связи с конструирова-
нием отводов (см. § 6-1). Расположение вво-
дов должно быть увязано с размещением на
крышке приводов переключателей, расширите-
ля, выхлопной трубы и других частей (рис.
7-18).
Если ЭТО ВОЗМОЖНО, (ВВОДЫ одной обмотки
следует устанавливать да одной линии, на
одинаковом расстоянии друг от друга. Однако
нередко для выдерживания изоляционных рас-
Рис. 7-20. Схема расположения вводов на крыш-
ке трехфазного трехобмоточного трансформатора
мощностью 31 500 ква класса ПО кв.
Рис. 7-19. Расположение вводов на крышке
трансформатора мощностью 1 030 ква на
напряжения 35 0004;5е/о/4Э0 в.
J — ввод ВН; 2, J —вводы НН; 4 — выхлопная труба;
5 — расширитель.
1 — ввод ВН (ПО кв); 2 — ввод СН (35 кв); 3 — люк; 4'—ввод
НН (10 кв).
Рис. 7-21. Применение
наклонного ввода для
увеличения воздуш-
ного промежутка.
1 «Лопатки» наверху вводов классов напряжения
до 35 кв на большой ток располагают, как правило, па-
раллельно друг другу.
236 Бак и охладительное устройство трансформатора(гл. В
стояний приходится от этого правила отсту-
пать (рис. 7-19 и 7-20). Взаимное расположе-
ние вводов, расширителя, выхлопной трубы
и т. д. нужно выбирать такое, чтобы расшири-
тель по возможности не увеличивал габарита
трансформатора в плане. Во многих случаях
для получения требующихся изоляционных
расстояний в воздухе приходится прибегать
к наклонной установке вводов. При этом то-
коведушие части наверху ввода смещаются в
сторону наклона и изоляционное расстояние
увеличивается (рис. 7-21).
Наклон вводов классов 6—15 кв практи-
куют редко; обычный применяемый наклон
35-ке вводов—15° от вертикали. В существо-
вавших до настоящего времени конструкциях
вводы ПО кв устанавливались вертикально
или с наклоном в 6, 10 и 15°; вводы 220 кв
устанавливались только вертикально. В по-
следние годы разрабатываются и уже выпу-
скаются мощные трансформаторы с наклон-
ными вводами вплоть до 400 (500) кв; угол
наклона может быть 30° от вертикали и
больше.
ГЛАВА ВОСЬМАЯ
БАК И ОХЛАДИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО ТРАНСФОРМАТОРА
8-1. Общие сведения
Бак масляного трансформатора (рис. 8-1)
представляет собой стальной резервуар, чаще
всего овальной формы (в плане). К его дну
приварена вертикальная стенка, охратывае-
мая у верхнего торца рамой; к раме болтами
прикреплена крышка. На дне бака установле-
на выемная часть тансформатора. Бак запол-
нен трансформаторным маслом.
В работающем трансформаторе непрерыв-
но циркулирует масло. Поглощая тепло, выде-
ляющееся в магнитопроводе и обмотках, масло
нагревается и поднимается вверх. Вдоль стен-
ки бака, по трубам или радиаторам происхо-
дит движение нагретого масла вниз; при этом
оно охлаждается—отдает тепло металлу стен-
ки, труб, радиаторов, которые в свою очередь
охлаждаются окружающим воздухом.
Конструкция баков изменяется с ростом
мощности трансформаторов в соответствии
с общей для электрических машин и транс-
форматоров закономерностью: для ряда
подобных единиц электрические и магнит-
ные потери увеличиваются пропорционально
мощности в степени %, а величина по-
верхности охлаждения — пропорционально
мощности в степени ’/г, т. е. рост потерь опере-
жает естественное увеличение поверхности
охлаждения. В частности, для того чтобы
у трансформатора большей мощности получить
перегрев масла на том же уровне, что у транс-
форматора меныпей мощности, нужно у пер-
вого форсировать охлаждение масла.
Для силовых трансформаторов небольшой
и средней мощности применяют естественное
масляное охлаждение. У трансформаторов
мощностью до 30—50 ква «гладкие баки»
(с гладкими стенками); при большей мощно-
сти переходят на трубчатые или волнистые ба-
ки (рис. 1-8 и 8-74). У первых поверхность
охлаждения увеличивают за счет труб, вва-
ренных в стенку, у вторых стенке придают
волнистую (гофрированную) форму. С ростом
мощности увеличивают число рядов труб или
размеры волн. Например, при применении круг-
лых труб число их рядов изменяется от одного
(при мощности 100 ква} до двух-трех (при
1 000 ква). Следующая ступень необходимого
усложнения охладительной системы транс-
форматора—баки с пристроенными на стенке
«.радиаторами». Радиатор (рис. 8-22) состоит
ив комплекта труб или волн и представляет со-
бой самостоятельный узел. Радиатор присое-
диняется к баку через два патрубка. Нагретое
масло входит из бака в верхний патрубок;
охлажденное в трубах (волнах) масло через
нижний патрубок поступает в нижнюю часть
бака. В большинстве случаев радиаторы вы-
полняют съемными, с тем чтобы перевозить
трансформатор без них. Но существуют и та-
кие компактные радиаторы, которые можно
приваривать к баку (при относительно, неболь-
шой мощности трансформатора).
В трансформаторах 4-го габарита прихо-
дится прибегать к искусственному охлажде-
нию. Простейшее из искусственных систем—
«дутьевое охлаждение»; к баку пристраивают
вентиляторы, которые обдувают радиаторы
(рис. 1-9). Применение «дутья» существую-
щей конструкции позволяет при данной номи-
нальной мощности уменьшить чйсло радиато-
ров на 40%. Однако у трансформаторов боль-
шой мощности периметр бака оказывается не-
достаточным для размещения радиаторов и
при дутьевом охаждении; это вынуждает при-
§ 8-1]
Общие сведения
237
менять отдельные от бака, рядом с ним рас-
положенные «батареи радиаторов» и перехо-
дить к более эффективным системам искус-
ственного охлаждения — с принудительной
циркуляцией масла. Циркуляция осуществля-
ется насосом, перекачивающим «горячее» мас-
ло из бака трансформатора через охладитель.
В нем масло охлаждается воздухом (обдува-
ние вентиляторами) или водой. Трубчатые во-
чины этого: трудоемкий уход за системой пода-
чи охлаждающей воды, сложное управление
этой системой, затрудняющее автоматизацию
управления трансформаторными агрегатами,
и др. Для последнего времени характерно
развитие другого устройства искусственного
охлаждения — пристроенных на баке транс-
форматора охладителей с принудительной цир-
куляцией масла и обдуванием вентиляторами.
Рис. 8*1. Трехфазный трансформатор мощностью 31,5 тыс. ква класса
напряжения ПО и в баке с радиаторами, установленный на открытой
подстанции.
дяные охладители (рис. 8-66), устанавливае-
мые отдельно от трансформатора, применя-
лись до недавнего времени почти на всех
трансформаторах гидростанций. Габариты
этих единиц значительно меньше, чем транс-
форматоров с радиаторами и дутьевым ох-
лаждением, что весьма существенно для гид-
ростанций, где место для установки трансфор-
маторов ограничено. В отдельных случаях
«водо-масляное охлаждение» применяется у
трансформаторов для электропечей. Однако
в последние годы имеется тенденция не при-
менять эту систему и на гидростанциях. При-
Существенная особенность этих охладителей —
их высокая эффективность и компактность, до-
стигаемые, в частности, применением насоса
с двигателем, встроенных в маслопровод (рис.
1-20). Это позволяет значительно уменьшить
габариты трансформатора по сравнению с те-
ми, которые получаются при дутьевом охлаж-
дении.
Выбор устройства охладительной системы
трансформатора в первую очередь опреде-
ляется- величиной его потерь и эффективностью
данной системы: количеством тепла, отводимо-
го с единицы поверхности при максимально
238
Бак и охладительное устройство трансформатора
(гл. S
допустимом перегреве масла. Вместе с тем
применение той или иной конструкции (напри-
мер, трубчатого бака или бака с .радиатора-
ми), граница использования естественного ма-
сляного охлаждения, выбор той или иной си-
стемы искусственного охлаждения связаны с
многими факторами. При решении вопроса
учитывают расход материала и трудоемкость
изготовления бака, радиаторов и пр., механи-
ческую прочность конструкции, условия вписы-
вания трансформатора в железнодорожный
габарит и эксплуатационные характеристики.
При применении искусственного охлаждения
учитываются стоимость соответствующих
устройств—двигателей, вентиляторов, насосов,
отдельных охладителей и т. п., небоходимость
их обслуживания, а также стоимость потреб-
ляемой ими энергии.
В существующих сериях отечественных
трансформаторов до мощности 1 800 ква при-
меняют трубчатые баки, при большей мощно-
сти—баки с пристроенными на стенке радиа-
торами, причем до 7 500 ква—с естественным
охлаждением, а начиная с 10 тыс. ква —
с «дутьем».
Из ранних советских конструкций следует
упомянуть о волнистых баках для трансфор-
маторов 1—3-го габаритов. От них отказа-
лись прежде всего из-за большой трудоемко-
сти изготовления и недостаточной механиче-
ской прочности, не позволявшей перевозить
трансформаторы 'мощностью свыше 560 ква
с маслом. За границей за последние 15—20
лёт трубчатые баки также в той или иной
мере вытеснили волнистые, однако последние
продолжают применять в основном для транс-
форматоров небольшой мощности. При этом
усовершенствование сварки позволяет созда-
вать конструкции с приемлемой механической
прочностью.
Области применения в заграничном транс-
форматоростроении тех или иных типов баков
и охладительных систем иногда существенно
отличаются от отечественной практики. Так,
например, можно встретить трансформаторы
мощностью 15—20 тыс. ква с естественным
охлаждением или, наоборот, применение дутья
в отдельных случаях при мощности 1 000 ква
и т. д.
Для новых советских серий трансформато-
ров характерными новыми моментами в части
баков и охлаждения являются: применение
овальных охлаждающих труб (рис. 1-19); со-
здание 'более компактных, чем существую-
щие, радиаторов; повышение эффективности
дутьевого охлаждения; освоение пристроенных
к баку охладителей с принудительной цирку-
ляцией масла и «дутьем»; применение «съем-
ных» баков. Повышение к. п. д. в трансфор-
маторах новых серий, т. е. снижение потерь,
облегчает устройство охладительной системы
по сравнению с существующими конструкция-
ми: при данной номинальной мощности умень-
шается число рядов труб, увеличивается пре-
дельная мощность, для которой целесообраз-
но применять естественное охлаждение^
и т. д.
Конструкция бака разрабатывается после
выполнения теплового расчета трансформато-
ра. Все элементы конструкции бака, влияю-
щие на охлаждение, должны быть в полном
соответствии с тепловым расчетом. С другой
стороны, для составления теплового расчета
необходимо располагать данными конструк-
тивной разработки, от которых зависит вели-
чина поверхности охлаждения бака. Необхо-
димо знать, какая часть периметра стенки ба-
ка занята крюками, спускными кранами, бал-
ками жесткости и др. не может быть исполь-
зована для размещения труб или радиаторов-
и т. д. Поэтому некоторую предварительную
конструктивную разработку бака приходится
выполнять параллельно с тепловым расчетом:
трансформатора.
Серьезные требования предъявляются
к механической конструкции бака. Бак дол-
жен выдерживать избыточное внутреннее дав-
ление 0,5 ати. При вакуумной сушке транс-
форматора в своем баке (без масла) бак ис-
пытывает избыточное внешнее давление
вплоть до 1 ати. При больших размерах кон-
струирование бака, способного противостоять
этому внешнему давлению, представляет
сложную техническую задачу.
Бак должен выдерживать механические
нагрузки при подъеме в процессе производ-
,ства и монтажа на месте установки. Транс-
форматоры в трубчатых баках поднимают
полностью собранными, с маслом. Подъем
трансформатора, имеющего бак с радиатора-
ми, производится на заводе без последних;
при этом в зависимости от условий производ-
ства подъем может осуществляться (без ра-
диаторов) с баком, заполненным маслом или
без него-. Однако при монтаже на месте ус-
тановки может потребоваться подъем с ра-
диаторами и с маслом. Поэтому подъемные
приспособления бака рассчитывают, как пра-
вило, на полный вес трансформатора. Лишь
в отдельных случаях, для очень крупных еди-
ниц трансформаторов в согласии с условиями
их монтажа на месте установки, можно пред-
усматривать облегченные условия — подъем
трансформатора без масла.
§ 8-2]
Форма поперечного сечения и внутренние размеры бака
239>
Собранный трансформатор передвигают
к фундаменту и устанавливают на катках, на
которые действует -полный вес трансформато-
ра. При перевозке трансформатора по желез-
ной дороге возникают инерционные силы,
стремящиеся сместить выемную часть относи-
тельно бака. Эти силы нуэкно учитывать при
конструировании соответствующих узлов бака.
Выбор формы поперечного сечения бака и
его внутренних размеров связан с устройством
и размещением выемной части, с конструкци-
ей -отводов, с расположением вводов.
Конструкция бака включает различные
вспомогательные части: приспособления для
закрепления выемной части (§ 2-10), установ-
ки вводов (гл. 7) и расширителя (гл. 9).
К конструированию бака относится установка
на крышке и стенке приводов переключателей
(гл. 5), выхлопной трубы (§ 10-4), термомет-
ров, кранов, вентилей и пробок, термосифон-
ных фильтров (•§ 8-17), шкафов зажимов из-
мерительных и защитных устройств (§ 8-17)
и др.
В изготовлении баков большое место зани-
мает сварка, которой-соединяют листы, обра-
зующие стенку, стенку с дном и верхней ра-
мой бака, подъемные крюки и балки жестко-
сти со стенкой и т. д.; целиком сварными яв-
ляются радиаторы и др. Для изготовления
баков в отечественном трансформаторострое-
нии применяют в основном электросварку. Для
последнего периода времени характерен пере-
ход на автоматическую (или полуавтоматиче-
скую) дуговую сварку под слоем флюса, обес-
печивающую наряду с ростом производительно-
сти труда повышение качества сварных швов.
Применение сварки существенно влияет на
конструкцию соединений частей бака -и в той
или иной мере на их размеры. Внедрение ав-
томатической электросварки внесло свои осо-
бенности—потребовалось изменить устройство
некоторых узлов. Определение формы и раз-
меров сварных соединений является одной из
важных задач в конструировании бака. При
разработке узлов нужно также учитывать ус-
ловия проверки на герметичность сварных
швов и всей констукции в целом* и обеспечи-
вать возможность «подварки», т. е. устране-
ния обнаруженных неплотностей швов.
8-2. Форма поперечного сечения
и внутренние размеры бака
В большинстве случаев бак представляет
собой в горизонтальном сечении овал или пря-
моугольник. Овальная форма более целесооб-
разна св отношении механической прочности:
1 —карманы для вводов ВН; 2 —карман для пеоеключателя ВН
3 — выступы бака для переключателей ВН.
для данной толщины стали овальная стенка
обладает большей механической прочностью,
чем стенка прямоугольного бака при той же
длине и ширине. При овальной форме упро-
щается изготовление баков всех типов, кроме
волнистых. Овальная форма легко придается
гладкой стенке посредством вальцовки сталь-
ных листов (у трубчатых баков это делается
до вварки труб). Волнистый бак сваривают
обычно из четырех прямых стенок.
Габарит в плане выемной части нормаль-
ных стержневых трансформаторов вместе
с отводами и необходимыми изоляционными
расстояниями приближается к овалу; поэтому
в этих трансформаторах овальное поперечное
сечение бака используется достаточно эффек-
тивно (гл. 6). В трансформаторах с переклю-
чением напряжения под нагрузкой и для элек-
тропечей особенности расположения отводов
и дополнительной аппаратуры приближают
габарит выемной части к прямоугольнику.
Для этих трансформаторов прямоугольные ба-
ки получаются более компактными. В транс-
форматорах большой мощности по условиям
вписывания в железнодорожный габарит,
а также для уменьшения веса приходится
идти на сложную форму бака (рис. 8-2 и
1-17). Для трансформаторов броневого типа
применяют прямоугольные баки (рис. 1-21).
Для некоторых специальных типов трансфор-
маторов, например испытательных, оказывает-
ся наиболее подходящей круглая форма баков.
Внутренние размеры бака окончательно
устанавливаются в процессе конструирования
отводов; они задаются размещением в баке
проводников отводов, переключателей, вводов
и самой выемной части трансформатора
(§ 6-8). Высоту бака нередко делают больше
минимальной, необходимой для размещения
отводов и вводов и пр., с тем чтобы увеличить
поверхность охлаждения труб или радиато-
240
Бак и охладительное устройство трансформатора
(гл. 8
ров. В табл. 8-1 приведены данные для пред-
варительного выбора внутренних размеров ба-
ков, полученные путем обобщения материалов
существующих серий трансформаторов. В
трансформаторах новой серии 1 и 2-го габа-
ритов внутренние размеры баков характеризу-
ются следующими цифрами (см. табл. 8-1):
«=80—100 мм, 6=95—110 мм; для 1-го габа-
рита с = 170 мм, для 2-го габарита с =
=200—500 мм.
Таблица 8-1
Предварительный выбор внутренних размеров
баков трехфазных трансформаторов
Класс напря- жения обмот- ки, ВН. кв Мощность трансформаторов, конструкция переключателя Размеры, мм (см. пояснение)
а ь С
'б и 10 1 и 2-й габариты 100 80 300
3-й габарит 200 150 400
35 1 и 2-й габариты 200 160 500
3-й габарит Нулевой переключа- тель прикреплен к крышке 250 180 500
Трехфазный переклю- чатель прикреплен к крышке 250 180 850
Переключатель на уровне обмоток 300 180 500
4-й габарит 300 180 500
110 Трансформаторы мощ- ностью до 60 тыс. ква, двух- и трехобмоточные, с испытательным напря- жением обмотки ВН 230 кв 800 800* 500**
Пояснение. Ширина бака Dqh + в; Длина бака
2 (AfO) + + &'* глубина бака Нм + с; #ВН наружный диа-
метр обмотки ВН; МО — расстояние между осями стержней маг-
4ситопровода; Нм — полная высота магнитопровода. Глубину бака
считаем от дна до верхней поверхности'вепхней рамы.
* Нейтральный ввод ВН — на большой оси выемной части.
Вводы ВН — между ярмом магнитопровода и стенкой бака.
/
8-3. Основные части бака:
стенка, дно, верхняя рама, крышка
В существующих сериях трансформаторов
мощностью от 10—20 до нескольких десятков
тысяч киловольт-ампер овальные баки имеют
принципиально одинаковую конструкцию ос-
новных частей: стенки, дна, верхней рамы и
крышки. Стенка представляет собой обечайку,
сваренную из листовой стали. Обечайка ус-
тановлена на плоском дне и образует с ним
тавровое сварное соединение. Для прикрепле-
ния плоской крышки служит верхняя рама,
приваренная наверху обечайки. Последняя
состоит из отдельных частей, число и располо-
жение которых определяются размерами бака,
форматом используемых стандартных листов
и сварочным оборудованием. С применяемым
технологическим процессом и оборудованием
для сварки связаны устройство и размеры
соединений стенки с дном и верхней рамой.
Ниже приведены данные, относящиеся к тех-
нологии, принятой в настоящее время на
МТЗ (§ 8-11); условия других заводов могут
вносить в конструкцию те или иные отличия.
Стенка (обечайка)
Основные операции изготовления стенки
бака—завальцовка и сварка ее частей.
Закругленную часть стенки (обечайки)
получают, пропуская листовую сталь через
вальцы ’. Размеры вальцев определяют мини-
мальный возможный радиус закругления и
максимальную длину листа, который может
быть завальцован. Эти предельные размеры
нужно знать при конструировании.
Минимальное число частей, образующих
овальную обечайку,—две; длина каждой рав-
на половине периметра стенки. Такие две ча-
сти соединяют в обечайку двумя вертикаль-
ными швами. Обечайка больших размеров со-
стоит как по периметру, так и по высоте из
нескольких частей, связанных вертикальными
и горизонтальными швами.
Развернутую длину обечайки подсчитыва-
ют по середине толщины стенки; развернутая
длина овальной обечайки равна ’г(Д+А) +
+2(В—Л), где А и В—внутренние размеры
бака в свету, соответственно ширина и ,длина;
А—толщина стенки. Суммарную длину частей
заготовки обечайки берут равной указанной
выше развернутой длине.
При толщине стенки 4 мм ее выкраива-
ют из стандартных листов размером 1 400 X
X 4 200 мм. Части заготовки вырезают по
номинальным размерам без припусков (см.
ниже). Максимальный размер заготовки мо-
жет быть 1 390 X 4 190 мм; по 10 мм идет на
обрезку для выравнивания кромок.
1 Наряду с вальцовкой при изготовлении обечаек
небольших баков применяют гибку в штампах на прес-
сах.
§ 8-3]
Основные части бака: стенка, дно, верхняя рама, крышка
241
Рис. 8-3. Раскрой стенки
бака из листов 6—12Х
XI 500x6 000 мм.
а—е—выполнение раскроя при
разных размерах стенки. Яс
и 77с—высота и периметр стен-
ки: h > 50 мм; мм. / —
верхняя рама; 2, 3, 4 —части
стенки; 5 — дно. При 4 000 >
>НС > 2 985 мм стенку соста-
вляют по высоте из трех поя-
сов по методу, показанному
на рис. б—а для двух поясов,
П940>Лс>9500; Нс>1495
д)
Для стенок толщиной 6—12 мм использу-
ют стандартные листы размером 1 500 X
Хб 000 мм. Максимальный размер заготовки из
этого листа равен 1 500x5 970 мм. Сваривае-
мые между собой горизонтальные кромки ли-
стов предварительно строгают. Строгают так-
же кромку листов, выступающую над верхней
рамой. На строжку дают припуск 5 мм. Та-
ким образом, «чистый» размер в направлении
высоты обечайки может быть взят в пределах
до 1 495 мм, если строгают только одну кром-
ку, и до 1 490 мм, если строгают две кромки
(рис. 8-3).
В стенках трубчатых баков до завальцов-
ки заготовок сверлят или штампуют отвер-
стия для труб. Швы в стенках трубчатых ба-
ков делают только вертикальные, с тем что-
бы оба отверстия для одной трубы находи-
лись на одном листе. При разметке верхних
и нижних отверстий отдельно, т. е. в разных
листах было бы очень трудно избежать сме-
щения отверстий, которое привело бы к пере-
косам труб.
Стенки баков трансформаторов 1 и 2-го
габаритов состоят из двух частей, вполовину
периметра каждая. Их соединяют автомати-
ческой сваркой на специальном станке в по-
ложении, показанном на рис. 8-42. Это обус-
ловливает расположение стыков частей стенки
на большой оси бака.
На рис. 8-4 показана стенка трубчатого
бака трансформатора мощностью 1 800 ква.
Стенка состоит из четырех частей, которые
сваривают сварочным трактором на полу до
завальцовки. Расстояние от оси шва до цент-
ров ближайших к нему отверстий для труб
должно быть не меньше 40 мм, т. е. расстоя-
ние между центрами соседних труб по обе
16 А. В. Сапожников.
стордны От шва доЛЖно быть не мёнёе 80 лей
вместо обычных 70 мм. После завальцовки
обечайки сваривают >ее «замыкающий шов».
Сварку производят сварочным трактором в
горизонтальном положении (рис. 8-42). В со-
ответствии с этим замыкающий шов должен
находиться на плоской части стенки на рас-
стоянии не менее 150 мм от. начала закруг-
ления (рис. 8-4) *. По условиям завальцовки
заготовок может потребоваться увеличение
этого расстояния, например до 250 мм.
Составление стенок баков с радиаторами
трансформаторов 3 и 4-го габаритов из лис-
тов толщиной 6—12 мм размером 1 500 X
X 6 000 мм показано на рис. 8-3. При пери-
метре стенки до 9,5 м сначала собирают и
сваривают все ее части, т. е. получают лист,
имеющий ширину, равную полной высоте
стенки, и длину, равную ее периметру. Далее
этот лист завальцовывают, образуя обечайку
овальной формы. Затем сваривают «замыкаю-
щий» вертикальный шов обечайки. При пери-
метре стенки свыше 9,5 м производят заваль-
цовку двух отдельных половин обечайки и по-
том сваривают их двумя швами. Части и за-
мыкающий шов обечайки сваривают свароч-
ным трактором (см. выше).
Перекрещивание швов создает дополни-
тельные местные напряжения в стали, поэто- ,
му их стараются не делать. В связи с этим
на рис. 8-3 оговорен размер h > 50 мм. Одна-
ко при выполнении раскроя по рис. 8-3 в, д
и е при Н\ = Н2 = Н\=Н2 = 1 490—1 495 мм,
а также в стенке по рис. 8-3,6 перекрещива-
♦ На рис. 8-72 указано расстояние замыкающего
шва от начала закругления 130 мм; чертеж соста^дей
применительно к ручной сварке замыкающего шва.
242
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл, 3
Рис. 8-4. Заготовка стенки бака трансформатора мощностью 1 80Э ква на напряжение 35 кв.
Вид с наружной стороны стенки. Части заготовки раскроены из листов стали размером
, 6Х^ 500 х 6 000 мм. Вес стенки около 460 кГ.
ние стыков неизбежно. Нужно стараться так-
же, чтобы параллельные сварочные швы ча-
стей стенки не были расположены очень близ-
ко друг к другу. Размеры частей желательно
выбирать такими, чтобы расстояние между
горизонтальными швами было не менее
350 мм, а между вертикальными не менее
500 мм.
Размещение сварных швов стенки нужно
согласовывать с расположением отверстий
для охлаждающих труб, патрубков радиато-
ров, спускных кранов и пр. и с расположени-
ем других частей, привариваемых к стенке.
Для того чтобы сварной шов был. доступен
снаружи во время испытания бака на герме-
тичность, горизонтальные балки жесткости не
должны совпадать с горизонтальными швами,
а вертикальные балки—с вертикальными шва-
ми. От оси шва до края балки должно быть
расстояние не менее восьмикратной толщины
стенки, в крайнем случае—не менее пятикрат-
ной.
При разработке раскроя стенки нужно
стараться возможно лучше использовать сталь,
т. е. иметь минимальные остатки при выкраи-
вании заготовок из стандартных листав.
Дно и его соединение со стенкой
Дно обычно имеет форму овала, оно копи-
рует форму обечайки; край дна выступает за
наружную поверхность стенки. Тавровое сое-
динение стенки с дном делают автоматической
или полуавтоматической сваркой. Необходи-
мый минимальный выступ дна за наружную
поверхность стенки зависит от способа свар-
ки, сварочного оборудования и приспособле-
ний. В трансформаторах 4-го габарита выступ
дна определяется обычно размерами скоб для
упора головок домкратов (см. приложение 8)
и захватов, которыми за дно бака закрепля-
ют съемную тележку (§ 8-9). В качестве ори-
ентировочных размеров, которыми можно
пользоваться, в частности в учебном проекти-
ровании, можно указать следующие: транс-
форматоры 1 и 2-го габаритов—выступ дна
за наружную поверхность стенки 16 ммс. каж-
дой стороны, трансформаторы мощностью
750—1 800 ква—20 мм, трансформаторы 3-го
габарита мощностью свыше 1800 ква—25 мм.
В баках трансформаторов 4-го габарита
ширина дна может превосходить ширину
стандартного листа стали; в этом случае дно
сваривают из двух частей. Их стык (сварной
шов), параллельный большой оси овала, дол-
жен быть удален от этой оси за пределы ниж-
них полок ярмовых балок. Желательно так-
же, чтобы этот шов не проходил близко от
края дна в месте приварки к дну плоской ча-
сти стенки бака.
Дно бака должно быть ровным. В случае
необходимости листы стали выправляют на
гидравлическом прессе или на вальца^. Прй
конструировании нужно считаться с допуском
§ 8-3
Основные части бака: стенка, дно, верхняя рама, крышка
243
Рис. 8-5. Верхняя рама бака.
«— 9— различные выполнения веохней памы; ж и з — расчетные сечения веэхней памы вместе с частью стенки; «—уси-
ление верхней рамы косынками; к—расположение стыков рамы.
на неровность дна—со стрелой прогиба по-
рядка 2—3 мм на 1 м длины или ширины
дна.
Верхняя рама и крышка
В течение длительного времени верхнюю
раму выполняли угловой (рис. 8-5,а). В по-
следнее время перешли к плоским рамам (рис.
8-5,6—г), так как при угловой раме автомати-
ческую сварку практически невозможно осу-
ществить, а приспособиться к полуавтомати-
ческой очень сложно. Нижний (основной) шов
плоской рамы сваривают при перевернутом
баке (§ 8-11). При этом получается обычное
тавровое сварное соединение частей. В на-
стоящее время разные заводы выполняют
плоские рамы баков по рис. 8-5,6 или в, или
г. В первой конструкции выступ стенки вверх
за раму образует бортик, удерживающий
уплотняющую резиновую прокладку от смеще-
ния внутрь бака (§ 8-17)\ В двух других кон-
струкциях для удерживания прокладки по
внутреннему краю рамы приваривают сталь-
ную поволоку. Оба способа имеют свои пре-
имущества и недостатки. Представляется, что
более целесообразным было бы выполнение
верхней рамЫ по рис. 8-5,6 или е с примене-
нием фасонного проката—стальной полосы с
одним или двумя выступами по краям. Внут-
ренний выступ полосы образует бортик для
резиновой прокладки; наружный, показанный
пунктиром выступ являлся бы ограничителем
сжатия резины.
При переходе от угловых рам к плоским
(рис. 8-5,а и 6) сохранен размер Ь\ при этом
остаются .без изменения размеры крышки.
Рамы из угольника размером 50/50 X 6 мм
заменены на плоские сечением 50 X 8 мм\
65/65 X 8 на 65 X 10, 75/75 X 10 на 75 X 12,
90/90 X 12 на 90 X 14 и 100/100 X 14 на
100 X 20.
При выборе толщины плоской рамы срав-
нивали момент сопротивления сечений, пока-
занных на рис. 8-5,ж и з, относительно верти-
кальной оси у. Моменты сопротивления при-
нятых плоских рам на 15—35% больше, чем
у соответствующих угловых'. Однако жест-
кость места соединения плоской рамы со
стенкой Меньше, чем у угловой. В баках, за-
ливаемых маслом под вакуумом, необходимо
обеспечить особенно хорошее уплотнение сое-
динения рамы с крышкой. При сильном затя-
гивании уплотняющих болтов наблюдалось
отгибание плоской рамы вверд. Чтобы избе-
жать сколько-нибудь значительной деформа-
ции рамы при затягивании болтов в транс-
форматорах 4-го Габарита, заливаемых мас-
лом под вакуумом, ставят косынки (рис.
8-5,и). Толщина косынок 10—12 мм, расстоя-
ние между соседними косынками по линии
расположения уплотняющих болтов порядка
300 мм.
Плоскую раму овального бака изготовляют
гибкой в горячем состоянии. Рамы небольших
баков имеют стыки в месте ререхода от за-
кругления к прямой части или в начале пря-
мой части. При больших размерах, когда уча-
сток полосы, образующий полуокружность, не
1 Вес плоской рамы составляет 62—75% веса соот-
ветствующей угловой.
16*
244
Бдк и охладительное устройство трансформатора
(гл. 8
помещается целиком в нагревательном
устройстве, стык рамы помещают на большой
оси овала (рис. 8-5,к), В некоторых случаях
может оказаться целесообразным составлять
раму больших размеров из четырех частей.
Плоская овальная крышка бака имеет, как
правило, одинаковую форму с рамой; край
крышки немного выступает наружу за раму
{рис. 8-71).
Резиновая прокладка между рамой и
Крышкой должна быть сжата достаточно силь-
но и притом равномерно. Поэтому болты,
скрепляющие крышку с рамой, нужно ставить
достаточно часто (табл. 8-5). Например,
в трансформаторе мощностью 5 600 ква (рис.
S-72) поставлено 40 болтов. Необходимо обес-
печить, чтобы все отверстия в крышке и раме
для уплотняющих болтов попарно совпадали.
Для этого их сверлят следующим образом.
При небольших размерах бака (трансфор-
маторы 1 и 2-го габаритов и частично 3-го га-
барита) две заготовки, образующие верхнюю
раму, сваривают заранее до установки рамы
на обечайку. В этом случае раму до приварки
к обечайке и крышку сверлят отдельно друг
от друга по кондукторам или по разметке,
которую делают по шаблонам.
У трансформаторов 3 и 4-го габаритов не-
просверленные части рамы подгоняют друг к
другу и соединяют, приваривая к обечайке.
Сверление крышки производят по разметке
(при больших размерах баков кондукторы
для сверления крышек были бы громоздкими
и пользоваться ими было бы неудобно);
крышку накладывают на раму сваренного ба-
ка и раму сверлят по отверстиям в крышке,
т. е. крышка используется как кондуктор. При
этом бак приходится устанавливать в специаль-
ное углубление вблизи радиального сверлиль-
ного станка, что усложняет процесс. Известен
и другой способ, при котором сверления ра-
мы на баке избегают. Отверстия сверлят в от-
дельных частях рамы; просверленные части
приваривают к обечайке. На раму ставят
крышку и ее размечают по отверстиям в ра-
ме, применяя керны специального устройства.
Затем крышку снимают и сверлят.
Крышки больших размеров при отсутствии
стандартных листов достаточной ширины сва-
ривают из двух частей. Сварной шов стара-
ются располагать таким образом, чтобы он
не пересекал отверстия в крышке для вводов
и арматуры, в первую очередь—большие от-
верстия, например для вводов на напряжения
ПО кв и выше. Шов не должен проходить че-
рез место установки вводов НН на большой
ток (рис. 7-5).
Баки трансформаторов новых серий
В трансформаторах новых серий основные
части баков в той или иной мере отличаются
по конструкции от описанных выше. У транс-
форматоров 1 и 2-го габаритов для того, что-
бы сделать возможным уменьшение толщины
применяемой листовой стали, частям придает-
ся фасонная форма — применяют отбортовку,
выдавку и т. п., увеличивающие жесткость
(§ 8-4 и 8-5). Создание баков со съемной
верхней частью отражается на устройстве
обечайки, дна и других частей (§ 8-13). Впи-
сывание в железнодорожный габарит полно-
стью собранных баков мощных трансформа-
торов связано с усложнением ©сей конструк-
ции бака.
8-4. Баки трансформаторов небольшой
мощности
У трансформаторов небольшой мощности
(до 30—50 кеа) нет необходимости искусствен-
но увеличивать поверхность охлаждения при-
менением труб или волн; в существующей
серии эти баки имеют гладкие стенки
(рис. 8-6). При мощности 50—100 ква в стенку
вваривают несколько труб, занимающих толь-
ко часть периметра стенки; например, убака
трансформатора мощностью 50 ква на напря-
жение 6 кв всего шесть труб (рис. 1-7). Вслед-
ствие небольших размеров и веса трансфор-
Рис. 8-6. Трансформатор мощ-
ностью 20 ква на напряжение
6 кв в гладком баке без рас-
ширителя для наружной уста-
новки (вводы на стенке бака
закрыты стальными козырь-
ками).
§ 8-5]
Трубчатый бак
245
Рис. 8-7. Части бака трансформа-
тора новой серии полностью 35 ква
на напряжения 6 и 10 кв.
1—дно с отбортованным Краем и кольцевым
(овальным) выступом; 2—стенка с выдавка-
ми; 3—штампованный угольник с болтом
для крепления выемной части, приваренный
к стенке на большой оси бака; 4 — штампо-
ванный угольник (косынка) усиления верх
^ней рамы; угольники приварены к стенке с
шагом 95 мм; 5 — угловая рама из 2-мм ста-
ли; 6 — крышка с отбортованным краем.
Части стенки (вертикальный шов), стенка с
дном и верхней рамой соединены роликовой
контактной сваркой; ширина шва 8 мм.
маторов механические нагрузки, действующие
на части бака, невелики. Это позволяет упро-
стить ряд узлов. Так, подъем трансформатора
без расширителя осуществляют не за четыре,
как обычно (при средней и большой мощно-
сти), а за два крюка, установленных вблизи
большой оси бака; при полном весе транс-
форматора менее 800 кГ его выполняют без
катков и снабжают для установки на фунда-
менте двумя поперечными пластинами из
полосовой стали или опорной рамой из уголь-
ников и т. п.
В трансформаторах существующей серии
толщина гладкой стенки равна 3 или 4 мм,
дна—4 мм\ верхняя рама—из полосы сечением
8X50 мм (раньше ее выполняли из угольника
сечением 50/50 X 6 мм). Толщина крышки
трансформаторов с расширителем б мм, без
расширителя 3 или 4 мм. У последних транс-
форматоров вводы установлены не на крышке,
а на стенке бака; уровень масла не доходит
до крышки' и к ее соединению с верхней
рамой не предъявляется требование масло-
плотности. Поэтому болты, скрепляющие раму
с крышкой, ставят с увеличенным шагом; при
болтах размером М12 шаг 180 мм (ср. с
табл. 8-5). У трансформаторов без расширите-
ля на стенке бака устанавливают маслоуказа-
тель и вблизи вводов пробивной предохрани-
тель. При наружной установке над вводами
монтируется стальной защитный козырек
(навес).
Конструкция баков, разработанная для
трансформаторов 1-го габарита новой серии,
отличается от описанной выше. Части стенки,
верхняя рама и крышка в новой серии спроек-
тированы ф-асонной формы, для получения ко-
торой должна применяться гибка и высадка
в штампах. За счет увеличения жесткости ча-
стей предусмотрено уменьшение толщины ста-
ли; при мощности трансформаторов 20 и
35 ква стенка и дно имеют толщину 2 мм,
крышка — 3 мм (рис. 8-7). После накопления
опыта можно будет оценить целесообразность
конструкций, принятой для отдельных частей.
Применение роликовой сварки, предусмотрен-
ное в баках новой серии, требует точной под-
гонки друг к другу свариваемых кромок.
Собранный трансформатор поднимают за
четыре рым-болта, установленных на крышке;
нагрузка воспринимается верхней рамой бака.
8-5. Трубчатый бак
Баки с круглыми трубами
В существующих сериях трансформаторов
мощностью до 1 800 ква применены трубчатые
баки со стальными электросварными круглы-
ми трубами, имеющими наружный диаметр
51 мм и толщину стенки 1,75 мм, обозначение
труб 0 51X1,75 мм. Применялись также тру-
бы 040Х 1,5 мм.
Одна из основных задач конструирования
трубчатого бака заключается в размещении
труб на его стенке. В соответствии с величи-
ной необходимой поверхности охлаждения
трубы устанавливают на баке в один, два или
три ряда. На рис. 8-8 показан трехрядный
трубчатый бак. Среди заграничных ’конструк-
ций встречаются трубчатые баки с четырьмя,
и даже пятью рядами труб.
246
Бак и охладительное устройство трансформатора
{гл. 8
Рис: 8-8. Трубчатый бак. Размещение
труб 061x1,75 мм на стенке.
1 — кзышка; 2 — уплотнение; 3 — верхняя
рама; 4 — стенка; 5 — трубы; 6 — дно.с
Расстояния между трубами в одном ряду
и между рядами труб нормализованы; они
выбраны с учетом условий охлаждения
(сближение труб затрудняет циркуляцию на-
ружногр воздуха) и приварки труб к стенке.
Расстояние между центрами труб соседних
рядов принято 75 мм. Шаг труб в одном ряду,
считая по наружной поверхности стенки бака,
установлен: для труб 0 51X1,75 мм — 70 мм,
для труб 0 40 X 1,5 мм — 58 мм. При этом про-
межутки в свету между соседними трубами
одного ряда получаются соответственно 19
и 18 мм.
Концы труб загибают на специальном
трубозагибочном станке. Для того чтобы на
трубе не образовывались складки, внутрь ее
вставляют «оформляющий палец», который
перемещается относительно трубы по мере
загибки. Загибку всех труб производят с од-
ним и тем же радиусом закругления 125 мм,
считая по образующей, обращенной внутрь
закругления (рис. 8-8). Эта унификация значи-
тельно упрощает процесс загибки труб. В на-
стоящее время внедряются станки, на которых
производится одновременная загибка обоих
концов трубы.
Для того чтобы было удобнее вставлять
трубы в отверстия в стенке и легче было
трубы выравнивать, на их концах оставляют
горизонтальный участок не менее 50 мм. При'
горизонтальном участке у труб первого ряда,
равном 50 мм, этот участок у труб второго
ряда составит 50 + 75=125 мм, у третьего
ряда 50 + 2 x75 = 200 мм. Для увеличения
поверхности охлаждения в некоторых случаях
применяют трубы с увеличенным вылетом за
стенку: горизонтальный участок труб первого
ряда делают 100 мм, второго 175 мм, третьего
250 мм или соответственно 125, 200 и 275 мм.
Дно со стенкой бака сваривают после при-
варки труб. Наружный шов, соединяющий
стенку с дном, нельзя было бы выполнить,
если бы трубы находились очень близко ко
дну. Минимально допустимое расстояние от
дна до труб зависит от устройства для авто-
матической сварки йот вылета труб за стенку.
Чем больше вылет, тем дальше должны от-
стоять трубы от дна. На МТЗ для баков
трансформаторов 1 и 2-го габаритов при гори-
зонтальном участке труб до 200 мм размер а
на рис. 8-8 должен быть не менее 115 мм.
В трансформаторах 3-го габарита при гори-
зонтальном участке труб до 275 мм размер а
должен быть не менее 150 мм.
Нижний шов верхней рамы (рис. 8-43) вы-
полняют до приварки труб к стенке. Но это не
значит, что трубы можно располагать очень
близко к верхней раме; нужно учитывать уело?
вия подварки течей шва между рамой и стен-
кой, обнаруженных при испытании бака.
Кроме того промежуток между рамой и труба-
ми должен быть достаточным для удобного
завинчивания болтов, скрепляющих раму с
крышкой. При горизонтальном участке труб
до 200 мм (трансформаторы 2-го габарита)
раз!мер Ь на рис. 8-8 должен быть не менее
100 мм, при горизонтальном участке до275лел
(трансформаторы 3-го габарита) bз* 130 мм.
При определении размера с на рис. 8-8
считают, что труба выступает за стенку внутрь
бака на 1—2 мм.
Расположение труб в плане делают сим-
метричным относительно осёй бака (рис.8-4).
Расстояние между двумя трубами, находящи-
мися с двух сторон вертикального сварного
шва, увеличивают, как указано в § 8-3.
Размещение труб на стенке нужно со-
гласовывать с расположением подъемных
крюков (§ 8-10). Трубы не должны мешать
$8-5]
Трубчатый бак
247
Рис. 8-9. Размещение труб диаметром' 51 "mm над
кранами.
Кран с у с лов- ным прохо- дом. ллс Размеры, мм Кран установлен
на плоской части стенки на закоу г ле- нчи стенки
h Я не менее
п для рис. а П ДЛЯ рис. б п для рис. а п для рис. б
50* 85 300 4 3 3 2
80** ПО 360 4 3 3 2
• Трансформаторы мощностью менее 1 800 ква.
** Трансформаторы мощностью I 800 ква.
закреплению тросов за крюки. Для этого тру-
бы у крюков смещают вниз (рис. 8-40). Зача-
стую трубы под крюками устанавливают
с увеличенным смещением вниз, чтобы сделать
доступными для окраски плоскую часть стен-
ки бака под трубами и внутренний ряд труб.
Окраску недоступных снаружи мест произ-
водят окрасочным пистолетом через промежу-
ток между крюком и трубами.
Внизу бака, в месте расположения спуск-
ных кранов или вентилей (§ 8-17) трубы сме-
щают вверх настолько, чтобы можно было
свободно открывать и закрывать краны (вен-
тили). На рис. 8-9 даны минимальные рас-
стояния от дна до труб, находящихся над
пробковыми кранами. Число труб лю перифе-
рии бака, которые должны быть установлены
на увеличеннном расстоянии от дна, зависит
-от размеров крана и от того, где он находит-
ся: на плоской части стенки или на закругле-
нии. В последнем случае число труб меньше,
так как трубы расходятся по радиусам и за-
нимают в плане больше места.
При толщине . стенки трубчатых баков
трансформаторов 2-<го габарита 4 мм и 3-го
габарита 6 мм усиления стенки балками
(§ 8-12) обычно не требуется. В трансформа-
торах мощностью 759—1 000 ква стенки тол-
щиной 4 мм усиливают балками.
Толщину дна трубчатых баков выбирают
с учетом его усиления приваренными швел-
Рис. 8-10. Узлы бака трансформатора 2-го габарита
новой серии с овальными трубами.
/—дно: 2 — швеллер для крепления катков; 3 — труба (свапиой
шов вблизи малой оси овала); 4 — стенка с горизонтальным!
выдавками на плоской части; 5 —плоская рама с отверстиям!
диаметром 13 мм для болтов размером М10. шаг болтов 90 мм;
6 — стальная проволока диаметром 4 лии; 7—резиновая прокладка;
7—крышка с отверстиями диаметром II мм для болтов; 9— от-
верстие в стенке для трубы.
• — шаг 50 мм по развернутой стенке. При мощности 180 ква Ъ
w 50 мм, при 320 ква—Ь—120 мм, при 560 ква—Ь—160 мм; Ьмик —
— 30 мм.
лерами катков (§ 8-9 и 8-12). Для ориентиров- ‘
ки укажем толщину дна баков трансформато-
ров Существующей серии МТЗ:
248
Бак и охладительное устройство -трансформатора
(гл. 8
Мощность, ква . . . 180 32Э 560 750 1 000 1 800
Толщина дна, мм 4 4—6* 6 6 6j 8
Для всех трубчатых баков трансформато-
ров 2 и 3-го габаритов в настоящее время при-
меняют верхнюю раму сечением 65x10 мм.
Необходимая толщина крышки определяет-
ся из расчета согласно § 8-12. Толщина
крышки трансформаторов МТЗ составляет:
Мощность, ква .... 180 323 563 750 1 000 1 830
Толщина крышки, мм 6—8* Гб—8* 8 8 8 10
Для подъема трубчатых баков и собран-
ного трансформатора служат четыре крюка,
приваренных у верхней рамы. О выборе крю-
ков и месте их установки в плане см. § 8-10.
Баки с овальными трубами
Трансформаторы новой серии мощностью
60—560 ква спроектированы с овальными
трубами (рис. 8-10). Овальная труба имеет
практически тот же периметр, что круглая
наружным диаметром 51 мм, а площадь
внутри овальной трубы составляет лишь око-
ло 50% площади внутри круглой. Таким об-
разом, вес масла в овальных трубах сечением
по рис. 8-10 примерно в 2 раза меньше, чем
в круглых трубах, имеющих ту же поверх-
ность охлаждения. Вес стали овальных труб
уменьшается соответственно меньшей толщи-
не их стенки: 1,5 мм вместо толщины 1,75 мм,
которую имеют круглые трубы. Шаг овальных '
труб равен 50 мм против 70 мм у круглых
труб (рис. 8-8 и 8-10). Это позволяет за счет
большего числа труб в ряду уменьшить ко-
личество рядов, например в трансформаторах
2-го габарита с двух рядов до одного.
На рис. 8-10 приведены размеры частей
баков с овальными трубами трансформаторов
новой серии и показаны особенности их кон-
струкции.
8-6. Бак с радиаторами * 1
У трансформаторов 3-го габарита кон-
струкция основных частей бака с радиаторами
♦ Размеры бака трансформатора с обмоткой feH
класса 35 к,в больше, чем трансформатора той же мощ-
ности класса 6—10 кв; соответственно большим разме-
рам бака необходимы дно и крышка большей толщины.
1 В этом параграфе рассматриваются только оваль-
ные баки; см. также о форме баков в § 8-2.
Все сказанное в этом параграфе об устройстве
стенки, верхней рамы, дна, катков и других основных
частей в полной мере относится к бакам трансформато-
ров 4-го габарита с пристроенными охладителями
(§ 8-16) и к бакам для циркуляционного охлаждения
масла в отдельных охладителях (§ 8-15). О конструкции
радиаторов см. § 8-7.
не отличается существенно от этих частей
трубчатых баков (§ 8-5). Обечайка бака вы-
полняется с усилением ее плоских частей
горизонтальными балками; крышка 'и дно
плоские; дно усилено приваренными к нему
швеллерами крепления катков. Подъем бака
и установленного в нем трансформатора осу-
ществляется за четыре крюка (§8-10).
С ростом мощности трансформаторов
конструкция бака усложняется, увеличивает-
ся толщина стенки, дна и крышки и появ-
ляется необходимость во все более значитель-
ном повышении их жесткости, в первую оче-
редь стенки при помощи балок.
В существующих сериях трансформаторов
4-го габарита находят применение разъемные
баки, у которых для вписывания в железно-
дорожный габарит на время перевозки сни-
мается верхняя часть и заменяется времен-
ной «транспортной крышкой» (рис. 11-5).
До недавнего времени почти все трансфор-
маторы 4-го габарита имели съемные тележка
(§ 8-9), демонтируемые на время перевозки
по железной дороге. Теперь для мощных
трансформаторов внедряется конструкция с
отдельными катками (§ 8-9), прикрепленными
к балкам (швеллерам) усиления дна. Швел-
леры приваривают к дну «корытом» кверху —
стенка швеллера горизонтальна. При уста-
новке трансформатора на железнодорожном
транспортере деревянные брусья подкла-
дывают под дно бака (гл. И) между швелле-
рами. Таким образом, высота трансформатора
на транспортере или вовсе не увеличивается
или увеличивается несущественно. Приварка
же швеллеров к дну позволяет значительно
уменьшить его толщину.-
Баки трансформаторов 4-го габарита
снабжают упорными скобами для домкратов
(§ 8-10); на стенке бака устанавливают шка-
фы зажимов трансформаторов тока, защит-
ных и сигнальных устройств (§ 8-17), шкаф»
автоматического управления дутьем (§ 8-14)
и т. д.
Стенка, верхняя рама, дно, крышка
У баков с радиаторами трансформаторов
3-го габарита мощностью 3 200—5 600 ква
толщину стенки целесообразно брать 6 мм.
Для этой толщины производят расчет меха-
нической прочности (§ 8-12). При обычных
соотношениях размеров бака стенку прихо-
дится усиливать балками жесткости; обычно
приваривают на обеих плоских частях стенки
по одной горизонтальной балке, заведенной
на 45° на закругления бака. На рис. 8-11 по-
казана конструкция усиления стенки «комби-
§ 8-6].
Бак с радиаторами
249
нированной балкой», сваренной из прямого
швеллера, стенка которого перпендикулярна
стенке бака, и пластин. На рис. 8-12 изобра-
жена балка жесткости из швеллера с верти-
кально расположенной стенкой.
У трансформаторов 4-го габарита стенки
баков выполняют из листовой стали толщиной
от 6 до 12 мм\ стенки усиливают балками и
поясами жесткости. При данных размерах
бака и расчетных нагрузках на стенку толщи-
ну ее можно в некоторых пределах варьиро-
вать, компенсируя уменьшение толщины стен-
ки увеличением числа и размеров усиливаю-
щих балок и поясов; применяя для стенки
более тонкую сталь за счет большего ее уси-
ления балками и поясами, можно снижением
веса стенки перекрыть увеличение веса балок,
т. е. получить, в конечном счете, экономию
металла. Однако при этом увеличивается
трудоемкость изготовления бака. Из-за этого
до недавнего времени баки мощных транс-
форматоров выполняли с не слишком тонки-
ми стенками и с не очень сложным их усиле-
нием. Ниже для ориентировки приведена тол-
щина стенок баков трансформаторов 4-го га-
барита.
Толщина Внутренние размены бака
стенки, мм (ширина X длина Xвысота), мм
8 От 1 150 x 2500x2 650 до 2 000\4500х
Х3 000
10 От 1 750x 4 100 x3 025 до- 2 300x5 ЮОх
Х3 400
12 От 2 300x4 950X4 100 до 2 700хб700Х
Х4 700
Совершенствование технологических про-
цессов изготовления баков — применение
Рис. 8-11. Балка жесткости, составлен-
ная из швеллера и пластин.
1 — шв^ллеэ; 2 — горизонтальная пластина (тол-
щина 10 мм); 3 — вертикальное ребро (толщина
IOjkjk).
Рис. 8-12. Горизонтальная балка жесткости,
заведенная на 45° на закругление бака.
а—установка балки на стенке; б—сечение по /—/; в—эскиз
заготовки швеллера; с=150 мм—припуск на обрезку после завзль-
цовки конца швеллера; d—расстояние до центра тяжести швел-
лера. Развернутая длина заготовки швеллера равна L + ~ (£ +
+ d) + 2 (/ — е) + 2-150 мм. Высота сварных швов равна толщине
стенки бака.
№ профиля швеллера 10 12 14а 16а 20а 24а 30а
е 100 100 12Э 12Э 150 150 150
f 115 115 135 135 170 170 170
d 32,8 36,8 40,9 45 52,9 57 63,3
автоматической сварки, сварочных манипуля-
торов (§ 8-11) и др., делает возможным и
целесообразным переход на относительно бо-
лее сложные конструкции, но требующие
меньшего расхода стали. Так, например, для
овального бака трансформатора мощности*»
40 тыс. ква класса напряжения 220 кв с раз-
мерами в плане 4 950X2 300 мм и высотой
4 100 мм толщина стенки уменьшена с 12 до
Рис. 8-13. Попереч-
ное сечение гори-
зонтальной балки
жесткости или
кольцевого пояса.
1 — стенка бака; 2 —
швеллер; 5—накладка.
8 мм, соответственно увеличены число и раз-
меры балок жесткости; при этом вес стенки
вместе с балками снижен на 14%.
Вертикальные балки жесткости представ-
ляют собой швеллеры или двутавровые бал-
ки, приваренные своей полкой к стенке бака.
Горизонтальные балки, заведенные на закруг-
ление стенки, и пояса, охватывающие весь пе-
риметр бака, выполняют обычно из швелле-
ров с вертикально расположенной стенкой;
зачастую стенку швеллера усиливают наклад-
кой (рис. 8-12, 8-13 и 8-14). При конструиро-
250
Бак и охладительное устройство трансформатора
[ гл. 8
Рас. 8-14. Усиление стенки бака гори-
зонтальными и вертикальными балками.
1 — дно бака; 2— стейка бака; 3—вертикальная
балка—швеллер; 4 — горизонтальная балка или
пояс—швеллер с накладкой: 5 — верхняя рама
u . бака. Сварные швы не показаны.
еании поясов и заведенных на закругления
горизонтальных балок нужно учитывать, что
загибка концов швеллеров на вальцах прак-
тически возможна только в плоскости, пер-
пендикулярной их стенке.
Угловая верхняя рама баков с радиатора-
ми трансформаторов 3-го габарита выполня-
лась из угловой стали сечением 75/75X10 мм,
трансформаторов 4-го габарита — сечением
*90/90X12, 100/100X14 и 100/150X16 мм. По-
следнее сечение применяли, располагая боль-
шую полку угольника вертикально. В новых
конструкциях баков применяют плоские рамы.
Их сечение: у трансформаторов 3-го габарита
мощностью 3200—5600 ква — 75X12 мм,
у большинства трансформаторов 4-го габари-
та— 90X14 или 100X20 мм (см. в § 8-3 об
усилении плоских рам косынками).
Толщина дна, усиленного приваренными
к нему четырьмя швеллерами крепления кат-
ков, составляет обычно: трансформаторы мощ-
ностью 3200—5600 ква— 10 мм, трансформа-
торы 4-го габарита—12—16 мм. Толщина
дна, не усиленного приваренными балками,
доходит до 40 мм. Усиление дна рядом балок
(см. выше в начале этого параграфа) позво-
ляет значительно снизить его толщину. Так,
например, дно бака трехфазного автотранс-
форматора мощностью 120 тыс. ква на на-
пряжение 220 кв, усиленное И поперечными
швеллерами №30 а с \2-мм накладками, имеет
толщину всего 16 мм. Дно больших баков
может быть усилено при помощи косынок,
приваренных внутри бака вдоль всего его пе-
риметра к стенке и к дну.
Крышка трансформаторов мощностью
3200—5600 ква имеет толщину 10—12 мм\
у трансформаторов 4-го габариуа толщина
крышки находится в пределах от 12 до 40 мм.
Крышку можно усилить, приварив к ней бал-
ки жесткости. Однако часто применение балок
дает ограниченный эффект, так как располо-
женные на крышке вводы, арматура и др.
могут не позволить поставить балки там, где
они могли бы дать существенное повышение
механической прочности. Известны конструк-
ции с балками жесткости, приваренными сни-
зу крышки или с обеих ее старой. Балки,
установленные под крышкой, не должны пре-
пятствовать движению газов вдоль внутрен-
ней поверхности крышки па направлению
к газовому реле (§ 10-3).
