Text
СОДЕРЖАНИЕ
1. Введение.............................................
2. Основные характеристики трансформаторов.............
3. Конструкция мощных трансформаторов...................2:
4. Монтаж трансформаторов . ..................... . 6!
5. Эксплуатация трансформатороа..........................7J-
6. Неполадки в работе трансформаторов и их устранение . . II
Приложение.................. .........................
Литература............................................. '°
&Ц.З
БИБЛИОТЕКА ЭЛЕКТРОМОНТЕРА
ВЫПУСК 360
К. К. ЧЕРНЕВ
МОЩНЫЕ
ТРАНСФОРМАТОРЫ
|Библиотека Г.и.И.
I и, А. А. Жданова
«Э Н Е Р Г И Я»
МОСКВА 1972
6П2.1.081
445
УДК 621.314.222.6/223
РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ:
большим Я. М., Каминский Е. А., Мандрыкин С. А., Розанов С. П.,
Синьчугов Ф. И., Смирнов А. Д., Соколов Б. А., Устинов П. И.
Чернев К. К.
Ч 45 Мощные трансформаторы, М., «Энергия», 1972.
120 с. с ил. (Б-ка электромонтера. Вып. 360).
В брошюре приведены основные характеристики ряда современных
мощных трансформаторов н автотрансформаторов. Дается общее опи-
сание конструкций современных крупных трансформаторов и особен-
ности выполнения их основных узлов. Приведены основные требования
к монтажу и эксплуатации трансформаторов иа электростанциях и
подстанциях в электросетях, упомянуты некоторые неполадки и кон-
структивные недостатки и даны рекомендации по их устранению.
Брошюра рассчитана на электромонтеров, мастеров и электротех-
ников, имеющих отношение к монтажу и эксплуатации крупных транс-
форматоров.
6П2.1.081
Константин Константинович Чернев
Мощные трансформаторы
Редактор В. А. Озерский
Обложка художника В. И. Карпова
Технический редактор Л. Н Никитина
Корректор Е. X. Горбунова
Слано в наб ip 27/1 1972 г. Подписано к печати 2/VII I 1972 г. Т-14003
Формат 84X108*/» Бумага типографская № 2
Усл. печ. л. 6,3 Уч.-изд. л. 7,12
Тираж 20 000 экз. Зак. 1040 Цена 26 коп.
Издательство „Энергия". Москва, М-114, Шлюзовая наб.. 10
Московская типография № 10 Главполиграфпрома
Комитета по печати при Совете Министров СССР
Шлюзовая иаб., 10.
1. ВВЕДЕНИЕ
Директивами по пятилетнему плану развития народ-
ного хозяйства СССР на 1971—1975 гг., утвержденными
XXIV съездом КПСС, намечено широкое развитие всех
отраслей промышленности, в том числе ускоренное раз-
витие электроэнергетики.
Развитие энергетики >в девятой пятилетке базируется
на строительстве крупных электростанций мощностью
более 2 млн. кет с агрегатами мощностью 300 тыс. кет
и более.
Примерами таких электростанций являются уже дей-
ствующие Красноярская ГЭС мощностью 6 млн. кет с аг-
регатами по 500 тыс. кет, Конаковская ГРЭС и Криво-
рожская ГРЭС-2 с агрегатами по 300 тыс. кет, Славян-
ская ГРЭС с агрегатами по 800 тыс. кет и др.
При таких больших мощностях электростанций пе-
редача электроэнергии от них осуществляется только
на повышенном напряжении, поскольку требуется пере-
дать значительную мощность на далекие расстояния.
Важнейшим элементом электропередачи являются
трансформаторы как повысительные, так и понизитель-
ные.
С ростом мощности электропередачи растет и мощ-
ность, а также класс напряжения трансформаторов, и
в настоящее время единичные мощности трехфазных
трансформаторов в Советском Союзе доходят до 1 млн.
кв-а, а группы однофазных до 1250 тыс. кв-а и напря-
жения электропередачи достигли 750 кв.
Такое количественное изменение в мощностях и на-
пряжениях трансформаторов повлекло их существенное
качественное изменение по сравнению с трансформато-
рами конструкции прежних лет, спроектированными на
меньшие мощности и напряжения.
Основными требованиями, предъявляемыми к совре-
менным трансформаторам, являются надежность их ра-
боты и экономичность, т. е. длительная работа без по-
вреждений и низкий уровень потерь в стали и меди.
3
Трансформаторы новых конструкций могут надежно
работать при условии, что они не только правильно
сконструированы и высококачественно изготовлены, но
также при условии, что монтаж их и эксплуатация
ведутся по строгим правилам, обеспечивающим выполне-
ние требований, вытекающих из необходимости поддер-
живать уровень качественных показателей, достигнутых
при изготовлении транс форматора на заводе.
iB основном это касается состояния изоляции транс-
форматора, которая, жак известно, играет важнейшую
роль в работе трансформатора и вместе с тем при недо-
статочно квалифицированном проведении .монтажа пли
ведении эксплуатации легко снижает свои изоляционные
свойства, что приводит рано или поздно к повреждению
трансформатора.
Чтобы правильно вести монтаж и эксплуатацию
крупных современных трансформаторов, персонал, веду-
щий эти работы, должен четко представлять себе устрой-
ство и назначение основных узлов трансформатора, осо-
бенности их конструкции, а также порядок правильного
монтажа мощных трансформаторов и правила их эксплу-
атации.
Невыполнение требований по эксплуатации трансфор-
маторов в отношении выдерживания допустимых режи
мов работы по нагрузке и напряжению, поддержания со
стояния изоляции, режимов охлаждения и т. п. приводит
к нарушению работы отдельных узлов трансформатора и
к повреждению их. Выход из работы мощных трансфор-
маторов, работающих в 'блоке с 'генератором, приводит
к остановке агрегата и недовыработке электроэнергии.
Таким образом, становится ясным важность обеспече-
ния надежной бесперебойной работы трансформаторов
в энергосистемах и необходимость для обслуживающего
персонала ознакомления и изучения конструкции совре-
менных трансформаторов и условий правильной эксплу-
атации их
Ниже приведено краткое описание конструкций ряда
типов современных трансформаторов с упоминанием не-
которых конструктивных особенностей узлов этих транс-
форматоров, указания по монтажу и эксплуатации таких
трансформаторов, поясняющие требования инструкции.
Рассмотрены трансформаторы и автотрансформаторы
мощностью более 90 Мв-а на напряжения .220 кв и выше,
спроектированные и изготовленные после 1960 г.
4
2. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
Трансформаторы предназначаются для преобразова-
ния электроэнергии с одного (напряжения переменного
тока на другое напряжение, необходимое для передачи
или распределения электроэнергии потребителям.
Параметры трансформаторов задаются параметрами
электрической сети, для работы в которой предназначе-
ны эти трансформаторы. Основным параметром элек-
трической сети является напряжение электрического тока,
которое выбирается в основном в зависимости от мощно-
сти, которую нужно передать по электросети потребите-
лям, и протяженностью линий электропередачи. Как из-
вестно, чем большая мощность должна передаваться и
чем дальше требуется передать ее, тем более высокое
напряжение электропередачи должно быть использовано.
В связи с этим основными характеристиками транс-
форматора являются напряжение обмоток и 'мощность,
передаваемая трансформатором.
Передача 'Мощности от одной обмотки к другим про-
исходит электромагнитным путем, т. е. посредством на-
магничивания активной стали при прохождении тока по
обмоткам трансформатора и создания 'магнитною поля
взаимоиндукции между обмотками. При этом часть мощ-
ности, поступающей к трансформатору из питающей
электросети, расходуется на преодоление магнитного
сопротивления сердечника и сопротивления провода об-
моток протекающему току. Эта мощность не поступает
в питаемую от трансформатора сеть, так как теряется
в трансформаторе, и представляет собой потери, величи-
на которых зависит от конструкции трансформатора.
При передаче мощности через трансформатор напря-
жение на вторичных обмотках изменяется при измене-
нии нагрузки за счет падения напряжения в трансформа-
торе, которое определяется величиной реактивного со-
противления трансформатора — напряжением короткого
замыкания (ек).
Таким образом, величина потерь .мощности в транс-
форматоре и напряжение короткого замыкания также
являются важными характеристиками трансформатора,
поскольку от них зависит экономичность работы транс-
форматора и режим работы электросети.
Ниже показана связь величины этих характеристик
с конструктивным выполнением трансформаторов.
5
В связи с началом строительства в 50-х годах круп-
нейших гидроэлектростанций и тепловых электростанций
с агрегатами по 100 тыс. кет потребовались более круп-
ные мощности трансформаторов — до 120 тыс. кв-а на
напряжение 220 кв в трехфазном исполнении и на на-
пряжение 400 кв в однофазном исполнении.
Рис. 1. Трансформатор ТЦ-630000/220, 630 Мв а
на испытательной станции завода.
Дальнейшее развитие энергетики потребовало укруп-
нения энергетических агрегатов до 150, 200, 300, 500 и,
наконец, до'ЗООтыс. кет, что в свою очередь потребова-
ло создания трансформаторов для работы в блоках с
такими агрегатами, а также на мощных понизительных
подстанциях. Увеличение передаваемой мощности и уве-
личение дальности передачи энергии привели к примене-
нию все более высоких вторичных напряжений повыси-
тельных Трансформаторов. В середине 50-х годов поя-
вились трансформаторы с напряжением 400, а затем
500 кв. После перехода на 500 кв возникла необходимость
6
иметь промежуточное 'напряжение 330 кв и, наконец,
для перспективных дальних передач межсистемных свя-
зей потребовалось напряжение 750 кв.
Таким образом, в настоящее время выпускаются и
находятся в эксплуатации трансформаторы на напряже-
ния 220, 330, 500 и 750 кв.
Рис. 2. Макет трансформатора TI1-1000000/330,
1 000 Мв-а.
Мощность трехфазных трансформаторов на напряже-
ние 220 кв достигает 630 Мв-а. Такие трансформаторы
работают на Красноярской ГЭС в блоке с генератора-
ми по 500 Мет (рис. 1). С генераторами мощностью
300 Мет, широко используемыми на современных круп-
ных тепловых электростанциях, работают трансформато-
ры мощностью 360 п 400 Мв-а.
На напряжение 330 кв наиболее мощным трансфор-
матором является трансформатор мощностью
1 000 000 кв-а |(|рис. 2), работающий в блоке с турбогене-
ратором 800 тыс. кет. Много трансформаторов мощ-
ностью 400 тыс. кв-а работают с генераторами 300 Мет,
изготовлен трансформатор мощностью 630 тыс. ке а.
Из автотрансформаторов на напряжение 330 кв в на-
стоящее время работают автотрансформаторы мощ-
ностью до 250 тыс. кв - а
На напряжение 500 кв трансформаторы стали изго-
товляться в 1958 г. Вначале это были однофазные транс-
7
форматоры и автотрансформаторы мощностью 90 и
135 тыс. кв а. Затем в 1963 г. были изготовлены трехфаз-
ные автотрансформаторы мощностью 250 тыс. кв-а, од-
нофазные трансформаторы мощностью 417 тыс. кв-а
(в 1967 г.) для работы со спаренным блоком генерато-
ров до 500 тыс. кет на Красноярской ГЭС и, нако-
нец, в 1969 г. трехфазный трансформатор мощностью
400 тыс. кв-а (рис. 3). Изготовляется трехфазный транс-
форматор мощностью 630 тыс. кв • а.
Рис. 3. Трансформатор ТДЦ-100000 500,
400 Мв • а па испытательной станции за-
вода.
На напряжение 750 кв изготовлены и работают одно-
фазные автотрансформаторы мощностью по 417 тыс кв-а
(рис. 4), в процессе изготовления --однофазные авто-
трансформаторы мощностью то 333 тыс. кв-а.
Создание таких мощных трансформаторов стало воз-
можным благодаря применению высококачественных ис-
ходных материалов и усовершенствованию конструкций
8
трансформаторов, направленному на улучшение их ха-
рактеристик.
Как было сказано выше, потери мощности в транс-
форматоре являются одной из основных характеристик
экономичности конструкции трансформатора. Полные
потери составляются из потерь при холостом ходе и так
называемых потерь коротко-
го замыкания. При холостом
ходе, когда ток протекает
только по обмотке, присоеди-
ненной к источнику питания,
а в других обмотках тока
нет, так как никакой нагруз-
ки не присоединено, мощ-
ность, потребляемая от сети,
расходуется на создание маг-
нитного потока холостого хо-
да, т. е. на намагничивание
сердечника и индуктирова-
ние напряжения на разомк-
нутых зажимах ненагружен-
ных обмоток. Поскольку пе-
ременный ток изменяет свою
величину и направление, то
величина и направление маг-
нитного потока также изме-
няются. Это значит, что
сталь сердечника намагничи-
Рис. 4. Однофазный трансфор-
матор напряжением 750 кв.
417 Мв-а.
вается и размагничивается попеременно. При изменении
тока от максимума до нуля сталь размагничивается —
магнитная индукция уменьшается, но с некоторым запо-
зданием, т. е. размагничивание задерживается (при до-
стижении нулевого значения тока индукция не равна
нулю и полное размагничивание происходит после изме-
нения направления тока на обратное).
Задерживание в перемагничивании является следст-
вием сопротивления стали переориентировке элементар-
ных магнитов, и чем больше в стали углерода, т. е. чем
тверже сталь, тем большее сопротивление она оказывает
и тем больше задерживание, а следовательно, тем больше
энергия требуется для перемагничивания стали. Вследст-
вие наличия задерживающей силы, как известно, кривая
намагничивания при перемене направления тока образу-
ет так называемую «петлю гистерезиса» (рис. 5), которая
9
для каждого сорта стали изменяется в зависимости от
величины магнитной индукции в магнитопроводе.
Ширина петли гистерезиса зависит от содержания
в стали углерода, и в идеальном случае «мягкого» желе-
за без содержания углерода петля исчезает, т. е. исчезнут
и потери на намагничивание. Площадь, охватываемая
петлей, выражает .мощность, затрачиваемую на намагни-
чивание. Так как при перемагничивании сталь нагрева-
ется, то электрическая анергия, подводимая к т|рансфор-
Рис. 5. Петля гистерезиса—зависимость индук-
ции В от изменения тока намагничивания 1.
Кривая OSA1 - начальная.
матору, преобразуется в тепловую и рассеивается
в окружающее пространство, т. е безвозвратно теряется.
В этом физически и заключаются .потери .мощности на
перемагничивание.
Для уменошения мощности, требуемой для намагни-
чивания магнитопровода, применяется электротехничес-
кая сталь с малым содержанием углерода, содержащая
ряд других присадок, улучшающих свойства стали.
Кроме потерь на гистерезис при протекании .магнит-
ного потока по магнитопроводу возникают потери на
вихревые токи. Как известно, магнитный поток индукти-
рует электродвижущую силу, создающую ток, не толь-
ко в обмотке, находящейся на стержне магнитопровода
(сердечника), но и в самом металле сердечника. Ток,
создаваемый а. д. с., протекает по замкнутому «контуру
(вихревое движение) .в сердечнике ® направлении, пер-
пендикулярном направлению магнитного потока, и на-
гревает металл сердечника вследствие наличия его элек-
10
грического сопротивления. Для уменьшения величины
вихревых токов сердечник (магнитопровод) сооирается
из отдельных изолированных листов стали. При этом чем
тоньше лист, тем меньше элементарная э. д. с., создаю-
щая ток, меньше величина тока и путь его протекания,
т. е. меньше нагрев и затрата (потеря) мощности. Для
тменьшения величины вихревых токов увеличивают элек-
трическое сопротивление стали посредством введения
в металл присадок.
Таблица 1
Удельные потери различных марок стали
Марка стали Толщина, мм Удельные потери, вт!кг, при ин- дукции 1,5 тл Примечание
Э-43А 0.5 2,7 1 Горячекатаная
Э-43А 0,35 2,2 J ГОСТ 802 58
э-ззо 0,5 1,75т
Э-310 Э-320 Э-330 0,35 0,35 0.35 1,75 1,5 } 1.3 Холоднокатаная ГОСТ 802-58
Э-ЗЗОА 0,35 1.1 ।
М6Х М5Х 0.35 0.35 1.11 1,01 США
Мб М5 0,35 0,35 1,11 0.97 Швеция
51 46 0,35 0,35 1,12 1,01 Англия
212 0,35 1,20
211 0.35 1.13 Япония
210 0,35 1,04
Свойства стали зависят от целого ряда технологичес-
ких факторов, действующих при ее изготовлении. В част-
ности, большую роль играет способ прокатки стали. Го-
пячекатаная сталь, применявшаяся ранее, имеет значи-
тельно большие удельные потери (ватт на килограмм),
чем холоднокатаная сталь, что объясняется структурным
изменением стали при прокатке.
Вместо стали толщиной 0,5 мм «в настоящее время
применяется для крупных трансформаторов сталь тол-
щиной 0,35 мм, а за рубежом >в некоторых странах из-
готовляется сталь толщиной до 0,28 мм.
И
Некоторые сравнительные данные по потерям в ста-
ли приведены ,в табл. 1.
В любом трансформаторе расход материалов должен
быть оптимальным, особенно в крупных трансформато-
рах, у которых габарит играет существенную роль. При
заданной индукции в сердечнике (что также связано
с сортом применяемой стали) габарит сердечника опре-
деляет мощность трансформатора. Поэтому стараются,
чтобы в сечении сердечника (стержня магнитопровода)
было как можно больше стали, т. е. при выбранном на-
ружном размере коэффициент заполнения должен быть
наивысшим. Это постигается применением наиболее
тонкого слоя изоляции межд-у листами стали. От ранее
применявшейся бумажной изоляции (оклейка стали
листом бумаги), дававшей коэффициент заполнения К3 =
= 0,85, .перешли к изолировке стали лаковым покрытием,
обеспечивающим /(3=0.89--0,93, и в настоящее время
применяется сталь с жаростойким («карлитовым») по-
крытием, наносимым в процессе изготовления стали на
металлургическом заводе, дающем возможность полу-
чить /(з=0,95 <-0,96.
Значение коэффициента заполнения видно из того,
что при увеличении его на 1% потери холостого хода
снижаются приблизительно на 2%.
Кроме потерь в стали при холостом ходе имеются
потери от протекания тока холостого хода по первичной
обмотке.
При изготовлении трансформатора .вследствие различ-
ных технологических операций со сталью (резка на от-
дельные листы, штамповка отверстий для шпилек, стя-
гивающих сердечник, перекладка позиций и др.) качест-
во стали в готовой конструкции (магнитопроводе) не-
сколько ухудшается и потери в конструкции получаются
больше, чем в исходной стали до ее обработки. Увели-
чение потерь выражается так называемым коэффициен-
том увеличения потерь, который в зависимости от конст-
рукции и технологии составляет ог 2 до 1,25. В прежних
конструкциях, рассчитанных на применение листовой
стали с .прессовкой магнитопровода шпильками, этот ко-
эффициент достигал 1,8—2
В современных конструкциях, в которых применяется
рулонная сталь и прессовка магнитопровода осущестьля-
ется без шпилек, проходящих сквозь сердечник, а с по-
мощью бандажей, коэффициент увеличения потерь сни-
12
жен до 1,5—1,25. Таким образом, для снижения потерь
холостого хода применяется не только сталь более высо-
кого качества, но и более современная конструкция маг-
нитопровода.
В современных конструкциях потери холостого хода
составляют 20—10% от полных потерь. Однако ввиду
того, что удельные годовые затраты на 1 кет потерь хо-
лостого хода много больше, чем затраты на 1 кет потерь
короткого замыкания, значимость потерь холостого хода
является большей.
Второй составляющей потерь мощности .в трансфор-
маторе являются потери короткого замыкания. К этим
потерям, которые более пра-
вильно было бы назвать нагру-
зочными потерями, поскольку
величина их пропорциональна
нагрузке трансформатора, от-
носятся джоулевы потери в об-
мотках от протекания по ним
токов нагрузки и добавочные
потери в обмотках и в элемен-
тах конструкции трансформа-
тора.
Величина добавочных по-
терь определяется в основном
Рис. 6. Поле рассеяния двух
концентрических обмоток.
все витки обмотки, а от-
величиной напряженности маг-
нитного поля рассеяния. Поток
поля рассеяния характеризует-
ся тем, что проходит не через
клоняется в стороны, т. е. сцепляется не со всеми витка-
ми и замыкается не через сердечник, а через окружаю-
щее пространство (не имеющее ферромагнитных дета-
лей) и через ферромагнитные элементы конструкции
[(стенки бака, консоли) (рис. 6)]
Благодаря отклонению потока рассеяния от пути
главного потока часть его пересекает витки обмотки в
радиальном направлении. Особенно резко это выража-
ется у крайних витков или катушек обмоток. Поскольку
у крайних витков поток проходит перпендикулярно бо-
ковой поверхности провода витков, в проводе наводится
вихревая э. д. с. и возникает вихревой ток, который вы-
зывает дополнительный нагрев провода.
Как известно, чем больше поверхность, пересекаемая
потоком, тем больше э. д. е. и вихревой ток, поэтому
13
в обмотках НН, где из-за большей величины номиналь-
ного тока применяется обмоточный провод большего се-
чения (т. е. с большей высотой боковой поверхности),
значения вихревых потоков получаются наибольшие.
Проведенными расчетами показано, что ib концевых ка-
тушках добавочные потери в ряде случаев могут превы-
шать основные джоулевы потерн в 3—4 раза [Л. 15]
Вследствие того что обмотки НН, рассчитанные на
больший ток, выполняются из ряда параллельных провод-
ников, отдельные проводники занимают в магнитном поле
различное положение и имеют несколько различную
длину. Поэтому в отдельных проводниках возникают
неодинаковые э. д. с. и поскольку концы этих проводни-
ков соединены вместе, в параллельных проводниках
возникают уравнительные 'циркулирующие токи. Практи-
чески это можно представить так: в одних проводниках
ток будет меньше, чем в других за счет большего их
сопротивления (или меньшей э. д. с.). А так как выбор
сечения проводников ведется из расчета одинаковой
плотности тока, то в результате перераспределения тока
в ряде проводников получается большая плотность тока
и, следовательно, нагрев больше расчетного и большие
джоулевы потери.
Поле рассеяния, как было сказано, замыкается через
ферромагнитные части конструкции, расположенные
вблизи обмоток. Таковыми являются стенки бака транс-
форматора, прессующие элементы стержней матнитопро-
вода и крайние пакеты активной стали, ярмовые балки
(консоли) и прессующие кольца обмоток и некоторые
другие.
Все эти узлы имеют более или менее массивные де-
тали, в которых при пересечении их магнитным потоком
создаются вихревые э. д, с. и, следовательно, вихревые
токи, достигающие благодаря меньшему сопротивлению
магнитных деталей большей величины и вызывающие на-
грев конструктивных узлов. В ряде узлов из-за местных
концентраций напряженности магнитного поля местные
нагревы достигают очень высоких пределов (что приво-
дит к явлению местного крекинга масла). Особенно
нежелательны вихревые токи в баке с нижним разъемом.
Поскольку в разъеме части бака не соприкасаются, ток
может проходить только через стяжные болты разъема и
отдельные болты в таких случаях нагреваются чрезвы-
чайно сильно. Крайние пакеты стержней, через которые
14
поток поля рассеяния проходит в перпендикулярном на-
правлении, также нагреваются вихревыми токами и мест-
ные нагревы могут достичь недопустимых пределов.
Такому же нагреву подвержены стяжные диамагнит-
ные пластины, применяемые для связывания .верхней и
нижней ярмовых балок магнитопровода, выполненного
без стяжных шпилек.
Прессующие ‘кольца обмоток, изготовляемые из кон-
структивной стали, и нижние ярмовые балки также явля-
ются узлами сосредоточения добавочных потерь.
По данным ВИТ [Л. 15] в крупных трансформаторах
относительная величина добавочных потерь составляет
в среднем 1,08 квт!Мв-а, причем в трансформаторах,
разработанных до 1965 г., она составляла 1,1 квт1Мв-а,
а в разработанных после 1965 т. (1965—1968 гг.) сниже
на до 1,0 квт/Мв а.
Значение величины потерь мощности в трансформа-
торе для эксплуатации нагляднее всего может быть ил-
люстрировано следующим примером.
Если рассматривать трансформатор, работающий на
тепловой электростанции в блоке с генератором мощно-
стью 200 тыс. квт со средней нагрузкой 80% номиналь-
ной мощности и числом часов работы 8 000 ч в год с по-
терями холостого хода 370 квт и потерями короткого за-
мыкания 925 квт (тип ТДЦГ-250000'220), то общий рас-
ход энергии за год на покрытие потерь приблизительно
составит:
Э = 370 • 8 000 + 0,82 • 925 • 8 000=7 685 000 квт • ч.
При стоимости электроэнергии в среднем 1 коп1квт-ч
затраты на потерянную энергию выразятся суммой
76,85 тыс. руб.
О снижении потерь холостого хода при изготовлении
трансформатора было сказано выше.
Снижения потерь короткого замыкания достигают
в основном за счет уменьшения добавочных потерь, так
как снизить джоулевы потери в обмотках за счет сниже-
ния плотности тока в крупных трансформаторах почти
не удается.
Снижение добавочных потерь в обмотках достигается
различными конструктивными решениями.
Концевые катушки делают расщепленными по высо-
те (т. е. с параллельными катушками меньшей высоты).
Наиболее эффективным способом считается применение
Для намотки многожильного транспонированного прово-
15
да с большим числом отдельных изолированных жил.
В этом случае, кроме уменьшения .высоты проводника
(в плоскости, перпендикулярной направлению потока
поля рассеяния), отдельные проводники меняются места-
ми (транспозиция) и этим достигается уничтожение
циркулирующих токов в параллельных ветвях.
Добавочные потери в стенках бака могут быть умень-
шены посредством изменения расположения обмоток,
вернее посредством изменения распределения намагни-
чивающих сил обмоток таким образом, чтобы поток не
замыкался через бак. Но это не всегда дает эффект, по-
скольку могут оказаться под влиянием потока рассеяния
другие узлы. Наиболее эффективным считается магнит-
ное экранирование бака магнитными шунтами, .набран-
ными из полос трансформаторной стали. Поток рассея-
ния замыкается по этим шунтам, имеющим меньшее маг-
нитное сопротивление и меньшие удельные потери, чем
конструкционная сталь бака, и не попадает в стенку ба-
ка. Для снижения добавочных потерь в прессующих
элементах, стяжных пластинах стержня и пр. выполняют
их из диамагнитных сталей. Снижение потерь в ярмовых
балках и прессующих кольцах обеспечивается примене-
нием магнитных шунтов, экранирующих полки балок,
уменьшением размеров колец, а также применением не-
металлических деталей (например, из стеклопластика).
Устранение потерь от циркулирующих потоков через
распорные устройства достигнуто применением изоляци-
онных прокладок па пятах распорных домкратов.
Для иллюстрации эффективности мер, применяемых
для снижения добавочных потерь, отметим, что, напри-
мер, установка магнитных шунтов на ярмовых балках
снижает потери в них на 60—70%, а в прессующих коль-
цах на 50% [Л. 15].
Основной составляющей напряжения короткого замы-
кания является реактивное падение напряжения в транс-
форматоре (при номинальном токе нагрузки), которое
определяется реактивным сопротивлением обмотки и,
практически пренебрегая активной составляющей паде-
ния напряжения (что вполне допустимо для трансформа-
торов мощностью более 10 Мв-а), может быть прирав-
нено к напряжению короткого замыкания в процентах,
т. е. eK^es, %.
Реактивное падение напряжения зависит от мощно-
сти трансформатора и геометрических размеров обмоток
16
(диаметр канала между обмотками, высота обмоток,
ширина канала между обмотками) и числа вольт на ви-
ток обмотки.
Исходя из того, что или реактивное сопротивление
трансформатора при работе определяет падение напря-
жения в трансформаторе, целесообразно иметь по воз-
можности мепыиую его величину, но, с другой стороны,
при малом реактивном сопротивлении увеличивается
значение тока сквозного короткого замыкания через
трансформатор.
Это влечет, во-первых, необходимость расчета и изго-
товление трансформатора на большие динамические и
термические воздействия тока короткого замыкания, т. е.
более тяжелой и дорогой конструкции с большим вложе-
нием материалов, а во-вторых, требует 'применения в цепи
трансформатора коммутационной аппаратуры также
с большей динамической и термической устойчивостью
к токам к. з.
Поэтому с точки зрения работы трансформатора в
энергосистеме должна 'быть выбрана оптимальная вели-
чина ек и если у малых трансформаторов (до 6 300 кв-а
на 10—36 кв) напряжение короткого замыкания получа-
ется в пределах 5,5—7,5%, то у крупных трансформато-
ров на более высокие классы напряжения, работающих
в более мощных энергосистемах с большими значениями
токов короткого замыкания, эта величина должна быть
в пределах 10—15%. Но поскольку, как сказано выше,
значение ек зависит от геометрических размеров обмо-
ток и главным образом от радиальных размеров (по-
скольку вертикальный размер обмоток ограничен транс-
портными габаритами), то на величину ек оказывает
влияние напряжение обмоток ВН. Чем выше напряже-
ние обмотки ВН, тем больше должен быть изоляцион-
ный промежуток между обмотками, а также диаметр
кольцевого канала между обмотками, т. е. увеличивает-
ся значение ек. С увеличением мощности ек также уве-
личивается и только увеличение числа вольт на виток в
обмотках при переходе к высшим напряжениям позволя-
ет несколько скомпенсировать увеличение ек. Тем не ме-
нее в крупных трансформаторах с обмотками ВН, вы-
полненными из двух концентров или в многообмоточных
трансформаторах на высокие классы напряжения (220—
500 кв), ек получается в пределах 11—15%, а в авто-
трансформаторах между основными обмотками ВН — СН
2—1040 ___ 17
Библиотека Г.П.И. I
ж А. А. Жданова!
в пределах 8—'11,5%. (Между обмотками ВН и НН
автотрансформатора ек достигает 30%.)
В число регламентированных стандартами или техни-
ческими условиями характеристик трансформатора
входит ток холостого хода или, правильнее сказать, на-
магничивающий тон. Ток холостого хода не велик по
сравнению с поминальным током нагрузки трансформа-
тора и составляет у крупных трансформаторов от 0,3 до
3,5% номинального тока.
Величина его определяется качеством стали и кон-
струкцией магнитопровода (наличие шпилек, тип сты-
ков) и практически зависит от величины потерь в стали.
Желательно иметь возможно меньшую величину тока
холостого хода, поскольку она влияет и на величину по-
терь в обмотке при холостом ходе, а также на величи-
ну .постоянной составляющей потерь в сети.
При включении трансформатора под напряжение
возникает толчок —пик намагничивающего тока, по-
скольку имеется некоторая инерция намагничивания
стали и полный поток не может возникать мгновенно
после включения на обмотку напряжения от источника
питания. По мере возрастания магнитного потока сер-
дечник все более насыщается, а с увеличением степени
насыщения сердечника намагничивающий ток быстро
спадает и остается на уровне, соответствующем расчет-
ион величине потока (индукции) в сердечнике. Посколь-
ку кратковременные (0,01 сек) толчки тока намашичи
вания при включении достигают значительной величины
(до 5—7 кратного значения номинального тока нагруз-
ки трансформатора) и приводят в действие защиту от
сверхтоков или дифференциальную защиту, то и из этих
соображений целесообразно иметь у трансформаторов
наименьшую величину тока холостого хода
В настоящее .время нашли широкое распространение
автотрансформаторы, применяемые в сетях напряжени-
ем 220 кв и выше, причем изготовляются, как правило,
трехобмоточные автотрансформаторы, т. е. такие, у
которых кроме обмоток, связанных электрически — об-
моток с автотрансформаторной связью, имеется обмотка,
связанная с ними магнитно. Обычно это оомот ка низше-
го напряжения, предназначенная либо для присоедине-
ния генератора (на электростанциях) или синхронного
.компенсатора (на подстанциях), либо для питания мест-
ных потребителей на напряжениях до 35 кв.