Расположение и присоединение радиаторов
Конструирование бака с радиаторами
включает размещение последних по периметру
стенки. Различают касательное (тангенциаль-
ное) и радиальное расположения радиаторов
относительно стенки бака (рис. 8-15). Труб-
чатые радиаторы существующей конструк-
ции— двух типов (§ 8-7): одинарные для ка-
сательного и сдвоенные (двойные) для ра-
диального расположения. Если требующаяся
согласно тепловому расчету поверхность
охлаждения обеспечивается одинарными, ка-
сательно расположенными радиаторами, по-
лучаем минимальный габарит собранного
трансформатора в плане. Иногда целесообраз-
но установить на трансформаторе как одинар-
ные, так и сдвоенные радиаторы!. У всех
трансформаторов 4-го габарита приходится
применять сдвоенные, радиально установлен-
ные радиаторы.
Выбор места для радиаторов нужно согла-
совывать с расположением подъемных крю-
ков, упорных скоб для домкратов (§ 8-10),
балок жесткости, катков (рис. 8-73), шкафов
зажимов, спускных кранов и т. д.
Во многих случаях на баке необходимо
установить относительно большое число ра-
диаторов и это удается сделать только при
очень компактном расположении всех частей.
На рис. 8-15 приведены минимальные допусти-
мые расстояния между соседними радиато-
рами.
1 Расположение радиаторов не должно быть обя»
зательно симметричным относительно осей бака.
§ 8-6]
Бак с радиаторами
251
Рис. 8-15. Минимальные расстояния между трубчатыми
радиаторами.
а — радиальное расположение сдвоенных (двойных) радиаторов;
< — касательное (тангенциальное) расположение одина >ных
радиаторов, / — трубы; 2 — угольник снаружи труб;
3 — коллектор.
При размещении патрубков для радиато-
ров по высоте стенки бака нужно выдержи-
вать минимальные расстояния от верхней
рамы и от дна соответственно до верхнего и
до нижнего патрубков. Минимальное расстоя-
ние верхнего патрубка от верхней рамы за-
дается размерами плоского крана (см. ниже):
части последнего не должны выступать вверх
рая может быть применена на баке данной
высоты (глубины).
При размещении радиаторов по высоте
стенки бака нужно учитывать также следую-
щее. Нередко по высоте стенки имеется не-
который запас места, т. е. размер между
центрами патрубков радиаторов, установлен-
ных на баке, меньше того максимального раз-
мера, который можно было бы применить при
данной высоте бака. В этом случае нужно
стараться установить радиаторы, возможно
выше, т. е. поместить верхний патрубок на ми-
нимальном расстоянии от верхней рамы. Это
несколько повышает удельную теплоотдачу
радиаторов. Вместе с тем более высокая уста-
новка верхних патрубков радиаторов в транс-
форматорах большой мощности может затруд-
нять их вписывание в железнодорожный га-
барит (гл. И).
На каждом из двух патрубков радиатора
установлен кран. При закрытом кране радиа-
тор отсоединен от масла в баке трансформа-
тора. Трансформатор-перевозят на место уста-
новки со снятыми радиаторами, их нередко
Рис. 8-16.’ Присоединение ра-
диатора к баку.
/ —стенка бака; 2~-пат»'убок—труба
< условным проходом 80 мм прива-
ренная к Г, 3 — косынка, приваренная
к I, 2 и 4; 4 —фланец толщиной
10 мм, приваренный к 2; 5—резиновое
уплотнение в виде квадратной пла-
стины тол циной 8 мм с отве ^стием
посередине и с четырьмя отверстия-
ми для шпилек; 6 — плоский к ан;
7 — резиновое уплотнение; 8 — фла-
ец патрубка радиатора; Р— шпиль-
ка с раскерменной круглой гайкой.
за раму; кроме того» место соединения па-
трубка со стенкой должно быть доступным
для сварки и подварки шва. При угловых
верхних рамах минимальное необходимое
смещение патрубка зависит от размеров рамы.
Для рамы из угольника с размером полки
75 мм расстояние от оси патрубка до. верха
рамы должно быть не менее 170 мм, при пол-
ке угольника размером 100 мм — не менее
200 мм. При плоских рамах расстояние от
верха рамы до оси патрубка можно брать
170 мм или несколько меньше. Расстояние от
дна до оси патрубка берут обычно 175 мм-,
в отдельных случаях удается несколько при-
близить патрубок к дну. Расстояния от па-
трубков до верхней рамы и до дна опреде-
ляют максимальную высоту радиаторов, кото-
устанавливают на заполненном маслом баке
при закрытых кранах. Затем краны открывают
и в бак доливают соответствующее количе-
ство масла1. Кранами пользуются также,
когда радиатор необходимо снять с заполнен-
ного маслом бака для ремонта.
Краны для радиаторов специальной кон-
струкции, стальные, плоские, небольшой тол-
щины (§ 8-17). Обычные краны или вентили
в данном случае непригодны из-за их боль-
шой длины. Небольшой горизонтальный раз-,
мер плоского крана уменьшает «вылет» ра-
диаторов. Крепление плоского крана к патруб-
1 Заливку трансформаторов в своем баке маслом
под вакуумом целесообразно производить с установ-
ленными радиаторами при открытых кранах.
252
Бак и охладительное устройство трансформатора
(гл. &
ку на баке и радиатора к крану осуществлены
таким образом, что радиатор можно снять или
поставить «а место, не нарушая уплотнения
между краном и патрубком, приваренным
к баку (рис. 8-16). В существующей конструк-
ции трансформаторов патрубки на баке и
у коллектора радиатора сделаны из трубы
с условным проходом 80 мм, а диаметр отвер-
стия в плоском кране равен 82 мм.
Для повышения жесткости крепления па-
трубок радиатора и патрубок на стенке бака
выполняют из «усиленной» водогазопровод-
ной трубы, имеющей толщину стенки 4,75 мм
вместо обычной толщины 3,75 мм. При рас-
стоянии между центрами патрубков радиато-
ра порядка 3 000 мм и больше крепление па-
трубка на стенке усиливают приваркой косы-
нок (рис. 8-16). Приварка косынок необхо-
дима для радиаторов всех размеров при
«дутье» отдельными вентиляторами, установ-
ленными на радиаторах (§ 8-14), так как ра-
ботающие вентиляторы создают дополнитель-
ную нагрузку на крепление радиатора.
В ряде конструкций баков трансформато-
ров 4-го габарита приходится устанавливать
радиаторы на удлиненных патрубках. Это де-
лают для того, чтобы несколько отодвинуть
радиаторы от стенки и поместить позади них
вертикальные балки жесткости необходимой
высоты.
Сдвоенные радиаторы связывают между
собой вверху и внизу стальными полосами
(см. рис. 8-1 и 8-73).
Разъемный бак
В существующей серии трансформаторов 4-го га-
барита находят применение разъемные баки (рис. 8-17
я 8-18). На время перевозки по железной дороге верх-
Рис^ 8-18. Схема уст-
ройства разъемного
бака.
1 — крышка; 2 — верхняя
рама съемной части бака;
3 — патрубок для присое-
динения радиатора; 4, 5 —
стенка и нижняя рама
съемной части бака; б, 7—
верхняя рама и стенка
нижней части бака; 8 —
дно.
нюю часть разъемного -бака снимают -и на верхнюю
раму нижней части устанавливают временную, так на-
зываемую транспортную крышку, имеющую обычно
меньшую высоту, чем верхняя часть бака. Кроме того,
транспортную крышку скашивают по очертанию же-
лезнодорожного габарита (§ 11-3). Патрубки для ра-
диаторов расположены у дна нижней части бака и
у крышки съемной его части. Для того чтобы патрубки
радиаторов совпали с патрубками на баке, их привари-
вают (по шаблону) на собранном баке.
Расположение места разъема бака по высоте опре-
деляется вписыванием трансформатора в железнодо-
рожный габарит; учитывают. также раскрой стенки,,
размещение на ней балок жесткости и некоторые дру-
гие конструктивные факторы.
Наряду с разъемными баками, выполняемыми по схе-
ме рис. 8-18, применяют конструкцию, отличающуюся
тем, что верхняя часть бака не имеет съемной крышки:
крышка приварена к стенке. При этом бак имеет не
два, а только один уплотняемый стык. Это уменьшает
возможность течи масла. Но конструкция с приварен-
ной крышкой имеет и недостаток: для того чтобы снять
верхнюю часть бака с нижней, нужно предварительно
демонтировать все радиаторы.
Рис. 8-17. Нижняя часть разъемного бака
трансформатора 4-го габарита.
8-7. Радиаторы .
Принципы проектирования радиаторов
Пристраиваемые на стенке бака радиато-
ры^ состоят из ряда, как правило, вертикаль-
ных охладительных элементов, образующих
параллельные пути сверху вниз для масла,
циркулирующего внутри них. Элементы могут
иметь различные поперечные сечения, наибо-
лее характерные из которых показаны на
рис. 8-19. Элементы сечения по рис* 8-19,а и б
называют трубами, а по рис. 8-19,в и г — вол-
нами-, соответственно радиаторы именуют
трубчатыми или волнистыми. Верхний и ниж-
ний концы труб (волн) приварены к горизон-
тальным коллекторам («коллекторным короб-
кам»); последние через патрубки присоеди-
§ 8-7]
Радиаторы
253
няются к стенке бака. Радиаторы делают
обычно съемными для уменьшения габарита
трансформатора при перевозке по железной
дороге и возможности снятия с работающего
трансформатора радиатора для ремонта.
Радиатор должен сочетать возможно боль-
шую теплоотдачу с возможно меньшим весом
(расходом стали) и меньшей емкостью (рас-
ходом масла), а также с возможно более низ-
кой трудоемкостью изготовления и минималь-
ным габаритом. Он должен иметь достаточную
механическую прочность; конструкция должна
быть пригодна как для естественного, так и
для дутьевого охлаждения; в условиях совре-
менного трансформаторостроения выдвигает-
ся требование пригодности конструкции ра-
диатора для поточного производства.
Теплоотдача радиатора (с 1 м2 его поверх-
ности) зависит в основном от интенсивности
охлаждения труб (волн) наружным возду-
хом, циркулирующим в промежутках между
трубами (волнами). При увеличении числа
рядов труб, при уменьшении расстояний меж-
ду ними, при увеличении ширины волн и
уменьшении «каналов» и т. д. циркуляция
воздуха затрудняется. Поэтому при разработ-
ке радиатора приходится решать задачу о це-
лесообразном согласовании требования о ком-
пактностй конструкции с требованием полу-
чить возможно большую теплоотдачу.
В отношении механической прочности ра-
диаторов необходимо учитывать следующее.
Съемные радиаторы перевозят отдельна от
трансформатора, без масла и при правильной
упаковке на них сколько-нибудь существен-
ные механические нагрузки не воздействуют.
При вакуумной сушке выемной части в своем
баке на нем радиаторы не устанавливают,
поэтому при сушке они не подвергаются внеш-
нему давлению. Однако заливку трансформа-
тора маслом под вакуумом (трансформаторы
класса 220 кв и выше) крайне желательно
производить с установленными и присоединен-
ными радиаторами В этом случае они испы-
тывают внешнее давление. В рабояем состоя-
нии трубы (волны) радиаторов находятся под
давлением столба масла. Если радиаторы
несъемные (см. ниже), они должны выдержи-
вать давление масла в условиях перевозки
трансформатора по железной дороге.
Радиаторы, используемые при дутьевом
1 Если производить заливку масла в бак под ва-
куумом без радиаторов, а потом их присоединить и до-
ливать масло без вакуума, то эффект от вакуумной
заливки может в значительной мере снизиться.
Рис. 8-19. Охладительные элементы радиаторов.
а, б—трубы; в, г—волны.
охлаждении, должны обеспечивать достаточно
высокую теплоотдачу и без дутья — при есте-
ственном охлаждении. Это обусловлено тре-
бованием, чтобы при некоторой неполной на-
грузке трансформатора он был способен дли-
тельно работать при выключенном дутье.
(Если исходить из того, что трансформатор
при 2/з нагрузки работает без дутья, и счи-
тать, что номинальные нагрузочные потери
в 2,5 раза превышают потери холостого хода,
то теплоотдача радиатора при естественном
охлаждении должна быть не менее 60% его
теплоотдачи при дутье).
При конструировании коллекторов и па-
трубков для присоединения радиаторов к ба-
ку необходимо обеспечивать достаточные их
сечения, с тем чтобы повышенные местные
сопротивления не снижали существенно ско-
рость масла в радиаторе и не уменьшали
из-за этого теплоотдачу.
Обычно радиатор в плане представляет со-
бой вытянутый прямоугольник. Он может
быть поставлен по отношению к стенке бака
касательно или радиально (рис. 8-15).
Конструкции радиаторов
На гладких баках трансформаторов 3 и 4-го габа-
ритов применяли три конструкции волнистых радиато-
ров. В первых двух радиатор образовывали овальными
(плоскими) волнами из 1,5-лш листовой стали. Волны
вставляли в овальные отверстия в плоском коробча-
том коллекторе (рис. 8-20) или через промежуточную
трубку соединяли с трубчатым коллектором. Вертикаль-
ный шов волны и ее соединение с коллектором выпол-
няли автогенной сваркой. Коллектор-коробка соединял-
ся с баком коленчатой трубой. Соответствующим
расположением трубы получали радиаторы для каса-
тельного или для радиального расположения. При
трубчатом коллекторе радиаторы ставили только ради-
ально.
Плоские волны радиаторов оказались недостаточно
жесткими: под давлением масла'волны выпучивались и
воздушный канал между ними недопустимо сужался.
Поэтому промежуток между волнами в свету увеличи-
ли за счет уменьшения масляного канала (ср. рис. 8-20,
а и б). Кроме того, между волнами в нескольких мес-
тах по высоте поставили распорки.
В третьей конструкции волнистого радиатора вы-
пучивание волн было устранено их выполнением «с пе-
рехватом» в виде восьмерки (рис. 8-21), что значитель-
254
Бак и охладительное устройство трансформатора
(гл. 8
Рис. 8-20. Волнистые радиаторы ранних
конструкций.
а—с коллектором в виде плоской коообки; б—с коллек-
тором из 3-дюймовой тзубы, с «спорками между вол-
нами (не показаны). Сварка не показана.
но увеличило их жесткость. После загибки заготовку
волны сваривали по краю полуавтоматической электро-
сваркой угольным электродом. Затем приваривали
газовой сваркой трубки / для соединения волны с кол-
лектором. Далее волну превращали в «восьмерку»,
«раздувая» ее в соответствующей оправке, после чего
место перехвата закреплялось точечной контактной
электросваркой. Коллектор 2 представлял квадратную
коробку; в ее боковую стенку вваривали 'соединитель-
ные трубки волн. Радиаторы применяли в виде одинар-
ных для касательного и сдвоенных для радиального
расположения. В одинарном радиаторе было 16 и 18
волн, в сдвоенном —32 и 36. От ранее применявшихся
радиаторов (рис. 8-20, а и б) конструкция с волнами
в виде восьмерки отличалась более высокой удельной
теплоотдачей, большей прочностью и меньшей трудо-
емкостью изготовления. Внедрение сдвоенных радиато-
ров уменьшило количество коллекторов, число патруб-
ков на баке и кранов.
Существующая конструкция трубчатых ра-
диаторов показана на рис. 8-22 и 8-23. Для
них применены те же трубы, что у трубчатых
баков, т. е. 0 51X1,75 мм*. Трубы вварены
в боковую стенку прямоугольного коробчато-
го коллектора. У одинарных радиаторов тру-
бы вварены с одной стороны коллектора,
у сдвоенных — с обеих сторон. У одинарного
радиатора два ряда труб, у сдвоенного — по
два ряда с каждой стороны коллектора. Из-
гиб трубы для соединения со стенкой, коллек-
тора сделан радиусом 125 мм (§ 8-5); с этим
связано довольно большое расстояние от стен-
ки до первого ряда труб, так что полная ши-
рина сдвоенного радиатора достигает 710 мм.
Одинарные радиаторы выполняют с 16 тру-
♦ Одно время наряду с этими трубами применяли
трубы диаметром 40 мм.
Рис. 8-21. Устройство волнистого радиатора.
/—трубка (сталь толщиной 2 мм); 2—коллектор—коробка из стали
толщиной 4 мм; 5—фланец; 4—волна (сталь толщиной 1,5 мм).
бами в ряду, т. е. полное число труб равно 32.
Сдвоенные радиаторы имеют обычно 16 или
18 труб в ряду, в отдельных же случаях — 20
или 22, т. е. полное число труб одного радиа-
тора может быть 64, 72, 80 или 88.
Высота радиаторов нормализована (неза-
висимо от числа труб в ряду). Существует
10 различных расстояний между центрами
патрубков верхнего и нижнего коллекторов —
в пределахг от 1 880 до 4 250 мм. В табл. 8-2
указаны поверхность, вес радиаторов и объем
масла в них.
Таблица 8-2
Поверхность охлаждения и вес трубчатых
радиаторов
Трубы 0 51X1,75 мм. Конструкция по рис. 8-22 и 8-23-
Размеры, мм (рис. 8-22) г Одинарный радиатор, 16X2—32 трубы Сдвоенный радиатор. 16X4-64 трубы
А В F Ос см F «с
1 880 2 115 12,12 205 161 23,6 380 276
2 00J 2 265 12,9 215 169 25,12 401 291
2 285 2 565 14,43 236 184 28,2 442 321
2 485 2 755 15,4 249 194 30,16 463 341
2 685 2 965 16,47 264 204 32,3 499 362
3 000 3 265 18 285 219 35,4 540 зэа
3 250 3515 19,3 302 232 37,92 575 418
3 750 4015 21,85 337 258 43 644 469
4 080 4 225 23 352 269 45,3 675 492
4 250 4 525 24,45 373 284 48,25 716 521
F —наружная геометрическая поверхность,.* м*; Gc — вос-
стали радиатоа, к Г; GM— вес масла вгадиатоге, кГ.
Для сдвоенных радиаторов с увеличенным числом труб (см.
в тексте) F, Gc, GM можно брать по данным таблицы с кересче-
том пропорционально числу труб.
Удельная теплоотдача (с 1 м2) трубчатога
радиатора при естественном охлаждении, при
среднем перегреве масла над воздухом 45° С
составляет около 450 вт. Это дает полную'
теплоотдачу одного 64-трубного радиатора от
§ 8-7
Радиаторы
255-
Рис. 8-22. Сдвоенный трубчатый радиатор с числом’труб 2x2x16=64.
/ — плоская стенка сборной коробки (коллектора); 2 — коробчатая стенка коллектора; 3— т.убы разме ом о51 х 1,75 л л, горизонталь-
ный участок 50 и 125 мм; 4 — фланец коллектора; 5 — пат| убск коллектора — Т) уба с условным проходом 80 мм; 6 — торцовая стемка»
коллектора; 7—щобка; 8 — скоба дл> подъема <а иато, а; 9—угольник для полос, скрепляющих радиаю ы между собой; 19 —
дистанцирующая труба (водогазощ сводная с условным щоходом 20 мм); 11 — угольник сечением 30x 30 X 4 мм; 12 — болт с гайками
диаметром М8. Все 1ьвы, кроме щвов приварки 8, 9 и 11, маслоплотмые. Размеры Л и В см. в табл. 8-2.
10,6 кет при расстоянии между цен-
трами патрубков 1 880 мм до
21,7 кет при расстоянии 4 250 мм
(табл. 8-2).
Вначале для придания радиато-
ру жесткости трубы каждого ряда
связывали между собой приварен-
ной к ним горизонтальной полосой.
В дальнейшем выявилась необходи-
мость скреплять трубы обоих рядов
с помощью двух угольников, прива-
ренных к трубам газовой сваркой, и
стальной трубки, стянутой болтами
(рис. 8-22). Выпускаются также ра-
диаторы со стяжкой труб, отличающейся от
показанной на рис. 8-22 тем, что угольники
не приварены, а число болтов удвоено.
У радиаторов с расстоянием между центра-
ми патрубков менее 3 м можно ограничить-
ся одним креплением труб по высоте, у радиа-
торов большего размера нужно ставить два
крепления.
На рис. 8-22 показаны арматура и при-
способления радиатора: верхняя пробка для
выпуска воздуха при заливке трансформато-
ра маслом, нижняя пробка для слива остат-
256
Бак и охладительное устройство трансформатора
[ гл. 8
Рис. 8-24. Радиатор из штампованных полуволн.
ков масла, скобы для подъема радиатора и
угольники для стальных поясов, соединяющих
радиаторы (§ 8-6).
Трубчатый радиатор (рис. 8-22 и 8-23) по сравне-
нию с предшествовавшим ему волнистым имеет ряд
существенных преимуществ. Удельная теплоотдача по-
верхности труб в 1,5 раза выше, чем поверхности волн.
Благодаря этому при одинаковой эффективной поверх-
ности охлаждения трубчатого и волнистого радиаторов
вес трубчатого составляет всего 82% веса волнисто-
го, хотя трубы толще, чем волны (1,75 вместо 1,5 мм).
Трудоемкость изготовления трубчатого радиатора зна-
чительно ниже, чем волнистого. Конструкция трубчатого
радиатора приспособлена для более производительной
•сварки; длина сварных швов в несколько раз меньше,
чем в волнистом радиаторе. Механическая прочность
труб выше. Сдвоенный трубчатый радиатор весьма
просто приспосабливается для дутьевого охлаждения
отдельными вентиляторами.
Однако в настоящее время назрела необходимость
заменить трубчатый радиатор существующей конструк-
ции, которая применяется уже 15 лет, более совершен-
ным. Возможно достичь дальнейшего снижения веса
радиатора и трудоемкости его изготовления; необходи-
мо создать более компактную конструкцию, которая
позволяла бы размещать больше радиаторов при дан-
ном периметре стенки бака. Одна из возможных кон-
струкций — радиатор ' с овальными трубами (§ 8-5) .
Рассматривается также радиатор из штампованных сек-
ций— «полуволн» (рис. 8-24), применяемый на некото-
рых заграничных трансформаторах. У этого радиатора
нет отдельного коллектора. Его заменяют цчлиндриче-
счие выступы волн, свариваемые между собой (по от-
бортовке изнутри) и соединяющие волны. При таком
устройстве число волн в радиаторе можно менять в ши-
роких пределах, создавая наиболее удобные для каж-
дого трансформатора сочетания размеров. Ближайшая
к баку волна радиатора может быть приварена к стен-
ке, с тем чтобы, если это позволяет габарит трансфор-
матора, сделать радиаторы несъемными. Данная кон-
струкция может быть приемлемой при условии высокой
механизации процесса изготовления секций («полу-
волн») и автоматизации сварки.
Изготовление трубчатых радиаторов
В настоящее время трубчатые радиаторы изготов-
ляют на поточной линии с рольгангом, кантователями и
т. д. [Л. 16]. В начале линии находится приспособление
для сборки «половины» радиатора, т. е. двух рядов
труб (сдвоенного радиатора) и двух стенок — по одной
огг нижнего и верхнего коллекторов. Трубы устанавли-
вают в стенки с применением направляющих штырей
для выдерживания расстояния между трубами. На
приспособлении трубы «прихватывают» к стенке кол-
лектора (изнутри). «Обварку» труб производят на
рольганге с заложенной между трубами гребенкой, фи-
ксирующей положение труб. Далее места сварки очи-
щают, продувают трубы и проверяют сварные швы на
плотность. Для этого наливают керосин на стенку кол-
лектора вокруг оснований труб; спустя 20—25 мин по-
ловину радиатора переворачивают и смотрят, не проник
ли керосин сквозь сварку; неплотности заваривают.
После этого приваривают патрубки, прикрепленные иа
время сварки к шаблону, обеспечивающему выдержи-
вание расстояния между центрами патрубков. Произ-
водят сварку частей коллектора; проверяют плотность
этой сварки мыльной водой: внутрь радиатора подает-
ся воздух под давлением 0,7—1 ати, снаружи швы про-
мазывают мыльным раствором. После приварки к тру-
бам угольников (см. выше) готовый радиатор снова
испытывают на герметичность в ванне с водой. Внутри
радиатора создают давление воздуха; в местах неплот-
ностей на поверхность воды выходят пузырьки воздуха.
Производят «подварку» неплотностей. Радиатор в спе-
циальной камере окрашивают и запекают на подвесном
конвейере в сушильной печи. При изготовлении трубча-
того радиатора применяется в основном электросвар-
ка— ручная или полуавтоматическая под слоем флюса.
Батареи радиаторов
Иногда радиаторы устанавливают не на стенке ба-
ка, а в виде отдельной охладительной батарей, стоя-
щей рядом с баком. Батарею (одну или две) соединяют
с баком маслопроводами. Их сечение берут приблизи-
тельно равным сумме сечений патрубков радиаторов.
Считают, что при таком сечении и при небольшой дли-
не маслопроводов удельная теплоотдача батареи не
снижается существенно по сравнению с радиаторами,
установленными непосредственно на баке; это относит-
ся к естественному и к дутьевому охлаждению батареи.
Применение батареи радиаторов вместо их установки
на стенке бака может быть вызвано тем, что вдоль
стенки нужное число радиаторов не размещается или
какими-либо специальными причинами. В отечествен-
ном трансформаторостроении отдельная батарея радиа-
торов была использована, например, для охлаждения
шунтирующих реакторов на напряжения ПО и 400
(500) кв.
§ 8-8]
Крепление частей на крышке
257
8-8. Крепление частей на крышке
В крышке должны быть сделаны отверстия
для вводов, приводов переключателей, масло-
провода расширителя, выхлопной трубы, кра-
нов (вентилей), термометров, подъемных шпи-
лек выемной части, болтов, соединяющих
крышку с рамой и т. д. Конструирование
крышки включает размещение на ней арма-
туры и вспомогательных частей, выполнение
люков и разработку крепления фланцев вво-
дов и всех съемных частей. Указания о разме-
рах отверстий в крышке для вводов, приводов
переключателей и др., а также о числе шпи-
лек и болтов, необходимых для прикрепле-
ния того или другого фланца, см. в соответ-
ствующих главах и в приложениях, посвя-
щенных этим частям.
Съемные части крепятся к крышке при
помощи приваренных к ней шпилек или при-
варенных фланцев с отверстиями для болтов.
Шпильки приваривают, как показано на
рис. 8-47, в стык снаружи крышки (автомати-
ческая электросварка под слоем флюса) или
ввинчивают в нарезанное в крышке отверстие
и приваривают снизу крышки. Сама по себе
приварка шпильки в стык намного производи-
тельнее второго способа, включающего опе-
рации сверления крышки и нарезки отвер-
стия. Тем не менее приварка в стык внедрена
пока только для трансформаторов 1 и 2-го га-
баритов. Это связано с тем, что крышки транс-
форматоров большей мощности слишком тя-
желы для обращения с ними на существующей
установке для сварки в стык.
Крепление частей к приваренным на крышке проме-
жуточным фланцам применяют в трансформаторах 4-го
габарита. Для крышек большого размера и веса этот
способ имеет ряд преимуществ: сверлят и нарезают от-
верстия не в крышке, а во фланцах до их приварки
к крышке, что значительно удобнее; не нужно перево-
рачивать крышку для приварки шпилек; крышки с при-
варенными фланцами можно хранить в горизонтальном
положении, укладывая их одна на другую, тогда как
при горизонтальной укладке тяжелых крышек с вва-
ренными шпильками последние могут быть погнуты;
приваренные фланцы дают увеличение жесткости крыш-
ки, в той или иной мере компенсирующее ее ослабле-
ние отверстиями большого диаметра. Наконец, при из-
готовлении крышки большого размера зачастую не
удается обеспечить совершенно ровную поверхность,
это затруднило бы уплотнение вводов и других частей
на крышке при их установке непосредственно на крыш-
ку (при креплении на шпильках). Недостатки конструк-
ции с приваренными к крышке фланцами* добавляется
изготовление фланцев, на которое расходуется значи-
тельное количество металла; приварка большого числа
фланцев может вызывать коробление крышки. В некото-
рых последних конструкциях трансформаторов 4-го га-
барита (в основном класса напряжения 35 кв) примене-
ны два способа крепления частей: на приваренных
фланцах (части относительно больших размеров —
крышки люков, обоймы вводов НН и др.) и на ввин-
ченных в крышку, приваренных шпильках (относитель-
но небольшие части).
Толщина фланцев, привариваемых к крыш-
ке, должна быть не меньше высоты гаек, нор-
мально применяемых для болтов, ввинчивае-
мых во фланец. При этом условии резьба
в отверстиях фланца будет иметь достаточную
длину. При больших диаметрах отверстий
в крышке толщину фланцев увеличивают для
повышения механической прочности крышки.
В существующих конструкциях трансформато-
ров 4-го габарита большинство фланцев, при-
вариваемых к крышке, выполнены из стали
толщиной 16 мм\ фланцы для крепления вво-
дов классов напряжения 220 кв и выше имеют
большую толщину.
На рис. 8-25 дан эскиз обработки крышки
трансформатора 2-го габарита, т. е. указаны
отверстия в крышке и приваренные к ней
части. К крышке трансформаторов 4-го габа-
рита приваривают рымы для ее подъема.
Рис. 8-25. Эскиз обработки крышки трансфор-
матора мощностью 320 ква на напряжения
10000+5»/в/400 в.
/—крышка, листовая сталь толщиной 6 мм; 2 —шпилька
для кпепления пасширителя; 5 —отверстие диаметром
18 мм для болта, скпепляющего крышку с верхней рамой
бака; 4 — стальная пластина толщиной 4 мм, ппивапенная
к крышке; к стальной пластине приклепана латунная с вы
давленной буквой — обозначением ввода (А, В, С, а и т. д.);
5 — отвепстие для ввода ВН и шпилька для крепления
фланца ввода; 6 — отверстие для переключателя и шпиль-
ка для кпепления сальника переключателя; 7 — отвер-
стие для подъемной шпильки с зенковкой под уплотнение;
8 — отвепстие и шпилька для крана с условным проходом
50 мм; 9 — отверстие и шпилька для оправы термометра;
10, //— отверстия для составных вводов НН; /2 —отвер-
стие и шпилька для патрубка расшипителя. Все шпильки
имеют диаметр 12 мм и приварены к крышке в стык.
17 А. В. Сапожников. ***
258
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
8-9. Катки. Тележка
Перекатка трансформаторов
Согласно ГОСТ 401-41 силовые трансфор-
маторы весом свыше 800 кГ должны быть
снабжены катками. На заводе эти катки не
используют; в ходе производства бак транс-
форматора и собранный трансформатор
в баке переносят подъемным краном. Катки
предназначены для перекатывания трансфор-
матора при его установке на фундамент.
Трансформаторы малой мощности пере-
мещают на своих катках обычно на расстоя-
ние всего в несколько метров или десятков
метров. На крупных подстанциях расстояние
от трансформаторной мастерской до фунда-
мента трансформатора может составлять сот-
ни метров. Здесь проложен рельсовый путь.
Фундаменты трансформаторов выполняют на
одном уровне с этим путем или же они воз-
вышаются над ним. На подстанции с основ-
ным рельсовым путем, расположенным на
одном уровне с фундаментами, к последним
от этого пути отходят поперечные рельсы.
Трансформатор перекатывают по основному
пути на своих катках до соответствующих по-
перечных рельсов. Здесь трансформатор под-
нимают домкратами, катки поворачивают на
90° и устанавливают на поперечный путь; по
нему трансформатор закатывают на фунда-
мент. На подстанции с фундаментами, распо-
ложенными выше уровня основного пути, при-
меняют специальный транспортер. На него
краном устанавливают трансформатор и до-
ставляют к фундаменту. Транспортер имеет
ту же высоту, что фундамент, и подходит
к нему почти вплотную боковой стороной.
Трансформатор скатывают с транспортера на
рельсы фундамента и устанавливают на место.
В этом случае катки трансформатора могут
быть неповоротными.
Пути для передвижения трансформаторов на своих
катках должны быть по возможности горизонтальны-
ми. Для путей перекатки трансформаторов большой
мощности сколько-нибудь значительного уклона допу-
скать не следует. При перекатывании трансформатор
тянут ручной или электрической лебедкой, как прави-
ло, с очень небольшой скоростью. Горизонтальное уси-
лие, прикладываемое к трансформатору при трогании
с места при катках со смазкой через ось (см. ниже)',
может быть подсчитано по формуле
G / d\
F == 1,5 0,07+ 0,1 А
где F — горизонтальное усилие, кГ;
G — вес трансформатора, кГ\
R — радиус катка по поверхности катания, см\
d — диаметр оси катка, см.
На эту силу проверяют части (проушины и др.))
на баке (тележке), предназначенные для закрепления
тросов при перекатывании трансформатора. Для катка
грузоподъемностью 10 Г, диаметром 300 мм (см. прило-
жение 8) по приведенной выше формуле получим, что
горизонтальная сила составляет около 45 кГ на. 1 Т
веса трансформатора, для катка грузоподъемностью
22 Т, диаметром 350 мм — около 50 кГ на 1 Т.
Для перекатки трансформаторов на своих катках
могут применяться пути с различным устройством их
основания. В некоторых случаях при недостаточно-
жестком основании пути его деформации под действием
веса трансформатора могут превзойти величину, допу-
стимую при данной конструкции выемной части и кре-
плений катков.
Существуют различные устройства пересечения
рельсовых путей на подстанциях с «низкими» фунда-
ментами. Продольные и поперечные пути расположены,
как правило, на одном уровне. Рельсы продольного
пути не имеют разрывов, поперечные рельсы — с разры-
вами. После установки трансформатора на поперечный
путь разрывы в поперечных рельсах заполняют вкла-
дышами. По вкладышу каток трансформатора подни-
мается так, что его реборда оказывается на уровне го-
ловки продольного рельса; реборда перекатывается
через этот рельс, и дальше каток опускается своей по-
верхностью катания на головку рельса поперечного пу-
ти. При таком устройстве пересечения катки грузоподъ-
емностью свыше 10 Т делают с уширенной ребордой
(см. приложение 8). Усиление реборды отпадает, если
поперечные рельсы расположены выше рельсов про-
дольного пути настолько, что реборда катка, катяще-
гося по поперечному пути, проходит над головкой про-
дольного рельса.
Направление катания. Колея. База
Расположение катков, при котором транс-
форматор передвигается на них перпендику-
лярно большой оси бака, называют располо-
жением для поперечного передвижения-, пере-
катку в направлении, параллельном большой
оси бака, называют продольным передвиже-
нием.
Согласно ГОСТ 401-41 в конструкции
трансформаторов мощностью до 1 350 ква
включительно предусматривают возможность
перестановки катков, с тем чтобы можно было
осуществлять как поперечное, так и продоль-
ное передвижение трансформатора. Для пере-
становки катков трансформатор должен быть
приподнят за крюки.
При перекатывании трансформатора по
рельсам катки выполняют с ребордой-, для
перекатывания по заделанным в фундамент
швеллерам или двутавровым балкам приме-
няют гладкие катки без реборды (рис. 8-26).
Для трансформаторов мощностью выше
100 ква в ГОСТ 401-41 стандартизована ко-
лея, т. е. расстояние в свету между головка-
ми рельсов: 590, 750, 1000, 1524* и 2 000 мм.
Для гладких катков установлены расстояния
между их средними линиями (рис. 8-26): 660,
820, 1070, 1594 и 2070 мм.
♦ В СССР эта колея является нормальной.
§ 8-9]
Катки. Тележка
259
Рис. 8-26. Расстояние между катками.
К—колея катков с ребордой; /Сz—расстояние
между средними линиями гладких катков; б —
база; Б' — расстояние между осями крайних
катков.
В трансформаторах 2-го габарита новой
серии применено расстояние между средними
линиями гладких катков 550 мм. У трансфор-
маторов большой мощности приходится уве-
личивать число катков; при этом продольный
путь 'подстанции двухрельсовый, обычно с ко-
леей 1 524 мм, а поперечные пути состоят из
трех или четырех ниток рельсов.
При перекатке трансформаторов большой
мощности по пути с нежестким основанием
расчетная нагрузка на путь зависит от диа-
метра катков и от минимального расстояния
между их осями в направлении передвиже-
ния; нагрузка растет при уменьшении диамет-
ра катков и расстояния между ними.
При конструировании креплений катков
с ребордой принимают номинальный зазор
между ребордой и головкой рельса 10—12 мм
(рис. 8-26).
Расстояние между средними линиями кат-
ков, а также база (рис. 8-26, размеры Б и Б')
должны быть достаточными для обеспечения
устойчивости трансформатора во время пере-
движения. Эти расстояния стараются брать
не менее !/з высоты трансформатора, считая
от плоскости опоры катков до крышки бака.
Катки. Их расположение на баке
В трансформаторах 1—3-го габаритов
выемная часть установлена, как правило, по-
середине бака, а последний имеет более или
менее симметричную конструкцию. При этом
центр тяжести трансформатора практически
совпадает с точкой пересечения горизонталь-
ных осей бака. Поэтому при расположении
четырех катков симметрично относительно дна
бака нагрузка на них распределяется прибли-
17*
зительно поровну. Ее принимают равной
!/4 полного веса трансформатора на каждый
из катков. У трансформаторов 4-го габарита
выемная часть обычно смещена относительно
середины бака, а бак с установленными на
нем частями может быть несимметричным.
Поэтому центр тяжести трансформатора зача-
стую не совпадает с точкой пересечения осей
бака и при установке катков симметрично
относительно дна они нагружаются неодина-
ково; максимальная нагрузка на каток мо-
жет значительно превосходить полный вес
трансформатора, деленный на число катков.
В этом случае целесообразно устанавливать
катки, насколько это возможно, симметрично
по отношению к центру тяжести трансформа-
тора, т. е. несимметрично относительно осей
дна. Такое расположение катков, не услож-
няя существенно конструкции, уменьшает не-
обходимую грузоподъемность катков и сни-
жает нагрузку на рельсовый путь подстанции.
При конструировании катков и их крепле-
ний учитывают то, что катки используются
очень редко, притом, как правило, для пере-
катки на сравнительно небольшое расстояние
и при незначительной скорости. Это позволяет
применять относительно простые конструкции
катков и их креплений. В существующих се-
риях трансформаторов применяют катки, при-
веденные в приложении 8.
При конструировании катка из расчетов механиче-
ской прочности определяют его основные размеры.
К ним относятся: диаметр по поверхности катания,
длина ступицы, т. е. той части катка, которая сопри-
касается с осью, и диаметр оси. Диаметр катка, пред-
назначенного для катания по рельсу, определяют из
расчета контактного напряжения, которое равно на-
грузке на.каток, деленной на площадь расчетного эл-
липса соприкосновения катка е головкой рельса. До-
пустимая величина давления между катком и осью
определяет выбор диаметра оси и длины ступицы. Кро-
ме того, ось рассчитывают на изгиб как балку, опер-
тую своими концами, с равномерной нагрузкой на
участке, равном длине ступицы. Ширину поверхности
катания катков с ребордой берут с запасом по отно-
шению к ширине головки рельса, учитывая возможное
смещение катка поперек рельса за счет зазоров. Высо-
ту реборды берут сравнительно небольшой. Выбор ши-
рины реборды зависит от того, перекатывается ли ка-
ток ребордой через поперечный рельс или нет (см.
выше).
Катки для небольшой грузоподъемности —
чугунные. Стальная ось вставляется непосред-
ственно в отверстие в катке. Концы оси кат-
ков диаметром до 150 мм проходят в отвер-
стия в швеллерах, приваренных к дну бака.
Ось удерживается от смещения в горизонталь-
ном направлении шплинтами и может, таким
образом, вращаться в отверстиях в швелле-
260
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
рах. В катке и в оси специальных приспособ-
лений для смазки нет. При грузоподъемности
свыше 10 Т для уменьшения размеров при-
меняют стальные катки с латунными втулка-
ми, в которых сделана винтовая выточка для
смазки. Смазка поступает через отверстие,
просверленное по центру оси (рис. 8-35). Чу-
гунные катки диаметром 220 и 300 мм и все
стальные катки имеют неподвижные оси.
Чугунные и стальные катки — литые; чугун
марки СЧ 18-36, сталь — 25ЛК1; втулки сталь-
ных катков — из латуни марки ЛК 80-ЗЛ.
(У стальных катков большой грузоподъемно-
сти при получающихся высоких значениях
контактного напряжения целесообразно уве-
личить твердость стали и таким путем умень-
шить износ этих катков. В отдельных случаях
уже применялись катки из стали с увеличен-
ным содержанием углерода.)
В приложении 8 даны размеры катков
грузоподъемностью вплоть до 28 Т (на один
каток). Все эти катки используются в суще-
ствующих' конструкциях. Однако в настоя-
щее время ставится вопрос о том, чтобы огра-
ничить нагрузки на один каток величиной по-
рядка не более 20 Т. Это позволило бы
снизить требования, предъявляемые к путям
на подстанции, и привело бы к их удешев-
лению.
Крепление катков трансформаторов небольшой
мощности
У трансформаторов 1-го габарита существующей
серии, вес которых превышает 800 кГ, каток диамет-
ром 100 мм закрепляют на отдельной оси, представ-
ляющей собой стальной брусок квадратного попереч-
ного сечения ЗОуЗО мм, длиной 165 мм, прикреплен-
ный двумя болтами размером Ml2 с пружинными шай-
бами к раме из угольника или швеллера, приварен-
ной к дну бака. Конец оси обточен до диаметра
26 мм. Каток удерживается на оси шплинтом диамет-
ром 5 млс. Отверстия в раме просверлены таким обра-
зом. что оси можно прикрепить, расположив их
вдоль большой или малой оси бака, и таким образом
установить катки для продольного или для попереч-
ного передвижения.
Крепление катков к швеллерам,
приваренным к дну бака
Для трансформаторов в значительном
диапазоне мощностей целесообразно приме-
нять крепление катков к швеллерам, прива-
ренным к дну бака. Швеллеры усиливают дно
и позволяют уменьшить его толщину. Катки
закреплены между швеллерами. Конструкция
крепления получается относительно простой.
На рис. 8-27 показано крепление катка
в трансформаторах новой серии 2-го габари-
Рис. 8-27. Крепление катка у трансформаторов 2-Го
габарита новой серий.
а и б — установка катка для попепечного передвижения; в—уста-
новка катка для продольного пепедвижения. / —дно бака; 2 —
болт диаметром М16 с пружинной шайбой; <? — швеллер № 8, при-
ваоенный к 1; #—обойма для катка, сталь толщиной 8 мм; 5 — ось
диаметром 24 мм, длиной 84 мм, сталь марки 20; 6 — шплинт под
отверстие диаметром 6 мм; 7 —каток, чугун марки СЧ 18-36, вес
та при полном весе трансформаторов от 955
до 2000 кГ. Конструкция ясна из чертежа.
В трансформаторах существующей серии
2-го, 3-го и частично 4-го габаритов четыре
катка закреплены в двух парах приваренных
к дну швеллеров с вертикально расположен-
ной стенкой. На рис. 8-28, 8-29 и 8-30 изобра-
жена конструкция, применяемая при весе
трансформатора до 24 Т. При поперечном
передвижении ось катка вставляется в отвер-
стия в швеллерах, при продольном передви-
жении ось крепится в вертикальных пласти-
нах, приваренных между швеллерами. На
рис. 8-28 показана конструкция для попереч-
ного и продольного передвижения с перестав-
ными катками-, на рис. 8-29 — устройство-для
поперечного и на рис. 8-30 — для продольного
передвижения. Номер швеллера выбирается
в соответствии с расчетом его механической
прочности (§ 8-12). Необходимый момент со-
противления и номер швеллера зависят от вы-
лета катка за край дна бака. При гладких
катках, передвигаемых по заделанному в фун-
дамент швеллеру или двутавровой балке
(рис. 8-26), между швеллерами катков и пол-
кой швеллера (двутавровой балки) в фун-
даменте должен оставаться зазор. В кон-
струкции по рис. 8-28 это предусмотрено тем,
что оговорен размер Амнн.
При применении- катков грузоподъем-
ностью до 3 Т на один каток усиления швел-
леров в месте закрепления оси катка не тре-
буется; при большей грузоподъемности
к швеллеру приваривают пластину, увеличи-
вающую поверхность смятия. ’
В швеллерах катков должны быть отвер-
стия для закрепления троса, при помощи ко-
торого передвигают трансформатор. Швелле-
ры (приваривают к дну прерывистым швом. На
§ 8-9]
Катки. Тележка
261
Рис. 8-28. Крепление катков к швеллерам, приварен'
ным к дну бака. Трансформаторы 2 и 3-го габари-
тов.
а—поперечное передвижение; б —продольное передвижение.
1 — каток (см. приложение 8); 2 —ось, сталь марки М18 (МСТ. 3);
3 — п вгллег, приваренный к дну бака; 4 — пластина для уста-
новки катка при продольном передвижении; 5 —труба, s удер-
живающая каток на середине оси; 6—шплинт. Расстояние К
между средними линиями катков и база Б одинаковы и равны
660 или 820, или 1 070 жж. Размер А В. Сварные швы высо-
той 6 мм.
Позиция 2
Позиция 5
700
I 800
3 000
115 25
135 30
165 35
100 26Л<
120 34Л<
150 45Л4
144
165
196
160 027
185 035
220 046
1* 1/<ZZX34*
051/1,75 x37
051/1,75X48
Примечание. Размеры в миллиметрах.
* Водогазопроводная труба.
05X40
08X50
010X60
Рис. 8-29. Пример конструкции крепления
катков к швеллерам, приваренным к дну
бака. Вес трансформатора 20 Г. Попереч-
ное передвижение. Предусмотрена взаимо-
заменяемость катков: гладкого и с ре-
бордой. Размеры бака и швеллеров—из
примера в § 8-18.
1 — отвепстие в швеллепе для крепления троса; 2 —
болт М12; 3 — гладкий каток (см. приложение 8);
4 —каток с ребордой (см. приложение 8); 5—пла-
стина 6x30 X ПО жж, заюепляющая ось; 6 — швел-
лер № 12; 7 — пластина, связывающая швеллеры;
8 —ось, сталь ма ки М21 (МСт. 4); $ —пластина
8X80X120 жж, усиливающая стенку швелле а; 10 —
втулка из водогазопроводной трубы 2‘/а"Х20 мм,
устанавливаемая с внутренней стороны гладких кат-
ков и с внешней стороны катков с ребордой; 11 —
пластина, связывающая швеллеры.
Швы приварки швеллеров к
дни бака длиною по ЮОлыс,
высота шва 8«м«и.
рис. 8-28 указана длина швов, которую приме-
няют в трансформаторах 2-го габарита, на
рис. 8-29 — в трансформаторах 3-го габарита.
Съемные тележки и каретки -
Для перекатывания подавляющего боль-
шинства трансформаторов 4-го габарита дли-
тельное время применяли съемные тележки.
Съемная тележка представляет отдельную от
бака конструкцию. Она состоит из швеллеров
или двутавровых балой, сваренных между со-
бой и не приваренных к дну бака. К швелле-
рам (балкам) прикреплены катки. На время
перевозки трансформатора по железной доро-
262
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
Рис. 8-30. Пример выполнения крепления катков для
продольного передвижения. Грузоподъемность четырех
катков 24 Т. Предусмотрена взаимозаменяемость кат-
ков: гладкого и с ребордой. Ось, стопорная пластина,
втулка на оси — такие же, как на рис. 8-29.
Рис. 8-32. Узел съемной тележки для поперечного
передвижения. Показан каток с ребордой. При уста-
новке гладкого катка кольцо 1 переставляют по дру-
гую сторону катка.
колея
Рис. 8-31. Схемы съемных тележек.
а—тележка для пподольного передвижения; б—тележка для
поперечного передвижения; в — поворотная тележка. / — основной
швеллер; 2 — ynoi для тележки, пэиваэенный к дну бака; <9—свя-
зывающий швеллеп; 4 — каток; 5 — поворотная каэетка с катками;
d — двутав ювые балки, конец которых служит упо юм для дом-
крата; 7 — основные балки; 8 — связывающая балка.
ге тележка снимается и отправляется отдель-
но. Этим уменьшают высоту установки бака
на железнодорожной платформе и облегчают
его вписывание в железнодорожный габарит.
Вместе с тем швеллеры тележки, не прива-
ренные к дну бака, не воспринимают нагруз-
ки от веса трансформатора при подъеме за
крюки. Поэтому при применении съемной те-
лежки дно должно иметь большую толщину,
чем в конструкциях, у которых швеллеры
крепления катков приварены к дну бака.
На рис. 8-31,а и б изображены схемы
устройства съемных тележек, предназначен-
ных для какого-нибудь одного передвижения:
поперечного или продольного. Оси катков за-
креплены не в стенках швеллеров, а в прива-
ренных к швеллерам выступающих вниз пла-
стинах (рис. 8-32). Это позволяет поместить
каток под дном бака (ср. рис. 8-32
с рис. 8-28—8-30); получаем меньшее расстоя-
ние между катками и меньший изгибающий
момент. Таким образом, уменьшаются необхо-
димый момент сопротивления и вес швелле-
ров тележки.
Правильное положение тележки относи-
тельно дна бака обеспечивают упорами, при-
варенными к дну, и скобами, привинченными
к швеллерам тележки. Скобы удерживают те-
лежку при подъеме трансформатора. В зави-
§ 8-9]
Катки. Тележка
263
Рис. 8-33. Поворотная каретка грузоподъемностью 56 Т.
/ — дно бака; 2 — швеллер усиления дна; 3 — накладка, приваренная к швеллеру; 4 — каретка, несущая катки
(не показаны поперечные распорки посередине каретки); 5 — плита каретки (прикреплена четырьмя болтами
к 6); 6 — угольник, приваренный к 2; 7 — ось каретки; 8 — ось катка; 9 — каток; 10 — пластина с вырезом для 12;
//_ВТуЛКа на оси каретки—обеспечивает зазор между щеками каретки и пластинами 5; 12 — шкворневой болт
каретки, приваренный к 5, Вес 4 — 12 равен около 850 кГ.
симости от веса тележки ставят четыре или
восемь скоб (см. рис. 8-32).
На рис. 8-31,в дана схема устройства
съемной поворотной тележки. Она сварена из
швеллеров или двутавровых балок, к которым
болтами прикреплены четыре «каретки». Ка-
ретка несет один или два катка. Когда
трансформатор приподнят на домкратах, бол-
ты можно отвинтить и повернуть каретку на
90°; при этом направление передвижения
трансформатора изменяется также на 90°
(см. также рис. 8-1).
При подъеме трансформатора для поворо-
та кареток домкраты устанавливают на фун-
даментах. Расположение фундаментов должно
быть увязано с устройством основания пути
на подстанции. В некоторых случаях фунда-
менты для домкратов приходится располагать
на некотором удалении от рельсов. В этом
случае упорные скобы, приваренные к дну и
стенке бака (§ 8-10), использовать невозмож-
но и для упора домкратов приспосабливают
балки тележки. Это увеличивает длину ба-
лок; расчетный изгибающий момент при подъ-
еме трансформатора домкратами получается,
как правило, значительно больше, чем в рабо-
чем положении, когда трансформатор стоит
на катках. Поэтому сечение балок и вес по-
воротной тележки больше, чем вес тележки
неповоротной. В качестве иллюстрации ука-
жем, что тележка, схема которой приведена
на рис. 8-31,в и габаритные размеры которой
равны 3 880X3000 мм (колея для продоль-
ного передвижения 1 524 мм, для поперечно-
го— 2 500 мм), сварена из двутавровых балок
№36а и весит около 850 кГ.
На рис. 8-33 показана конструкция, заме-
няющая поворотную тележку; это поворотные
каретки, прикрепляемые к балкам, приварен-
ным к дну бака. Выступы этих балок могут
быть использованы для образования упоров
для домкратов, если для этого нельзя приме-
нить упорные скобы, приваренные к дну и
стенке.
При конструировании крепления катков
в виде отдельных кареток приходится созда-
264
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
Рис. 8-34. Дно- бака с
приваренными швелле-
рами для крепления че-
тырех кареток с одним
катком в каждой (рис.
8-35). Предусмотрена
установка катков с ре-
бордой для колеи 1 524
мм и гладких с расстоя-
нием между их середи-
нами 1 594 мм. Сварные
швы высотой 8 мм.
вать вспомогательные устройства для зака-
тывания кареток на место — под дно бака.
Это могут быть, например, временные крепле-
ния, связывающие между собой две каретки
и придающие им устойчивость на рельсах до
их прикрепления к баку.
На рис. 8-31,в и 8-33 показаны каретки,
в. которых закреплены по два катка. Такую
конструкцию применяют, когда соответствен-
но весу трансформатора необходимы восемь
катков. Каждый из двух катков вращается на
своей оси, закрепленной /неподвижно в ще-
ках каретки. В свою очередь щеки могут по-
ворачиваться в вертикальной плоскости на
оси, расположенной посередине между дву-
мя катками. Таким образом, достигается вы-
равнивание нагрузки на отдельные катки.
На рис. 8-34 и 8-35 изображена конструкция с по-
воротными каретками, примененная недавно в некото-
рых трансформаторах 4-го габарита, класса напряже-
ния 35 кв. На время перевозки по железной дороге
каретки с катками снимаются; Швеллеры крепления
катков, приваренные к дну бака, увеличивают высоту
трансформатора на железнодорожной платформе на
величину порядка 100 мм. Эта конструкция может за-
менить поворотную тележку, если установку скоб для
домкратов на баке удается согласовать с расположе-
нием фундаментов для домкратов на путях перекатка
трансформатора.
8-10. Устройства для подъема
Подъемные крюки
* В большинстве существующих конструкций
подъем собранного трансформатора осуще-
ствляют за четыре крюка, расположенных
под верхней рамой бака. За эти крюки за-
крепляют стропы (тросы), другой конец кото-
рых надевают на крюк подъемного крана
(рис. 8-36). Вследствие невертикального рас-
положения стропов натяжение в них больше г
чем вертикальная нагрузка, т. е. больше чем
вес трансформатора. Натяжение Q тросов,,
присоединенных к одному крюку, равно:
р
Q = co~— , где Р— направленная вверх сила,,
равная веса трансформатора, и а — откло-
§ 8-10]
Устройства для подъема
265
Рис. 8-35. Поворотная каретка для крепления к швеллерам, приваренным к дну бака (рис. 8-34). Каток
с ребордой может быть заменен на гладкий. При этом для получения расстояния’ между средними линиями
катков равного 1 594 мм кольцо 079/88,5x10 лл« ‘(из водогазопроводной трубы) переставляют на другую-
сторону катка. Грузоподъемность катка 10 Т. Вес каретки около 100 кГ.
Сталь №21 (МСтЛ)
Рис. 8-36. К расчету подъемно-
го крюка. Определение расчет-
ных сил.
нение тросов от вертикали (рис. 8-36). Чем
больше угол а, тем больше натяжение Q.
Невертикальное направление силы Q приводит
к тому, что к крюку на баке, кроме верти-
кальной силы Р, приложена еще горизонталь-
ная сила Рг —Ptga. В свою очередь сила Рг
раскладывается на Р направленную перпен-
дикулярно обечайке, и Рт, направленную по
касательной. Сила Рр стремится сжать (смять)
обечайку, РТ — сдвинуть крюк вдоль обечайки.
Чем больше угол р (рис. 8-36), тем больше
касательная сила Р =Р sinB.
Т Г г
Обычно тросы упираются в край крышки
бака и перегибаются (рис. 8-37). В этом слу-
чае нагрузка на крюк увеличивается. Натя-
жение тросов Q оказывает на край крышки
давление R с вертикальной составляющей
RB. Эта же сила Q, приложенная к краю,
раскладывается на вертикальную составляю-
щую PKZ>P и горизонтальную силу РТ. На-
правленная вверх сила Рк больше, чем Р, на
величину направленного вниз давления на
крышку /?в, т. е. P=PK-\-RB (рис. 8-37).
Таким образом, при подъеме трансформа-
тора тросами, перегибающимися у края крышки,
на крюк действуют вертикальная сила Рк =
= Q cos у = Р й горизонтальная сила
Р'т=Q sin у=Р . При этом радиальная го-
ризонтальная сила равна соэри ка-
сательная горизонтальная Р’ = Р sin .
Для того чтобы уменьшить натяжение
тросов и горизонтальную силу Рт, сжимаю-
266
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
Рис. 8-37. К расчету подъемного крюка. Опреде-
ление расчетных сил для случая, когда тросы
изгибаются 'у края крышки бака.
Углы а, р, |8 — см. рис. 8-35; 1-1 и 2-2 — расчетные сечения
крюка.
щую обечайку, ограничивают угол а тросов
относительно вертикали (рис. 8-36). Обычно
указывают, что этот угол не должен превос-
ходить 30°. Таким образом задается мини-
мальная для данного трансформатора высо-
та крюка подъемного крана над крышкой
бака. Эту высоту нужно выдерживать при
подъемах трансформатора на заводе и при
монтаже.
Необходимую высоту крюка подъемного
крана над крышкой можно уменьшить приме-
нением траверсы (рис. 8-38 и 8-39). При этом
горизонтальная касательная сила, стремящая-
ся сдвинуть крюк вдоль обечайки, направлена
не к плоской части стенки, как показано на
рис. 8-36, а в противоположную сторону.
Крюки располагают, как правило, на за-
круглении бака. Выбор угла 6 (рис. 8-36)
связан со следующими условиями. Уменьше-
ние угла б, т. е. сближение точек подвеса,
-снижает устойчивость бака (трансформатора)
во время его подъема; увеличение угла б при-
водит к росту касательной силы Рт. Обычно
угол б находится в пределах между 45 и 70°.
Рис. 8-38. Применение траверсы (промежуточной
балки) при подъеме трансформатора.
Если для выбранного расположения крюка
угол р оказывается больше 30°, необходимо
осуществить дополнительное крепление крю-
ка со стороны плоской стенки бака. С этой
стороны к крюку приваривают боковую упор-
ную пластину или вплотную к нему распола-
гают балку жесткости (рис. 8-17).
В разъемных баках (§ 8-6) крюки уста-
навливают под рамой нижней части бака.
Наверху съемной части бака над крюком при-
варивают пластины, направляющие трос вдоль
стенки бака вертикально. При этом тросы
в раму нижней части бака не упираются и
к крюку приложена только вертикальная
Рис. 8-39. Уменьшение необходимой вы-
соты крюка подъемного крана над
крышкой трансформатора при примене-
нии траверсы.
1 — строп; 2 — крюк на баке трансформатора;
3 — траверса.
§ 8-10]
Устройства для подъема
267
Размеры и вес подъемных крюков грузоподъемностью до 5 Т
(рис. 8-40). Сталь марки М18 (МСт. 3)
Таблица 8-3
Грузо- подъем- ность крюка, к Г Размеры, мм Вес крю- ка, к Г
Н ла h9 в Ьг ь9 G г2 Гз t смакс ^мин тмин Высо- та швов
600 90 49 40 67 80 50 20 12,5 9 6 16 50 150 70 6 0,5
1 000 105 54 45 82 95 65 1 25 12,5 9 6 16 65 165 70 6 0,75
2 500 150 75 66 127 104 70 25 16 25 8 20 65 210 90 8 1,45
5 000 200 81 72 177 120 80 25 22 25 13 36 75 - 260 ПО 8 3,5
сила, равная натяжению троса, т. е. Рк =Q =
Р
= cos а ' Давление тросов на край крышки
(наверху съемной части бака) раскладывает-
ся на направленную вниз вертикальную со-
ставляющую, на радиальную силу, сжимаю-
щую верхнюю часть бака, и на касательную
силу, нагружающую приваренную к крышке
пластину, которая удерживает трос от смеще-
ния вдоль стенки бака.
Подъемные крюки для каждого отдельно-
го трансформатора не проектируют. Их вы-
бирают из разработанного ряда крюков (см.
рис. 8-40 и приложение 8*). Для каждого
крюка указывается его грузоподъемность,
т. е. ’Д полного веса трансформатора или
l/t веса без масла и т. д. (см. § 8-1). Расчет
крюка должен быть произведен на те силы,
которые возникают при подъеме трансформа-
тора тросами, образующими углы аир, рав-
ные 30°, и угол у, соответствующий размерам
конструктивных элементов (см. рис. 8-37 и
8-40). Это значит, что крюк, для которого ука-
зывается допустимая нагрузка Р, рассчиты-
n n COS Y
вается на вертикальную силу Рк = Р 'а
и т. д.
В тех случаях, когда условия подъема от-
личаются от принятых при расчете крюка и
приводят к относительнрму повышению на-
грузок (при угле а, большем 30°, и‘т. Д-),
выбор крюка нужно производить с учетом это-
го повышения, т. е. брать крюк с соответ-
ствующим запасом по грузоподъемности.
Конструкция подъемных крюков претер-
пела значительные изменения. Это относится
в первую очередь к способу прикрепления
крюка к стенке бака. Первое время только
для крюков небольшой грузоподъемности
* В приложении 8 приведен ряд крюков, применяе-
мых в настоящее время на МТЗ. Указанные допусти-
мые нагрузки нуждаются в уточнении, которое сведет-
ся в основном к их некоторому повышению.
ограничивались приваркой к стенке и верх-
ней раме. При нагрузке на крюк порядка
10 Т и больше на сварку не полагались и
основным креплением крюка считали упорную
пластину, прикрепленную к стенке бака за-
клепками. В эту пластину упирался хвостовой
выступ крюка. Кроме того, нижняя часть
крюка была скреплена со стенкой болтовым
соединением. В дальнейшем перешли к при-
варке упорной пластины к стенке; при этом
был сохранен болт внизу крюка [Л. 1,’
фиг. 7-29]. В настоящее время повышение ка-
чества сварки позволило отказаться от болто-
вого крепления, упразднить упорную пласти-
ну И' ограничиться непосредственной привар-
кой крюка к стенке (см. рис. 8-37 и прило-
жение 8). Вместе с тем повышены требования
к выполнению сварных швов. Приваривать
крюки должны сварщики высокой квалифика-
ции на специально для этого выделенных сва-
рочных постах. Сварка выполняется каче-
ственными толстообмазанными электродами.
В технологических инструкциях регламенти-
руются режимы сварки, положения сваривае-
мых частей во время сварки и т. д.
Рис. 8-40. Подъемные крюки грузоподъемностью
до 5 Т. Размеры см. табл. 8-3.
268
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
Расчет приварных крюков (см. рис. 8-40
и приложение 8) сводится к определению не-
обходимых сечений 1-1 и 2-2 на рис. 8-37 и
длины швов. Для сварных швов определяют
касательные напряжения среза и нормальные—
от изгибающего момента. Из расчета швов при
данном их поперечном сечении определяется
необходимая их длина и, в конечном рчете,
размер Н крюков. В новых приварных крюках
приняты более высокие допускаемые напряже-
ния, чем в прежних конструкциях; у большин-
ства крюков толщина уменьшилась, а длина
осталась без изменения.
Крюки используют для закрепления транс-
форматора на железнодорожной платформе.
Проволочную растяжку (гл. 11) пропускают
в выемке крюка между крюком и стенкой
бака (см. рис. 8-40 и приложение 8).
Установку крюков на баке необходимо со-
гласовывать с размещением охлаждающих
труб (трубчатые баки), патрубков для радиа-
торов (баки с радиаторами) и болтов, скреп-
ляющих крышку с верхней рамой (см.
рис. 8-40 и приложение 8).
Для тех трансформаторов, которые на за-
воде поднимают за крюки с установленными
на крышке вводами, расположение крюков и
вводов нужно взаимно увязывать, с тем что-
бы тросы не касались вводов. В некоторых
случаях этого удается достичь только при
применении траверсы.
Небольшие крюки (рис. 8-40) вырезают по
копиру на автоматической газорезательной
установке. Зев крюка отштамповывают в го-
рячем состоянии. Крюки большой грузоподъ-
емности (см. приложение 8) вырезают по
копиру из листа стали с припуском со сторо-
ны зева; по центру зева сверлят отверстие
с радиусом и; отверстие раззенковывают; га-
зом отрезают лишний металл ниже горизон-
тальной оси зева.
Подъем трансформаторов небольшой мощности
Для подъема трансформаторов весом до 4 Т до не-
давнего времени применяли подъемные скобы [Л. 1,
фиг. 7-45]. Их заменили крюками (рис. 8-40), занимаю-
щими меньше места и более простыми в изготовлении.
Трансформаторы без расширителя поднимали за
две скобы, расположенные у верхней рамы вблизи
большой оси бака. Теперь эти трансформаторы подни-
мают за два крюка. Трансформаторы новой серии мощ-
ностью 20 и 35 ква на напряжения 6—10 кв поднимают
за четыре рым-болта (§ 8-4).
Подъем трансформаторов большой мощности
Некоторые из наиболее крупных единиц трансфор-
маторов полностью собранными ни на заводе, ни при
монтаже не поднимают. Соответственно уменьшается
нагрузка на подъемные крюки.
В трансформаторах большой мощности находит
применение следующее подъемное устройство в виде
крюка, совмещенного с вертикальной балкой жестко-
сти бака. На верхнем конце балки сделан вырез, по-
добный по форме зеву крюка. Это место усилено на-
кладками. Кроме того, по краю «зева» приварены
полукольца уменьшающие кривизну изгиба троса (по-
добно зенковке на крюках, показанных в приложении
8). Другое подъемное устройство мощных трансформа-
торов представляет следующую конструкцию. Между
двумя вертикальными балками жесткости, расположен-
ными близко друг к другу, в верхней их части прива-
рены параллельно стенке бака толстые вертикальные
пластины с отверстиями. Между пластинами заводят
петлю стропа. Ее закрепляют стальным цилиндриче-
ским стержнем большого диаметра, который проходит
в отверстие наружной пластины, затем через петлю
стропа и, наконец, в отверстие во второй пластине
(рис. 8-62).
При большом весе трансформатора приходится
иногда делать не четыре, как обычно, а восемь подъ-
емных устройств в виде крюке®, совмещенных с бал-
ками, или в виде пластин с отверстиями для цилиндри-
ческого стержня, закрепляющего строп.
Упорные скобы для домкратов
Скобы для домкратов предусмотрены
ГОСТ 401-41 для трансформаторов 4-го габа-
рита. Эти скобы используют в некоторых слу-
чаях при монтаже трансформаторов, напри-
мер для установки трансформатора на свою
тележку. Скобу сваривают из двух боковин
и упорного бруса. Боковины приваривают сни-
зу к дну и к стенке бака. На баке устанавли-
вают симметрично четыре скобы — в начале
закругления или вблизи закругления на пря-
мой части бака. Размеры скоб для домкратов
приведены в приложении 8. Скобы выбирают
по полному весу трансформатора, считая, что
вес распределяется на скобы поровну.
8-11. Сварка бака 1
Конструкция бака включает большое чис-
ло различных сварных соединений — частей
стенки бака между собой, стенки с дном и
верхней рамой, труб со стенкой, а также свар-
ку радиаторов и т. д. Подавляющее большин-
ство швов выполняется электросваркой^
в основном автоматической или полуавтома-
тической. Устройство сварных соединений при-
способлено к применяемому способу сварки.
Для данного типа соединения и способа свар-
ки высоту швов берут в определенном соот-
ношении с толщиной свариваемого металла.
В отдельных, сравнительно редких случаях
1 См. также §'8-3.
§ 8-11]
Сварка бака
269
расчет механической прочности узлов бака
выявляет необходимость применить швы тав-
ровых соединений увеличенного сечения.
Части стенки соединяют между собой
встык *. Листы большой толщины сваривают
двусторонним швом со скосом кромок
(рис. 8-41). Две половины стенки баков транс-
форматоров 1 и 2-го габаритов соединяют на
станке для автоматической сварки под слоем
флюса — в положении, показанном на
рис. 8-42,а. Для сварки под слоем флюса ча-
стей стенок трансформаторов 3 и 4-го габа-
ритов применяют электросварочный трактор.
Листы до завальцовки сваривают в горизон-
тальном положении на полу, а наружный «за-
мыкающий шов» обечайки — в положении,
изображенном на рис. 8-42,6. Внутренний за-
мыкающий шов обечайки сваривают электро-
трактором или, если этому мешают временные
технологические распорки (см. ниже), приме-
няют сварку под слоем флюса, так называе-
мым шланговым полуавтоматом. Для того
<ггобы флюс не проваливался в отверстия,
расположенные близко к свариваемому стыку
листов, отверстия временно закрывают мед-
ными пробками.
На рис. 8-43 указаны размеры сварных
швов, соединяющих стенку бака с дном и
верхней плоской рамой. Наружные сплошные
швы сваривают автоматической или полу-
автоматической электросваркой; раму прива-
ривают при перевернутой обечайке (обечайка
установлена верхней кромкой вниз, рис. 8-44).
Внутренний шов, соединяющий стенку с дном
в больших баках, сваривают шланговым полу-
автоматом. Внутренний шов угловой
рамы приваривают вручную, наружный
шов — также вручную или шланговым полу-
автоматом. В последнем случае обечайку пе-
реворачивают рамой вниз; для удерживания
флюса у места сварки раму опоясывают бан-
дажом, состоящим из шарнирно соединенных
звеньев.
Охладительные трубы приваривают к стен-
ке бака изнутри (рис. 8-45,а) до ее соедине-
ния с дном, но после приварки верхней рамы.
Сварку ведут в нижнем положении. Для при-
варки трубы в нижнем положении на закруг-
лении стенки обечайку устанавливают в по-
воротное приспособление и постепенно пово-
рачивают. Ведется разработка установки для
1 Здесь и ниже в этом параграфе идет речь о су-
ществующих конструкциях трансформаторов. Особенно-
сти сварки баков трансформаторов 1 и 2-го габаритов
новой серии см. в § 8-4 и 8-S.
Рис. 8-41. Сварка частей стенки бака. Швы непрерыв-
ные, маслоплотные.
о — Ручная сварка стенок высотой до I 400 jhjk; б — то же. но вы
сотой более 1 400 мм; в — автоматическая сварка стенок высотой
до 1 400 мм; г — то же, но высотой более 1 400 мм; дне — свар-
ка стенок толщиной 6—12 мм — см. таблицу. И — наружная сто-
рона стенкн.
Размеры, jwjw, сварных швов стенок толщиной 6—12 мм
Рисунок д Ручная сварка Автоматическая j сварка
b с d b с d
д 6 10 8 2,0 16 16 2,5
8 12 10 2,0 16 16 . 2,5
е 10 14 10 2,5 20 20 3,0
12 16 10 3,0 20 20 3,0
Рис. 8-42. Схемы свар-
ки и испытания баков.
а — положение обечайки
при автоматической свао-
ке вертикального шва на
станке (баки тпансфо 'ма-
торов 1 и 2-го габаритов);
б — положение обечайки
при автоматической свар-
ке „замыкающего* верти
кального шва электэо
т актооом (баки тпанс-
форматоров 3 и 4-го габа-
ритов); в — схема испыта-
ния трубчатого бака
трансформаторов 3-го га-
барита. 1 — испытатель-
ный бак, внутри которого
во время испытания со-
здают давление воздуха
0,5 ати; 2 —испытуемый
бак; 3 — уплотненное
крепление памы испыты-
ваемого бака к к >ышке
испытательного.
270
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
Рис. 8-43. Приварка к
стенке плоской верхней
рамы и дна.
Для Д= 6—12 мм» b=c=d=*k,
/=100 мм» /=250 мм; для
Д=4 мм b = d = 6 мм» с=0,
1—30 мм; /=Т30 мм.
Рис. 8-46. Приварка фланца
на крышке бака. Наружный
шов— полуавтоматическая
сварка, внутренний — руч-
ная сварка.
автоматической сварки труб Ч Патрубки ра-
диаторов приваривают к стенке бака вручную
(рис. 8-45,6); сварка патрубка с фланцем —
автоматическая, на специальном станке.
В ходе изготовления обечайки ее приходится пере-
мещать, поворачивать, кантовать и т. д. Между тем
до приварки дна, верхней рамы и усиливающих балок
обечайка имеет недостаточную жесткость. Поэтому
приходится применять временные вспомогательные де-
тали, увеличивающие жесткость и облегчающие мани-
Рис. 8-45. Приварка труб к стенке*
а — приварка трубы охлаждения размером
051X1,75 мм (отверстие в стенке диамет-
ром 52jkjk, 1—2 мм —выступ трубы за стен-
ку)? б —приварка ‘патрубка радиатора
(отверстие в стенке диаметром 90 мм»
2—6 мм — выступ трубы за стенку).
М — маслоплотный шов.
Рис. 8-44. Станок для автоматической сварки дна
бака со стенкой.
пуляции с обечайкой. Например, в ходе сварки труб-
чатого бака к низу обечайки, где потом будет прива-
рено дно, «прихватывают» временную угловую раму.
Ее используют и для установки бака на поворотное
приспособление (см. выше). При сварке баков средних
и больших размеров изнутри обечайки по большой ее
оси и в перпендикулярном направлении приваривают
распорки в виде труб, угольников, швеллеров.
Для сборки и сварки баков трансформаторов 4-го
габарита внедряются так называемые сварочные мани-
1 Делались попытки вместо сварки развальцовы-
вать круглые трубы; удовлетворительный результат
получен не был.
пуляторы, в которых можно поворачивать и кантовать
обечайку, не пользуясь подъемным краном. Использо-
вание манипуляторов позволяет расширить автомати-
ческую сварку и повышает производительность труда
на изготовлении баков.
Балки и пояса жесткости, привариваемые на стен-
ке бака, пересекают швы сварки частей обечайки. Вер-
тикальная балка (швеллер, двутавровая балка) пере-
крывает горизонтальный шов стенки своей полкой.
В ней выжигают газом канавку, в которой проходит
шов стенки. При необходимости шов может быть под-
варен снаружи на готовом баке, т. е. после приварки
балки. Иначе обстоит дело с горизонтальной бал-
кой или поясом в виде швеллера с вертикально рас-
положенной стенкой. Такая балка перекрывает верти-
кальный шов обечайки и делает его недоступным
для подварки снаружи. При неплотности шва стенки
под балкой происходит течь масла в полость между
швеллером и стенкой. Поэтому швы приварки швелле-
ра к стенке должны быть маслоплотными и должны
испытываться на плотность (см. ниже). Вырезы в пол-
ках швеллера для прохода вертикального шва стенки
после приварки швеллера заваривают.
Для увеличения момента сопротивления
швеллера (балки жесткости, пояса на стенке
бака) к его стенке приваривают накладку
(рис. 8-13). При ручной сварке ширину на-
кладки брали на 20 мм меньше высоты швел-
лера, т. е. оставляли по 10 мм с каждой сто-
роны для шва. При применении сварки
шланговым полуавтоматом необходимо остав-
лять с каждой стороны по 25 мм.
На рис. 8-46 показана приварка фланцев
на крышке бака трансформаторов 4-го габа-
рита. Сварку с наружной стороны крышки
§ 8-12]
Расчет механической прочности бака
271
Рис. 8-47. Приварка шпилек к крышке бака.
а — установка шпилек на резьбе; б и в — приваркг. в стык. При
D=M10 d = 16 мм, при D=M12 d = 20 мм; при D=M16 d=24MM.
внутри испытуемого бака. Течи обнаруживают, прома-
зывая швы мыльным раствором снаружи бака. Подвар-
ку ведут снаружи. Работу по проверке и подварке
швов снаружи баков больших размеров целесообразно
производить с механизированных подмостей, подобных
тем, которые служат для сборки трансформаторов
(рис. 4-75).
Для трансформаторов 1 и 2-го, а возможно, также
3-го габаритов будет применено их испытание на плот-
ность в ванне с водой. В ванну опускают уплотненный
бак, внутри которого создают избыточное давление
воздуха. Бак поворачивают в ванне. Течи обнаружи-
вают по выходу пузырьков воздуха на поверхность
воды. Этот метод обнаружения течей более эффективен,
чем по просачиванию воды, налитой внутрь бака, или
по пузырению мыльного раствора.
производят шланговым полуавтоматом. При
выступе фланца -за край отверстия, равном
10 мм (рис. 8-46)4, шов с внутренней стороны
крышки приходится выполнять ручной свар-
кой. Для перехода на полуавтоматическую
сварку необходимо иметь выступ не менее
20 мм на сторону.
Шпильки для крепления фланцев на крыш-
ке бака (§ 8-8) приваривают одним из спо-
собов, показанных на рис. 8-47. На рис. 8-48
показана приварка к стенке бака пробок для
взятия пробы масла.
В процессе изготовления бака необходимо проверить
его плотность и устранить все течи. В готовом баке
течи недопустимы.
Наибольшие трудности возникают при испытании
и подварке швов сварки труб со стенкой в трубчатых
баках ввиду большого числа этих швов и в связи
с тем, что подваривать трубы нужно изнутри бака.
После вварки труб, до приварки дна швы труб прове-
ряют керосином — так же, как приварку труб к кол-
лектору радиаторов (§ 8-7). Полностью сваренные ба-
ки трансформаторов 1 и 2-го габаритов испытывают
давлением воды 0,5 ати, наливаемой внутрь бака.
Течи отмечают снаружи бака и, слив воду, подварива-
ют изнутри. Трубчатые баки относительно больших
размеров испытывают в специальном испытательном
баке (рис. 8-42,в). В испытательном баке создают дав-
ление воздуха 0,5 ати. Швы испытуемого бака прома-
зывают изнутри мыльным раствором. Течи обнаружи-
вают по мыльным пузырям. Подварку производят изнут-
ри. Баки трансформаторов 3 и 4-го габаритов испыты-
вают давлением воздуха 0,5 ати, которое создают
Рис. 8-48. Приварка к стенке бака
пробок для взятия пробы масла.
Швы маслоплотные.
а и б — трубчатые баки; в — бак с радиато-
рами.
8-12. Расчет механической прочности бака
Расчетные нагрузки
При конструировании бака необходимо
обеспечить его механическую прочность при
всех воздействующих нагрузках. Основные
расчетные нагрузки следующие.
1. Воздействие на бак внутреннего давле-
ния 0,5 ати при испытании бака в процессе
его изготовления (§ 8-11).
2. Воздействие на бак внешнего давления
при вакуумной сушке в нем выемной части.
Согласно ГОСТ 401-41 трансформаторы мощ-
ностью 560 ква и выше должны выдерживать
внешнее давление 0,5 ати\ этим обеспечивает-,
ся возможность сушки трансформатора
в своем баке (без масла) при остаточном дав-
лении 38 см рт. ст. Для трансформаторов на
напряжение 220 кв и выше предусматривают
сушку, а также заливку маслом под вакуумом
при остаточном давлении порядка 4—6 см
рт. ст., т. е. при внешнем давлении, практиче-
ски равном 1 ати.
3. Нагрузка при подъеме бака подъемным
краном (лебедкой). На подъемные приспособ-
ления (крюки или др.) бака и связанные
с ними детали действует полный вес собран-
ного трансформатора с маслом или вес транс-
форматора без масла или только верхней ча-
сти бака (см. § 8-1).
Если осуществляется подъем бака с выем-
ной частью, то не подпертое снизу дно нагру-
жается весом выемной части; если при этом
бак заполнен маслом, то добавляется еще вес
масла.
4. Нагрузка при передвижении трансфор-
матора на своих катках на фундамент и в ра-
бочем состоянии на фундаменте. На катки и
связанные с ними узлы действует полный вес
трансформатора. Дно бака, опертое на кат-
хи, также нагружено полным весом трансфор-
матора.
272
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
Рис. 8-49. Критическое давление (потеря устойчивости)
цилиндрической части стенки овального бака при
внешнем давлении.
5. Нагрузка при подъеме трансформатора
домкратами (§ 8-10). На домкраты и связан-
ные с ними детали действует полный вес
трансформатора.
6. Давление масла, заполняющего бак при
отсутствии крышки. В таком положении бак
может оказаться в процессе производства и
монтажа на месте установки. При этом -значи-
тельная нагрузка воспринимается верхней
рамой.
Расчет стенки на внутреннее и внешнее давления
Стенка бака подвергается воздействию
внутреннего давления 0,5 кПсм2 и внешнего
давления такой же или большей интенсивно-
сти нагрузки (см. выше). Для стенки оваль-
ного бака при одинаковой величине удельной
нагрузки более жестким воздействием оказы-
вается внешнее давление. Таким образом, во
всех случаях определяющим является расчет
на это последнее.
Цилиндрическую часть стенки бака про-
веряют на запас устойчивости при внешнем
давлении. Определяют критическое удельное
давление ркз, при котором теряется устойчи-
вость; ркр должно превышать расчетное внеш-
нее давление не менее чем в 4 раза, жела-
тельно в 5 раз. Критическое давление зависит
от отношения толщины стенки t к радиусу
ее закругления г и от отношения расчетной
Рис. 8-50. Расчетные размеры для расчета
механической прочности стенки бака,
а — трубчатый бак; б — бак с радиаторами.
Рис. 8-51. Расчет-
ное сечение балки
(пояса) со стенкой.
1 — участок стенки
бака. принимаемый
жёстко связанным со
швеллером; 2-—швел-
лер (балка). Ось у
проходит через центр
тяжести сечения
швеллера, ось у1 —
через центр тяжести
всего расчетного се-
чения.
высоты цилиндрической части I (см. ниже) к
тому же радиусу. Критическое давление опре-
деляется по графикам на рис. 8-49, характе-
ризующим устойчивость цилиндра; ркр (устой-
чивость) растет с увеличением — и с умень-
шением -L. Расчетная высота цилиндра I для
бака без усиления цилиндрической части го-
ризонтальными балками равна высоте стенки
от дна до верхней рамы; для трубчатых
баков (с трубами на закруглении бака) I
равно расстоянию между осями отверстий
для внутреннего ряда труб, т. е. нужно брать
вертикальный размер на рис. 8-50. Если рас-
чет выявляет недостаточный запас устойчи-
вости, т. е. если ркр меньше четырехкратного
значения внешнего удельного давления, ци-
линдрическая часть бака должна быть уси-
лена применением одного или нескольких
кольцевых поясов. (Пояс используется и как
усиление плоской части стенки.) При уста-
новке поясов уменьшается расчетная высота
цилиндрической части стенки; I равно боль-
шему из расстояний: от дна до нижнего пояса
§ 8-12]
Расчет механической прочности бака
273
или между соседними поясами, или от верх-
него пояса до верхней рамы. Соответственно
уменьшению I увеличивается ркр.
Для того чтобы пояс обладал необходи-
мой жесткостью, он должен иметь момент
инерции /п:
г Рк/Г\
п" ЗЕ ’
где — критическое давление, которое не-
обходимо обеспечить, т. е. четырех-
пятикратное значение расчетного
внешнего давления;
rt — радиус, пояса по его центру тяжести;
I — расчетная высота цилиндрической
части бака при наличии пояса;
Е = 2-10в кГ[смг.
Момент инерции пояса /п при выборе но-
мера швеллера подсчитывают „с учетом
стенки*, т. е. учитывается, что сварка со-
здает достаточно жесткую связь между швел-
лером и некоторой выделенной из стенки
полосой. Принимают, что пояс имеет сечение,
показанное на рис. 8-51. Момент инерции
этого сечения относительно оси у', проходя-
щей через его центр тяжести, равен:
+ S, (/ + (,-г ^х)>;
здесь S, = (40/ + Л) t;
•$i 2 *$2 (f + 6 — z)
•$1 + *$2
; 52 и iy
— площадь сечения швеллера и его момент
инерции относительно оси у, проходящей че-
чёз центр тяжести его сечения; t, h, b, z —
см. рис. 8-51. (Для некоторых расчетов нужно
знать величину момента сопротивления, сече-
ния по рис. 8-51. Этот момент сопротивления
равен W- или Р7 =—5; нужно брать
у у Уч
меньшее из двух значений Wу,.)
Переходим к расчету плоской части
стенки . бака. Он связан со значительными
трудностями ввиду сложного характера рас-
пределения напряжений. Некоторая неопре-
деленность возникает при установлении вели-
чины допускаемого напряжения, так как в
данном случае не представляют опасности
относительно высокие местные напряжения.
В настоящее время расчет плоской части стен-
ки бака ведут (на изгиб) как относительно тон-
кой „нежесткой* прямоугольной пластины,
18 А. В. Сапожников.
опертой по периметру. Определяемое в этом
расчете максимальное напряжение — в сере-
дине пластины. Его допускают до 1 500 кГ1смг.
Если стенка не усилена балками или поясами,
то расчетная пластина — вся плоская стенка
бака; у баков с радиаторами в расчет нужно
брать расстояние от дна до верхней рамы,
у трубчатых баков — расстояние между осями
отверстий для внутреннего ряда труб
(рис. 8-50).
Если отношение сторон расчетного прямоугольника
не превышает 3, напряжение и прогиб плоской стенки
определяются из следующего уравнения:
здесь f — прогиб;
t — толщина стенки;
р — давление, кГ/смг\
L — больший из двух размеров расчетного пря-
моугольника;
p и т — коэффициенты, зависящие от отношения
L
где И — вторая сторона прямоуголь-
ника:
н 7 И 7
1,0 0,485 0,187 1,6 0,422 0,051
1,1 0,483 0,153 1,7 0,408 0,042
1,2 0,475 0,123 1,8 0,398 0,034
1,3 0,463 0,098 1,9 0,388 0,028
1,4 0,450 0,079 2,0 0,378 0,023
1,5 0,432 0,063 2,5 0,344 0,010
3,0 0,322 0,005
Напряжение в плоской стенке: а = — 0,Зах:
1,064.10® 1,064-10®
«х = k Liij~ № + L2); L4ii..(4L2 + Я2);
k = 1,25/2 + 2,5/f.
Если отношение сторон расчетного прямоуголь-
ника больше 3, расчет надо вести по формулам:
pH* 35*
8 = 7,1 • 10-’; х’ —х2= -р-; а=х— 1;
1,81 -10’аР 0,75 рЯ2 ,
и ;== 1,57 г а; Ф:
Ф — коэффициент, зависящий от вычисленного выше и:
и ф 0 1 0,5 0,905 1 0,704 1,5 0,511 2 0,367 2,5 0,268
и ф 3 0,2 3,5 0,153 . 4 0,12 4,5 0,097 5 0,079
si -э- 5,5 0,066 6 0,05 6,5 0,047 7 0,041 7,5 0,036
и ф 8 0,031 9 0,025 10 0,02 11 0,017*| 12 Й 0,014
274
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
кГ/см 2
[Рис. 8-52. Кривые для определения напряжения а
в плоской стенке толщиной 4, 6, 8 и 10 мм при
удельном давлении
/L
0,5 кГ/см2 ijj- > 1
Напряжение в плоской
вычисленных значений и
части стенки равно сумме
g2; прогиб равен:
а
1 +«’
Для отношения 3, удельного давления
0,5 кГ!см2 и толщины стенки 4, 6, 8 и 10 мм макси-
мальное напряжение и прогиб можно определять по
кривым рис. 8-52 и 8-53.
При расчете плоской стенки на внутреннее давле-
ние максимальное напряжение находится непосред-
ственно из приведенных выше формул или по кривым;
при расчете на внешнее давление полученную из фор-
мул или из рис. 8-52 величину нужно увеличить на
15%. Этим учитывается наличие касательной силы
Q — воздействие цилиндрической части стенки на пло-
скую (рис. 8-54). Кроме того, при расчете на внешнее
давление ограничивают прогиб плоской части стенки:
он не должен превышать двойной ее толщины.
При расчете плоской части стенки на внешнее дав-
ление должна быть проверена ее устойчивость по от-
ношению к касательным силам Q (рис. 8-54). Провер-
ка состоит в вычислении запаса устойчивости и, кото-
рый должен быть не менее 4 (желательно не менее 5).
Для 6>а (рис. 8-54)
для b < а
t
§ 8-12]
Расчет механической прочности бака
275
Рис. 8-53. Кривые для
определения прогиба f плоской стенки “Толщиной 4, 6, 8 и 10 мм при
удельном давлении
здесь р — давление, кГ/см\
г — радиус цилиндрической[части бака (по внут-
ренней поверхности);
t — толщина стенки;
а и b — из рис. 8-54.
Если напряжение в плоской части стенки
(с учетом 15% увеличения — см. выше) пре-
вышает 1 500 кГ/см2 или если прогиб стенки
значительно больше ее двухкратной толщи-
ны, или если запас устойчивости по отноше-
нию к касательным силам меньше 4—5,
плоскую стенку необходимо усилить верти-
кальными или горизонтальными балками.
Связанные с плоской стенкой достаточно
18*
жесткие балки делят ее на отдельные пласти-
ны меньших размеров , (рис. 8-55). Эти отдель-
ные пластины рассчитывают по тем же, при-
веденным выше формулам; напряжение и про-
гиб уменьшаются соответственно уменьшению
размеров расчетного прямоугольника.
Горизонтальная балка (швеллер) усиле-
ния плоской части бака должна быть заведе-
на на закругление бака на 45° (рис. 8-12).
Усилением плоской стенки может служить и
кольцевой пояс, установленный с целью по-
высить критическое давление цилиндрической
части бака (см. выше). Горизонтальную бал-
ку рассчитывают на изгиб. Необходимый мо-
мент сопротивления швеллера находят как
276
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
Рис. 8-54. К расчету пло-
ской части стенки на
устойчивость.
Рис. 8-56. К определе-
нию нагрузки на гори-
зонтальную балку, уси-
ливающую плоскую
часть стенки.
Рис. 8-55i Уменьшение расчет-
ных размеров пластины при
усилении плоской стенки
балками.
для балки с заделанными концами с равно-
мерной нагрузкой:
PL
здесь Р — нагрузка на балку: P = pbL\
• р — удельное давление • (внешнее или
внутреннее);
6' — Siis» С) Ь" = д.» + д«. _|_ с (берет-
ся большее из двух значений, см.,
рис. 8-56);
L — длина плоской части балки;
[ан]=1400 кГ]см*.
В последнее время выявилось, что при
некоторых соотношениях размеров бака при-
веденная выше формула дает заниженное
значение напряжения в балке. В отдельных
случаях, для баков трансформаторов большой
мощности более близкое совпадение расчета
с опытом получается, если балку рассматри-
вать не как заделанную, а как опертую по
концам и, кроме того, если принимать L=
=1Л-г, где / — длина плоской части стенки,
а г — радиус закругления обечайки.
Нередко кольцевой пояс или заведенную
на закругление балку из швеллера с верти-
кально расположенной стенкой усиливают на-
кладкой (рис. 8-13), приваренной только на
участке вдоль плоской части бака.
Пример расчета стенки. Рассчитываем механи-
ческую прочность стенки овального бака с радиато-
рами трансформатора мощностью 5 6ЭЭ ква (§ 8-18).
Внутренние размеры бака: в плане 1 02Э X 2 320 мм,
высота (глубина) 2 630 мм, толщина стенки 6 мм.
Проверка устойчивости цилиндрической части
стенки при внешнем давлении 0,5 кГ/смг:
100* * 100-0,6
— =-51-=1,178;
£
Г
263 —1,2*
“ 51
= 5,12.
По рис. 8-49 находим
критическое давление
5,5 кГ)см2. Таким образом, цилиндрическая часть
стенки имеет запас прочности более пятикратного
(11-кратный); устанавливать кольцевой пояс не нужно.
Переходим к расчету плоской части стенки.
Расчетные размеры пластины: L = 263 — 1,2*= 261,8 см
и И =232—102 = 130 см (рис. 8-55). Отношение сто-
L
рон пластины #|Z5=2- По рис. 8-52 и 8-53 находим
а = 1,15-1 500 = 1 725 кГ/см2, т. е. напряжение больше
допускаемого; прогиб превышает двухкратную тол-
щину стенки. Плоскую часть бака необходимо усилить.
Применяем горизонтальную балку из швеллера; заво-
дим ее на закругление на 45°. Проверяем, достаточно
ли установить по одной балке на каждую плоскую
стенку. (Ниже определен необходимый номер швел-
лера->-№ 16а; швеллер установлен по рис. 8-12). При
наличии балки вертикальный расчетный размер пла-
стины уменьшается: 0,5(261,8—16) 123 см. Теперь
имеем ТТ'= 723 — ^»055. По рис. 8-52 и 8-53 находим
а = 1,15-1 050 1 200 кГ/см2, f =5:1,3 см. Таким обра-
зом, при наличии одной горизонтальной балки напря-
жение в стенке составляет 80ув допустимого, а прогиб
незначительно превышает двойную толщину стенки.
Проверяем прямоугольную пластину размером
130X123 см на устойчивость по отношению к каса-
тельным силам Q. Запас устойчивости п равен (Ь<а):
о /100/ V опа /ЮО.0,6 \»
800 ( ь ) 800 ( 123 )
...—0^51--------------------= 4-5>4-
t 0,6
Итак, усиление плоской стенки одной горизон-
тальной балкой оказалось достаточным .
Определяем необходимый момент сопротивления
балки (швеллера) „с учетом* стенки:
PL
12 ы:
Р = pbL; L = 130 см,
[си] = 1 400 кГ[см2.
* Из высоты (глубины)) бака вычитаем' толщину
верхней рамы, равную АД ем.
§ 842]
Расчет механической прочности бака
277
Ь принимаем равным половине расстояния от дна
до верхней рамы:
261,8
b = —g131 см>
Р = 0,5 -131 -130 8500 кГ;
8500430 „ Л
124 400 — 65»8сл<8-
Требующийся момент сопротивления получаем,
ярименяя швеллер № 16а с вертикально расположен-
ной стенкой; момент сопротивления швеллера с уча-
стком стенки (рис. 8-51) равен 78 см3.
»
Верхняя рама
Верхняя рама испытывает следующие ме-
ханические нагрузки, определяющие выбор ее
размеров. Бак может быть заполнен маслом,
а крышка не установлена. При отсутствии
прикрепленной болтами крышки значитель-
ная нагрузка приходится на верхнюю раму,
которая изгибается давлением масла (в гори-
зонтальной плоскости). Удельная нагрузка на
раму тем больше, чем выше бак; кольцевые
пояса и другие подобные усиления стенки
уменьшают эту нагрузку.
При выборе сечения верхней рамы ее де-
формацию нужно ограничивать с тем, чтобы
сохранить совпадение отверстий для уплот-
няющих болтов в раме и в крышке. В транс-
форматорах большой мощности для придания
верхней раме необходимой жесткости в непо-
средственной близости от нее располагают го-
ризонтальную балку (рис. 8-17).
Существовавшая до настоящего. времени
методика расчета механической прочности
верхней рамы пересматривается с учетом,
в частности, перехода от рам угловых к пло-
ским. В учебном проектировании следует
брать рамы с размерами, применявшимися
в выполненных трансформаторах (сериях)
(§ 8-4—8-6).
Крышка
Расчет крышки бака на внутреннее или
внешнее давление сводится к определению на-
пряжения изгиба а и прогиба f по формулам:
0,275/>а262 ; - ара4,
°_________________t2(a2 + b2) ’ ' WEt3 ’
где р — давление;
t — толщина крышки;
£=2-10* кГ}см2;
а и Ь — внутренние размеры бака в плане —
ширийа и длина;
а — коэффициент, зависящий от отноше-
ь
ния —:
а
— 1 1,25 1,5 1,75 2 со
а 138 199 240 264 277 284
При расчете по приведенным формулам
принимают, что напряжение о не должно
превосходить 1 100 кГ/см2, а прогиб f не дол-
жен быть больше толщины крышки.
В настоящее время методика расчета
крышки пересматривается, так как в ряде
случае® прогибы оказывались больше расчет-
ных. У отдельных трансформаторов действи-
тельный прогиб крышки близко подходил
к расчетному при условии принятия коэффи-
циента а следующим:
b
— 1 1,25 1,5 1,75 2 со
а 443 657 843 991 1 106 1 422
Пример определения толщины крышки. Рассчи-
тываем крышку трансформатора мощностью 5 600 ква
(§ 8-18). Размеры расчетного прямоугольника равны
102X232 см; р = 0,5 кГ/см\
Г 0,275ра262
V [%](e2 + *2)-
/0,275-0,5-1022-2322
1 100 (1022 + 2322) :5=1'05 см-
Принята толщина 12 мм*. При этой толщине крышки
и а, взятом по первой таблице, прогиб равен 0,44см;
при а, взятом из второй таблицы, прогиб составляет
1,8 см.
Дно
Расчет дна бака производят, определяя
напряжение а и прогиб f по формулам:
__ 0,375ра262 . f_____ 0,036ра2Ь2
° Г2(а24-&2) ’ l~Et,(at + bl) ’
обозначения здесь те же, что выше в расчете
крышки; напряжение ограничивается величи-
ной 1 100 кГ1смг, а допустимый прогиб за-
висит от размеров бака:
Трансформаторы
1 и 2-го габаритов
3-го габарита
4-го габарита
Допустимый прогиб, мм
8
12
16 или несколько
больше
Когда трансформатор стоит на своих кат-
ках, дно поддерживается швеллерами катков;
при нагрузке на дно изнутри участок его меж-
ду швеллерами изгибается как отдельная пли-
та. Однако твр1И подъеме собранного трансфор-
* Толщина 12 мм применена в существующей кон-
струкции трансформатора мощностью 5 600 ква класса
35 кв
278
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
Рис. 8-57. К расчету швеллеров катков,
приваленных к дну.
матора ие приваренные к дну швеллеры те-
лежки не нагружены и расчетные размеры
плиты (дна) >равны внутренним размерам
бака. Если швеллеры катков или балки жест-
кости приварены к дну (§ 8-5 и 8-6), то при
всех нагрузках расчет нужно вести для соот-
ветствующих участков дна; например, для
случая, показанного на рис. 8-57, расчетные
размеры плиты (дна) равны аХе.
При испытании бака внутренним давле-
нием удельная нагрузка на дно равна
0,5 кГ/см2\ при вакуумной сушке выемной
части в своем баке на дно действует внешнее
давление, соответствующее величине вакуума,
минус давление изнутри от веса выемной ча-
сти. Когда собранный залитый маслом транс-
форматор с неприваренной тележкой поднят
подъемным краном, удельное давление на дно
составляет:
где GBq и увч— вес, кГ, и удельный вес,
кГ/дм3, выемной части (см.
приложение 12);
Нр — высота от дна бака до выс-
шего уровня масла в расши-
рителе, м\
S — площадь дна (поперечное се-
чение бака), см2.
Для упрощения расчета пользуются обычно
приближенным выражением, которое дает
несколько заниженное значение р\
^В.Ч 4"
Р = —s~
здесь GM — вес масла в баке, кГ.
Если к дну бака приварены швеллеры кат-
ков и при этом выемная часть стоит на двух
опорах (§ 2-10) и опоры расположены над
швеллерами, в пределах участков tn на
рис. 8-57, то вес выемной части воспринимает-
ся швеллерами, а нагрузка на дно ограниче-
на давлением масла. Если выемная часть
трехфазного трансформатора стоит на трех
опорах, из которых две находятся над швел-
лерами катков, то можно считать, что на уча-
сток дна между швеллерами действует, кроме
давления масла, 7з веса выемной части.
В трансформаторах 4-го габарита при не-
скольких опорах выемной части ее вес можно
во всех случаях считать распределенным рав-
номерно по всей площади дна.
Сварные швы, соединяющие дно со стен-
кой, работают на изгиб. Напряжение в швах
не должно превышать 1 000 кГ!см2.
Пример расчета дна. Рассчитываем дно бака транс-
форматора мощностью 5 600 ква (§ 8-18). Внутренние
размеры бака: в плане 1 020X2 320 мм, высота (глуби-
на) 2 630 мм\ высший уровень масла в расширителе,
считая от крышки, около 850 мм\ вес выемной части
8 000 кГ\ к дну приварены швеллеры катков (рис. 8-72);
выемная часть стоит на трех опорах, две из них нахо-
дятся над швеллерами катков.
Вначале произведем расчет для дна без приварен-
ных швеллеров.
Определим удельное давление на дно от выемной
части и масла. Площадь дна равна 21 400 см2\ емкость
бака 5 630 дм3\ объем выемной части (удельный вес
5,75 кГ/дм3) 1 390 дм3\ объем масла в баке 4 240 дм3,
а вес 3 815 кГ\ высота уровня масла в расширителе
над дном бака равна около 3,5 м.
Удельное давление на дно по упрощенной формуле
равно:
Рв.ч 4"
Р-------
8 000 + 3 815
21 400
0,553 кГ/см2\
По формуле, учитывающей уровень масла в рас-
ширителе, удельное давление составляет:
^в.ч
р= —
( 0,9 \
(1-Г1-)+0,09Я =
\ <В.Ч /
8 000 / 0,9 \
= 21 400 (1 5,75 ) = 0»63 кГ/см*.
Расчет дна ведем на удельное давление 0,63 кГ/см2*
другие нагрузки дают меньшее удельное давление:
при испытании бака 0,5 кГ/см\ при вакуумной сушке
в своем баке 0,5 кГ/см2 минус давление, создаваемое
выемной частью.
Толщину дна без учета приваренных швеллеров
нужно было бы взять:
Г 0,375 ра2Ь2
t=V [°иНа’+6’)
1 /0,375-0,63.1022.2322
V 1 Ю0.(1022 +2322)
= 1,37 см.
Ближайшая применяемая толщина листовой стали
16 мм.
Переходим к расчету дна с учетом приварки
швеллеров тележки. Расчетные размеры пластины
§ 8-12]
Расчет механической прочности бака
279
равны (рис. 8-29) 102X133,2'cj/. Определим давление
на дно р на участке между швеллерами катков:
@в.ч /. . 0.9 \
Р = Зае V-7ВЛ )
+ 0.09Яр =
Рис. 8-58. Расчетное
сечение для опреде-
ления момента сопро-
тивления швеллеров,
крепящих катки, вме-
сте с участком дна.
8000-0,8435
3-102-133,2
- + 0,315 = 0,5 кГ/см*.
По формуле
-1/" 0,375-0,5-1022-133,22
t== V 1 100 (1022 4- 133.22) —‘-Обс-и
принимаем толщину дна 10 мм. При этом прогиб f
составит:
_ °'036/’а’6’
* — (а2 + 62) ~
0,036-0,5-102»-133,2» _ по_
= 2-10‘-1» (1022 + 133,22) 0,8 сж'
Этот прогиб допустим.
Швеллеры катков, приваренные к дну 1
Конструкция крепления катков к швелле-
рам, приваренным к дну бака, показана на
рис. 8-28 и 8-29. Схема для расчета швелле-
ров дана на рис. 8-57. Швеллер рассчиты-
вается как балка на двух опорах с равномер-
ной нагрузкой в средней части. Нагрузка на
пару швеллеров равна ’/2 полного веса транс-
форматора; реакция опоры (для двух швелле-
ров) равна */4 веса. Для выбора размера
швеллера нужно определить изгибающие мо-
менты МА—МС и Мв.
л# л# G L — а .
МА Мс 2 >
М.
= К] —см. ниже;
м ____а\.
в 4 у 2 4 у 8 I Tj’
G — полный вес трансформатора;
£*и а — см. рис. 8-57.
= представляет момент сопротивле-
ления двух швеллеров (удвоенный мо-
мент сопротивления одного швеллера
чотносительно оси х);
WB — момент сопротивления двух швелле-
ров вяжете с участком дна (рис. 8-58).
Момент инерции этого сложного сечения /
равен:
/=1тг+4о/2 +2$г2.
1 Выбор размеров катков см. § 8-9 и приложение 8.
Здесь Wx и S — момент сопротивления одного
швеллера относительно оси х и площадь его
сечения. Положение оси z, проходящей через
центр тяжести сложного сечения, находим,
приравнивая друг другу моменты соответ-
ствующих площадей относительно оси х:
(40/*) 2S • О = (40/2 + 2S) г;
отсюда
io/2 (Л+ /)
S -4- 20/2 ’
Момент сопротивления двух швеллеров
с участком дна равен:
По последней формуле вычислены моменты
сопротивления в табл. 8-4.
Таблица 8-4
Момент сопротивления двух швеллеров вместе с
участком дна (рис. 8-58)
Толщина дна, мм Момент сопротивления, см8, при швеллере №
5 1 | 6,5 1 8 10 12 | f 14а
4 25,5 39,5 57,5
6 27,5 43 62 95
8 — 46 66 100 142
10 —- 48 69 104 148 203,5
12 — — — 107,5 152,5 210
При расчете приваренных к дну швелле-
ров трансформаторов 2 и 3-го габаритов до-
пускаемое напряжение для определения необ-
ходимого момента сопротивления в сечениях А
и С следует брать сниженное — 900 кГ/см2.
Это обусловлено тем, что нередко при выгруз-
ке и передвижении трансформатора на своих
катках допускают отклонения от нормальных
условий; при этом нагрузка на отдельные
швеллеры значительно превосходит рас-
четную.
280
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
Пример расчета приваренных к дну швеллеров,
крепящих катки. Рассчитываем швеллеры катков
трансформатора мощностью 5 6J0 ква (§ 8-18). На
рис. 8-29 приведены размеры швеллеров для данного
примера. Ширина бака посредине пары швеллеров
равна около 1 000 мм; G = 19 500 кГ.
Определяем изгибающие моменты МА и Мв для
пары швеллеров:
МА~ 4 2
19500 135 — 103
4 ' 2
= 85 ЗОО.кГ-см.
G f а \ 19 500 / 100\
= 8 2 У 8 2 J ~
= 207 000 кГ-см.
При допускаемом напряжении 900 кГ/см2 необхо-
димый момент сопротивления двух швеллеров 2Wх
равен около 95 см8; при допускаемом напряжении
1 400 кГ/см2 момент сопротивления WB двух швелле-
ров вместе с участком дна должен быть не менее
148 см8. Выбираем швеллеры № 12; момент сопротив-
ления двух швеллеров 2IFX равен 2-57,7 =115,4 см8, мо-
мент сопротивления двух швеллеров вместе с участ-
ком дна составляет 148 см8 (табл. 8-4).
Съемная тележка
Рассматриваем съемную тележку, со-
стоящую из четырех основных швеллеров,
несущих катки, и двух вспомогательных
швеллеров, соединяющих основные между
собой (§ 8-9).
Для расчета главных швеллеров при сим-
метричном положении выемной части в баке
принимают схему нагрузки, показанную на
рис. 8-59. Полный вес трансформатора раз-
делен на три составляющие, это вес выемной
части, вес бака с радиаторами, расширителем
и пр. и вес масла. Вес выемной части бвч
считаем равномерно распределенным на длине
швеллеров, равной размеру по нижним полкам
ярмовых балок (рис. 8-59, размер Ь); вес
бака G6 принимаем сосредоточенным в местах
соединения стенки с дном (рис. 8-39); вес
масла считаем равномерно распределенным
на длине а (рис. 8-59)1.
В соответствии с рис. 8-59 максимальный
изгибающий момент двух швеллеров М выра-
зится:
__ G L G6 a а
4 ' 2 4*2 4*4
^в.ч Ь _ 1 1 /-» —^-1 .
4*4 — 8 а 2 / 2 J ’
1 Допускаем некоторую неточность, несколько за-
вышающую нагрузку на швеллеры против действитель-
ной; более точно было бы учитывать отдельно вес мас-
ла в баке и отдельно вес масла в радиаторах; послед-
ний в схеме нагрузки (рис. 8-59} следовало бы присо-
единить к весу бака.
Рис. 8-60. Схема для расчета съемной тележки при
несовпадении центра тяжести выемной части с цен-
тром бака.
здесь G — полный вес трансформатора;
°м> <?в.ч—веса бака, масла, выемной части;
L — расстояние между осями катков,
(база);
а и Ь — см. на рис. 8-59.
Необходимый момент сопротивления одного
швеллера W равен:
[%]= 1 400 кГ/см2,
Нагрузка на два связывающих швеллера 2Q прини-
мается равной полному весу трансформатора, умно-
dc 2
женному на отношение площадей -рг, где d = т а-
с—-см. рис. 8-59; F — площадь дна;
de
2Q = GT.
Связывающий швеллер рассчитывается как балка
на двух опорах с расстоянием между опорами с, рав-
номерно нагруженная на этой длине; нагрузка одного'
Л хч G de
швеллера Q равна: Q = необходимый момент
сопротивления швеллера IF равен:
ри] = 1 400 кГ/см2.
Главные и связывающие швеллеры должны быть
одной высоты (одного номера); поэтому, если по ра-
счету для связывающих швеллеров необходим больший
момент сопротивления, чем имеют главные швеллеры,
нужно взять число связывающих швеллеров больше
двух.
Смещение выемной части относительно тележки
приводит к неравномерной нагрузке пар швеллеров
§ 8-13]
«Съемный бак»
281
а отдельных катков, увеличивается расчетная нагрузка
на каток и изгибающий момент, определяющий номер
швеллера.
Нагрузка на швеллеры 1-2 составит:
где G — полный вес трансформатора;
I — см. рис. 8-60;
=”2” +
7 ^в.ч
т = f —(GBл — вес выемной части).
Нагрузка К,
иа правый каток (рис. 8-60) равна:
Изгибающий
разится:
®в.ч
р=а~-
момент двух швеллеров (/-2) М вы-
„ . (^б GM о» яг ^в.ч Ь2 Ьг
2 AsM — \ 4 "г 2 а 2 2 Ь ' 2 ,
if а2 Ь2 \
= KSL2— 4] G6as+^M а + ®».ч ь / ’
Рис. 8-61. Схема устройства съемного
бака трансформатора мощностью
20 тыс. ква на напряжение ПО кв. Бак
рассчитан на внешнее давление 0,5 ати.
hH, he—высота (глубина) нижней и
верхней частей бака.
1 — дно бака; 2 — продольная балка; 3 — уступ
дна. на котором стоит выемная часть транс-
форматора; 4 — стенка нижней части бака;
5 — плоская рама нижней части бйка; 6 — то же
верхней части; 7 — стенка верхней части бака;
8 — крышка бакаЛ приваренная к стенке.
(Сварка частей не показана.)
а b
здесь а2 = у — р\ + а — р.
При расчете связывающих швеллеров смещение
центра выемной части относительно центра бака учи-
• тывается тем, что вместо Q (см. выше) подставляем Qj:
Qi == Q у, где h2 = + р (h и р см. рис. 8-60).
L
где = -у + р;
М
8-13. «Съемный бак»
В новой серии трансформаторов 4-го габа-
рита разрабатывается конструкция съемного
бака. У него крышка не снимается, она при-
варена. Бак имеет разъем внизу. Выемную
часть устанавливают в нижнюю часть бака и
«накрывают» верхней его частью. Для осмот-
ра и ремонта выемной части ее из бака не
вынимают, как это делают у трансформаторов
существующей конструкции, а только сни-
мают верхнюю часть бака. Соответственно
уменьшается необходимая грузоподъемность
подъемного крана на месте установки транс-
форматора.
При создании в 1957—1958 гг. первых оте-
чественных съемных баков выявились некото-
рые особенности их конструирования.
При разработке съемного бака возникает
вопрос о выборе места его разъема. На
рис. 8-61 показана схема устройства бака
с относительно высокой нижней частью; на*
рис. 8-62 — с более низким расположением
разъема. В последней конструкции при снятой
верхней части бака доступно для осмотра
практически все нижнее ярмо. Возможности,
осмотра нижнего ярма ограничены при отно-
сительно высоком расположении разъема со-
гласно рис. 8-61.
Конструкции по рис. 8-61 и 8-62 отличают-
ся друг от друга устройством для подъема
собранного трансформатора. При баке, вы-
полненном по рис. 8-61, трансформатор подни-
мают за нижнюю часть. (Наверху бака при-
варены крюки для подъема только его верх- '
ней части.) Продольные балки нижней части
бака выступают наружу. За концы балок за-
крепляют тросы; для них у верхней части
бака сделаны направляющие. При этом
устройстве для подъема нужны относительно-
длинные тросы.
282
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
Рис. 8-62. Схема устройства съемного бака
автотрансформатора мощностью
120 тыс. ква на напряжение 220 кв. Бак
рассчитан fna внешнее давление 1 апги.
hH, hB — высота (глубина) нижней и
верхней частей бака.
/—рупорный /5олт; 2 — упор для болта; 3—косынка;
4 — дно-бака; 5—швеллер усиления дна; £ —стенка
нижней части бака; 7 — пластина, приваренная
к вертикальной балке; 8—стенка верхней части бака;
9 — пластины, приваренные к двум вертикальным
балкам; 10 — круглый стержень для закрепления
троса при подъеме трансформатора; 11 — косынка;
12 — крышка бака, приваренная к стенке. (Сварка
частей не показана.)
В конструкции по рис. 8-62 с небольшой
высотой нижней части бака связано осуще-
ствление подъема трансформатора за верх
€ака; разместить подъемные устройства на
нижней части бака затруднительно. При этом
приходится принимать меры к усилению
места разъема, которое нагружается значи-
тельной частью полного веса трансформатора.
Усиление заключается в применении пояса
жесткости непосредственно над разъемом,
в приварке высоких косынок в нижней части
<5ака (см. рис. 8-62).
На рис. 8-62 показаны упоры, разгружаю-
щие болты в разъеме бака от среза силами
внешнего давления, действующими на стенку
при заливке трансформатора маслом под ва-
куумом.
Для создания надежного уплотнения разъ-
ема, находящегося внизу бака и испытываю-
щего постоянное давление столба масла зна-
чительной высоты, необходимо хорошо подо-
гнать друг к другу две рамы, служащие для
соединения частей бака. Этого можно достичь,
выполняя плоские рамы по рис. 8-5,в или г.