18
Широкое |распростра1нение автотрансформаторов объ-
ясняется экономическими выгодами—в основном мень-
шими затратами материалов при их изготовлении по
сравнению с трансформаторами той же мощности (осо-
бенно при коэффициенте трансформации основных (авто-
трансформаторных) обмоток не
более 3.
Это объясняется тем, что в об-
мотке СН (рис. 7) протекает раз-
ность токов обмотки ВН (ЛХ) и
обмотки СН (ах), т. е ток мень-
ший, чем в линии, питаемой об-
моткой СН. При коэффициенте
тр ансфор м ации автотра н сфор м а -
торных обмоток, близком к еди-
нице, токи в обмотке ВН и в об-
мотке СН почти одинаковы и,
следовательно, разность их мала.
Это позволяет выполнять общую
часть (обмотку (СН) на меньший
Рис. 7. Принципиальная
схема понижающего
автотрансформатора при
нагрузке.
ток и поэтому со значительно
меньшим расходом меди и меньшими потерями.
Мощность, выдаваемая автотрансформатором из вто-
ричной обмотки (СН) в сеть, выражается как IJJz, но
мощность, передаваемая во вторичную обмотку из пер-
вичной (ВН), выражается как (72—Л)П2.
Чтобы выявить выгодность автотрансформатора, сле-
дует сравнить его с трансформатором такой же мощно-
сти по вторичной обмотке (СН), т. е.
Отношение мощностей
/А
где k—коэффициент трансформации автотрансфор-
маторных обмоток
k__o»i __1А __4
w2 U2 /, ’
Отношение а, называемое «коэффициентом выгодно-
сти», указывает, какую часть затрат на трансформатор
мощностью Т/2/2 составляют затраты на автотрансфор-
матор, выдающий в сеть такую же мощность-
2* 19
Мощность, передаваемая автотрансформатором во
вторичную обмотку, может быть выражена:
(I2 — It)U2 = U2l2(\—
Э1а мощность называется «типовой» в отличие от но-
минальной мощности автотрансформатора I2U2, назы-
ваемой «проходной», т. е. передаваемой из сети первич-
ной обмотки (ВН) в сеть вторичной обмотки (СН).
Таким образом, типовая мощность меньше проходной
в и раз. Например, при трансформации с 220 кв на 110 кв,
т. е. при Л=2, коэффициент выгодности составит:
а — 1 —g-= 0,5. Это значит, что на той же активной части
может быть изготовлен автотрансформатор с проходной
(номинальной) мощностью вдвое большей, чем транс-
форматор. Для автотрансформатора с напряжениями
обмоток ВН и СН соответственно 500 и ПО кв этот коэф
фициент увеличивается до 1— ggg =0,78, а для автотранс-
форматора на напряжения 330 и 220 кв уменьшится до
l-i = 0,33.
Мощность третьей обмотки (НН), магнитносвязан-
ной с автотрансформаторной обмоткой, может быть не
более типовой, потому что типовой мощностью опреде-
ляются размеры активной части (сечение сердечника),
которые как раз должны соответствовать трансформа
торной связи. Иначе говоря, если активная часть соответ-
ствует типовой мощности Р, т. е. мощности трансформа-
тора с магнитносвязанными (двумя или тремя) обмотка-
ми, то при использовании этого трансформатора в каче-
стве автотрансформатора (с добавлением обмотки,
имеющей автотрансформаторную связь с одной из имею-
щихся обмоток) возможно передать проходную мощность
P/а, которая больше типовой в 1/сс раз.
Таким образом, в состав характеристик автотранс-
форматора включаются дополнительно такие понятия,
как типовая мощность и коэффициент выгодности.
Что касается остальных характеристик, рассмотрен-
ных выше, то все они, за исключением ек, имеют такое
же значение и величины, как и у трансф»1рматоров с не-
большими отклонениями в зависимости от конструкции.
20
Рис. 8. Принци-
пиальная схема
понижающего
автотрансформа-
тора при корот-
ком замыкании.
Режим работы автотрансформатора при коротком за-
мыкании отличается от режима работы трансформатора.
При коротком замыкании вторичной обмотки автотранс-
форматора ток в первичной обмотке возрастает очень
значительно, потому что напряжение, приложенное
w,
к первичной обмотке, повышается в отношении
(рис. 8).
Напряжение (Л, прикладываемое к обмотке с числом
витков a'i (у трансформатора), при коротком замыкании
на автотрансформаторной обмотке при-
кладывается к обмотке с числом вит
ков —®2. Сопротивление короткого
замыкания в таком случае равно сум-
ме полного сопротивления части об-
мотки ВН (дополнительной части) и
сопротивления вторичной обмотки
(т. е. общей части обмотки ВН), при-
веденному к числу витков дополни-
тельной части.
В то время как в трансформаторе
при коротком замыкании сопротивле-
ние короткого замыкания представ-
ляет сумму полных сопротивлений пер-
вичной и вторичной обмоток, отнесен-
ное к полному числу витков первичной
обмотки, в двухобмоточном автотрансформаторе эти
сопротивления относятся к части витков обмотки ВН.
Поэтому номинальное напряжение короткого замыкания
у автотрансформатора меньше, чем у трансформатора, в
k f Wi \
k=l Раз (или в pa3j.
Однако такие значения напряжения короткого замы-
кания требуют применения коммутационной аппаратуры,
рассчитанной на большую мощность к. з. в энергосисти
ме, поскольку уменьшение значения ек влечет возраста-
ние токов короткого замыкания. Поэтому при конструи-
ровании автотрансформатора значение ек выбирается
для основного режима (двухобмоточного автотрансфор-
матора) ВН — СП и приравнивается к величине двух-
обмоточных трансформаторов, т. е. в пределах 10—12%
(в трансформаторах в пределах 11—13%).
качение ек между другими обмотками, т. е. в режи-
мах НН- ВН или НН—СН. определяется конструктив*
21
ними особенностями — взаимным расположением обмо-
ток и расстоянием между ними, которое зависит от на-
пряжения обмоток. .
В трехобмоточном понизительном автотрансформато-
ре напряжение короткого замыкания между обмоткой
низшего напряжения и автотрансформаторными обмот-
ками имеет большую величину. Особенно это относится
к обмотке ВН. Обмотки ВН располагаются наиболее да-
леко от стержня магнитопровода, а обмотка НИ являет-
ся ближайшей к стержню. Таким образом, расстояние
между обмотками НИ и ВН получается значительное
и, следовательно, ек имеет увеличенное значение. Если
трансформатор имеет регулировочную обмотку, которая
располагается между обмотками СН и ВН (или СН и
НН), то это еще более удаляет обмотку ВН от обмотки
НН и ек еще возрастает.
В автотрансформаторах с расположением обмотки
НН в середине (повысительных) ек между обмотками ВН
и НН имеет несколько меньшее значение, но зато увели-
чивается значение ек между обмотками ВН и СН.
В выполненных автотрансформаторах ек .между об-
мотками ВН и НН составляет от 20 до 35%'. Это значе-
ние получается, если относить его к номинальной мощ-
ности обмотки ВН (к проходной мощности автотранс-
форматора), если же относить его к типовой мощности
(что физически более правильно, потому что передача
мощности в режиме НН — ВН не превышает типовую),
то значение ек получится меньше в а раз. По выполнен-
ным понизительным автотрансформаторам значение ек
между обмотками НН и ВН колеблется в пределах 12—
18% (см. табл, приложения).
Дополнительной характеристикой, свойственной ав-
тотрансформаторам, является величина тока в общей
части автотрансформаторной обмотки. Поскольку в этой
части обмотки протекает разность токов обмоток ВН и
СН, она рассчитывается на ток, меньший, чем линейный
ток стороны обмотки СН.
Величину этого тока общей части можно контроли-
ровать только в тех автотрансформаторах, у которых
имеется трансформатор тока в нейтрали каждой (или
по крайней мере одной) фазы. У однофазных автотранс-
форматоров измерение тока может быть осуществлено
просто с помощью трансформаторов тока на нейтраль-
ном вводе, а в трехфазном для этого требуется установ-
22
ка трансформатора тока на нейтральном отводе одной
фазы (до соединения в звезду внутри бака).
Величина тока в общей части дается для того, чтобы
в эксплуатации не допускать превышения ее при раз-
личных режимах работы, когда линейные токи обмоток
не превосходят номинального значения, что может быть,
например, при комбинированном режиме: передача мощ-
ности от обмотки ВН в обмотку СН и одновременно из
обмотки НН в обмотку СН. Такой режим возникает при
передаче мощности от генератора на сторону СН и из
системы на сторону СН или, наоборот, от генератора
па сторону ВН и от другого генератора через шины сто-
роны СН также на ВН.
Особенностью автотрансформаторов является ре-
жим работы с обязательным глухим заземлением ней-
трали автотрансформаторной обмотки. Поскольку обмот-
ка ВН и обмотка СН представляют собой физически
одну обмотку (или две электрически связанные), то
волны перенапряжений, попадающие с линии стороны
ВН, проходят в обмотку ВН и обмотку СН. Если ней-
траль заземлена, потенциал ее при прохождении волны
по обмотке будет равен нулю, а потенциал на выводе
обмотки СН будет ниже, чем на линейном вводе обмотки
ВН. Если же нейтраль изолирована, то будет происхо-
дить отражение волны от нейтрали, причем на нейтрали
потенциал возрастает вдвое и распределение потенциа-
ла по обмотке может быть таково, что на вывод обмот-
ки СН попадет потенциал даже больший, чем на выво-
де обмотки ВН, вследствие чего изоляция обмотки СН
может повреждаться, так как не рассчитана на такие
потенциалы. Усиление изоляции привело бы к значи-
тельному усложнению и удорожанию конструкции. По-
скольку автотрансформаторы предназначены для рабо-
ты в сетях с большим током замыкания на землю, т. е.
при глухом заземлении нейтрали, то разземления ней-
трали не требуется.
3 КОНСТРУКЦИЯ МОЩНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Конструкции мощных трансформаторов на напря-
жение 220 кв и выше отличаются от конструкций более
мелких трансформаторов на более низкие напряжения
вследствие усложнения отдельных узлов, вызванного
увеличением единичной мощности и повышением на-
23
пряжения, что в свою очередь ставит требование более
полного использования активных материалов (стали
магнитопровода и меди обмоток).
Предел единичной мощности с учетом напряжения
или «крупности» трансформатора ставится внешними
размерами бака, который должен вписаться в железно-
дорожный габарит подвижного состава, так как в Совет-
ском Союзе перевозка трансформаторов на дальние
расстояния осуществляется только по железной дороге.
До определенной «крупности» баки трансформаторов
не выходят за III степень негабаритности и поэтому не
приходится принимать особых ухищрений, чтобы «втис-
нуть» активную часть в бак. Однако после этого предела
приходится при конструировании принимать меры для
обеспечения возможно меньшего габарита активной час-
ти. Это достигается, с одной стороны, относительным
уменьшением сечения магнитопровода, а следовательно,
повышением расчетной индукции и, с другой стороны,
снижением уровня изоляции, что позволяет уменьшить
изоляционные промежутки в активной части и между
токоведущими частями и стенками бака.
Но повышение индукции и снижение уровня изоляции
не может быть допущено в широком пределе, поскольку
влечет за собой ухудшение качества трансформатора.
При повышении индукции возрастают потери мощности
в активной стали на намагничивание, поскольку потери
пропорциональны 1,6 степени индукции. Это влечет бо-
лее значительный нагрев стали и требует лучшего ох-
лаждения. Кроме того, при повышенной индукции поток
поля рассеяния возрастает и в ряде узлов возникает по-
вышенный нагрев за счет добавочных потерь, о чем упо-
миналось выше. Снижение уровня изоляции снижает
надежность конструкции, так как уменьшается запас
электрической прочности изоляции по отношению к
могущим возникать в эксплуатации перенапряжениям
коммутационного характера.
Таким образом, создание совершенной, надежной
конструкции современного крупного трансформатора яв-
ляется достаточно сложной задачей, так как требуется
одновременно с обеспечением надежности обеспечить и
экономию расхода металла.
По назначению трансформаторы могут быть разделе-
ны на повысительные и понизительные, считая по пре-
имущественному их использованию, потому что каждый
24
трансформатор может работать в реверсивном режиме.
Основные различия заключаются в различном номиналь-
ном напряжении обмотки ВН. У повысительных оно вы-
ше на 5%, чем у понизительных.
У автотрансформаторов деление на повысительные и
понизительные выражено менее четко, т. е. в большин-
стве случаев одни и те же автотрансформаторы исполь-
зуются как повысительные или понизительные
Повысительные трансформаторы характеризуются
тем, что они работают на электростанциях, как правило,
в блоке с генераторами. Трансформаторы, предназначен-
ные для работы в блоке с генераторами мощностью
100 Мет и более, выполяются двухобмоточными с ответ-
влениями, переключаемыми при невозбужденном транс-
форматоре, на стороне ВН (с ПБВ) или без ответвле-
ний (трансформаторы мощностью более 200 250Ме-«).
Эти трансформаторы выполняются однофазными (типы
ОДЦГ, ОЦГ, ОЦ) и трехфазными (типы ТДЦГ, ТДЦ,
ТЦ) с масляно-воздушпой системой (ДЦ) охлаждения
или с масляно-водяной системой (Ц) охлаждения с при
нудителыюй циркуляцией масла.
Мощные понизительные трансформаторы на напря-
жение 220 кв и выше в настоящее время проектируются
и изготовляются только с автотрансформаторными об-
мотками. В некоторых случаях автотрансформаторы ис-
пользуются и как повысительные, если нужно передать
мощность от генератора на два повышенных напряже-
ния, а также в качестве трансформаторов связи на элек-
тростанциях с системами шин двух повышенных напря-
жений (от обмотки НН в таком случае могут питать-
ся шины собственных нужд как от резервного источ-
ника).
Автотрансформаторы, предназначенные в основном
для установки на подстанциях, где обычно не имеется
специального водоснабжения, проектируются с масляно-
воздушной системой охлаждения с принудительной цир-
куляцией масла. Автотрансформаторы изготовляются
однофазные (типы АОДЦТГ, ОДЦТГА, АОДЦТН) и
трехфазные (типы АТДЦТГ, АТДЦТН). Автотрансфор-
матор типа ТДЦТГА относится к повысительным, по-
скольку обмотка НН в нем расположена в середине
(между обмотками ВН и СН), в то время как у других
автотрансформаторов обмотка НН располагается па
стержне.
5
Ниже будут кратко описаны конструкции узлов неко-
торых типов современных трансформаторов и даны
сравнения их с конструкциями узлов ранее выпускав-
шихся трансформаторов.
Магнитопровод. Магнитопроводы выполняются из
прямоугольных позиций (листов) однорамными или мно-
горамными. Однорамные магнитопроводы проще то кон-
струкции, но три значительных сечениях стержней
Рис. 9. Многорамиый магнитопровод.
а и б — трехрамный; в четырехрамный.
у крупных трансформаторов ширина листов, нарезанных
из рулона стали, в ряде случаев недостаточна для 'полу-
чения широкой позиции (равной диаметру стрежня).
Кроме того, стержень большего диаметра плохо охлаж-
дается. В таких случаях стержень составляется из двух
параллельных (по ширине позиций) пакетов. Между
пакетами оставляют масляный канал, что значительно
улучшает теплоотвод. Эти отдельные .пакеты должны
иметь также свои отдельные ярма и таким образом полу-
чается магнитопровод, состоящий из двух рам, находя-
щихся одна внутри другой. Рамы могут также распола-
гаться рядом и разделяться каналом (рис. 9). Сечение
стрежней выбирается из ряда принятых диаметров стер-
жней по отраслевой нормали и поэтому произвольного
выбора не может быть.
26
Диаметрам стержня и, следовательно, размером маг-
нитипровода и всей активной части определяется «мо-
дель» типа трансформатора. При разработке серии одна
мидель может быть использована для ряда смежных
типоисполчений.
Сечения ярм, замыкающих стержни, должны соответ-
ствовать сечению стержней с тем, чтобы индукция в ярме
не была больше, чем ib стержне. Однако в крупных
трансформаторах, у которых диаметр стержня достигает
1 200— 1 500 мм, высота ярм ограничивается общим габа-
ритом трансформатора в транспортном положении.
Поэтому приходится кроме горизонтальных ярм, соеди-
няющих стержни, устраивать и дополнительные верти-
кальные ярма. Таким образом, получается магнитопро-
вод, не совсем правильно называемый пятистержневым,
поскольку крайние стержни являются боковыми ярмами,
т. е. частью, замыкающей магнитную цепь стержней, на
которых насажены обмотки. Правда, в некоторых случа-
ях на боковых ярмах располагаются дополнительные
(регулировочные или компенсационные) обмотки и то-
гда боковое ярмо выполняет в некотором роде роль
стержня.
Холоднокатаная сталь обладает таким свойством, что
магнитная проницаемость ее не одинакова во всех на-
правлениях и имеет наибольшую величину при совпаде-
нии направления магнитного потока с направлением про-
катки листа. При этом будут наименьшими сопротивле-
ние прохождению потока и потери. При отклонении на-
правления потока от направления прокатки потери будут
возраст ать. Поэтому в углах магнитопровода, собранного
из прямоугольных позиций, где направление потока из-
меняется на 90°, магнитный поток, постепенно поворачи
вая, пересекает направление прокатки под разными угла-
ми (от 0 до 90°), вследствие чего в углах магнитолрово-
да возрастают потери в стали.
С целью уменьшения потерь в углах магнитопровода
в последнее время начинает применяться косой стык, при
котором края позиций обрезаютсяпод углом45° (рис. 10).
При такой стыковке длина .нуги магнитного потока, не-
совпадающего с направлением прокатки листа, значи-
тельно меньше, чем при прямом стыке, т. е. меньший
объем стали попадает в зону несовпадения направления
магнитного потока с направлением прокатки, и поэтому
значительно уменьшаются потери в стали (коэффициент
27
увеличения потерь ib углах при косом стыке почти на 4%
меньше, чем при прямом стыке) {Л. 3].
О роли качества стали ib снижении потерь было ска-
зано выше. Значительную роль в снижении потерь игра-
ет также способ прессовки стали магнитопровода. В бо-
лее ранних конструкциях прессовка стали стержней и
ярм производилась посредством стяжных шпилек, прохо-
дящих сквозь сталь стержня и ярма. Для возможности
Рис. 10. Косой стык
позиции магиитопроиода.
пропускания шпилек сквозь активную сталь в ней про-
штамповывался ряд отверстий. Такая подготовка стали
влекла за собой увеличение потерь вследствие явления
«наклёпа» при штамповке отверстий, образования заусен-
цев и главным образом за счет уменьшения сечения
стержня и местных сгущений потока. После штамповки
заусенцы закатывают, пропуская позиции через валки.
Для снятия явления «наклепа» (внутренних напряжений
в стали), возникающего при штамповке и закатке заусен-
цев, производится отжиг стали, а затем лакировка и суш-
ка в печи. При такой обработке коэффициент увеличения
потерь достигает 1,7.
В настоящее время трансформаторы большинства
типов, разработанных в соответствии с ГОСТ 11677-65
(а крупные все без исключения), переведены на бесшпи-
лечную прессовку магнитопроводов.
После сборки (шихтовки) мапнитопровода на сбороч-
ном стенде производится прессовка стали стержней и ярм
посредством гидравлического пресса с заданным давле-
нием, после чего на сжатые стержни накладываются и
свариваются в натянутом положении стальные бандажи.
28
1.ПЯ изоляции 'бандажей ют стержня они накладываются
на предварительно проложенные пояски .из электрокар-
тона. С целью исключения замкнутого конту.ра по бан-
дажу две его половины крепятся к разделительной пряж-
ке из изоляционного материала. Ярма стягиваются
стальными полубандажами, проходящими один через ок-
но магнитопровода, а другой поверх ярма. К концам полу-
бандажей приварены шпильки ю гайками. При затяжке
гаек усилие передается на консоли, сжимающие ярма.
Вертикальные ярма стягиваются, так же как и стержни,
бандажами.
Рис. 11. Схема расположения концов непре-
рывной обмотки.
а п б — четное число катушек; в — нечетное число
Катушек; /--изоляционный цилиндр; 2 — наружный
переход; 3 — внутренний переход.
В последнее время стала применяться стяжка стерж-
ней бандажами из стеклоленты. Сгеклолента является
изоляционным материалом, и поэтому не требуется изо-
ляции бандажей от стали стержней, а также нет необ-
ходимости вставлять в разрез бандажа изолирующий
элемен г.
С целью снижения .потерь консоли в ряде трансфор-
маторов изготовляют из маломапнитной стали. Кроме
того, чтобы потоки рассеяния не проходили непосредст-
венно по частям консоли, на верхней полке нижней кон-
соли располагаются магнитные шунты—пакеты из
29
трансформаторной стали (имеющей малое магнитное
сопротивление), по которым и проходит поток рассеяния,
не заходя в конструктивные элемен гы консоли.
Обмотки. Обмотка ВН обычно выполняется секционной
непрерывной, состоящей из ряда секций, причем переход
от одной секции в другую осуществляется поочередно,
то на наружной боковой поверхности секции, то на внут-
Левая
а)
Рис. 12. Схема намотки петлевой (переплетенной) обмотки.
а — расположение витков; б — направление тока в витках катушки.
ренней (рис. 11), т. е. от наружного или внутреннего
витка. Такие обмотки имеют до 10—25 витков в секции,
и поэтому получается значительная ширина секции в
радиальном направлении, что позволяет получить боль-
шую торцовую опорную поверхность и, следовательно,
большую стойкость к динамическим воздействиям от то-
ков к. з.
Для снижения потерь от вихревых токов в крайних
катушках (секциях) обмотки наматываются из подраз-
деленного провода, состоящего из двух элементарных
изолированных проводников.
Для трансформаторов на напряжение 500 кв и выше
в настоящее время применяется переплетенная обмотка
(петлевая непрерывная) Эта конструкция лучше обеспе-
чивает требуемый уровень импульсной прочности изоля-
ции (рис. 12). Переплетение витков соседних секций по-
ложительно сказывается на первоначальном распределе-
нии импульсных напряжений и позволяет отказаться от
экранирующих витков и дополнительной изоляции диско-
вых входных катушек. Недостатком такой обмотки явля-
ется увеличение межвитковых напряжений, что требует
30
усиления витковой .изоляции, усложняет технологию
изготовления обмотки .и требует более высокого качества
ар овода.
Так как простая непрерывная обмотка не имеет до-
статочной прочности к импульсным перенапряжениям,
входная зона и зона на конце обмотки снабжаются ди-
сковыми секциями, имеющими дополнительную катушеч-
ную (общую для всех витков секции) изоляцию, выпол-
ненную из лент кабельной или крепированной бумаги.
Толщина изоляции зависит от напряжения обмотки.
В трансформаторах, изготовленных до 1968 г., приме-
нялась бумага для дополнительной изоляции, которая
при опрессовке не склеивалась в монолит и в эксплуата-
ции происходило пазбухание дополнительной изоляции
от воздействия горячего масла. Впоследствии стали при-
менять кабельную бумагу в два слоя с покрытой лаком
поверхностью, благодаря чему при опрессовке с нагре-
вом лак запекается и дополнительная изоляция, полу-
чая жесткость, не разбухает под воздействием масла и
сохраняются первоначальные размеры масляных кана-
лов
Дисковые .катушки во входных зонах обмотки ВН
используются в трансформаторах '220, 330 и 500 кв. Не-
которые трансформаторы (разработанные до 1962 г.) на
напряжение 500 кв (не имеющие переплетенной обмотки)
имеют обмотку ВН, целиком выполненную ив дисковых
секций с дополнительной .изоляцией. Но трансформаторы
последних лет разработки совсем не имеют дисковых
катушек.
В большинстве автотрансформаторов обмотка СН
(т. е. общая часть) выполняется как и обмотка ВН.
В некоторых трансформаторах для обмотки СН исполь-
зуется транспонированный провод.
Обмотки НН выполняются винтовыми (спиральны-
ми), представляющими собой однозаходную пли много-
заходную спираль, в которой каждый виток ветви состо-
ит из большого числа (от 4 до 40) проводников. Отдель-
ные хода (ветви обмотки) соединяются параллельно.
Параллельные проводники винтовой обмотки располо-
жены на различном расстоянии от оси обмотки, и поэто-
му длина их и положение относительно магнитного по-
тока различны, что приводит к возникновению уравни-
тельных токов. Устранение этого явления достигается
транспозицией (поочередной переменой места) провод-
31
ников витка или применением транспонированного про-
вода, состоящего из большого числа (до 30) элементар-
ных изолированных 'проводников, транспонированных
при изготовлении провода. При этом все 'Проводники
витка поочередно занимают все места в витке, различн<
удаленные от оси обмотки, и таким образом выравнива
ется .их длина, сопротивление и наводимая э. д. с.
Использование транспонированного проводи упро-
щает транспозицию при намотке обмотки, так как при
однослойной обмотке не требуется вообще транспозиции
витков, а при двухслойной достаточно транспонировать
виток 1—2 раза. Применение транспонированного прово-
да позволяет значительно снизить потери от вихревых
токов в крайних витках обмотки.
Главная изоляция обмоток по отношению .к матиито-
проводу, баку и к другим обмоткам подвергается элек-
трическим воздействиям от рабочего напряжения, '.комму-
тационных и атмосферных перенапряжений, механичес-
ким воздействиям от токов короткого замыкания, тепло-
вым— от нагрева проводов током нагрузки, воздействи-
ям переменного электрического поля и химическим —
вследствие происходящих в трансформаторе химических
процессов, вызванных окислением масла и 'влиянием по-
сторонних примесей.
При плохом состоянии (увлажнении) изоляции может
происходить ее нагрев в переменном электрическом ноле
вследствие наличия диэлектрических потерь, которые
в свою очередь зависят от температуры изоляции и воз-
растают с ее повышением.
Наиболее вредными примесями, оказывающими хими-
ческое воздействие на изоляцию, являются: влага, газо-
вые включения в изоляции и посторонние примеси. При
увеличении содержания влаги в изоляции за счет абсор
бирования воды, 'содержащейся в масле, снижается ее
электрическая прочность и возрастают диэлектрические
потери, т. е. нагрев. В оставшихся в толще изоляции
газовых включениях (пузырьки воздуха) при воздейст-
вии сильного электрического поля возникает корона, т. е.
слабые местные разряды, которые вызывают разрушение
бумажной изоляции. Наличие растворенных газов в жид-
кой изоляции снижает ее электрическую прочность, так
как электрическая прочность воздуха меньше, мем проч-
ность масла, и, кроме того, кислород ускоряет старение
твердой изоляции Такое же влияние оказывают и посто-
32
ронине механические примеси в масле, вследствие того
чго они способствуют переходу растворенной в масле
воде в дисперсное состояние, а также вследствие созда-
ния .проводящих «мостиков», по которым возможен про-
бой.
Из 'вышесказанного видно, что главная изоляция
в трансформаторах работает в весьма тяжелых и слож-
ных условиях. Учитывая важнейшую, основную роль
главной изоляции в трансформаторе, необходимо обеспе-
чивать высокое качество как изоляционных материалов,
так и изоляционных конструкций узлов главной изоля-
ции.
В крупных трансформаторах главная изоляция вы-
полняется в виде масло-барьерной, т. е. состоящей из
цилиндров, перегородок, .шайб из бумаги или электро-
картона, промежутки между которыми, а также между
ними и заземленными или токоведущими частями запол-
нены маслом.
Электрическая прочность такой изоляции определя-
ется прочностью масляных промежутков и диэлектричес-
кими свойствами барьеров (цилиндров, угловых шайб) и
зависит от расположения барьеров и других конструк-
тивных элементов (рис. 13).
Цилиндры, расположенные между обмоткой и стерж-
нем магнитопровода и между обмотками, выполняются
из нескольких слоев тонкого электрокартона, собирае-
мых .при сборке активной части трансформатора. Ци-
линдры устанавливаются на изоляционные детали, рас-
положенные на ярмовой изоляции нижней консоли.
В состав ярмовой изоляции входят элементы жесткие,
составляемые из нескольких слоев картона, скрепленных
вместе и снабженных электрокартоннымм прокладками,
и мягкие электрокартонные угловые шайбы. Ярмовая
изоляция является изоляционным барьером между об-
мотками и нижней консолью, а также между выводным
концом обмотки и полкой консоли. Перегородки межд>'
внешней обмоткой (ВН) и баком выполняются жестким
электрокартонным цилиндром, отдающимся на выступы
прокладок ярмовой изоляции. Эти же цилиндры явля-
ются междуфазовыми перегородками в трехфазных
трансформаторах и выполняются иногда не на полную
высоту обмотки, т. е. только в тех местах, где имеется
значительная разность потенциалов между ближайшими
точками обмоток разных фаз (тогда цилиндры опира-
J—1040
33
ются на выступающие концы дистанцирующих прокла-
док обмотки).
Для создания масляных каналов между секциями
обмотки при изготовлении ее между секциями устанав-
ливаются дистанцирующие прокладки, закрепленные
Рис. 13. Расположение барьеров в главной изоляции трансформато-
ров.
а — класса 220 кв; б — класса 500 / — стержень магнитопровода: 2—ярмо;
3 — обмотка НН; 3 — обмотка СН: 5 обмотка ВН; 5 — изоляционные элек-
трокартонные цилиндры; 7- угловые шайбы; 8—междуфазовая перегородка;
9 — ярмовый барьер.
концом с фасонным («ласточкин хвост») вырезом па
продольных рейках, расположенных на внешней и вну-
тренней сторонах обмотки Эти детали (прокладки, рей-
ки) изготовляются из элсктрокарточа и относятся к изо-
ляции трансформатора.
Расстояние между двумя соседними рейками назы-
вается «полем» обмотки. Масляные каналы между раз-
личными секциями могут иметь различные размеры,
которые определяются по изоляционным соображениям
и проверяются .по условиям охлаждения секций. Мини-
мальный размер канала во условиям охлаждения не
должен быть менее 4 мм.
34
Изоляция обмоток рассчитывается не только на воз-
действие рабочего напряжения сети, но и воздействия
атмосферных и коммутационных волн перенапряжений.
Для волн перенапряжений обмотка представляет ком-
бинацию емкостей (между отдельными катушками, сек-
циями или витками и между катушками и корпусом),
по которой волна в первый момент распределяется в
соответствии с величиной емкости отдельных частей об-
мотки.
При этом начальное распределение напряжения рез-
ко отличается от конечного (после прекращения колеба-
ний) распределения, которое
при заземленной нейтрали
является теоретически пря-
молинейным (рис. 14), т. е.
в начале обмотки макси-
мальное напряжение, а у
нейтрали напряжение равно
нулю. Волны перенапряже-
ний приходят с линии и по-
этому в первую очередь ока-
зывают воздействие на изо-
ляцию входных секций и
витков, причем .на входную
часть обмотки попадают ма-
ксимальные градиенты (т. е.