В /двух рамах одновременно сверлят отвер-
стия для болтов. Рамы соединяют болтами,
притягивая вплотную друг к другу (проволо-
ка для удерживания резиновой прокладки не
приварена), и устанавливают на нижнюю
часть бака. Приваривают нижнюю из рам
к нижней части бака. Устанавливают верх-
нюю часть бака и приваривают ее к верхней
из рам. При таком способе сборки и сварки
уменьшается деформация рам во время их
приварки к соответствующим стенкам; обе
рамы имеют одинаковую форму: неровности
одной рамы «копируют» неровности другой.
Таким образом, обеспечивается равномерное
сжатие резиновой прокладки в разъеме бака
и хорошее уплотнение.
Радиаторы устанавливают на верхней ча-
сти съемного бака: верхний патрубок радиа-
тора находится вблизи крышки, нижний —
над разъемом бака. При конструировании
нужно предусматривать возможность подъема
верхней части съемного бака с радиаторами;
жесткость верхней части должна быть такой,
чтобы она не деформировалась во время та-
кого подъема.
Конструкция съемного бака сложнее, а его
изготовление несколько более трудоемко, чем
бака со съемной крышкой.
Преимущество съемного бака — значитель-
ное снижение необходимой грузоподъемности
подъемного крана на месте установки транс-
форматора — имеет неодинаковое значение
для повышающих и для понижающих транс-
форматоров; наличие в машинных залах элек-
тростанций мощных кранов, предназначенных
для обслуживания генераторов, может во
многих случаях сделать это преимущество
съемного бака практически несущественным
для повышающих трансформаторов.
Для трансформаторов большой мощности
применение съемного бака облегчает вписыва-
ние в железнодорожный габарит. Приварен-
ная крышка съемного бака имеет меньшую
ширину, чем съемная крышка бака суще-
ствующей конструкции. Таким образом, при
съемном баке уменьшается ширина транс-
форматора в верхней его части, где Железно-
дорожный габарит сужен (гл. 11).
$ 8-14]
Дутьевое охлаждение радиаторов
283
8-14. Дутьевое охлаждение радиаторов
Централизованная подача воздуха
В ранних конструкциях трансформаторов 4-го га-
барита дутьевое охлаждение волнистых или трубча-
тых радиаторов (§ 8-7) осуществлялось от одного
центробежного вентилятора. Засасываемый вентилято-
ром воздух поступал в кольцевую камеру прямоуголь-
ного сечения, приваренную на стенке бака на уровне
середины высоты радиатора. От камеры отходили го-
ризонтальные распределительные круглые трубы с от-
верстиями,. направленными вверх под углом 45°. Трубы
располагались перпендикулярно стенке бака, вдол^
волн или труб радиатора. Вентиляционный агрегат —
вентилятор и электродвигатель — монтировался на фун-
даменте отдельно от бака. (Более подробно см. [Л. 1,
стр. 151 и Л. 2, стр. 243]).
Одно время применялась система централизованной
подачи воздуха (от одного вентилятора) снизу ‘радиа-
торов. Воздух поступал в круглую трубу большого
диаметра, расположенную под радиаторами, и через
плоские узкие отверстия (сопла) направлялся вверх
вдоль труб радиаторов. «Дутье снизу» отличалось от
описанной выше подачи воздуха к середине высоты ра-
диатора несколько меньшим сопротивлением системы
при том же количестве воздуха.
«Дутье» с централизованной подачей воздуха пред-
ставляло довольно сложное устройство и характеризо-
валось относительно больцмм потреблением энергии.
Так, например, при потерях трансформатора 240 кет
применялся центробежный вентилятор с давлением
100—120 мм вод. ст. производительностью 290 м3/мин
и электродвигатель мощностью 16 кет. В дальнейшем
перешли на систему распределенной подачи воздуха
от отдельных небольших вентиляторов (см. ниже).
Система распределенной подачи воздуха i
У выпускаемых в настоящее время транс-
форматоров обдувание пристроенных на стен-
ке бака радиаторов производится осевыми
(пропеллерными) вентиляторами, установ-
ленными по два на каждый сдвоенный труб-
чатый радиатор. Вентилятор — четырехлопа-
стная «крыльчатка»— закреплен на верти-
кальном валу электродвигателя. Два двига-
теля с крыльчатками помещены в «межтруб-
нрм пространстве» радиатора — один за дру-
гим в направлении вдоль коллекторов
(рис. 8-63). Вентилятор засасывает воздух
снизу и направляет его расходящимся кону-
сом вверх. При этом интенсивно обдувается
наиболее нагретая верхняя часть поверхно-
сти труб, что обеспечивает хорошее охлажде-
ние масла. Показателем эффективности обду-
вания отдельными вентиляторами служит ско-
рость воздуха, измеряемая непосредственно
над радиатором. При скорости порядка 1—
1,25 м/сек (именно такая скорость получает-
ся в существующей конструкции дутья) сред-
нему перегреву масла 45° С соответствует
теплоотдача порядка 750 вт с 1 м2 поверхно-
1 По заводской терминологии — «индивидуальное
обдувание» радиаторов.
сти трубчатого радиатора (против около
450 вт/м2 при естественном охлаждении). При
этом потребление мощности двумя двигателя-
ми, установленными на радиаторе, составляет
порядка 200 вт. При удельной тепловой на-
грузке 750 вт/м2 полная теплоотдача трубчатых
радиаторов при дутье равна: от 17,7 кет при
расстоянии между центрами патрубков
Z1 880 мм до 36,2 кет при расстоянии 4 250 мм
(табл. 8-2).
Устройство с распределенной подачей воз-
духа отличается от дутья при помощи одного
вентилятора значительно меньшим аэродина-
мическим сопротивлением. Поэтому при рас-
пределенной системе потребляемая мощность
значительно меньше, например в 5 раз. Кро-
ме того, при дутье от небольших вентиляторов
отпадает громоздкая установка большого
центробежного вентилятора с его электродви-
гателем; отпадает кольцевая камера и много-
численные трубы для подвода воздуха к ра-
диаторам; повышается надежность системы:
выход из работы одно-двух двигателей (из
их общего числа 20 или больше) почти не
сказывается на температуре масла.
В существующей конструкции применяет-
ся «крыльчатка», показанная на рис. 8-63.
Электродвигатель—трехфазный, асинхронный
с короткозамкнутым ротором, 1450 об/мин,
cos <р=0,7, к. п. д. 70%, для наружной уста-
новки, в водонепроницаемом исполнении —
приспособлен для работы с вертикально рас-
положенным валом. Номинальная мощность
двигателя 250 вт, напряжение 220 или 380 или
500 в (без переключения с 220 на 380 в). Дви-
гатели питаются через «магистральную ко-
робку», установленную на стенке бака. От
этой коробки идет трехжильный кабель (в за-
крепленном на стенке бака металлическом
рукаве) к «распределительным коробкам»*, на
каждом радиаторе — одна коробка. От послед-
ней отходят соединения к двум двигателям
(рис. 8-64). Высота радиатора (длина труб)
не влияет существенно на производительность
вентилятора, так как основное аэродинамиче-
ское сопротивление представляет проход меж-
ду трубами в верхней части радиатора. Для
данного радиатора максимальная теплоотда-
ча п’олучается при установке вентиляторов
несколько ниже середины его (высоты. На МТЗ
принята высота установки вентиляторов около
!/з расстояния между осями патрубков ра-
диатора, считая от нижнего патрубка.
В существующей конструкции трансформа-
торов 4-го габарита электродвигатели «дутья»
устанавливают на самом радиаторе; к трубам
284
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
Рис. 8-63. Установка двигатель-вентиляторов 'на баке с радиаторами.
1— бобышка; 2 —растяжка; 5—«стенка бака; 4 — балка; 5 —скЬба (болты М16); 6 — скоба, приваренная к 4; 7 — трехжильный кабель-
в резиновом шланге (марка КРПТ - 3 х 4 мм*), помещенный в гибкий рукав из стальной оцинкованной ленты (марка РЗ-Ц-Х-20):
8— скоба для крепления 7; 9 — распределительная коробка; 10 — крепление электродвигателя — болт М12 с пружинной шай-
бой и резиновой прокладкой; //—электродвигатель типа АЗЛ-31/4 мощностью 250 вт; /2 — вентилятор — четырехлопастная крыльчатка.
При расстоянии между центрами патрубков охладителей
А - 1 880 — 2 685 мм, Б — 670 мм; при А - 3 000* и 3 250 jwjw Б - 870 мм; при А - 3 750 и 4 000 мм Б - 1 170 мм; при А - 4 250 мм
Б - 1 270 мм.
Вес двух электродвигателей 32 кГ, двух крыльчаток около 0,8 кГ.
Рис. 8-64. Схема питания электродвигателей
дутьевого охлаждения радиаторов.
1 — провода от источника питания; 2 — магистральная коробка
(на стенке бака); 3 — распределительная коробка (на радиаторе);
4 — плавкий предохранитель типа ПД1; 5 — провода
к электродвигателям
радиатора приварены горизонтально два
угольника, к ним прикреплена болтами пли-
та; на плите стоят двигатели. К плите при-
винчена также распределительная коробка.
В настоящее время разрабатывается крепле-
ние двигателей к стенке бака. Это делается
для того, чтобы повысить устойчивость ра-
диаторов, разгрузить их от механических уси-
лий, возникающих при работе вентиляторов.
Эти усилия приводят иногда к ослабеванию
уплотнений патрубков радиаторов. На
рис. 8-63 показана одна из разработанных
конструкций крепления двигателей.на стенке
бака.
§ 6-14]
Дутьевое охлаждение радиаторов
285
В настоящее время проводятся работы по
усовершенствованию пропеллерного вентиля-
тора; в процессе исследования находятся
различные варианты конструкции с изменен-
ным устройством лопастей. Выявлены возмож-
ности повысить производительность вентиля-
тора и увеличить теплоотдачу радиатора це-
ною повышения потребляемой мощности. Но-
вые условия и требования к двигатель-венти-
ляторам могут возникнуть в связи с разра-
боткой новых типов радиаторов (§ 8-7).
Среди заграничных конструкций встре-
чаются установки для дутьевого охлаждения
с небольшими вентиляторами, находящимися
под радиаторами или сбоку от них. В послед-
нем случае вентиляторы располагают наклон-
но. Иногда- крыльчатку помещают в металли-
ческий раструб, придающий потоку воздуха
определенное направление.
Автоматическое управление дутьем
Трансформаторы с дутьевым охлаждением
радиаторов снабжают устройством для авто-
матического пуска и остановки электродвига-
телей вентиляторов. Включение дутья проис-
ходит, когда ток нагрузки трансформатора,
увеличиваясь, достигает номинального значе-
ния или при повышении температуры верхних
слоев масла до 55° С. Дутье отключается при
снижении температуры масла до 50° С, если
при этом ток нагрузки меньше номинального.
Этот интервал в 5° С уменьшает число запус-
ков и остановок электродвигателей при не-
больших колебаниях температуры масла. Для
управления дутьем в зависимости от темпе-
ратуры используются контакты термометриче-
ского сигнализатора типа ТС-100 (см. § 10-2).
(На баке трансформатора монтируются два
прибора ТС-100; один служит для контроля
температуры, другой входит в схему автома-
тического управления дутьем.) Красная стрел-
ка сигнализатора устанавливается на темпе-
ратуру 55° С, желтая — на 50° С. Включение и
остановка двигателей в зависимости от вели-
чины тока трансформатора осуществляются
при помощи токового реле, обмотка которого
питается нагрузочным током через трансфор-
матор тока. Для того чтобы дутье не включа-
лось при кратковременных перегрузках транс-
форматора, применено реле времени (см.
ниже).
На рис. 8-65 изображена схема шкафа
АД-2 автоматического управления дутьем.
Шкаф включают на автоматическую работу
замыканием в переключателе ПУ контакта
11-12.
Рис. 8-65. Схема автоматического управления дутьем.
Показана основная часть схемы в упрощенном виде
для случая питания от сети переменного тока
напряжением 220 в.
А, В, С — сторона питания; Л', В', С'— к электродвигателям;
ЩУ- щит управления (включение дутья от руки): ТС — термо-
метрический сигнализатор; ТСК — контакт красной стрелки;
TCJK — контакт желтой стрелки сигнализатора; ПУ — универсаль-
ный переключатель; ПМ — магнитный пускатель (обмотка и глав-
ные нормально открытые контакты); 1РТ°, 2РТ° — тепловые реле
(обмотки и нормально закрытые -контакты); РП ~ промежуточное
реле (обмотка и два нормально открытых контакта); 1РП—проме-
жуточное реле (обмотка и контакты, один нормально закрытый,
два открытых); РВ — реле времени (обмотка и нормально откры-
тый контакт). (Дана условная нумерация контактов подряд для
всех приборов).
Для того чтобы двигатели были запущены
(рис. 8-65), должны замкнуться контакты пускателя
ПМ, т. е. должна обтекаться током обмотка пускате-
ля. Это происходит, если контакт 5-6 промежуточного
реле РП замыкает цепь а-б-в.
При температуре масла ниже 50° С и токе нагруз-
ки ниже номинального контакты сигнализатора 15-14
и 15-16 и реле тока 22-23 открыты, цепь г-о-б-в не за-
мкнута, обмотка промежуточного реле РП между точка-
ми м и н обесточена, контакт 5-6 открыт. При темпе-
ратуре масла 50° С замыкается контакт 15-16, но вклю-
чение дутья еще не происходит. При достижении тем-
пературы 55° С замыкаются контакт 13-14 и цепь
г-д-е-к-л-и-ж-з-м-н-о-б. Обмотка РП оказывается под
током, замыкается контакт 5-6, дутье включается. Од-
новременно замыкается контакт 17-18. При снижении
температуры до величины, меньше чем 55° С, но боль-
шей 50° С, размыкается контакт 13-14, но дутье еще не
отключается, так как остается замкнутой цепь д-е-к-
л-м-н-о. При дальнейшем понижении температуры за
50° С размыкается контакт 15-16, обмотка реле РП
обесточивается, размыкаются контакты 5-6 (17-18), раз-
рывается цепь а-б-в, дутье отключается.
При токе нагрузки, меньшем номинального, соеди-
нения точек 22 и 23 нет и дутье не включено, если
только пуск электродвигателей не произошел вслед-
286
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. ft
ствие соответствующего повышения температуры. При
токе нагрузки, равном номинальному, реле тока сра-
батывает, и точки 22 и 23 оказываются замкнутыми;
замкнута цепь д-е-к-п-р-о-б. Обмотка реле времени
РВ начинает обтекаться током. Если до истечения вы-
держки времени ток не снизится до величины меньше
номинального, то реле времени сработает, замкнутся
его контакт 28-29 и цепь п-с-т-н. Окажется по^ током
обмотка промежуточного реле 1РП; его контакты пе-
реключатся: 20-21 и 26-27 замкнутся, 24-25 разомк-
нется. Размыкание контакта 24-25 отключит обмотку
реле времени (разомкнется контакт 28-29). Замыкание
контакта 26-27 включит обмотку реле 1РП помимо реле
времени (цепь п-р-у-т). Замыкание через контакт 20-21
цепи к-п-р-м-н-о приводит к обтеканию током обмотки
реле РП, к замыканию конктакта 5-6 и включению
дутья. Отключение дутья может произойти только при
размыкании контакта реле тока (при снижении тока
до величины ниже номинального).
Для включения дутья от руки нужно замкнуть
контакт 9-10 переключателя ПУ (контакт 11-12 при
этом размыкается) или замкнуть контакт 7-8 со щита
управления. В первом случае замыкается цепь г-д-е-
и-ж-з-м-н, во второе г-д-ж-з-м-н; обмотка реле РП
оказывается под током, замыкается ^контакт 5-6.
При ненормальном повышении тока в цепи дви-
гателей срабатывает тепловое реле (1РТ, 2РТ), размы-
кается контакт 1-2 или 3-4, обмотка пускателя ПМ
обесточивается и его контакты размыкаются.
Шкаф АД-2 автоматического управления
дутьем устанавливается отдельно от транс-
форматора, вблизи него. Размеры шкафа
(изготовления МТЗ) в плане 600X400 мм,
полная высота (вместе с находящимися на-
верху рымами для подъема шкафа и высту-
пающими внизу воронками и сальниками для
кабелей) равна около 1 100 мм, вес около 75 кГ.
В некоторых заграничных конструкциях
применяется автоматическое управление
дутьем с использованием в качестве датчика
«термокопии», которая должна воспроизво-
дить температуру наиболее нагретой точки
обцоток (§ 10-2).
8-15. Водяное охлаждение масла
Принудительная циркуляция масла
через водяной маслоохладитель
На рис. 8-66 приведена схема искусственного
охлаждения трансформатора с водяным маслоохлади-
телем. «Горячее» масло забирается из верхней части
бака, насосом перекачивается через трубчатый охла-
дитель, охлаждается в нем водой и поступает в ниж-
нюю часть бака. Входной и выходной патрубки масло-
провода располагают на баке «по диагонали», с тем
чтобы вовлечь в циркуляцию возможно больший объем
масла трансформатора. Насос устанавливают всегда
перед охладителем со стороны входа в него масла,
с тем чтобы охладитель был в «напорной ветви» масло-
провода и масло в нем находилось под наибольшим
давлением, обусловленным работой насоса. (Во «вса-
сывающей ветви» маслопровода — между выходом мас-
ла из бака и насосом — последний создает разреже-
ние). Такое расположение насоса облегчает создание
в охладителе превышения давления масла над давле-
нием воды, необходимого для того, чтобы исключить
Рис. 8-66. Схема при-
нудительной цирку-
ляции масла через
водяной охладитель.
1 — бак трансформатора;
2 — центробежный насос
для масла с электродви-
гателем; 3 — обратный
клапан; 4 — адсорбер; 5—
маслоохладитель; 6 — ма-
нометр для воды; 7 —
термометр для воды; 8 —
термометр для масла
9 — манометр для масла;
10 — расходомер для ма-
сла; 11 — воздухоотдели-
тель; 12 — сетчатый
фильтр.
Манометры и термометры-
установлены на маслоох-
ладителе. Цифры 103;
88, 57; 86—уровни в метрах
для расчета давления
масла (см. текст).
возможность попадания воды в масло трансформатора.
На рис. 8-67 схематически показано устройство
трубчатого охладителя типа МП-65 (с /поверхностью
охлаждения 65 м2) — одного из применяемых в отече-
ственном траноформаторостроении. Он состоит из
стального цилиндрического корпуса и двух водяных
камер. В корпус вставлена трубная система — две
стальные круглые доски с завальцованными в них ла-
тунными трубами. Нижняя трубная доска закреплена
жестко, верхняя — посредством компенсирующей шай-
бы. При температурных изменениях длины труб верх-
няя доска смещается вверх или вниз. Этим исключа-
ются механические напряжения, которые могли бы
нарушить уплотнение труб.
Горячее масло поступает в верхнюю часть корпу-
са маслоохладителя, в пространство между трубами »
выходит наружу из нижней части корпуса. Путь потока
масла значительно удлиняется стальными перегород-
ками (рис. 8-67). Вода поступает в левый отсек ниж-
ней водяной камеры и по трубам, связанным с этим.
Отсеком, поднимается в верхнюю камеру. Оттуда по
остальным трубам вода возвращается в правый отсек
нижней камеры и уходит из охладителя. В маслоохла-
дителях других типов движение масла направляется
ступенчатыми перегородками, имеющими срез по хорде
попеременно с одной и другой стороны. Известны
также устройства с винтовыми направляющими для
масла, с перегородками, имеющими зазоры у каждой
трубы, и др.
Охладитель типа МП-65 рассчитан на вертикаль-
ную установку и давление масла и воды до 3,3 ати.
Предусмотрена периодическая очистка водяных труб.
Для этого трубную систему (доски с трубами) выни-
мают из корпуса.
§ 8-15]
Водяное охлаждение масла
2&Т
Рис. 8-67. Схема устройства труб-
чатого водяного маслоохладителя
типа МП-65.
/ — верхняя водяная камера; 2 —верх-
няя трубная доска; 5 —латунная ком-
пенсационная шайба; 4 — входной пат-
рубок для масла, Dy — 150 мм; 5 — кор-
пус охладителя; 6 — кожухи; 7 —латун-
ные трубы 0 17/19 мм для воды;
8 — перегородки для направления масла;
9— выходной патрубок для масла,
Dy — 125 мм; 10—нижняя трубная доска;
//—входной патрубок для воды;
Оу = 125 мм; /2—выходной патрубок для
воды, Dv -=‘125 мм; /5 — нижняя вод$<
на я камера с двумя отсеками.
Наружный диаметр корпуса около 700 мм,
полная высота охладителя около
3 200 мм, полный вес около 1 650 кГ.
Циркуляция масла осуществляется центробежным
насосом, соединенным валом с электродвигателем. На-
сос для масла следует включать в работу прежде, чем
начинается подача воды, с тем чтобы обеспечить пре-
вышение давления масла над давлением воды (см.
ниже). Это обусловливает определенную последова-
тельность операций при включении трансформатора и
при остановке системы маслоохлаждения после отклю-
чения трансформатора.
В масляную часть системы входит ряд вспомога-
тельных устройств. Это — струйное реле, оно служит
для определения расхода масла, для сигнализации о-
прекращении циркуляции масла и т. д. Для того что-
бы не пропустить в бак трансформатора воздух, кото-
рый может попасть в масло в насосе, служит воздухо-
отделитель, Перед входом масла в бак устанавливает-
ся сетчатый фильтр, задерживающий волокна и др
Для химической очистки и восстановления масла па-
раллельно маслоохладителю включается (через трубы*
уменьшенного диаметра) адсорбер (§ 8-17). Для того
чтобы при неполадках в воздухоотделителе или сет-
чатом фильтре не прекращать циркуляцию масла,,
устраивают обходные маслопроводы с соответствующей
системой вентилей.
На схеме рис. 8-66 показан один маслоохладитель
и один насос. Для охлаждения мощных трансформато-
ров применяют несколько параллельно включенных,
охладителей с двумя насосами, из которых один ре-
зервный. Возможны и другие схемы.
Во избежание замерзания воды маслоохладитель
нельзя устанавливать на открытом воздухе; он должен-
находиться в помещении, где температуря всегда выше
нуля. Таким образом, при наружной установке транс-
форматора маслоохладитель оказывается удаленным
от бака, иногда на значительное расстояние; при внут-
ренней установке маслоохладитель можно располагать
у трансформатора или на самом баке.
Расчет системы маслоохлаждения
Теплоотдача охладителя определяется расходом (ко-
личеством в единицу времени) масла и воды, разно-
стью их температур, величиной омываемой маслом по-
верхности труб и коэффициентом теплопередачи этой
поверхности. Коэффициент теплопередачи зависит
в основном от характера движения масла и средней
скорости масла и воды. С повышением скоростей коэф-
фициент до некоторого предела увеличивается; боль-
ший эффект дает увеличение расхода (скорости);
масла.
Температура охлаждающей воды принимается рав-
ной 25° С. Допустимая средняя температура масла*
определяется нормированной предельной температурой
обмоток 95° С. При перегреве обмоток над маслом,
равном Д*о , средняя температура масла должна
м
быть не более 95° — Д/ 0 •
м
Один и тот же охладитель применяется для транс-
форматоров разной мощности с широким диапазоном
потерь. Для заданной величины потерь трансформато-
ра (для определенной требующейся теплоотдачи охла-
дителя) могут быть осуществлены различные комбина-
ции расхода масла и воды; при увеличении . расхода^
масла уменьшается расход воды, и наоборот. Больший
расход масла может обусловить применение маслопро-
водов увеличенного диаметра и большее потребление
энергии электродвигателем насоса. Сопоставление раз-
личных комбинаций расхода масла и воды нужно де-
лать, учитывая условия водоснабжения охладителя:
подача воды из верхнего бьефа гидростанции или во-
допровода и т. п. Расчет охлаждения трансформатора
с принудительной циркуляцией масла через водяной
охладитель состоит из трех взаимосвязанных частей.
В тепловом расчете для определенных принятых рас-
ходов масла и воды находят их температуры; в расче-
те системы циркуляции масла определяют ее гидрав-
лическое сопротивление и производят выбор насоса.
Третья часть — расчет системы водоснабжения масло-
охладителя. Ниже в сокращением изложении помещен
288
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
пример расчета масляной системы и температур; ра-
счет водоснабжения не приведен, так как проектиров-
щиками трансформаторов он не выполняется.
Пример. Потери трансформатора 570 кет. Темпе-
ратура охлаждающей воды 259С. Применен один мас-
лоохладитель типа МП-65. После сравнения различных
вариантов принят расход масла около 165 м3/ч и воды
200 м3/ч. Для маслопровода взяты трубы с условным
проходом 150 мм, это дает скорость масла около
2,6 м/сек.
Гидравлический расчет системы циркуляции масла.
Для принятой компоновки оборудования, его размеров
и гидравлических характеристик рассчитываем поте-
ри напора в местных сопротивлениях, по длине труб,
в охладителе. Потери в местных сопротивлениях и тру-
бах ведем отдельно для двух участков: I — от выхода
из охладителя до входа в трансформатор, II — от вы-
хода из трансформатора до входа в охладитель
{рис. 8-66). Это разделение нужно для определения
давления масла в охладителе.
Потеря напора в местных сопротивлениях выра-
жается формулой
2 л2
h — — vp = _L .
меь 2g F2
-где Лмес — потеря напора, ж;
vM — скорость масла, м/сек\
QM — расход масла, м*/сек\
FT —сечение маслопровода, л2;
$ — коэффициент сопротивления;
g = 9,81 м/сек*.
Коэффициенты местных сопротивлений берем из
справочника; здесь указаны некоторые из них: задвиж-
ки— 0,1; колена (при диаметре прохода 150 мм и ра-
диусе закругления трубы 210 мм)—0,21; тройника
(при прямом движении жидкости мимо перпендикуляр-
но расположенного ответвления)—0,1; обратного кла-
пана— 3,2; входа в бак трансформатора—1,0; сетча-
того фильтра — 4,0 и т. д.
Для участков I и II потеря напора в -местных со-
противлениях составит:
(2,5=11,16; Sjj$ = 5,66);
11,160* ,
Лмес 1 “ 2-9,8.0,0176» = 835Q“;
h _ 5.66Q* _ОЧ9п2
месП 2-9,8-0,01762
Потеря напора по длине труб выражается фор-
мулой
т 2gdT e2gdTF*’
где /т — длина труб, м;
dT — диаметр трубы, м;
vM, QM, Fr — см. выше;
0,316
~ VUdT '
V 15-10-"
15-10”® ж*/дек(0,15 см2 Ice к) — кинематический коэф-
фициент вязкости масла при температуре
+55® С.
Производительность, л/сек
Рис. 8-68. Выбор насоса для системы цирку-
ляции масла. Расходные характеристики
Q = f(H) системы и насосов.
Вначале в формулу для Л подставляют ориенти-
ровочное значение скорости, потом X уточняют. В
нашем примере окончательно получена скорость масла
2,63 м/сек. Для нее найдено Х = 0,0249.
Находим потери напора в трубах:
0,0249/TQ*
т= 2-9,8-0,15-0,0176» ’
'/т1=20,5л, '/тЦ =35,5 Л;
Лт1=561-<2«; AT„=972Q*.
Потеря напора в охладителе типа МП-65 иринята:
йохл = 6 120Q* .
Полная потеря напора в системе циркуляции масла
равна:
н .= VA = (1 835 + 932 + 561 -f- 972 + 6 120) Q* =
= 10 420Q* .
Потеря напора на участке I равна
(1 835 + 561) Q* 2 396Q* ;
потеря на участке II
(932 + 972) Q* = 1 904Q* .
§ 8-15]
Водяное охлаждение масла
289
По формуле #=10 420 строим график — рас-
ходную характеристику системы циркуляции масла
(рис. 8-68). На оси абсцисс отложен расход масла
в литрах в секунду, на оси ординат — напор в метрах
столба масла; при этом коэффициент 10420 изменяется
на 10 420.10-е.
Выбор насоса производят путем сопоставления рас-
ходной характеристики системы с расходными характе-
ристиками насосов, указывающими связь между их
производительностью («подачей») и создаваемым ими
напором. Рабочая точка насоса лежит на пересечении
расходных характеристик системы и насоса. Таким об-
разом, для данной системы с определенным гидравли-
ческим сопротивлением может быть получено только
одно значение подачи насоса (расхода масла). Если
этот расход масла не удовлетворяет требованиям теп-
лового расчета, нужно применить другой насос.
На рис. 8-68 нанесены характеристики насосов ти-
пов 8К-12а, 6К-12, 6К-12а. (Насосы горизонтальные,
одноступенчтатые, центробежные, 1 450 об/мин — по ка-
талогу-справочнику Главхиммаша, 1953 г.). Расход
масла этих насосов на рассчитываемую систему равен
51; 44,5 и 39 л!сек. В соответствии с тепловым расче-
том выбран расход 44,5 л/сек или 160 м3/ч (насос
6К-12), при котором скорость масла в маслопроводе
44,5-10-* ,
составляет ом = q q — =2,63 м/сек. При
этом полный напор равен (рис. 8-68) 20,2 м столба
масла. Потеря напора на отдельных участках составит:
2 396
участок I — Ю420*20>2=4,64 м, участок 77—3,69 м,
охладитель — 11,87 м.
Необходимая полезная мощность электродвигателя
(мощность на валу насоса) равна:
QmTm*
Nv— 101,9TjH;
здесь Na — мощность, кет;
Тм — удельный вес масла, кГ/м* (для темпера-
туры 55° С имеем тм = 846 кГ/д*3);
— к. п. д. насоса при данной его подаче (по
рис. 8-68 т)и = 0,8);
160«846-20,2
' 3 600-101,9-0,8 ^9’3 квт>
здесь 160/3 600 —подача масла в метрах кубических
в секунду;
101,9 кГм/сек = 1 кет.
Определяем давление в разных точках системы цир-
куляции масла. Давление масла на его входе и выхо-
де из охладителя равно сумме статического и динами-
ческого напоров в этих точках. Статический напор
(давление) находим по разности отметок (рис. 8-66):
103—88,57=14,43 м; 0,846 - 14,43 ~ 12,2 ж; 103—86=17 м;
0,846-17«14,4 м. Распределение динамического напо-
ра в системе определяем, приняв за нулевой
уровень бак трансформатора. От. входного отвер-
стия на баке давление в маслопроводе повыша-
ется (к охладителю) вплоть до насоса; даль-
ше — за насосом, до выходного отверстия на баке
давление «отрицательное» (вакуум). В соответствии с
приведенными выше величинами потерь напора опре-
деляем динамическое давление на выходном патрубке
охладителя: 0,846-4,64=3,93 м вод. ст., на входном па-
трубке охладителя: 0,846(4,64+11,87) = 14 м. Полное
давление масла в охладителе составит: на входе мас-
ла 12,2+14= 26,2 м вод. ст., на выходе 14,4+3.93=
= 18,33 м вод. ст. Для того чтобы исключить попада-
ние воды в масло, при работе системы маслоохлажде-
ния давление воды должно быть «ниже (с запасом) ука-
занного давления масла (26,2 и 18,33 ж). При невклю-
ченном насосе для масла давление воды должно быть
ниже статического напора масла (12,2 и 14 ж).
Тепловой расчет маелоохлаждения. Вводим сле-
дующие обозначения: Р—расчетные потери транс- *
форматора, кет; QM, QB— расход масла и воды, м1/ч;
Р0Хл поверхность охлаждения (поверхность труб,
омываемая маслом), м2; К — коэффициент теплопере-
дачи, ккал/ч-оС-м2; — удельный вес масла при
температуре 55° С, равны* 846 кГ/м2; ?в —удельный
вес воды 1 000 кГ/м1; см — теплоемкость масла при
S6aC, равная 0,448 ккал/кГ • еС; св — теплоемкость
воды 1 ккал/к Г-°C; /м1, — температура в градусах
Цельсия масла на входе и выходе вз охладителя
^l>ZM2)i ZbP *в2 — то же Для В°ДЫ1
e *M1 М*= =
*в2» — ^М2 7в1.
Для рассчитываемого примера Р = 570 лсвт, Рохд—
= 65 м2, К = 205 ккал/ч-°С-м2, QM = >60 ж*/*> Q =
= 200 м*/ч.
Теплопередача в охладителе за 1 ч составляет
860Р ккал, (1 квт-ч = ккал). Это тепло отдается
маслом и поглощдется водой; таким образом, 860Р =
= 7mQmcmA/m = 7bQbcb^b; отсюда следует:
860-570
Д<м — 846-160-0,448 = 8>08°с
860-570
д*в~ iooo-200-i =2-45°с;
<в2 = 25 + 2,45 = 27,45° С.
(Структура расчетных формул такова, что промежу^
точные вычисления необходимо делать с большой точ-
ностью; в противном случае можно получать звачи-
тельную ошибку в конечном результате.)
Из теории теплообменных аппаратов следует, что
при противотоке жидкостей, имеющем место в охла-
дителе типа МП-65, количество передаваемого тепла,
поверхность теплопередачи и температуры жидкостей
связаны соотношением
860Р = КРохлО,
где
или
0 =
Из
Si-0,
Г
6
^м! . ^в2 (^м2 ^в1) ___^в
2-з ‘е V 2,31g 4;'
2’31?Т
19 А. В. Сапожников.
290
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
следует
е, ^охл(^м-^в)
g 02 ~ 2.3.86JP
205-65(8,08 - 2,45)
~ 2,3.863-570 — 0-066,
*м1 —*в2 — 1>165<м2 — 1,165/в);
'м. =*„2+Ч,; <м2 +8.08°—27,45°=1,165/м2—1,165-25°;
0,165/м2 = 8,08 — 27,45 + 29,1 = 9,73° С;
<м2 = 50,82°С; 1м1=58,9°С.
Итак, при температуре входящей в охладитель
воды, равной 25° С, температура выходящей воды со-
ставляет около 27,5° С; температура масла на входе
в охладитель равна около 59° С, на выходе — около
51q С, средняя температура — около 55° С.
(В приведенном примере не могли быть использо-
ваны материалы опытного исследования в эксплуата-
ционных условиях маслоохладителей типа МП-65, про-
веденного недавно инж. Г. А. Красильниковым. Анализ
данных исследования выявил значительное отличие
коэффициента теплопередачи охладителя, потери на-
пора в нем и др. по сравнению с применявшимися
до сих пор величинами. Следует отметить, что коэф-
фициент теплопередачи в охладителе зависит не только
от расхода воды и масла, но и от температуры воды.
При заводском проектировании нужно пользоваться
уточненными данными.)
Внутреннее водяное охлаждение
В ранних отечественных конструкциях трансфор-
маторов, выпускавшихся заводами «Электросила» и
ХЭМЗ, применялось в отдельных случаях внутреннее
водяное охлаждение. Это охладительное устройство
представляет змеевик из медных луженых снаружи
труб, установленный по периметру стенки внутри ба-
ка, в верхней его части. Змеевик выведен наружу и по
его трубам проходит вода, охлаждающая масло в баке.
Этот вид искусственного охлаждения имеет ряд недо-
статков. Вода находится под давлением и в случае
дефекта в змеевике попадает в масло. Установка зме-
евкка внутри бака увелиичвает его размеры. В оте-
чественных трансформаторах внутреннее водяное
охлаждение не применяется. За рубежом оно находит
некоторое использование.
8-16. Охладители, установленные на баке
Установленный на стенке бака охладитель
с принудительной циркуляцией масла и
с дутьем (рис. 1-20) отличается от радиатора
значительно большей теплоотдачей. Это до-
стигается за счет высокой скорости масла,
большой поверхности охлаждения и интен-
сивного дутья. В охладителе масло циркули-
рует в трубках, на которые насажены метал-
лические пластины, или же трубки обвиты
металлической лентой (спиралью). Полная по-
верхность охлаждения представляет сумму
наружных поверхностей трубок и пластин или
спиралей. Благодаря применению принуди-
тельной циркуляции масла оказывается воз-
можным использовать трубки относительно
небольшого диаметра, а интенсивное дутье
позволяет расположить пластины или витки
спирали близко друг от друга. В результате
этого удается создать охладитель с большой
поверхностью охлаждения при сравнительно
небольших габаритах. (Наряду с трубчатыми
существуют охладители, собираемые из вер-
тикальных пластин, подобных волнам на
рис. 8-24.)
Особенностью охл а дителей, уст ан авлив а е-
мых на стенке бака, является встроенный в мас-
лопровод насос-двигатель. Насос и электродви-
гатель имеют общий вал; их корпуса соеди-
нены на уплотнении; внутренние полости кор-
пусов сообщаются. Масло, попадающее в элек-
тродвигатель, охлаждает его и по полому валу
возвращается в насос. При таком устройстве
насоса и двигателя отпадает уплотнение вала
насоса, что исключает течь масла и попадание
воздуха в трансформатор.
Встроенный насос-двигатель имеет намно-
го меньшие габариты, чем агрегат с отдель-
ным электродвигателем и обычным насосом.
Насос-двигатель устанавливают наверху охла-
дителя. Один фланец насоса присоединен
к баку, другой — к охладителю (рис. 8-69;
см. также рис. 1-20).
Обдувание «ребристых труб» охладителя
осуществляют двумя-тремя отдельными осе-
выми двигатель-вентиляторами, снабженны-
ми направляющими (рис» 8-69) и расположен-
ными один над другим. Охладитель проду-
вают обычно в сторону бака, благодаря чему
выходящий из охладителя воздух охлаждает
стенку бака.
Охладитель описанного типа обладает
очень низкой теплоотдачей при остановленном
насосе и выключенных вентиляторах. Поэто-
му при любой нагрузке трансформатора
должны обеспечиваться принудительная цир-
куляция масла и дутье. На трансформаторе
в дополнение к нормально работающим охла-
дителям устанавливают один резервный. Он
должен автоматически включаться при вы-
ходе из строя какого-либо из работающих
охладителей.
Потребление энергии насосом и вентилято-
рами охладителя можно уменьшить примене-
нием двухскоростных электродвигателей. При
неполной нагрузке трансформатора двигате-
ли переключаются на меньшую скорость вра-
щения; этим снижают потребляемую ими
мощность.
§ 8-17]
Вспомогательные части. Арматура. Уплотнение
291
Рис. 8-69. Схема устройства’охлади-
теля, устанавливаемого на стенке
бака с принудительной циркуляцией
масла и дутьем.
1—насос; 2 — электродвигатель насоса;
3 — охладитель; 4 — вентилятор 4
с электродвигателем.
Тепловой расчет установленного на баке
охладителя с принудительной циркуляцией
масла и дутьем аналогичен расчету водяного
маслоохладителя (§ 8-15).
Для ориентировки приведем данные одной
из выполненных заграничных конструкций
установленного на баке охладителя.
Номинальная теплоотдача охладителя
150 кет. Система состоит из стальных трубок
диаметром 13/16 мм с надетыми на них тон-
кими пластинками с шагом 2,5 мм\ длина
трубок около 2 500 м. Полная охлаждающая
поверхность примерно равна 300 м2. Для мас-
ла применен один насос производительностью
108 м3/ч при напоре 6 м вод. ст. Дутье осу-
19*
ществляется тремя вентиляторами, дающими
по 9 000 м3/ч воздуха. Мощность, потребляе-
мая электродвигателями насоса и вентилято-
ров, составляет около 9 кет. Расчетные тем-
пературы: входящего в охладитель масла
70° С, выходящего около 67° С, входящего
воздуха 35° С, выходящего около 50° С. Вес
охладителя с маслом около 1,5 Т.
Отечественная конструкция устанавливае-
мого на баке охладителя с принудительной
циркуляцией масла и дутьем находится в
стадии освоения.
8-17. Вспомогательные части. Арматура.
Уплотнение
Шкафы зажимов защитных и контрольных устройств
и трансформаторов тока
От силовых трансформаторов на щит
управления нужно подвести провода от сиг-
нальных и контрольных (измерительных)
устройств: от газового реле (§ 10-3), термо-
метрического сигнализатора (§ 10-2), реле
сигнализации низкого уровня масла (§ 9-4),
измерительной «отпайки» вводов классов
НО кв и выше (§ 7-6); нужно также подсо-
единить провода от вторичных обмоток транс-
форматоров тока, встроенных внутри транс-
форматора и на его вводах.
В трансформаторах 4-го габарита целесо-
образно внизу на стейке бака устанавливать
шкафы зажимов. К зажимам в шкафах по
крышке и стенке бака подводят провода от
защитных и контрольных устройств и транс-
форматоров тока. От зажимов в шкафах от-
ходят многожильные кабели на щит управ-
ления.
Соединения сигнальных ь контрольных устройств
и • встроенных трансформаторов тока с зажимами
в шкафах осуществляют контрольны мм кабелями с ре-
зиновой изоляцией в свинцовой оболочке марки КСРГ.
В качестве примера можно указать на применение
в трансформаторе класса напряжения ПО кв для сиг-
нальных и контрольных устройств четырехжильных
кабелей сечением по 4X1,5 мм2 и для вторичных обмо-
ток трансформаторов тока четырех- и восьмижильных
кабелей сечением 4X4 и 8X4 мм2. Кабели для защиты
от механических повреждений помещают в гибкий ру-
кав из стальной оцинкованной ленты марки РЗ-Ц-Х-20.
Рукав прикрепляют к крышке и стенке бака стальными
скобами на болтах.
Шкафы зажимов выполняют: отдельный шкаф для
сигнальных и контрольных устройств и отдельные шка-
фы для трансформаторов тока. Шкафы целесообразно
делать сварными из листовой стали толщиной 2—-4 мм
с гнутыми (штампованными) стенками и дверцами.
Провода (кабели) входят в шкаф через сальники,
уплотненные резиновыми кольцами.
Доски зажимов вторичных обмоток встроенных
трансформаторов тока снабжены вспомогательными
штепсельными перемычками. В рабочем положении,
292
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
когда к зажимам шкафа присоединены провода, иду-
щие на щит управления, перемычки в электрическую
схему не включены;'они повернуты таким образом, что
их изоляционные части закрывают зажимы и делают
невозможным отсоединение проводов. Для того чтобы
отсоединить провода, перемычки нужно повернуть —
поставить в такое положение, при котором они замы-
кают накоротко соответствующую вторичную обмотку
трансформатора тока. Таким образом, с помощью пе-
ремычек предотвращается ошибочное размыкание вто-
ричных' обмоток трансформаторов тока, что привело
бы к появлению на зажимах высокого напряжения,
опасного для персонала и изоляции.
В качестве примера выполненных конструкций
укажем следующие данные шкафов зажимов. Шкаф
на 15 зажимов для сигнальных и контрольных
устройств имеет габаритные размеры, не считая саль-
ников и ручки дверцы, 490X 250X200 мм, вес 16 кГ;
шкаф на 16 зажимов трансформаторов тока имеет раз-
меры 490X410X220 мм и вес 22 кГ.-
Термосифонные фильтры
На баках трансформаторов 4-го и ча-
стично 3-го габаритов устанавливают термо-
смфонные фильтры для непрерывной автома-
тической регенерации масла. Фильтр присо-
единяют к баку так же, как радиатор, по-
средством двух патрубков с плоскими крана-
pHt., Патрубки для фильтра расположены на-
и внизу стенки бака, как правило, на
ШХ же высотах, что патрубки радиаторов.
Фильтр представляет собой сварной стальной
цилиндр, заполненный сорбентом — погло-
щающим. веществом, например силикагелем
марки КСК (крупный силикагель 'Крупнопо-
ристый). Через фильтр, так же как через ра-
диаторы (сверху вниз), циркулирует масло.
При этом сорбент поглощает из масла про-
дукты его старения.
Корпус фильтра (рис. 8-1) имеет цилиндрическую
форму, переходящую в конус. Внизу конуса помещена
решетка для силикагеля, которая может быть вынута
через съемное дно. Засыпку силикагеля производят
через крышку наверху корпуса. В нижней части кор-
пуса сделан отстойник со спускной пробкой. Фильтр
соединяют с патрубками на баке трансформатора тру-
бами с условным проходом 80 мм.
Термосифонные фильтры могут быть разных раз-
меров; например, вмещающие 100 и 150 кГ силикаге-
ля, Диаметр цилиндрической части корпуса первого
фильтоа около 500 мм, второго окрло 600 мм; вес (без
соединительных труб и креплений) соответственно 80
я 90 кГ. .
На трансформаторе устанавливают один
или несколько фильтров. Выбор размеров и
числа фильтров производят по весу масла в
трансформаторе: вес силикагеля в фильтре
должен быть порядка 1% полного веса мас-
ла трансформатора *.
1 В системе принудительной циркуляции масла
через водяной маслоохладитель применяют адсорбер
(рис. .8-66). Он устроен подобно термосифонному
фильтру.
Люки
В крышках баков трансформаторов 4-го
габарита существующей конструкции делают
люки. Через них присоединяют вводы классов
напряжения до 35 кв включительно к отво-
дам (гл. 6 и 7). Через люки можно проник-
нуть внутрь бака для того, чтобы, лежа на
ярме, завинтить гайки на шпильках вводов.
Если работать с ярма почему-либо невозмож-
но, то присоединение выполняют через люк,
расположившись на крышке. В однофазных
трансформаторах класса напряжения 220 кв
предусматривается возможность проникнуть
в бак и опуститься на его дно для наблюдения
за установкой ввода 220 кв.
Для опускания внутрь бака достаточно
удобен круглый люк с внутренним диамет-
ром привариваемого к крышке фланца
410 мм. Если на крышке нет места для этого
круглого люка, его заменяют овальным
с размерами в свету по фланцу 300X400 мм.
Число и размещение люков определяют
с учетом расположения вводов и других ча-
стей на крышке, а также в соответствии
с устройством выемной части.
Кроме люкор для присоединения вводов,
находят применение «смотровые» и некоторые
другие люки. Иногда люки делают в стенке
бака.
Арматура
На баках трансформаторов в соответствии
с ГОСТ 401-41 устанавливают арматуру для
заливки, взятия пробы, спуска и фильтрации
масла. (Об арматуре расширителей см.
в гл. 9.)
Трансформаторы мощностью до 100 ква
должны иметь на крышке бака пробку диа-
метром около 30 мм для заливки масла;
внизу стенки бака устанавливают пробку для
спуска и взятия пробы масла.
, Трансформаторы 2-го габарита мощностью
ниже 560 ква имеют следующую арматуру:
на крышке бака кран с условным проходом
50 мм (Dy=50 мм) для заливки и фильтра-
ции масла; такой же кран внизу бака для
спуска и фильтРаЦии масла; внизу стенки
бака специальную пробку для взятия пробы
масла; в дне бака пробку для спуска остат-
ков масла.
Трансформаторы мощностью 560 ква и
выше имеют арматуру, указанную для транс-
форматоров 2-го габарита, со следующими
отличиями: при мощности 1 800 ква и вы-
ше кран внизу бака имеет Dy =80 мм или
§ 8-17]
Вспомогательные части. Арматура. Уплотнение
293
больше в зависимости от количества масла
в баке; на маслопроводе^ соединяющем рас-
ширитель с баком, должен быть кран для от-
соединения в случае надобности расширителя
(гл. 9).
Краны должны быть на патрубках радиа-
торов.
Спускные краны внизу бака устанавли-
вают на вваренных в стенку патрубках. Кра-
ны с условным проходом до 80 мм — пробко-
вые. Краны с Dy =80 мм применяют при ко-
личестве масла в баке до 20 Т, при большем
весе масла ставят задвижки с Dy =100, 125
и 150 мм.
На баке трансформатора с принудитель-
ной циркуляцией масла через водяной охла-
дитель ставят задвижки на входе и выходе
масла (рис. 8-66).
Пробковые краны (с условным проходом
до 80 мм) значительно менее удобны в усло-
виях эксплуатации, чем вентили. Поэтому на-
мечается замена пробковых кранов вентиля-
ми (см. приложение 9).
Наряду с кранами, вентилями и задвиж-
ками обычной конструкции для трансформа-
торов приходится создавать специальные пло-
ские краны. Их устанавливают в маслопро'
воде расширителя и на патрубках радиато-
ров; размеры обычных кранов для установки
в этих местах неприемлемо велики. (В транс-
форматорах 2 и 3-го габаритов существующей
серии плоские краны применяют и на крышке
бака; в новой серии 2-го габарита на крышке
установлены вентили.)
На рис. 8-70 * показано устройство плоско-
го крана для радиаторов применяемой в на-
стоящее время конструкции; в приложении 9
изображена установка плоского крана с Dy =
=50 мм на крышке трансформатора и кранов
в маслопроводе расширителя. Кран имеет пло-
скую заглушку, которая открывается поворо-
том на 90° рукоятки, закрепляемой стопорным
болтом. У всех плоских кранов предусматри-
вают закрепление рукоятки в закрытом поло-
жении заглушки. Если кран должен длитель-
но находиться в открытом положении (в мас-
лопроводе расширителя, на патрубке радиа-
тора), то нужно закрепить рукоятку также
при открытой заглушке, чтобы ее не могла
повернуть струя масла. В этом случае руко-
ятка имеет Г-образную форму. Ее поворот
* Изображена конструкция крана с удлиненной по-
луосью 3 рукоятки; это позволяет сменить набивку
сальника, не снимая рукоятки.
для
радиаторов.
алюминиевого сплава;
Рис. 8.70. Плоский кран
/ _ конический штифт; 2 — рукоятка из
S — полуось (сталь); 4 — втулка сальника (сталь); 5 —корпус
к ана. сталь марки М12кп (МСт. 2); 6 - уплотнение (асбестовый
графитированный шнур); 7 — стальной шт» фт днамет, ом 4 мм;
8— диск (заглушка), сталь марки М12кп (МСт. 2); 9— полуось
(сталь); 10— стопорный болт, (сталь). Вес крана 3,16 кГ*
должен ограничиваться ’Д окружности; нуж-
ное направление поворота определяют по
указательной стрелке на рукоятке и отвер-
стиям в ней для стопорного болта.
Существующие плоские краны неполностью
.герметичны; устройство их таково, что мо-
жет быть небольшая течь масла между краем
заглушки и корпусом. Поэтому для гермети-
зации крана в закрытом положении на него
ставят заглушку на резиновой прокладке.
Заглушки должны стоять на всех кранах для
радиаторов, если последние не установлены ’.
Заглушки с кранов для радиаторов снимают
непосредственно перед установкой каждого
радиатора. Небольшая течь масла в заглуш-
ках плоских кранов, как правило, не затруд-
1 Если трансформатор залит маслом, то через не-
плотности крана могло бы просачиваться ма^ло; если
выемная часть находится в баке без масла (при пере-
возке), то герметизация необходима во избежание
увлажнения изоляции трансформатора.
294
Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
няет присоединение радиаторов, отсоединение
расширителя и т. д., однако удобнее иметь
герметичные плоские краны. В настоящее
время такие конструкции разрабатываются.
Для удобного обслуживания трансформа-
тора в эксплуатации существенное значение
имеет конструкция пробки для взятия пробы
масла. Пробка должна быть расположена
у самого дна бака. Поэтому посуду, в кото-
рую сливают масло для испытания, не удает-
ся подставить под пробку. Для слива масла
в посуду пользуются резиновым шлангом.
Пробка должна быть приспособлена для
надевания шланга и устроена так, чтобы мож-
но было регулировать струю масла (см. при-
ложение 9).
В конструкции кранов и пробок должны
быть удовлетворены требования ГОСТ 401-41
о пломбировании кранов и пробок, предна-
значенных для спуска масла; «все краны и
пробки, в особенности служащие для взятия
пробы масла и спуска его из бака, должны
располагаться на видном и удобном для
управления месте» и «все краны должны
быть снабжены метками, указывающими по-
ложение крана».
При заливке трансформатора маслом нуж-
но выпустить воздух из верхних коллекторов
радиаторов, из-под крышек люков и т. д. Во
всех этих местах устанавливают пробки для
выпуска воздуха.
К арматуре бака относится приспособле-
ние для заземления трансформатора — при-
варенная внизу бака к его стенке гайка с
резьбой для прикрепления болтом диаметром
М12 заземляющей шины шириной 30 мм.
Уплотнение
Болтовое соединение верхней рамы бака
с крышкой, соединения с крышкой установ-
ленных на ней вводов, маслопровода расши-
рителя, выхлопной трубы и т. д., соединения
с баком радиаторов, спускных кранов и др.
испытывают давление масла. Надежное уплот-
нение всех этих соединений представляет зна-
чительные трудности, так как трансформатор-
ное масло сравнительно легко просачивается
через самые узкие щели. В то же время течь
масла в уплотнениях, хотя бы незначитель-
ная, создает в эксплуатации очень большие
неудобства. Решение задачи зависит в первую
очередь от материала, применяемого в каче-
стве эластичной прокладки между соединяе-
мыми металлическими частями. Для создания
маслоплотных соединений в трансформаторах
применяют специальную маслостойкую (мас-
Рис. 8-71. Уплотнение
соединения крышки
с плоской верхней
рамой бака.
/—рама; 2 — крышка;
з болт; 4 — оезиновая
уплотняющая прокладка;
5 — стенка бака. Размеры
см. табл. 8-5-
3
2
IgsssMlS
лоупорную) резину, предназначенную для ра-
боты в контакте с горячим маслом.
В последнее время удалось улучшить эту резину,
выявить и получить технические показатели, обеспечи-
вающие достаточно хорошее уплотнение. Применяемая
для уплотнений резина (синтетический каучук) долж-
на обладать следующими свойствами: Она должна
быть средней твердости—по Шору 45—65 (очень твердая
резина плохо заполняет неровности на поверхности ме-
талла, очень мягкая — слишком сильно деформирует-
ся— «течет», что затрудняет создание ровного стыка).
В горячем масле не должно происходить расслаивание
резины или ее растворение. Стойкость по отношению
к горячему маслу характеризуется также ограничением
изменения веса после «проварки» резины в горячем
масле. Увеличение веса свидетельствует о том, что ре-
зина впитывает масло, а уменьшение — о «вымыва-
нии» резины маслом. Предусматриваются морозостой-
кость резины (она не должна растрескиваться при низ-
ких температурах) и, наконец, отсутствие в резине сво-
бодной серы. Дальнейшее совершенствование уплот-
няющего материала будет, по-видимому, заключаться
в создании резины с пробковым наполнением, что долж-
но повысить срок службы прокладок и уменьшить
отрицательное влияние резины на масло.
Уплотнение болтового соединения обеспе-
чивается, если удельное давление на резино-
вую прокладку вдоль всего ее периметра до-
стигает или превышает некоторую минималь-
ную величину. Эта последняя зависит от свой-
ства жидкости, в данном случае масла, и от
ее давления. Поэтому применение широких
прокладок не имеет смысла: чем шире про-
кладка, тем с большей силой нужно стяги-
вать соединение для того, чтобы получить
определенное удельное давление на резину.
Вместе с тем чрезмерно узкая прокладка
неудобна: она неустойчива, ее трудно уло-
жить в нужном положении.
При соединении металлических частей с
идеально ровной плоской поверхностью мож-
но было бы применить очень тонкую резино-
вую прокладку. Для реальных же соединений
необходимо учитывать наличие неровностей;
в местах, где из-за неровности расстояние
между металлическими частями увеличено,
прокладка сжата слабее. Поэтому чем больше
размер неровностей, тем большей толщины
должна быть резина..
§ 8-18]
Пример конструктивной разработки бака
295
Таблица 8-5
Уплотнение соединения крышки с плоской верхней рамой бака
(рис. 8-71). Трансформаторы — с расширителем
Размеры деталей. мм; позиции — по рис. 8-71 Поперечное сечение верхней рамы, мм
50x8 65ХЮ 75X12 90X14 100X20
а 28—32 41—45 41—45 53—57 53—57
Ь 3 4 4 6 6
Диаметр 3 М12 М16 М20 М20 М20
Шаг 3 на прямой части
1 и 2, не более . . . 90 120 155 155 155
То же на закруглениях,
не более 95 125 165 165 165
Сечение 4 6X15 8X20 8X20 12x30 12x30
Толщина 2 6 6—8 10—12 16—20 16—20 24—28 30—32
Полная длина и длина *
резьбы 3 35/30 45/40 55/40 70/50 75/50 80/50 85/50
Для уплотнения болтового соединения
рамы бака с крышкой, двух рам в месте
разъема бака и т. п. применяют резиновую
полосу шириной от 15 до 30 мм (рис. 8-71),
укладываемую между внутренним краем ра-
мы и болтами. Аналогично уплотняют в боль-
шинстве случаев патрубки и фланцы на
круглых и овальных отверстиях: уплотняю-
щая прокладка представляет собой круглую
резиновую шайбу или имеет овальное очер-
тание и располагается между краем отвер-
стия и болтами. Если при таком устройстве
прокладка получается слишком узкой, ее де-
лают во всю ширину патрубка (фланца) и
снабжают отверстиями для болтов. Толщина
круглых и овальных прокладок обычно от 6
до 12 мм.