разности потенциалов меж-
ду соседними витками). При
колебаниях максимальные
амплитуды напряжения мо-
Рис. 14. Распределение напря-
жения волны вдоль обмотки
гут возникнуть и внутри
обмотки.
Для защиты изоляции об-
с заземленной нейтралью.
/ — начальное; 2 конечное; 3 — оги-
бающая максимальных напряжений.
мотки применяются различ-
ные способы, сводящиеся к изменению емкостей витков
или секций обмотки, чтобы обеспечить большие про-
дольные емкости и тем самым получить начальное бо-
лее равномерное распределение напряжения по виткам,
т. е. приближающееся к конечному распределению, чго
исключит возникновение колебаний во время переход-
ного процесса, влекущих .значительное повышение ам-
плитуды напряжения и градиентов по обмотке.
Изменение емкости витков достигается присоедине-
нием к ним специальных экранирующих витков или ем-
3*
35
костных колец, создающих дополнительные емкости
(рис. 15). Экранирующие витки представляют собой
незамкнутые витки, имеющие усиленную изоляцию,
расположенные около входных витков обмотки (с внеш-
ней стороны секции) и присоединяемые к первому вход-
ам
Рис. 15. Схема емкостной защиты обмотки ВН
а — расположение экранирующих витков и емкостного кольца; б —
схема распределения емкостей в обмотке, в — распределение иа
пряжения относительно земли в обмотке с экранирующими витка-
ми при заземленном конце обмотки; I- емкостное кольцо; 2 —ка-
тушка с усиленной изоляцией; 3 — экранирующие витки; 4 — иа
чальное распределение напряжения; 5 — конечное распределение
напряжения
ному витку обмотки. Различная емкость экранирующих
витков по отношению к экранируемым секциям дости-
гается различным расстоянием между ними, обеспечи-
ваемым различной толщиной прокладок. Наибольшей
емкостью обладает первый экранирующий виток.
36
Для 'Снижения максимальных градиентов между
витками 'Первых катушек «применяются емкостные коль-
ца, расположенные при вводе в середину обмотки ВН
между первыми катушками половин обмотки. Емкостное
кольцо по ширине равно ширине обмотки (в радиаль-
ном направлении) и представляет собой электрокар-
тонную шайбу с навитой на нее медной лентой, изоли-
рованной бумагой. Лента навивается не на всю окруж-
ность шайбы, чем создается разомкнутый виток,
присоединенный к первому входному витку обмотки. Бла-
годаря дополнительной емкости, создаваемой емкостным
кольцом между первым и последующими витками пер-
вой катушки, перенапряжения, приходящиеся на эту
катушку, распределяются по ее виткам более равномерно.
Кроме того, выполнение емкостного кольца с за-
кругленными краями обеспечивает выравнивание элек-
трического поля у краев обмотки. Обмотки наматывают
из провода прямоугольного сечения, и поэтому около
31 ла крайнего витка крайней катушки, являющегося в
некоторой степени «острием», напряженность поля ока-
зывается повышенной по сравнению с другими участка-
ми обмотки, т. е изоляция 'работает в более тяжелых
условиях, и чтобы не усиливать изоляцию, достаточно
уничтожить это «острие». Закругленная кромка емко-
1 стного кольца, являющегося эквипотенциальным вит-
ком с крайним витком обмотки, и обеспечивает отсут
ствие «острия» с повышенной напряженностью поля.
С .этой целью емкостные кольпа устанавливаются нс
только во входной зоне обмоток ВН и СН, но также у
крайних катушек обмоток СН и иногда НН (ipuc. 16).
Для защиты входных катушек обмотки ВН от пере-
напряжений применялась до 1967 г. дополнительная
изоляция этих .катушек. Для защиты входные катушек
обмоток 330 кв в последнее время стала использовать-
ся так называемая градированная изоляция, т. е. раз-
личная емкость входных катушек достигается различ-
ной толщиной изоляции входных катушек и различным
размером масляного канала между катушками, причем
у первых катушек он равен 4— 5 мм и увеличивается
постепенно до 9—10 мм.
В трансформаторах на напряжение 500 кв последних
лет разработки не применяется дополнительная изоля-
ция входных катушек обмотки ВН, а грозоупорность
достигается применением упомянутой выше петлевой
37
обмотки (см. рис. 12). Иногда 'применяется обмотка с
шихтованными катушками во входной зоне.
Для того чтобы обмотки обладали необходимой
устойчивостью к динамическим воздействиям, возника-
ющим при прохождении токов к. з., они должны обла-
дать достаточной жесткостью. Обмотка не является мо-
нолитным телом, а состоит из огромного количества
отдельных проводников, заложенных в определенном по-
рядке в питки, 'В катушки, секции и 'Скрепленных в та-
ком положении изоляционными деталями — обмоточ-
ной бумагой, прокладками, шайбами из электрокартона,
электрокартонными цилиндрами и т п. деталями, не
имеющими сами по себе большой 'Механической проч-
ности. Для достижения общей прочности, принятой в
расчете, и устойчивости обмотки витки ее должны быть
«репко прижаты один к другому и к разделяющим их
изоляционным деталям, чтобы за счет трения создать
достаточное сопротивление сдвигу и смятию обмотки
от динамических воздействий.
TaiKoe прижатие осуществляется прессовкой обмоток
как в процессе изготовления отдельных обмоток, так и
главным образом во время сборки активной части, т. е.
при насаживании обмоток на магнитопровод и при
окончательной сборке после установки и закреплении
верхней консоли. Прессовка осуществляется прессующи-
ми винтами или домкратами, упирающимися в верхнюю
консоль и прессующие кольца, передающие усилие прес-
совки на обмотку. Прессующие кольца выполняются из
стали и имеют вырез, чтобы не получалось короткозам-
кнутого витка с циркулирующим током. Для снижения
добавочных потерь в кольцах их делают из маломаг-
нитной стали и в последнее время появились кольца,
навитые из листовой трансформаторной стали с про-
клейкой и запечкой витков.
Рис. 16. Разрез обмоток понижающего автотрансформатора напря-
жением 220 кв.
/ - верхняя консоль; 2 — нейтральный отвод обмоток ВН и СН; 3 — изоля-
ционный цилиндр обмотки НН, 4--прессующее кольцо обмотки НН; 5 — то
же обмотки СН; 6 — опорное кольцо обмогкн НН; 7—рейка обмотки НН;
S обмотка НН; 9— цилиндры из электрокартона между обмотками СН
н НН; 10— планки из электрокартона между цилиндрами; //-—рейка обмот-
ки СН; /2 обмотка СН; 13 — цилиндры между обмотками СН и ВН; 14 —
У1ловые шайбы; 15— ярмовая изоляция; 16— уравнительная прокладка; 17 —
нижняя консоль; 18 — прессующее кольцо обмотки ВН; 19 — обмотка ВН;
20—экранирующие витки; 21 — емкостные кольца.
39
Перемычки и отводы. В ряде типов трансформаторов
обмотка ВН выполняется разделенной на два концент
ра, т. е. две части, расположенные концентрически одна
внутри другой. Такая конструкция применяется для
повысительных трансформаторов 220 кв и выше, чтобы
получить более 'благоприятные условия работы обмот
ки нак со стороны охлаждения, так и со стороны рабо
ты изоляции. В обмотке, имеющей меньшую ширину
секции (в радиальном направлении), происходит луч
шее охлаждение внутренних витков (находящихся в
середине секции), так как в коротком радиальном ка
нале масло лучше циркулирует, чем в длинном канале.
В автотрансформаторах как повысительных, тан и
понизительных такая конструкция неизбежна, поскольку
общая ai последовательная части автотрансформатор-
ной обмотки (или соответственно обмотка СН и обмот
ка ВН) располагаются на разных концентрах. Соеди
нсние двух концентров осуществляется изолированной
перемычкой (гибким кабелем). В лучшем случае в по-
низительных автотрансформаторах обмотка СН распо-
лагается рядом с обмоткой ВН (НН у стержня) и сое-
динение их осуществляется короткой перемычкой
между емкостными кольцами частей СН и ВН (рис. 16
и 17,а).
В повысительных автотрансформаторах, в которых
обмотка НН должна располагаться между концентрами
СН и ВН (чтобы иметь по возможности малое реактив
ное сопротивление между обмотками НН и обеими об
мотками повышенного напряжения), перемычка между
концентрами получается более длинной и размещается
вне обмотки (рис. 17). У некоторых трансформато-
ров (например, ТДЦГ-250000/220, ТДЦ-400000/220,
ТДЦГ-400000/330) она размещается в верхней части (под
верхней консолью), у других (например, ТДЦ-2000'00/220,
ТДЦГ-250000/330, ТДЦ-400000/330, ТЦ-630000/220,
АОДЦТН-267000/500) размещается внизу, В последнем
случае перемычка проходит в стесненных условиях
близко к ярмовой изоляции и потому может касаться
отдельных изоляционных деталей, что является недо-
пустимым, так как может привести к перекрытию изо-
ляции. Такие условия требуют усиленной ее изоляции и
установки специальных изоляционных подкладок.
Отводы от обмотки ВН, присоединяемые к вводам
в трансформаторах 220 кв и выше обычно выполняют
40
от середины внешнего концентра. В таком случае 'Кон-
центр имеет две половины (верхнюю и нижнюю), сое-
диненные параллельно, г. е. концевые их секции нахо-
дятся под одинаковым потенциалом, меньшим полного
рабочего напряжения. Под таким же потенциалом на-
ходится и 'Верхний конец второго (внутреннего) кон-
центра обмотки ВН, так как соединяется с первым кон-
Рпс. 17. Расположение обмоток и перемычек между концентрами
в трансформаторах и автотрансформаторах.
а — понижающий автотрансформатор; б — повышающий автотрансформатор:
« повышающий трансформатор с двойной концентрической обмоткой ВН;
/ стержень магнитопровода;.2 — обмотка НН; 3 — обмотка СН; 4 — обмот-
ка ВН; 5 — концентр ВНи 6— концентр ВНз.
центром перемычкой последовательно. Таким образом
ярмовая изоляция во всех трех местах выполняется на
одно и то же (неполное) напряжение, т. е. имеет оди-
наковую более легкую 'конструкцию (чем в 'случае, если
она выполняется на полное напряжение), что значитель-
но упрощает изготовление. Вместе с тем изоляция вход-
ной части обмотки и отвода облегчается, так как вход-
ная зона располагается далеко от ярма и изоляция их
на полное напряжение по отношению к корпусу не тре-
буется.
Отводы нейтрального конца обмотки ВН (или СН)
авто трансформаторов всех напряжений, а также у ряда
типов трансформаторов на напряжение 220 кв и выше
выполняются па напряжение 35 кв, поскольку такие
трансформаторы работают в сетях с глухим заземлени-
ем нейтрали Некоторые повысительные трансформато-
ры имеют нейтраль, выполненную на напряжение
41
ПО кв (т. е. на испытательное напряжение промышлен-
ной частоты 200 кв).
Отводы обмоток НН мощных трансформаторов вы-
полняются жесткими плоским,!! шинами. Шины отводов
ранее выполнялись голыми. Однако практика показала,
что наличие в масле загрязнений и продуктов окисле-
ния масла, осаждающихся на шинах .и их изоляционных
Рис. 18. Принципиальные схемы регулирования напряжения авто-
трансформаторов.
а, б, в, г — в нейтрали; д, е—на стороне СН; а—положение переключателя
витков обмотки ВН, при котором индукция наибольшая (Вмакс); б — поло-
жение переключателя, при котором индукция наименьшая (£МПн); в— регу-
лирование с реверсированием; г — регулирование с помощью вольтодобавоч-
ного трансформатора; 0 — регулирование без реверсирования; е — регулиро-
вание с реверсированием.
прокладках и зажимах, закрепляющих шины -к ярмовой
балке п другим узлам активной части, иногда приво-
дит ,к перекрытию изоляции между отводами разных
фаз. Поэтому :в последние годы принято решение отво-
ды обмотки НН изолировать на всем протяжении (как
горизонтальную, так и вертикальную часть) лакотканью
и .киперной лентой. Кроме того, с целью устранения ка-
талитического действия меди на окисление масла целе-
сообразно покрывать киперной лентой все медные не-
луженые детали.
В наиболее мощных трансформаторах верхняя
часть отводов обмотки НН выполняется также покры-
тыми 'киперной лентой медными трубами, внутри кото-
рых для охлаждения их циркулирует масло.
42
Устройства РПН. Устройства РПН применяются толь-
ко в автотрансформаторах 220 кв и выше, поскольку
для рассматриваемых здесь трансформаторов, работа-
ющих в блоке с генератором, регулирования напряже-
ния в широких пределах, как правило, не требуется,
учитывая возможность регулировать напряжение изме-
нением возбуждения тенератора (в пределах от — 5%
до 4-10% от номинального). В более ранних (до
1962 г.) конструкциях (типы серий АТДТГ, ЛТДЦТГ)
регулирование напряжения осуществлялось посредст-
вом отдельного вольтодобавочного трансформатора,
включенного в нейтраль ав готраисформатора, а затем, на-
чиная с 1962 г. (типы ЛТДЦТН, АОДЦТН), посредством
встроенного переключающего устройства, присоединен-
ного к регулировочной части обмотки СН, прилегающей
к линейному выводу СН (рис. 18).
Вольтодобавочный трансформатор, имеющий питание
от обмотки НН, представляет отдельный трансформа-
тор, регулирующая обмотка которого включается в
нейтраль автотрансформатора. Устройства РПН, встра-
иваемые в трансформаторы прежних конструкций, вы-
полнены трехфазными (типы РНТ-13, РНТ 20) и рас
считаны на напряжение 35 кв, и поэтому они могут
работать только в нейтрали глухозаземленных транс-
форматоров. Использование их в вольтодобавочных транс-
форматорах приводит к тому, что и последние мо-
гут работать только в нейтралях трансформаторов. Эти
устройства снабжаются токоограничиваюшим реакто-
ром, расположенным на активной части трансформато-
ра и поэтому имеющим изоляцию обмоток от 'Корпуса
не более чем на 35 кв.
При регулировании со стороны линейного ввода ре-
гулятор изолируется от «земли» на полное фазовое на-
пряжение и регулировочная часть обмотки СН присое-
диняется через переключатель к линейному вводу. Та-
кое включение регулировочной части обмотки позволяет
осуществить независимое регулирование напряжения
обмотки СН без изменения возбуждения обмотки ВН.
При регулировании в нейтрали для компенсации коле-
бания напряжения на обмотке ВН в пределах 10%
индукция должна изменяться, например, при коэф-
фициенте выгодности, равном 0,5 — в пределах 20%•
Это влечет увеличение размеров магнитопровода или
ограничение диапазона регулирования. Кроме того, изме-
.43
нение индукции в больших пределах приводит к значи-
тельным колебаниям напряжения на обмотке НН (на
пример, при том же коэффициенте выгодности 0,5 преде-
лы колебания составляют ±10%).
Конструкции с регулированием на стороне СН были
разработаны в 1962 г. Эти регуляторы типа ЗРНОА
располагаются ib трех приставных бачках «карманах»
бака трансформатора. Контактор размещен в отдельном
корпусе, установленном на опорном изоляторе, 'посколь-
ку корпус находится под напряжением от выводов об-
мотки РО. Изолятор установлен на бачке переклю-
чателя.
В этих конструкциях применяются устройства РПН,
в которых вместо реактора используется активное токо-
ограничиваюшее сопротивление. Поскольку активное со-
противление не рассчитано на длительное протекание
тока нагрузки трансформатора (что было отмечено при
рассмотрении использования реактора) в положении
переключателя «мост», то контактор выполняется быст-
родействующим, что обеспечивается механизмом, произ-
водящим быстрое замыкание и размыкание контактов
под действием мощных пружин. Регуляторы с актив-
ным сопротивлением выпускаются и для установки
в нейтрали обмотки (тип PHOA-35/lOOO) с изоляцией
на 35 кв.
Впоследствии (1965—1968 гг.) были разработаны
переключающие устройства с активным сопротивлени-
ем, усовершенствованной конструкции серии РНОА,
для регулирования со стороны линейных вводов обмо-
ток СН ПО и 220 кв (автотрансформаторов 220—
500 кв) типов РНОА-110,'1000 и РНОА-220'2000 Эти ре-
• гуляторы выполнены погружными, т. е. располагаются
в основном баке трансформатора так, что на верхнюю
часть бака 'выступает на небольшую высоту только ко-
жух корпуса контактора, на котором установлен масло-
указатель, краны для отбора пробы масла и доливки
масла. Кожух контактора соединяется трубой с отдель-
ным отсеком расширителя трансформатора.
Для контактора установлено свое газовое реле. При-
вод регулятора расположен в шкафу, прикрепленном
к стенке бака трансформатора.
Поскольку регулировочная обмотка в трансформа-
торах с регулированием на стороне СН присоединяется
к линейному вводу СН, для защиты обмотки и контак-
44
тора от перена(пряжеш1Й к выводам регулировочной об-
мотки 'подсоединяются (вентильные разрядники, устанав-
ливаемые на корпусе контактора регуляторов ЗРНОЛ
(на трехфазных автотрансформаторах) или на специаль-
ном трехзажимном вводе (220 кв) на однофазных ав-
тотрансформаторах 500 кв.
При такой установке разрядников в случае их раз-
рушения или 'перекрытия происходит короткое замыка-
ние и повреждение РО, разрушаемой током короткого
замыкания.
Для повышения надежности работы трансформато-
ров последних лет разработки (АТДЦТН-125000/220-68
и АТДЦТН-200000/220-68) разрядники исключены за
счет повышения импульсной прочности обмотки РО.
Баки. В настоящее время трансформаторы, выпуска-
емые в соответствии с ГОСТ 11677-65, имеют бак с
нижним разъемом, разделяющим бак на две части:
«поддон» и верхнюю часть— «колокол». Поддон име-
ет значительную глубину (до 0,8 м) и является не толь-
ко дном бака, на котором стоит активная часть на ме-
сте установки, но выполняет у наиболее крупных транс-
форматоров (275 Мв-а и более 220 кв, 200 Мв-а и бо-
лее 330 кв и выше) роль несущей транспортной балки,
поскольку поддон своими проушинами зацепляется к
обеим частям сочлененного транспортера и таким обра-
зом является частью его, н притом наиболее нагружен-
ной.
Исходя из таких условий работы поддона он рассчи-
тывается на динамическую нагрузку от веса активной
части при перевозке, а также на усилия, которые могут
оказывать на него влияние, (как на часть подвижного
состава (транспортер). Это обусловливает значитель-
ную механическую прочность поддона.
Верхняя часть бака («колокол») изготовляется по
профилю, приближающемуся к железнодорожному га-
бариту подвижного состава, т. е. гробообразной или по-
луцилиндрической. В то время как у трансформаторов
с плоской крышкой газоотвод к газовому реле выпол-
нялся одной трубой, расположенной в конце бака со
стороны расширителя, и бак для лучшего продвижения
газа вдоль крышки должен был подниматься при уста-
новке для создания уклона крышки, у большинства со-
временных трансформаторов с длинным (до 12 м) ба-
ком газоотвод осуществляется в нескольких (4- Б) ме-
стах по длине бака и газоотводная труба сама имеет
подъем в направлении к расширителю. Кроме того, за-
бор газа производится отдельными патрубками из адап-
теров вводов 110 кв и выше. Таким образом, отпадает
необходимость создания наклона трансформатора по
большой оси.
При .наличии гробообразной формы «колокола» тре-
буется создать наклон но малой осн, чтобы один из уг-
ло.в (у (которого расположены газоотводные трубы)'был
приподнят. При цилиндрической форме верхней поверх-
ности «колокола» такой наклон не нужен, если места
присоединения газоотводных труб расположены по осп
цилиндра, т. е. «в наивысшей точке.
Охлаждение. Первые из крупных трансформаторов
на напряжение 500 кв (90 Me-ц), снабженные системой
масло-воздушного охлаждения с принудительной цир-
куляцией (ДЦ), имели маслоохладители, навешенные
на бак трансформатора. Однако вследствие наложения
вибрации самих трансформаторов и насосов системы
масло-воздушного охлаждения вибрация настолько
усиливалась, что были случаи нарушения сварных сое-
динений и швов бака. Во избежание повреждений транс-
форматоров были приняты меры к повышению жестко-
сти конструкции крепления охладителей и насосов,
а затем к выносу охладителей на отдельные фундаменты.
После этого завод стал выпускать маслоохладители си-
стемы ДЦ, только установленные на отдельном фунда-
менте, хотя и с насосами бессальникового типа, созда-
ющими значительно меньшую вибрацию. Такая компо-
новка применяется до настоящего времени. Только для
трансформаторов новых разработок предполагается
вернуться к навесным «маслоохладителям с тихоходным
вентилятором, создающим меньшую вибрацию.
Недостатком выносных охладителей системы ДЦ«я.в
ляется применение вентиляторов, работающих при
1 500 об/мин и потому создающих значительный шум и
вибрацию.
* В системе ДЦ забор из бака и подача масла в бак
производится в нескольких местах (до 16 пар труб),
расположенных со всех сторон бака. В последних кон-
струкциях 'число труб значительно уменьшено «благода
ря соединению нескольких охладителей в параллель.
Скорости масла в баке при этом не велики (1 —
5 мм/сек) и потоки неортанизо«ваны. Вследствие этого
46
эффективность системы охлаждения в ряде случаев
оказывается недостаточной, так как в наиболее нагре-
тые внутренние части обмоток масло (поступает только
благодаря конвекции. В .наиболее крупных трансфор-
маторах, где значительна величина потерь, такая систе-
ма не может обеспечить необходимый теплосъем и по-
этому приходится .применять так называемую направ-
ленную циркуляцию.
Б
Ъ-Подбод к
оБмотке НН
<Ь-Л од В од к
оЕмотче ВН
о -Задор масла
6 Верхней
части Вала
Рис. 19. Схема системы охлаждения трансформатора с направленной
циркуляцией масла но обмоткам (арматура не показана).
1, 2 - рабочие насосы, питающие маслом обмотки НН; 3, 4 - рабочие насосы,
питающие маслом обмотки ВН; насосы внешнего контура; 6 — сетчатые
фильтры; 7- адсорбционные фильтры; 8—маслоохладители; 9 — бак; Р—ре-
зервные насосы.
В отличие от обычной системы ДЦ, при которой по-
токи масла внутри бака .ничем не направляются, при
направленной циркуляции масло подается в бак по спе^
циальиым внутренним трубам .к определенным местам
обмоток, чтобы создать интенсивную циркуляцию по
организованным каналам в обмотках. Такая система бо-
лее эффективна, но вместе с тем резко возрастает зна-
чимость направленной циркуляции, потому что без цир-
куляции трансформатор работать совсем не может, в то
время как в обычной системе ДЦ кратковременные пе-
47
рерывы в работе циркуляции допускаются. Такая систе-
ма применена для трансформатора ТЦ-630000/220
(рис. 19).
Защита масла. Как было ранее сказано, для совре-
менных крупных трансформаторов особую роль играет
качество изоляционных 'масел ;и изоляционных конст-
рукций, поскольку величины изоляционных промежут-
ков сведены к минимуму. Кроме первоначального высо-
кого качества изоляции— бумаги на обмоточном про-
воде, электрокартона в изоляционных деталях и масла
как изолирующей среды, играет значительную роль тех-
нологическая обработка ее на заводе при изготовлении
трансформатора, а также поддержание достигнутого на
заводе состояния при последующей эксплуатации. Ос-
новную роль в ухудшении диэлектрических свойств изо-
ляции играет присутствие влаги и кислорода.
Наличие .влаги, как известно, снижает электрическую
прочность органической изоляции как твердой, так и
жидкой, а присутствие кислорода (практически возду-
ха), с одной стороны, ускоряет химические процессы
окисления (особенно при нагретой изоляции) и старе-
ния изоляции и, с другой стороны, возможное наличие
газовых включений в твердой или жидкой изоляции в
сильном электрическом поле может приводить к возник-
новению очагов ионизации внутри изоляции. Если в
масле имеется некоторое количество растворенного га-
за, он с маслом может проникнуть и в наружные слои
твердой изоляции. При значительном снижении темпе-
ратуры масла газ выделяется из масла и может скоп-
ляться у поверхности изоляции, а также проникать в
твердую изоляцию.
При ионизации в газовых пузырьках происходят ме-
стные микропробои (разряды) ионизированных проме-
жутков, что постепенно приводит к прожиганию отдель-
ных участков твердой изоляция, созданию путей утечек,
снижению ее диэлектрической прочности и, наконец,
пробою уже под действием рабочего напряжения. Но
поскольку внутри изоляции давление в газовых пузырь-
ках больше, чем на поверхности, процесс 'ионизации и
разряда скорее происходит па поверхности изоляции.
Для предотвращения возможности таких явлений
изоляция специально обрабатывается.
При изготовлении трансформаторов высших классов
напряжений (220 кв и выше) на заводе активная часть
48
после оборки целиком загружается в вакуумный сушиль
ный шкаф, где под вакуумом происходит длительный
нагрев — сушка изоляции. При температуре до 110° С и
остаточным давлении до 0,1 мм рт. ст. влага из твердой
изоляции удаляется и удаляется воздух. После достиже-
ния необходимой степени осушки (что контролируется
по изоляционным характеристикам) под тем же ваку-
умом происходит заливка активной части сухим горя-
Рпс 20. Транспортная установка для подпитки азотом бака.
.' — баллон с азотом; 2 — вентили; 3 — коллектор; 4 газоосушитель; 5 — ре-
дуктор газовый; 6 манометр: 7 предохранигельный клапан; 8— бак.
чим маслом Масло пропитывает (в течение нескольких
часов) всю изоляцию, заполняет все ее поры, чтобы
впоследствии в них не мог попасть воздух.
Пропитанная маслом изоляция практически при по-
следней (третьей) сборке в течение 12—16 ч не успева-
ет остыть и набрать снова влаьи. После окончательной
сборки активная часть устанавливается на поддон, за-
крывается «колоколом» и после уплотнения всех флапцев
и заглушки всех излишних отверстий производится за-
ливка опять горячим маслом под вакуумом и трансфор-
матор поступает на .испытания. Перед отправкой с за-
вода масло из трансформаторов ряда типов сливают
частично, оставляя всю активную часть, покрытую мас-
лом, но из большинства крупных трансформаторов мас-
ло сливается полностью и герметически уплотненный
бак заполняется сухим азотом.
4—1040 49
В процессе транспортировки давление азота в баке
поддерживается в определенных пределах автоматиче-
ски от специальной транспортной установки, закреплен-
ной к баку трансформатора (.рис. 20), т. е. .поддержива-
ется герметичность бака и сохраняются условия, при
которых изоляция не может ухудшиться.
Рис. 21. Схема азотной защиты трансформатора.
1 — бак; 2 — расширитель; 3 — стальной патрубок; 4— рези-
новая трубка; 5 — силикагелевый осушитель азота; 6 — кран;
7 — патрубок; 8 — эластичный резервуар с азотом
Большинство типов трансформаторов защиты масла
от окисления не имеют. Воздушное пространство расши-
рителя связано с атмосферой через силикагелевый воз-
духоосушитель, .который хотя и осушает проходящий
через пего при «дыхании» трансформатора воздух, т. е.
уменьшает качество влаги, попадающей в масло, но про-
пускает кислород беспрепятственно, и поэтому происхо-
дит процесс окисления масла и растворения в нем возду-
ха. Это приводит к ухудшению изоляционных характе-
ристик трансформатора (как масла, так и твердой изо-
ляции). В системах охлаждения ДЦ для стабилизации
50
масла используются адсорбционные фильтры (см. .ни-
же).
Чтобы исключить возможность окисления масла,
трансформаторы, выпускаемые ,в последние .годы, снаб-
жаются азотной защитой. Азотная защита представля-
ет собой эластичный резервуар (мешок), заполненный
сухим азотом под небольшим (не более 0.05 кгс/си2)
давлением, соединенный трубой с надмасляным прост-
ранством расширителя (у трансформаторов с емкостью
расширителя более 4 700 л к расширителю присоединя-
ются два .резервуара). Таким образом, масло соприка-
сается не с воздухом, содержащим кислород, а с инерт-
ным азотом. Поэтому процесс окисления масла не мо-
жет происходить, и кроме того, в масло не попадает
влага, так как с атмосферой расширитель не связан,
а между резервуаром и расширителем имеется силикаге-
левый осушитель.
Во избежание утечки азота надмасляное простран-
ство расширителя и выхлопной трубы тщательно
уплотняется. Такая защита применена для трансфор-
маторов АТДЦТН-125000/220, АТДЦТН-200000/220,
ТЦ-630000/220, ТДЦ-400'000/500 и др. Схема установки
азотной защиты приведена на рис. 21.
В трансформатор, снабженный азотной защитой, за-
ливается дегазированное масло, чтобы исключить все
явления, связанные с наличием кислорода в масле и
изоляции. Затем производится насыщение масла чи-
стым азотом.
Вводы. Вопрос стабилизации масла имеет значение
для маслонаполненных вводов 220- -500 кв. В вводах
имеется небольшое количество масла, но роль его 'весь-
ма значительна, так как изоляция (бумага остова вво-
да) работает в достаточно напряженных условиях. Вся-
кое снижение изоляционных свойств бумаги рано или
поздно приведет к пробою изоляции ввода и поврежде-
нию трансформатора.
В большинстве установленных на трансформаторах
вводов 220—500 кв внутренняя полость его имеет связь
с атмосферой через масляный затвор. При изменении
нагрева ввода от изменения нагрузки или окружающей
температуры воздуха изменяется уровень масла во вводе
и при этом изменяется объем заключенного в нем воз-
духа, который может переходить в затвор и обратно.
Воздух .извне проходит во внешнюю полость масляного
4* 51
затвора при котебапии уровня в нем. Пр.и этом масло
в ном увлажняется. Если в течение длительного срока
не менять масло в затворе, влага, накопившаяся в нем,
может испаряться и переходить в масло, находящееся
во внутренней полости ввода. Постепенное увлажнение
масла приведет к увлажнению (хотя бы местному) бу-
мажного остова ввода, что в свою очередь вызовет
снижение электрической прочности и может привести
к пробою изоляции. Таким образом процесс происходит
в негерметичпых вводах. Замедления процесса увлаж-
нения можно достичь установкой к вводам силикагеле-
вых воздухоосушителей, в которых поступающий извне
воздух проходит сначала через масляный затвор возду-
хоосушителя и только после осушения силикагелем по-
ступает в масляный затвор ввода.
В последние тоды завод «Изолятор» начал изготов-
лять герметичные вводы, внутренняя полость .которых
не имеет связи с атмосферой. К внутренней полости вво-
да, полностью заполненной маслом, присоединен бачок
давления (своего рода расширитель), в котором име-
ется сильфон. При установке ввода создается определя-
емое по кривым в зависимости от температуры воздуха
избыточное давление масла в бачке, которое передается
во ввод (при температуре около 20°C давление созда-
ется около 0,05 кгс/см2). Таким образом, ни влага, ни
воздух во внутреннюю полость ввода попасть не могут,
так как внутреннее давление больше атмосферного
При повышении давления во вводе ют нагрева ввода и
расширения масла давление передается на сильфон
и он, сжимаясь, выравнивает давление во вводе/ а при
охлаждении масла во вводе и снижении давления силь-
фон снова расширяется и поддерживает установленное
давление. Герметичные вводы выпускаются на напряже-
ния 110, 220, 330 и 500 кв. Для вводов, особенно на нап-
ряжения 500 кв и выше, необходимо применять высоко-
качественные стабилизированные масла, например мар-
ки Т-750, имеющие малые диэлектрические потери.
Все вышеописанные конструктивные узлы транс-
форматоров присуши трансформаторам всех типов, но
с ipasnH'HMbiiMH изменениями, вызванными усовершенст-
вованием конструкции и различным назначением транс-
форматоров. Ниже приведены краткие описания находя-
щихся в эксплуатации крупных трансформаторов неко-
торых типов и их особенностей
(52
Трансформаторы 220 кв. А Т Д Ц Т Н-1 2 5 0 0 0/2 2 0/1 1 0-6 8. Раз-
раооган в 1967 г. Соответствует по техническим требованиям ГОСТ
11677 65. Изготовляется по техническим условиям ТУ 16-517 151-68.
Номинальные напряжения 230/121 ± 12%/6,3—38,5 кв.
Магнитопровод выполнен трехстержневым, шихтованным из по-
зиций, нарезанных из рулонной стали толщиной 0,35 мм марки Э-ЗЗОА,
имеющей жаростойкое покрытие. В активной стали стержней и ярм
отверстий для стяжных шпилек не имеется. Стяжка стержней осу-
ществляется бандажами из стеклолеиты, а ярм — с помощью сталь
вых полубандажей. Соединение верхней и нижней консолей осуще-
ствляется вертикальными пластинами из маломагнитной стали Для
уменьшения добавочных потерь нижняя консоль выполнена час-
тично из маломагнитной стали и па ней установлены магнитные
шунты.
Обмотки расположены концентрически. На стержне расположе-
на обмотка НН, затем общая часть (СН), последовательная часть
(ВН) и регулировочная (РО) Ввод в обмотку ВН выполнен в сере-
дине, для чего обмотка РО выполнена из двух половин. Обмотка
ВН — непрерывная, обмотка СН — непрерывная. Обмотка РО вы-
полнена в виде шестизаходной спирали (каждый заход является
ступенью регулирования). Для обеспечения большой механической
прочности обмотка РО, имеющая малую радиальную толщину, стя-
гивается наружным электрокартонным бандажом. Обмотка НН
выполнена в виде двухходовой спирали.
Обмотки ВН и СН для снижения добавочных потерь намотаны
подразделенным проводом. Крайние катушки обмотки ВН выполне-
ны без дополнительной изоляции, что обеспечивает лучшее их ох-
лаждение и предотвращается перекрытие каналов при разбухании
дополнительной изоляции.
Выравнивание распределения напряжения при грозовых перена-
пряжениях на обмотке ВН осуществляется при помощи трех емкост-
ных колец, расположенных у линейного ввода. Кроме того, входная
зона обмотки имеет регламентированные каналы между катушками
и усиленную витковую изоляцию входных катушек. Перемычка меж-
ду обмотками ВН и СН и расположена внизу. Прессовка каждой об-
мотки осуществляется отдельными стальными прессующими кольца-
ми. Уровень изоляции обмоток принят в соответствии с испытатель-
ными напряжениями линейных концов обмоток по ГОСТ 1516-68,
т. е 325 кв для обмотки ВН и 200 кв для обмотки СН. Испытатель-
ное напряжение глухозаземленной нейтрали — 85 кв.
Динамическая устойчивость обмоток ВН и СН обеспечена при
сквозном токе к. з. и питании от системы 220 кв с мощностью к. з.
15 000 Мв-а или от системы НО кв с мощностью к з. 10 000 Мв-а.
Для регулирования напряжения применены три однофазных пе-
реключающих устройства погружного типа РНОА-110/1000, подсое-
диненные к регулировочной обмотке, которая присоединена к обмотке
СН со стороны линейного ввода, т. е. осуществляется регули-
рование в линии СН, чем обеспечивается независимость напряже-
ния иа обмотке НН от напряжения в сети СН. Регулирование осу-
ществляется ступенями по 2% с диапазоном ±12% (€ ступеней).
Масло контактора ие имеет связи с баком.
Бак с нижним разъемом приспособлен для транспортировки на
сочлененном транспортере грузоподъемностью 180 тс с активной ча-
стью, залитой маслом. Вводы типа ГБМТ-220/2000, 220 кв —гер-
метичны, вводы НО кв - - негерметнчны
63
Соединение обмоток НН в треугольник осуществлено под
крышкой. Для охлаждения трансформатор снабжен четырьмя (уста
новленными на отдельных фундаментах) рабочими охладителями
с насосами ЭЦТ 100-8 для принудительной циркуляции масла. (Пре-
дусмотрено применение и навесных охладителен) Для защиты мае
ла от окисления трансформатор снабжается азотной защитой.
ТДЦ-400000/220. Разработай в 1966 г. д соответствии с требо-
ваниями ГОСТ 11677-65. Изготовляется по техническим условиям
ТУ 16 517. 044-67. Предназначен для работы в блоке с генератором
300 Мет. Номинальные напряжения 20/242 кв (или 15, 75/242 кв)
Магнитопровод пятпетержневой (с боковыми ярмамн), шихто-
ванный из стали Э-330 толщиной 0.35 льи. Стяжка стержней и ярм
осуществляется шпильками. С 1969 г. выпускается 'модернизирован-
ной конструкцией- со стяжкой стержней бандажами из стсклолен-
ты.
Обмотка ВН—двойная концентрическая. Па стержне размещен
концентр ВН2, затем ПН и наружный концентр BHi. Ввод в об-
мотку ВН[ осуществлен в середине. BHi — непрерывная, без экра
пирующих витков, но с утолщенной витковой изоляцией Обмотка
ВН2 — непрерывная. Перемычка ВП( — ВН2 находится вверху. Об-
мотка НН — двухзаходная спираль. Грозоупорность обеспечивается
наличием емкостного кольца у линейного ввода ВН и наличием
градированной изоляции входной зоны (ширина масляного канала,
начиная от ввода постепенно увеличивается). Емкостные кольца
установлены также на торцах обмоток ВН,, ВН2 и НН.
Уровни изоляции: 360 кв — линейного конца обмотки ВН, 200 кв
— нейтрали ВП. Динамическая устойчивость обмотки ВН к токам
сквозного к з. рассчитана на мощность тока к. з 15 000 Мв-а. Со
единение обмотки НН в треугольник выполняется на крышке. Для
охлаждения предусмотрены 11 рабочих охладителей с насосами
типа ЭЦТ-100 8 Транспортирхется без масла па сочлененном транс-
портере грузоподъемностью 220 тс в пределах негабаритности второй
степени.
ТЦ-6 3 0 0 0 0/2 2 0. Разработан в 1965 г. Изготовляется по тех-
ническим условиям МРТУ 16-517, 021-66. Предназначается для ра
боты в блоке с генератором мощностью 500 /Ист Номинальные на-
пряжения 15/242 кв (для гидрогенераторов) и 20/242 кв (для тур-
богенераторов) .
Магнптопровод пятистержневой, шихтованный из стали толщи-
ной 0,35 мм марки Э-330 А (или М6Х) с карлитовым покрытием.
Стяжка стержней и боковых ярм — стальными бандажами из мало-
магнитной стали, а горизонтальных ярм — полубандажами. Силовая
связь между верхними и нижними консолями осуществляется пла-
стинами из маломагнитной стали и шпильками (вдоль боковых
ярм). Для уменьшения добавочных потерь пластины имеют верти-
кальный разрез, а верхние полки нижних консолей выполнены из
маломагнитной стали.
Обмотки концентрические. Обмотка ВН состоит из внешнего
концентра ВН, и двух внутренних концентров ВН9 и ВН.з.
Ближайшей к стержню расположена ВНз, затем ВН2, обмотка
НН и концентр ВНк Концентр BHi — непрерывная обмотка
с переплетением во входной зоне, ввод линии осуществлен в сере-
дине концентра. Концентры ВН2 и ВН3 представляют одноходовые
спиральные обмотки с равным числом витков и соединены последо-
вательно. При этом перемычка от конца ВНг к началу BHS пере-
54
ходит с верхнего торна первой к нижнему торцу второй, т. е. рас-
полагается и вверху над обмотками и внизу под обмотками. Пере-
мычка BHj и ВН2 расположена внизу.
Обмотка ПН выполнена трехходовой спиралью (каждый хот
из 46 проводников), выведены оба конца каждой фазы через вводы
на 14 ка. Соединение обмотки в треугольник осуществляется сна-
ружи трансформатора.
Обмотка ВН выполняется без экранирующих витков. Выравни-
вание начального распределения напряжения волны перепапряжс-
йия обеспечивается выполнением входной зоны с переплетением
соединений между катушками. Все катушки обмотки ВН не имеют
дополнительной изоляции. Во входной зоне и на торцах всех об-
моток установлены емкостные кольца, причем токоведущих частей
в емкостных кольцах нет.
Прессовка обмоток выполнена стальными кольцами раздельно
для BHi, НН и общим кольцом для ВН2 и ВНз. Уровень изоляции
обмотки ВН принят сниженным — соответствующим испытательному
напряжению промышленной частоты — 325 кв. Уровень изоляции
в нейтрали соответствует испытательному напряжению 85 кв, т. е.
нейтраль не может работать без глухого заземления Динамическая
устойчивость к токам сквозного к. з. рассчитана исходя из мощно-
сти короткого замыкания на стороне 220 кв, равной 15 000 Мв-а.
Трансформатор не имеет ответвлений, но допускает перевозбуж-
дение Mai нитпой системы на 10% номинального за счет повышения
напряжения генератора.
Охлаждение осуществлено направленной циркуляцией масла
через обмотки. Предусмотрено два самостоятельных контура цир-
куляции, напорные ветви которых гидравлически между собой не
связаны — контур направленной циркуляции и контур общего ох-
лаждения. Контур направленной циркуляции разделен на две неза-
висимые системы питающие: одна — обмотки НН всех фаз, другая
обмотки —ВН2 и ВНз всех фаз. Обмотка BHi и магнитопровод ох-
лаждаются за счет циркуляции в контуре общего охлаждения.
Каждый контур имеет свои насосные группы. Каждая система
направленной циркуляции питается от двух рабочих насосов
ЭЦТ-100-15. Трубы контура направленной циркуляции выполнены из
нержавеющей стали. К обмотке НН масло подводится в 4 точках на
фазу, к обмоткам ВНз—ВНз—в 2 точках на фазу. Принудитель-
ное движение масла в обмотках происходит в вертикальных кана-
лах между обмотками и прилегающими изоляционными цилиндрами.
В обмотке НН, кроме того, имеется дополнительный капал шири-
ной 10 мм. делящий радиальный размер обмотки пополам. По вы-
ходе из обмоток НН и ВНг- ВН3 потоки масла сливаются вместе.
Для обеспечения эффективности направленной циркуляции принят
ряд мер по ликвидации перетоков и утечек охлаждающего масла
из контура в общий объем бака (уплотнения внутренних фланце-
вых соединений, переходов) Трансформатор транспортируется без
масла на сочлененном транспортере грузоподъемностью 300 тс
Трансформаторы 330 кв. А Т Д Ц Т Н-2 0 0 0 0 0/3 3 0. Разработан
в 1962 г. Номинальные напряжения 330/115/10,5; 36,75 кв. Это
первая отечественная конструкция автотрансформатора 330 кв
с РПН в линии СН. Изготовляется по техническим условиям
МРТУ 2-16-7-62
Магнитопровод выполнен трехстержневым, двухрамным из ста-
ли Э-330 толщиной 0,35 мм. Прессовка магнитопровода осуществля-
55
стся посредством шпилек, расположенных на стержнях в 2 ряда.
Магнитная система допускает перевозбуждение ее на 10%.
Обмотки концентрические. На стержне расположена обмотка
НН, затем два слоя обмотки РО, концентр СН и обмотка ВН Ввод
в обмотку ВН осуществляется в середине. Обмоткн ВН и СН — не-
прерывные. Обмотка ВН имеет во входной зоне по 6 катушек в
каждой ветви с дополнительной изоляцией. Защита входной зоны
осуществляется емкостным кольцом и четырьмя экранирующими
витками. На торцах обмотки также есть емкостные кольца. Обмот-
ка СН снабжена емкостными кольцами — одним у нейтрали и двумя
у линейного конца. Перемычка ВН — СН расположена внизу. РО —
двухслойная 12-ходовая спираль. Каждый ход состоит из 4 парал-
лельных проводов. Внутренний слой намотан на жестком бакелито-
вом цилиндре, между слоями проложен мягкий электрокартонпый
цилиндр. Обмотка НН — двухходовая, спиральная, многопараллель-
ная. При напряжении 36, 75 кв — непрерывная. Прессовка обмоток
ВН и СН применена раздельная, обмоток НН и РО — осуществле-
на общим стальным кольцом. Перегородка между обмоткой ВИ и
баком выполняется укороченной, закрывающей только среднюю
часть обмотки ВН.
Уровень изоляции принят в соответствии с испытательными
напряжениями линейных концов обмоток — 460 кв для ВН и 200 кв
— для СН. Испытательное напряжение нейтрали — 85 кв. Динамиче
ская устойчивость обмоток ВН и СН обеспечена при сквозном токе
к. з. и питании от системы 330 кв с мощностью к. з. 15 000 А1в-а
пли от системы 115 кв — с мощностью к. з. 10 000 Мв-а.
Для регулирования напряжения применено устройство
ЗРНОА-110/1000, обеспечивающее регулирование напряжения в пре-
делах ±12% номинального ступенями по 1,8—2,2%. Переключатель
установлен на каждой фазе в кожухах, закрепленных к патрубкам
на баке. Для защиты обмоток РО и контактора от перенапряжений
концы обмотки РО выведены наружу и к ним присоединены уста-
новленные на корпусе контактора разрядники.
Бак выполнен с нижним разъемом и «колоколом», имеющим
верхнюю часть в виде полуцилиндра, что позволяет не создавать
уклона трансформатора на фундаменте. Вводы 330 кв устанавлп
ваются в съемных «карманах».
Система охлаждения состоит из 9 охладителей с насосами
ЭЦТ 63-10 или ЭЦТ 100-8. Автотрансформатор транспортируется
без масла, с баком, заполненным сухим воздухом под избыточ-
ным давлением 0.25 кге/емя, и устанавливается на площадочный
транспортер грузоподъемностью 180 тс. Негабаритность в пределах
11 степени.
ТДЦ-400000/330. Разработан в 1967 г. взамен трансформатора
ТДЦГ-400000/330. Соответствует техническим требованиям ГОСТ
11677 65. Изготовляется по техническим условиям ТУ 16.517. 067-68.
Номинальные напряжения 20/347 кв.
Магнитопровод выполнен пятистержневым из стали М6Х тол-
щиной 0,35 мм с жаростойким покрытием. После механической об
работки стали производится отжиг и однократная двусторонняя ла-
кировка Стяжка позиций выполнена бандажами из маломагнитпоп
стали на стержнях и боковых ярмах и полубандажами — на гори
зоиталытых ярмах. Связь верхней и нижней консоли осуществляется
пластинами из маломагнитиой стали с вертикальным разрезом и
шпильками (вдоль боковых ярм) Для снижения добавочных потерь
56
иа верхней полке нижней консоли устанавливаются магнитные
шунты Магнитная система допускает перевозбуждение на 10% но-
минального.
Обмотки концентрические. Обмотка ВН состоит из двух кон-
центров. Расположение обмоток: на стержне ВН2, затем обмотка
НН и затем внешний концентр BHi. Ввод осуществлен в середину
концентра BHi. Обмотка BHi-—непрерывная с шихтованной вход-
ной зоной, изготовляется из подразделенного провоза. Концентр
ВН2— непрерывная обмотка. Все катушки обмотки ВН не имеют
дополнительной изоляции.
Обмотка НН — двухходовая спиральная, выполняется из под-
разделенного провода В -заходах 20 и 21 параллель. Начало и ко-
нец каждого хода выведены на крышку отдельными выводами. Все
обмотки на торцах, a BHi и у ввода имеют емкостные кольца.
Перемычка BHi — ВН2 расположена внизу, имеет дополнительную
изоляцию 20 лиг на сторону. Прессовка обмоток выполнена раздель-
ная — стальными кольцами. Обмотка НН собирается в треугольник
вне трансформатора.
Уровень изоляции линейного конца обмотки ВН соответствует
испытательному напряжению 460 кв. нейтрального конца — напря-
жению 85 кв. Динамическая устойчивость обмоток к сквозным то-
кам к з. рассчитана на воздействие тока к. з. при питании от сети
330 кв с мощностью к. з. 15 000 Мв-а.
Бак не имеет боковых карманов для вводов 330 кв, вводы уста-
навливаются на наклонной части колокола Перевозится без масла
на сочлененном транспортере грузоподъемностью 300 тс в пределах
III степени негабаритности. Для упора консолей транспортера на
баке предусмотрена рама коробчатого сечения, воспринимающая
сжимающие усилия.
Для охлаждения предусмотрено 11 маслоохладителей с насоса-
ми ЭЦТ 100-8. Если применяется система Ц используются два мас-
лоохладителя МО-53-4А с насосами ЭЦТ 100-15. Для защиты масла
трансформатор снабжен азотной защитой.
TI1630000/330-71. Разработан в 1969 г. в соответствии с требо-
ваниями ГОСТ 11677-65. Номинальные напряжения 20/347 кв. Из-
готовляется по техническим условиям, ОВБ 517.312.
Магнитопровод выполнен пятистержневым из стали марки М5Х
или МОХ толщиной 0,35 мм с жаростойким покрытием и однократ-
ной лакировкой через лист Стяжка стержней и боковых ярм осу-
ществляется бандажами из стеклоленты а стяжка горизонтальных
ярм — стальными маломагнитиымн полубапдажами. Шихтовка маг-
нитопровода выполнена из позиций, обеспечивающих получение ко-
сого стыка. Связь верхней и нижней консолей выполняется пласти-
ной из маломагнитной стали с вертикальным разрезом и вертикаль-
ными шпильками.
Обмотка ВН — двойная концентрическая. На стержне располо-
жен концентр ВН2, затем обмотка НН и наружный концентр ВНь
Концентр ВН2 — непрерывная обмотка, выполненная из транспони-
рованного провода. Концентр BHi — непрерывная обмогка из под-
разделенного двухжильного провода. Во входной зоне концентра
BHi выполнена градированная изоляция и катушки имеют усилен-
ную витковую изоляцию. Ввод в концентр ВН, осуществлен в сере-
дине. Обмотка НН — двухслойная шестиходовая спираль, выполня-
ется из транспонированного провода. Слои соединены последова-
тельно. Для грозозащиты концентр BHi имеет емкостные кольца на
57
торцах и у ввода. Для сглаживания поля емкостные кольца имеют-
ся па обмотке НН и на одном торце концентра ВНг. Прессовка об-
моток выполнена раздельно кольцами из маломагнитной стали, со-
ставными по высоте. Соединение обмотки НН в треугольник осуще-
ствляется вне бака.
Уровень изоляции линейного конца обмотки ВН соответствует
испытательному напряжению 460 кв, нейтрального конца — напря-
жению 85 кв. Динамическая устойчивость обмоток к сквозным то-
кам к. з. рассчитана на воздействие тока к. з. при питании от сети
330 кв с мощностью к з. 35 000 Мв-а.
Предусмотрена направленная циркуляция масла в обмотках по
одноконтурной схеме циркуляции. Нагретое масло отбирается от
верхней части бака и по двум магистральным трубопроводам по-
дается в охладители. Часть потока нагретого масла направлена
на охлаждение отводов обмотки НН. Охлажденное масло по двум
магистралям подается в нагнетательный коллектор у бака, откуда
масло поступает в бак и в обмотки через систему патрубков, снаб-
женных измерительными и дроссельными диафрагмами, играющи-
ми роль дозаторов, обеспечивающих расчетные расходы в бак и че-
рез каждую обмотку. К каждой обмотке масло полается в одной
точке через патрубок на нижней консоли. Масло циркулирует по
вертикальным каналам между обмоткой и изоляционным цилинд-
ром (прямоточная схема).
Система охлаждения содержит пять водяных маслоохладителей
МО-53-4 с насосами ЭЦТ-100/20. Вводы 350 кв предусмотрены гер-
метичные.
Бак выполнен без боковых карманов для вводов 330 кв.
Трансформатор перевозится без масла на сочлененном транспортере
грузоподъемностью 400 тс в прицелах III степени негабаритности.
Предусматривается защита масла от контакта с окружающим воз-
духом.
Трансформаторы 500 кв. АОДЦТН-167000/500/220-65. Разрабо-
тан в 1965 г. По техническим требованиям соответствует ГОСТ
11677-65. Изготовляется по техническим условиям МРТУ 16-517 012-68.
500 '
Номинальные напряжения:
Предусмотрены также исполнения с напряжением НН 13,75; 15,8;
230
77= ±6X2,06%/10,65 пли 38,5 кв.
17,9 и 20 кв.
Магнитопровод двухрамный однофазный (один основной стер-
жень и два боковых ярма). Рамы не имеют магнитной связи. При-
меняется сталь толщиной 0,35 мм марки М6Х с карлитовым покры-
тием. Допускается перевозбуждение на 10%. Кроме того, в течение
до 20 мин допускается повышение напряжения до 1,15 номинально-
го. Стяжка стержня и боковых ярм производится стильными бан-
дажами, а горизонтальных ярм—стальными полубандажами. Прес-
сующие пластины из маломагнпгпой стали имеют продольный раз-
рез для снижения нагрева. Нижние консоли не имеют верхних полок.
Обмотки опираются на листы древеснослоистого пластика, что сни-
жает нагрев и потери в консолях.
Обмотки расположены концентрически. На основном стержне
размещены: обмотка НН, затем СН и внешняя — обмотка ВН. На
одном из боковых ярм расположена компенсационная обмотка и на
ней РО. Обмотка ВН - непрерывная петлевая из провода с повы-
шепнон плотностью изоляции Ввод выполнен в середину обмотки.
Крайние (4) катушки расщеплены по высоте на две параллели.
58
Дополнительной изоляции катушек пет. На торцах обмотки имеются
емкостные кольца. У вводного конца емкостного кольца нет. Обмот-
ка СН непрерывная, изготовлена из того же провода. Нижняя ка-
тушка, расположенная между двумя емкостными кольцами, имеет
дополнительную бумажную изоляцию. Крайние катушки выполнены
из более низкого провода. Линейный конец обмотки внизу. Между
первой и второй катушками имеется дополнительное емкостное коль-
цо. Кроме того, емкостные кольца установлены на торцах обмотки.
Обмотка НН при напряжении 38,5 кв одноходовая спиральная,
при 11 кв — четырехходовая спиральная. В нижнем торце ее уста-
новлено емкостное кольцо. Обмотка КО - - непрерывная, обмотка
РО- -четырехслойная, причем каждый слой представляет собой
двепадцатиходовую спираль (винт). Переход из первого слоя во
второй и из третьего в четвертый осуществлен без паики — непре-
рывно. Прессовка обмоток раздельная, осуществляется стальными
кольцами.
Изоляция между обмотками ВН и СН и между СН и НН вы-
полнена электрокартонпыми цилиндрами. КО наматывается на баке-
литовый цилиндр. Между КО и РО утановлен электростатический
экран и электрокартонные цилиндры. Внешняя изоляция ВН осу-
ществляется изолирующей двухслойной перегородкой, имеющей
против РО третий слой. На боковом свободном ярме устанавлива-
ется экран и поверх его изоляционная перегородка.
Уровень изоляции линейного конца обмотки ВН в соответствии
с испытательным напряжением 700 кв, уровень изоляции линейного
конца обмотки СН — в соответствии с испытательным напряжением
360 кв. Испытательное напряжение нейтрали — 85 кв.
Вводы 220 и 500 кв — герметичные. Для регулирования напря-
жения переключение ответвлений на стороне СН осуществляется
устройством РПН типа РНОА-220/2000 в диапазоне ±12,36% номи-
нального напряжения 12-ю ступенями (по 2,06%).
Обмотка РО выведена через трехзажпмпый ввод для присое-
динения к выводам разрядников РВО-35, необходимых для защиты
обмотки от перенапряжений.
Динамическая устойчивость рассчитана по мощности к. з. на
стороне 500 кв 25 000 Мв-а и на стороне 220 кв 15 000 Мв-а.
Динамическая устойчивость РО рассчитана на случай к. з. на вы-
водах или пробой разрядника трехзажпмного ввода 220 кв при ус-
ловии осуществления защиты РО с выдержкой времени не более
0,2 сек.
Бак повторяет контур активной части, рассчитан на полный
вакуум. Трансформатор перевозится с маслом на транспортере
грузоподъемностью 180 тс в пределах III степени негабаритности.
Система охлаждения состоит из четырех рабочих н одного резервно-
го охладителя с насосами ЭЦТ 100-8.
АОДЦТН-267 000/500/220-68 Разработан в 1967 г.
По техническим требованиям соответствует ГОСТ 11677-65. Изютов-
ляется по техническим условиям ТУ16.517.456-70.
Номинальные напряжения
у=±11,2%/11Н кв. Авто-
трансформатор предназначен для работы па подстанциях с синхрон-
ными компенсаторами или без них и на электростанциях в блоке с
генераторами мощное 1ью до 300 Мет. Поэтому предусмотрены нап-
ряжения обмотки НН в широком диапазоне от 10,5 до 38,5 кв.
Ввиду того, что согласно ГОСТ 11677-65 допуск на отклонение
59
коэффициента трансформации от поминального допускается не бо-
лее 1%, а число витков обмотки не может быгс выполнено дроб-
ным, приняты напряжения, несколько отличающиеся от стандартных
значений напряжений, т. е. 10 500, 13 860, 15 540, 20 160 и
38 500 в.
Соответственно мощности обмотки НН имеют величины: 67,67,
33, 120 и 67 Мв-а. Учитывая колебания напряжения в эксплуатации,
эти небольшие отклонения от стандартных номиналов практически
значения не имеют.
Магнитипровод двухрамиый однофазный (один основной стер-
жень и два боковых ярма). Рамы не имеют магнитной связи. Сталь
рулонная толщиной 0,35 мм марки М6Х с карлитовым покрытием
с однократной лакировкой. Стяжка стержней и боковых ярм про-
изводится бандажами из стеклоленты. Горизонтальные ярма стяги-
ваются полубандажами.
Обмотки расположены концентрически; на основном стержне:
НН, два концентра СН и затем ВН; на боковом ярме—КО, затем
два слоя РО. Обмотка ВН — непрерывная петлевая из подраз-
деленного провода (кроме крайних катушек). Имеется осевой канал
для охпаждения. Ввод осуществлен в середину обмотки. На тор-
цах установлены емкостные кольца. Обмотка СН состоит из двух
концентров, выполняется спиральной. Это обеспечивает значитель-
ное снижение перегрева обмотки, особенно крайних катушек, и
уменьшает реактанс НН — СН. На торцах обмотки установлены
емкостные кольца. Обмотка НН винтовая (спиральная), на напря-
жения 15, 18 н 20 кв (при мощностях 83—120 Мв-а) изготовляет-
ся из транспонированного провода (для других исполнений из про-
вода ПБ). У нижнего торца обмотки установлено емкостное кольцо.
Компенсационная обмотка — винтовая, изготовляется из транс-
понированного провода (при напряжении НН 38,5 кв КО выпол-
няется непрерывной). Обмотка РО — двухслойная спиральная, каж-
дый слой представляет собой 16-ходовой винт, выполняется из
транспонированного провода. На торцах обмотки установлены ем-
костные кольца.
Изоляция между обмотками выполнена мягкими электрокартоп-
пымп цилиндрами и угловыми шайбами. Прессовка обмоток раз-
дельная, причем для обоих концентров обмотки СН применено
одно общее кольцо. Отводы НН выполняются медными трубами.
Испытательное напряжение изоляции линейных концов обмоток
ВН и СН принято соответственно 680 кв и 325 кв. Динамическая
устойчивость к токам к. з. рассчитана по мощности к. з. на стороне
500 кв — 25 000 Мв-а, на стороне 220 кв — 15 000 Мв-а и на
стороне НН—2 000 Мв-а.
Переключатель ответвлений устройства РПН типа
РНОА-220/2000 на 17 положений. Вводы 220 и 500 кв — герметичные.
Для вывода РО к защищающим обмотку разрядникам использован
трехзажимный ввод. Бак выполнен с полуцилиндрической верхней
поверхностью колокола и рассчитан па остаточное давление
1—5 мм рт. ст. Трансформатор транспортируется с маслом на сочле-
ненном транспортере грузоподъемностью 220 тс в пределах III сте-
пени негабаритности.
Система охлаждения состоит из 6 охладителей с насосами ЭЦТ
100-8, собранных в 2 группы. Каждая группа соединена с баком
одним общим маслопроводом. У самого бака каждый общий масло-
провод разве.вляется на два патрубка. Таким образом, подвод мас-
60
ла к баку осуществлен в четырех сочках и отвод нагретого масла
также в четырех точках. Этим значительно сокращено число подво-
дящих и отводящих маслопроводов (до 4). Трансформатор снабжа-
ется азотной защитой масла.
По габаритам, расположению вводов, колее катков, расположе-
нию охладителей трансформат >р взаимозаменяем с трансформато-
ром АОДЦТН-167000/500
ТДЦ-40С 000/5 00. Разработан в 1968 г. По техническим
требованиям соответствует ГОСТ 11677-65. Изготовляется по тех-
ническим условиям ТУ 16-517.290-70. Это первый отечественный
трехфазный трансформатор такой мощности на напряжение 500 кв.
Номинальные напряжения 20/525 кв (могут быть исполнения с нап-
ряжением обмотки НН 13,8; 15,75 и 18 кв).
Мапштонровод изготовляется трехстержневым с боковыми яр-
мами из рулонной стали толщиной 0,35 мм марки Э-ЗЗОАП с жаро-
стойким покрытием. Стяжка стержней и боковых ярм производится
бандажами из стеклоленты, стяжка горизонтальных ярм — стальны-
ми полубандажамн. Верхние и нижние консоли соединяются между
собой пластинами из немагнитной стали. Магнитная система может
быть перевозбуждена на 10%. Для снижения добавочных потерь
на нижних консолях устанавливаются магнитные шунты.
Обмотки расположены концентрически. Обмотка ВН — петле-
вая, изготовляется из подразделенного провода, состоит из одного
концентра. Крайние катушки расщеплены по высоте. Ввод в середи-
ну обмотки. Входные катушки дополнительной изоляции не имеют.
Защита входной зоны осуществляется емкостным кольцом. По кон-
цам обмотки ВН также установлены емкостные кольца. Обмотка
НН — многоходовая, спиральная, наматывается в два слоя. Каждый
ход выполнен из транспонированного провода.
Прессовка обмоток осуществляется раздельно посредством
металлических колец. Изоляция между обмотками выполнена из
мягких электрокартониых цилиндров. Между обмоткой ВН и баком
устанавливается перегородка из мягкого электрокартона. Отводы
1111 выполнены обмоточным проводом обмотки и медными шинами.
Все отводы изолированы. Вывод обмотки НН осуществляется ше-
стью вводами на 8 ка. Треугольник собирается снаружи.