Резиновая прокладка для уплотнения со-
единения рамы с крышкой представляет со-
бой прямую полосу, изгибаемую по форме
рамы. Концы полосы срезают наискось и на
резиновом клее соединяют друг с другом.
Прокладки для установки у круглых и оваль-
ных отверстий — цельные литые или их выре-
зают из листовой резины. Перед укладыва-
нием на место нижнюю поверхность проклад-
ки смазывают резиновым клеем.
Для полосы, прокладываемой между ра-
мой и крышкой, делают бортик вдоль всего
внутреннего края рамы. Он предотвращает
смещение полосы внутрь бака и уменьшает
контакт резины с маслом. Бортик образуют
стальным круглым прутком, приваренным
к раме (рис. 8-71) или выступом стенки вверх
за раму (рис. 8-5).
В силовых масляных трансформаторах
уплотняемые резиной соединения стягивают
болтами размером, как правило, от М12 до
М20; для больших толщин стягиваемых ча-
стей применяют больший диаметр болтов.
Одновременно увеличивают шаг болтов. Этот
шаг по периметру рамы (крышки) бака ука-
зан в табл. 8-5.
При подсчете размеров болтовых соедине-
ний можно принимать, что в затянутом со-
стоянии резиновая прокладка имеет толщину
0,7—0,75 «первоначальной толщины в незатя-
нутом состоянии.
На рис. 8-10 показана резиновая проклад-
ка фасонного поперечного сечения.
8-18. Пример конструктивной разработки бака
Задание: разработать конструкцию овального бака
трехфазного трансформатора мощностью 5 600 ква
с обмоткой ВН класса напряжения 35 кв; охлаждение
естественное масляное, расчетные потери 76,5 кет.
Размеры выемной части: расстояние между осями
стержней 720 мм, диаметр обмотки ВН 690 мм, высо-
та магнитопровода (от дна бака до верхнего ярма)
около 1 680 мм. Трехфазный переключатель прикреплен
к крышке. Вес выемной части около 8 000 кГ.
Определяем предварительно внутренние размеры
бака. Согласно табл. 8-1 получаем: ширина бака
690+300=990 мм, длина 2-720+690+180=2 310 мм,
глубина 1 680+850=2 530 мм. Применительно к этим
размерам выполнен тепловой расчет и произведена
разработка конструкции отводов. Окончательно приня-
ты внутренние размеры бака: ширина 1 020, длина
2 320, глубина 2 630 мм. Увеличение высоты (глубины)
бака с 2 530 до 2 630 мм обусловлено размером радиа-
торов; на баке нужно установить семь сдвоенных
трубчатых радиаторов (рис. 8-22) с расстоянием меж-
ду центрами патрубков 2 285-мм. Согласно указаниям
§ 8-6 глубина бака взята: 2 285+175+170=2 630 мм
(рис. 8-72).
Толщину стенки принимаем 6 мм (§ 8-6). Рассчи-
тываем механическую прочность обечайки (стенки) на
296 Бак и охладительное устройство трансформатора
[гл. 8
Рис. 8-72. Бак трансформатора мощностью 5600 ква класса напряжения 35 кв.
1—крышка; 2 — резиновая прокладка; 3— верхняя рама; 4 — плоский кпан для присоединения
радиато а; 5 — стенка; 6 — балка; 7 — дно; 8 — швеллеп крепления катков; 9 — каток; 10 — гайка
с болтом для заземления бака; 11—упорный угольник на дне-бакэ; 12—подъемный крюк; 13—пробка
для взятия п обы масла; 14 — пластина для п ик 'епления таблички данных т ансформатора; 15 —
спускной кран; 16 — пробка в дне бака для спуска остатков масла; 17 — патрубок с плоским
кланом для присоединения термосифонного фильтр^.
Радиаторы и катки в плане не показаны (см. ”>ис. 8-73); не показаны сварка, рукоятки на 4 и 17
и некоторые другие детали.
§ 8-181
Пример конструктивной разработки бака
297
внешнее давление 0,5 кГ]см?. Определяем критическое
давление для цилиндрической части стенки. (Все рас-
четы .механической прочности для данного примера
помещены в § 8-12.) Цилиндрическая часть имеет 11-
кратный запас устойчивости, усиливать ее не нужно.
Прочность 6-юи плоской стенки недостаточна. Усили-
ваем каждую плоскую стенку одной горизонтальной
балкой, заведенной на закругления на 45°. В качестве
балки применяем швеллер № 16а с вертикально рас-
положенной стенкой. Балку помещаем примерно посе-
редине промежутка между дном и верхней рамой, на
расстояний 1 200 мм от дна.
Верхнюю раму выполняем (§ 8-6) сечением 75X
Х12 мм, по рис. 8-71.
Толщину крышки принимаем согласно расчету 12 лис.
При внутренних размерах овального бака 1 020Х
Х2 320 мм размеры по наружной поверхности стенки
толщиной 6 мм составят 1 032X2 332 мм. Наружные
размеры рамы больше на 2X75 мм, т. е. они будут
1 182X2 482 мм. Крышку выполняем с размерами осей
1 200X2 500 мм (рис. 8-71).
Соединение крышки с рамой осуществляем болта-
ми М20 (табл. 8-5). Размер а берем 44 мм. Диаметр
окружности расположения болтов 1 032+2-44=
= 1 120 мм. Шаг болтов на прямых участках и на за-
круглении равен 153 мм. (Развернутая длина линии
расположения болтов равна л - 1 120+2- 1 300=
=6119 мм; 153X40=6120 жлс; расхождение всего
1 мм.)
Резиновая прокладка между рамой и крышкой име-
ет сечение 8X20 мм. Высота стенки равна 2 634 мм
(рис. 8-71). Раскрой стенки выполняем по рис. 8-3;
#1 = 1 494 мм, #2=2 634—1 494=1 140 мм. Развернутая
длина Пс =2 - 1 300+л • 1 026=5 820 мм. Размер заго-
товок 1 500X5 820 и 1 150X5 820 мм. Вертикальный
шов стенки помещаем на расстоянии 150 мм от за-
кругления.
Толщина дна принята (см. ниже) 10 мм. Размеры
осей овала дна (§ 8-3): ширина 1032+2-20=1072 мм,
округляем до 1 075 мм; длина 2 332+2-20=2 372 мм,
округляем до 2 375 мм.
К дну бака приварены швеллеры катков (§ 8-9).
После уточнения внутренних размеров бака опре-
делен вес масла в нем; после выбора толщины стенки,
крышки, дна, размеров верхней рамы я балок, усили-
вающих стенку, подсчитан вес бака. Это позволяет
установить полный вес трансформатора, который нуж-
но знать при выборе катков и расчете швеллеров, кре-
пящих катки. Полный вес трансформатора равен
Нагрузка на один каток составляет около 5 Т.
Применяем (см. приложение 8) чугунный каток с ре-
бордой с диаметром по поверхности катания 220 мм и
по реборде 260 мм. Осуществляем поперечное передви-
жение трансформатора (рис. 8-29). Выбираем колею
1 524 мм. При этом швеллеры катков расположатся
под крайними опорами магнитопровода (§ 8-9), что
уменьшает нагрузку, воспринимаемую дном бака. Кон-
струкцию выполняем с взаимозаменяемостью катков
гладких Н с ребордой; предусматриваем, чтобы при
одном и том же расположении швеллеров можно было
установить катки с ребордой для колеи 1 524 мм или
гладкие с расстоянием между их средними линиями
1 594 мм. Для этого ось катка, детали его закрепления
и расстояние между парными швеллерами берем по
рис. 8-29.
Высота трансформатора от пола до крышки равна
около 2 650 мм, вместе с катками получаем высоту не-
сколько меньше 3 м. Базу берем 1350 мм (рис. 8-29),
Рис. $-73. Размещение радиаторов на баке
трансформатора мощностью 5 600 ква (рис. 8-72).
1 — радиатоэ; 2 — каток; 3 — коллекторная копобка радиатора;
4 — полосы сечением 40x6 мм для скрепления гадиато он между
собой; полосы установлены под радиаторами и над ними; 5—пат-
рубок с плоским краном для присоединения термоснфонного
фильтра.
что составит 0,45 высоты трансформатора по крышке
(§ 8-9).
Производим расчет швеллеров катков. Расчетные
размеры указаны на рис. 8-29. Из расчета (§ 8-12) по-
лучаем необходимый номер швеллера № 14а.
Расчет прочности дна ведем с учетом расположе-
ния крайних опор магнитопровода над швеллерами кат-
ков. Принимаем толщину дна 10 лш.
Подъемные крюки на нагрузку 5 Т берем по
рис. 8-40.
Переходим к размещению радиаторов (рис. 8-73).
Один из семи радиаторов помещаем на большой оси
трансформатора с той стороны, где будет установлен
расширитель, два радиатора располагаем на малой оси
бака, остальные четыре было бы желательно установить
(симметрично) в самом начале закругления. Однако это
оказывается невозможным, так как выступающий над
уровнем дна каток занимает то место, где должна была
бы находиться коллекторная коробка радиатора
(рис. 8-73). Поэтому приходится радиаторы сместить
дальше на закругление; это приводит к некоторому уве-
личению габаритного размера трансформатора в плане.
Радиаторы скрепляем между собой полосами:
шесть полос вверху н шесть внизу (рис. 8-73).
Подъемные крюки устанавливаем сбоку патрубков
четырех симметрично расположенных радиаторов, со
стороны большой оси бака, на минимально возможном
расстоянии от патрубков. Угол между радиусом, на ко-
тором находится крюк, и линией, соединяющей крюк
с серединой бака, равен 25,5° (см. § 8-9).
На закруглении бака со стороны противоположной
той, где установлен один радиатор, располагаем спуск-
ной кран с условным проходом 80 мм (§ 8-17), два
патрубка с плоскими кранами для присоединения тер-»
мосифонных фильтров непрерывной регенерации масла
(§ 8-17), пробку для взятия пробы масла (см. прило-
жение 9) и пластину для прикрепления таблички дан-
ных трансформатора. С той же стороны бака на, его
298
Расширитель
[гл. 9
Г
i
Рис. 8-75. Волнистая стенка бака,
ее соединение с Ъ-мм угловой стенкой.
а = 13 — 22 мм; b = 100 — 300 мц; Д — 1; 1,5 или 2 мм
5
Рис. 8-74. Волнистый бак трансформатора
мощностью 1 000 ква (изготовления \ 1932 г. МТЗ).
большой оси в дне устанавливаем спускную пробку.
На плоской стенке бака со «стороны НН» привариваем
гайку для болта заземления бака.
Внутри бака к дну привариваем два упорных
угольника для закрепления выемной части.
На рис. 8-72 изображен сконструированный бак;
радиаторы и катки не показаны; катки — см. рис. 8-29,
размещение радиаторов — на рис. 8-73.
Вес бака со всей арматурой и крышкой, без радиа-
торов около 1 700 кГ,
8-19. Волнистые баки1
Баки отечественных трансформаторов 1 — 3-го га-
баритов первых выпусков были волнистые. В период
1931—1936 гг. они были заменены на трубчатые и глад-
кие с радиаторами. Однако в эксплуатации до сих пор
1 Более подробно см. [Л. 1, § 7-16].
находятся трансформаторы в волнистых баках. За
границей, в частности в европейских странах народной
демократии, волнистые баки находят применение и
сейчас.
Волнистый бак (рис. 8-74} имеет прямоугольное
поперечное сечение. Его стенки из тонкой листовой ста-
ли имеют волнистую форму. Применялась дающая наи-
большую удельную теплоотдачу прямоугольная (в от-
личие от треугольной) неравномерная волна, т. е. с мас-
ляным каналом меньшей ширины, чем воздушный ка-
нал (рис. 8-75). Для соединения с верхней рамой и
дном бака волны сплющивались (рис. 8-74); наверху
волнистая стенка приваривалась к промежуточному,
сравнительно тонкому угольнику, а этот угольник —
к верхней угловой раме. Дно бака делали тонким,
с отогнутыми краями и сваривали с волнами по отбор-
товке. Для повышения механической прочности бака
применяли горизонтальные бандажи на волнах, допол-
нительные крепления верхней рамы, дна и т. д. Тем
не менее механическая прочность волнистых баков бы-
ла невысокой, в частности, они допускали внешнее
давление не более 20 см рт. ст. По сравнению с труб-
чатыми и гладкими баками с радиаторами волнистые
баки отличались значительно более высокой трудоемко-
стью изготовления.
ГЛАВА ДЕВЯТАЯ
РАСШИРИТЕЛЬ
9-1. Назначение и область применения
расширителя
При изготовлении трансформатора в бак
заливают сухое свежее трансформаторное
масло. С течением времени, соприкасаясь
с атмосферным воздухом, масло увлажняется
и окисляется. Это приводит к снижению элек-
трической прочности масла и погруженной
в него бумажной и другой волокнистой изо-
ляции трансформатора и ускоряет ее химиче-
ское старение. Для защиты масла и изоляции
применяют расширитель.
Если на трансформаторе не устанавливать
расширителя, то уровень масла в баке дол-
жен быть ниже крышки. При изменении тем-
пературы происходят колебания уровня мас-
ла внутри бака. Соответственно этим колеба-
ниям часть воздуха вытесняется наружу или
в бак засасывается воздух из окружающей
атмосферы.
Расширитель (маслорасширитель, консер-
§ 9-2]
Емкость расширителя. Уровни масла
299
ватор) представляет сосуд из листовой стали;
он устанавливается над крышкой трансфор-
матора и соединяется трубопроводом с баком.
Емкость расширителя и уровень масла в нем
при заливке выбирают таким образом, чтобы
при всех режимах работы трансформатора и
при любой возможной температуре окружаю-
щего воздуха бак был заполнен маслом.
Уменьшение увлажнения и окисления мас-
ла при наличии расширителя обусловлено
следующим:
1. Зеркало масла в расширителе намного
меньше, чем в баке трансформатора, не снаб-
женного расширителем; соответственно мень-
шей площади соприкосновения с воздухом
уменьшается увлажнение и окисление масла.
2. Температура масла в расширителе зна-
чительно ниже, чем в верхней части бака.
При более низкой температуре процесс окис-
ления масла происходит медленнее.
3. Масло в расширителе почти не участву-
ет в конвекционной циркуляции, непрерывно
происходящей в баке. Поэтому значительная
часть воды, попадающей в масло из воздуха,
осаждается в отстойнике в нижней части
расширителя и в бак не проникает.
Применение расширителя существенно об-
легчает конструирование вводов. В трансфор-
маторе с расширителем находящаяся под
крышкой часть ввода — целиком в масле.
Это позволяет значительно уменьшить ее га-
барит. В трансформаторе без расширителя
необходимо считаться с возможностью кон-
денсации влаги на нижней поверхности крыш-
ки, так как температура крышки ниже тем-
пературы воздуха внутри бака. В трансфор-
маторе с расширителем может быть примене-
но газовое реле (§ 10-3); этой возможности
нет при отсутствии расширителя.
В соответствии с действующим ГОСТ
401-41 силовые трансформаторы существую-
щей серии мощностью 20—75 ква класса на-
пряжения 6 'кв выполняются без расширите-
ля. Отсутствие расширителя несколько упро-
щает конструкцию трансформатора, но это
не оправдывает тех трудностей, которые воз-
никают в эксплуатации из-за ускоренного
старения масла. Поэтому во внедряемой но-
вой серии все силовые трансформаторы (мощ-
ностью 20 ква и выше) снабжены расшири-
телем.
9-2. Емкость расширителя. Уровни масла
«Емкость расширителя должна обеспечи-
вать постоянное наличие в нем масла при
всех режимах работы трансформатора от от-
ключенного состояния до наивысшей допусти-
мой нагрузки и при колебаниях температуры
окружающего воздуха в пределах от —35° С
до +35° С» (ГОСТ 401-41).
Минимальный объем масло имеет при не-
включенном трансформаторе и температуре
воздуха —35° С, максимальный объем — при
наибольшем допускаемом перегреве верхних
слоев масла над окружающим воздухом и
температуре последнего +35° С. В трансфор-
маторах существующих серий перегрев верх-
них слоев масла равен 55—60° С. При этом
средний для всего объема перегрев масла
можно принять равным 40° С. Получаем ма-
ксимальную температуру масла 40+35 = 75° С
и диапазон колебаний его температуры:
+75—(—35) = 110° С. Коэффициент объемно-
го расширения для трансформаторного мас-
ла принимают равным 0,0007 град-1. Таким
образом, наибольшее возможное изменение
объема масла в трансформаторе составляет:
0,0007-110=0,077, т. е. 7,7%.
При расчетной температуре масла —35° С
его уровень должен быть несколько выше
нижней точки расширителя; это обусловлено
"необходимостью иметь внизу расширителя
пространство для отстоя масла и устройством
маслоуказателя (§ 9-4). При расчетной тем-
пературе + 75° С уровень масла в расшири-
теле должен быть несколько ниже верхней
его точки. Поэтому полная емкость расшири-
теля должна быть больше, чем 7,7% объема
масла в баке. До сих пор считали, что она
должна быть не менее 9,5 или 10% объема
масла в баке (10% — при емкости расшири-
теля до 2 000 л).
Разница между полной и полезной емко-
стями расширителя зависит от конструкции
маслоуказателя. Например, при его выполне-
нии по рис. 9-10 полезная емкость расшири-
теля ограничивается пределами высоты
стекла маслоуказателя, не закрытой армату-
рой. Доля полезной емкости от полной тем
меньше (при данной конструкции маслоука-
зателя), чем меньше диаметр расширителя.
Поэтому следует проверять, дает ли выбран-
ный расширитель необходимую полезную ем-
кость. ’
При сниженном на 10° С перегреве верх-
них слоев масла в трансформаторах новых
серий необходима полезная емкость расши-
рителя не 7,7%, как указано выше, а 7,2%.
Требующаяся емкость расширителя снижает-
ся в трансформаторах с принудительной цир-
куляцией масла через водяной охладитель,
300
Расширитель
(гл. 9
так как в этом случае средний перегрев масла
ниже обычного.
На плоской стенке расширителя около
маслоуказателя наносят (белой краской) кон-
трольные черты, указывающие, какой уровень
масла должен быть при определенных его
температурах. Согласно ГОСТ 401-41 отмет-
ки должны соответствовать уровням масла
при его температурах: —35°, +15°, +35° С.
Пусть объем масла в баке трансформатора
и охлаждающих трубах равен 4 000 дм3,
а емкость расширителя диаметром 610 мм
составляет 430 л. Высота отметки минималь-
ного уровня (—35° С) над нижней образую-
щей расширителя 80 мм. Это составляет
0,262 радиуса расширителя и соответствует
его заполнению (находим по таблицам) на
7,75%. При температуре +15° С расширитель
будет заполнен на 7,75+ -----------------=
=40,35%. Высота отметки этого уровня над
нижней образующей равна 0,846 радиуса, или
258 мм. Аналогично находим высоту отметки
для температуры +35° С равной 321 мм.
9-3. Конструкция расширителя
Форма и место установки расширителя
В подавляющем большинстве случаев
расширитель представляет горизонтальный
цилиндр, установленный на крышке бака.
Если на трансформаторе применены вводы
(класса напряжения ПО кв и выше), внутрен-
няя полость которых сообщается с баком
(§ 7-6), то расширитель необходимо распола-
гать на относительно большой высоте: мини-
мальный уровень масла в расширителе дол-
жен быть выше ввода. В этом случае зача-
стую оказывается целесообразной установка
расширителя не на крышке трансформатора,
а рядом с ним — на стене или металлической
конструкции.
Минимальный уровень масла в расшири-
теле должен быть выше крана газового реле
(§ 10-3), выше цилиндрических фланцев вво-
дов высокого напряжения (рис. 7-11), кото-
рые всегда должны быть заполнены маслом.
Необходимая высота установки расширителя
дополнительно увеличивается, если возвы-
шающиеся над крышкой части приходится со-
единять с маслопроводом расширителя
(§ Ю-З).
Желательно, чтобы расширитель не уве-
личивал габариты трансформатора. Поэтому
высоту его установки не следует брать боль-
шей, чем минимальная необходимая (см. вы-
ше). Не следует завышать установку расши-
рителя и потому, что это увеличивает давле-
ние масла в баке.
Место, занимаемое расширителем в плане,
зависит от соотношения его длины и диамет-
ра. Обычно это отношение находится в пре-
делах от 1,5 до 4. Расположение расширителя
(в плане) относительно^ крышки связано с вы-
держиванием изоляционных расстояний до
него от вводов (§ 7-8), с размещением мас-
лопровода (см. ниже в этом параграфе), вы-
хлопной трубы (§ 10-4) и других частей. Для
намеченного расположения расширителя на-
до проверить, не будут ли задевать за него
стропы (тросы), идущие вверх от крюков на
баке при подъеме трансформатора и т. д.
Согласно ГОСТ 401-41 расширитель дол-
жен быть расположен вдоль узкой стороны
бака. Его принято располагать справа от
бака, если смотреть со стороны ВН трансфор-
матора. В мощных трансформаторах высоко-
го напряжения расширитель нередко распо-
лагают вдоль широкой стороны бака.
Корпус расширителя
Корпус расширителя состоит из цилиндра,,
сваренного из стального листа (или несколь-
ких листов) и двух плоских круговых стенок
(днищ). Выполнение соединения стенок с ци-
линдром связано с окраской внутренней по-
верхности расширителя. Опыт показал, что
при отсутствии этой окраски происходит ин-
тенсивное ржавление изнутри той части кор-
пуса, которая находится над зеркалом масла.
Поэтому необходимо расширитель изнутри
тщательно окрашивать. При большом диамет-
ре расширителя — порядка 750—800 мм и
более — целесообразно делать в обеих стен-
ках (днищах) люки и через них окрашивать.
Приспособление конструкции расширителей
меньших диаметров для внутренней окраски
находится в стадии разработки. В частности,
рассматривается вариант конструкции с одним
съемным'дном. В этом случае легко обеспе-
чить качественную окраску на заводе и при
ремонте в эксплуатационных условиях. .
При диаметре до 600—650 мм корпус рас-
ширителя может быть выполнен из листовой
стали толщиной 1,5—2 мм (днища без лю-
ков); цилиндрическую часть с дном соеди-
няют сваркой «по отбортовке» (рис. 9-1,а,
см. также § 9-5). Размер отбортовки Ь от 19
до 15 мм. Цилиндрическую часть корпуса
расширителей диаметром от 750 до 1 250 мм
следует выполнять из стали 4 мм-, необходи-
мая толщина дна зависит от того, применены
§ 9-3].
Конструкция расширителя
301
ли люки. В старой конструкции расширите-
лей (без люков) толщину дна брали 3 или
4 мм; при наличии люков, значительно ослаб-
ляющих механическую прочность дна, его тол-
щину берут 6—8 мм. При этом дно усили-
вают приваренными изнутри ребрами жест-
кости. Соединение частей корпуса из стали
толщиной 3 мм или более производят по
рис. 9-1,6. Дно толщиной 3 или 4 мм имеет
выступ за наружный диаметр цилиндрической
части корпуса с=2 мм, дно толщиной 6—
8 мм имеет выступ с=6 мм (см. § 9-5).
Устройство съемного дна, пригодное для рас-
ширителей диаметром до 600—650 мм, пока-
зано на рис. 9-2. При диаметре расширителя
порядка 750—800 мм диаметр отверстия (лю-
ка) в дне может быть 350 мм, при диаметрах
расширителя 900—1 250 мм — диаметр от-
верстия порядка 400 мм.
Отстойник
При мощности трансформатора более
320 ква расширитель должен быть снабжен
отстойником (грязевиком) для собирания и
удаления осадков. Отстойник приваривают
снизу расширителя. Внизу отстойника —
спускная пробка. При емкости расширителя
менее 400—500 л отстойник может быть вы-
полнен из трубы диаметром 51X1,75 мм
(рис. 9-3). Отстойник для расширителей боль-
шей емкости показан на рис. 9-4.
Для того чтобы осадки не попадали в бак
трансформатора, а скоплялись в отстойнике,
конец маслопровода, идущего от бака, должен
выступать внутрь расширителя не менее чем
на 20—25 мм. Это относится и к тем расши-
рителям, которые не имеют отстойника; у них
спускная пробка ставится внизу цилиндриче-
ского корпуса. (Размер выступа маслопро-
вода внутрь расширителя необходимо согла-
совать с конструкцией маслоуказателя —
§ 9-4).
Сообщение с атмосферой
Расширитель нормальной конструкции
имеет свободное сообщение с наружным воз-
духом. При нагревании масла воздух из рас-
ширителя вытесняется, при охлаждении заса-
сывается. До недавнего времени применялись
конструкции, в которых воздух в расширите-
ле имел непосредственный контакт с наруж-
ной атмосферой; устройства для «дыхания» за-
щищали лишь от попадания в расширитель
капель воды (дождя). Теперь внедряется
«дыхание» через воздухоосушитель (воздухо-
очистительный фильтр) (см. приложение 10).
ние цилиндричес-
кого корпуса рас-
ширителя с дном
(плоской стенкой),
а—толщина ht и ha
равна соответственно
1,5 и 2 мм; б — толщи-
на мм, /ц-» 3 мм
или больше, размеры
b и с — в тексте.
Рис. 9-2. Крепление
съемного дна'
расширителя,
/—цилиндрический кор-
пус; 2 — штампованное
дно; 3 — стальное кольцо
(кольцевая рама) разме-
ром 0 445/500 X 4 мм;
4 — болт диаметром М8
(18 шт. по оюужности):
5 — резиновая шайба
размером 0 443)470X6 мм.
Воздухоосушитель представляет верти-
кально расположенный вытянутый цилиндри-
ческий -сосуд. На верху корпуса находится
фланец для соединения фильтра с воздуш-
ным пространством расширителя, внизу от-
верстие для сообщения с атмосферой. Над
отверстием расположен масляный затвор,
пропускающий воздух внутрь фильтра или
наружу только при изменении давления в
расширителе (вследствие изменения объема
масла). Бблыпая часть корпуса заполнена
силикагелем. Масляный затвор очищает заса-
сываемый воздух от механических примесей,
а силикагель поглощает влагу. В верхней ча-
Рис. 9-3.” Отстойник
(грязевик) для рас-
ширителей трансфор-
маторов мощностью
560 — 1 800 ква.
/— **асшн итель; 2 -труба
диаметром 51 X 1,75 мм;
3 — гтттуце^; 4 — ппобка
(уплотнена асбестом).
302
Расширитель
,[ гл. 9
Рис. 9-4. Отстойник (грязевик) для
расширителей емкостью 400—500 л
и более. 1
1 — расширитель; 2 — стенка отстойника;
3— дно отстойника; 4 — штуцер; 5—пробка
с резьбой 1М16 X 1,5 (уплотнена асбестом).
сти цилиндра установлен индикаторный пат-
рон, заполненный силикагелем, окрашенным
хлористым кобальтом. По мере увлажнения
силикагель в патроне меняет окраску с голу-
бой на розовую. Это можно наблюдать через
смотровое окно. По изменению окраски си-
ликагеля в патроне устанавливают, что- весь
силикагель в воздухоосушителе увлажнился.
Увлажненный силикагель «восстанавливают»
продувкой горячего воздуха.
В трансформаторах небольшой и средней^
мощности воздухоосушитель целесообразно
прикреплять снаружи к дну расширителя,
где нет маслоуказателя. При высоте смотро-
вого окна индикаторного патрона большей,
чем 2—2,5 м над уровнем пола, становится
трудным наблюдение за цветом силикагеля.
В этом случае следует опускать воздухоосу-
шитель вниз и укреплять его на стенке бака
или на трубах радиатора.
Маслопровод расширителя и установка газового реле
Устройство маслопровода, соединяющего
расширитель с баком, зависит от того, уста-
новлено ли в маслопроводе газовое реле
(§ 10-3). В трансформаторах 1-го и 2-го га-
баритов, не имеющих газового реле, масло-
провод выполняют из водогазопроводной тру-
бы с условным проходом 20 мм (при емкости
расширителя до 50—60 л) или из трубы диа-
метром 51X1,75 мм. Один конец трубы вварен
в расширитель, к другому приварен фланец
для присоединения к крышке (рис. 9-5).
В зависимости от расположения расширителя
относительно крышки бака труба может
быть прямой (вертикальной или наклонней)
или с изгибами (рис. 9-6). Предпочтительны
прямые трубы. Для труб диаметром 51 мм
допускают изгибы, которые могут быть вы-
полнены на трубозагибочном станке, т. е. ра-
диусом 125 мм (гл. 8).
Рис. 9-5. Соединение маслопровода
расширителя с баком.
а — труба с условным проходом 20 мм; б—тру-
ба диаметром 51 X 1,75 мм; в — труба
с условным проходом 80 мм.
При мощности трансформаторов 560 ква
и выше размеры и форма маслопровода опре-
деляются установкой в его рассечку газового
реле. При количестве масла в трансформато-
ре до 7 000—7 500 л маслопровод выполняют
из трубы диаметром 51X 1,75 мм, при большем
количестве масла—из трубы с условным про-
ходом 80 мм (рис. 9-7). Со стороны,расши-
рителя на маслопроводе устанавливается
«плоский кран» (см. приложение 9) для от-
соединения при необходимости расширителя
от бака.
§ 9-3]
'Конструкция расширителя
303
Рис. 9-6. Расширители трансформаторов 1 и 2-го габаритов.
а — д — примеры выполненных конструкций. Размер h должен быть не меньше 20 — 25 мм,
1 — крышка бака; 2 — шпильки, прикрепляющие скобу или угольник к крышке; 5—болты, прикрепляющие скобу
к угольнику.
Фланец маслопровода расширителя обыч-
но помещают у края крышки бака на ее боль-
шой оси или вблизи нее. Место для фланца
выбирают при конструировании крышки в за-
висимости от расположения на ней других
частей. Конструкция маслопровода с уста-
новленным в нем газовым реле должна обес-
печивать доступность смотрового стекла реле
для наблюдения во время работы трансфор-
матора, т. е. под напряжением. Длинный мас-
лопровод может оказаться недостаточно
жестким; при работе трансформатора он мо-
жет вибрировать и вызывать ложную работу
газового реле. Для устранения вибраций
приходится делать дополнительные крепле-
ния маслопровода.
Трансформаторы мощностью 560—
1 800 ква перевозят с установленным расши-
рителем (§ 11-3), но с демонтированным га-
зовым реле. При этом в конструкции креп-
лений предусматривают возможность смеще-
ния расширителя ближе к крышке на размер
изъятого из маслопровода газового реле.
Рис. 9-7. Маслопровод расширителя.
а — труба 0 51 X 1,75 мм; б — труба с условным проходом 80 мм (см.
также рис. 9-5,6 ив).; ж
/ — расширитель; 2 — колено; 3 — плоский кран; 4 — газовое реле;
5 — крышка бака.
304
Расширитель
[ гл. 9
Рис. 9-8. Расширитель трансформатора 3-го габарита.
1 — маслоуказатель; 2 — корпус расширителя; 3 — опорная пластина толщиной 8 мм; 4 — шпилька М20 с Гайками; 5 — отстойник;
6 — патрубок с плоским краном (труба 0 51X1,75 мм); 7 — угол ник сечением 90х90х 12 мм; 8 — угольник сечением 65x65x8 мм,
длиной 50 мм; 9 — крышка бака; 10 — пробка для доливки масла; 11 — патрубок с условным проходом 25 мм для присоединения
воздухоосушителя; 12 — угольник сечением 65 X 65 х 8 мм для крепления выхлопной трубы; 13— па ’рубок с условным проходом
25 мм для соединения расширителя с выхлопной трубой; 14—рым для подъема расширителя; 15—болт М16 с гайками. Вес расши-
рителя с маслопроводом без газового реле около 150 кГ.
Крепление расширителя
Расширитель прикрепляют к крышке бака
трансформатора; крепление разъемное — бол-
товое. В трансформаторах 1 и 2-го габаритов
на напряжения би 1Q кв расширитель обыч-
но располагают так, что большая его часть
находится над крышкой. При этом достаточ-
но надежное и простое крепление может быть
осуществлено- двумя «двуплечими» или
«одноплечими» скобами с использованием
в последнем случае в качестве дополнитель-
ной опоры прямой трубы (рис. 9-6, а, б, г).
Рис. 9-9. Схема для расчёта ме-
ханической прочности крепления
расширителя.
а — закрепление швеллера тремя болта-
ми; б — закрепление угольника двумя
шпильками.
/ — оси болтов; 2 — оси шпилек.
Скобу приваривают к расширителю и при-
крепляют к крышке бака двумя шпильками.
Если расширитель расположен вне крыш-
ки, его целесообразно крепить, как показано
на рис. 9-6,в, д. Двуплечую скобу привари-
вают к расширителю и присоединяют двумя
болтами к угольнику, прикрепленному к крыш-
ке. Такая же конструкция применяется в уста-
новках с газовым реле при мощности транс-
форматора до 1 000 ква.
Крепление расширителей трансформато-
ров большей мощности показано на рис. 9-8.
Корпус расширителя опирается на две выре-
занные по его форме и поставленные ребром
пластины; пластина приварена к угольнику
(трансформаторы 3-го габарита) F а послед-
ний закреплен двумя шпильками, вваренными
в крышку. В трансформаторах 4-гб габарита
опорную пластину приваривают к швеллеру;
для его крепления служат три болта, ввинчи-
ваемых в стальные подкладки на крышке
(рис. 9-9). Расширитель связывают с опор-
ными пластинами четырьмя угольниками;
угольник приварен к расширителю и болтом
прикреплен к пластине (рис. 9-8). Конструк-
ция по рис. 9-8 может быть применена при
диаметре расширителя до 1 000—1 100 мм.
При большем диаметре корпус опирают на
стальную полосу, приваренную к опорной
пластине. Скрепление расширителя с опорной
пластиной усиливают бандажом, охватываю-
§ 9-3]
Конструкция расширителя
305
щим корпус. Жесткость всей конструкции уве-
личивают двумя шпильками, связывающими
между собой опорные пластины.
Механическая прочность расширителя
Крепления должны выдерживать вес за-
полненного маслом расширителя и ветровую
нагрузку (см. ниже). Если трансформатор
перевозится с установленным на крышке за-
полненным маслом расширителем (§ 11-3),
то крепление должно быть достаточно
жестким, иначе его деформации от неизбеж-
ных при перевозке толчков могут привести
к нарушению сварных соединений маслопро-
вода. Корпус (сварные швы) должен выдер-
живать удары масла, перемещающегося вну-
три расширителя при толчках. Для расшири-
телей, демонтируемых на время перевозки,
эти динамические нагрузки исключаются.
Если трансформатор заливается маслом под
вакуумом, то это делается при отключенном
от бака расширителе, который, таким обра-
зом, воздействию внешнего давления не под-
вергается.
Обосновать расчетом выбор толщины ци-
линдра и днищ расширителя затруднительно.
Большое влияние на выбор толщины стали
оказывает технология изготовления (свар-
ка), а также учет коррозии металла и др.
Ориентировку для выбора поперечного се-
чения приваренных к расширителю опорных
скоб дают размеры на рис. 9-6; толщина опор-
ных пластин (рис. 9-8) у выполненных кон-
струкций следующая: диаметр расширителя
610 мм — пластина 8 мм-, диаметр 760 мм —
пластина 10 мм-, диаметры 920— 1240 мм —
пластина 12 мм.
Необходимый профиль угольников и швел-
леров, к которым прикреплены опорные ско-
бы и пластины, а также сечения болтов
(шпилек) могут быть определены из следую-
щего расчета (см. рис. 9-9). Балки (швелле-
ры, угольники) изгибаются под действием
веса расширителя и силы ветра. Изгибающий
момент от веса равен GL, где G — вес запол-
ненного маслом расширителя; L — расстоя-
ние, см, от оси расширителя до ближайшей
точки закрепления балки на крышке (точ-
ка О). Ветровая нагрузка принимается
(с очень большим запасом) 70 кГ на 1 м2
подветренной поверхности расширителя (вер-
тикальной проекции). Если диаметр расши-
рителя D и его длина А выражены в милли-
метрах, то ветровая нагрузка р килограммах
составит Q = 702X4 • 1 О’6=0,72X4 • 10”4.
20 А. В. Сапожников.
Напряжение на изгиб в каждой из двух
балок равно:
_GL-J-0,7ZMft.l0-*
°и— 21Г ’
где h — высота центра расширителя над
крышкой, см\
W — момент сопротивления одной балки.
Допускаемое напряжение (сталь марки М18)
1300 кГ/см2*. Болты, крепящие балки, рас-
считывают на растяжение. Силуу-растягиваю-
щую болты, определяют, приравнивая друг
к другу моменты относительно точки О
внешних сил и растягивающей силы:
GL-\-0,7DAh-\0~* = nPl',
р GL 4-0,7ОЛЛ Ю-*
nl ’
где п — расчетное число болтов или шпилек
(на двух балках);
Р — растягивающая сила (на один болт);
I — плечо растягивающей силы относи-
тельно точки О, см.
В трансформаторах 2 и 3-го габаритов при
закреплении угольника на двух шпильках бе-
рем п=2, т. е. расчет ведем на одну из двух
шпилек, дальше отстоящую от края крышки
(рис. 9-9,6). В трансформаторах 4-го габари-
та п=4 (рис. 9-9,а). С учетом напряжения
в болте (шпильке) от его предварительной
затяжки растягивающую силу можно до-
пускать на один болт: М16 — 600 кГ, М20—
1100 кГ, М24—1850 кГ, МЗО —3500 кГ
(§ В-4).
Арматура расширителя
Выше были уже рассмотрены маслопро-
вод, отстойник расширителя и воздухоосуши-
тель. Было сказано о люках в днищах для
окраски внутренней поверхности корпуса.
В § 9-4 описаны устройства для контроля
уровня масла, а в § 10-4 — соединение воз-
душного пространства расширителя с выхлоп-
ной трубой и крепление последней на расши-
рителе. Кроме этих частей и приспособлений,
конструкция расширителя включает: пробку
на верху расширителя, служащую для вы-
пуска воздуха, доливки масла и др. (см. при-
ложение 9); рымы для подъема расширителя
(при его диаметре более 500—600 мм).
♦ Допускаемое напряжение снижено ввиду того,,
что момент сопротивления W немного завышен (не
учтено наличие отверстий в балках), а плечо L не-
сколько преуменьшено.
306
Расширитель
[гл. 9
Рымы (2 шт.) приваривают на верхней обра-
зующей цилиндрического корпуса к промежу-
точным стальным пластинам, усиливающим
тело цилиндра. Расширитель мощных транс-
форматоров следует снабжать приспособле-
нием для доливки масла с уровня пола:
внутрь расширителя входит трубопровод, дру-
гой его конец выведен вниз.
9-4. Контроль уровня масла
Все масляные силовые трансформаторы
снабжаются маслоуказателем. Его назначе-
ние— обеспечить удобный контроль за уров-
нем масла во время эксплуатации трансфор-
матора. Он используется для наблюдения за
уровнем масла при его заливке или доливке
в трансформатор. Маслоуказатель должен
показывать уровень масла во всем диапазоне:
от минимального допустимого, ниже которого
необходима доливка, до максимального допу-
стимого, при превышении которого масло
нужно сливать, чтобы предотвратить его вы-
текание из трансформатора. Отсюда следует,
что при применении стеклянного маслоуказа-
теля (масломерного стекла) минимальный до-
пустимый уровень масла в расширителе дол-
жен быть на высоте низа видимой (не закры-
той арматурой) части стекла, а высший рас-
четный уровень — не выше верха доступной
зрению части стекла. При любом маслоука-
зателе (стеклянном, стрелочном — см. ниже)
низший допустимый уровень должен быть
с запасом на все производственные и другие
отклонения выше верхней точки выступающе-
го внутрь расширителя конца маслопровода.
Маслоуказатель устанавливают на дне
(плоской стенке) расширителя со стороны
вводов НН (в трансформаторах без расшири-
теля— на стенке бака).
Стеклянные маслоуказателе
В отечественных трансформаторах длитель-
ное время применялся маслоуказатель в виде
стеклянной трубки, нижним концом соединен-
ной с расширителем; верхний конец трубки
сообщался с наружным воздухом [Л. 1,
фиг. 8-8].
Если «дыхание» трансформатора осущест-
вляется через воздухоосушитель, тЬ маслоука-
затель не должен иметь сообщения с атмо-
сферой помимо расширителя. В этом случае
не только нижний конец стеклянной трубки,
но и ее верхний конец должны иметь соеди-
нение с расширителем. На рис. 9-10 и 9-11
показаны две такие конструкции маслоуказа-
теля из числа применяемых в отечественных,
трансформаторах; первая предназначена дл»
расширителей большого диаметра, вторая —
для диаметров до 500 — 600 мм. Наличие
в этих конструкциях двух колен, соединяющих
стекло с расширителем, обусловливает такую*
последовательность сборки, при которой уп-
лотнение стекла приходится осуществлять ох-
ватывающими его резиновыми шайбами и на-
жимными фланцами. Эти детали занимают
сравнительно много места по высоте масло-
указ ателя и уменьшают открытую для наблю-
дения часть стекла. Таким образом, уменьша-
ется «полезная емкость» расширителя по
сравнению с той, которую он имеет при масло-
указ ателе с одним нижним коленом [Л. 1,
фиг. 8-8].
Колена, в которых закрепляется стекло»,
должны быть установлены без перекоса одно
по отношению к другому, иначе при затяги-
вании нажимных фланцев стекло может лоп-
нуть. В маслоуказателе по рис. 9-11 перекос
колен исключается тем, что они прикрепляют-
ся к общей пластине 3.
Нижнее колено маслоуказателя снабжено
запорным винтам или краном, перекрываю-
щим доступ масла в стеклянную трубку из
расширителя. Это позволяет произвести
очистку стекла, смену уплотнения или стекла
без спуска масла из расширителя.
В маслоуказателе по рис. 9-10 применено
стекло большего диаметра и толщины, чем
в конструкции по рис. 9-11. Это позволяет
отказаться от защитной оправы, что в свою
очередь улучшает условия наблюдения: уро-
вень масла в открытом со всех сторон стекле-
большого диаметра Хорошо виден.
На расширителях небольшого диаметра,
можно применить маслоуказатель с плоским:
стеклом (сообщается только с расширителем).
Этот маслоуказатель внедряется на транс-
форматорах 1 и 2-го габаритов новой серии.
Конструкция представляет следующее. В пло-
ской стенке (днище) расширителя на его
вертикальной оси сделано два небольших
отверстия (диаметр 4 мм*). На днище нало-
жена на уплотнении овальная пластина из
органического стекла (поперечное сечение
3X21 мм, длина 186 мм), перекрывающая
эти отверстия. Она прижата фасонным штам-
пованным стальным фланцем (толщина 2 мм)
при помощи приваренных к днищу шпилек.
* В скобках указаны размеры одной из осущест-
вленных конструкций.
Рис. 9-10. Маслоуказатель (сообщающийся только с расширителем)
с толстой стеклянной трубкой.
/ — плоская стенка (дно) расширителя; 2 —стальной фланец; 3 —резиновая
прокладка; 4 — колено (отливка из серого чугуна); 5 — резиновая прокладка;
б — стальная нажимная втулка; 7 — стеклянная трубка; 8 — стальной стержень;
Р — шайба из электрокартона; 10 — уплотнение (асбестовый шнур, пропитанный
глифталевым лаком); //—стальной болт диаметром 6 мм с шайбой; 12 — чугунная
пробка (закреплена гайками, навинченными на второй конец пробки, представля-
ющий стержень с резьбой).
(£>
।
Рис. 9-11. Маслоуказатель (сообщающийся
только с расширителем) с тонкой стеклянной
трубкой в защитной оправе.
1 — дно расширителя; 2 — труба водогазопроводная с
условном проходом 8 мм; 5 —фасонная стальная пла-
стина (ширина в средней части 25 мм); 4 — резиновая
прокладка; 5 — колено из алюминиевого сплава; 6 —
резиновая шайба; 7 — нажимная втулка из алюминие*
вого сплава; S?- стальной хомут; 9 — стальная оправа
из двух частей с прорезями; /0 —стеклянная трубка;
// — шайба из электрокартона; /2 — стальной винт М8,
шайба и уплотнение (асбестовый шнур).
D — внутренний диаметр расширителя.
Контроль уровня масла___________307
308
Расширитель
[ гл. 9
(диаметр 6 мм). В зазоре между днищем
и стеклом находится масло на том же уровне,
что в расширителе.
Конструкция маслоуказател я с плоским
стеклом очень проста; она надежнее конструк-
ции с цилиндрическим стеклом, которое может
лопнуть или разбиться. Однако в связи с тем,
что уплотнять приходится весь периметр пло-
ского стекла, надежное уплотнение обеспечи-
вается лишь при сравнительно небольших
размерах стекла. Недостатком является то,
что уровень масла в плоском маслоуказателе
можно видеть только, если стоять против дна
расширителя; сбоку уровень не виден. Масло-
указатель с плоским стеклом намного услож-
няется, если его снабжать устройством для
отсоединения от расширителя (для смены или
очистки стекла).
Стрелочный маслоуказатель
В заграничных трансформаторах широкое распро-
странение получил стрелочный магнитный маслоуказа-
тель. Одна из его конструкций показана на рис. 9-12.
В отверстие в плоской стенке расширителя вставляется
корпус маслоуказателя из немагнитного металла.
Внутри корпуса закреплен на оси подковообразный
магнит 5, связанный с поплавком. При изменении уров-
ня масла в расширителе и перемещении поплавка маг-
нит вращается. Его вращению следует отделенный от
него немагнитной стенкой второй магнит 4, установлен-,
ный на оси вне расширителя. Этот «наружный» магнит
Рис. 9-13. Стрелочный
магнитный маслоука-
затель с сигнализаци-
ей предельных уров-
ней (фирма ASEA,
Швеция).
несет на себе указательную стрелку. Об уровне масла
судят по положению стрелки относительно отметок на
шкале, закрытой стеклом. Стрелочный маслоуказатель
обеспечивает удобное наблюдение за уровнем масла;
положение стрелки на шкале отчетливо видно с боль-
шого расстояния (рис. 9-13). По сравнению со стеклян-
ным масломерным стеклом (рис. 9-10 и 9-11) стрелоч-
ный маслоуказатель имеет существенное преимущество:
при повреждении стекла не может вытекать масло.
Важным элементом описанного стрелочного маслоука-
зателя являются магниты. Должно быть исключено
расхождение положения наружного магнита относи-
тельно внутреннего в результате размагничивания или
по какой-либо другой причине; это привело бы к непра-
вильным показаниям.
Стрелочный маслоуказатель можно выполнить и без
магнитов. В этом случае связанная с поплавком ось
проходит через уплотнение наружу. К концу оси при-
крепляется указательная стрелка. Пригодность такого
маслоуказателя зависит от устройства и надежности
сальникового уплотнения оси.
В отечественных трансформаторах предполагается
внедрить магнитный стрелочный маслоуказатель.
Рис. 9-12. Стрелочный магнитный
масло-указатель.
/ — корпус из алюминиевого сплава; 2 —
стеклянный диск; 3 — указательная стрелка;
4 —магнит в виде стрелки; 5—диск из
алюминиевого сплава с шкалой уровней
масла: (У —резиновая шайба; 7 — плоская
стенка расширителя; 8 — подковообразный
магнит; 9 — латунная фасонная гайка;
10— выступ ко’пуса, ограничивающий пере-
мещение поплавка; 11 —- пробковый попла-
вок; 12 — ось подковообразного магнита
(латунь). Пунктиром обозначены магнитные
силовые линии.
Реле сигнализации низкого уровня масла
На расширителях отечественных мощных трансфор-
маторов устанавливают реле, сигнализирующее о сни-
жении уровня масла ниже минимально допустимого.
Устройство представляет поплавковый элемент от газо-
вого реле (§ 10-3). Поплавок с ртутным контактом по-
мещают в отверстии внизу плоской стенки расшири-
теля, противоположной той, на которой смонтирован
маслоуказатель. Снаружи стенки находятся фланец
и коробка зажимов с втулкой для вывода проводов
(см. приложение 10).
9-5. Некоторые особенности технологии
изготовления расширителей
Основное место в изготовлении расширителя зани-
мает сварка. При толщине стали 3 мм и больше соеди-
нение между собой частей корпуса расширителя произ-
водят электросваркой. Если дно имеет толщину 3 или
4 мм, то целесообразно выполнять его с небольшим
выступом за наружную поверхность цилиндра (2 мм
на сторону). Этот выступ оплавляется и получается
ровный край. При толщине дна 6—8 мм оно должно
иметь больший выступ (6 мм на сторону), необходи-
мый при обычном тавровом соединении. В настоящее
время разрабатывается автоматизация сварки этих рас-
ширителей.
При толщине цилиндра и днищ корпуса 1,5 и 2 мм
до недавнего времени применялась только газовая
сварка. Для этого вида сварки характерно ее выпол-
§ 9-6]
Усовершенствованная защита масла
309
некие «по отбортовке» (рис. 9-1,а)'. При такой сварке
тонких листов местный их пережог не приводит к об-
разованию сквозного отверстия, а лишь несколько
уменьшает размер , отбортовки. Отбортовка позволяет
применить для соединения цилиндра с дном роликовую
электросварку.
Для того чтобы отверстия в угольниках (швелле-
рах) расширителя и во фланце маслопровода попали
на шпильки, приваренные на крышке бака, сборку ча-
стей расширителя производят на уже изготовленной
крышке. На ней устанавливают (привинчивают)
угольники 7 с приваренными к ним опорными пласти-
нами 3 (рис. 9-8). К пластинам болтами прикрепляют
угольники 8. После этого угольники «прихваты-
вают» электросваркой к корпусу расширителя. Точно
так же поступают с маслопроводом. Его части соеди-
няют между собой; при этом вместо газового реле
вставляют патрубок такой же длины. Концевой фла-
нец прикрепляют на его месте на крышке. После этого
производят «прихватку» к расширителю патрубка, ко-
торый входит внутрь корпуса. Далее болтовые соеди-
нения развинчивают, отсоединяют патрубок расшири-
теля от маслопровода и угольники 8 от пластин и при-
варивают патрубок и ^угольники к корпусу расшири-
теля. Для трансформаторов массового или серийного
производства части расширителя для прихватки соби-
рают не на крышке трансформатора, а на заменяющем
ее приспособлении (плите).
9-6. Усовершенствованная защита масла
Расширитель создает далеко не полную защиту
масла трансформатора от увлажнения и окисления.
В последние годы для защиты масла от увлажнения
стали применять воздухоосушители (§ 9-3). Однако они
не устраняют «дыхания» расширителя и контакта масла
с наружным воздухом; таким образом, поглощение
маслом кислорода не исключается и старение масла
и изоляционных материалов трансформатора несколь-
ко ограничивается лишь за счет уменьшения содержа-
ния влаги в м^сле.
Термосифонные фильтры для непрерывной регене-
рации масла (§ 8-17) поддерживают масло в пригод-
ном для эксплуатации состоянии, но они нуждаются
в уходе. Они применяются на трансформаторах 4-го
и частично 3-го габаритов; на единицах меньшей мощ-
ности их, как правило, не устанавливают.
Как для трансформаторов, на которых термоси-
фонные фильтры не применяются, так и для тех, на
которых они устанавливаются, представлялось бы це-
лесообразным создать непосредственную защиту масла
от старения — исключить воздействие кислорода на
масло. Известно несколько способов защиты масла;
они имеют пока ограниченное применение, но в буду-
щем, по-видимому, получат широкое распространение.
В настоящее время в отечественном трансформаторо-
строении ведутся исследования методов защиты масла.
Устранение контакта масла трансформатора с на-
ружным воздухом (устранение «дыхания») дает по-
ложительный эффект в том случае, если заполняющее
бак масло ие содержит растворенного воздуха (кисло-
рода). Поэтому одновременно с применением защиты
необходимо дегазировать заливаемое в бак масло.
Простейшее устройство, ограничивающее контакт
масла с окружающим воздухом, представляет прямо-
угольный расширитель с поплавком, перекрывающим
все зеркало масла.
Контакт масла с наружным воздухом устраняется
применением масляного затвора, показанного на
рис. 9-14. Но при этом размеры расширителя увели-
чиваются за счет «отсеков» 2 и 3. Емкость отсека 1
равна емкости обычного расширителя; отсеки 2 и 3
получаются большего размера. Таким образом, расшири-
тель с масляным затвором (три отсека вместе) должен
иметь более, чем трехкратную емкость по сравнению
с конструкцией без затвора.
Известно несколько разновидностей защиты масла
с применением герметизации трансформатора и с ^по-
душкой» инертного газа над зеркалом масла. Транс-
форматор выполняется без расширителя — с подушкой
газа над зеркалом масла в баке или с расширителем —
с подушкой газа над маслом в расширителе. При тем-
пературных изменениях объема масла в трансформаторе
возникает избыточное давление или разрежение; для
ограничения их величины приходится увеличивать
объем подушки инертного газа (увеличивать размеры
бака или расширителя) или применять баллон с га-
зом, соединенный с «подушкой» через редуктор.
Рис. 9-14. Схема расшири-
теля с масляным затвором.
/, 2, 3 — .отсеки* расширителя;
jh — масло; иг — инертный Газ;
а — воздух.
Упомянем о герметизированных трансформаторах
небольшой мощности без расширителя, целиком за-
полненных маслом. На крышке бака устанавливается
сильфон, объем которого увеличивается или умень-
шается соответственно температурным изменениям
объема масла.
В течение ряда лет у нас выпускались опытные
трансформаторы (с расширителем) без сообщения
с окружающей атмосферой, с азотной подушкой над
зеркалом масла. Бак заполнялся недегазированным
маслом. Опыт эксплуатации этих трансформаторов
оказался неудовлетворительным; выяснилось, что в та-
ком трансформаторе процесс старения масла идет
даже быстрее, чем при наличии расширителя и свобод-
ном «дыхании».
К болтовым уплотнениям и сварным швам герме-
тизированных трансформаторов предъявляются повы-
шенные требования: при вакууме внутрь трансформа-
тора не должен засасываться воздух. Для ограниче-
ния аварийного повышения давления в герметизиро-
ванных трансформаторах применяют предохранитель-
ную мембрану, например в виде медного диска тол-
щиной 9,2 мм. При повышении давления в трансформа-
торе сверх 0,6—0,7 кГ!см? мембрана выдавливается
наружу и прокалывается острым штифтом. Трансфор-
матор получает сообщение с наружным воздухом, и
давление в нем спадает. На герметизированных транс-
форматорах устанавливают мановакуумметры.
310
Контрольные и защитные устройства
{гл. 10
ГЛАВА ДЕСЯТАЯ
КОНТРОЛЬНЫЕ И ЗАЩИТНЫЕ УСТРОЙСТВА
10-1. Область применения устройств
Контрольные и защитные устройства, необ-
ходимые для нормальной эксплуатации, пре-
дотвращения или локализации аварии транс-
форматора, являются неотъемлемыми частями
его конструкции. К числу контрольных уст-
ройств относятся: маслоуказатель (§ 9-4),
реле низкого уровня масла (§ 9-4), термомет-
ры для измерения температуры масла. Свои
контрольные устройства имеют вводы на на-
пряжения ПО /се и выше (§ 7-6). Защитные
устройства следующие: газовое реле (§ 10-3),
выхлопная труба (§ 10-4), пробивной предо-
хранитель (§ 10-5).
Маслоуказателем снабжены все силовые
трансформаторы. Реле низкого уровня масла
применяют в мощных трансформаторах. На
трансформаторах мощностью ниже 1 000 ква
ставят простой ртутный термометр, при мощ-
ности от 1000 ква — термометрический сигна-
лизатор. Газовое реле устанавливают, как
правило, на трансформаторах мощностью от
1000 ква*. Выхлопная труба применяется при
мощности 1 000 ква и больше. Пробивной пре-
дохранитель ставят при напряжении обмотки
НН до 525 в включительно.
10-2. Устройства для измерения температуры
Ртутный термометр
Трансформаторы мощностью ниже 1 000 ква
снабжаются ртутным стеклянным (техниче-
ским) термометром со шкалой от 0 до +150° С.
Нижняя часть термометра помещается в гиль-
зу («карман») — открытый сверху стальной
тонкостенный цилиндр; гильза вставлена
(приварена) в отверстие в крышке бака
трансформатора. Для уменьшения температур-
ного перепада гильзу заливают трансформа-
торным маслом. Термометр показывает тем-
пературу верхних слоев масла (низ гильзы
находится на 150 мм ниже крышки). Высту-
пающая над крышкой часть термометра защи-
щается стальным цилиндрическим футляром-'
с двумя прорезями (см. приложение 11).