Уровень изоляции линейного конца обмотки ВН — в соответ-
ствии с испытательным напряжением 680 кв. Испытательное напря-
жение нейтрали 85 кв Вводы 500 кв — герметичные, установлены
I без «карманов». Динамическая устойчивость рассчитана по мощно-
сти к. з. на стороне 500 кв — 30 000 Мв-а.
Бак рассчитан на перевозку на сочлененном транспортере грузо-
подъемностью 400 тс в пределах III степени негабаритности. Транс-
форматор транспортируется с маслом.
В системе охлаждения используется 8 рабочих охладителей с
насосами ЭЦТ-160 10. Для защиты масла от окисления трансформа-
тор снабжается азотной защитой.
ОЦ-4 17 000/500. Трансформатор разработан в 1967 г
Предназначен для работы в укрупненном блоке с генераторами
500 Мет (Красноярская ГЭС). По техническим требованиям соот-
ветствует ГОСТ 11677-65. Изготовляется по техническим условиям
I 525
ТУ 16-517 047.67. Номинальные напряжения 15.75 I Кв.
Магнитопровод двухстержневой, трехрамиый, с боковыми ярма-
ми. Стяжка стержней и боковых ярм осуществляется металлнческп-
61
мп бандажами, ярма стягиваются пол} бандажами и шпильками, про-
ходящими вне ярма. Активная сталь марки М6Х толщиной 0,35 мм.
Верхняя и нижняя консоли свя таны вертикальной пластиной из
маломагнитной стали посредством узла «клин — винт».
Обмотки расположены на обоих стержнях. Обмотка ВН рас-
щепленная, состоит из двух параллелей, размещенных на каждом
стержне и состоящих каждая из двух концентров. Концентр BHt —
петлевая с радиальным каналом в середине катушек. Крайние четы
ре катушки для снижения потерь расщеплены на две параллели и
изготовлены из провода меньшей высоты. Ввод выполнен в сере-
дину концентра. Обмотка ВН?,— непрерывная. Две крайние катуш-
ки (сверху и снизу) изготовляются расщепленными. На каждом
стержне расположен концентр ВН2, затем НН затем BHi. Обмотка
НН — четырехходовая спираль, выполняется из подразделенного
провода с каналом в середине катушек. В каждом ходу 24 парал-
лели. Обмотки НН, расположенные на обоих стержнях, между со-
бой связи не имеют и выведены раздельно через четыре ввода 20 кв
14 000 а для присоединения двух генераторов. Перемычка BHi—
ВН2 расположена внизу.
Грозозащита осуществляется применением переплетенной обмот-
ки BHi и установкой емкостных колец на её торцах. Для выравни-
вания поля емкостные кольца установлены в нижней части ВН2 (у
перемычки) и на торцах обмотки НИ Прессовка обмоток раздель-
ная, выполняется стальными кольцами.
Изоляция между обмотками масло-барьерная, выполняется
электрокартонными цилиндрами. Верхняя полка нижней консоли вы
полнена из древеснослоистого пластика. Отводы обмотки ВН в меж
стержневом пространстве выполнены из медных труб диаметром
НО мм, охлаждаемые изнутри маслом.
Уровень изоляции линейного конца обмотки ВН в соответствии
с испытательным напряжением 700 кв. Испытательное напряжение
нейтрали ВН 85 кв. Ввод 500 кв герметичный.
Динамическая устойчивость обмотки ВН рассчитана из мощно-
сти к. з. 30 000 Мв а. При работе на группу трансформаторов од-
ного генератора один из треугольников обмоток НН размыкается
выключателями. Для допустимости такого режима осуществляется
защита от наведения значительных потенциалов посредством под-
ключения к вводу каждой фазы обмоток НН вентильного разряд-
ника и конденсаторов.
Бак рассчитан на перевозку на сочлененном транспортере грузо-
подъемностью 300 тс в пределах максимальной негабаритности без
масла (заполненным азотом с автоматически поддерживаемым из-
быточным давлением).
В системе охлаждения использованы три маслоохладителя
МО-53-4А (резервный) с насосами типа ЭЦТ-100-15. Кроме того,
предусмотрен насос для перемешивания масла перед включением
трансформатора при низких температурах. Для защиты масла в экс-
плуатации трансформатор снабжается азотной защитой.
4. МОНТАЖ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Современные крупные трансформаторы на нал жже-
ния 220 кв и выше, как было сказано ранее, изготовля-
ются по технологии, обеспечивающей высокий уровень
С2
изоляции, что особенно важно для трансформаторов
более высоких классов напряжения. Высокие изоляци
онные характеристики, достигнутые в процессе изготов-
ления трансформаторов, должны поддерживаться на
определенном уровне при монтаже и последующей его
эксплуатации во избежание преждевременного износа
или повреждения изоляции и, следовательно, всего
трансформатора.
Порядок монтажа трансформатора различается в за-
висимости от способа транспортирования его.
При отправке с маслом активная часть трансформа-
тора находится в масле и только в верхней части 'бака
создается азотная подушка с избыточным давлением
0,1 кгс/сл?. Бак трансформатора, отправляемого без ма-
сла, заполняется сухим азотом под .избыточным давле-
нием 0,1 кге/елг2, которое поддерживается автоматически
и не должно превышать 0,3 кгс/см1.
По прибытии на место назначения по железной дороге
трансформатор дотжен быть осмотрен с детью выясне-
ния, не было ли в пути нарушения герметичности бака и
нарушения крепления его на транспортере. Во время
транспортировки из-за резких торможении и толчков мо-
гут возникать значительные усилия, стремящиеся сдви-
нуть трансформатор по площадке транспортера, или при
перевозке на сочлененном транспортере—сдвинуть ак-
тивную часть по дну бака.
Для возможности проверки состояния крепления по-
сле транспортировки на площадке транспортера и на ба-
ке трансформатора делают перед отправкой контрольные
метки, и если после транспортировки метки совпадают,
значит никакого сдвига не произошло и, следовательно,
толчков, более допустимых по расчету, не происходило.
Если же обнаружены сдвиги, свидетельствующие о не-
допустимых толчках, необходг ло произвести осмотр ак-
тивной части, так как при резких толчках могли сме-
ститься детали крепления внутри бака, части обмотки,
отводов, изоляции и т. п.
Нарушение герметичности может произойти от толч-
ков и вибрации. Могут быть нарушены места сварных
соединений, фланцевых соединений, заглушек и т. п. Все
вентили, краны и задвижки, установленные на баке, на
время транспортировки при отправке закрываются до
отказа и пломбируются в таком положении Пломбиру-
ются также пробки для слива остатков масла. По при-
63
бытии на место все пломбы должны быть в целости.
Нигде не должно быть следов утечки магла .как у транс-
форматоров, отправленных с маслом, так и трансформа-
торов, отправленных заполненными газом (так как на
дне остается некоторое количество масла).
При наличии манометра, показывающего внутреннее
избыточное давление газа в баке, необходимо проверить
его показания. Давление может быть несколько ниже
первоначального, но не должно снижаться до нуля. При
отсутствии избыточного давления или появления неплот-
ностей в баке или арматуре не исключена возможность
попадания наружного влажного воздуха в бак на изоля-
цию трансформатора и ухудшения ее состояния. Поэтому
в таком случае необходимо проверить герметичность
бака, поскольку она является основным косвенным пока-
зателем, характеризующим состоящие изоляции активной
части и определяющим необходимость проведения счЛжи
и ревизии активной части трансформатора. Герметич-
ность бака, отправленного заполненным газом, прове-
ряют посредством создания в баке избыточного давления
азота или сухого воздуха до 0,25 кгс/см2 от баллона
с азотом или компрессора через силикагелевый .воздухо-
осушитель. Места утечки определяются с помощью
мыльного раствора. Если в течение 6 ч нахождения бака
под давлением оно не снизится более чем на 0,04 кгс!см2,
бак считается герметичным. Герметичность бака транс-
форматора, отправленного с маслом, проверяют так же,
но давление не повышают более 0,15 kzc)cm2 и выдержи-
вают не более 3 ч.
Собственно монтаж трансформатора заключается в
сборке его транспортируемых отдельно узлов, после про-
верки их состояния и соответствующей подготовки и
установки их на трансформатор, осуществлении внешних
соединений трансформатора с шинами распределитель-
ных устройств, проверки и введении в действие его вспо-
могательных устройств (система охлаждения, контроль-
но-измерительная аппаратура). Монтаж завершается
испытаниями и включением в работу. Для выполнения
монтажных работ требуется обеспечение определенных
условий их проведения.
Трансформаторы, изгото1вляе.мые в настоящее время
в соответствии с требованиями ГОСТ 11677-65, должны
вводиться в эксплуатацию без ревизии активной части
при монтаже. Это означает, что в состав монтажных ра-
64
бот не должны быть включены работы по подтяжке
внутренних креплений активной части, подпрессовке об-
моток, устранению каких-либо дефектов узлов активной
части, возникших при транспортировке. Для таких грабит
требуется вскрытие активной части, т. е. снятие «колоко-
та» бака, так как три неснятом «колоколе» не только вы-
полнить эти работы, но и осмотреть подробно активную
часть не всегда возможно из-за тесноты бака.
•Однако вскрытие активной части, особенно трансфор-
маторов с высшим напряжением 330 кв .и выше, обрабо-
танных на заводе с высоким уровнем технологии, обес-
печивающим высокое качество изоляции, требует усло-
вий, близких к заводским, и, кроме того, ограничивает
время нахождения активной части на воздухе (не в ма-
сле) .
Ввиду того, что 'монтаж трансформаторов ведется
в течение всего года, т. е. в разных атмосферных услови-
ях, зачастую трудно создать необходимые для безвред-
ного вскрытия активной части условия. Поэтому особен-
но важным является соблюдение при транспортировке
и хранении трансформатора требований, обеспечиваю-
щих необходимое состояние изоляции. Это позволит вы-
полнить требование ГОСТ 11677-65 об отказе от ревизии
активной части. Если же какие-то нарушения (наруше-
ния герметичности бака, деформация узлов активной
части и т. п.) все же произошли, то потребуется проведе-
ние ревизии со вскрытием.
Ревизия со вскрытием трансформаторов на напряже-
ния 330 -500 кв и трансформаторов на 220 кв мощно-
стью 200 Мв • а и более допустимо производить вне по-
мещения только при влажности воздуха не более 80% и
при температуре окружающего воздуха не ниже 0°С.
При .этом должен быть обеспечен прогрев активной ча-
сти. На подстанциях, где не предусматривается транс-
форматорная мастерская, во всех случаях монтаж (и
ревизия) ведется вне помещения, что особенно сложно
в холодное время года, так как в таком 'Случае для ре-
визии должен быть обеспечен прогрев активной части
во все время работы до температуры выше температуры
жружающего воздуха не менее чем на 10 °C. Это требо-
вание вызвано тем, что при температуре изоляции выше,
чем температура окружающего воздуха, на ней не будет
конденсироваться влага, находящаяся в воздухе. Про-
грев активной части необходим не только в случае про-
5—1040 С.5
ведения ревизии со вскрытием бака, но также и при про-
ведении только монтажных работ, связанных с разгер
метизацией бака.
Прогрев допустимо не делать только в тех случаях
когда температура окружающего воздуха 20 °C и выше и
влажность менее 65%, причем стоит устойчивая ясная
погода.
Разгерметизация производится после достижения тем-
пературы активной части, равной или выше температу
ры окружающего воздуха. Это требование относится
одинаково как к монтажу, так и к ревизии со вскрытием.
Дополнительно после проверки герметичности произ-
водят оценку состояния изоляции: по результатам ана
лиза масла из бака (или остатков масла) и по величине
отношения Дс/с изоляции. Масло из трансформатора,
прибывшего с маслом, подвергается сокращенному ана-
лизу и измерению tg6, проба остатков масла (из транс-
форматора, прибывшего без масла) проверяется только
на пробивное напряжение, причем отбор пробы произво-
дится, если температура масла не ниже 5 °C (в против-
ном случае потребуется подогреть поддон трансформато-
ра). Физико-химические показатели масла из бака дол-
жны соответствовать нормам на свежее масло, а пробив-
ное напряжение должно быть не ниже 40 кв для транс-
форматоров 220 кв и 50 кв — для трансформаторов 330 кв
и выше. Значение tg6 должно быть не выше нормы для
сухого масла непосредственно после заливки. Пробивное
напряжение остатков масла должно быть не ниже 35 кв
для трансформаторов 220 кв и не ниже 45 кв — для
трансформаторов 330 кв и выше.
Измеренное отношение Дс/с изоляции трансформато-
ра, прибывшего без масла, приведенное к заводской тем-
пературе, не должно превышать норму. Измерение при
температуре ниже 10 °C производить не следует. Необхо-
димо в таком случае трансформатор подогреть. Эта не-
обходимость подогрева (как и для отбора пробы остат-
ков масла) вызвана тем, чго при низких температурах
точность измерения показателей электрических характе-
ристик недостаточная. Измеренную величину Дс/с срав-
нивают с величиной, полученной на заводе до транспор-
тирования, пересчитывая ее на ту же температуру, по-
скольку Дс/с (т. е. состояние изоляции) зависит от тем
пературы и сравнивать можно только значения, соответ-
ствующие одинаковой температуре.
66
Увлажнение изоляции контролируется по состоянию
индикаторного силикагеля в транспортном воздухоосуши-
теле. Если цвет зерен из "голубого изменился на розовый
частично или полностью, это свидетельствует об увлаж-
нении его, т. е. о возможности попадания в бак влажного
воздуха. Таким образом, .на основании результатов всех
этих проверок можно судить о возможности включения
трансформатора без сушки или введения в эксплуатацию
без ревизии. Одййко окончательное решение может быть
принято после окончания монтажных работ и измерений
характеристик изоляции трансформатора, залитого мас-
лом. Может быть, что то предварительным результатам
проверки до монтажа не было необходимости в прове-
дении сушки, но при монтаже по тем или иным причинам
(например, более длительное нахождение в разгермети-
зированном состоянии) несоответствие характеристик
изоляции нормам потребует проводить сушку или конт-
рольную подсушку. После окончания монтажных работ
измеряют величину Дс/с и сравнивают (с учетом темпе-
ратуры) с величиной, измеренной до монтажа. Прираще-
ние не должно быть более нормированного значения.
Работы, выполняемые при нахождении трансформа-
тора без масла, должны продолжаться не больше 8 ч,
если температура окружающего воздуха ниже О °C или
выше 0°С, но влажность более 80%, и не более 16 ч при
влажности до 80% и температуре выше 0°С. Если в ука-
занные сроки уложиться нельзя, необходимо при прове-
дении работ постоянно поддерживать температуру актив-
ной части не менее чем на 10°С выше температуры окру-
жающего воздуха при влажности до 80%• Выполнение
этого требования позволяет вдвое увеличить продолжи-
тельность работ, но только, если работа производится
в помещении.
Началом работ у трансформаторов, транспортируе-
мых с маслом, считается начало слива масла, а у транс-
форматоров, транспортируемых с инертным газом —
вскрытие заглушки. За окончание работ принимается
окончание герметизации перед заливкой масла. Заливна
маслом производится под вакуумом, чтобы исключить
попадание вместе с маслом воздуха, который представ-
ляет опасность как элемент, снижающий электрическую
прочность масла и бумажной изоляции.
После закрытия всех заглушек при герметизации бака
необходимо проверить степень герметизации. Для этого
5'
67
в верхней части бака через вентиль присоединяют тру-
бопровод от вакуумнасоса и постепенно ступенями по
100 мм рт. ст. через каждые 15 мин создают вакуум
в баке, все время проверяя наличие неплотностей прослу-
шиванием. По достижении вакуума, необхидимого для за-
ливки, т. е. 750 мм рт. ст. (если нет других требований
в инструкции по монтажу данного трансформатора), за-
крыть вентиль от вакуум-насоса и остановить его. Затем
при отключенном вакуум-насосе и достигнутом вакууме
выдерживают трансформатор в течение 1 ч. Если на-
текание, т. е. ухудшение вакуума, не превысит
20 мм рт. ст., бак можно считать герметичным. После
проверки герметичности активная часть должна оста-
ваться в баке под вакуумом в течение 20 ч при работаю-
щем вакуум-насосе для того, чтобы из толщи изопяции
успели выделиться газовые включения (воздух).
Для заливки масла, не останавливая вакуум-насос,
открывают вентиль на маслопроводе на верхней части
бака и начинают заполнение бака от центрифуги с элек-
тролодогревателем. Перед началом заливки нужно про-
верить пробивное напряжение масла независимо от того,
что при подготовке масла производится анализ по дру-
гим показателям.
Масло, используемое для заливки трансформатора,
должно быть свежим, т. е. не бывшим в эксплуатации.
В настоящее время изготовляются несколько марок тран-
сформаторного масла, различающихся как по исходному
сырью, так и по технологии производства. Эти различия
обусловливают различные значения показателей химико-
физических свойств. Однако, несмотря на эти различия,
все масла удовлетворяют требованиям, предъявляемым,
к их изоляционным свойствам для применения в обору-
довании, работающем при напряжении 220 кв и выше.
Масло марки ТКп по ГОСТ 982-68, масло по МРТУ
38-1-178-65, масло по ТУ 38-1-182-68 могут применяться
в трансформаторах на напряжения до 500 кв включи-
тельно, а масло марки Т-750 по ТУ 38-1-239-69 для транс-
форматоров на 750 кв. Масло марки ТК по ГОСТ 982-68,
выпускаемое без антиокислительной присадки и имеющее
недостаточно хорошие показатели, не следует использо-
вать для заливки трансформаторов на напряжения
220 кв и выше.
Основным показателем, характеризующим пригод-
ность масла к заливке в трансформатор, являются ди-
68
электрические свойства его, т. е. пробивное напряжение,
tgfi и наличие примесей, поскольку остальные показате-
ли у свежего масла соответствуют требованиям ГОСТ
или ТУ и, кроме того, остальные показатели мало
влияют на диэлектрические свойства масла и изоляции
им пропитанной.
Свежее масло, предназначенное для заливки транс-
форматора или доливки, должно быть проверено по всем
показателям полного анализа (см. табл. 2) с целью про-
верки соответствия его ГОСТ или техническим услови-
ям. Такому же анализу подвергаются партии масла, по-
ступающие с нефтебазы. Масло, с которым прибыл транс-
форматор с завода, подвергается только сокращенному
анализу и измерению tg6 (ни. 1-6 и Г.2 табл. 2).
Доливать масло в трансформатор, прибывший с мас-
лом, желательно той же марки. Но допустимо при отсут-
ствии такой же марки масла использовать масло и дру-
гой марки. При этом, если смешиваются масла, содер-
жащие антиокислительную присадку или не содержащие
присадки, смешение может быть произведено в любой
пропорции. Если же смешивается масло, имеющее при-
садку, с маслом, не имеющим присадку, следует произ-
вести проверку стабильности смеси, которая не должна
быть хуже стабильности компонентов. В противном случае
смешение производить нежелательно.
В процессе заливки вакуум должен поддерживаться
на первоначальном уровне. Скорость заливки не должна
быть очень большой. Достаточно выдерживать скорость
не более 3 т в час. Температуру масла при заливке под-
держивать не ниже 45 °C. Эти условия требуется соблю-
дать для обеспечения равномерной пропитки изоляции.
После достижения уровня масла в баке на 200 мм выше
верха активной части подача масла прекращается (на-
сос отключается), по вакуум поддерживается в течение
10 ч и активная частыпродолжает пропитываться маслом,
причем выделяется газ, поглощаемый вакуум-насосом.
Затем вакуум постепенно уменьшается до нуля и в бак
подается сухой воздух, пропускаемый для осушки через
силикагелевый воздухоосушитель и после установления
атмосферного давления трансформатор отстаивается
в течение 5 ч. На этом и заканчивается процесс за-
ливки.
В настоящее время изготовляется ряд типов трансфор-
маторов, снабженных азотной защитой масла. Монтаж
69
Т аблица 2
Допустимые значения показателей изоляционных масел
Свежее масло перед заливкой в оборудование
№ п/п. Наименование показателей Марки и ТКп по ГОСТ 982-68 По ГОСТ 10121-62 По МРТУ 38-1-178-65 По ТУ 38-1-182-68 7Маркя Т-750 по ТУ 38-1-239-69
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Минимальное пробивное на- пряжение, определяемое в стандартном сосуде маслопробойника, для трансформаторов: 220 кв 330 кв и 500 кв 750 кв Содержание механических примесей Содержание взвешенного угля Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более Реакция водной вытяжки Температура вспышки, *С, не ниже Вязкость: при 20 *С не более при 50 *С не более Температура застывания, *С, не выше Натровая проба в баллах, не более Прозрачность при -{-5 *С Общая стабильность про- тив окисления (по ГОСТ 981-55): количество осадка,после окисления, %, не бо- лее кислотное число окислен- ного масла, мг КОН на 1 г масла, не более Тангенс угла диэлектриче- ских потерь, о/о, не более: при 20 *С при 70 *С при 90 *С 45 55 0.02 Нейтр 135 9,0 —45 1 0,01 0,1 0.2 1,5 45 55 От 0.02 альная 150 28 9,0 —45 1 п От- сут- ствие 0.1 0.2 2,0 45 55 сутствт О', 04 135 30 8,6 —45 2 юзрачн 0,07 0.25 0,3 2,5 45 55 те 0,03 135 30 9,0 —45 1 о 0,03 0,3 0.05 0,7 1.5 55 60 0,01 135 9.0 —53 1 От- сут- ствие 0.03 0.3 0.5
70
этих трансформаторов до операций по заливке маслом
ведется как и для остальных трансформаторов (не имею-
щих азотной защиты). Но заливка должна производиться
дегазированным маслом. Таким образом, кроме запивки
под вакуумом масло должно пройти обработку на дега-
зационной установке. Суть дегазации заключается в том,
что масло распыляется .при поступлении в промежуточ-
ный бак, в котором поддерживается глубокий вакуум,
и таким образом происходит удаление растворенного
в масле газа (воздуха). К маслу, подготовленному для
заливки, предъявляются более высокие треоования: кро-
ме соответствия по всем показателям нормам на свежее
масло пробивное напряжение должно быть не менее
58 кг, влагосодержание, определяемое по ГОСТ 7822-55,
не более 0,01% и газосодеожание не более 0,1% по объе-
му.
Заливка дегазированного масла в бак трансформа-
тора производится по той же технологии, что и недега-
зированного, как описано выше. После окончания ваку-
умирсвки в надмасляное пространство подается не воз-
дух, а сухой азот также через силикагелевый воздухо-
осушитель. Нужен азот сорта I по ГОСТ 9293-59 (с со-
держанием кислорода не более 0,5%)- По мере раство-
рения азота следует добавлять азот до тех пор, пока
в баке не установится в течение 6 ч атмосферное давле-
ние. После окончания азотирования нужно проверить
газосодержание в масле, которое не должно отклонять-
ся от нормы более чем на 5%. Окончательная сборка
трансформатора производится после завершения залив-
ки бака маслом; монтаж выхлопной трубы, расширителя
и других узлов на трансформаторе с азотной защитой
производится поочередно с продувкой надмаслянсго про-
странства и устанавливаемых узлов азотом. Трансфор-
маторы, снабженные азотной защитой, должны доли-
ваться тоже дегазированным и азотипованным маслом.
Следующей операцией является перекатка трансфор-
матора на фундамент. У трансформатора с выносной
системой охлаждения заполнение ее маслом производят
после установки трансформатора на фундамент, монта-
жа всех охладителей и маслопроводов При этом заливка
охладителей производится также под вакуумом маслом
от бака трансформатора.
У трансформаторов с азотной защитой заполнение
охладителей маслом следует производить после подклю-
71
чеиия к расширителю установки азотной защиты. Запол-
нение охладителя производится после создания в нем
вакуума вакуум-насосом до 720 мм рт. ст. путем при-
открывания задвижки на нагнетательном маслопроводе
от бака. Следует заметить, что в последнее время стали
применяться маслопроводы из нержавеющей стали, ко-
торые достаточно очистить от грязи, мусора и промыть.
Но, если применены трубы из углеродистой стали, вну-
тренняя поверхность их должна быть очищена до метал-
лического блеска посредством пескоструйки, так как
остатки ржавчины в трубах со временем будут .занесены
в бак.
Затем приступают к электрическим испытаниям. Ос-
новным назначением испытаний является проверка со-
стояния изоляции трансформатора. Поскольку изоляция
трансформатора в общем представляет собой, как было
сказано ранее, очень сложную композицию узлов и де-
талей, изготовленных из различных изоляционных мате-
риалов, невозможно характеризовать ее состояние доста-
точно полно и надежно каким-либо одним измерением
или измерением одного показателя. Поэтому необходимо
измерять такие характеристики, как сопротивление изо-
ляции обмоток по отношению к корпусу и между собой,
tg б изоляции, отношения Ас/с и С2/С50 изоляции, Reo/Ris
изоляции и tg6 масла. На состояние твердой изоляции
оказывает влияние окружающее ее масло, поэтому сна-
чала следует убедиться в удовлетворительном сос гоянии
масла.
После окончания доливки и отстоя в течение 24 ч от-
бирают пробу масла из бака для проведения анализа,
причем температура масла в месте отбора не должна
быть ниже 5 °C. Если окружающий воздух имеет положи-
тельную температуру, это условие выполняется, потому
что после заливки теплым маслом температура его в те-
чение 24 ч не снижается ниже 5 °C. В холодное время
остывание происходит скорее, поэтому желательно во из-
бежание последующего подогрева заливать трансформа-
тор более горячим маслом.
Масло отобранной пробы проверяют в объеме сокра-
щенного анализа и измеряют tgfi его. Нормы, установ-
ленные для масла данной марки, должны быть выдер-
жаны, в противном случае может потребоваться допол-
нительная обработка масла. Обычно не укладывается
в норму только значение tg6 и поэтому требуется допол-
72
нительная обработка .посредством .прокачки горячего
масла через адсорбер с силикагелем или через цеоли-
товую установку до снижения значения tg 6 до норм.
Затем производят измерение характеристик изоляции
трансформатора. Нужно иметь в виду, что измерение ха-
рактеристик изоляции следует производить при вполне
определенных условиях, пользуясь однозначной методи-
кой, иначе получаются совершенно несопоставимые ре-
зультаты.
Поскольку изоляционные свойства диэлектриков в той
или иной степени зависят от температуры изоляции, не-
обходимо исключать искажение результатов измерений,
вносимые из-за влияния температуры. Самым простым
способом для этого является измерение при одной и той
же температуре на заводе при контрольных испытаниях
(результат которых записан в паспорт) и на монтаже.
При получении одинаковых или по крайней мере близ-
ких результатов измерений характеристик изоляции мож-
но считать, что на монтаже достигнуто состояние изоля-
ции, полученное при изготовлении трансформатора на
заводе Однако достичь совпадения температуры изоля-
ции при измерениях на заводе и на монтаже практичес-
ки трудно, но, поскольку известна зависимость изоляци-
онных характеристик от температуры, может быть допу-
щен пересчет результатов измерений с внесением поправ-
ки на разность температур при обоих измерениях. Кроме
того, имеет значение и абсолютная температура изоля-
ции. Если она ниже +30 °C, то точность измерения сни-
жается.
При измерении сопротивления изоляции мегомметром
к изоляции прикладывается напряжение (1000—2 500 в)
и через диэлектрик проходит ток, состоящий из тока аб-
сорбции, зарядного тока (тока смещения) и тока прово-
димости. Ток абсорбции обусловливается поляризацией
диэлектрика, ток заряда определяется емкостью, а ток
проводимости—сопротивлением прохождению тока. Ток
абсорбции и зарядный ток через несколько секунд после
приложения напряжения спадают от максимального на-
чального значения до минимума, а ток проводимости,
оставаясь неизменным, измеряется после этого проме-
жутка времени. Отсчет показаний мегомметра произво-
дят через 15 сек после приложения напряжения, в тече-
ние которых ток абсорбции и зарядный ток практически
еще существуют, и через 60 сек, когда остается только
73
установившийся гок проводимости, характеризующий со-
противление изоляции в массе ее.
Во влажной изоляции почти не происходит поляриза-
ции и заряда емкости, т. е. составляющие тока абсорбции
и тока смещения очень малы и таким образом весь ток
через диэлектрик является током проводимости. Следо
вательно, значение тока, измеренного через 15 сек, будет
очень мало отличаться (или совсем не отличаться) от
значения, измеренного через 60 сек, т е величина отно-
шения Rw/Ris будет близка к единице При сухой изоля-
ции в первый момент после приложения напряжения
в изоляции пойдет большой зарядный и бочычой абсорб-
ционный теки, т. е. значение 7?j5 будет мало, а после спа-
дания тока заряда и тока абсорбции значение /?60 стано-
вится больше и отношение ReoIRts приближается к 2.
При низких температурах за счет замел пения процес-
са поляризации в сухой изоляции уменьшается ток аб-
сорбции и ток 'смещения и, следовательно, получаются
более высокие значения сопротивления изоляции. Поэто-
му для получения правильных показаний при измерении
изоляционных характеристик трансформатор должен
быть нагрет до температуры не ниже 30 °C (для предва-
рительных измерений отношения Дс/с до монтажа до-
статочно нагреть до 10 °C)
Поскольку трансформатор работает при температуре
изоляции 70—95 °C, то желательно производить измере-
ния при наиболее высокой температуре, чтобы убедиться,
что при рабочих условиях состояние изоляции может
обеспечить надежную работу трансформатора.
За температуру изоляции принимается температура
обмотки ВН, измеренная по сопротивлению обмотки по-
стоянному току. При нагреве трансформатора за темпе-
ратуру изоляции принимается также температура об-
мотки ВН, но измеряемая по сопротивлению обмотки
постоянному току не ранее чем через 1 ч после оконча-
ния нагрева
Ппи измерении отношения Ас/с за температуру изо-
ляции трансформатора, подвергавшегося нагреву без
масла, принимают температуру верхнего ярма магнито-
провода. измеренную термометром непосредственно пос-
ле измерения Ас/с.
Измерение изоляции преследует цель получить
дополнительную характеристику состояния изоляции —
величину диэлектрических потерь, зависящую от степени
74
неоднородности изоляции, т. е. наличия в массе изоляции
посторонних включений, имеющих другую диэлектричес-
кую постоянную, например газовых пузырьков, мельчай-
ших частиц воды или лака и т. п. Таким образом, чем
более неоднородна изоляция, тем больше значение tg6.
Практически после выпуска трансформатора с завода
изменение (увеличение) значения tg 6 указывает на
увлажнение изоляции вследствие разгерметизации транс-
форматора или несоблюдения требований по длительно-
сти нахождения активной части на воздухе при ревизии.
Достичь необходимой величины tg б, как и сопротив-
ления изоляции, можно посредством сушки, т. е. удаления
влаги, обусловливающей увеличение tg б. Как и сопро-
тивление изоляции, tg 6 желательно измерять при темпе-
ратуре первоначального измерения, в противном случае
следует приводить к одной температуре путем пересчета,
используя разные коэффициенты пересчета в зависи-
мости от разности температур при двух измерениях. Как
и сопротивление изоляции, tg б нужно измерять при тем-
пературе изоляции не ниже 30 °C, так как при низких
температурах величина tg 6 мала и она становится соиз-
меримой (а иногда и равной) с погрешностью измери-
тельного 'моста, т. е. точность измерения получается не-
достаточной.
Кроме влияния температуры, на результаты измерений
сопротивления изоляции и tg6 оказывают влияние схе-
мы измерений и методика их выполнения. Поэтому во
всех случаях измерений, когда требуются сравнимые ре-
зультаты, используются одинаковые схемы соединений
обмоток трансформатора. Ввиду того, что изоляция
трансформатора представляет собой сложный комплекс
различных узлов, связанных емкостями, произвести из-
мерение tg6 или сопротивления изоляции какой-нибудь
одной обмотки 1 не представляется возможным. На изме-
рение сопротивления изоляции одной обмотки будут
оказывать влияние сопротивления и емкости других об-
моток. Необходимо произвести поэтому несколько изме-
рений, комбинируя соединение обмоток по отношению
к магнитопроводу. Получив, таким образом, несколько
результатов измерений, можно составить ряд уравнений
с несколькими неизвестными и, решая систему уравне-
ний, получить значение сопротивления изоляции или tg б
1 Физически такой величины не существует.
75
зон отдельных обмоток. Это бывает нужно для выявле-
ния какого-либо локального дефекта изоляции.
Однако в таком определении tg б или сопротивления
изоляции зоны именно той или другой обмотки обычно
нет необходимости. Поскольку на общее значение изме-
ренного сопротивления изоляции во всех случаях ока-
зывают влияние сопротивления изоляции других обмо-
ток, то достаточно пользоваться измеренными одинако-
выми способами комбинированными значениями tg6 или
сопротивления изоляции.
В двухобмоточных трансформаторах измерения про-
водят по схемам: а) ВН—НН + бак; б) НН—ВН + бак и
в) ВН + НН—бак. В автотрансформаторах обмотки ВН
и СН принимают за общую автотрансформаторную об-
мотку и получаются также три схемы: а) (ВН + СН)—
—бак, НН; б) НН—бак, (ВН + СН) и в (ВН + СН) +
+ НН—бак.
Все выводы обмоток одного напряжения соединяют-
ся вместе, а выводы остальных обмоток и бак должны
заземляться.
Если трансформатор прибыл без масла, то после за-
ливки его маслом на монтаже бывают случаи увеличения
значения tg6 обмоток (ВН и НН) против заводского из-
мерения. При условии правильного проведения монтажа
или ревизии или в случае проведения сушки такое явле-
ние свидетельствует или о том, что залиго масло не той
же марки, какой производилась заливка на заводе, или
о недостаточно высоком качестве заливаемого масла.
Для заливки трансформаторов 220—500 кв могут ис-
пользоваться различные марки масел. Однако они со-
гласно соответствующим стандартам или техническим
условиям имеют различные нормированные значения tg б
в исходном состоянии (до заливки в оборудование).
Поэтому необходимо проверять марку масла и произво-
дить сокращенный анализ с измерением tg б масла. Ис-
следованиями, проведенными ВНИИЭ, установлено, что
изменения tg б изоляции зависят от изменения tg б масла,
причем AtgбИз~ (0,3ч-0,5) -AtgdM (Л. 19]. В тех случаях,
когда увеличение tg б изоляции обмотки вызвано боль-
шей величиной tg б масла, оно может не приниматься во
внимание, если tg б масла и все другие его показатели
соответствуют нормам для этого масла. Если же tg б
масла выше допустимой нормы, потребуется, как сказано
ранее, дополнительная обработка масла. Однако иногда
76
Может быть и улучшение tg б изоляции за счет лучших
свойств масла.
После проведения измерений изоляционных харак-
теристик трансформатора при условии, что недопусти-
мых отклонений от -норм, установленных инструкцией
ОАА.458.000-67, не обнаружено, приступают к дальней-
шим испытаниям. Если же выявлено несоответствие изо-
ляционных характеристик нормам, приходится проводить
дополнительные (или повторные) работы для доведения
характеристик изоляции до норм ( в том числе подсуш-
ку, перезаливку масла и т. д.).
Последующие испытания выполняются в таком же
объеме, как и для меньших трансформаторов, и поэтому
здесь не описываются.
При испытании витковой изоляции обмотки индукти-
рованным напряжением промышленной частоты или при
подъеме напряжения от генератора, соединенного в блок
с трансформатором, для снятия характеристики холосто-
го хода генератора напряжение на обмотках трансфор-
матора не должно повышаться более 1,15 номинального
в трансформаторах, имеющих в магнитопроводе стяжные
шпильки, или не более 1,3 номинального — в трансфор-
маторе с магнитопроводом, стянутым бандажами, и под-
держиваться не более 3 мин.
Трансформатор, работающий в блоке с генератором,
обычно включается под напряжение от генератора подъе-
мом напряжения «с нуля». Если генератор не готов к ра-
боте в момент включения трансформатора или если
к одному генератору присоединяются несколько транс-
форматоров (2—3) и есть возможность отсоединить их
выключателями, то включение трансформатора под 'Нап-
ряжение производят толчком со стороны ВН. Трансфор-
маторы на подстанциях включаются толчком во всех
случаях.
Трансформаторы с расширителями без азотной защи-
ты могут включаться под напряжение не раньше чем че-
рез 12 ч после последней доливки масла, чтобы за это
время успел выделиться воздух, который мог попасть
с доливаемым маслом в бак трансформатора. Трансфор-
маторы, снабженные азотной защитой и доливаемые де-
газированным маслом, могут включаться сразу после до-
ливки масла в расширитель.
После включения трансформатора под напряжение
он должен быть оставлен на холостом ходу в течение не
77
менее получаса для того, чтобы произвести осмотр и про
слушивание трансформатора. Затем поднимают напря-
жение до 130% номинального и выдерживают в теченш
1 мин для трансформаторов с бесшпилечныи магнито-
проводом или в течение 20 сек для трансформаторов с маг-
нитонроводом, имеющим стяжные шпильки. Если при этих
операциях никаких внешних неполадок, а также внут-
ренних ненормальностей (разряды, ненормальный гул)
не обнаружено, трансформатор может считаться прошед-
шим испытания и годным к эксплуатации. Напряжен™
снимается и затем после изменения уставок защиты ют
сверхтоков пцоизводят 4—5 раз включение толчком на
полное напряжение для проверки отстройки защиты
от бросков намагничивающего тока. Для блочных транс
форматоров, включение которы ; толчком в эксплуатаци
не может быть осуществлено, такой проверки можно нс
делать.
5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Процесс эксплуатации трансформатора 'состоит из
операций по включению его под напряжение и нагрузку,
работы под нагрузкой в различных режимах, включая
перегрузочные, регулирования напряжения, контроля ре-
жима нагрузки, напряжения и температуры, обслужива-
ния вспомогательных устройств (системы охлаждения,
устоойств РПН, азотной и газовой зашит) проведения
осмотров и выполнение ремонтов.
Порядок включения трансфориматора под напряжение
впервые после окончания монтажа указан в предыдущем
разделе. При очередном включении находящегося в ре-
зерве трансформатора, работающего в блоке с генерато-
ром, целесообразно произвести внешний осмотр транс
форматора. На тепловых электростанциях, где включе-
нию предшествует довольно длительная подготовка
тепловой части, проведение осмотра не вызывает затруд-
нения. На гидроэлектростанциях и на подстанциях, где
операции по пуску и включению производятся быстро,
допустимо осмотр не производить, но все трансформато-
ры, находящиеся в резерве, должны быть полностью То-
товы к немедленному включению под напряжение и на-
грузку.
Включение под напряжение трансформатора, работа-
ющего в блоке с генератором, производится подъемом
78
напряжения с нуля одновременно с возбуждением гене*
ритора. Однако в тех случаях, когда на один трансфер
матор работают два генератора (или более) и синхрони-
зация производится генераторным выключателем, транс-
фо]рматор включается в сеть толчком.
Трансформаторы на подстанциях включаются всегда
толчком на полное напряжение сети, как правило, вы-
ключателем со стороны питающей сети. На подстанции
в некоторых случаях трансформаторы 'могут включаться
под напряжение разъединителем (если в цепи выключа-
теля нет). Это касается только трансформаторов на на-
пряжение не выше 220 кв при условии, что намагничива-
ющий ток ненагруженното трансформатора не превыша-
ет 17 а.
Таблица 3
Допустимая величина намагничивающего
тока, отключаемого разъединителем 220 кв
Вид разъединителя Наименьшее рас- стояние между полюсами, м Максимальный до- пустимый отклю- чаемый ток, а
в р 4,0 8,0
Г/П 0.0 8,0
в/р 4,5 13,5
г/п 5.5 13,5
в/р 5,8 17,0
г/п 6,8 17,0
Примечание, в/р—вертикал ьно-рубящего типа;
г/п—горизонтально-поворотного типа.
Величина намагничивающего тока зависит от напря-
жения, подведенного к трансформатору, и при повыше-
нии напряжения на 5% сверх номинального ток намаг-
ничивания увеличивается в 1,5 раза, поэтому у трансфор-
маторов, снабженных устройством РПН на стороне
питания, целесообразно перевести переключатель в по-
ложение, соответствующее недовозбуждению трансфор-
матора, т. е. напряжение включаемого ответвления долж-
но быть выше подводимого из сети напряжения. При сни-
жении возбуждения на 10% намагничивающий ток
уменьшается на 45 70.
Величина тока, допустимого для отключения и вклю-
чения разъединителем, зависит от конструкции разъеди-
ните пя и расстояния между полюсами и для напряжения
220 кв приведена в табл. S.
79
В табл. 4 приведены значения намагничивающих то-
ков (токов холостого хода) некоторых типов трансформа-
торов, которые 'могут включаться под напряжение
разъединителями. Определяющей величиной является
ток холостого хода при напряжении 1,05 номинального,
что может быть при эксплуатации.
Таблица 4
Намагничивающий ток трансформаторов
Тип трансформатора Мощность, Мв-а Напряжение, Кв Намагничивающий ток
при номинал ь- ном напряже- нии при 1,05 номи- нально- го на- пряже- ния со сторо- ны ВН, а
номи- наль- ный ток, % со сто- роны ВН, а
АТДЦТГ-90000/220 90 230/121/11 3,0 6,8 10,2
АТДТГ-120000/220 120 220/121/11 0,78 2.45 3,7
АТДЦТГ-120000,220 120 220/121/6,6 3.0 9,5 14.2
АТДЦТГ-180000/220 180 230/121/11 2,0 9,05 13,6
АТДЦТНГ-125000/220 125 230/115/10,5 2,0 6,25 9,4
АТДЦ1 И-125000/220/110-68 125 230 121/10,5 0,8 2,5 3,75
АТДЦТН-200000/220/110-68 200 230/121/10,5 0,8 4,0 6,0
Включение трансформатора в работу после оконча-
ния ремонта производится после тщательного осмотра
как самого трансформатора и его вспомогательных
устройств, так и шин или кабелей, присоединяющих его к
сборным шинам или к генератору. Цель осмотра состоит
в том, чтобы убедиться в правильности присоединения
трансформатора, в готовности к действию его вспомога-
тельных устройств и .контрольно-измерительных прибо-
ров, в отсутствии на трансформаторе, охладителях, ши-
нах посторонних предметов, переносных заземлений, fla-
териалов, инструмента и т. п. Независимо от объема про-
изведенных испытаний трансформатора непосредственно
перед включением под напряжение нужно проверить ме-
гомметром изоляцию всех обмоток вместе с присоединен-
ными шинами или кабелями для того, чтобы убедиться
в нормальном состоянии изоляции.
У трансформаторов, включаемых в работу после ре-
монта, предварительно должны быть выполнены опера-
ции по удалению воздуха из системы охлаждения по-
80
средством заливки системы охлаждения маслом под
вакуумом. Сначала производится вакуумировка незапол-
ненной системы охлаждения при остаточном давлении
40 мм рт. ст. в течение 30 мин, а .затем под тем же ва-
куумом система заполняется маслом от бака трансфор-
матора. После окончания заполнения системы масло
должно в течение 5 ч отстояться. После отстоя и провер-
ки отсутствия воздуха (приоткрывая воздуховыпускные
пробки) на 1 ч включается циркуляция масла, а затем
на 12 ч трансформатор остается для отстоя, после кото-
рого трансформатор может быть включен. Посколь-
ку упомянутые выше операции требуют около 20 ч, необ-
ходимо подготовить трансформатор к включению зара-
нее, а не непосредственно перед пуском агрегата (если
трансформатор работает в блоке), чтобы не задерживать
пуска блока.
Отключение трансформаторов производится теми же
коммутационными аппаратами, которыми осуществля-
ется и включение. Включение в работу трансформаторов,
работающих параллельно, следует производить при со-
блюдении условий, необходимых для параллельной ра-
боты: тождественность групп соединения обмоток, равен-
ство напряжений короткого замыкания (с допусками
±110%' их среднего значения), равенство коэффициентов
трансформации (с допуском до 1% —для трансформато-
ров с коэффициентом трансформации, меньшим 3, и
0,5%—для всех других трансформаторов) и совпадение
по фазам. Фазировка должна быть проверена после каж-
дого ремонта, если трансформатор подсоединяется по-
средством кабелей. Присоединение -к трансформатору
комплектных экранированных токопроводов (к обмотке
НН) и спусков от шин 220 кв и выше позволяет не про-
верять фазировку, так как перепутать такие присоедини-
тельные элементы невозможно.
Что касается группы соединений и е1Ъ то о совпадении
их следует думать при проектировании и установке
параллельно работающих трансформаторов, ио о коэф-
фициенте трансформации не следует забывать и при
эксплуатации уже установленных трансформаторов, осо-
бенно если они снабжены РПН. У автотрансформаторов
с РПН в линии обмотки СН перед включением транс-
форматора параллельно работающему нужно переклю-
чатель ответвлений установить на такую же ступень как
у работающего или в том случае, если ступени неодина-
6—1040
81
ковые, на такую степень, при которой напряжение «а
вторичной обмотке (СН) будут более близкими.
После включения подстанционного трансформатора
(автотрансформатора) под .напряжение электрической
сети нагрузка его устанавливается в зависимости от
общей напрузки на шинах подстанции, т. е если транс-
форматор один, то он несет всю нагрузку потребителей,
присоединенных к шинам, а если трансформатор подклю
чается параллельно к уже работающему, то общая на-
грузка распределится поровну, если трансформаторы
полностью идентичны. В противном случае нагрузка рас-
пределится неравномерно.
Трансформаторы, снабженные искусственным охлаж-
дением с принудительной циркуляцией масла, могут
нести номинальную нагрузку при соблюдении расчетных
условий теплообмена в системе охлаждения, т. е. систе-
ма охлаждения должна отводить тепло, соответствующее
полным потерям при данной нагрузке. Способность ох-
ладителей отводить тепло потерь зависит от скорости
циркуляции масла — охлаждающего агента. Если ско-
рость движения масла снизится, например, из-за увели
чения вязкости его, то теплообмен ухудшится, т. е.
трансформатор будет нагреваться более чем допустимо
по расчетам, что может привести к перегреву проводов
и, следовательно, изоляции обмоток. Трансформатор
рассчитан на определенный срок работы с номинальной
нагрузкой при условии, что износ изоляции, зависящий
от температуры, будет происходить равномерно в течение
срока службы. Повышенный нагрев изоляции ведет к
ускоренному ее износу и сокращению срока службы
трансформатора и поэтому является недопустимым.
В зимнее время, когда из-за низких температур воз-
духа температура масла в неработающем длительно
трансформаторе .снижается, вязкость масла повышается
и ухудшается его охлаждающая способность. Поэтому
трансформаторы с охлаждением системы ДЦ или Ц
в зимнее время при температуре верхних слоев масла
ниже — 25°C нельзя включать сразу под полную нагруз-
ку во избежание возникновения недопустимых перегре-
вов обмоток.
В таких случаях сразу после включения нагрузи,
трансформатора не должна превышать 40—50% номи
нальной и следует работать с такой нагрузкой до те?
пор, цока температура масла в баке не достигнет — 25°C
(если при включении ина была ниже — 25°C) за счет на-
грева масла от 'выделяющихся потерь ib активной части.
При такой температуре масло достаточно жидкое и
свободно циркулирует .по каналам обмоток и по трубкам
охладителей, поэтому по достижении указанной темпера-
туры может быть включена система циркуляции и на-
грузка может быть увеличена до номинальной.
Основным режимом работы трансформатора является
номинальный режим, т. е. работа при номинальной на-
грузке и расчетных условиях охлаждения и при номи-
нальных значениях частоты и напряжения.
Расчетными условиями охлаждения при номинальной
нагрузке (для трансформаторов, спроектированных в
соответствии с требованиями ГОСТ 11677-65) являются:
температура охлаждающего воздуха 40 °C или охлажда-
ющей волы 25 °C при среднесуточной температуре воз-
духа не более 30 °C, а среднегодовой не более 20 °C. Рас-
четное превышение температуры обмоток этих трансфор-
маторов принято равным 65 °C.
Для трансформаторов, спроектированных до введения
в действие ГОСТ 11677-65 в соответствии с техническими
условиями, темпера пра охлаждающего воздуха прини-
малась равной 35°C (расчетное превышение температу-
ры обмоток 70°С), а для некоторых трансформаторов
40°C, поэтому при определении нагрузочной способности
данного трансформатора нобходимо учитывать его рас-
четные условия.
У многообмоточных трансформаторов номинальным
режимом считается такой, при котором ни в одной из об-
мотск ток не превышает номинального, а полные потери
равны расчетным, хотя некоторые обмотки могут ока-
заться недогруженными до номинального значения тока.
Так, в трехобмоточных автотрансформаторах при ра-
боте их в трансформаторном режиме (PH—НН или
СН—НН) передаваемая мощность не может превышать
номинальную мощность обмотки НН (обычно не более,
a ib ряде типов и менее типовой мощности автотрансфор-
матора), хотя обмотки ВН или СН рассчитаны на боль-
шую номинальную мощность, которую можно передать
в ’ автотрансформаторном режиме (ВН jCH). Более
сложны соотношения нагрузок обмоток автотрансформа
гора при раооте в комбинированном трехобмоточном
режиме, когда питающей является обмотка ВН или СН,
а мощность передается на две другие обмотки (СН и
6* 83
НН или ВН и НН) или от двух обмоток (СН и НН или
ВН и НН) мощность поступает в третью (соответственно
ВН или НН). В этих .режимах потери .короткого замыка-
ния имеют максимальное значение. В 'режиме передачи
мощности от обмотки ВН к обмоткам СН и НН мощ-
ность, поступающая в обмотку ВН, может быть равна
номинальной (проходной), мощность, получаемая из
обмотки НН, не (может быть более типовой (в лучшем
случае), а мощность, получаемая от обмотки СН, явля-
ется дополняющей типовую (или мощность НН) до про-
ходной (или мощности ВН). Например, у автотрансфор-
матора АТДЦТГ-240000/330/220 мощность обмотки ВН
может быть до 240 Мв-а, мощность обмотки НН — до
60 Мв-а (типовая — 67 Мв а), а обмотки СН — до
180 Мв-а. Необходимо иметь в виду, что допустимое
соотношение мощностей по обмоткам зависит от cosq>
нагрузки и может быть выражено следующей формулой
[Л. 16]:
S2 + S3 + 2S2S« C0S (?2 — ?s) = 1 ,
где s2, s3 — относительные мощности по обмоткам СН и
НН соответственно, выраженные в долях номинальной
мощности автотрансформатора, т. е.
(«1н — номинальная мощность обмотки ВН); <р2. <Рз —
углы сдвига фаз токов обмоток СН и НН от напряже-
ния обмотки ВН.
В режиме передачи мощности от обмотки СН к об-
моткам НН и ВН мощность обмотки СН не может сохра-
няться равной проходной и с увеличением нагрузки об
мотки НН должна быть снижена (она ограничивается
током в обмотке СН, номинальное значение которого не
должно быть превзойдено). В этом режиме нагрузка
обмотки СН равна сумме нагрузок обмоток ВН и НН,
но с возрастанием нагрузки обмотки НН нагрузка об-
мотки ВН также должна быть снижена. Соотношение
мощностей по обмоткам также зависит от cos <р и коэффи-
циента выгодности и может быть выражена следующей
формулой [Л. 16]:
<+(vJ+^cos^-^=1’
84
где sb s3 — относительные мощности по обмоткам ВН и
НН соответственно, выраженные в долях номинальной
мощности автотрансформатора; а—'коэффициент'выгод-
ности; фЬ <р3 — углы сдвига фаз токов обмоток ВН и НН
от напряжения обмотки СН.
Для ряда автотрансформаторов имеются графики на-
грузки в таком режиме, по которым можно определить
допускаемую загрузку обмоток.
Рис. 22. График распределения
мощностей по обмоткам пони-
жающих автотрансформаторов
в комбинированном режиме.
ВН — мощность, отдаваемая в ли-
нию ВН; СН — мощность, по-
ступающая из линии СН; НН —
мощность в обмотке НН;
/ — АТДЦТГ-90000/220;
2 —АТ ДТГ-120000/330;
3 — АТДЦТГ-180000/220;
4 — АТДЦТГ-240000/220
Для примера па рис. 22 приведен график распределения мощ-
ностей понизительных автотрансформаторов. При мощности со сто-
роны СН автотрансформатора АТДЦТГ-90000/220, равной 70 Me а,
нагрузка стороны НН определится на пересечении кривой СН с ор-
динатой 70 Me • а и составит 30 Me • а. По кривой ВН этой нагруз-
ке соответствует нагрузка 40 Me • а (на пересечении абсциссы
30 Мв-а с кривой ВН), которая может быть передана на сторону
ВН. В сумме нагрузки сторон ВН и НН не должны превышать мощ-
ности обмотки СН. Чтобы получить на обмотке НН полную ее мощ-
ность 45 Me а, со стороны СН можно передать только 56 Me а и
на сторону ВН тогда останется 11 Me а.
При работе автотрансформатора в повысительном
комбинированном режиме, т. е. при передаче мощности
от обмотки НН на сторону ВН и на сторону СН, допу-
стимое соотношение мощностей по обмоткам может быть
выражено следующей формулой [Л.17]:
S, + S2 + 2S'S2 C0S (?= — ?1) = S3hom
или, если мощность обмотки НН равна типовой,
S] 4- s2? 4- 2s,s2 cos (<рг — <p,) = a,
8?
где Si, S2, S3 — относительные мощности на сторонах ВН,
СН и НН соответственно; а — коэффициент выгодности,
равный s3hom/sIIOm; Фь Фг — углы сдвига фазы токов об-
моток ВН и СН от напряжения обмотки НН. Кроме того,
при таком режиме ток в обмотке СН (общей части) не
должен превышать своего номинального значения.
Если имеются какие-либо дополнительные ограниче-
ния по нагрузке той или иной обмотки, они должны при-
ниматься во внимание при определении допустимой на-
грузки в комбинированных режимах. Ввиду того, что
сдвиг по фазе между напряжениями обмоток, определяе-
мый падением напряжения в обмотках, практически не
велик, допустимо углы сдвига токов нагрузки в выше
приведенных формулах относить к напряжению своей
обмотки, а не к напряжению питающей обмотки.
Нагрузка большинства подстанционных трансформа
торов изменяется в течение суток вследствие сменных
работ промышленных предприятий, включения освеще
ния в темное время суток и т. п. Трансформаторы от
ключаются из работы по режимным соображениям (на-
пример, из нескольких работающих трансформаторов при
снижении общей нагрузки ряд трансформаторов может
быть отключен, а нагрузка их переведена на оставшие
ся в работе), а также для выполнения текущих и капи
тальных ремонтов как самого трансформатора, так 1
связанного с ним оборудования (турбины, генераторы —
на электростанциях).
Таким образом, трансформаторам не приходится не
сти полную номинальную нагрузку в течение всего срока
службы, вследствие чего продолжительность срока служ-
бы увеличивается против расчетной.
Режим нагрузки трансформаторов, соединенных в
блок с генераторами (если трансформатор соединен с
одним генератором), определяется режимом нагрузки
генератора, и такие трансформаторы в большинстве слу-
чаев несут постояннную по величине нагрузку в течение
длительного времени, если генераторы работают в базе
графика нагрузки энергосистемы (на тепловых электро-
станциях и ряде гидроэлектростанций).
На подстанциях нагрузка трансформаторов опре
деляется в основном графиком работы потребителей и в
течение суток изменяется по суточному графику, харак
тер которого в течение года остается одинаковым с изме
нением лишь величины суточных максимумов по сезо-
86
нам за счет удлинения темной части суток в зимнее
время.
Как правило, принято считать, что годовая нагрузка
определяется двумя осредненнымп графиками — зимне-
го и летнего рабочего дня. Руководствуясь известным
графиком нагрузки, необходимо выбирать то или иное
число параллельно работающих трансформаторов для
обеспечения их наиболее экономичной работы.
Осредненный график нагрузки позволяет рассчитать
допустимую перегрузку трансформаторов (величину и
длительность), если в этом возникает необходимость по
условиям эксплуатации.
На подстанциях 220 кв и выше в большинстве случа-
ев устанавливаются по два трехфазных или по две груп-
пы однофазных трансформаторов. Поэтому в случае вы-
вода одного из них в ремонт или при аварийном выходе
его из работы второй должен покрывать всю нагрузку
подстанции. Обычно трансформаторы выбираются такой
мощности, что при полном развитии потребителей каж-
дый трансформатор нагружается не более 70% номи-
нальной мощности и тогда перегрузка одного при от-
ключении второго составит не более 40% при максиму-
ме суточного графика, что можно допускать, так как
остальное время суток нагрузка будет меньше. Практи-
чески бывают отклонения как в ту, так и в другую
сторону.
Все трансформаторы допускают длительное превы-
шение номинального тока любой обмотки на 5% при
напряжении не выше номинального. Однако отсюда не
следует, что если напряжение ниже номинального, то
нагрузка может быть увеличена сверх 5%. Хотя при
снижении частоты и напряжения индукция в стали
уменьшается, т. е. уменьшаются потери и нагрев стали,
но снижение напряжения и частоты в тех пределах, ко-
торые допускаются в эксплуатации (снижение напряже-
ния не более чем на 5% и частоты не более чем на
0,4%). дают в результате незначительное уменьшение
потерь и нагрева, которое можно не учитывать. В ряде
случаев такой безоговорочно допустимой перегрузки на
5% оказывается недостаточно и приходится рассчиты-
вать, какую перегрузку можно допустить безболезненно
для изоляции трансформатора, т. е. без укорочения сро-
ка его службы. Чтобы определить, какие же перегруз-
ки допустимы, необходимо возможные варианты пере-
87
грузок проверить по графикам нагрузочной способности
трансформатора [Л. 11]. Величина допустимых систе-
матических, т. е. повторяющихся систематически в тече-
ние определенного периода перегрузок, зависит от суточ-
ного графика нагрузки, температуры охлаждающей
среды и конструкции трансформатора. Поскольку графи-
ки нагрузки изменяются и вести расчет по фактическим
графикам сложно, стандартом предписывается преобра-
Время, ч
Рис. 23. Преобразование заданного графика
нагрузки в эквивалентный.
зовывать фактический график в так называемый экви-
валентный, т. е. упрощенный прямоугольный график,
эквивалентный фактическому по выделению тепла
в трансформаторе (рис. 23).
Температура охлаждающей среды меняется в течение
суток, месяца, года. Поэтому во всех расчетах исполь-
зуются осредненные значения — среднесуточные, средне-
месячные и среднегодовые температуры.
Значение температуры охлаждающей среды состоит
в том, что от ее величины зависит допустимая нагрузка
обмотки, считая, что расчетные перегревы не должны
при допустимой перегрузке изменяться. Иначе говоря,
износ изоляции обмоток должен оставаться одинаковым
как при номинальной расчетной нагрузке, так и при
перегрузках, которые поэтому не могут быть допущены
столь же длительно, сколько номинальная нагрузка. Ис-
ходя из одинакового износа изоляции перегрузки могут
допускаться потому, что, как было сказано, нагрузка
трансформатора не удерживается постоянно на уровне
88
номинальной и, таким образом, не происходит расчетно-
го износа изоляции.
Для определения допустимого режима нагрузки
трансформатора в течение длительного периода работы,
когда температура охлаждающей среды значительно из-
Рпс. 24. Графики зависимости эквивалентных тем-
ператур от среднегодовых.
а— месячных; б — зимней, летней и годовой.
меняется (в течение сезона, года), использование сред-
немесячных или среднегодовой температуры дает по-
грешности и поэтому рекомендуется определять экви-
валентную температуру охлаждающей среды.
Эквивалентная температура представляет собой неиз-
менную температуру охлаждающей среды, при которой
износ изоляции обмоток трансформатора, несущего неиз-
менную (эквивалентную) нагрузку, будет такой же, как
при фактической переменной температуре охлаждающей
среды.
7—1040 89
Для упрощения допускается приближенно определять
эквивалентные годовые, месячные и сезонные темпера-
туры воздуха по кривым зависимости эквивалентных
температур от среднегодовых (рис. 24). Значение средне-
годовой температуры для данного района может быть
найдено по климатическим справочникам или с допусти-
мым приближением по карте, приведенной в ГОСТ
14209-69.
Величина эквивалентной нагрузки /э определяется
по следующей формуле:
/а?6+ + + ап ^П
tl + С + • + tn
где сц, ci2,..,cin— средние значения тока нагрузки в
долях номинального тока в течение длительностей ti,
tz, ., tn\ ti, t2, ..., tn — длительности нагрузок, ч.
Поскольку эквивалентный график состоит из двух ча-
стей— постоянной нагрузки и максимума, то по при
веденной формуле вычисляются две величины - экви-
валентная начальная нагрузка /ац = Л1/Ном и эквива-
лентный максимум нагрузки /эм = КгЛюм (см. рис. 23).
Эквивалентная начальная нагрузка подсчитывается
по формуле за время 10 ч, предшествующее началу мак-
симума нагрузки. Эквивалентный максимум нагрузки —
значение нагрузки, полученное из формулы за время,
в течение которого фактическая нагрузка превышает
номинальную или, если температура охлаждающего воз-
духа отличается от 20° С, превышает значение нагрузки,
допускаемой в продолжение 24 ч (по графику нагрузоч-
ной способности).
Для определения допустимой нагрузки по графинам
нагрузочной способности необходимо знать коэффициент
начальной нагрузки Л'1 и коэффициент превышения на-
/a?Z, + . . . + а?' f
_!_________за соответ-
6 + • + tn
сгвующий период ,времени по графику фактической на-
грузки.
Если фактический график нагрузки имеет два мак-
симума, то для определения К2 используется больший.
Обычно больший максимум попадает на вечернее время
и тогда утренний максимум учитывается при определе-
нии Ki. Если же большим максимумом является первый
.90
(утренний), то для определения Kt можно принять отре-
зок времени в 10 ч после конца первого максимума;
а второй максимум учесть в той мере, в какой он попа-
дает в это время [Л. 11].
Пример. Для графика нагрузки, приведенного на рис. 25, опреде-
лены коэффициенты Ki и Кг',
-/0.8М + 0,72-1+0,52-1 + 0,б2 1 + 0,82-3 + 0,92-2 + Р-1
V 1 + 1 + 1 + 1+3 + 2+1
= 0,793;
Кг =
1,12 1 + 1.22 2
= 1,17.
Для трансформаторов различной конструкции, т. с.
с различными сочетанием обмоток, их мощностью, с раз-
личной системой охлаждения, нагрузочная способность
Рис. 25. Суточный график нагрузки трансформаторов.