Место для термометра нужно выбирать
со стороны вводов НН, по возможности бли-
* Возможность установки газового реле должна
быть обеспечена на трансформаторах мощностью 560
и 750 кеа; в некоторых особых случаях реле устанавли-
вают на трансформаторах мощностью менее &60 ква.
же к краю крышки, с тем чтобы сделать
более удобным наблюдение. Нужно также
согласовывать расположение гильзы термо-
метра с частями внутри бака; от находящихся
под напряжением частей до гильзы должны
быть выдержаны соответствующие изоляцион-
ные расстояния.
Согласно ГОСТ 401-41 на трансформаторах
мощностью ниже 1 000 ква предусматривается
установка ртутно-контактных термометров
вместо простых. Однако использовавшиеся
одно время ртутные термометры с впаянными
в капилляр сигнальными контактами показали
себя недостаточно надежными и их перестали
применять.
Термометрический сигнализатор
Температуру масла в трансформаторах
мощностью 1 000 ква и выше измеряют при
помощи термометрического сигнализатора. Его
корпус со шкалой устанавливается на баке
на удобной для наблюдения высоте; прибор
снабжен сигнальным устройством, которое
используется для контроля температуры и для
запуска электродвигателей дутья (§ 8-14).
Термометрический сигнализатор типа ТС-100
(рис. 10-1) представляет паро'вой манометрический
дистанционный термометр с электроконтактным устрой-
ством. Он состоит из термобаллона (теплопри-
Рис. 10-1. Термометрический сигнализатор
типа ТС-100.
/ —штуцер, ввинчиваемый в гильзу на крышке трансформатора;
2 — капилляр; S — термобаллон; 4 — зажимы контактной системы
сигнализатора; S — указательная стрелка; 6 — скоба для крепле.
ння корпуса; 7 — корпус; в — пробки, закрывающие установочные
винты переставных контактов;, 9 — указатели установки кон-
тактов.
$ 10-3]
Газовое реле
311
емника), капилляра и корпуса прибора с манометриче-
ской пружиной, шкалой, стрелкой и контактной систе-
мой. Термобаллон, гибкая соединительная капиллярная
трубка и манометрическая пружина образуют замкну-
тую термосистему. При повышении температуры термо-
баллона увеличивается давление заключенных в нем
насыщенных паров хлорметила. По капилляру давле-
ние передается манометрической пружине. Упругая
деформация пружины преобразуется в отклонение
стрелки по шкале прибора. С осью стрелки жестко
соединена контактная щеточка, скользящая по двум
секторам с контактами. Один из секторов связан
с желтым, другой с красным передвижными указате-
лями на шкале прибора. При установке указателя
на определенную температуру соответствующий кон-
такт замыкается при совпадении конца стрелки с кон-
цом указателя. Если указатели установлены, например,
один — желтый против отметки 70° С на шкале при-
бора, другой — красный против 85° С, то при темпера-
туре термобаллона (масла в баке) 70° G первый кон-
такт термосигнализатора замыкается и включает сиг-
нальную или другую цепь. При дальнейшем повышении
температуры и достижении 85° С замыкается второй
контакт (и вторая цепь), при этом первый контакт
•остается замкнутым. Погрешность показаний прибора
и срабатывания контактов находятся в пределах: при
измеряемой температуре от 0 до 40° С — погрешность
от +4 до —8° С, при температуре от 40 до 100° С —
погрешность ±4° С. Контакты прибора рассчитаны иа
замыкание и размыкание тока 0,2 а при напряжении
Термобаллон термосигнализатора ввинчивается в
гильзу, укрепленную в отверстии в крыпЖсе трансфор-
матора (см. приложение 11). Защищенный металличе-
ской оплеткой капилляр спускается с крышки к кор-
пусу прибора, привинчиваемого к стальной пластине.
Пластину для корпуса приваривают на высоте около
1,5 м от пола к стенке бака или к вваренным в бак
охлаждающим трубам (трубчатый бак), или к трубам
одного из радиаторов (если на стенке бака с радиа-
торами нет открытого места).
Прибор для измерения температуры обмотки
Измерение температуры верхних слоев масла не
дает полной картины теплового состояния трансформа-
тора; желательно контролировать также температуру
«наиболее горячей точки» обмотки.
Одно4 из устройств, предназначенных для этой
цели, представляет так называемую тепловую модель
(термокопию) обмотки. Идея тепловой модели заклю-
чается в следующем. Применяется нагревательный
элемент специальной конструкции с тепловыми харак-
теристиками, подобными характеристикам наиболее
горячей точки обмотки. Подобие состоит в том, что
'установившийся перегрев над маслом нагревательного
элемента и «наиболее горячей точки» обмотки изме-
няются одинаково с изменением тока; кроме того,
у нагревательного элемента и «наиболее горячей точ-
ки» обмотки одинаковая «постоянная времени». На-
гревательный элемент присоединяется ко вторичной
обмотке трансформатора тока, помещаемого в баке
силового трансформатора. Первичная обмотка транс-
форматора тока включена в цепь обмотки силового
трансформатора, температуру которой нужно контроли-
ровать. Коэффициент трансформации подбирают таким
образом, чтобы перегрев нагревательного элемента над
маслом был равен перегреву «наиболее горячей точки»
обмотки. Нагревательный элемент помещают в масле
примерно на уровне верхнего торца обмотки, т. е. на
^уровне наиболее горячей ее точки. Внутри нагрева-
тельного элемента находится теплоприемник термо-
метрического сигнализатора или другого подобного
прибора. >
Исследования, проведенные на МТЗ, показали, что
исключительно трудно создать такую тепловую модель,
температура которой с достаточным 'приближением
воспроизводила бы температуру наиболее горячей точ-
ки обмотки как при установившихся, так и при не-
установившихся режимах, а лишь при этом условии
показания модели будут достоверными в эксплуатации
и их можно использовать для регулирования нагрузки
трансформаторов. Тем не менее работу по созданию
тепловой модели для определения температуры наи-
более нагретой точки обмотки необходимо вести, так
как решение этой задачи позволило бы повысить ис-
пользование нагрузочной способности трансформато-
ров.
10-3. Газовое реле
Принцип действия
Газовое реле (рис. 10-2) применяется для
защиты масляных трансформаторов с расши-
рителем. Реле срабатывает при всех видах
внутренних повреждений в трансформаторе,
сопровождающихся выделением газов, при
утечке масла и при попадании воздуха в бак.
Рис. 10-2. Схема устройства газового реле
типа ПГ-22.
/ — корпус; 2 —• ртутный выключатель нижнего
элемента; 3 — стержень для опоры вынутой из кор-
пуса крышки; 4 — 'соединительный провод, изоли-
рованный фарфоровыми .бусами*; 5 — ртутный вы-
ключатель верхнего элемента; 6 — крышка реле;
7 — фарфоровый изолятор; 8 — зажим (всего 4 шт.)»
9 — кран; 10 — рамка, несущая рабочие элементы;
// — ось вращения верхнего поплавка; 12— верх-
ний поплавок; 13 — груз; 14 — скоба; /5 —нижний
поплавок; 16— ось вращения нижнего поплавка;
17 — спускная пробка.
Ртутные выключатели изображены в замкнутом
положении. Стрелка показывает направление
к расширителю.
312
Контрольные и защитные устройства
[ гл. 10
При электрическом пробое изоляции, замыка-
нии витков, при «пожаре в стали» магнито-
провода и т. д. происходит разложение масла
и органической изоляции и выделяются газо-
образные продукты. Пузырьки газа поднима-
ются вверх к крышке трансформатора, попа-
дают в маслопровод расширителя и далее
в корпус газового реле, установленного в рас-
сечку этого маслопровода, между баком и рас-
ширителем. Газ поднимается в находящуюся
выше маслопровода верхнюю часть реле
и вытесняет оттуда масло, которое нормально
заполняет весь корпус. При этом опускается
верхний сигнальный поплавок и прикреплен-
ный к нему стеклянный ртутный выключатель
замыкает цепь сигнализации. Поплавок опу-
скается и выключатель замыкается и в том
случае, когда масло из рорпуса вытеснено
попавшим в бак трансформатора воздухом,
а также при соответствующем снижении
уровня масла в расширителе.
При развитии аварии/и повышении давле-
ния в баке масло устремляется из бака в рас-
ширитель. Струя масла воздействует на от*
ключающий поплавок, расположенный внизу
корпуса на уровне маслопровода. Выключа-
тель этого поплавка замыкает (через проме-
жуточное реле) цепь отключения трансфор-
матора. Нижний поплавок опускается и _его
выключатель замыкается при утечке масла,
сопровождающейся понижением уровня до
.маслопровода расширителя.
Газообразные продукты разложения масла
и твердой изоляции выделяются и при неболь-
шом объеме внутреннего повреждения в транс-
форматоре. Поэтому газовая защита реагирует
уже в начальной стадии повреждения и зача-
стую позволяет предотвратить его развитие.
В некоторых случаях витковых замыканий
в обмотках газовое реле оказывается более
чувствительным, чем дифференциальная то-
ковая защита. Важное достоинство газовой
защиты состоит в том, что она срабатывает
при «пожар^ в стали» магнитопровода, на
который никакая электрическая защита не
реагирует.
От газового реле требуют, чтобы оно было
чувствительно по отношению к внутренним
повреждениям в трансформаторе; в то же
время не должно быть «ложных срабатыва-
ний» защиты, т. е. срабатываний при явлени-
ях, не связанных с неполадками внутри бака,
в частности при сковозных коротких замыка-
ниях. На основе опыта эксплуатации к сраба-
тыванию отключающего элемента газового
реле предъявляют требование [Л. 17], чтобы
минимальная скорость потока масла, вызы-
вающая срабатывание, была не менее пример-
но 0,5 м/сек. Во многих случаях целесообраз-
но иметь срабатывание при большей скорости
(скорость потока масла измеряется перед
реле в трубе с условным проходом 80 мм).
Газовые реле типов ПГ-22 и ПГЗ-22
На рис. 10-2 схематически показано уст-
ройство газового реле типа ПГ-22 (ПГЗ-22),
В чугунном герметичном корпусе на рамке
установлены два пустотелых цилиндрических
стальных поплавка; к каждому поплавку при-
креплен стеклянный ртутный выключатель.
В масле поплавок взвешен и выключатель
разомкнут. При вытеснении масла из корпуса
реле верхний поплавок опускается и его вы-
ключатель замыкается (рис. 10-3). Верхний
сигнальный элемент срабатывает при накоп-
лении в верхней части корпуса реле газа
(воздуха) в объеме 250 — 300 см3. Нижний
элемент реле воздействует на цепь отключе-
ния трансформатора.
Контакты ртутных выключателей соедине-
ны с четырьмя зажимами на крышке корпуса,
закрытыми коробкой. В верхней части реле
йаходится смотровое стекло, через которое
можно видеть, есть ли в реле газ и какого он
цвета. По отметкам на стекле определяют
объем выделившегося газа. Через кран, нахо-
дящийся на крышке, отбирают пробу газа
для химического анализа, пробуют, поднося
к крану спичку, горючий ли газ, и удаляют
газ из корпуса реле. Кран служит для выпу-
ска воздуха при заливке трансформатора
маслом.
Рамка, на которой закреплены рабочие
элементы реле, присоединена к крышке корпу-
са. Для правильной установки крышки
и вместе с ней поплавков служит стрелка на
крышке: стрелка должна быть направлена от
бака к расширителю. Корпус реле можно по-
вернуть на 180° относительно крышки и поста-
вить в положение, при котором смотровое
Рис. 10-3. Стеклянный ртутный выклю-
чатель (рис. 10-2, 2 и 5).
а — в разомкнутом; б — в замкнутом положе-
нии.
§ 10-3]
Газовое реле
313
стекло обращено в ту сторону, откуда удоб-
нее вести наблюдение.
Газовое реле ПГ-22 устанавливается
в маслопроводе с условным проходом 50 и
80 мм (§ 9-3).
Применявшееся длительное время реле ти-
па ПГ-22 было слишком чувствительным:
нижний отключающий элемент срабатывал
при низкой скорости потока масла. С 1955 г.
выпускается модернизированное реле типа
ПГ-22 и реле ПГЗ-22, у которых изменена уста-
новка нижнего поплавка, увеличен груз и т. д.
В результате наименьшая чувствительность
соответствует скорости потока масла около
0,5 м/сек и более.
В приложении 11 дан общий вид и наруж-
ные размеры реле ПГ-22.
Газовое реле типа ПГ-54
В настоящее время отрабатывается газо-
вое реле новой усовершенствованной конструк-
ции с тремя рабочими элементами, располо-
женными в корпусе один под другим. Выклю-
чатель верхнего поплавкового элемента
должен замыкаться при скоплении под крыш-
кой корпуса газа (воздуха) в объеме около
300 см3. Средний поплавковый элемент реаги-
рует только на снижение уровня масла в рас-
ширителе. Выключатель нижнего элемента за-
мыкается при определенной скорости масла
в трубопроводе, на снижение уровня масла
он не отзывается. Нижний элемент имеет
подвижную лопасть, которую можно переме-
щать и таким образом настроить на скорость
масла от 0,5 до 1,5 м/сек.
Корпус реле снабжен двумя смотровыми
стеклами для наблюдения с двух сторон. На
крышке установлен шток для опробования
выключателей, которым - рабочие элементы
смешаются в положение замыкания выклю-
чателей. Габариты реле типа ПГ-54 несколько
больше, чем ПГ-22.
Установка газового реле
В связи с применением газового реле воз-
никает ряд требований к конструкции частей
трансформатора.
Для того чтобы срабатывание газовой за-
щиты не запаздывало, по возможности весь
газ, выделяющийся при повреждении в выем-
ной части, должен попадать в корпус реле.
Для этого маслопровод, соединяющий бак
с расширителем, нужно присоединять
к крышке бака в наивысшей ее точке. Присо-
единение маслопровода делают на краю крыш-
Рис. 10-4. Установка стальных
колец (бортиков), прегражда-
ющих доступ газу в возвыша-
ющиеся над крышкой части.
а — бортик приварен к крышке;
б — бортик приварен к фланцу на
крышке.
ки и этот край -приподнимают, устанавливая
трансформатор наклонно на фундаменте.
Крышка должна иметь подъем в сторону рас-
ширителя порядка 1—1,5%. (Известны от-
дельные заграничные конструкции трансфор-
маторов, у которых крышка фасонной формы
имеет подъем к месту присоединения масло-
провода при горизонтальной установке бака
на фундаменте.)
Для того чтобы газ, поднявшийся к крыш-
ке и двигающийся по направлению к масло-
проводу расширителя, не уходил в выхлоп-
ную трубу, в пространство в цилиндрических
фланцах высоковольтных вводов, под крыш-
ки люков и т. д., у отверстий в крышке бака
для этих частей делают бортики, выступаю-
щие вниз за крышку и преграждающие путь
газу (рис. 10-4, см. также рис. 6-15). Однако
если очаг повреждения расположен непосред-
ственно под отверстием в крышке (для ввода
или др.), то бортик не может помешать газу
пройти в отверстие. Поэтому в тех случаях,
когда отверстие большого сечения находится
над магнитопроводом и обмотками, возвы-
шающуюся над крышкой, часть нужно соеди-
нить трубкой с маслопроводом расширителя
(до газового реле); трубка должна иметь
подъем в сторону маслопровода.
Ряд конструктивных мер необходим для пред-
отвращения ложной работы газового реле. Ниже в
§ 10-4 показано, что неправильное срабатывание может
иметь место, если воздушное пространство выхлопной
трубы изолировано от наружной атмосферы. Поэтому
верх трубы нужно соединять с расширителем. Далее
необходимо исключить засорение отверстий, через ко-
-314
Контрольные и защитные устройства
[гл. 10
торые расширитель сообщается с наружным воздухом.
При нарушенном сообщении с атмосферой в транс-
форматоре в результате температурного расширения
масла повышается давление, а при прорыве воздуха
наружу возникает переток масла в расширитель, при
котором реле может сработать.
Маслопровод между баком и расширителем дол-
жен быть на всем протяжении одного поперечного се-
чения, как правило, одинакового с сечением отверстий
патрубков корпуса реле. 'Если диаметр маслопровода
меньше, чем отверстия патрубка, то скапливающийся
в реле газ, прежде чем начать уходить в расширитель,
понизит уровень масла в корпусе до края отверстия
маслопровода. Это может привести к преждевремен-
ному срабатыванию нижнего элемента реле. (Установ-
ка реле типов ПГ-22 и ПГЗ-22, имеющих диаметр от-
верстий патрубков 80 мм, в трубопроводе с условным
проходом 50 мм допустима.)
Причинами ложного срабатывания газового реле
могут быть: недостаточно жесткое закрепление масло-
провода расширителя; раскачивание газового реле
вследствие вибрации недостаточно жестко закреплен-
ных радиаторов; сотрясение трансформатора при за-
пуске и остановке двигатель-вентиляторов воздушного
охлаждения с неотбалансированными крыльчатками
и т. п.
Для того чтобы скопившийся в реле газ всегда
можно было выпустить' через кран на крышке, необхо-
димо, чтобы минимальный допускаемый уровень масла
.в расширителе был выше верхней точки крана.
10-4. Выхлопная (предохранительная) труба
Назначение и принципиальное устройство
выхлопной трубы. Соединение с расширителем
Если отключение трансформатора, .в кото-
ром возникло короткое замыкание, электриче-
ский пробой и т. п., почему-либо запоздало,
в баке может развиться значительное давле-
ние. Для предотвращения повреждения бака
применяется выхлопная (предохранительная)
'труба. Она представляет удлиненный сталь-
ной цилиндр, возвышающийся над крышкой
и сообщающийся с баком (рис. 10-5). Верх-
ний конец трубы закрыт мембраной — сте-
клянным диском. При повышении давления,
сопровождающем аварийный процесс, диск
лопается и масло и газы выбрасываются на-
ружу. Срабатывание выхлопной трубы про-
исходит нередко при внутренних поврежде-
ниях -мощных трансформаторов. Наряду
-с этим известны отдельные случаи, когда при
отстутствии выхлопной трубы авария сопро-
вождалась разрушением бака, загоранием
масла и т. д.
Трудно создать такое крепление стеклян-
ного диска, которое было бы маслоплотным и
в то же время настолько эластичным, чтобы
стекло не повреждалось при его закреплении.
Поэтому выхлопную трубу делают такой вы-
соты, при которой мембрана оказывается вы-
ше расширителя; при этом отпадает необхо-
димость в маслоплотном креплении диска
Рис. 10-5. Выхлопная труба
с глухой пробкой для выпуска
воздуха при заливке масла
в бак. Вес И—13 кГ.
Обозначение частей трубы А, Б, В —
см. рис. 10-8.
Честили 22,5*
(рис. 10-6). Труба выполняется наклонной,
верхний ее конец повернут несколько вниз
с тем, чтобы масло выбрысывалось из трубы
рядом с трансформатором (масло не должно
попадать на соседние трансформаторы). На
трансформаторах типа ТМ-1000/10 с целью
уменьшения трудоемкости изготовления при-
менили вертикальную выхлопную трубу.
В новой серии трансформаторов она должна
быть заменена на наклонную.
До недавнего времени в отечественных
трансформаторах применялась конструкция
выхлопной трубы, имевшей соединение толь-
ко с баком: нижний открытый конец трубы
устанавливается над отверстием в крышке
бака. Наверху трубы во фланце — отверстие
для выпуска воздуха при заливке трансфор-
матора масло-м. Во время работы трансфор-
матора отверстие закрыто глухой стальной
пробкой (рис. 1Q-5). Эта конструкция, как
показал опыт эксплуатации, . имеет следую-
щий недостаток. В изолированном воздушном
пространстве наверху выхлопной трубы во
время работы трансформатора (при. измене-
нии нагрузки, температуры окружающего
воздуха и др.) возникает избыточное давле-
ние или разрежение. В результате этого сте-
клянная мембрана иногда разрушается, что
в свою очередь вызывает переток масла
в расширитель или из него. При этом газовое
$ 10-4]
Выхлопная (предохранительная) труба
315
Рис. 10-6. Закрепле-
ние стеклянного ди-
ска выхлопной трубы.
1 — цилиндр выхлопной
трубы; 2— резиновые шай-
бы 0 155/195x6 мм;
3 — резиновая шайба
0 182/195x4 мм; 4 —
фланец, приваренный к
трубе; 5 — упорное кольцо
0 200/203x10 мм, прива-
ренное в шести местах
к 4; 6 — фланец; 7 — стек-
лянный диск 0185x2,5 мм.
Рис. 10-7. Крепление выхлопной трубу и ее соединение
с расширителем.
/ — патрубок, вваренный в выхлопную трубу; 2 — патрубок, вваренный в
расширитель; 3— соединительная трубка с двумя фланцами; 4—пластина,Q
прикрепленная болтами к выхлопной трубе и к 5; 5—угольник 65X65X8 мм,
приваренный к расширителю. Для 1, 2 и 3 применена водогазопроводная
труба с условным проходом 25 мм.
реле может сработать на отключение. Чтобы
не допустить такого разрушения стекла вы-
хлопной трубы и ложного срабатывания газо-
вого реле, не вызванного аварией в трансфор-
маторе, верх выхлопной трубы нужно соеди-
нять с воздушным пространством расширите-
ля (рйс. 10-7). Таким образом, воздух на-
верху трубы соединен с атмосферой и стекло
не испытывает разности давлений. При со-
единении выхлопной трубы с расширителем
пробка наверху трубы не нужна.
Конструкция и изготовление выхлопной трубы
Для выбора диаметра выхлопной трубы
нет строго обоснованных нормативов. Обычно
диаметр трубы выбирают в зависимости от
размеров расширителя и, таким образом, свя-
зывают с количеством масла в трансформа-
торе. На МТЗ принята следующая шкала:
Диаметр расшири
теля, мм
610
760
920—1 240
Диаметр трубы, мм
150
200
255
Диаметр выхлопной трубы у трансформа-
торов большой мощности доходит до 350 мм
и более.
С увеличением диаметра трубы и соответ-
ственно площади стекла возрастает сила, ко-
торая действует на стекло при данном давле-
нии в баке. Поэтому толщину стекла берут
в зависимости от диаметра трубы: 2,5—3—
4 мм при диаметре соответственно 150—200—
255 мм.
В отечественных трансформаторах приме-
няют выхлопные трубы с наклоном цилиндри-
ческой части относительно вертикали обычно
в 15, 22,5 и 30°; под этим же углом располо-
жено верхнее, закрытое стеклом отверстие
(рис. 10-5). Как правило, труба установлена
на крышке у расширителя и наклонена в его
сторону. В отдельных случаях такое располо-
жение неудобно: при нем трудно выдержать
требующиеся изоляционные расстояния от
вводов до трубы и ее приходится устанавли-
вать в стороне от расширителя. В загранич-
ных конструкциях иногда применяются выхлоп-
ные трубы с изпибом вниз верхней части почта
316
Контрольные и защитные устройства
(гл. 10
Рис. 10-8. Заготовки—выхлопной трубы
диаметром 150 мм (см. рис. 10-5); а — 15°.
Рис. 10-9. Пробивной предохранитель.
на 180°, так что мембрана занимает положение,
близкое к горизонтальному.
Верхний конец выхлопной трубы нужно
хорошо закрепить. Крепление должно выдер-
живать толчок при выбросе масла и напор
ветра. Верхний фланец трубы, установленной
рядом с расширителем, находится над ним;
верх трубы удобно крепится к угольнику,
приваренному к расширителю (рис. 10-7).
Трубу, расположенную в стороне от расшири-
теля, закрепляют стальной Штангой. К верх-
нему ее концу приварена такая же пластина,
как 4 на рис. 10-7. К пластине прикреплен
фланец выхлопной трубы. Нижний конец
штанги вставлен в отверстие в горизонталь-
ной плднке и закреплен гайками. Планка ле-
жит на крышке и привинчена к ней двумя
болтами, прикрепляющими крышку к раме
бака.
Цилиндр выхлопной трубы изготовляется из листо-
вой стали толщиной 1,5 мм. На рис. 10-8 показаны его
заготовки. Их вырезают на вибрационных ножницах
по разметке, выполняемой по шаблонам. Продольные
швы частей цилиндра, соединения этих частей между
собой и цилиндра с верхним фланцем выполняют га-
зовой сваркой. Нижний фланец, имеющий большую
толщину, приваривают к цил'индру электросваркой;
это соединение производят в последнюю очередь после
подгонки выхлопной трубы к ее креплению на расши-
рителе. Подгонка осуществляется следующим образом.
Расширитель на своих креплениях и нижний фланец
выхлопной трубы устанавливают на крышке трансфор-
матора или специальной плите (§ 9-5). Цилиндр вы-
хлопной трубы с приваренным к нему верхним флан-
цем и прикрепленной к фланцу пластиной 4 (рис. 10-7)
примеряют к нижнему фланцу и к угольнику на рас-
ширителе (поз. 5). Позиции 4 и 5 скрепляют между
собой; поз. 5 «прихватывают» к расширителю. Произ-
водится «прихватка» цилиндра выхлопной трубы
к нижнему фланцу. Так же «по месту» подгоняют
соединение трубопровода, соединяющего выхлопную
трубу с расширителем. Подгонка осуществляется за
счет длины трубки 3 (рис. 10-7). Затем болтовые со-
единения развинчивают и производят сварку.
10-5. Пробивной предохранитель
При электрическом пробое между обмот-
ками ВН и НН последняя и присоединенная
к ней незаземленная &ть могут оказаться
под повышенным потенциалом. Для предот-
вращения повышения потенциала на стороне
НН трансформатора при напряжении обмот-
ки НН 230—525 в применяют пробивной пре-
дохранитель; он представляет искровой про-
межуток, включенный между обмотками НН
и «землей». При соединении обмотки НН в
звезду с выведенной нулевой точкой предо-
хранитель присоединяют к нейтральному
вводу, при соединении обмотки НН в тре-
гольник—к одному из линейных вводов.
Пробивной предохранитель устроен по-
добно пробковому предохранителю, приме-
няемому в сетях низкого напряжения. Он со-
стоит из фарфорового корпуса и фарфоровой
головки (рис.10-9). В корпусе смонтированы
два изолированных друг от друга контакта.
Центральный контакт соединяют с обмоткой
НН трансформатора проводом диаметром
около 5 мм; цокольный контакт через устано-
вочную скобу соединен с крышкой бака иг
таким образом, заземлен. В корпус предохра-
нителя ввинчивается фарфоровая головка —
также с двумя контактами; контакты головки
разделены слюдяной пластинкой с отверстия-
ми и соприкасаются с контактами корпуса —
каждый контакт головки с одним из контак-
тов корпуса. При появлении на обмотке НН
высокого потенциала воздушные промежутки
в отверстиях слюдяной пластинки пробивают-
ся и соответствующая точка обмотки НН за-
земляется.
Предохранители, присоединяемые к обмот-
кам НН напряжением 230 и 400 в, имеют про-
бивное напряжение в пределах 351—500
предохранители, присоединяемые к обмотке
напряжением 525 в, должны пробиваться при
напряжении -801—1 000 в. Пробивной предо-
хранитель выдерживает после пробоя ток за-
земления 200 а в течение 30 мин.
В приложении 11 показана установка про-
бивного предохранителя на крышке бака
трансформатора.
§ 11-2]Железнодорожные платформы и транспортеры. Железнодорожный габарит 317
ГЛАВА ОДИННАДЦАТАЯ
ПЕРЕВОЗКА ТРАНСФОРМАТОРОВ. ПЕРЕДВИЖНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ
11-1. Общие указания
Подавляющее большинство трансформа-
торов либо доставляется с завода на место
установки по железной дороге, либо доставка
включает железнодорожную перевозку. Усло-
вия этой перевозки оказывают существенное
влияние на конструкцию трансформаторов L
Всякий перевозимый по железной дороге
груз должен вписываться в железнодорож-
ный габарит. Для выполнения этого требова-
ния приходится на время перевозки частично
демонтировать трансформаторы, для достав-
ки мощных трансформаторов применять спе-
циальные железнодорожные транспортеры,
приспосабливать к очертанию габарита фор-
му бака и т. д.
При перевозке по железной дороге возни-
кают определенные Ограничения для веса
груза. Это вынуждает отправлять без масла
трансформаторы большой мощности; проек-
тирование крупных единиц приходится свя-
зывать с подъемной силой (грузоподъемно-
стью) транспортеров.
Все части трансформатора должны выдер-
живать без повреждений механические силы,
возникающие во время перевозки. Это отно-
сится к конструкции бака, к креплениям вы-
емной части в баке и др. Механические на-
грузки при перевозке влияют на выбор кон-
струкции бака; ими обусловлен* в частности,
отказ от волнистых баков (§ 8-19). При кон-
струировании ряда узлов должна быть учтена
возможность некоторого относительного смеще-
ния частей трансформатора при толчках во
время перевозки; это касается соединений от-
водов с вводами (§ 6-4), маслопровода рас-
ширителя (§ 9-3) и др. Для частей трансфор-
матора, которые могут быть повреждены при
случайных ударах, делается защитная упа-
ковка.
Трансформатор, установленный на желез-
нодорожной платформе или транспортере, не
должен смещаться или опрокидываться под
действием инерционных сил, возникающих
при торможении, при движении на криволи-
нейных участках железнодорожного пути
и т. д. На эти силы рассчитываются крепле-
1 Наряду с этим в отдельных случаях перевозка
трансформаторов на место установки осуществляется
на трейлерах по шоссейным дорогам.
ния трансформатора к платформе. От надеж-
ного выполнения креплений зависит не толь-
ко сохранность груза (трансформатора), но
и безопасность движения.
11-2. Железнодорожные платформы
и транспортеры. Железнодорожный габарит
Платформы и транспортеры 1
Трансформаторы перевозят на открытых
железнодорожных платформах или на транс-
портерах. В зависимости от веса трансформа-
тора применяют двухосные платформы
с подъемной силой до 20 Т или четырехос-
ные с подъемной силой 50—60 Т. Двухосные
платформы имеют высоту погрузочной пло-
щадки над уровнем верха головки рельса
1 320 или 1 330 мм, четырехосные — 1 270 или
1 300 мм.
Для перевозки трансформаторов весом
более 60 Т служат транспортеры с понижен-
ной погрузочной площадкой. Высота послед-
ней у транспортера, показанного в качестве
примера на рис. 11-1, равна 750 мм, т. е. на
550 мм меньше, чем высота пола нормальной
платформы. Это имеет большое значение, так
как позволяет на 550 мм увеличить высоту
груза. Для перевозки трансформаторов боль-
шой мощности требуется значительная длина
погрузочной площадки (размер 6,6 м на
рис 11-1). Важной технической характеристи-
кой транспортера является его база (15,1 м
на рис. 11-1). Чем больше база, тем больше
отклоняется на кривых середина транспорте-
ра и груза от оси пути (рис. 11-2); соответ-
ственно ограничивается допустимая ширина
груза.
Для увеличения подъемной силы транс-
портера при данной его конструкции прихо-
дится брать большую высоту балок (необхо-
дим больший момент сопротивления) и уве-
личивать базу. Поэтому росту подъемной си-
лы транспортера сверх 100—130 Т сопутству-
1 При погрузке трансформаторов на платформы и
транспортёры необходимо выполнять следующие требо-
вания. Поперечное смещение центра тяжести трансфор-
матора от вертикальной плоскости продольной оси ва-
гона допускается не более 100 лш^а продольное — от
вертикальной плоскости поперечной оси*вагона не более
одной восьмой длины базы вагона. Разница в нагрузках
на колесные пары двухосных платформ допускается не
более 4 Г, на тележки четырехосных платформ — не бо-
лее 10 Т.
318
Перевозка трансформаторов. Передвижные трансформаторы
[гл. 11
6600-
15100
уровень верха
голоВки рельса
Рис. 11-1. Схематическое изображение транспортера с пониженной погрузочной площадкой (высота 750 мм)-
Подъемная сила 90 Г, база 15,1 м.
Рис. 11-2. Отклонение на кривой середины вагона
(транспортера) и груза от оси пути.
I — ось пути; 2 — транспортер; 3 — трансформатор; 4 — шкворень.
Б — база; R — радиус кривой; С — смещение от оси пути;
ют, как правило, увеличение высоты -погру-
зочной площадки (из-за большей высоты ба-
лок) и уменьшение допустимой ширины гру-
за (из-за большей базы). Увеличение базы
обусловлено тем-, что ограничивается нагруз-
ка от оси на рельс. Если при данной подъем-
ной силе транспортера достигнута предель-
ная допустимая нагрузка от оси на рельс, то
повышение подъемной силы связано с увели-
чением числа осей, а это приводит к росту
базы и, следовательно, требует дополнитель-
ного увеличения момента сопротивления ба-
лок. В результате на пути создания транспор-
теров, практически пригодных для перевозки
трансформаторов весом более 200—250 Т, сто-
ят очень большие трудности.
Кроме транспортеров с пониженной по-
грузочной площадкой (рис. 11-1) для пере-
возки трансформаторов находят применение
транспортеры без пола с боковыми балками, на
которые опираются выступы бака- (ри£. 11-3).
По сравнению с перевозкой на транспор-
тере с полом такой способ имеет то преиму-
щество, что позволяет увеличить высоту
трансформатора: низ бака может отстоять от
уровня верха головки рельса всего на 200—
300 мм. Однако перевозка трансформатора
в подвешенном состоянии связана с ограниче-
нием его ширины за счет места, занимаемого
балками транспортера. Кроме того, требует-
ся значительное усиление стенок и дна бада.
Известен еще один способ перевозки, при-
менимый для трансформаторов большой
мощности. Он состоит в подвешивании бака
между двумя специально для этого предназ-
наченными железнодорожными тележками.
Стенки и дно бака усиливают балками, обра-
зующими мощную механическую конструк-
цию, способную выдержать возникающие при
движении динамические нагрузки. При помо-
щи четырех цапф, расположенных на торце-
вых стенках, бак скрепляют с балками, опи-
рающимися на тележки. Такой способ приме-
нен, в частности, для перевозки трансформа-
тора, показанного на рис. 11-9. После доставки
и разгрузки трансформатора тележки соеди-
няют друг с другом и в таком виде отправ-
ляют обратно на завод. «Порожний транспор-
тер», состоящий из двух тележек, имеет не-
большую базу, что упрощает его обратную пе-
ревозку. Недостатки этого способа перевозки:
ограниченное использование комплекта теле-
жек и значительное усиление конструкции
бака. В ФРГ построен транспортер грузоподъ-
емностью 220 Т с двумя парами пятиосных теле-
Рис. 11-3. Перевозка трансформатора, подвешенного
на балках специального транспортера
(фирма ASEA, Швеция).
Трансформатор мощностью 135 тыс. кеа» класса напряжения
220 кв, транспортный вес 154 Т (без масла).
§ п-3]
Вписывание трансформаторов в железнодорожный габарит
31»
жек; расстояние между серединами пар теле-
жек груженого транспортера 24,8 м, между
шкворнями балок 15,8 м.
Железнодорожный габарит
На рис. 11-4 изображен железнодорожный
габарит СССР № IB по ОСТ/ВКС-6435, т. е.
предельное наружное поперечное очертание
подвижного состава и перевозимого груза,
при котором он является «габаритным». Это
ограничение размеров груза определяется
приближением к железнодорожному пути
строений и движением встречных поездов.
Груз, выступающий за очертание габари-
та вверх, т. е. высотой над уровнем верха го-
ловки рельса более 5300 мм, к перевозке не
допускается. Это значит, что при погрузке на
платформу с высотой пола 1 300 мм (см. вы-
ше) наибольшая высота трансформатора
вместе с подкладываемыми под него деревян-
ными брусками (включая все допуски) не
должна превышать 5 300—1 300 = 4 000 мм.
Не допускается также выход груза за
очертание вбок в нижней части габарита, на
участке от уровня верха головки рельса до
высоты 1 230 мм. Выход вбок выше отметки
1 230 мм в определенных пределах допускает-
ся — это негабаритный груз, его перевозка
связана с определенными ограничениями дви-
жения поездов. Установлено несколько степе-
ней негабаритности *. Наибольшая степень,
т. е. предельные допустимые размеры груза,
определяется приближением к пути строений
и минимальным зазором, который должен
быть оставлен с учетом всех допусков и ди-
намических смещений, имеющих место при
движении.
При проектировании трансформаторов, от-
правляемых за границу, необходимо учиты-
вать размеры железнодорожного габарита со-
ответствующих стран. Во всех странах Евро-
пы, в КНР и др. высота габарита ниже, чем
в СССР; габариты некоторых стран имеют
также и меньшую ширину.
11-3. Вписывание трансформаторов
в железнодорожный габарит
Только трансформаторы небольшой мощ-
ности вписываются в железнодорожный габа-
рит полностью собранными. Для перевозки
по железной дороге большинства трансфор-
1 В составе поезда впереди груза определенной
степени негабаритности следует вагон с установленной
на нем деревянной контрольной рамой, воспроизводя-
щей поперечное очертание груза.
Рис. 11-4. Железнодорожный габарит
№ 1В ОСТ/ВКС-6435.
/ — уровень верха головки рельса; 2—высота пола железнодорож-
ной платформы; 3— предельная высота груза при перевозке на
платформе с высотой пола 1 300 мм.
маторов приходится прибегать к их частично-
му демонтажу, отправлять без масла, приме-
нять транспортеры с пониженной погрузочной
площадкой и выходить за очертание габа-'
рита № 1В (рис. 11-4), используя допусти-
мые степени негабаритности (§ 11-2).
Отправка трансформатора без масла и ча-
стичный его демонтаж увеличивают — зача-
стую значительно — объем работ, который
нужно выполнить на месте установки для
подготовки трансформатора к включению.
Поэтому необходимо стремиться сводить де-
монтаж к минимуму, стараться отправлять,
трансформаторы с маслом, добиваясь этого
применением транспортеров с меньшей высо-
той, с большей подъемной силой, используя
возможности увеличения ширины груза в пре-
делах допускаемых степеней негабаритности.
Однако эти отклонения от нормальных усло-
вий: использование транспортеров вместо
стандартных платформ и отправка трансфор-
маторов в виде негабаритных грузов, суще-
ственно осложняют железнодорожные пере-
возки *. Поэтому, как правило, целесообразно,
идти на усложнение контрукции трансформа-
торов для уменьшения объема их демонтажа
при одновременном понижении степени нега-
баритности.
Трансформаторы существующих отече-
ственных серий до мощности 1800 ква
(с трубчатыми баками) перевозят в собран-
1 Стоимость перевозки на транспортере значительно
выше, чем на нормальной платформе; стоимость тем»
больше, чем выше степень негабаритности груза.
320
Перевозка трансформаторов. Передвижные трансформаторы
[гл. 11
ном виде на нормальных платформах.
С трансформаторов 3-го габарита мощно-
стью 3 200 и 5600 ква приходится снимать
радиаторы, расширитель и выхлопную трубу.
Высота несколько меньше 4 000 мм, кото-
рую может иметь трансформатор при пере-
возке на платформе (см. § 11-2), оказывается
обычно достаточной для трансформаторов
4-го габарита с транспортным весом (пере-
возка с маслом) до 50 или 60 Т. С большим
весом, как правило, связана и большая высо-
та, и для перевозки необходим транспортер
с пониженной погрузочной площадкой1
(рис. 11-1).
С трансформаторов 4-го габарита снима-
ют радиаторы, расширитель, выхлопную тру-
бу, у большинства типов—тележку, вводы
на напряжение ПО кв и выше. При больших
мощностях у трансформаторов существую-
щей конструкции приходится демонтировать
также и вводы классов напряжения 6—35 кв,
краны и некоторые другие части, выступаю-
щие над крышкой.
Для вписывания в габарит трансформато-
ров класса напряжения 220 кв и крупных
единиц классов 110 и 150 кв существующих
серий не удается ограничиться демонтажем
наружных частей; даже при перевозках на
транспортерах с пониженной погрузочной
площадкой бак трансформатора своей верх-
ней частью выходит за допустимые «степени
негабаритности». Вписывание в габарит этих
трансформаторов достигается применением
разъемного бака и временной транспортной
крышки. Последняя скошена по очертанию
габарита и имеет меньшую высоту, чем сни-
маемая на время перевозки верхняя часть ба-
ка (рис. 11-5).
На проектирование трансформаторов
очень большой мощности ограничения, накла-
дываемые условиями перевозки, оказывают
исключительно большое влияние. В частно-
сти, необходимость уменьшить высоту выем-
ной части заставляет применять магнитопро-
воды с разветвленной магнитной цепью
(§ 2-3). (Об особенностях перевозки мощных
трансформаторов броневого типа см. § 1-3.)
У первых отечественных трансформаторов
400 кв уменьшение «транспортной ширины»
достигнуто перевозкой выемной части в транс-
портном баке. Последний имеет значительно
меньшую ширину, чем рабочий бак трансфор-
1 Трансформаторы класса напряжения 35 кв суще-
ствующих серий можно перевозить на платформах при
мощности ориентировочно до 40—50 тыс. ква, класса
110 кв — ориентировочно до 20 тыс. ква.
Рис. 11-5. Схема погрузки на транс-
портер трансформатора 4-го габарита
на напряжение 220 кв.
/ —уровень верха головки рельса; 2—уро-
вень пола транспортера; 3 — очертание же-
лезнодо южного габарита № IB; 4— нижняя
часть бака трансформатора; 5 — центр тя-
жести перевозимого трансформатора; 6 —
транспортная крыи ка; 7 — очертание снятой
на время пеевозки верхней части бака
трансформатора.
матора; в транспортном баке не нужно выдер-
живать изоляционных расстояний от обмоток
до стенки; кроме того, на время перевозки мож-
но демонтировать отводы. Рабочий бак транс-
форматора собирается на месте. При этом
объем монтажных работ (сборка отводов,
сварка бака, сушка выемной части) стано-
вится очень большим.
В настоящее время стремятся все крупные
транформаторы, не исключая единицы пре-
дельных мощностей, перевозить в собранном
рабочем баке, хотя бы ценой значительного
усложнения конструкции.
11-4. Заполнение бака. Транспортный вес
Сушка трансформаторов на месте установ-
ки очень трудоемка и отнимает много време-
ни. Поэтому нужно добиваться такой перевоз-
ки, при которой не увлажняется изоляция и
не нужна сушка после доставки.
Трансформаторы, с которых расширитель
не снимается, отправляют с маслом, запол-
няющим бак и часть расширителя. Таким об-
разом, на время перевозки обеспечивается
обычная защита масла и изоляции от увлаж-
нения.
Бак трансформатора, отправляемого без
расширителя, валит маслом неполностью. Для
§ 11-5]
Крепление трансформаторов при перевозке
321
защиты масла от увлажнения тщательно уп-
лотняют соединение рамы бака с крышкой
и все отверстия в крышке с тем, чтобы транс-
форматор во время перевозки не «дышал».
В процессе подготовки к отправке плотность
соединений проверяют давлением столба мас-
ла высотой 1,5 м над крышкой.
Перевозят с маслом не все трансформато-
ры 4-го габарита; для уменьшения транспорт-
ного веса трансформаторы большой мощно-
сти приходится перевозить без масла. Напри-
мер, полный вес трехобмоточного трехфазно-
го трансформатора мощностью 60 тыс ква
класса напряжения НО кв равен 142,5 Т (по
каталогу 1957 г.), транспортный вес с мас-
лом составил бы около 120 Г, а без масла он
равен всего 80 Г. Перевозить этот трансфор-
матор без масла можно на транспортере рас-
пространенного типа с подъемной силой 90 Т.
Перевозка же с маслом требовала бы транс-
портера с подъемной силой не менее 120 Т.
Соответственно изменялась бы необходимая
грузоподъемность крана на заводе (для
погрузки трансформатора) и подъемных
устройств на подстанции (для выгрузки).
Для защиты изоляции трансформатора,
отправляемого без масла, бак герметизируют.
Кроме того, внутри бака устанавливается си-
ликагелевый воздухоосушитель. Перед от-
правкой проверяют герметичность давлением
масла (см. выше).
Бак отправляемого без масла трансформа-
тора целесообразно заполнять азотом под
давлением 0,15—0.25 ати. Это давление под-
держивается в пути следования из баллона
со сжатым азотом; баллон снабжен редукто-
ром и манометром. Известны случаи приме-
нения углекислого газа.
Соотношение между полным и транспорт-
ным весом трансформатора может коле-
баться в широких пределах. У отечественных
трансформаторов существующих серий 4-го
габарита (по каталогу 1957 г.) при отправке
с маслом транспортный вес составляет от
полного: класс напряжения 35 кв—65—75%,
класс ПО кв—75—85%.
11-5. Крепление трансформаторов
при перевозке
Расчетные силы
При перевозке по железной дороге необходимо
обеспечить устойчивость груза от опрокидывания и по-
ступательного перемещения по полу вагона, а также
устойчивость груза вместе с вагоном относительно го-
ловки рельса (в поперечном направлении) [Л. 18].
Рассматриваются два сочетания сил, стремящихся
сдвинуть и опрокинуть груз. Первое действует три на-
21 А. В. Сапожников.
бегании движущегося вагона на неподвижные. Для
этого случая в расчет принимают продольное инерцион-
ное усилие и направленную в этом же направлении
силу ветра. Второе сочетание сил возникает при дви-
жении поезда на отклоненные боковые пути при одно-
временном торможении. В этом случае учитывают про-
дольное инерционное усилие, поперечную и вертикаль-
ную динамические нагрузки и ветер с внутренней сторо-
ны кривой.
Для первого сочетания сил расчетное продольное
инерционное усилие’ от соударения вагонов, приложен-
ное к грузу, равно его весу. Платформы и транспор-
теры, загруженные негабаритными и тяжеловесными
грузами, подвергать толчкам и спускать с горок за-
прещено. При этом для трансформаторов, перевозимых
на транспортерах, и для всех трансформаторов, от-
правляемых с той или иной степенью негабаритности
(§ 11-2), расчетное продольное усилие равно половине
веса.
При втором сочетании сил расчетное продольное
инерционное усилие (от торможения вагона), действую-
щее на груз, составляет 20% веса груза, а поперечная
динамическая нагрузка (от бокового смещения вагона)
равна 23% веса груза при расположении его центра
тяжести над серединой вагона и 45% при расположении
центра тяжести над шкворневой балкой. Поперечная
динамическая нагрузка действует и на вагон; сила
равна 23% веса вагона.
Вертикальная динамическая нагрузка возникает
при работе рессор; она направлена вверх и вычитается
из веса груза, уменьшает его удерживающий момент
и силу трения между грузом и полом вагона. Величи-
на вертикальной динамической нагрузки зависит от ста-
тического прогиба рессор и скорости движения поезда
Вертикальная динамическая нагрузка <?д> дей-
ствующая на груз Qr, определяется по формуле
где а = 0,05;
v — скорость движения, км!ч,\
fCT — статический прогиб рессорного подвешивания
от надрессорного веса вагона с грузом, см
[Л. 18]; если fCT ^1,5 см, в формулу подстав-
ляется fCT = 1,5 см\
для двухосных платформ а=1, для четырехосных
вагонов при расположении центра тяжести груза над
серединой вагона а = 0,85, а при расположении центра
тяжести у конца вагона а =1,3.
Сила ветра, действующая на груз или вагон в
продольном или поперечном направлениях, принимается
нормальной к его поверхности—соответственно тор-
цовой или боковой и определяется по формуле
W = 36KF,
где*1Г — сила ветра, кГ;
К — аэродинамический коэффициент, учитываю-
щий свойства обтекания воздухом поверх-
ности груза; согласно ГОСТ 1664-42 „Нагрузка
ветровая" для плоских стенок # = 1,4, для
цилиндрических поверхностей К = 0,7;
F — поверхность груза (вагона), м2.
Сила трения между грузом и полом вагона, удер-
живающая груз от сдвига, зависит от состояния со-
прикасающихся поверхностей. Если обеспечивается
тщательная очистка опорных поверхностей груза и
пола вагона от грязи, снега, льда, смазки (масла) и
322
Перевозка трансформаторов. Передвижные трансформаторы
[ гл. П
посыпка этих поверхностей тонким слоем {1—2 мм)
сухого песка, коэффициент трения р. (стали по дереву)
принимается равным 0,4.
При расчете устойчивости груза для первого со-
четания действующих усилий (см. выше), когда вер-
тикальной динамической нагрузки нет, сила трения
равна pQr; для второго сочетания сила трения умень-
шается, она равна р. (Qr — Q&).
Проверка устойчивости
Ниже приведены формулы проверки устойчивости
для пяти расчетных случаев.
1. Расчет на опрокидывание вагона вместе с
грузом (второе сочетание сил) производится согласно
рис. 11-6. Определяется устойчивость относительно
середины головки рельса с учетом зазора между
рельсом и ребордой колеса; колесо считают смещен-
ным вплотную к рельсу. Поэтому плечо Ьв силы тя-
жести QB (веса вагона) меньше половины расстояния
между серединами головок рельсов на величину х
(см. рис. 11-6). Для четырехосных платформ 6в=0,774 м,
для двухосных с подъемной силой до 20 Т 6в=0,758 м.
Запас устойчивости п определяется по формуле
QBbB + Qr(bB-a)
п~ Nrht + NBbB+W6ThiT + W6BhXB •
где Qr, QB —вес груза и вагона;
Nr, NB— поперечная динамическая нагрузка на
груз и вагон, равная 23% или 45% веса
(см. выше);
Гбг, ^бв —сила ветРа» действующая на боковую
поверхность груза и вагона (IF6=36/CF6—
см. выше);
Размеры в формуле—по рис. 11-6; а >.00 мм не
допускается.
Независимо от расчета устойчивости высота
центра тяжести вагона вместе с грузом не должна
быть более 2 300 мм над уровнем верха головки
рельса.
Рис. 11-6. Схема для
расчетов устойчиво-
сти от опрокидывания
вагона вместе с гру-
зом относительно го-
ловки рельса, от опро-
кидывания и поступа-
тельного перемеще-
ния груза на вагоне
в поперечном направ-
лении.
х —смещение продольной
оси- вагона относительно
оси пути; ЦТГ — центр
тяжести груза; ЦТВ —
центр тяжести вагона;
БГ — центр тяжести боко-
вой площади груза, под-
верженной действию силы
ветра; Бв — то -чке,
вагона.
Рис. 11-7. Схема для
расчетов устойчиво-
сти груза от опроки-
дывания и от посту-
пательного перемеще-
ния на вагоне в про-
дольном направлении.
НД —направление движе-
ния; ЦТГ — центр тяже-
сти груза; Гг —центр тя-
жести торцевой площади
груза, подверженной дей-
ствию силы ветра.
Рис. 11-8. К расчету
устойчивости на по-
перечное поступа-
тельное перемещение
груза на вагоне.
2. Запас устойчивости на опрокидывание груза
на вагоне в поперечном направлении—второе соче-
тание сил—равен (рис. 11-6):
NrH + W6rHt ’
Qa — вертикальная динамическая нагрузка (см. выше)
3. Запас устойчивости на опрокидывание груза
на вагоне в продольном направлении (рис. 11-7):
а) первое сочетание сил
<2Г*
" p^H + w^H, •
где Р' — продольное инерционное усилие, действую-
щее на груз и равное 100% или 50% его
веса (см. выше);
IFTr — сила ветра, действующая на торцовую
поверхность груза;
/, Я, Я! —по рис. 11-7.
б) второе сочетание сил
П Р” Н -\-WrTHt ’
здесь Р" — продольное инерционное усилие, дейст-
вующее на груз, равное 20% его веса.
4. Запас устойчивости на поступательное продоль-
ное перемещение груза на вагоне—первое сочетание
сил—определяется (рис. 11-7);
Р-Фг
Рг~\~ ^ТГ
здесь р. — коэффициент трения, см. выше.
§ Н-7]
Передвижные трансформаторы
323
5. Запас устойчивости на поступательное попе-
речное перемещение груза на вагоне—второе соче-
тание сил—равен (рис. 11-8):
_________MQr-Од)
Л ~ |/ (Р")2 + (^г + 1Гбг)’ ’
здесь Р" — продольное инерционное усилие, действую-
щее на груз, равное 20% его веса.
Если в соответствующем расчете получаем п^1>25, ,
то устойчивость обеспечена. Если в расчете на устой-
чивость от опрокидывания вагона вместе с грузом
и<1,25 или если высота центра тяжести вагона с гру-
зом менее 2 300 мм, то запас устойчивости может
быть увеличен или высота центра тяжести понижена
балластировкой вагона. Во всех остальных случаях при
п<1^25 необходимо применить крепление груза. Креп-
ление следует осуществлять и при запасе устойчивости
равном или несколько больше 1,25, если нет полной
уверенности в том, что действительный запас не будет
меньше расчетного; это относится, в частности, к обес-
печению расчетного коэффициента трения. Нужно так-
же иметь в виду, что при неровном дне бака умень-
шается удерживающий момент против опрокидывания.
Устройство креплений
Трансформаторы 1—-3-го габаритов имеют приварен-
ную к дну раму "или тележку с катками. Деревянная
конструкция для закрепления трансформатора на время
перевозки выполняется так, чтобы он опирался на нее
швеллерами тележки, а не катками. При мощности до
1 000 ква для облегчения перегрузки в пути целесо-
образно применять «полозки» (салазки)) — деревянные
брусья, связанные между собой и с тележкой транс-
форматора. Трансформаторы мощностью 1 800—
5600 ква устанавливают на доски (из сосны или ели),
прибитые к полу платформы и подогнанные к тележке
трансформатора. С трансформаторов 4-го габарита те-
лежка на время перевозки снимается. Под дно бака
поперек платформы подкладывают два деревянных
бруса сечением примерно от 6ОХ2Ю0 до '100X200 мм.
Брусья рассчитывают на силу, равную весу трансфор-
матора плюс вертикальная динамическая нагрузка. До-
пускаемое напряжение для сосны и ели на смятие (по-
перек волокон) 18 кГ!см2 [Л. 18].
Расчет устойчивости трансформатора от поступа-
тельного перемещения по платформе или транспортеру,
как правило, выявляет необходимость увеличить удержи-
вающую силу креплениями. При перевозке трансформа-
тора на платформе с деревянным полом дополнительная
удерживающая сила может быть создана с помощью
соответствующим образом установленных упоров —
деревянных брусьев, прибитых к полу гвоздями. До-
пускаемое напряжение для брусьев на смятие торцовой
поверхности (вдоль волокон) 120 кГ!см2. Допускаемое
усилие для гвоздей (на сдвиг)) зависит от их диаметра
и длины и от толщины скрепляемых деревянных дета-
лей [Л. 18]. При перевозке трансформатора на транспор-
тере применяют стальные упоры. Их приваривают (по
месту) к специальному стальному листу; лист устанав-
ливается на болтах и удерживается от смещения пла-
стинами, приваренными к нему снизу и упирающимися
в части транспортера.
Для создания необходимого дополнительного удер-
живающего момента против опрокидывания трансфор-
матора на платформе употребляют растяжки. Их скру-
!♦
чивают из стальной отожженной проволоки (марка
Ст. 0) диаметром 6 мм не менее чем в две нити. На
две нити проволоки допускается нагрузка 620 кГ, иа
четыре нити — 1 200 кГ, на щесть нитей — 1 800 кГ, на
восемь нитей — 2 500 кГ [Л. 18]. Трансформаторы 4-го
габарита закрепляют четырьмя отдельными растяжками
за подъемные крюки (проволока пропускается позади
крюка —см. рис. 8-40). Трансформаторы 1—3-го габа-
ритов укрепляют двумя растяжками; растяжка переки-
нута через крышку трансформатора, охватывает два
крюка и концами с двух сторон прикреплена к плат-
форме. Для крепления растяжек к транспортеру при-
варивают рымы. Нагрузка на растяжку определяется
необходимой величиной дополнительного удерживающе-
го момента, высотой закрепления растяжки над уровнем
пола платформы (транспортера) и пространственным
расположением растяжки. Дополнительный удерживаю-
щий момент против опрокидывания трансформатора на
транспортере может быть получен стальными упорами
(см. выше) с выступами, захватывающими за край дна
бака.
Растяжки можно использовать и как крепление
пропив поступательного перемещения трансформатора
на платформе.
11-6. Упаковка. Пломбировка
Для предотвращения повреждения при перевозке
установленных на трансформаторе бьющихся частей —
вводов, маслоуказателя, термометров и пр. — оии долж-
ны быть закрыты, защищены от ударов или должны
быть сняты и упакованы в деревянные ящики. Для
защиты установленных на крышке вводов (на напря-
жения до 35 кв) целесообразно применять колпаки —
стальные или в виде опрокинутых деревянных ящиков.