получается различная, поэтому, чтобы учесть конструк-
тивные факторы, определяется общий показатель — по-
стоянная времени нагрева трансформатора, которую, од-
нако, с достаточной для практических расчетов точно-
стью можно принимать для трансформаторов мощностью
более 125 Мв-а с системой охлаждения ДЦ (или Ц),
равной 3,5 ч (для трансформаторов мощностью
100—125 Мв-а— 2,5 ч).
Таким образом, для проверки допустимости задан-
ной перегрузки необходимо определить коэффициенты
Kt и Кг и эквивалентную температуру охлаждающей
среды, а затем по графику нагрузочной способности, со-
ответствующему эквивалентной температуре охлаждаю-
щей среды и принятой постоянной времени нагрева, пай-
7* 91
ти время, в течение которого при известном Л1 можно
допускать нагрузку, выражаемую коэффициентом Кг-
Можно определять и допустимую нагрузку (Кг) ис-
ходя из заданного времени максимума. Тогда время t
в графике берется равным длительности максимума по
фактическому графику.
Пример. Трансформатор с системой охлаждения ДЦ (постояп
пая времени т = 3,5 ч) работает по графику, приведенному на рис.
25, в местности со средней годовой температурой +10° С. Допустим
ли такой график п на сколько можно перегрузить трансформатор
в максимум при длительности его в I ч зимой?
По кривым рис. 24, б определяем годовую и зимнюю эквива-
лентные температуры 14 и 5 °C соответственно.
По графикам нагрузочной способности рис. 26 определяем Кг
для 1=2 ч и 4 ч при Ki=0,793. Получим соответственно: Кг=1,49
и Кг = 1,37 при температуре 0°С (график рис. 26, с); Кг = 1,41
и Кг = 1,29 при температуре 10 °C (график рис. 26, 6); Кг = 1,31
и Кг = 1,21 при температуре 20 °C (график рис. 26, в)
Интерполируя для температуры +14 °C, получим Кг=1,35 и
Кг = 1,24, а для температуры + 5 °C Кг = 1,45 и Кг = 1,33.
Таким образом, и годовой и зимний графики допустимы, по-
скольку фактический эквивалентный максимум Кг=1,17<1,35 и
Кг = 1.17 < 1.45
При длительности максимума зимой 4 ч .(от 18 до 22 ч по
1,2 /ном) эквивалентный максимум будет равен Кг = 1,2. Сравни-
вая эту величину с определенными по графикам значениями
К20,(),'видим что Кг=1,2<1,37, т. е. работа зимой с максимумом
1,2 /ном в течение 4 ч допустима.
Систематические перегрузки, определяемые по гра-
фикам нагрузочной способности, не допускаются более
полуторакратного значения номинального тока. Пере-
грузки, определяемые по графикам, относятся к наибо-
лее нагруженной обмотке автотрансформатора и к наи-
более нагруженной фазе (если нагрузка неравномер-
ная, например, при работе в неполнофазном режиме).
В тех случаях, когда максимум типового графика
нагрузки в летнее время меньше номинальной мощности
трансформатора, зимой допускается дополнительная
1%-ная перегрузка на каждый процент недогрузки ле-
том, но не более чем на 15%, причем суммарная (по
графику нагрузочной способности и за счет летней недо-
грузки) перегрузка не должна быть более 50% номи-
нальной мощности трансформатора, спроектированного
в соответствии с требованиями ГОСТ 11677-65, и не бо-
лее 30% для трансформаторов, не соответствующих
ГОСТ 11677-65.
Указанный выше способ определения допустимости
перегрузок основан на предварительном знании факти-
92
чеСкбго графика йапруаки, систематически Шовторяюще-
гося б течение достаточно дчигельного срока работы
(несколько месяцев). Небольшие (до 5%) колебания
суточной нагрузки не .искажают значитечьно формы
Рис. 26. I рафики нагрузочной
способности трансформаторов с
системой охлаждения ДЦ или Ц
мощностью более 125 Мв-а.
Для эквивалентной температуры: а —
0°С; б~ Ю °C; в — 20 °C.
графика и могут ibo внимание не приниматься, так как
не окажут существенного 'влияния ла длительность или
величину допустимой перегрузки.
При учете летней недогрузки правильней относить
ее не к номинальной мощности, а к нагрузочной способ-
93
йоСТй, которая более правильно оценивает ВозМбЖПосТЬ
перегрузки из зависимости от нагрева изоляции.
Пример. Для указанного в предыдущем примере трансформа-
тора эквивалентная летняя температура &ЗКв = 20 °C. При Кг = 1,31
(см. выше) недогрузка составляет 1,31—1,17 = 0,14. Следовательно,
зимой за счет этой недогрузки трансформатор на время максимума
мог бы быть загружен на Кг= 1,45+0,14= 1,59 /Ном- Более 1,5/ном
не допускается. Если рассматривать максимум 1 ч, то Д2=1,21,
т. е. трансформатор недогружен летом на 1,21—1,17 = 0,04 и зимой
перегрузка может быть допущена на Кг = 1.45 + 0,04 = 1,49 /иоы.
Необходимо отметить, что нагрузочная способность,
определенная по графикам, упомянутым выше, распро-
страняется на трансформаторы мощностью до 250 Мв-а
включительно, изготовленные в соответствии с требова-
ниями ГОСТ 11677 65.
Нагрузочная 'способность трансформаторов (и авто
трансформаторов), .изготовленных по технической доку-
ментации, разработанной до введения в действие ГОСТ
11677-65, устанавливается также .по .графикам нагрузоч-
ной способности (ГОСТ 14209-69), если расчетное пре-
вышение температуры обмоток равно 65 °C. Если же рас-
четное превышение температуры обмоток равно 70°C, то
графиками нагрузочной способности можно пользовать-
ся с учетом поправки на 5° эквивалентной температуры,
т. е. по полученным расчетным значениям эквивалент-
ной годовой температуры следует определять /(2 по гра-
фику, построенному для температуры на 5° большей, чем
определенная для данного трансформатора.
Для тех трансформаторов, .которые по своим конст-
руктивным особенностям (перегревы более расчетных,
ненадежные узлы) требуют ограничення перегрузок,
допустимые перегрузки устанавливаются по указанию
завода-изготовителя. Что касается трансформаторов бо-
лее 250 Мв-а, то допустимость распространения па них
ГОСТ 14209-69 оговаривается в технических условиях
или стандартах на трансформаторы данного класса на-
пряжения.
Кроме систематических перегрузок, основанных на на-
грузочной способности трансформаторов при длительной
их работе, возникает необходимость перегружать транс-
форматоры кратковременно. Согласно ГОСТ 14209-69
для трансформаторов, отвечающих требованиям
ГОСТ 11677-65, в аварийных случаях, например при
аварийном выходе из работы одного из параллельно
работающих трансформаторов до его замены, разреша-
94
ется остальные трансформаторы перегружать в течение
не более 5 суток 'подряд на 40% (сверх номинального
тока) на время максимумов нагрузки общей продолжи-
тельностью не более 6 ч в сутки, если коэффициент на-
чальной нагрузки не более 0,93 [Л. 11]. При таком ре-
жиме должно быть по возможности форсировано охлаж-
дение (включение резервных охладителей).
Такой 'режим может быть допущен м для трансфор-
маторов (автотрансформаторов), изготовленных и ранее
введения в действие ГОСТ 11677-65, но не имеющих не-
допустимых перегревов обмоток, так как такой режим
предусматривает ускоренный износ изоляции.
Для всех трансформато-
ров и автотрансформаторов Таблица 5
независимо от величины
предшествующей нагрузки
разрешаются аварийные
перегрузки, возникающие
в связи с аварийным вы-
ходом из работы оборудо-
вания электростанций или
подстанции. В то корот-
кое время, па которое раз-
решается аварийная пере-
грузка, обслуживающий пер-
сонал обязан принять меры
Допустимые аварийные
перегрузки трансформаторов
Величина перегруз- ки. %. ^иом Дли- тель- ность, мин Величина перегруз- ки, %. ^ЛОМ Дли- тел fe- ll ость, мин
30 120 75 • 20
45 80 100 10
60 45 200 1,5
к замене вышедшего из работы оборудования резервным
(если это не выполняется автоматическими устройства-
ми) или к уменьшению нагрузки 'за счет отключения
части потребителей. Величина и длительность аварий-
ных перегрузок приведены в табл 5. Для автотрансфор-
маторов указанные перегрузки допускаются лишь в ре-
жимах ВН—СН или СН—ВН.
Следует заметить, 'что в эксплуатации не везде воз-
можно контролировать величину аварийных перегрузок,
превышающих номинальную мощность более чем на
60%, 'поскольку обычно измерительные приборы, уста-
новленные на щитах 'управления, имеют шкалу, рассчи-
танную не более чем на '50—60%' перегрузки Поэтому
только в тех случаях, когда имеется возможность конт-
ролировать величину перегрузки, можно такие перегруз-
ки допускать. Неконтролируемая перегрузка, особенно
большой величины, может значительно сократить срок
Службы изоляции. Бывает, что обмотки низшего напря-
женин автотрансформаторов и блочных трансформато-
ров с расщепленными обмотками НН остаются какое-то
время неиспользованными, т е. к ним не присоединяют
ни потребителей, ни источника энергии. Такое состо-
яние этих обмоток является опасным с точки зрения воз-
можных перенапряжений, наведенных от обмоток ВН
три коммутациях в цепи обмоток ВН или при появлении
в них перенапряжений, особенно если треугольник оста-
ется разомкнутым. Во избежание повреждения этих те
используемых обмоток они обязательно должны быть
соединены в замкнутый треугольник (пли звезду) и к
вводу каждой фазы должны быть присоединены вен-
тильные разрядники.
В процессе эксплуатации напряжение, подводимое к
трансформатору, изменяется в зависимости от режима
работы электрической сети или от напряжения генера-
тора, с которым трансформатор соединен в блок. От
изменения подводимого напряжения, вернее от отклоне-
ния подводимого напряжения от номинального напряже-
ния трансформатора или того ответвления, на котором
установлен переключатель ответвлений, изменяется воз-
буждение трансформатора, т. е. индукция в магнитной
системе.
Понижение напряжения ниже номинального не пред-
ставляет опасности для трансформатора, но отрицатель
но сказывается на работе электропрчемников потреби-
телей, питаемых от вторичных обмоток трансформатора.
Повышенное напряжение нежелательно как для по-
требителей из-за перекала ламп и увеличения потерь в
электродвигателях, так и для самого трансформатора
из-за увеличения индукции в магнитопроводе, что вы-
зывает возрастание добавочных потерь в конструкции и
обмотках, увеличение пропорционально квадрату на-
пряжения потерь на намагничивание и -местных пере-
гревов отдельных узлов -конструкции (например, стяж-
ных шпилек) и листов стали магнитопровода, приво-
дящих к повреждению изоляции между листами и
возникновению местного выгорания («пожара») стали.
Повышение напряжения приводит к увеличению тока хо-
лостого хода, связанному с возрастанием соответству-
ющих высших гармоник, которые искажают форму кри-
вой напряжения и вызывают увеличение амплитудного
значения кривой напряжения, что может оказаться опас-
ным для изоляции обмоток напряжением 22Q кв и выше,
QF)
Поэтому допускаются длй всех трансформаторов,
спроектированных в соответствии с ГОСТ 11G77-65, дли
тельные превышения напряжения сверх номинальною:
не более чем па 5% при нагрузке не 'более номинальной
и не более чем на 10% три нагрузке не более 0,25 но-
минальной Кроме того, допускаются кратковременные
(не более чем на 6 ч в течение суток) превышения на-
пряжения на 10% при нагрузке не более номинальной,
что инотца требуется вследствие повышения напряже-
ния в ночное время из-за спада нагрузки в сети.
Трансформаторы, предназначенные для работы в
блоке с генераторами, и автотрансформаторы, нс име-
ющие ответвлений в нейтрали для РНН и не работа-
ющие с вольтодобавочными трансформаторами в ней-
трали, допускают длительное превышение напряжения
не более чем на 10% при ‘нагрузке не более номиналь-
ной. Такие трансформаторы специально проектируются
с запасом по возбуждению. Для трансформаторов с от-
ветвлениями в нейтрали допустимое превышение напря-
жения устанавливается заводами.
Вместе с тем линейное напряжение, длительно под-
водимое к трансформатору, не должно превосходить
максимального рабочего напряжения для данного клас-
са напряжения, установленного согласно ГОСТ 721-62
и составляющего для классов 220, 330, 500, 750 ке соот-
ветственно 252, 363, 525 и 787 кв. Эти .напряжения уста-
новлены в соответствии с (испытательными напряжени-
ями для изоляции. Как видно из приведенных цифр,
тля классов 220 и 330 кв допустимое повышение от
номинального составляет 10%, а для классов 500 и
750 кв — 5%. Таким образом, вышеупомянутые пределы
превышения .напряжения длительно пли в течение 6 ч
на 10% не могут быть распространены на трансформа-
торы 500 и 750 кв.
Колебания напряжения на стороне вторичного на-
пряжения понизительного трансформатора по величине
такие же, как и напряжения на стороне питания, ноуро-
вень, около которого происходят колебания, будет ниже
за счет падения напряжения в самом трансформаторе.
Чтобы при изменении подводимого к трансформато-
ру напряжения напряжение на вторичной обмотке оста-
валось на заданном уровне, необходимо изменять число
витков первичной обмотки, что достигается переключе-
нием ответвлений обмотки в соответствии с колебания-
97
Ми подводимого напряжения, Т. е. чем выше напряже-
ние, гем большее число витков должно 'быть включено
в работу.
Переключение ответвлений производится на отклю-
ченном от сети трансформаторе, т. е. без возбуждения
(ПБВ) или :под напряжением и под нагрузкой (РПН).
Переключателями ПБВ на стороне обмотки
ВН снабжены немногие блочные трансформаторы
(ТДЦГ 125000/220, ТДЦГ-180000/220) и автотрансформа-
торы (АТДЦТГ-180000/220. ТДЦТГА-24С000/220) преж-
них лет разработки. Трансформаторы блочные мощностью
200 Мв-а и более не .имеют ответвлений, так как в пре-
делах ±5% изменение напряжения осуществляется из-
менением возбуждения генератора. Автотрансформато-
ры снабжаются встроенными устройствами РПН, при-
соединяемыми к регулировочной обмотке, которая
является частью автотрансформаторной обмотки и вклю-
чается либо в нейтраль, либо в начало общей части об-
мотки, к которой присоединяется линейный вывод СН.
Принципиальные схемы непосредственного регулиро-
вания показаны на рис. 18. Существуют и другие схемы
регулирования, но в отечественных трансформаторах не
применяются.
Автотрансформаторы, не имеющие встроенного
устройства РПН, снабжаются включаемыми в нейтраль
вольтодоба1вочны1ми трансформаторами серии ВРТДНУ,
схема которого приведена на рис. 27.
Устройствами регулирования напряжения под нагруз-
кой (РПН) снабжаются только рассматриваемые в бро-
шюре автотрансформаторы. Устройства РПН крупных
автотрансформаторов, установленных на обслуживаемых
подстанциях, нс везде имеют автоматическое управле-
ние, и поэтому переключения выполняются дистанцион-
но со щита управления обслуживающим персоналом в
соответствии с уровнем напряжения на шинах. Целесо-
образно осуществлять встречное регулирование напря-
жения, т. с. с возрастанием нагрузки повышать напря-
жение для компенсапии падения напряжения в транс-
форматоре и сети и, наоборот, при уменьшении нагруз-
ки снижать напряжение.
Цикл переключения выполняется .па разных переклю-
чателях за различное время. Устройства типа РНОА
производят переключение за 10 сек. Устройства пере-
ключения, установленные в вольтодобавочных транс-
98
форматорах, имеющие токоограничивающий 'реактор
(типы РНТ-ГЗ, РНТ-20), выполняют переключение на
одну ступень за 3 сек. На время переключения с одной
ступени на другую загорается 'красная лампа, которая
горит все время пока переключающий механизм не за-
кончит 'Цикл переключения и контакты займут рабочее
Рис. 27. Схема регулирования в нейтрали автотрансфор-
матора с вольтодобавочным трансформатором типа
ВРТДНУ.
положение. При окончании движения переключающего
механизма на щите управления сигнализируется поло-
жение переключателя, т. е. номер ступени, на которой
установлен переключатель.
В схемах управления устройств типа РНОА имеется
блокировка, обеспечивающая переход избирателя толь-
ко на одну ступень независимо от длительности импуль-
са на пуск.
Все механизмы РПН снабжены счетчиками операций.
Необходимо вести учет произведенных переключений,
так как после определенного числа операций завод тре-
бует ревизии контактов со спуском масла из корпуса
контактора и устранения выявленных ненормальностей.
99
Для регуляторов ’серии РНТ это число операций равно
5 000, а для регуляторов серии РНОА 10000—20 000
(в зависимости от типа).
При регулировании .напряжения под нагрузкой необ-
ходимо следить за тем, чтобы напряжение на выводах
обмоток не превышало максимального рабочего напря-
жения, о чем упоминалось выше. В особенности это от-
носится к автотрансформаторам, у которых при регули-
ровании напряжения при помощи вольтодобав-очного
трансформатора, включаемого в нейтраль, диапазон ре-
гулирования не может быть полностью использован из-
за «связанности» регулирования.
Выполнение -операций по переключению ответвлений
под нагрузкой недопустимо производить во время рабо-
ты трансформатора с перегрузкой, при которой ток на-
грузки больше двукратного номинального тока пе-
реключающего устройства. Обычно переключающее
устройство подбирается к трансформатору так, чтобы оно
не ограничивало нагрузку (и допустимую перегрузку)
трансформатора. Если даже номинальный ток переклю-
чателя близок к номинальному току регулируемой об-
мотки трансформатора, то, поскольку для трансформа-
тора длительные перегрузки не должны превышать
150% номинального тока, псретрузка переключателя не
может достигать указанного предела (двукратной ве-
личины). И только, если при проведении переключения
возникает аварийная перегрузка большей величины, то
привод будет заблокирован и переключение не сможет
осуществиться. Такой блокировкой снабжены устройства
серии PHOV
Устройства серии РНТ (применяемые в ’вольто-доба-
вочных трансформаторах) не снабжены блокировкой,
предотвращающей возможность производства переклю-
чений при двукратной перегрузке, поэтому, если пере-
грузки могут достигать такой величины, не следует про-
изводить переключения. Во всяком случае нужно прове-
рить, па какой ток рассчитан переключатель и если есть
запас по отношению к номинальному току трансформа-
тора, то при перегрузках, разрешаемых по трансформа-
тору (до 150%). переключатель сможет нормально ра-
ботать.
Регулирование напряжения у двух и более парал-
лельно работающих трансформаторов следует произво-
дить одновременно (что обычно и выполняется при на-
100
лЦчии автоматического управления). Если же автома-
тического управления пет, то переключения следует
производить последовательно, не допуская, однако, раз-
ницы в ступенях ответвлений более чем на одну ступень,
чтобы уравнительный ток был наименьшей величиной.
Кроме режима .по напряжению, большое значение
для надежной работы трансформатора имеет правиль-
ный тепловой режим, который зависит от величины на-
грузки и степени охлаждения. Нагрузка 'Контролируется
по амперметрам, измеряющим токи, проходящие по об-
моткам, но, как ранее было сказано, величина нагрузки
практически не может регулироваться. Поэтому для
поддержания правильного теплового режима, т. е. под-
держания шсфепрева обмотки над охлаждающей средой
в пределах, не превышающих расчетную величину, долж-
на соответственно нагрузке действовать система охлаж-
дения.
При системе охлаждения с принудительной цирку-
ляцией разница между средней температурой масла и
температурой верхних слоев масла в баке, по которой
ведется контроль за нагревом, невелика. Это значит,
что если температура верхних слоев масла остается
прежней (как у трансформаторов с системой Д, т. е.
95°C), то средняя температура повышается и, сле-
довательно, обмотка находится в более тяжелом
режиме. Чтобы этого не происходило, при работе
трансформаторов с системой охлаждения ДЦ и П за-
даются температурой верхних слоев масла не выше
75 °C. При заданных по ГОСТ перегреве обмотки не
более 65 °C и перегреве масла над воздухом не более
55 °C (или 60 °C при герметизированном трансформато-
ре) перегрев масла над обмоткой должен быть
не более 35 °C. Отсюда следует, что система охлаж-
дения должна быть достаточно интенсивной. Ре-
жим работы системы охлаждения устанавливается при-
нятой схемой управления электродвигателями системы
охлаждения.
При включении трансформатора1 в летнее время на
холостой ход охладители могут не включаться в работу
до достижения температуры верхних слоев масла 75 °C.
1 Это относится к трансформаторам, спроектированным до вве-
дения ГОСТ 11677-65. У трансформаторов, разработанных в соответ-
ствии с ГОСТ 11677-65 и изготовленных после 1970 г., условия рабо-
ты системы охлаждения соответствуют требованиям ГОСТ 11677-65.
101
при которой допускается работа без охлаждения в те-
чение не более 30 мин. Если трансформатор включается
под нагрузку, необходимо включить 2/3 охладителей,
а при достижении температуры верхних слоев масла
+ 70 °C включить остальные охладители. При достиже-
нии температуры верхних слоев масла 75°C должен
быть включен еще один охладитель (отключаемый при
снижении температуры до 65°С). Если при 'всех работа-
ющих охладителях температура верхних слоев масла
достигает 75° С, следует включить резервный охлади
тель При .работе трансформатора с нагрузкой, хотя 'бьг
и неполной, рабочая группа охладителей должна рабо-
тать. Если же при сниженной нагрузке или при сниже-
нии температуры воздуха температура верхних слоев-
масла снизится до 45°C, часть охладителей может быть-
отключена [у трансформаторов имеющих итовышеиный.
нагрев узлов активной части (катушка обмотки ВН„
крайние витки НН), такое отключение не должно про-
изводиться при температуре масла выше 35°C].
В аварийных условиях допускается .работа трансфор-
маторов под нагрузкой до номинальной включительно’
без циркуляции и без обдува охладителей до тех пор
пока температура верхних слоев масла не достигнет
75°C. Если же в момент нарушения работы системы ох-
лаждения температура масла уже равна 75°C, то но-
минальную нагрузку трансформатор может нести не
более 10 мин, после чего трансформатор должен быть
разгружен или отключен. Трансформаторы мощностью
не более 250 Мв-а, разработанные в соответствии с тре-
бованиями ГОСТ 11577-65 и ГОСТ 14209-69, могут не-
сти нагрузку до номинальной включительно 'без работы
системы охлаждения в течение не более 10 мин после
прекращения охлаждения, если температура верхних сло-
ев масла достигла 80°C.
Если же температура масла не достигла 80 °C, допу-
стимо поддерживать номинальную нагрузку до достиже-
ния температуры масла 80 °C, но не более 1 ч после пре-
кращения искусственного охлаждения. То же самое от-
носится к трансформаторам мощностью более 250 Мв-а
с той только разницей, что температура масла не долж-
на превышать 75 °C.
Работа только 'без циркуляции масла пли только
без дутья не регламентируется, так как эти режимы не
дают существенного облегчения нагрева обмотки. При
102
Отсутствии циркуляции масло не Может перемещаться
самостоятельно за счет конвекции вследствие большого
гидравлического сопротивления трубок охладителей и
насосов, а при отсутствии дутья охлаждение необдува-
емыми охладителями малоэффективно, потому что кон-
вективный отвод тепла от трубок не предусмотрен. Воз-
дух между близко расположенными, снабженными реб-
рами трубками будет застаиваться и отвода тепла
будет недостаточно. Трансформаторы, имеющие направ-
ленную циркуляцию масла, совсем не могут работать
при прекращении циркуляции «масла через обмотки
В зимний период при температуре наружного воз-
духа ниже—25 °C включение в работу (под нагрузку)
длительно (несколько десятков часов и более) нерабо-
тавшего трансформатора .производится без включения
в работу системы охлаждения. При достижении темпе-
ратуры масла—25°C должны быть включены насосы
циркуляции. Вентиляторы обдува охладителей должны
быть включены по достижении температуры верхних
слоев масла 45 °C. Если в трансформатор залито масло
марки ЛТМ-65, имеющие температуру застывания
—65°C, трансформатор может включаться в работу пол
нагрузку с включением циркуляции без предваритель-
ного подогрева масла.
Для нормальной работы аппаратуры управления в
шкафу в зимнее время при температуре воздуха—20°С
следует включить первый, а при снижении температуры
до—30°C и второй нагреватель.
У трансформаторов с циркуляционной системой ох-
лаждения в зимнее время температура верхних слоев
масла при работе с неполной нагрузкой не должна сни-
жаться ниже 10—20°C во избежание ухудшения охлаж-
дения обмоток из-за повышения вязкости масла.
У трансформаторов с масляно-водяной системой ох-
лаждения (Ц) отвод тепла без циркуляции масла не-
достаточен, так ка.к поверхность стенок самого бака не
достаточна для отвода всего тепла .за счет теплоизлу-
чения и (конвективного тока воздуха снаружи бака. Дли-
тельная работа без (циркуляции не допускается даже
при холостом ходе трансформатора, так как магнито-
провод значительно нагревается за счет потерь холо-
стого хода. Однако, учитывая тепловую инерцию, мож-
но допускать работу трансформатора после прекраще-
ния циркуляции воды в маслоохладителях в течение 1 —
103
1,5 ч при условии, что температура верхних слоев мас-
ла не повысится более допустимой.
Включение в работу трансформатора с масляно-водя-
ным охлаждением производится одновременно с вклю-
чением циркуляции масла. Затем .включается циркуля-
ция воды через маслоохладитель (пускается насос или
открывается задвижка иа питающем трубопроводе).
При отключении трансформаторов сначала прекращает-
ся циркуляция воды, затем масла.
Работа трансформатора с масляно-водяным охлаж-
дением рассчитана на среднесуточную температуру ох-
лаждающей воды нс выше 25 °C. Но иногда температура
воды может повыситься .выше этой величины. В таком
случае нагрузка трансформатора должна быть умень-
шена против номинальной на 1% на каждый градус
повышения среднесуточной температуры воды.
В случае колебания температуры охлаждающей во-
ды в течение суток с эпизодическим превышением 25°C,
но с сохранением среднесуточного значения 25 °C сни-
жать .нагрузку в момент повышения температуры воды
более 25 °C не требуется, даже если на этот период
нельзя усилить охлаждение. Вместе с тем при снижении
нагрузки в течение суток циркуляция масла и воды
должна сохраняться постоянной 'без снижения расхода
воды или масла, за исключением тех случаев, когда
температура масла снижается ниже Я-10 °C, так как
при этом ухудшается охлаждение обмоток из-за повы-
шения вязкости масла. Контроль степени охлаждения
масла ведется по разности температур па входе и вы-
ходе масла из трансформатора. При максимальной тем-
пературе воды 25 °C, эта разность не должна быть ме-
нее 10°С. Уменьшение ее свидетельствует об ухудшении
охлаждения. Форсировка охлаждения в таком случае
.может быть достигнута .включением резервного охлаж-
дения. В редких случаях, когда (например, при малой
нагрузке) охлаждение оказывается чрезмерным и тем-
пература масла снижается ниже -|-10°С, нужно отклю-
чить пасть охладителей из работы, .не прибегая к регу-
лированию расхода масла или воды с помощью задви-
жек.
При включении длительно неработавшево трансфор-
матора в работу зимой следует прогреть масло теплом
от потерь холостого хода или при небольшой нагрузке
и включить циркуляционные масляные насосы при тем-
104
nejiarype Масла не выше—25 °C и затем npii повыше-
нии температуры масла до 10°C пустить воду в масло-
охладители. Если одновременно включить циркуляцию
воды и масла, имеющего температуру ниже нуля, вода
в трубках охладителя может замерзнуть, что вызовет
повреждение трубок.
Кроме 'контроля режима 'работы трансформатора
(нагрузки, температуры), осуществляемого посредством
измерительных приборов, необходим визуальный конт-
роль работы и состояния трансформатора. Поэтому на
электростанциях и крупных подстанциях, где имеется
круглосуточное дежурство персонала, главные трансфор-
маторы осматриваются дежурным персоналом не реже
одного раза в сутки. Кроме периодических осмотров
трансформаторы подвергаются внеочередным осмотрам
•после возникновения каких-либо неполадок в работе
(нарушение в работе системы охлаждения, появление
сигнала от газового реле, нарушение в работе
устройств РПН и др.), а также при резком понижении
температуры наружного воздуха, вследствие которого
может снизиться уровень масла в расширителе.
В установках с круглосуточным дежурством персо-
нала следует также производить осмотр трансформато-
ров перед включением их в работу после нахождения в
резерве, за исключением тех случаев, когда требуется
срочное включение или осмотр был произведен в тече-
ние суток до момента включения. Если же трансформа-
тор включается в работу после монтажа или ремонта,
то тщательный осмотр его перед включением является
обязательным.
При осмотрах следует проверить: отсутствие течи пли
капежа масла из сварных швов, фланцевых соединений
•маслопроводов системы охлаждения и охладителей,
фланцев вводных изоляторов, люков и фланцев бака,
устройств РПН и т. п.; целость и степень загрязнения
фарфора вводов и разрядников (отсутствие трещин, ско-
лов, следов оплавления дугой); целость и исправность
приборов (манометров, термометров, газового реле),
маслоуказателей, мембраны выхлопной трубы.
Должен быть проверен уровень и цвет масла в рас-
ширителях трансформатора и маслонаполненных вводов
и в баке контактора РПН, наличие и цвет индикатор-
ного силикагеля в смотровом окошке воздухоосушитель-
ных фильтров — цвет силикагеля должен быть голубым.
8—1040
105
При наличии розового цвета силикагель .в фильтре дол-
жен быть заменен в кратчайший срок, так как розовый
цвет указывает на увлажненность силикагеля, вследст-
вие него он уже не в состоянии осушить воздух, посту-
пающий в расширитель.
Уровень масла в расширителе не должен 'быть ниже
нижней отметки (соответствующей низшей расчетной
температуре) при неработающем (и тем более при рабо-
тающем) трансформаторе и температуре воздуха, соот-
ветствующей отметке, и во всяком случае не ниже ниж-
него края стекла маслоуказателя. При наличии стре-
лочного маслоуказателя стрелка не должна быть ниже
отметки—45°C (или минимальной). Нормальным по-
ложением уровня масла в расширителе при работе
трансформатора с нагрузкой, близкой к номинальной,
и температуре, близкой к среднегодовой, можно считать
положение несколько выше середины маслоуказательно-
го стекла. При неработающем трансформаторе уровень
масла не должен быть выше отметки + 40 °C при тем-
пературе воздуха, соответствующей отметке. При нера-
ботающем трансформаторе уровень масла может быть и
выше. У трансформаторов, снабженных стрелочным
маслоуказатслем, стрелка ие должна переходить за от-
метку «макс.»
Необходимо контролировать характер гула транс-
форматора, так как изменение обычного тона гула мо-
жет свидетельствовать о каких-либо неисправностях:
ослабление стяжки магнитопровода или отдельных креп-
лений деталей 'активной части и бака. Тон гудения из-
меняется при работе с напряжением выше поминального
из-за изменения индукции. При выслушивании .внутрен-
них шумов систему охлаждения следует отключить па
1—2 мин. В ряде случаев основной шум создают вен-
тиляторы системы охлаждения из-за увеличившейся виб-
рации или .несбалансированности крыльчаток, а также
вибрации самих охладителей. По очередным отключе-
нием охладителей можно установить источник наиболь-
шего шума.