Серьезные требования предъявляются к упаковке от-
правляемых отдельно вводов на напряжения НО—
220 кв. Горизонтально расположенный ввод должен
быть закреплен в ящике таким образом, чтобы исклю-
чить повреждение фарфоровых покрышек и внутренних
частей ввода и не нарушить уплотнения. Вводы 400
(500) кв перевозят уложенными и закрепленными
в стальном каркасе; подъем ввода в вертикальное по-
ложение производится вместе с каркасом.
Демонтированные стальные части перевозят, как
правило, без упаковки. Для снятых с бака радиаторов
необходимо соблюдать определенный способ их уклад-
ки (один на другой) и крепления. Отверстия в радиа-
торах целесообразно закрывать заглушками на уплот-
нении.
Доступные снаружи краны и пробки, расположен-
ные в нижней части трансформатора, на время перевоз-
ки должны быть запломбированы. В конструкции про-
бок предусматривают специальные отверстия для про-
волоки.
•Повышенные требования предъявляются к упаковке
трансформаторов для морской перевозки. Трансформа-
торы 1—3-го габаритов помещают целиком в прочный
ящик (со стенками из вертикально расположенных до-
сок), обитый изнутри битуминизированной бумагой.
В ящике делают отверстия для «дыхания». Обращается
внимание на надежное закрепление трансформатора
в ящике.
11-7. Передвижные трансформаторы
«Передвижной трансформатор» — это спе-
циальный тип силового трансформатора сред-
ней или большой мощности, приспособленного
для перевозки по железной дороге полностью
324 Перевозка трансформаторов. Передважные трансформаторы [гл. 11
Рис. 11-9. Трехфазный передвиж-
ной трансформатор мощностью
200 тыс. ква на напряжения
10,5/245 кв. Полный вес 208 Г, в
том числе масло 30 Г. Длина 14 м.
Охладители для масла — с узких
сторон бака (фирма Сименс-
Шуккерт, ФРГ).
или почти полностью смонтированным; до-
ставленный с завода или перевезенный на но-
вое место передвижной трансформатор может
быть включен немедленно или после очень
небольшой подготовки.
Передвижные трансформаторы появились
в европейских странах в период, предшество-
вавший второй мировой войне, и предназна-
чались для использования в качестве «быстро-
подвижного» резерва в энергетических систе-
мах.
Наличие подвижного трансформаторного
резерва повышает надежность эксплуатации
однотрансформаторных понижающих под-
станций и позволяет более широко их приме-
нять вместо подстанций с двумя трансформа-
торами.
Некоторые фирмы (ФРГ) большинство
мощных трансформаторов строят как перед-
вижные; считают, что такое выполнение
трансформатора, предназначенного для ста-
ционарной установки, целесообразно ради со-
кращения объема монтажных работ.
За границей передвижные трансформато-
ры изготовляют в широком диапазоне мощно-
стей и напряжений (рис. 11-9). В СССР
в последние годы изготовлен ряд трехфазных
единиц на напряжение ПО кв, предназначен-
ных служить подвижным резервом для маги-
стральных электрифицированных железных
дорог. В ближайшее время применение пере-
движных трансформаторов в отечественной
энергетике должно быть расширено.
Для того чтобы один резервный трансфор-
матор мог служить для замены нескольких
1 разнотипных стационарных, передвижные
трансформаторы выполняют трех или даже
четырехобмоточными; для получения от од-
ной обмотки нескольких напряжений преду-
сматривают 'переключение ее частей снаружи
на вводах и т. п.
Передвижные трансформаторы монтиру-
ют на железнодорожных платформах или
транспортерах с пониженной погрузочной
площадкой, на автотранспортерах, передви-
гаемых тягачами; используется также пере-
возка с подвеской трансформатора к двум
специальным железнодорожным тележкам
(рис. 11-9). *
Необходимость вписывания собранного пе-
редвижного трансформатора в железнодо-
рожный габарит при перевозке с маслом су-
щественно усложняет конструкцию, которая
во многом значительно отличается от обыч-
ных силовых трансформаторов.
Соответственно ограничениям железнодо-
рожного габарита мощные передвижные
трансформаторы высокого напряжения при-
ходится выполнять предельно сжатыми по
высоте и ширине; длина ограничивается
в меньшей степени. Баки депают прямоуголь-
ного поперечного сечения, при котором удает-
ся получить более компактное расположение
охладительной системы -и—вводов. Верхняя
часть бака и охладительной системы и уста-
новленный на крышке расширитель скоше-
ны— приспособлены к очертаниям габарита.
Вводы высокого напряжения располагают
с узких сторон бака. Части трансформатора
имеют повышенную механическую прочность.
Ценой усложнения конструкции достигается
уменьшение веса трансформатора.
Естественное масляное охлаждение может
быть применено только при сравнительно не-
§ 12-1]
Общие сведения
325
большой мощности единиц. Большинство же
передвижных трансформаторов выполняют
с искусственным охлаждением — с принуди-
тельной циркуляцией масла через компакт-
ные воздушные охладители.
Вводы на напряжение НО кв и выше рас-
полагают с большим наклоном или горизон-
тально; для наклонных вводов к баку при-
страивают «карманы». Вводы во многих
случаях — специальной конструкции, приспо-
собленные к наклонной или горизонтальной
установке, с уменьшенными размерами на-
ружной части. На время перевозки вводы за-
крывают стальными колпаками.
Расширитель трансформатора снабжается
внутренними перегородками, разделяющими
его на отсеки. Это уменьшает перемещения
(толчки) масла внутри расширителя при пе-
ревозке.
Для уменьшения высоты выемной части
в передвижных трансформаторах находят
применение разветвленные магнитопроводы
(§ 2-3). Устройство ряда узлов выемной части
имеет особенности, связанные с необычным
расположением вводов, необходимостью уве-
личения механической прочности и т. д. На-
пример, в передвижном трансформаторе мощ-
ностью 10 тыс. ква из-за расположения вво-
дов ВН (ПО кв) в кармане на небольшой вы-
соте от дна бака потребовалось поменять
местами начала и концы фаз: началами А, В,
С сделаны нижние концы обмоток, в звезду
Рис. 11-10. Схема отводов 110-киловольтной обмотки
ВН трехфазного передвижного трансформатора
мощностью 10 тыс. ква.
соединяются верхние концы. При этом три
отвода (А, В, С) занимают удобное для при-
соединения положение — они подходят к вво-
дам на уровне их нижней части (рис. 11-10).
Наряду с передвижными трансформаторами приме-
няют передвижные трансформаторные подстанции.
В качестве примера приведем данные одной выполнен-
ной подстанции небольшой мощности. Она смонтирова-
на (сварена) на раме тележки, предназначенной для
перевозки автотягачом. Подстанция состоит из сило-
вого трансформатора мощностью 1 000 к,ва на напря-
жения 35±2(2,5%)/6,3—3,15 кв, открытого распредели-
тельного устройства 35 кв (разъединители, вентильные
разрядники, высоковольтные предохранители) и закры-
того распределительного устройства 6—3 кв (шины,
предохрай^тели, трансформатор собственных нужд,
трансформатор напряжения и др.)'.
ГЛАВА ДВЕНАДЦАТАЯ
СУХИЕ СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ
12-1. Общие сведения
Первые силовые трансформаторы были
«сухими», т. е. с естественным воздушным ох-
лаждением. С изобретением масляного транс-
форматора сухие были почти полностью вы-
теснены. Силовые трансформаторы на напря-
жение выше 15—20 кв и трансформаторы
большой мощности практически осуществимы
только в масляном исполнении. По экономич-
ности— стоимости материалов и к. п. д.—
сухие трансформаторы могут конкурировать
с масляными только при низких напряжениях
и небольшой мощности. Значительно ограни-
чивает применение сухого - трансформатора
его зачастую недостаточная влагостойкость.
До недавнего времени нормальные сило-
вые трансформаторы изготовлялись только
в виде масляных. Однако в последние годы
появились установки, для которых отсутствие
масла представляет большое преимущество,
а иногда является решающим условием при-
менения трансформатора. Это внутрицеховые
трансформаторные подстанции, подстанции
внутри жилых и общественных зданий, в мет-
ро, шахтные подстанции и др. Для этих уста-
новок изготовляют сухие силовые трансфор-
маторы на напряжения до 15 кв и мощностью
до нескольких тысяч киловольт-ампер. Транс-
форматоры с естественным воздушным ох-
лаждением изготовляют различных мощно-
стей, вплоть до 1000—2 000 ква, при больших
мощностях применяют дутьевое охлаждение^
Сухие трансформаторы целесообразно вы-
полнять с более низким уровнем изоляции,
чем нормированный для масляных силовых
326
Сухие силовые трансформаторы
[ гл. 12
трансформаторов; сухие трансформаторы от-
носят к электрооборудованию с «облегченной
изоляцией». Воздушная изоляция имеет по
сравнению с масляной одинаковых размеров
меньшую электрическую прочность и притом
низкий коэффициент импульса (см. гл. 3).
Сухой трансформатор с изоляцией, рассчи-
танной на испытательные напряжения пере-
менного тока и импульсные, установленные
для масляных трансформаторов, получился
бы неэкономичным: он отличался бы слиш-
ком большим расходом материалов, чрезмер-
ными потерями и большими габаритами
и весом. Однако установки, где применяют-
ся сухие трансформаторы, как правило, не
связаны с воздушными сетями и не подверга-
ются атмосферным перенапряжениям. В тех
же случаях, когда есть связь с воздушны-
ми сетями, могут быть осуществлены спе-
циальные меры защиты; считают, что ампли-
туду атмосферных перенапряжений можно
ограничить до величины, равной амплитуде
испытательного напряжения переменного то-
ка, и каких-либо требований определенной
импульсной прочности к сухим трансформато-
рам не предъявляют. Уровень изоляции сухих
трансформаторов обусловливается коммута-
ционными перенапряжениями. Соответственно
Рис. 12-1. Сухой трансформа!ор мощ-
ностью 320 ква без кожуха.
расчетной величине этих перенапряжений ус-
тановлены следующие испытательные напря-
жения переменного тока для электрооборудо-
вания с «облегченной изоляцией», в том чис-
ле сухих силовых трансформаторов: класс на-
пряжения 3 кв — испытательное напряжение
10 кв, класс 6 кв — напряжение 16 кв, класс
Ю кв — напряжение 24 кв. При напряжении
обмотки НН до 526 в испытательное напря-
жение кв.
Ниже рассматриваются более или менее
подробно вопросы конструирования сухих си-
ловых трансформаторов мощностью 180—
750 ква с естественным воздушным охлажде-
нием, предназначенных для установки в поме-
щениях с нормальной влажностью воздуха
(рис. 12-1). Это наиболее широко применяе-
мые сухие трансформаторы (тип ТС, номи-
нальные напряжения обмотки ВН 3, 6 и
10 кв, обмотки НН — 230, 400 и 525 в).
Принципиальная конструкция магнитопро-
вода и обмоток су^их трансформаторов не
отличается существенно от устройства этих
частей масляных трансформаторов. Соответ-
ственно особенностям воздушного охлажде-
ния и воздушной изоляции несколько изме-
няется сборка обмоток. Некоторые специфи-
ческие элементы отличают конструкцию отво-
дов; переключателей в сухих трансформаторах
не применяют, переключение числа витков
обмотки ВН выполняют на доске зажимов;
для крепления отводов ВН применяют
опорные изоляторы. У сухого трансформато-
ра отсутствует бак, расширитель и другие
связанные с ними части. Для механической
защиты трансформатор помещают в кожух
с естественной вентиляцией. Конструкции ко-
жуха и вводов — зажимов для присоединения
трансформатора зависят от его выполнения:
как отдельного устройства или как составной
части комплектной трансформаторной под-
станции.
Для снижения расхода материалов и
уменьшения габаритов и веса сухих трансфор-
маторов стремятся повысить плотность тока
в меди обмоток и индукцию в стали магнито-
проводов, а также сделать магнитопровод и
обмотки более компактными, уменьшив, на-
сколько возможно, их поверхность охлажде-
ния. Это связано с повышением перегревов и
требует изоляционных материалов повышен-
ной нагревостойкости. Для сухих трансформа-
торов характерна значительная разница тем-
ператур в различных точках конструкции
обмоток и магнитопровода; это нужно учиты-
•§ 12-3]
Обмотки
327
вать при выборе материала деталей. Дерево
в сухих трансформаторах не применяют.
Стальные крепежные части (болты, шпиль-
ки, гайки, шайбы и пр.) магнитопровода, осе-
вой стяжки обмоток, отводов, кожуха защи-
щают от корррозии цинкованием. Все части
окрашивают; в описываемой ниже серии
трансформаторов применяется окраска эмалью
€ПД.
12-2. Магнитопровод
Для получения приемлемого веса стали
и потерь холостого хода магнитопроводы су-
хих трансформаторов изготовляют из холод-
нокатаной стали. При этом точно так же, как
в магнитопроводах из холоднокатаной стали
масляных трансформаторов, возникает зада-
ча создания специальной схемы шихтовки,
эффективно использующей свойства такой
стали (см. § 2-3).
Высокая температура внутри магнитопро-
вода не допускает применения бумажной
изоляции пластин активной стали; необходимо
применять более теплостойкую, например
лаковую, изоляцию. Особенности воздушного
охлаждения учитываются при конструирова-
нии магнитопровода в следующем. Значитель-
но увеличивают по сравнению с масляными
трансформаторами ширину каналов в стерж-
нях и ярмах и не делают вовсе канала между
ярмом и ярмовой балкой. Ширину каналов
в стержнях и ярмах берут 20 мм ( в масля-
ных трансформаторах 6 мм); более узкие
каналы при воздушном охлаждении мало
эффективны. Число каналов зависит от раз-
меров магнитопровода, удельных потерь в ста-
ли и допущенного перегрева. В описываемой
серии трансформаторов сделано по одному
каналу, начиная с мощности 320 ква. Каналы
можно образовывать штампованными П-об-
разными прокладками, приклепанными
к пластинам; прокладки и пластины изготов-
ляют из цветного металла, например латуни,
толщиной 2 мм (рис. 12-2) или из дур алка-
мин а.
Устранение канала между ярмом и ярмо-
вой’ балкой вызывается следующим. При
отсутствии канала тепло, за счет некоторо-
го температурного перепада, передается через
изоляционную пластину к балке, которая
хорошо охлаждается, так как она свободно
«омывается» воздухом. При наличии канала
между ярмом и балкой, например шириной
20 мм, ярмо охлаждалось бы воздухом, цир-
кулирующим в канале, значительно хуже.
Изоляционная пластина, отделяющая яр-
мовую балку от стали ярма, должна быть
повышенной нагревостойкости.
Диаметр и высота стержней магнитопро-
водов сухих трансформаторов значительно
больше, чем масляных той же мощности.
Поэтому стяжку стержней шпильками прихо-
дится применять для всех типов серии 180—
750 ква. Для изоляции шпилек стержней
и ярем необходимо ставить трубки и шайбы
из материала соответствующей нагревостой-
кости.
Ярмовые балки (швеллеры), так же как
в масляных трансформаторах, смещают от-
носительно ярма (рис. 12-2), с тем чтобы
образовать место для вывода концов обмотки
НН. Однако уравнительной изоляции —сплош-
ной или в виде шайбы с подкладками
(см. § 4-13) —не делают. Вместо этого в ме-
стах расположения подкладок обмотки к бал-
ке приваривают стальные пластины нли отрез-
ки швеллера и на них устанавливают фарфо-
ровые подкладки 16 и 20 (рис. 12-2). Такое
устройство открывает свободный доступ воз-
духа к низу обмоток и к стержню магнито-
провода, Верхние ярмовые балки снабжают
креплениями для нажимных болтов осевой
стяжки обмоток.
К нижним ярмовым балкам магнитопро-
вода прикрепляют швеллеры, несущие катки
для передвижения трансформатора.
12-3. Обмотки
Обмотки сухих трансформаторов изготов-
ляют из медного провода (при мощностях
180 — 750 ква — прямоугольного сечения).
Применяют провод марки ПСД, изолирован-
ный двумя слоями обмотки из бесщелочного
стекловолокна с подклейкой и пропиткой
теплостойким лаком. Толщина изоляции на
две стороны 0,27 — 0,4 мм в зависимости от
сечения провода. Обмотки, применяют: цилин-
дрические, винтовые, непрерывные, т. е. те же
типы, что в масляных трансформаторах; об-
мотки ВН — с регулировочными ответвления-
ми по схеме рис. 4-6. Основное отличие об-
моток сухих трансформаторов заключается
в увеличенных по условиям охлаждения ка-
налах. Изоляционные детали обмоток изго-
товляют из стеклотекстолита, фарфора, стеа-
тита, гетинакса, электрокартона и др. Приме-
нение того или иного материала связывается
с устройством детали и зависит от темпера-
туры в месте ее установки; наиболее высокая
нагревостойкость требуется от изоляционных
328
Сухие силодые трансформаторы
(гл. 12
Рис. 12-2. Магнитопровод и обмотки сухого трансформатора мощностью 320 кв на напряжение
10 кв.
1 — ярмо; 2 — нижняя яомовая балка; 3—изоляционная пластина; 4— стальная планка (приварена к 2 или в); 5 — сталь-
ной штифт (приварен к 4); 6 — пластина с приклепанными П-образными п ижладками (латунь); 7 — вертикальная стяжная
шпилька; 8 — скоба (приварена к 2); 9 — стержень магнитопровода: Ю— бумажно бакелитовая трубка; 11 — прокладка
между катушками; /2—рейка; 13 — дистанционная изоляционная трубка; 14 — гетинаксовое кольцо с выступами, фиксиру-
ющими положение цилиндра обмотки ВН; /5 — прокладка из паранита; 16—фарфорова* подкладка; /7 — изоляционные
цилиндры; 18 — обмотка ВН; 19 — обмотка Н 4; 20 — фарфо ювая подкладка; 21 — шайба из па >анига; 22— стальное
нажимное кольцо; 23 — гетинаксовая втулка; 24 — стальной башмак; 25 — стал »ная втулка; 26 — верхняя ярмовая балка;
27 — нажимной болт; 28 — междуфазная перегородка.
§ 12-3]
Обмотки
329
деталей, непосредственно соприкасающихся
с проводниками обмотки.
Устройство опорной изоляции обмоток су-
хого трансформатора должно обеспечивать
возможно более свободный проход воздуха
вверху и внизу обмоток. Поэтому не применяет-
ся ярмовая изоляция (§ 4-13) с шайбой, раз-
деляющей промежуток (канал) между ярмом
и торцом обмоток на два канала половинной
ширины; это создавало бы дополнительное
сопротивление движению воздуха и снижало
бы эффективность каналов внутри обмоток.
Между нижним ярмом и нижним торцом об-
моток и между стальным прессующим коль-
цом и верхним торцом обмоток устанавли-
вают фарфоровые бруски — подкладки. Та-
ким образом получаются каналы с осевым
размером, равным всему расстоянию от ярма
или от стального кольца до края изоляцион-
ного цилиндра.
В непрерывной и винтовой обмотках при-
меняют рейки и прокладки такие же, как
в масляных трансформаторах или несколько
измененной формы, приспособленной к техно-
логии обработки отдельных теплостойких изо-
ляционных материалов. Для цилиндрической
многослойной обмотки ВН, использование ко-
торой целесообразно при небольших мощно-
стях сухих трансформаторов, необходимо для
межслоевой изоляции иметь стеклолакоткань,
способную длительно выдерживать сравни-
тельно большую напряженность электриче-
ского поля при высокой температуре.
Из-за большого различия диэлектрической
проницаемости воздуха и твердой изоляции
(гетинакс, фарфор и др.) прокладки, рейки и
другие детали, помещенные между обмотка-
ми ВН и НН, искажают электрическое поле
в большей степени, чем это имеет место в ма-
сляном трансформаторе. Поэтому более высо-
кую электрическую прочность имеет главная
изоляция, устроенная таким образом, что креп-
ление цилиндра обмотки ВН относительно
обмотки НН производится без вертикальных
распорных планок или выступов горизонталь-
ных прокладок, перекрывающих весь воздуш-
ный канал от обмотки НН до цилиндра обмот-
ки ВН. Устройство с воздушным каналом без
твердой изоляции может быть получено, на-
пример, применением фасонных фарфоровых
подкладок, выступы которых центрируют ци-
линдр обмотки ВН. В конструкции, показан-
ной на рис. 12-2, цилиндр центрируется вы-
ступами опорных колец обмотки НН.
Выбор размеров главной изоляции сухих силовых
трансформаторов производится следующим образом.
Главная изоляция проектируется так, чтобы при
испытании трансформатора нормированным испытатель-
ным напряжением переменного тока (§12-1) не было
сильного коронирования; появление кораны допускается
при напряжении не ниже 0,9 испытательного. Выбор
изоляционных расстояний производят по опытным кри-
вым среднего напряжения появления короны. При этом
учитывается 30-процентный разброс опытных данных,,
включающий также разброс от производственных откло-
нений. Типовое испытание изоляции должно произво-
диться при температуре частей сухого трансформатора,
возможно более близкой к их температуре при рабочем
режиме. Напряжение же появления короны с увеличе-
нием температуры воздуха снижается: оно приблизитель-
но обратно пропорционально абсолютной температуре
воздуха в месте возникновения короны. Поэтому для со-
поставления опытных данных, полученных при комнат-
ной температуре (20° С) с испытательным напряже-
нием вводится коэффициент, равный отношению соот-
ветствующих абсолютных температур. (Температура
воздуха в канале у внутреннего верхнего края обмотки
ВН близка к средней по сопротивлению температуре
обмотки).
В соответствии с изложенным получаем формулу
для расчетного напряжения, по величине которого
следует выбирать размеры главной изоляции, пользуясь
опытными кривыми напряжения появления короны:
г, г 0,9 273+ &0
^расч = ^исп• 07' 273 + 20 = °’00439<273 + »•)^исп-
где i7pacq и {7ИСП — расчетное и испытательное напря-
жения, кв;
0,9 — коэффициент, учитывающий то,
что появление короны допускается
при 90*/© испытательного напря-
жения;
0,7 — коэффициент, учитывающий раз-
брос;
&0— средняя по сопротивлению темпе-
ратура обмоток, °C.
Например, при среднем по сопротивлению пере-
греве обмотки 80пС расчетная температура равна
80° + 35° = 115° С и (7расч = 1,7^исп; для 6/йсп = 24 кв
получим £/расч = 40,8 кв.
Исход^ из величины расчетного напряжения по
кривым рис. 12-3, находим радиальное изоляционное
расстояние А между обмотками. Кривая / предусматри-
вает конструкцию обмотки ВН — цилиндрической мно-
гослойной или непрерывной — с одинаковым внутрен-
ним диаметром и нормальной (не усиленной) изоляцией
всех катушек; цилиндр обмотки ВН отделен от обмоток
НН и ВН вертикальными планками (рейками). Расстоя-
ние от Обмотки ВН до ярма должно быть не менее
24; толщина цилиндра обмотки ВН: класс напряжения
3 кв — 2,5—3 мм, класс 6 кв— 4 мм, класс 10 кв —
5 мм; выступ цилиндра за обмотку ВН — не менее А;
расстояние между фазами (между обмотками ВН) — не
менее 1,14; толщина междуфазной перегородки: класс
3 кв — 2 мм, классы би 10 кв — 3 мм; расстояние от
обмотки, НН до ярма может быть меньше, чем рас-
стояние от обмотки ВН, но не менее 0,85 последнего.
Если в канале между обмоткой НН и цилиндром
обмотки ВН нет планок и прокладки обмотки НН не
доходят до цилиндра (между обмоткой ВН и цилинд-
ром— рейки), то радиальное изоляционное расстояние
4 может бГыть несколько сокращено; оно выбирается
по кривой 1 (рис. 12-3) для расчетного напряжения.
330
Сухие силовые трансформаторы
{гл. 12
Рис. 12-3. Кривые для выбора радиального изоляцион-
ного расстояния между обмотками ВН и НН сухих
трансформаторов.
Урасч — расчетное напряжение (среднее напряжение появления
короны); А — радиальное расстояние между обмотками;
1 и 2 — см. в тексте.
уменьшенного на 5%. Соответственно сокращаются рас-
стояния от обмоток до ярма и выступ цилиндра; но
расстояние между фазами не зависит от наличия или
отсутствия планок внутри обмоток, оно не должно
уменьшиться и теперь должно быть не менее 1,2Л.
Если многослойная цилиндрическая обмотка ВН на-
мотана на цилиндре, а в канале между цилиндром и
обмоткой НН нет планок, то радиальное расстояние А
следует брать по кривой 2 (рис. 12-3). При этом рас-
стояние до ярма должно быть не менее 2,5Д, а расстоя-
ние между фазами не менее 1,5Д.
Для рассмотренного выше в качестве примера транс-
/форматора класса напряжения 10 кв с перегревом об-
моток 80° С, для которого расчетное напряжение равно
40,8 кв, радиальное расстояние А в конструкции с план-
ками в канале должно быть (кривая 1} 40 мм\ в кон-
струкции без планок (кривая 1, расчетное напряжение
0,95X 40,8 кв} Л =37 мм\ при намотке обмотки ВН на
.цилиндр и при отсутствии планок (кривая 2} Л=30 нм.
Расстояние от обмотки ВН до ярма должно быть не
менее соответственно для трех конструкций: 80, 75,
75 мм; расстояние между фазами во всех случаях оди-
наковое— 45 мм.
Радиальное расстояние от обмотки НН на напря-
жения 230—525 в до стержня магнитопровода (испы-
тательное напряжение 3 кв) определяется не электриче-
ской прочностью, а условиями охлаждения.
Горизонтальные каналы между катушками обмот-
ки ВН, получаемые из расчета охлаждения, как пра-
вило, обеспечивают с значительным запасом требую-
щуюся электрическую прочность продольной изоляции.
На изображенной на рис. 12-2 сборке об-
моток сухого трансформатора мощностью
320 ква класса напряжения 10 кв показаны
детали осевой стяжки при помощи общего
для двух' обмоток стального кольца и нажим-
ных винтов, закрепленных <в нижней полке
верхней ярмовой балки. Между стальным
кольцом 22 и фарфоровыми подкладками 20
положена шайба из паранита 21, а внизу под
нижними фарфоровыми подкладками 16 —
прокладки из паранита 15. Эти 3-миллиметро-
вые паранитовые прокладки выравнивают
«гребенку» листов нижнего ярма; они ком-
пенсируют неровности и перекосы стального
кольца и опор на нижней ярмовой балке и
тем самым обеспечивают более или менее рав-
номерное распределение нагрузки на фарфор.
Фарфоровые подкладки 16 удерживаются от
смещения стальными штифтами 5, вваренны-
ми в опорные пластины нижней ярмовой бал-
ки. Такое закрепление имеет то преимущество,
что при нем удается применить фарфоровые
подкладки сравнительно простой формы:
бруски с цилиндрическими углублениями.
В трансформаторах небольшой мощности,
например 180 ква и меньше, осевую стяжку
обмоток целесообразно осуществлять без
стального кольца, которое здесь занимает от-
носительно много места. При небольшом ра-
диальном размере обмоток можно допустить
передачу давления винтов на отдельные фар*-
форовые подкладки.
Обмотки сухих трансформаторов прохо-
дят технологическую обработку в соответ-
ствии с классом их изоляции (допущенной
температурой) и примененными изоляционны-
ми материалами. Обмотки трансформаторов
описываемой серии пропитываются глифтале-
вым лаком, потом—эмалью СПД.
12-4. Отводы и вводы
Отводы сухих трансформаторов выполняют
медными круглыми проводами и шинами.
Плотность рабочего тока из расчета нагре-
ва при коротком замыкании в отводах сухих
трансформаторов могла бы быть допущена
примерно такая же как в масляных (§ 6-3). Но
такая плотность тока в> отводах сухого транс-
форматора была (5ы значительно .выше, чем
в его обмотках и термическая стойкость транс-
форматора при коротком замыкании снижа-
лась бы из-за отводов. Поэтому в качестве
предельной плотности1 тока в отводах сухих
трансформаторов можно указать как ориен-
тировочную величину 3—3,5 а/мм2.
Плотность тока, допускаемая по нагреву отводов
при длительном рабочем токе, должна определяться
с учетом перегрева, допущенного >в обмотках, «агрево-
стойкости материалов креплений отводов и температу-
ры воздуха в кожухе. Пусть, например, для обмоток
(допущен перегрев над окружающим воздухом 80° С.
Предположим, что для отводов можно принять 90° С—
соответственно теплостойкости материалов, соприкасаю-
щихся с проводниками отводов. Будем исходить из
того, что температура воздуха в вентилируемом кожу-
§ 12-4]
Отводы и вводы
331
хе на 15° С выше температуры наружного воздуха.
Тогда расчетный перегрев отводов составит 90°—15°=
=75° С. Далее нужно определить величину удельной
тепловой нагрузки (ватты на квадратный метр), соот-
ветствующей этому перегреву отводов (круглых прово-
дов, шин), и найти допустимый ток.
Для учебного проектирования при отсутствии дру-
гих данных сечение отводов можно выбирать по сле-
дующим значениям плотности тока. Круглые голые
провода: диаметр 6j5—8 мм — 6=3,5 а/мм2, диаметр
10—12 мм — 6 = 3 а/мм2. Шины: сечение (см. приложе-
ние 6) менее 200 мм2 — 6 = 3,5 а/мм2; ' сечение 200—
-400 мм2 — 6 = 3,25 а/мм2; сечение 400—500 лии2 — 6 =
=3 а/мм2. Круглые провода диаметром менее 6,5 мм не
•следует применять из-за недостаточной жесткости отво-
дов из этого сравнительно тонкого провода.
Для отводов НН при напряжении до 525 в
расстояние до заземленных частей берут не
менее 40 мм; это обеспечивает требующуюся
электрическую прочность с запасом.
Изоляционные расстояния в отводах ВН
нужно выбирать соответственно нормирован-
ному испытательному напряжению воздушной
изоляции трансформаторов «с облегченной
изоляцией». Эти напряжения для классов 3,
6 и'10 кв составляют соответственно 15, 23 и
35 кв. Расстояния следует брать: классы 3 и
6 кв— 70 мм, класс 10 кв— 100 мм. Эти рас-
стояния в свету (включая допуск на произ-
водственные отклонения) между токоведущи-
ми частями отводов разных фаз и от отводов
до заземленных частей.
Конструкция отводов зависит от выполне-
ния трансформатора: как составной части
комплектной трансформаторной подстанции
или как самостоятельного устройства. В по-
следнем случае имеет существенное значение,
установлены ли проходные изоляторы на
крышке кожуха или присоединение к транс-
форматору осуществляется через люки с его
торцов. Если отводы должны быть подведены
к торцовым стенкам кожуха, они включают
участки значительной длины, проходящие над
ярмом.
Для крепления длинных участков отво-
дов ВН над ярмом целесообразно применять
вертикально расположенные опорные изоля-
торы. Иногда эти изоляторы, установленные
горизонтально, используют для крепления вер-
тикальных отводов ВН и НН.
На рис. 12-4 показан опорный изолятор
для классов напряжения 3—10 кв. В фарфор
зацементированы две чугунные гайки; в ниж-
нюю ввинчивают болт, прикрепляющий изо-
лятор к стальной полосе, скобе или швеллеру,
в свою очередь прикрепленным к ярмовой
балке. Верхняя гайка служит для привинчи-
вания наверху изолятора медной пластины,
Рис. 12-4. Опорный изолятор для
крепления отводов ВН.
1 — фарфоровый изолятор, диаметр у осно-
вания 78 мм, высота 120 мм; 2 — шайба из
электрокартона толщиной 0,5 мм, приклеен-
ная к 4; 5 —цемент; 4—чугунная гайка с
резьбой М12; 5 — ярмовая балка: 6 — болт
М12; 7 — пружинная шайба; 8— швеллер для
крепления изолятора; 9— шайба из паранита
толщиной 3 мм; 10 — медная пластина; И —
отвод, припаянный к 10.
к которой припаян отвод — круглый провод.
Стальная скоба или швеллер и медная пла-
стина отделены от фарфора паранитовыми
шайбами.
Вертикальные отводы ВН небольшой дли-
ны, изолированные бумажно-бакелитовыми
трубками, 'зажимают в планках из гетинакса
по форме подобных применяемым в отводах
масляных трансформаторов. Для того чтобы
отодвинуть планки и вместе с ними отводы от
ярмовой балки и получить необходимый воз-
душный изоляционный промежуток, планки
закрепляют на длинных болтах; на болт на-
саживают бумажно-бакелитовую трубку, слу-
жащую распоркой между планкой и ярмовой
балкой.
Наряду с «зажимными» находят применение
направляющие гетинаксовые планки. Направ-
ляющая планка привинчивается одним кон-
цом к ярмовой балке или к связанной с ней
детали; в другом конце планки расположено
круглое отверстие,' через которое свободно
проходит отвод в бумажно-бакелитовой трубке.
Характерным для отводов НН сухих транс-
форматоров является крепление шин при по-
мощи фарфоровых прокладок (рис. 12-5),
применяемое, как правило, при горизонталь-
ном расположении отводов над ярмом.
Для изменения числа включенных витков
обмотки ВН служат доски зажимов. Чтобы
уменьшить длину регулировочных отводов.
332
Сухие силовые трансформаторы
{гл. 12
Рис. 12-5. Отводы- НН сухого
трансформатора. Крепление шин
между фарфоровыми брусками.
/ — фарфоровый брусок с поперечным се-
чением 50X50 мм; 2 — медная шина; 3 —
стальная пластина; 4— асбестовая про-
кладка толщиной 1 мм? 5 — стальная
шпилька М12 с гайками; 6 — бумажно-ба-
келитовая трубка диаметром 14/18 мм;
7 —стальная поперечина; 5 — пружинная
шайба.
Рис. 12-6. Специ-
альные профили
для каркасов ко-
жухов сухих
трансформаторов.
а — горизонтальная
балка; б — вертикаль-
ная стойка; 1 и 2 сва-
рены точечной элек-
троконтактной свар-
кой.
доску целесообразно располагать на уровне
примерно середины высоты обмотки. Устрой-
ство для переключения может представлять
гетинаксовую планку, в которой закреплены
контактные болты. В них впаяны концы регу-
лировочных отводов. Зажимы (болты) долж-
ны быть сгруппированы пофазно (имеется в ви-
ду схема обмотки по рис. 4-6) и расположены
таким образом, чтобы медной пластиной мож-
но было замыкать между собой соответствую-
щие пары зажимов. Одновременно замыкают-
ся по одной паре зажимов на каждой фазе,
например Л2 с Л3, В2 с Вз, С2 с С3. При этом
должна быть исключена возможность такой
установки пластины, которая приводила бы
к замыканию накоротко части обмотки, на-
пример А3 с Лб. В трансформаторах описывае-
мой серии доска зажимов стоит наклонно на
двух опорных изоляторах, которые закрепле-
ны на скобах, связанных с ярмовой балкой
(рис. 12-1).
В тех случаях, когда температура в кожу-
хе сухого трансформатора столь высока, что
гетинакс не может быть применен, крепления
отводов нужно выполнять из более теплостой-
кого материала.
Рис. 12-7. Сухой трансформатор мощностью
320 ква на напряжение 10 кв с частично
снятыми щитами кожуха.
В качестве вводов на крышке кожухов
сухих трансформаторов устанавливают про-
ходные изоляторы типа ПА или ПБ, приме-
няемые в закрытых распределительных устрой-
ствах.
12-5. Кожух и установка трансформатора
Как правило, сухой трансформатор снаб-
жается вентилируемым кожухом, защищаю-
щим его от механических повреждений, от
грызунов и в некоторой степени от пыли.
В конструкции, предусматривающей присое-
динение к обмоткам трансформатора через
люки в торцовых стенках кожуха (см. § 12-4),
последний закрывает все находящиеся под
напряжением части; при этом отпадает необ-
ходимость изолировать помещение, где уста-
новлен трансформатор, от людей. Устройство
кожуха в случае присоединения через люки
в стенках несколько отличается от конструк-
ции с проходными изоляторами (вводами) на
крышке. Ниже рассмотрена последняя кон-
струкция для трансформатора мощностью
320 ква.
Кожух имеет прямоугольную форму и состоит из
четырех стенок и крышки, связанных каркасом, состоя-
щим из восьми горизонтальных балок (четыре вверху
и четыре внизу) и восьми вертикальных стоек; четыре
§ 12-5]
Кожух и установка трансформатора
333
Рис. 12-8. Съемный щит кожуха сухого трансформатора.
1 — угольник; 2 — лист с отогнутыми вертикальными кромками; 3 — сетка-лист с ромбическими
отверстиями; 4 — упорная пластина. Угольники (2 шт.), сетка (4 шт.), упорные пластины (6 шт.)
приварены к листу Г, 1 и 3 сварены точечной электроконтактной сваркой.
стойки расположены по углам кожуха и еще четыре
помещены вдоль двух широких стенок.
Торцовые стенки соединены сваркой с прилегающи-
ми к ним стойками и балками; верхние продольные
балки приварены к крышке. Остальные соединения
разъемныр, на болтах, с пружинными шайбами, предо-
храняющими от отвинчивания. Широкие стенки обра-
зуются каждая тремя съемными щитами. В этих щитах,
а также в торцовых стенках сделаны жалюзи, а на
крышке — два люка для вентиляции кожуха. Жалюзи
закрыты изнутри кожуха штампованной сеткой, а лю-
ки— плетеной сеткой. Над люками установлены
козырьки. Кожух прикреплен к ярмовым балкам маг-
нитопровода.
В собранном для перевозки трансформаторе стенки
кожуха несколько не доходят до пола, иначе они ме-
шали бы передвижению на катках. После установки
трансформатора на место стенки наращиваются пласти-
нами, закрывающими промежутки до пола (фунда-
мента).
Кожух сухого трансформатора не подвергает :я
каким-либо механическим нагрузкам. Он должен лишь
обладать жесткостью, обеспечивающей хороший внеш-
ний вид: не должен иметь перекосов, неровностей и
т. п. Для того чтобы создать удовлетворяющий этим
требованиям и притом возможно более легкий кожух,
применяют каркас (стойки и балки) не из стандартных,
а из специальных профилей с толщиной стенки всего
334
Сухие силовые трансформаторы
[гл. 12
Ряс. 12-9. Крепление щитов кожуха к вертикальной
стойке.
1 — щит (см. рис. 12-8); 2 —болт М12; 5— пружинная шайба; 4 —
«тальная распорная трубка, приваренная к 6; 6 — стойка
(см. рис. 12-6,6).
2—3 мм (рис. 12-6)\ с усилением, где это необходимо,
пластинами, полосами и т. п.; стенки и щиты делают из
2-мм стали с усилением за счет загибки кромок путем
приварки ребер жесткости и т. д.
На рис. 12-7 виден собранный кожух, на рис. 12-8
изображен один из щитов широкой стенки кожуха,
а на рис. 12-9 показан характерный узел болтового со-
единения частей.
Все необходимые профили балок и стоек (см.
рис. 12-6J получают штамповкой из полос листовой ста-
ли, отбортовку стенок и щитов — гибкой в холодном
состоянии. Жалюзи в щитах и ромбические отверстия
в сетках штампуются. Детали из 2- и 3-мм стали со-
единяют в основном электроконтактной точечной,
сваркой.
Чтобы придать кожуху хороший внешний вид, его-
изготовляют из листовой стали с ровной и чистой по-
верхностью. Наиболее подходящей является тонколис-
товая холоднокатаная сталь. Для этой стали нормиро-
ваны качество отделки поверхности и пригодность для
штамповки. Так, например, применяемая для кожухов
листовая холоднокатаная сталь марки ПН10кп пред-
ставляет металл с высокой отделкой поверхности (П),
нормальной (хорошей)) «штампуемостью» (Н). Отделка
поверхности горячекатаной стали не нормируется, при.
ее пибке и штамповке требуется правка деталей. Кожу-
хи сухих трансформаторов грунтуют и окрашивают
эмалью СПД.
Для уменьшения шума, производимого работаю-
щим трансформатором, что особенно существенно длл
подстанций в жилых и общественных зданиях, транс-
форматор можно устанавливать на резиновых «подуш-
ках»; для иих предусматривается место под швеллера-
ми катков.
ПРИЛОЖЕНИЯ
». Сапожников.
ПРИЛОЖЕНИЕ Г
ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ В МАСЛЯНЫХ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРАХ
Наименование Сортамент согласно ГОСТ Марка Применяемые размеры, мм Расчетный удельный вес, кГ[дм9
Сталь электротехническая холодно- катаная 802-58 Э310, Э320 и ЭЗЗО (ГОСТ 802-58) Толщина 0,35 и 0,5 7,65
Сталь электротехническая горяче- катаная Провод обмоточный 802-58 6324-52 Э41 и Э42 (ГОСТ 802-58) ПББО, ПБ и ПЭЛБО (ГОСТ 6324-52) Толщина 0,35 и 0,5 См. .Расчет трансформаторов* 7,55
Сталь тонколистовая 3680-57 М12кп (ГОСТ 501-52) Толщина 1, 1,5, 2 и 3 7,85
Сталь толстолистовая 5681-57 М12кп (ГОСТ 500-52) Толщина 4, 6, 8, 10 и 12 7,85
То же 5681-57 М18 (ГОСТ 500-52) Толщина 16, 20, 24, 26, 28 и 30 7,85
» » 5681-57 М18 и М21 (ГОСТ 500-52) Толщина 32, 36, 40fc 45, 50, 60, 70, 80, 90, 100, ПО и 120 7,85
Сталь круглая калиброванная 7417-57 20 и 35 (ГОСТ 1051-50) Диаметр 3, 4, 5, 6, 8, 10, 12, 16, 20, 24, 25 и 30 7,85
То же 7417-57 А12 (ГОСТ 1414-54) Диаметр 5—28 7,85
Сталь круглая горячекатаная 2590-57 М18 и М21 (ГОСТ 535-52) Диаметр 8—150 7,85
Проволока стальная пружинная 5047-49 В1 и НП Диаметр 0,5—4 7,85
Стал>ь горячекатаная квадратная 2591-57 М18 (ГОСТ 535-52) Сторона квадрата 20, 30, 35, 40, 45 7,85
Сталь калиброванная шестигранная 8560-57 20 (ГОСТ 1051-50) и А12 (ГОСТ 1414-54) и ои Размер под ключ 6—65 7,85
Сталь угловая равнобокая* То же** ОСТ 10014-39 8509-57 М18 (ГОСТ 532-52) М18 (ГОСТ 532-52) . 40/40x5, 50/50x6, 65/65x6, 65/65x8, 75/75x8, 75/75x10, 90/90x12 и 100/100x14 Уточняется 7,85
Сталь угловая неравнобокая* То же** ОСТ 10015-39 8510-57 М18 (ГОСТ 532-52) М18 (ГОСТ 532-52) 75/50ХЮ и 150/100X16 Уточняется 7,85
Швеллеры* То же** ОСТ 10017-39 8240-56 М18 (ГОСТ 532-52) М18 (ГОСТ 532-52) Номер профиля 5, 6,5, 8, 10, 12, 14а, 16а, 18а, 20а, 22а, 24а, и 30а Уточняется 7,85
Балки двутавровые* То же** ОСТ 10016-39 8239-56 М18 (ГОСТ 532-52) М18 (ГОСТ 532-52) Номер профиля 20а, 36а и 45а Уточняется 7,85
Трубы стальные электросварные 1753-53 0,8кп и 10 (ГОСТ 1050-57) Наружный диаметр и толщина 51X1 >75 и 152X4 Условный проход 8—125 См. приложение 6 7,85
Трубы стальные водогазопроводные Отливки из серого чугуна Отливки из углеродистой стали Провода изолированные для отво- дов Прутки медные круглые 3262-55 По ГОСТ 380-57 СЧ 12-28 и СЧ 18-36 25ЛК1 (ГОСТ 977-53) 7,85 7,5 7,85
1535-48 Ml (ГОСТ 859-41) Диамбтр 5—75 8,9
Прутки латунные круглые Проволока медная круглая(провода для отводов) 2060-48 ДС59-1 (ГОСТ 1019-47) Диаметр 5—75 См. приложение 6 8,5
Прутки латунные шестигранные 2060-48 ЛС59-1 (ГОСТ 1019-47) Размер под ключ 6—60 мм 8,5
Шины медные 434-53 МГТ (ГОСТ 434-53) См. приложение 6 8,9
Ленты медные 434-53 МГМ (ГОСТ 434-53) Толщина 0,1—1 8,9
То же 434-53 МГТ (ГОСТ 434-53) , 1—3 8,9
» » 495-50 Ml (ГОСТ 859-41) „ 1—20 8,9
Листы латунные 931-52 Л62 (ГОСТ 1019-47) 0,4—6 8,5
Приложения
П родолжение приложения 1
Наименование Сортамент согласно ГОСТ Марка Применяемые размеры, мм Расчетный удельный вес, кГ[дм3
Фольга алюминиевая рулонная Латунь литейная Сплавы алюминиевые литейные Припой оловянносвинцовый Припой серебряный 618-50 АО (ГОСТ 3549-55) ЛК80-ЗЛ (ГОСТ 1019-47) АЛ34 (ГОСТ 1583-53) и • АЛ9 (ГОСТ 2685-53) ПОС 30 и ПОС 40 (ГОСТ 1499-54) ПСр12 и ПСр70 (ОСТ 2982) Толщина 0,01 и 0,05 2,7 8,3 3,1—3,2
Картон электроизоляционный ли- стовой 4194-58 ЭМТ (ГОСТ 4194-58) ЭМЦ (ГОСТ 4194-58) Толщина 1, 1,5, 2, 2,5 и 3 » 1 и 1,5 „ 2, 2,5 и 3 (Формат листов от 850x950 до 1 650x3 800) 0,9 0,9 1,0
Картон электроизоляционный роле- вой 4194-58 ЭМЦ (ГОСТ 4194-58) Толщина 0,5 Ширина рулона 1 000 0,9
Бумага кабельная 645-41 К-12 (ГОСТ 645-41) Толщина 0,12 0,7
Бумага телефонная Бумага оклеечная Бумага крепированная 3553-47 1201-52 Технические условия КТН (ГОСТ 3553-47) , 0,05 Толщина 0,033 Толщина 0,5 (в разглаженном состоя- нии — 0,15) 0,82 0,67
Лакоткань электроизоляционная хлопчатобумажная маслостойкая Лента изоляционная хлопчатобу- мажная киперная Лента изоляционная хлопчатобу- мажная тафтяная Шнур (чулок) хлопчатобумажный 2214-46 , 4514-48 4514-48 Технические ЛХМ (ГОСТ 2214-46) Толщина 0,17, 0,20 и 0,24 Толщина 0,45 Толщина 0,25 Внутренний диаметр 1—8 1,1 ъ
Картон асбестовый Нить и шнур асбестовые у илщшл 2850-45 1779-55 А (ГОСТ 2850-45) Толщина 3—7 Диаметр 1—8 1,2
Гетинакс электротехнический ли- стовой Гетинакс электротехнический \ стержневой 2718-54 Технические условия А (ГОСТ 2718-54) Б I—V групп (ГОСТ 2718-54) Толщина 6—50 Толщина 20—50 Диаметр 25 1,35 1,35 1,3
Текстолит электротехнический ли- стовой Стержень текстолитовый 2910-54 5385-50 А (ГОСТ 2910-54) Толщина 0,5—40 Диаметр 13, 18 и 25 1,38 1,3
Цилиндры электротехнические бу- мажнобакелитовые 8726-58 ЦБ (ГОСТ 8726-58) Внутренний диаметр 85—1 200 1,05
Трубки электротехнические бумаж- нобакелитовые Полоса резиновая маслостойкая 8726-58 Технические \т г* тт о гл ст ТБ и ТБ/П (ГОСТ 8726-58) Внутренний диаметр 10—80 Сечение 4X10, 6x15, 8x20, 12x30 1,05 1,5
Лист резиновый маслостойкий Бук Граб Береза Масло трансформаторное условия Технические , условия 2695-56 2695-56 2695-56 982-56 574 Толщина 3—12 1,5 0,73 0,87 0,63 0,9
Примечание. Материалы, обозначенные *, применялись во время составления книги; в дальнейшем взамен них будут внедрены материалы, обозначенные
Приложения
Приложения
339
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
СЕЧЕНИЯ БОЛТО В И ШПИЛЕК ПО ВНУТРЕННЕМУ ДИАМЕТРУ РЕЗЬБЫ
Диаметр болта или шпильки, мм 10 12 16 20 24 30 36 42 ,48
Сечение, мм2 0,51 0,74 1,41 2,21 3,18 5,09 7,46 10,25 13,55
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
ДЕТАЛИ СТЯЖКИ ЯРМА ТРАНСФОРМАТОРОВ 1—3-го ГАБАРИТОВ
Рис. 1.
Рис. 2.
1 — ярмовая балка; 2 — пластина из электрокартона; 3 — шайба из электрокартона;
4 — гайка стальная; 5 — шпилька стальная; (5 —шайба стальная; 7 — трубка бумаж-
но-бакелитовая; 8 — втулка бумажно-бакелитовая; 9 — пластина стальная (на ниж-
них ярмовых балках приваривается к балке).
1 Рисунок | Размеры, мм
di da Трубка 7 Втулка 8 Отверстие в ярмовой балке dB Шайба 6 Шайба 3 Пластина 9
d* d< de de в верхней в ниж- ней 0 Размеры — диаметр; □ — ю задрат
мю 18 12 16 — — 18 18X28* 18 0 11/34X3 0 18/40X3 —
1 М12 20 14 18 — — 20 22X30* 22 0 14/34X3 0 22/40X3 —
М16 24 18 22 — — 24 24X32* 24 0 18/40X3 0 24/46X3 —
М20 28 22 26 — — 28 \ 28X36* 28 . 0 22/40X3 0 28/52X6** —
М24 34 28 32 34 38 42 50 42 0 26/52X4 0 35/Q60X6** 0 42/Q75X8
МЗО 42 34 38 40 45 48 62 48 0 32/62X4 0 42/Q75X6** 0 48/085X8
2 М36 50 40 45 46 52 70 70 55 0 38/75X8 0 50/085X6** 0 55/ОЮ0Х8
М42 60 45 52 55 60 83 83 62 0 44/80X8 0 55/Q95X6** 0 62/0120x8
♦ Овальное отверстие.
♦* Шайба —2x3 мм.
22*
340
Приложения
РЫМЫ И ШПИЛЬКИ ДЛЯ ПОДЪЕМА ВЫЕМНОЙ ЧАСТИ
ПРИЛОЖЕНИЕ 4
Рымы выбирают по весу выемной части, де-
лен ному на число рымов (два или четыре). Гру-
зоподъемность рымов установлена с учетом на-
правления подъемного троса под углом 30° к
вертикали. Уплотнение шпильки выполняют: в
трансформаторах мощностью до 560 ква по
рис. 1, при большей мощности—по рис. 2.
1 — рым, сталь марки М18 (МСт. 3); 2 — подъемная шпиль-
ка; 3 — нормальная гайка; 4 — штуцер; 5 — нормальная
стальная шайба; 6 — уплотнение (асбест); 7 — крышка бака.
Шов приварки 'Щтуцера 4 маслоплотный, высота 6 мм.
Рису- Грузоподъемность Размеры, мм • Вес рыма,
нок рыма, кГ do di | d9 d< h /i ^2 а* кГ
’ До 50 М10 30 12 30 27 1 1 120 0,15
51—120 М12 30 12 30 27 1 1 120 0,15
1 121—300 ’ М16 35 14 35 33,5 1 1 120 0,25
301—600 М20 40 16 40 40 1,5 1,5 120 0,39
601—1 000 М24 50 21 54 — 51 2 2 120 0,89
До 600 М20 40 16 40 60 40 1,5 1,5 ’ 120 0,39
601—1 000 М24 21 54 85 51 2 2 120 0,89
о 1 001—1600 МЗО ^60 25 66 85 62 2,5 2,5 90 1,54
1 601—2 500 М36. 70 30 78 115 73 3 3 90 2,57
2 501—3 200 М42 80 36 94 155 84 4 3,5 90 4,35
3 201—4 500 М48 90 42 ПО 155 95 5 4 90 6,8
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
ДОПУСКИ НА РАЗМЕРЫ
ПЛАСТИН
Допуск на длину пластин. На размер до 400 мм
допуск —0,4 мм; свыше 400 до 800 мм допуск —0,5 мм;
свыше 800 до 1 500 мм допуск — 1 мм.
Допуск на ширину пластин. На размер до 400 мм
допуск +0,4 мм; свыше 400 до 750 мм допуск
+ 0,5 мм.
Допуск на вогнутость и выпуклость кромок
пластин. Глубина выемки или высота „горбовины*
допускается: при длине пластины до 500 мм не более
0,3 мм; свыше 500 до 1 000 мм не более
ше-1000 до 1 500 мм не более 1 мм.
Допуск на отклонение пластин
угольной формы — см. рис. 1:
0^ мм; свы-
от прямо-
Рис. h
МАГНИТОПРОВОДОВ
Ь, мм до 100; 101—200; 201—300;! 301—420; свыше 42°
с, мм 0,15 0,3 0,45 0,50 0,70
Допуски на расположение круглых отверстий.
На расстояние отверстия от края пластины в направ-
лении ее ширины допуск —0.3 мм; на расстояние в
направлении длины от отверстия до кромки пластины,
соприкасающейся в магнитопроводе с другой пласти-
ной, допуск —0,5 мм. На расстояния в пластине стерж-
ня: между крайними отверстиями одного ряда, между
соседними отверстиями в одном ряду, между рядами
отверстий допуск + 0,4 мм. На расстояние от отвер-
стия для ярмовой шпильки до ближайшего отверстия
стяжки стержня допуск +0,4
Допуск на размер и
расположение прямоуголь-
ной высечки в пластинах.
Допуск (рис. 2) на размер
h равен +1 мм. На раз-
мер а у трансформаторов
мощностью 5 600 и 7 500 ква
допуск +2 мм, мощностью
более 7 500 ква допуск
+ 3 мм.
мм.
Рис. 2.
Приложения
341
ПРИЛОЖЕНИЕ 6
ОТВОДЫ—ВЫБОР СЕЧЕНИЯ
ПРОВОДНИКОВ
Таблица 1
Отводы в масле
Выбор сечения голых (неизолирован-
ных) круглых медных проводов (15%
поверхности отвода закрыто крепле-
ниями)
Диаметр про- вода, мм Сечение про- вода, мм* Перегрев от- вода над мас- лом, °C 25 | 20 Допустимый ток, а
3,05 7,3 35
4,1 13,2 63
4,8 18,1 87
5,5 23,8 115
6,5 33,2 160
8 50,3 241
10 78,5 377
12 113,1 543 | 523
Таблица 2
ОТВОДЫ В МАСЛЕ
Выбор сечения голых (неизолированных) мед-
ных шин
(15% поверхности отвода закрыто креплениями)
Размеры шины «Хе. мм 1 S Q. (U g Расположение широкой сто- роны поперечного сечения шины
вертикальное горизонталь- ное
Перегрев ши ны над »с маслом
1 <U
а S 25 20 25 20
Сеченне СП О м ю о [опустил !ЫЙ ТОК, а
2,83X30 83,2 400 400
4,4 Х25 109,1 — 525 525
4,4 ХЗО 131,1 — 630 630
4,5 Х40 179,1 1,8 860 860
5 Х40 199,1 2 955 955
5 Х50 249,1 3 1200 1 200 1 180
4,5 Х60 269,1 3,3 1290 1290 1290
5 Х60 299,1 3,6 1 440 1440 1 400
6 Х60 359,1 4,5 1 720 1720 1530
5 Х80 399,1 4,5 1 920 1920 1 840
6 Х80 47 Э, 1 5,4 2 300 2 300 2 020
5 хюо 499,1 5 2 400 2 400 2270
7 Х80 559,1 6,3 2 680 2 500 2170
8 Х80 639,1 7,2 3 070 2 680 2 330
8 ХЮО 799,1 8 3 840 3 320 2 880
ю ХЮО 999,1 10 4 800 I 4600 3 700 3 230
12,5 хюэ 1249,1 5 900 5 150 4150 3 600
Таблица 3
ОТВОДЫ В МАСЛЕ
Выбор сечения медных круглых изолированных
проводов
(перегрев над маслом 25® С, 15% поверхности отвода
закрыто креплениями)
Провода в бумажно-
бакелитовых трубках
Толщина труб-
ки на сторону,
м м
2 4
Допустимый
ток, а
Размер
трубки,
мм
Допус-
тимый
2,44 4,68 — —. — 22,5 __
3,05 7,3 6 35 35 35 010/14 35
4,1 13,2 6 63 63 63 010/14 63
4,8 18,1 6 87 87 87 012/16 87
5,2 21,2 — — —— 102 012/16 102**
5,5 23,8 8 . 115 115* —-
6,5 33,2 8 167 149 «ЧМ.
8 50,3 10 217 194 —
10 78,5 12 295 261 —
12 113,1 14 380 333 — — —
Значения допустимого тока выше жирной линии соответст-
вуют плотности тока 4,8 а 1мм* и определяются нагревом при
коротком замыкании.
Для перегрева 20° С и размеров провода и изоляции ниже
жирной черты допустимый ток уменьшается на 11% против ука-
занного в таблице. Кроме того, уменьшается ток для размеров
отмеченных звездочками: ♦ Ток 1U4 а, ♦* ток 96 а.
Таблица 4
ОТВОДЫ В МАСЛЕ
Выбор сечения медных гибких проводов с бумаж-
ной изоляцией
(закрытие поверхности отвода креплениями не учтено)
* о и. 1 ае о зв Наружный диа- метр изолирован- ного провода, мм, Толщина изоляции, мм
3 1 6 1 8
О) £* °® при толщине бу- мажной изоляции Перегрев над маслом. ®С
вс № <L> на сторону, мм 25 | 20 25 | 20 | | 25 | 20
ВТ <и о 3 | 6 | 8 Допустимый ток, а
16 5,8 13,4 — — 80 80 ___
25 7,7 15,3 21,3 25,3 125 125 125 125 125 118
50 10,2 17,8 23,8 27,8 250 236 220 195 207 184
95 14,3 21,9 27,9 31,9 410 364 336 298 304 270
150 18,1 25,7 31,7 35,7 568 505 460 409 430 382
240 23 30,6 36,6 40,6 793 705 637 566 596 530
300 26,2 33,8 39,8 — 931 827 745 661 —
400 29,8 37,4 — — 1 153 1 025 — — — —.
При закрытии поверхности отвода креплениями
допустимый ток уменьшается против указанного в
таблице:
Закрытие Уменьшение тока
10% на 5%
20% на 10,5%
30% на 16,5%
Марка проводов: толщина изоляции 3 мм—БОТВ-3,
толщина 6 мм—БОТВ-6, толщина 8 мм—БОТВ-8.
342
Приложения
ПРИЛОЖЕНИЕ 7
ВВОДЫ КЛАССОВ НАПРЯЖЕНИЯ ДО 35 кв
Рис. 1. Вводы на напряжения 230—525
в для наружной установки, номинальные токи 275, 400 и 600 а.
/ — шпилька медная; 2 — гайка низкая латунная; 3 — шайба медная; 4 — шайба резиновая; 5 —колпак: а — стальной на ток
275 и 400 а; б— латунный на ток 600 а\ 6 — изолятор фарфоровый; 7 — шайба из электрокартона; 8— шпилька стальная Ml2;
9 — гайка стальная М12; 10 — фланец чугунный (ток 275 и 400 а) или обойма латунная (см. приложение 7, рис. 2); //—магнези-
альный цемент. При применении обоймы резиновая прокладка на крышке овальная с отверстиями для шпилек.
Ввод Вес ввода, кГ И золятор Армировка
Ток, а Размеры, мм Размеры, мм
Hl Ht Hi di di dz А, Аз R
275 М12 . 50 158 230 0,92 18 43 68 40 25 35 60 130 15 Фланец
400 М16 55 164 250 1,18 18 43 68 40 25 35 60 130 15 Фланец
600 М20 60 187 280 2,5 38 66 86 66 20 40 65 150 17 Обойма, см. рис. 2
Отверстие в крышке для вводов на ток 275 или 400 а — круглое диаметром 55 мм; при токе 600 а в крышке овальное отверстие
§0x320 мм —общее для трех вводов.
Приложения
343
П родолжение приложения 7
Рис. 2. Вводы на напряжения 230—525 в для внутренней и наружной установок, номинальный ток 800,
1 200 и 1 400 а.
Вес 4,5кГ
1 — шпилька медная; 2 — колпак латунный; 3 — шайба резиновая; 4 — изолятор фарфоровый; 5 — обойма латунная; 6 — гайка
стальная М12; 7 —прокладка резиновая; 8 — шпилька стальная М12; 9 — шайба из электрокартона; 10 — шайба медная;
11 — гайка низкая латунная; 12 — магнезиальный цемент.
Ток, а Размеры, мм Вес ' ввода, кГ
D Н Длина шпильки (с лопат- кой)
800 М24 108 340 з,з
12Q0 МЗО 118 390 4,8
1 400 2M33XU5 138 410 5,5
Размеры изолятора 4 и колпака 2—см. приложение 7, рис. 1 в сборке ввода на ток 600 а.
Продолжение приложения 7
со
Рис. 3. Составные вводы.
1 — шпилька медная; 2 — гайка низкая латунная; 3 — шайба медная; 4 —шайба из электрокартона; 5 — изолятор фарфоровый; 5 —"изо-
лятор фарфоровый; 7 — шайба резиновая; 8 — гайка квадратная стальная (токи 275 и 400 а) или медная (ток 600 а).
Приложения
Ввод Вес вво- Изолятор 5 Изолятор 6
Тип размеры, мм Размеры, мм Размеры, мм
Класс напряжения Ток, а Dx D, Я1 н% да, ИГ di dt da d4 d8 d< Л1 Л* As A< Л5 R d'a d'8 d'< d's h’x AS AS A'< b
Рабочее на- 275 М12 38 95 40 160 0,7 14 32 30 32 38 57 5 45 1 10 10 5 26 14 28 35 57 24 8 8 58 30
пряжение 230—525 в 475 М16 52 115 50 190 1,54 18 38 30 40 51 85 6 60 1 10 10 10 30 18 40 50 85 32 10 10 76 32
600 М20 72 135 * 60 220 2,16 22 40 46 60 70 100 6 70 4 10 15 30 42 22 54 68 100 35 10 15 95 44
6 кв 275 М12 52 152 44 230 1,83 14 38 30,5 41,5 56 85 5 106 1 10 15 6 28 14 36 50 85 30 10 15 127 28
Приложения
345
Продолжение приложения 7
Рис. 4.
Рис. 5.
1 — шпилька медная; 2 — гайка низкая латунная; 3 — шайба медная; 4 — колпак стальной штампован
ный; 5 —изолятор фарфоровый; 6 — шпилька стальная М12 (4 шт.); 7 — гайка стальная; 5 —фланец
(для рис. 4 — стальной штампованный, для рнс. 5 — чугунный литой); 9 — шайба резиновая; 10 — шайба
из электрокартона; // — шайба стальная; /2 — магнезиальный цемент.
1 Рисунок 1 Ввод Размеры, мм Вес ввода, кГ Вес флан- ца, кГ
Класс напря- же- ния, кв Номи- наль- ный ток, а d0 Hi яа Я3
4 А 275 М12 50 225 105 2,85 0,5
и 400 М16 55 230 ПО 3,3 0,5
с: 10 275 М12 50 257 183 2,7 1,7
и IV 400 М16 55 262 188 3,17 1,7
34.6
Приложения
Продол
Рис. 6. Ввод класса 6-10 кв для на-
ружной установки, номинальные токи
275 и 400 а.
/ — колпак стальной (штампованный); 2 —изо-
лятор фарфоровый; 5 — шайба резиновая;
4 — фланец чугунный; 5 — шпилька стальная
М12 (6 шт.); 6—гайка стальная; 7—шайба нз
электрокартона; 5 —шайба стальная; Р —шайба
медная; /(/ — гайка низкая латунная; // — ма-
гнезиальный цемент; 12 — шпилька медная.
Номи- наль- ный ток, а Размеры, мм Вес ввода, кГ Вес флан- ца, кГ
d Я» я2 Я8
275 М12 50 245 175 2,85 1,56
400 М16 55 250 180 3,2 1,56
Приложения
347
Прод&лжение приложения 7
Рис. 7. Ввод класса напряжения 6-10 кв для
наружной установки, номинальный ток 600 а.
1 — шпилька медная; 2 — гайка низкая латунная; 3 — шай-
ба медная; 4 — колпак латунный литой; 5 —шайба резино-
вая размером 0 68/98x6 мм; 6 — магнезиальный цемент;
7 — изолятор фарфоровый; 8 — шайба резиновая размером
0 98/134 x6 мм; 9 — фланец, чугунный; 10 — шпилька диа-
метром М12 (6 шт.); // — шайба резиновая размером
0 130/155x6 мм; /2 —шайба из электрокартона размером
0 55/80x2 мм; 13 — шайба медная размером 0 22/75x5 мм.
Вес ввода 7,65 кГ; вес фланца 2 — 2,7 КГ.
Рис. 8. Ввод класса напряжения 6-10 кв
для наружной установки, номинальный
ток 800 а.
1 — шпилька медная; 2 — колпак латунный; 3 — изо*
лятор фарфоровый; 4 — шайба резиновая; 5 — фла-
нец латунный; 6 — болт диаметром М12 (6 шт.);
7 — пли^а с прорезью, заваренной немагнитной
сталью; 8 — шайба из электрокартона; 9 н 10 — шай-
бы медные; // — гайка низкая латунная.
Размеры 2, 3, 4, 5, 8 и 9 — см. рнс. 7. Вес ввода
8,6 кГ; вес фланца 5 — 3,18 кГ. Прн номинальном
токе 1200 а применяется ввод, отличающийся от
рис. 8 размерами шпильки /. Шпилька имеет диа-
метр МЗО с лопаткой с размерами, как на рис. 2
для тока 1 200-1 400 а; полная длина шпильки
585 мм. При этой шпильке вес ввода 10,6 кГ.
348
Приложения
ПРИЛОЖЕНИЕ 8
ДЕТАЛИ БАКА
Чугунные катки
(Чугун марки СЧ 18-36)
Таблица 1
Грузоподъемность катка, к Г Размеры, мм Вес катка, к Г
а ь с d. d% da d4 d6 Dt D* e*
700 42 35 26А4 44 46 78 80 100 20 i,3
1800 56 50 —- 34А4 55 58 90 94 120 __ 20 2,7
3000 65 55 45А4 73 75 114 118 150 — 16 . 5,2
6 000** 95 85 75 55 А4 88 93 183 190 220 260 16 14/18***
10 000** 120 ПО 90 i75A4 120 127 222 234 300 340 20 41/44***
* Ребра только у катков с диаметром Di—220 мм и 300 мм.
•• Каток диаметром D» — 220 мм для нагрузки 6 000 кГ без смазки через ось; при смазке через ось его грузоподъемность
7000 к Г. Каток диаметром — 300 мм со смазкой через ось.
Числитель — вес гладкого катка, знаменатель — вес катка с ребордой.
Стальные катки с латунными втулками
со смазкой через ось (стальное литье
марки 25ЛК1, латунь ЛК80-ЗЛ)
Таблица 2
Гра- фа** Грузо- подъем- ность катка, Т Размеры, мм Вес катка с втулкой, кГ
а ь di а* da d4 Di Dt f
1 12 ПО 100 75А4 90А8 90Пр18 по 250 36
2 18 125 115 ' 90А4 105А8 105Пр13 125 300 — — 59
3 22 145 135 юоа4 115А8 П5Пр18 145 350 — — 95,5
4 28 165 145 115А4 130Аа 130Пр13 160 400 ——• — 135
5 12 ПО 100 75 А4 90А3 90Пр13 ПО 250 285 23 39
6 18 125 115 90А4 , 105А, 105Пр13 125 • 300 335 23 62,5
7 22 145 135 100А4 115А3 П5Пр13 145 350 385 23 99
8 28 165 145 П5А4 130А8 130Пр13 160 400 435 23 139
9 18 145 135 юоа4 П5А3 115Пр13 145 300 350 40 76,5
10 22 165 145 П5А4 130А8 130Пр13 160 350 400 40 108,5
11 28 165 145 115А4 130А8 130Пр13 160 400 450 40 145,5
* d9 — отверстие в катке; da — наружный диаметр втулки.
•* Графы 1 — 4 — гладкие катки; графы 5 — 8 — катки с нормальной ребордой; графы 9 — 11 — катки с уширенной ребордой.
Приложения
349
Продолжение приложения 8
Таблица 3
Подъемные крюки грузоподъемностью свышё 5 Т
Сталь марки М18 (МСт. 3)
Размеры, мм
2 S
<и М
2
е О Л н Л» лв Лз в Ь, Ь9 t Г1 Т 2 m Высота швов Вес кр) кГ
8 400 200 170 130 70 155 ПО 40 100 40 22 15 ПО 8 11
11 470 240 210 150 70 155 по 40 100 50 22 20 120 10 16,5
15 470 240 210 150 100 180 115 40 но 60 22 25 145 12 22
18,5 550 280 240 180 100 205 140 60 но 70 32 25 145 12 39
25 700 360 320 260 100 215 150 90 по 80 32 30 165 14 57
30 850 440 400 300 100 240 175 90 по 80 32 30 165 14 78,5
40 970 500 455 335 100 285 220 90 по 80 32 30 165 14 105
Таблица 4
Скобы для домкратов
Грузоподъем- ность скобы, Т Размеры, мм Вес скобы, кГ
а ь с d е f ё h 1 k I m п
7* 175 200 16 130 40 90 80 32 50 200 79 14 8 8,6
12* 185 225 20 135 50 90 80 36 60 200 87 16 10 12,0
18* 190 ' 255 28 150 57 105 90 40 75 200 87 16 12 20,5
22** 210 275 36 160 60 105 90 50 90 220 95 16 12 31,5
30** 220 350 50 170 65 140 100 50 125 240 98 16 14 55,3
40** 255 390 50 185 75 140 ПО 50 150 250 118 18 14 69,5
• Сталь марки М18 (МСт. ,3).
** Сталь марки М21 (МСт.4).
ПРИЛОЖЕНИЕ 9
КРАНЫ, ВЕНТИЛИ, ЗАДВИЖКИ, ПРОБКИ
М12
По1-1
120
Приложения
мм.
в маслопро-
кГ}.
Рис. 1. Плоские краны с диаметром отверстия 50
а —кран, устанавливаемый на крышке бака (вес 2,12 кГ); б — кран
воде расширители при размере труб 0 51X1,75 мм (вес 2,46 ---------
Кран по рнс. б прикреплен тремя болтами диаметром М12 к фланцу колена,
вваренного в расширитель; четыре сквозных отверстия в кране служат для при-
крепления к нему фланца газового реле.
При маслопроводе расширителя с условным проходом 80 мм применяют плос-
кий кран по рис. 8-70.
9140
б)
размером
для бол-
-----208
-Ф1ЧО
D110
(?)
крышке
новой
Рис. 2. Пробковые чугунные краны.
а — установка крана с условным проходом 50 мм иа крышке трансформаторов 4-го габари-
та; б — зОгановка крана внизу стенки бака. Краны с условным проходом 50 жж крепятся
болтами М12, кран с условным проходом 80 мм — болтами М16.
Рис. 3. Установка вентиля на
трансформатора 2-го габарита
серии.
/ — болт М10; 2 —стальной фланец
0 52/160X4 мм с четырьмя отверстиями
тов (диаметр окружности центров отверстий для
болтов 125 мм); 3 —резиновое кольцо размером
0 51/63 мм, кругл го поперечного сечения 0 6 мм;
4—чугунный вентиль с условным проходом ,50 мм,
вес 10,7 кГ; 5—шпилька М10; 6 — крышка (диаметр
отверстия 45 мм, диаметр окружности центров че-
тырех приваренных встык шпилек 125 мм).
Приложения
351
Продолжение приложения 9
Рис. 4. Установка задвижек внизу
стенки бака.
Рис. 5. Пробки.
а — пробка для взя тия масла из баков трансфор-
маторов 2-го габарита; б — то же, трансформаторы
3 и 4-го габаритов; в — пробка для спуска остат-
ков масла из бака при толщине дна менее 16 лии;
г — то же» толщина дна 16 мм или больше; д —
пробка наверху расширителя; е —«пробка внизу
расширителя, не имеющего отстойника. См. также
рис. 9-3 и 9-4.
352
Приложения
ПРИЛОЖЕНИЕ 10
ВОЗДУХООСУШИТЕЛЬ. РЕЛЕ НИЗКОГО УРОВНЯ
МАСЛА
Рис. 2. Реле сигнализации низкого уровня масла в рас-
’ щирителе. Размеры частей, выступающих за плоскую
стенку расширителя.
Рис. 1. Воздухоосушитель
(воздухоочистительный
фильтр) на 2,5 кГ силикаге-
ля (размер А = 410 мм) и
на"5 кГ (А = бЮЛи-и).
ПРИЛОЖЕНИЕ 11
КОНТРОЛЬНЫЕ И ЗАЩИТ-
НЫЕ УСТРОЙСТВА
Рис. 1. Установка ртутного
термометра на трансформа-
торах мощностью 20—
750 ква,
1 — колпак оправы, внутренний
диаметр 22,2 мм (штампован из
стали толщиной 1 мм); 2 — опра-
ва (свернута из стальной полосы
толщиной 1 мм); 3 — стеклянный
ртутный термометр; 4 — стальной
фланец; 5 — шпилька размером
М12X 35/35 мм (шпилька может
быть приварена к крышке встык);
6 — резиновая шайба; 7 — гильза
(карман) из водогазопроводной
трубы с условным проходом
15 мм (приварена к 4 и высту-
пает над ним); 8—винт размером
_________М5Х6 мм._______
Рис. 2. Установка термоме-
трического сигнализатора
на трансформаторах: а —
мощностью 1 000—1 800 ква;
б — мощностью 2 400 —
5 600 ква; в — 4-го габарита;
1 —- шланг термометрического
сигнализатора; 2 — гайка сигна-
лизатора; 3 — штуцер» приварен-
ный к 5 и 7; 4 — шпилька разме-
ром М12Х45/45 мм; 5 —стальной
фланец; 6 — резиновая шайба;
7 — гильза (карман) из водогазо-
провоДной трубы с условным про-
ходом 15 мм (приварена к 3 и 5);
8 — термобаллон; 9 — круглый
фланец диаметром ПО мм, уста-
новленный на трех шпильках или
болтах диаметром 12 мм (диа-
метр окружности по центрам
трех отверстий равен 85 мм); 10—
фланец, приваренный к крышке.
Приложения
353
Рис. 3. Установка пробивного предохранителя
на трансформаторах для внутренней устав овки.
/—предохранитель; 2 —провод, соединяющий предохра-
нитель с вводом НН (230—525 а); 3— стальной угольник;
4 — крышка бака; 5 — болт.
При наружной установке предохранитель закрыт сталь-
ным колпаком, прикрепленным к 3, При болтах 5 диамет-
ром 12 мм ширина 3 равна 25 мм, при диаметре 16 мм —
ширина 40 мм.
Рис. 4. Газовое реле типа ПГ-22.
Наружные размеры. Вес 9 к[\
23 А. В. Сапожников.
354
Приложения
ПРИЛОЖЕНИЕ 12
ПРИБЛИЖЕННОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕСА И ОБЪЕМА ВЫЕМНОЙ ЧАСТИ, ВЕСА КРЕПЛЕНИЙ
МАГНИТОПРОВОДА И ЭЛЕКТРОКАРТОНА
Ниже приведены для нормальных силовых транс-
форматоров существующих конструкций (серий)
усредненные соотношения отдельных составляющих
веса выемной части. По этим данным при наличии
расчета (расчетной записки) трансформатора по весу
активной стали магнитопровода и проводов обмоток
можно приближенно определить вес выемной части
и ее объем; этот объем нужно знать при подсчете
количества масла в баке. Можно также определить
вес стальных креплений магнитопровода и
вес электрокартона; вес конструктивной стали и
электрокартона может быть использован при под-
счете стоимости трансформатора в учебном и в за-
водском эскизном проектировании (см. приложение
13).
В заводских чертежах, каталогах, а также в при-
ложении 16 для трансформаторов, у которых крышка
бака скреплена с выемной частью, вес последней
указан с включением веса крышки, вводов, расши-
рителя и других частей, установленных на крышке.
В этом приложении для всех трансформаторов крыш-
ка, вводы и пр. к выемной части не отнесены.
Обозначения в таблице. Вес в кГ:
Ga с—активной стали магнитопровода; Gnp — прово-
дов обмоток (с изоляцией); GB ч — выемной части;
GK р — конструктивной стали; Ga — электрокартоиа;
<?в.Ч = *в.,(Са.с + Сп?);
^К.С = ^к.с ^в.ч»
= ka ^пр*
VBq—объем выемной части, дл8:
где ув q — средний удельный вес выемной части
к Г/дм*-
Типы трансформа- торов1 Трехфазные двухобмоточные Трехфазные трехобмоточные
Класс напря- жения, кв 6 И 10 35 110 по
Мощность, ква 50— 100 180— 560 750— 5 600 180— 560 1 000— 5 600 7 SOO- 31 500 5 600— 10 000 15 000— 20 000 31 500— 40 500 60 000 5 600— 10 000 15 000- 20 000 31 500— 40 500 '60 000
^в.ч 1,18 1,18 1,2 1.2
Ъ>. 5,75 6,0 6,0 4,75 5,0—5,75 6,0 5,0 5,25 5,5 5,75 4,75 5,о 5,25 5,5
^К.С 0,08 0,08 0,1 о,1
kt> — — 0,12 — 0,15 0,15 0,4 0,35 0,28 0,2 0,4 0,35 0,28 0,2
Типы трансфор- маторов Однофазные двухобмоточные Однофазные трех обмоточные Однофазные двух и трехобмоточные
Класс напря- жения, кв 220 400 и 500
Мощность, тыс. ква 20 30 40 50 60 20 30 40 50 60 80—120
^в.ч 1,22 1,25 1,3
7в.ч 4,2 4,4 4,6 4,8 5,0 4,1 4,3 4,5 4,7 5,0
^К.С 0,1 0,12 0,15
0,6 I 0,55 | °.5 | “46 | 0,4 о,6 | 0,55 | 10>51 0,45 I 0,4 0,6
Приложения
355
ПРИЛОЖЕНИЕ 13
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОРИЕНТИРОВОЧНОЙ СЕБЕСТОИМОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Заводская себестоимость под считывается после раз-
работки конструкции и технологических процессов и
определения трудоемкости изготовления данного транс-
форматора. По рабочим чертежам устанавливают коли-
чество материалов и их стоимость (включая стоимость
входящих в конструкцию «покупных изделий»). На ос-
новании рабочих чертежей и технологической докумен-
тации устанавливают основную заработную плату и
определяют цеховые и общезаводские расходы, которые
принимают пропорциональными зарплате. Стоимость
материалов и «покупных изделий», зарплата, цеховые
и общезаводские расходы1 составляют заводскую себе-
стоимость трансформатора.
В учебном проектировании, а зачастую и в эскиз-
ном заводском проектировании приходится находить
стоимость трансформатора, не имея рабочих чертежей,
технологической документации и пр. Ориентировочную
величину себестоимости можно определить, если извест-
но только количество материалов или даже только ко-
личество активных материалов. Для этого можно вос-
пользоваться статистическими данными о соотношении
отдельных составляющих себестоимости трансформато-
ров, подобных рассматриваемому. Помещенные ниже
указания относятся к трансформаторам существующих
конструкций.
Приблизительная стоимость материалов может быть
подсчитана при наличии расчета трансформатора (рас-
1 Эти расходы включают стоимость электроэнергии,
пара, газа и пр., износ инструмента, ремонт и амор-
тизацию оборудования, содержание и амортизацию
зданий, зарплату вспомогательных рабочих, зарплату и
другие расходы, связанные с инженерно-техническим,
административным и обслуживающим персоналом це-
хов и завода, отчисления на социальное страхование,
расходы по технике беопасности и т. д.
четной записки) и предварительной (грубой) конструк-
тивной разработки бака. Из расчета известен вес элек-
тротехнической стали магнитопровода и проводов обмо-
ток. Отсюда определяется (см. приложение 12) ориен-
тировочный вес креплений магнитопровода и электро-
картона. Из разработки бака находят приблизительный
вес стали бака и связанных с ним частей (крышки, ра-
диаторов, тележки, расширителя), а также вес масла.
Далее, пользуясь соответствующими ценниками, подсчи-
тывают стоимость активных материалов, конструкцион-
ной стали, электрокартона и масла. К полученной сумме
следует прибавить величину порядка 10% для учета стои-
мости остальных материалов и прибавить стоимость ос-
новных «покупных изделий»: вводов высокого напря-
жения, электродвигателей дутья и т. п. Последняя сум-
ма и представляет ориентировочную величину стоимости
всех материалов. Для того чтобы включить зарплату
и цеховые и общезаводские расходы, стоимость мате-
риалов нужно умножить на коэффициент, больший еди-
ницы, несколько изменяющийся в зависимости от мощ-
ности трансформатора; этот коэффициент можно при-
нять следующим1: трансформаторы 2тго габарита —
1,3—1,4; 3-го габарита— 1,25—1,35; трансформаторы
мощностью до 60 тыс. ква на напряжение НО кв —
1,2—1,35; то же напряжение 220 кв—1,2—1,3; транс-
форматоры 4-го габарита классов 35 и ПО кв с регу-
лированием напряжения под нагрузкой—1,25—1,45.
Меньшие значения коэффициента относятся к транс-
форматорам большей мощности; так, например, для
трансформатора класса 220 кв мощностью 20 тыс. ква
надо брать коэффициент 1,3, а мощностью 60 тыс. ква—
1,2. Это означает, что у первого стоимость материалов
составляет от полной себестоимости между '75 и 80%, •
у второго — между 80 и 85%. .
1 Составлено по заводским данным 1956—1957 гг.
ПРИЛОЖЕНИЕ 14
ТРУДОЕМКОСТЬ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ОТДЕЛЬНЫХ УЗЛОВ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Трансформаторы / Зарплата на изготовлениие отдельных узлов в процентах (округленно) полной зарплаты производственных рабочих
Магнито- провод Обмотки с изоляцией Бак с расши- рителем и пр. Переключате- ли, аппарату- ра РПН и ос- тальное Сборка транс- форматора
2 и 3-го габаритов* 10 15—30 25—30 30—15 15
4-го габарита класса 35 кв* 15 20 30 15 20
Двухобмоточные класса НО кв, 10—60 тыс. ква* 14—20 33—25 25 15—10 15—18
То же, трехобмоточные* 15 35—28 25 12—10 15—18
Двух- и трехобмоточные мощностью 40— 60 тыс. ква класса 220 кв* 15 30—32 20 10 22—28
С переключением под нагрузкой класса 35 и НО кв, мощностью 10—31,5 тыс. ква .... 10 16—20 15 40 16-20
.♦ Переключение без нагрузки.
23*.
356
Приложения
СПРАВОЧНЫЕ ДАННЫЕ О КОНСТРУКЦИИ СИЛОВЫХ
Мощность, ква Класс напояже- ния обмотки ВН, кв Число фаз Число обмоток Вес округленный, кГ Разме
Магнитопро- вод с крепле- ниями Обмотки с изоля- ционными деталями Выемная часть Бак с арматурой Радиаторы Масло Полный вес транс- формато- ра Магнитопровод
Диаметр стержней Полная высота1
100 6 3 2 325 75 450** 185 280 900 155 550
320 6 3 2 700 175 900** 400 — 500 1 750 195 750
1000 10 3 2 1600 550 2 850** 1 000 — 1 700 5 000 255 1250
3260 35 3 2 3 850 1150 5 550** 1500 1 600 5 000 13 500 355 1 600
10000 35 3 2 8 800 2 150 11500 3 500 2 550 6 300 24 000 470 2 050
31 500 35 3 2 20 500 6 500 27 000 7 000 5 350 12 500 55 000 627 3 000
7 500 ПО* 3 3 11 500 ' 4 200 16 500 6 000 3 900 18 000 48 000 470 2 500
15000 ПО* 3 3 20 000 5 500 28 000 8 500 3 650 21 000 60 000 588 3 000
31500 110* 3 3 30 000 8 300 45 000 13 500 7 500 30 000 100000 705 3100
60 000 ПО* 3 3 45 000 18 500 67 000 23 500 12 100 40 000 145 000 745 3 900
30 000 220* 1 2 26 000 7 500 35 500 17 500 5 700 32 500 95 000 745 3 750
60000 220* 1 2 45 000*** 11 500 60 000 20 000 9 500 43 000 135 000 940 4150
60 000 220* 1 3 52 000*** 19 000 72 500 29 000 12 750 61 000 180 000 940 4 250
1 Размеры округлены.
* Испытательное напряжение обмоток класса ПО кв равно 230 кв, класса 220 кв равно 460 кв,
•* Вес выемной части с крышкой, вводами, расширителем.
Магннтопровод нз холоднокатаной стали.
**♦* 3 400 —размер по большой оси бака, 3 900 — в поперечном направлении.
ПРИЛОЖЕНИЕ 15
ОБОЗНАЧЕНИЕ ОСНОВНЫХ ТИПОВ СИЛОВЫХ
Обозначение типа трансформатора состоит из букв
и цифр; буквы определяют устройство трансформатора,
цифры— его мощность и напряжение. До недавнего
времени применялось следующее установившееся обо-
значение типов.
Основное буквенное обозначение состоит из двух
или трех букв. Первая буква указывает на выполнение
трансформатора в виде однофазного — О или трехфаз-
ного — Т; вторая буква — вид охлаждения: М — естест-
венное масляное (внутри бака естественная циркуляция
масла, снаружи — естественная циркуляция воздуха),
Д — масляное с дутьем (естественная циркуляция мас-
ла и обдувание бака при помощи вентилятора), Ц —
принудительная циркуляция масла через водяной охла-
дитель, С —сухой трансформатор (с естественным воз-
душным охлаждением).
Если трансформатор трехобмоточный, то после бук-
вы, обозначающей вид охлаждения, ставится Т.
У трансформатора, снабженного устройством для
регулирования напряжения под нагрузкой, добавляется
буква Н (под напрузкой); она стоит на третьем месте,
если трансформатор двухобмоточный, и на четвертом
месте, если он трехюбмоточный (после буквы Т).
После указанных букв для трансформаторов клас-
сов напряжения ПО кв и выше в обозначение типа
включается буква Г, указывающая на то, что необхо-
димый уровень грозоупоряосги (импульсной прочности)
обмотки ВН достигнут применением емкостной защиты.
ТРАНСФОРМАТОРОВ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ
Автотрансформаторы отличают от трансформато-
ров добавлением буквы А. В трехюбмоточных трансфор-
маторах с автотрансформаторным соединением обмоток
ВН —СН буква А находится впереди других букв, если
трансформатор понижающий и работает в основном по
автотрансформаторной схеме (обмотка НН является
вспомогательной); буква А ставится позади других,
если основным является не «автотрансформаторный ре-
жим» (ВН — СН), а «трансформаторные режимы»
(НН —ВН, НН —СН).
Таким образом, буквы в типе трансформатора обо-
значают:
ТД — трехфазный с дутьем (двухобмоточный транс-
форматор с масляным охлаждением);
ОМГ — однофазный с масляным охлаждением гро-
зоупорный (двухобмоточный трансформатор);
ТЦТНГ — трехфазный с принудительной циркуля-
цией масла через водяной охладитель, трехобмоточный
с переключением под нагрузкой грозоупорный транс-
форматор;
АТС — автотрансформатор трехфазный сухой (двух-
обмоточный) и т. п.
Цифры в обозначении типа даются в виде дроби;
числитель — номинальная мощность в киловольт-ампе-
рах; знаменатель 6-40-35 — высший из классов напря-
жения обмоток ВН в киловольтах, применяемых в дан-
ном типе трансформатора; знаменатель ПО-1.50-220-
400 (500) кв — класс напряжения обмотки ВН.
Приложения
357
ТРАНСФОРМАТОРОВ СУЩЕСТВУЮЩИХ СЕРИЙ
ПРИЛОЖЕНИЕ 16
ры. мм Охлаж- дающие трубы бака Число радиаторов Размеры, мм
Обмотки Внутренние размеры бака Внутренние размеры расширителя Габаритные размеры трансформатора1
Наружный диаметр1 Высота1 Длина Ширина Глубина Число рядов Полная длина1 Оди- нарных Сдво- енных Диаметр Длина Длина Ширина Высота
275 185 1000 370 925 1 20 250 595 1200 900 1 500
330 330 1 110 420 1 115 2 90 — — 310 675 1 900 1209 1 700
425 700 1540 730 1 675 3 240 — — 440 960 2 600 1700 2 600
600 800 2 150 920 2620 — — 3 2 610 1690 4 200 2 600 4 000
750 1050 2 500 1 150 2 650 — — — 6 610 2 220 3 400**** 3 900**** 4 300
1 000 1550 3 300 1 450 3 400 — — — 10 920 3160 5 400 4 200 5 500
1 000 1300 4 150 1 900 2900 — — 9 760 2 870 6 500 4 700 5 200
1 150- 1300 4 500 2 000 3 000 — — — 8 920 2 880 6 900 4 700 5 400
1300 1350 4 900 2 150 3 400 — — 14 1 080 3 400 7 100 4 900 6 100
1 400 2 100 5 150 2 150 4 400 — — — 16 1249 4 500 8200 5 200 7 700
1400 2 100 4 800 2 200 3 800 — — — 10 1080 3 970 5 700 5 000 7 600
1650 2 100 5200 2 450 4230 — — — 13 1240 4 000 7 600 5 700 8200
1 950 2 200 5 800 2 800 4 650 — — — 16 1240 5 400 8 400 6 400 8 400
Например цифры 60 000/220 обозначают: номиналь-
ная мощность 60 000 ква, обшугка ВН класса 220 кв.
Трансформатор собственных нужд станции (подстан-
ции) мощностью 180 ква на напряжения 10/ЗД5 кв
имеет обозначение типа ТМ-180/35, так как его прихо-
дится выполнять с теми же основными размерами, ко-
торые имеет трансформатор мощностью 180 ква с на-
пряжением обмотки ВН класса 35 кв.
До последнего времени при изменении размеров
(совершенствовании) трансформаторов обозначения ти-
пов не менялись; типом' ТМ — 100/6 обозначались
трансформаторы мощностью 100 ква на напряжение
i кв а серии 1929 г. и серии 1932 г. и последующих.
При создании новых серий трансформаторов в настоя-
щее время обозначение типов изменяется. Так, в новой
серии 1 и 2-<го габаритов на 6—10 кв вместо букв ТМ
принято ТСМ; вместо цифры 10 указывается 6-10,
например, ТСМ-180/6-10. Для трансформаторов новой
серии класса напряжения ПО кв в конце буквенного
обозначения типа добавлена буква У; например, новое
обозначение ТДТГУ-20000/110 соответствует прежнему
ТДТГ-20000/110.
Новый вид охлаждения трансформаторов с прину-
дительной циркуляцией масла через пристроенные на
баке охладители, обдуваемые вентиляторами, намечено
обозначать буквами ДЦ, например ТДЦГ-120000/220.
ЛИТЕРАТУРА
1. Сапожников А. В., Конструирование транс-
форматоров, Госэнергоиздат, 1952.
2. Корицкий А. В., Конструирование трансфор-
маторов, ОНТИ, 1936.
3. Сапожников А. В., Силовые трансформато-
ры (учебные таблицы), Госэнергоиздат, 1955.
4. Сапожников A.i В., Монтаж силовых транс-
форматоров (учебные таблицы), Госэнергоиздат, 1948.
5. К р а й з А. Г., Сапожников А. В., Основные
тенденции в современном трансформаторостроении,
«Электричество», 1958, № 2.
6. Петров Г. Н., Трансформаторы, Энергоиздат,
1934.
7. Петров Г. Н., Электрические машины, часть
первая. Введение. Трансформаторы, Госэнергоиздат, 1956.
8. Булгаков Н. И., Расчет трансформаторов,
Госэнергоиздат, 1950.
9. Тихомиров IJ. М., Расчет трансформаторов,
Госэнергоиздат 1953.
10. К а р а с е в В. А., Теория электромагнитных
процессов в обмотках, Госэнергоиздат, 1946.
11. Фрид Е. С., Основные эмпирические законо-
мерности импульсных градиентов в обмотках трансфор-
маторов, «Электричество», 1947, № 3.
12. Фрид Е. С., Расчет импульсных градиентов
в многокатушечных трансформаторных обмотках,
«Электричество», 1950, № 9.
13. Под ред. Л. И. С и.р от и иск о г о, Техника
высоких напряжений. Часть вторая, глава шестая «Изо-
ляция силовых трансформаторов» и глава седьмая
«Экспериментальные данные для расчета масляной
изоляции. Конструкция изоляции силовых трансформа-
торов», Госэнергоиздат, 1953.
14. То же, глава вторая «Высоковольтные изоля-
торы».
15. Гель перин Б. Б., Добавочные потеря в об-
мотках трансформаторов от несовершенства транспози-
ции, «Вестник электропромышленности», 1954, № 5.
16. Козлов С. А., Богоявленский В. С., Но-
вое в технологии и организации производства на Мос-
ковском трансформаторном заводе, «Вестник электро-
промышленности», 1956, № 7.
17. Министерство электростанций СССР, Техниче-
ское управление, Инструкция по наладке и эксплуата-
ции газовой защиты, Госэнергоиздат, 1956.
18. Министерство путей сообщения СССР, Техни-
ческие условия погрузки и крепления грузов и исполь-
зования грузоподъемности вагонов, Трансжелдориздат,
1955.
АЛФАВИТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Автоматический пуск двигателя дутья
Адсорбер 287
Анизотропия 41
Арматура бака 292
— расширителя 305
Атмосферные условия 107
База тележки трансформатора 259
Бак волнистый 238, 298
— гладкий 244
— колоколообразный 35, 38
— разъемный 35, 248, 252
— с радиаторами 248
— съемный 35, 281 ‘
— транспортный 320
— трубчатый 245
Балка жесткости 249, 275
Баидажировка 29
— концов обмотки 120
Барьер изоляционный 102, 104
Батарея радиаторов 237, 256
Болт незаземленный 205, 212
— уплотняющий 295
Бортики межслоевойбизоляции 121
Бумага кабельная 133, 202
Броневой тип 23, 38
— крепированная 133, 202
— оклеечная 42, 86
Бумажно-бакелитовый цилиндр 15
Ввод без нижней покрышки 34, 231
— герметичный 33, 221, 232
— кабельный 34
— маслонаполненный 33, 227
— с механическим креплением 224
---пружинной затяжкой 228
---устройством для присоединения ПИН
230
— со сплошным сердечником 221
— составной 224, 344
— съемный 34, 219, 226
— трубчатый 232
— шинный 232
«Веер» пакетов стержня 51
Вентиляционный канал см. Каналы
Вентиль 293, 350
Верхняя рама бака 243, 248, 277
------плоская 243, 248, 250
------угловая *243, 244, 250
Вес активной стали 55
— масла 354
— транспортный 16, 321
— черный 16
—- чистый 16
Ветровая нагрузка 305, 321
Вибрация 17, 27
Винт нажимной обмотки 159
Вихревые токи в магнитопроводе 83
Внешняя изоляция 107
Внутренняя изоляция ввода 219
Воздухоосушитель 230, 301, 321, 352
Воздухоотделитель 287
Воздушная изоляция 107
----- ввода 219
Воздушные включения в изоляции 102,
112
Воздушный промежуток 112
Волна импульса 92
---- полная 92
-----срезанная 92, 96
Входная катушка 130, 132
Выхлопная труба 234, 314
Габарит железнодоржный 319
Газовое реле 38, 303, 311, 353
Герметизация трансформатора 309
Герметичность ввода 231
Гетинакс 15, 178
Главная изоляция бумажно-масляная 31,
169
-----внутренних обмоток 149
-----маслобарьерная 30, 145
-----обмотки 111
-----6 — 35 кв 148
-----НО кв 150, 153
-----220 кв 153
-----с вводом на конце 145
-----------посередине 147 < I
Алфавитный указатель
359
Главная изоляция сухого трансформатора
329
Градиент 95
Гребенка экранирующих витков 136
Груз негабаритный 319
Грузоподъемность катка 260
— крюка 267
— транспортера 317
Грязевик 301
1емонтаж трансформатора 319
[емпфер 199
(инамическая стойкость обмоток 165
- — отводов 209
[иэлектрическая проницаемость 147 204,
219, 329
(но бака 242, 248, 250, 277
дополнительная изоляция катушки 133
Допускаемое напряжение 18
Допуски 19
- в магнитопроводе 87, 340
--отводах 202
[оска зажимов 331
(уговое замыкание на землю 91
(угогасящая катушка 92
Дутье» 283
- снизу 283
Хутьевое охлаждение 236
’мкостная защита 30 96
--параллельными конденсаторами 98
-- полная 96
----частичная 96, 97
----экранирующими витками 97
— компенсация 96
— цепочка 93
Емкостное кольцо 97. 131, 133, 146
— распределение напряжения 94, 96
Емкостный экран 97
Вшгость обмотки на землю 98
— расширителя 299
Жалюзи 333 ' "
Завальцовка стенки бака 240
Загибка труб 246
Задвижка 293, 351
Заземление магнитопровода 82, 84
— трансформатора 294
Заклепка из электрокартона 160
Заливка масла под вакуумом 31, 107,253
Замена ввода 225
Заполнение азотом 321
Затвор масляный 230
Заусенцы на пластинах стали 86
Зашихтовка ярма 167
Защита газовая 311
— масла от Окисления 37, 309
----увлажнения 321
Зона защиты обмотки 131
Изолирование катушки 132, 133
— концов обмоток 168
— электродов 102, 104
Изолятор опорный 331
— фарфоровый 218
Изоляционная перегородка между обмот-
' кой и баком 209, 217
Изоляция внутренних отводов 163
— комбинированная 102
— межслоевая 121, 123
— отводов 111
— пластин магнитопровода 82
— провода нормальная 119
----усиленная 119 z
— сплошная твердая 102
— чисто масляная 102
— шпилек стержня 59
Импульсная волна полная ПО
----срезанная 110
Импульсное испытание 99
Импульсный градиент 95 97, 99, 10!
Индуктивность отводов 200 а
Индукция в стали 10, 41
Испытание изоляции контрольное 108
----типовое 108
— индуктированным напряжением 109
— под дождей Л07
— «приложенным» напряжением 109
— с «подпором» нейтрали 109
— швов бака 269
Испытательное напряжение импульсное
ПО
----между контактами переключателя
178
----переменного тока 10 109 ПО
----сухого трансформатора 326
Кабель контрольный 291
Каналы в магнитопроводе 28. 51
---сухого трансформатора 327
---обмотках 113, 119
Каретка поворотная 263
«Карман» для ввода 33, 35
Катки 37, 248, 258, 261
Каток гладкий 258
— переставной 260
стальной 259, 348
— чугунный 259, 348
Катушка входная 124
— дисковая 142
— с дробным числом витков .126
Класс напряжения 21
--- нейтрали 111
Кожух сухого трансформатора 327, 332
Коленчатый вал переключателя 174, 176
Колея 258
Коллекторная коробка радиатора 252, 255
Кольцевой контакт 174
Кольцо контактное 174
Компенсатор длины отвода 199
Компенсирование магнитного поля вводов
222
— — — отводов 201
Комплектная трансформаторная подстан-
ция 331
Конденсаторы, встроенные в обмотку 98
Консерватор см. Расширитель
Контакт ламельный 176
— линейный 173
— ножевой 176, 184
— плоский 173
— самоустанавливающийся 174
— сегментный 175
— точечный 173
Контактная система переключателя 171,
184, 185
Контактные части ввода 222
Конус изоляции 106, 132, 133, 203
Концевая изоляция 159, 162
Коробка магистральная 283 '
— распределительная 283
Корона 102
Косые стыки пластин 29, 47
Коэффициент заполнения стали 28, 43
— импульса 108
— использования 50, 51
Кран плоский 251, 293, 350
— спускной 350 t
Критическое давление 272
Крыльчатка 283
Крышка бака 244. 248 250. 277
— транспортная 248. 252
Крюк подъемный 79. 265. 267. 349
Курсовой проект трансформатора 14
Лак бакелитовый 166
Лакировальная машина 86
Лакировка стали 42, 86
Лакоткань 202
Ламель 176 х
Ложная работа газового реле 313
Лужение контактов переключателя 174
Люк 37, 292
Магнитопровод броневой 23
— двухрамный 28. 48
— многорамный 28. 48
— намотанный 41. 88
— с радиальной сборкой пластин 24. 89
---разветвленной магнитной цепью 24
— спиральный 88
— стержневой 23 28
— стыковой 28. 43
— cvxoro трансформатора 327
— шихтованный 28 43. 87
Малоударный метод испытания ПО
Мальтийская передача 191
Манипулятор сварочный 271
Маслопровод расширителя 302
Маслоуказатель 306
— магнитный 308
— с плоским стеклом 306
— стеклянный 306
— стрелочный 37. 308
Мембрана стеклянная 314
Механизация изолировки катушек 133
Механизированные подмостки 167
Минимальное изоляционное расстояние 112
МО 22
Нагрузка от оси на рельс 318
Нажимное кольцо обмотки 68 76 158
Нажимной винт стяжки обмоток 67. 76
Наибольшее рабочее напряжение 92
Намотка левая 114
— мягкого цилиндра 166
— на ребро 119
— плашмя 119
— правая 114
Направление катания 258
— намотки витков 114
Напряжение трансформатора 22
Напряжения, допускаемые в резьбовых со-
единениях 18
Насос для масла 289
Насос-двигатель, встроенный в маслопро-
вод 290
Начальное распределение напряжения 94,
101
Недоход концов обмотки 115
Нейтраль обмотки с полной изоляцией
108
— системы эффективно заземленная 92
Непрерывная обмотка из спаянных оди-
нарных катушек 137
Никелировка контактов переключателя
174
Нож контактный 177
Номинальный ток ввода 218
Нониусное кольцо переключателя 188, 189
Обдув радиаторов 35, 283
Обечайка бака 240
Обмотка автотрансформатора 168
— «алюминиевая» 27
— винтовая двухзаходная 116, 137
---с каналами через один виток 138
— дисковая 114, 140
— катушечная слоевая 114, 123
— левая 114
— непрерывная 114, 123, 130
---без перекладывания катушек 143
— петлевая 98
— по схеме Н 118
— полуспиральная 138
— правая 114
— с автотрансформаторным соединением
100, 168
---вводом на конце 99. 117
------посередине 99, 117
---неполной изоляцией нейтрали 118
— слоевая 100
---высокого напряжения 143, 169
— спиральная 137
— сухого трансформатора 327
— цилиндрическая двухслойная 114, 119
---многослойная 114, 121
---слоевая 114
------экранированная 31. Ю0, 143, 169
Обмотки чередующиеся 142
Обозначение вводов на крышке 235
Обойма для вводов 223, 343
Общий проектный чертеж 14
Объем выемной части 354
— масла 16
Огибающая потенциалов 94
Окисление масла 16
Оклеенная машина 86
Оклейка стали бумагой 42, 86
Окраска 20, 300
Опорное кольцо обмотки 163
Осевая стяжка обмотки 114
Ось катка 260, 261, 265
Отбортованный цилиндр 170
Отводы внутренние 162
---регулировочные 32, 164
— смежные 208
Отжиг стали 42
Отстойник 301
Охладитель водяной 35, 286
— на баке 290
— пристроенный к баку 37
Охлаждение масла водяное 286 ,290
Пайка в отводах 197
— проводов обмотки 144
Параллельное соединение вводов 216
Патрубок для радиатора 252
Перевозка трансформатору морем 323
Перегородка междуфазная 148, 152, 154
Перегрев ввода 222
— отводов 195 в ___.
Передвижение трансформатора поперечное
268 *
--- продольное 256
Перекладывание катушек непрерывной об-
мотки 124 4
360
Алфавитный указатель
Переключатель барабанного типа 177, 186
— нулевой 116, 172, 175
— однофазный 173
— строенный 192
— трансформатора без расширения 180
— трехфазный 173
Перенапряжения атмосферные 91
— внешние 91
внутренние 91
— коммутационные 91
Перестановка проводов 115
----групповая 138, 139
----общая 116, 138, 139
---- полная равномерно распределенная
116, 138, 139
----------- двойная 140
Переход в непрерывный обмотке 126
— концов обмотки 115
Переходное сопротивление контактов пе-
реключателя 173
Печь для обжига стали 87
Платформа железнодорожная 317
Плотность тока в отводах 195, 199
----сухого трансформатора 331
Поверхностный разряд 102, 105
----по дереву 203. 204
Поверхность охлаждения радиатора 254
Погрузочная площадка 317
«Подварка» сварных швов 21, 239, 271
Подкладка фарфоровая 329
Подмости механизированные 167
Подушка инертного газа 309
Подъем ввода 231, 323
— выемной части 70, 77
— за рымы 21'
— импульсного напряжения на нейтрали
100
— магнитопровода 87
«Пожар в стали» 44. 83, 312
Покрытие защитное 20
----в переключателе 172
— изоляционное 102, 104
Покрышка ввода 221
Положение переключателя 172
Полярность волны импульса 108
Породы дерева 15, 210
Потенциал изолированной нейтрали 100
Пояс жесткости 249. 273
Предохранение от отвинчивания 17
Предохранительная труба 314
Прессовка обмоток см. Стяжка
Привод переключателя 178
---- боковой 192
Припой меднофосфористосеребряный 144
— мягкий 197
— оловянистый 197
— фосфористомедный 197
Пробивной предохранитель 316 353
Пробка для взятия пробы масла 294, 351
----выпуска воздуха 294
— спускная 351
Пробой изоляции полный 102
----частичный 102
Провод гибкий 194, 341
— обмоточный круглый 118
----прямоугольный 119
----сложный 29 119
Проводник отводов 15. 194
Продольная емкость обмотки 93
— изоляция обмотки 95. 111. 130
Проектирование трансформатора завод-
ское 13. 14
---- учебное 13
Прокладка замковая 141, 170
— обмотки 124. 127
Пропитка изоляции лаком 107
----маслом 107
Пружина контактного кольца 175
— ленточная 175
— цилиндрическая 176
Радиальная сборка пластин
магаитопровода 89
Радиальное расстояние между обмотками
145. 149
Радиатор 22, 35, 236
— волнистый 252. 254
—- из штампованных полуволн 256
— одинарный 250, 255
— с обдувом 284
— сдвоенный 250, 255
— трубчатый 36, 252, 256
Радиаторов расположение касательное 250
— радиальное 350
Развертка винтовой обмотки 140
Разгон витков 126, 127
Разрыв обмотки 116, 130, 131, 144
Разрядник вентильный 92
Разрядное расстояние ввода 220
Расклиновка обмоток 158
Раскрой стали магнитопровода 54
— стенки бака 242
Расположение обмоток концентрическое
23
---чередующееся 23
Расстояние до ярма 145, 149
Расширитель 37
— ввода 230
— передвижного трансформатора 325
— с поплавком 309
Расшихтовка ярма 167
Реборда катка 259
Ребро покрышки зонтообразное 220
— фарфоровой покрышки 220
Ревизия выемной части 11. 26
Регулировочные катушки 125
— ответвления 116, 122, 125, 162
— отводы 208
Резина маслостойкая 294
Резьба дюймовой 17
— метрическая 17
— трубная 17
Рейка обмотки 124, 127, 144, 157
---наружная 128
Реле низкого уровня масла 308, 352
Рельсовый путь подстанции 258
Роговой разрядник 221
Рым 77. 340
Сварка угольным электродом 197
— электротрактором 269
Сварочный манипулятор 271
— шланговый полуавтомат 269
Сегмент контактный 176
Сердечник ввода 227
---со сплошной твердой изоляцией 228
Сечение болтов и шпилек 339
— проводников отводов 341
Сила ветра см. Ветровая нагрузка
— прижатия контакта 173
Силикагель 302
Сильфон 309
Система принудительной циркуляции мас-
v ла 286
— с большим током замыкания на зем-
лю 92
— — малым током замыкания на землю
92
Склейка изоляционных деталей 166
Скоба для домкрата $48. 268, 349
— подъемная 268
Скосы пластин магнитопровода 41
Соединение в звезду 116
---треугольник 116
Соединения резьбовые 17. 22
Соединительная втулка ввода 227, 230 „
Сталь конструкционная 15
— электротехническая 29. 41
--- горячекатаная 41
---холоднокатаная 10. 41, 334
---рольная 16 43. 86
Стенка бака 240 244. 247 249 274
Стержень контактный 174, 178
— магнитопровода 40, 49
Стержневой тип 23
Сторона ВН 214
Ступень регулировки 116
Стяжка обмоток общая 67, 158
---осевая 31 67
---раздельная 67 158
— стержня магиитопровода 28 46, 56 88
— ярма магнитопровода 29, 61
Г.уптка вакуумная 106
Схема замещения обмотки 93, 97
— обмотки оборотная 116
---прямая 116
— шихтовки магнитопровода 45
Тележка поворотная 263
— съемная 37, 248, 261, 280
Тепловая модель обмотки 38, 311
Теплоотдача радиатора 254
Термокопня обмотки 311
Термометр ртутный стеклянный 310
Термометрический сигнализатор 285, 310
Термосифонный фильтр 37, 292, 309
Ток утечки 102
Токоведущие части 90
----ввода 206, 218
----отводов 193.
----переключателя 171
Токоведущий стержень ввода 219
Траверса 266
Трактор электросварочный 269
транспозиция проводов см. Перестановка
Транспортер 318
— на подстанции 258
Трансформатор без расширителя 299
— вольтодобавочный 7
— испытательный 7
— передвижной 323
— с облегченной изоляцией 326
— силовой общего назначения 7
----специальный 7
— сухой 325
— тока, встроенный на вводе 206, 230
Труба контактная 175
— охладительная 35, 245
---- овальная 247
----токоведущая ввода 220. 227
Трубка бумажно-бакелитовая 178. 203
Угловая шайба 147, 151
---- обратная 153
Угол охвата катушки экранирующим
витком 136
Удельный вес выемной части 354
Уплотнение 244. 294
Упор домкратный 63
Уравнитель ввода 220
Уравнительная изоляция 160
Усадка изоляции 32 157
— электрокартона 166
Усилия короткого замыкания осевые 71
Установка обмоток 113
Уступ обмотки 145
Фильтр сетчатый 287
Фланец ввода наклонный 224
Фосфатирование стали 43
Фундамент для трансформатора 258
Цемент магнезиальный 224
Цилиндр бумажно-бакелитовый 32, 124
— изоляционный мягкий 32, 151
----обмотки 146, 147
— отбортованный 143
Циркуляция масла направленная 31
----принудительная 35, 286
Частичный пробой 111
Чередующиеся обмотки 170
Чисто масляный промежуток 103, 105
Шаблон намоточный 124, 143
Шайба между катушками 128, 142
Швеллеры катков 261, 279
Шина 194, 341
Шкаф автоматики «дутья» 286
— зажимов 37, 291
Шламообразование 16
Шов сварной 74
----замыкающий 241
Шпилька подъемная 340
— стяжкн стержня 57
—- ярмовая 64. 69, 339
Штанга переключателя 177, 179
Шум трансформатора 27
Электрическое поле неоднородное 91
----несимметричное 91
---- однородное 91
----симметричное 91
Электрод 91
Электродвигатель дутья 283
Электрокартон 15, 154
Электроклещи 144, 197
Электропайка 197
Электросварка 239. 269
Экран электростатический 122. 143
Экранирующий виток 29. 97, 98, 130, 134
Ярмо магнитопровода 40, 52
Ярмовая балка 40, 61, 69, 81
------ сварная 74
— изоляция 160 ,
Ярмовой брус 29, 61, 64, 69, 53
ОПЕЧАТКИ
Стра- ница Столбец Строка Напечатано Должно быть
54 Правый 25 снизу инус / плюс
23 снизу инус плюс
23—22 снизу минус плюс
57 Правый 8 сверху одной стяжки одного стержня
74 Правый 25 сверху (в части тиража) 4-2/
92 Правый Рис. 3-2 Отсчет т, и надо вести от спрямленной линии фронта.
107 Левый 19 снизу для слоевых и для слоевых
170 Подпись к рис. 4-79 Ет
ЕТ Еы
178 Левый 4 снизу 2 /2
211 Подпись к рис. 6-17 (44-6 мм); (4—6 мм);
225 Левый | 6 снизу (см. приложение 7, рис. 1) (см. рис. 7-1)
232 Подпись к рис. 7-12 и 12— гальванически лужены; 13— и 13—гальванически лужены; /2—
оцинкован. оцинкован.
263 Правый 11 снизу 850 кГ. 3 850 КГ .
281 Левый 18 сверху а—р. d—р.
297 Правый 5 сверху № 14а . № 12.
А. В. Сапожнкко в—Конструирование трансформаторов.