В системе охлаждения следует проверять давление
масла по манометрам после насосов, давление масла
после сетчатых фильтров, давление охлаждающей воды,
правильное положение вентилей и задвижек, темпера-
туру масла трансформатора по термосигналмза гору, за-
пыленность оребрения трубок охладителя.
106
У трансформаторов, снабженных азотной защитой,
следует обращать внимание на соответствие уровня
масла в расширителе заполнению эластичной емкости,
содержащей азот п состояние силикагеля в газоосуши-
теле.
Как раньше было сказано, масло в трансформаторе
играет большую роль как охлаждающая среда и как
изоляция Основными показателями, характеризующими
изоляционную способность масла, являются электриче-
ская прочность (пробивное напряжение) и тангенс уг-
ла диэлектрических потерь. В процессе эксплуатации
оба эти показателя могут ухудшаться за счет увлажне-
ния и загрязнения масла различными примесями.
Диэлектрические потери в масле при работе его в
электрическом поле с частотой 50 гц обусловливаются
в основном проводимостью масла и содержащихся в
нем примесей. При окислении масла возникают ней-
тральные и кислые продукты окисления (соли органиче-
ских кислот), которые распадаются на ионы, а наличие
ионов в масле приводит к увеличению его проводимости
и, следовательно, tgd. Кроме продуктов окисления в
масле присутствует влага в виде растворенной или
эмульгированной воды. Растворенная вода, попадающая
в масло из воздуха, снижает электрическую прочность
(пробивное напряжение) масла.
Окисление масла происходит вследствие воздействия
на него кислорода воздуха и электрического поля в при-
сутствии различных материалов, из которых сделан
трансформатор, причем некоторые материалы (медь и
ее сплавы, лакоткань) способствуют процессу окисле-
ния. Ходу процесса окисления способствует и повышен-
ная температура масла, потому что при повышении
температуры масла до 80 °C растворимость газов (азо-
та, воздуха, водорода) повышается. Кислород растворя-
ется в масле лучше, чем азот, и поэтому содержание
кислорода в растворенном в масле газе больше, чем
в растворенном воздухе, и составляет 30% (вместо 21%
в воздухе). Такое увеличение содержания кислорода
приводит к интенсивным реакциям окисления с образо-
ванием окислов металлов (меди, железа), которые в
присутствии воды образуют соединения, увеличивающие
проводимость масла. Кроме того, образуются низкомо
лекулярные кислоты, которые воздействуют на твердую
целлюлозную изоляцию, постепенно разрушая ее, и вы-
8*
107
зывают коррозию металлических частей. Из продуктов
окисления образуются смолистые осадки (шламы), ко-
торые, оседая на обмотки, закрывают масляные каналы,
чем ухудшают охлаждение, и приводят к преждевре-
менному старению изоляции и, кроме того, создают в
местах высокой напряженности поля проводящие мостики
в изоляции. В процессе окисления масла в присутствии
электрического поля образуется вода, которая, с одной
стороны, приводит к увлажнению масла, а с другой
стороны, как сказано выше, в свою очередь способст-
вует образованию продуктов окисления.
В эксплуатации используются масла различных ма-
рок, выпускаемые по стандартам и техническим усло-
виям. Масла разделяются на две группы: содержащие
антпокислительную присадку (ингибированные) и несо-
держащне антиокислительный присадок (нсингибирован-
ные). Назначение антиокислителыюй присадки в том,
чтобы повысить стабильность масла, т. е. поддерживать
длительно его свойства в процессе эксплуатации, чтобы
не происходило старения масла Старение заключается
в окислении, т. е. появлении различных кислот в масле
и выпадении осадка — шлама.
Следует, однако, иметь в виду, что на диэлектричес-
кие свойства масла антиокнслптельная присадка влия-
ния не оказывает. Таким образом, ингибированные мас-
ла независимо от их диэлектрических свойств являются
лучшими, более стабильными, т. е. обеспечивающими
более длительное использование их в трансформаторах
без вредного влияния на твердую изоляцию. К таким
маслам относятся: масло марки ТКп по ГОСТ 982-68,
масло по ГОСТ 10121-62, масло по техническим усло-
виям ТУ 38-1-182-68, масло марки Т-750 по техническим
условиям ТУ 38-1-239-69
Масло по ГОСТ 10121-62, масло марки ТКп и мас-
ло по ТУ 38-1-182-68 могут применяться в трансформа-
торах до 500 кв включительно, а масло марки Т-750
предназначается для трансформаторов 750 кв, ио может
при наличии его использоваться и для трансформаторов
330—500 кв.
К неингибнрованным маслам относятся: масло по
ГОСТ 982-56, ранее выпускавшееся и поэтому повсеме-
стно имеющееся в эксплуатации в трансформаторах всех
напряжений (аналогично этому маслу по новому ГОСТ
982-68 выпускается масло ТК, которое, однако не реко-
108
мендуется как менее стабильное), и масло по МРТУ
38-1-178-65 (карбамидной депарафинизации), используе-
мое в оборудовании до 500 кв включительно (с 1971 г.
также выпускается с присадкой).
Для применения в оборудовании до 500 кв включи-
тельно, эксплуатируемого в условиях Крайнего Севера,
заводы начали выпуск масла марки АТМ-65, имеющего
температуру застывания —65 °C.
По диэлектрическим свойствам масла различаются
довольно значительно. В табл. 6 приведены нормирован-
ные значения tgб масел по стандартам и техническим
условиям для свежего масла при 70°C.
Таблица 6
Диэлектрические потери изоляционных масел
Марка масла (ГОСТ или ТУ) tg 5. %
ГОСТ 982-56 ГОСТ 982-68 марка ТК ГОСТ 982-68 марка ТКп ГОСТ 10121-62 МРТУ 38-1 -178-65 ТУ 38-1-182-68 ТУ 38-1-239-69 (Т-750) ТУ 38-1-225-69 (АТМ-65) 2.5 2.5 1.5 2,0 2.5 0,7 0,3 0.5 (при 90 °C)
Для повышения стабильности масел, не имеющих
присадки, применяются сорбенты — вещества, отбираю-
щие из масла продукты окисления. Сорбенты не пре-
дотвращают окисления масла, но задерживают ход про-
цесса окисления, благодаря чему масло может рабо-
тать более длительное время. В системе охлаждения ДЦ
применяются адсорбционные фильтры, присоединяемые
параллельно к каждому маслоохладителю, через кото-
рые проходит часть масла, идущая под напором от мас-
лонасоса через данный охладитель. В адсорбционном
фильтре находится сорбент — силикагель в зернах, ко-
торый при прохождении через него масла задерживает
на своей поверхности низкомолекулярные кислоты и смо-
листые вещества, т. е. продукты окисления, и таким об-
разом поддерживает кислотность на низком уровне. В си-
стеме охлаждения Ц адсорбционные фильтры устанав-
ливаются общие для всех охладителей и через них также
ответвляется часть масла, проходящего через охла-
дители.
109
При использовании в трансформаторах масел с ан-
тиокнслительной присадкой совместно с применением
адсорбционных фильтров эффект стабилизации значи-
тельно повышается.
Адсорбционные фильтры должны быть постоянно
подключены к системе охлаждения. При необходимости
производится замена сорбента, для чего каждый фильтр
может быть отключен посредством кранов. После сли-
вания масла и удаления использованного сорбента
фильтр следует промыть маслом и затем засыпать све-
жего сорбента. При заполнении маслом фильтра необ-
ходимо обеспечить невозможность попадания воздуха
в систему охлаждения. Поэтому заполнение маслом
нужно производить через нижний кран, постепенно вы-
пуская воздух через воздуховыпускной кран или проб-
ку до появления из него масла. Подключить фильтр
в работу, открыв верхний кран, можно только после
длительного (12 ч) отстоя и неоднократного выпуска
воздуха, постепенно выделяющегося из зерен силикаге-
ля. Для ускорения удаления воздуха можно к воздухо-
выпускному крану .присоединить вакуумный пасос и
создать хотя бы неглубокий вакуум (до остаточного
давления около 100 мм рт. ст.).
Контроль состояния масла осуществляется посредст-
вом химического анализа и проверки диэлектрических
свойств масла. Производится так называемый сокра-
щенный анализ, состоящий из определения кислотного
числа и реакции водной вытяжки, т. е. определение сте-
пени окисления масла, температуры вспышки паров
масла, визуального определения наличия механических
примесей и взвешенного угля и определения пробивного
напряжения. Кроме того, измеряется тангенс угла ди-
электрических потерь. В первый год эксплуатации такой
анализ следует производить для трансформаторов 220 кв
—после включения в работу через 10 дней, через 1 мес.,
а затем не реже одного раза в 3 года, для трансформа-
торов 330—500 кв после включения через 10 дней, через
1 мес., через три месяца, а затем не реже одного раза
в три года (Л. 13].
Из бака контактора устройства РПН масло проверя-
ется на пробивное напряжение, температуру вспышки
и наличие механических примесей (угля) перед включе-
нием, затем при текущих ремонтах не реже 1 раза
в год. Проверяют только пробивное напряжение, кото-
110
рое ие должно снижаться ниже 20 Кв в устройствах се-
рии PIIT и РНОА, имеющих изоляцию па 35 кв, и ниже
20 ичи 40 кв в устройствах РНОА, имеющих изоляцию
соответственно на НО и 220 кв. Каждую десятую пробу
масла из одного и того же бака контактора подвергают
сокращенному анализу.
Показатели свойств масла, определяемые анализом,
не должны быть хуже нормированных значений для экс-
плуатационного масла, в противном случае необходимо
принимать меры к восстановлению ухудшившихся свойств
масла. Если выявлено окисление масла более допусти-
мого, необходимо в возможно короткий срок произве-
сти очистку масла, например, пропустив его при нера-
ботающем трансформаторе через адсорберы с регене-
рирующим сорбентом. Лучшим способом является пол-
ная замена масла, однако она дает удовлетворительный
результат, если перед заливкой свежего масла активная
часть и бак будут тщательно промыты чистым свежим
горячим маслом для удаления кислого шлама, который,
оставшись .в обмотке, быстро приведет к окислению и
свежего масла. При выявлении ухудшений диэлектри-
ческих свойств масло необходимо немедленно заменить
или просушить, используя маслоочпсштельную аппара-
туру.
Все операции по замене и сушке или регенерации
масла в трансформаторах на напряжение 220 кв и выше
нельзя производить при работающем трансформаторе,
поскольку при этих операциях масло неизбежно при
прокачивании насосами захватывает то или иное коли-
чество воздуха. Все операции .по замене масла во всем
баке или в отдельных маслоохла тптелях должны произ-
водиться только под вакуумом.
В трансформаторах, снабженнных азотной защитой
масла, в которых масло, заливаемое под вакуумом
в бак трансформатора, должно быть предварительно де-
газировано, масло работает в лучших условиях, процесс
окисления значительно замедляется ввиду отсутствия
кислорода и влаги, попадающей извне.
Необходимо следить, чтобы избыточное давление азо-
та не превышало установленную величину (0,03—
0,05 кас/слР), а также чтобы азот, поступающий в рас-
ширитель, был совершенно сухим, т. е. силикагель >во
влагоосушителе должен заменяться при увлажнении его
не более чем на 10%, что характеризуется наличием не-
111
скольким зерей розового цвета. В целях лучшей осушки
азота целесообразно засыпать во влагоосушитсль цео
лит совместно с индикаторным силикагелем.
6. НЕПОЛАДКИ В РАБОТЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ
И ИХ УСТРАНЕНИЕ
В процессе эксплуатации трансформаторов могут
возникнуть различные неполадки, нарушающие тем или
иным образом нормальную работу трансформаторов.
Неполадки можно разделить на два вида: не препятст-
вующие оставлению трансформатора в работе и препят-
ствующие работе трансформатора. Последние, как пра-
вило, вызывают действие релейной защиты и трансфор-
матор автоматически отключается от электросети или
от источника электроэнергии. К такого рода неполадкам
относятся, повреждения изоляции обмоток, повреждения
магнитопровода, вводов, переключателей ответвлений
и других частей, вызывающие пробои изоляционных
промежутков и короткие замыкания на корпус или меж-
ду фазами и выделение газа.
После отключения трансформатора от действия ре-
лейной защиты повторное его включение в работу может
быть допущено в исключительных случаях — если нет
внешних видимых признаков повреждения, а трансфор-
матор отключился от действия только газовой или толь-
ко дифференциальной защиты, если в газовом реле нет
выделившегося газа и необходимо срочно восстановить
питание потребителей. Если имеется возможность до-
пустить перерыв в питании потребителей (или питать
от другого источника), следует произвести не только
тщательный осмотр трансформатора, по и проверку изо-
ляции обмоток мегомметром, соблюдая требования тех-
ники безопасности.
Во всех случаях, когда при отсутствии внешних по-
вреждений измерение изоляции показывает поврежден
ную изоляцию или понижение се значения, включение
трансформатора без внутреннего осмотра не допускает-
ся. Ряд повреждений в трансформаторе не вызывает не-
медленного отключения от действия защиты. К таким
повреждениям относятся, например, некоторые витковые
замыкания, повреждения изоляции листов стали или
стяжных шпилек магнитопровода. Витковые замыкания
могут происходить вследствие местного нагрева в об-
112
мотке, например из-за перекрытия шламом вентиляци-
онного масляного канала; витковые замыкания также
могут происходить вследствие динамических воздейст-
вий при сквозных коротких замыканиях, когда отдель-
ные витки сближаются и .изоляция витков может повре-
диться в местах, где произведена транспозиция провод-
ников или если на элементарных проводниках имеются
заусенцы, прокалывающие витковую изоляцию.
Поэтому после коротких замыканий в» сети, особенно
вблизи от трансформаторов, следует через некоторое
время осмотреть трансформатор. При возникновении вит-
кового замыкания происходит сильный нагрев места за-
мыкания (меди проводников) из-за большой величины
тока между замкнувшимися проводниками. Это влечет
перегрев и разложение масла, окружающего место по-
вреждения, с выделением газообразных продуктов раз-
ложения масла.
Газы собираются в газовом реле. Таким образом,
появление замыкания может быть обнаружено ио дейст-
вию газовой защиты. Если нагрев в месте замыкания
не очень сильный, газ будет выделяться медленно и
зашита подействует на сигнал. При бурном выделении
газа (если ток замыкания велик) возможно действие
защиты и на отключение.
При повреждении изоляции стали магнитопровода
или стяжных шпилек в двух местах возникает коротко-
замкнутый контур, по которому проходят паразитные
вихревые токи. Эти токи достигают значительной вели-
чины и сильно разогревают отдельные листы стали,
шпильки и другие детали настолько, что изоляция, при-
легающая к этим деталям, обугливается. Такой нагрев
приводит к разложению масла и выделению газа. Поэ-
тому и этот вид повреждения может быть выявлен с по-
мощью газовой защиты.
Витковые замыкания обычно приводят к последую-
щим повреждениям и перекрытию главной изоляции и
выгоранию части обмотки, а повреждения магнитопро-
вода приводят к так называемому «пожару стали» со
значительным объемом повреждения стали магнитопро-
вода.
Внутренние повреждения крупных трансформаторов
могут быть вызваны причинами двух видов: так назы-
ваемыми заводскими дефектами, т. е. недостатками
конструкции или технологии изготовления, и нарушения-
!!?
ми требований по монтажу, ремонту или обслужива-
нию. В то время как недостатки технологии, монтажа,
ремонта проявляются на отдельных трансформаторах,
недостатки конструкции сопутствуют всем трансформа-
торам данного типа или серии (до тех пор, пока не бу-
дет внесено соответствующее изменение в техническую
документацию, основанное на опыте эксплуатации).
Наиболее часто встречающимся недостатком является
чрезмерный перегрев крайних витков обмотки НН, вы-
званный тем, что проходящий через витки в радиальном
направлении поток рассеяния создает вихревые токи,
дополнительно нагревающие провода крайних витков,
если они выполнены проводом, имеющим значительный
размер в направлении оси обмотки. Единственным спо-
собом устранения такого недостатка является замена
обмотки НН целиком на обмотку с крайними витками,
выполненными из провода с малой высотой. Могут быть
заменены только крайние витки, но это требует более
сложной технологии ремонта и менее надежно.
В трансформаторах, имеющих на крайних и входных
катушках обмотки ВН и иа крайних катушках обмотки
НН дополнительную бумажную изоляцию, выявляется
недопустимый нагрев катушек с дополнительной изоля-
цией вследствие того, что происходит разбухание в горя-
чем масле недостаточно плотно наложенной дополни-
тельной изоляции и заполнение ею масляных междукату-
шечных каналов. Уменьшение (или полное закрытие)
канала приводит к ухудшению или прекращению цирку-
ляции масла в таком канале и, следовательно, к ухуд-
шению охлаждения, т. е. к перегреву катушек с допол-
нительной изоляцией, доходящему при длительной экс-
плуатации до обугливания изоляции. Особенно интенсив-
но это явление сказывается на катушках верхней части
обмотки, как более нагретых в верхних слоях масла.
Единственным способом устранения такого дефекта явля-
ется замена катушек с дефектной дополнительной изо-
ляцией катушками, на которых изоляция после наложе
ния запекается и превращается в монолитную и нераз-
бухающую (в 'ряде случаев целесообразно заменять
всю обмотку).
В некоторых трансформаторах, главным образом
на напряжение 330 и 500 кв, могут возникать поврежде-
ния, связанные с появлением так называемого «ползу-
щего разряда». Ползущий разряд представляет собой
Ш
длительное постепенное разрушение изоляции местными
разрядами, обусловленное сочетанием ряда неблаго-
приятных факторов как наличия конструктивного или
технологического дефекта изоляции, повышенного содер-
жания влаги в изоляции вследствие неполноценной суш-
ки ее, попадания на изоляцию посторонних проводящих
частиц.
Медленно распространяющийся по изоляции разряд
создает проводящие пути, которые сокращают изоляци-
онный промежуток, пробиваемый затем под действием
рабочего напряжения. При пробое изоляции, т. е. воз-
никновении мощной дуги к. з., происходит мгновенное
испарение масла в месте пробоя. Значительное повыше-
ние давления в масле, которое как несжимаемая жид-
кость передает давление во все стороны на стенки бака
трансформатора, приводит к тому, что в более слабых
местах происходит выпучивание стенок, срыв болтов,
крепящих фланцы колокола и иотдона, нарушение свар-
ных швов, выброс масла в образовавшейся щели и через
выхлопную трубу и зачастую к воспламенению масла
и пожару трансформатора. Появление дуги на активной
части трансформатора, таким образом, проявляется как
внутренний взрыв и поскольку баки не рассчитаны на
такое давление они обычно повреждаются.
В ряде случаев при появлении дуги в активной части
из-за повреждения изоляции, хотя бы и не связанного
с «ползущим разрядом», происходит выброс масла
через выхлопную трубу без нарушения плотности бака,
но если место повреж тения расположено относительно
далеко от выхлопной трубы взрывной волной разруша-
ются ближерасположенные стенки бака раньше, чем она
дойдет до выхлопной трубы. После нарушения плотно-
сти бака масло начинает под давлением масла из рас-
ширителя фонтанировать из щелей. Если повреждение
возникло из-за пробоя изоляции маслонаполненного-
ввода, обычно вызывающего разрушение ввода и вос-
пламенение масла, бак не разрушается, но пожар охва-
тывает трансформатор и от пламени горящего масла
загораются и разрушаются резиновые прокладки на
разъеме бака, после чего масло начинает интенсивно
вытекать из разъема, чем значительно увеличивается
объем пожара.
При всяком возникновении пожара трансформатор по-
сле отключения его выключателем от действия защиты
115
Должен быть немедленно отсоединен раз ьедини! елямИ И
необходимо принять меры для тушения пожара.
Предотвратить повреждения, вызванные «ползущим
разрядом», практически невозможно, потому что при
медленном развитии разряда происходит выделение не-
большого количества газа, растворяющегося в масле, и
газовая защита не действует. Повреждения маслонапол-
ненных вводов в какой-то степени могут быть предот-
вращены посредством периодических измерении tg б изо-
ляции остова ввода и масла. Увеличение tg б свидетель-
ствует об ухудшении состояния изоляции по большей
части из-за увлажнения ее в негерметичных вводах.
Ухудшение состояния изоляции в герметичных вводах мо-
жет быть следствием старения масла или недосушки
изоляции при изготовлении.
В последнее время разработан прибор для контроля
изоляции вводов (КИВ), который позволяет на работа-
ющем трансформаторе выявить начинающееся повреж-
дение. При всяком нарушении изоляции бумажного ос-
това ввода изменяется его емкость. Прибор, подключае-
мый ко всем трем вводам трансформатора, выявляет
это повреждение вследствие нарушения баланса токов
утечки всех трех вводов и дает соответствующий сигнал
обслуживающему персоналу или воздействует как ре-
лейная защита на отключение трансформатора. Таким
прибором снабжаются трансформаторы напряжением
500 кв и выше.
Некоторые виды внутренних повреждении могут
быть обнаружены по внешним признакам при осмотре
трансформатора. Такими признаками являются силь-
ный и неравномерный шум внутри бака, выборос масла
из выхлопной трубы с разрушением диафрагмы, ненор-
мально высокий и возрастающий нагрев при нормаль-
ной нагрузке и нормальны условиях охлаждения, вы-
брос масла через клапан бака контактора переключате-
ля РПН. В случае обнаружения таких признаков
трансформатор следует вывести из работы и выяснить
причину их появления.
Выброс масла через выхлопную трубу свидетельст-
вует о внутреннем повреждении с газообразованием,
причем газовая защита по тем или иным причинам не
сработала. Это может быть из-за нарушения контакта
или предохранителей в цепи реле.
Повышенный нагрев может быть следствием выше-
11G
упомянутых витковых замыканий или замыканий в ста-
ли, если в работе системы охлаждения нет нарушений.
Повышенный нагрев определяется по показаниям термо-
метров и действию температурной сигнализации, уста-
новленной на определенный предел.
Если трансформатор отключается из работы под дей-
ствием газовой защиты, то следует в первую очередь
установить наличие газа в газовом реле и проверить его
горючесть.
Кроме того, после осмотра газового реле следует
осмотреть п сам трансформатор с целью проверки на-
личия масла в расширителе, целости мембраны выхлоп-
ной трубы, целости прокладок на фланцах радиаторов,
маслопроводов, бака, целости сварных швов, наличия
повреждения бака (выпучины стенки).
Если проверкой газа выявлена его горючесть или
обнаружены внешние признаки повреждения, трансфор-
матор не может быть включен без внутреннего осмотра
и устранения повреждений. При отсутствии внешних
признаков повреждения и горючести газа и если не ра-
ботала защита от междуфазных повреждений трансфор-
матора (дифференциальная, максимально-токовая от-
сечка), трансформатор допустимо включить без внутрен-
него осмотра, но после тщательного внешнего осмотра
и проверки изоляции мегомметром и следить за появле-
нием газа. В случае повторного выделения газа транс-
форматор следует отключить, не дожидаясь отключения
его газовой защитой, и вывести в ремонт. Горючесть
газа определяют, выпуская осторожно газ из краника
на крышке газового реле и поджигая его спичкой.
Осмотр газового реле производится как в случаях
отключения трансформатора действием газовой защиты,
так и в случае действия газовой защиты на сигнал. При
действии защиты на сигнал можно успеть вывести транс-
форматор из работы, не давая возможности развиться
начавшемуся повреждению, которое впоследствии на-
верняка приведет к отключению трансформатора газо-
вой защитой и к более серьезному разрушению транс-
форматора. При появлении сигнала от газовой! защиты
следует принять меры к уменьшению нагрузки и вести
наблюдения за температурой масла. Сразу после появ-
ления сигнала необходимо произвести осмотр трансфор-
матора и газового реле и определить характер газов,
скопившихся в реле.
117
ЁСл'й при осмотре выявлены признаки внутреннего
повреждения трансформатора (разряды, трески, гул
внутри бака), трансформатор нужно немедленно от-
ключить и только после отключения производить осмотр
газового реле, проверить горючесть газа и отобрать про-
бу для химического анализа.
Трансформаторы на напряжение 330 кв и выше в
случае обнаружения горючего газа должны немедленно
отключаться, а при выделении негорючего газа следует
их разгружать и выводить из работы (если это не вызо-
вет недоотпуска электроэнергии), после чего на основа-
нии результатов химического анализа может быть решен
вопрос, допустимо ли их снова включать в работу. Это
объясняется тем, что в трансформаторах высших клас-
сов напряжения появление даже воздуха приводит к ус-
ловиям, вызывающим ухудшение состояния изоляции
(возникновение местной ионизации) и последующему
повреждению при рабочем напряжении.
Кроме того, появление негорючего газа (не воздуха)
может быть следствием повреждения изоляции, но выя-
вить это можно только с помощью химического анализа
по составу газа. При выявлении в газе компонентов, сви-
детельствующих о начавшемся повреждении изоляции
((наличие окиси углерода, углекислого газа, метана),
трансформатор включать под напряжение недопустимо.
Если выделяется воздух, следует срочно принять меры
для выявления и устранения причин выделения его
Если отключение трансформатора вызовет недоот-
пуск электроэнергии, то по решению руководства пред-
приятия он может быть оставлен в работе на срок, опре-
деляемый по результатам химического анализа газа.
Если выделяется воздух, трансформатор может рабо-
тать до тех пор, пока не будет устранена причина выде-
ления воздуха, если же происходит разложение изоля-
ции, оставлять трансформатор в работе опасно.
Иногда газовая защита действует ложно на отклю
•чение вследствие сквозных к. з. При прохождении тока
к. з. под действием динамических усилий происходит
толчок, сжимающий или растягивающий витки обмотки.
Это движение передается маслу и возникает волна, ко-
торая распространяется во всех направлениях, в том
числе и в трубе к расширителю, и заставляет сработать
реле, как от волны, возникающей вследствие внутренне-
го повреждения
118
ПРИЛОЖЕНИЕ
<5ГГ
Технические характеристики крупных трансформаторов
Гии трансформатора Мощ- ность обмоток ВН НН, Мв-а Напряжение обмоток, кв Пределы регули- рования напря- жения Потери, кет Ток холостого хода, % Напряжение к. з. между обмотками Испытательное напряжение 5J гц обмотки ВН. кв Масса, т Год проекти- рования
хопсстого хо- да при ста- ли 9-330 активной части полная
вн-сн вн-нн СН—НН
АТДЦТНГ-125000/220 125/60 230/115/10,5 ±6X2%, РПН на выводе СН 135 395 2 8,75 51,5 41,8 400 82 188 1962
АТДЦТН-125000/220/110-GS 125/63 230/121/10,5 ±6x2%. РПН на выводе СН 105 290 0,8 10,6 31 18,9 325 80 187 1967
ТДЦГ-125000/220 125 10.5/242 ±2X2,5%. ПБВ на выводе ВН 255 620 3.5 — 12 — 400 95 180 1960
АТДЦТ Г-180000/220 180/60 230/121/10.5 ±2X2,5%. ПБВ на выводе ВН 250 650 2 11,0 35,5 21,9 400 107 195 1961
АТД ЦТН-200000/ 220/110-68 200/100 230/121/10,5 ±6X2%, РПН на выводе СН 150 430 0.8 10,6 32 19,5 325 126 255 1967
•ТДЦГ-210000/220 240 15,75/242 — 450 950 3 — 12,7 — 400 168 293 1959
ТДЦГ-250000/220 250 15,75/242 — 3/0 925 1,5 -— 10,9 — 360 148 244 1961
ГДЦ-200000/220-66 200 18/242 — 210 730 2 -— 11 — 369 127 203 1966
ТДЦ-250000/220-71 250 15,75/242 —— 240 650 0,45 -— 11 — 325 163 248 1971
ТДЦГ-360000/220 360 20/242 —- 475 1 450 2,5 — 13 —— 400 190 332 1961
•ТДЦ-400000/220 400 20/242 —— 330 1 300 1,5 0,8 —— 10.7 — 360 188 297 1966
ГЦ-630000/220 630 15/242 — 295* 1 960 —— 12,7 •—- 325 256 396 1965
АТДЦТН-125000/330/110-64 125 330/115/10.5 ±6X22%, РПН иа выводе СН 180 410 2,0 10,2 33,2 21,7 460 99 211 1964
АТДЦТН-200000/330 200/30 330/115/10,5 ±6X2%, РПН на выводе СН 250 710 2.0 10,3 34.2 22,3 460 122 235 1962
ТДЦГ-200000/330 200 18/347 — 240 770 2,0 — 11,3 — 460 137 260 1962
АТДЦТ Г-240000/330 240/60 330/242/11 — 225 475 1,5 7,6 81,0 71,5 460 104 211 1962
АТДЦТ Г-240000/330 240/80 330/165/11 ±2X2,5%. ПБВ на выводе ВН 350 760 1,5 11,5 39 24,2 460 123 246 1960
АТДЦТ-250000/300/165 250/125 13.8/165/347 ±2x2%, ПБВ на выводе ВН 130* 630 0,5 9,6 18,2 29,5 460 132 230 1969
ТДЦГ-250000/330 250 15.75/347 — 275 9I5 2,0 — 11,55 —— 460 158 280 1962
ТДЦГ-400000/330 400 20/347 —- 442 1 430 2,0 — 13,5 — 460 232 400 196)
ЙО
Продолжение приложения
Тип трансформатора Мощ- ность обмоток ВН/НН, Мв-а Напряжение обмоток, кв Пределы регули- рования напря- жения Потери, кет Ток холостого хода, % Напряжение к. з. между обмотками ST ty со О Г-1 SJ Масса, т 1 Год проекти- 1 рования 1
холостого хо- да при ста- ли Э-330 к. з. активной части полная
Испытательно1 наппяжрние 5( роб мотки ВН, t
вн-сн вн-нн СН- -НН
ТДЦ-4 0000/330-68 400 20/347 — 260- I 150 0,5 — 12,5 — 460 222 361 1967
АОДТГ-90000/500 90/45 /12L/,, кз / Уз / — 265 366 3.5 11,5 20,5 9 700 96 205 1958
ЮДЦГ-210000/500 210 15.75 1™ / Уз — 372 630 2,0 — 13.3 — 700 141 241 1961
АОДЦТН-167000/5 0/220-65 167/83 5Д/23^/1о65„ Уз7 Уз / ±6X2%, РПН на выводе СН 125- 340 0,4 9,8 29,3 17,9 700 106,5 188 1965
АОДШТ-250Э00/500 250/80 /п УЗ / УЗ / — 265 366 3,5 10.0 33,8 22,4 700 150 250 I960
АТДЦТН-250000/500 250/125 509/115/10,5 ±8X1,5%, РПН иа выводе СН 570 750 2,5 10,4 24 12,4 700 211 380 1962
АТДЦТН-2500ЭО/500,110-71 250/100 500/121/10.5 ±8x1.4%, РПН в нейтрали 250 550 0,45 10,5 24 13 680 205 343 1970
АОДЦТН-2с70Л/500/220-69 267/120 ™ /«О. /20„ Уз~/ Уз/ +8x1.4%. РПН иа выводе СН 160 420 0,35 8,5 23,0 12,5 680 143 245 1967
ТДЦ-206000/500 206 20/525 300 740 0,5 — 13 — 700 167 285 1066
ТДЦ-400000/500 400 20/525 — 385» 800 0,4 — 12,6 — 6S0 266 410 1967
ОЦ-417000/500 417 15.75/^1 / Уз — 330 I 200 0,75 — 13 — 700 230 361 1967
* Трансформаторы выполняются из стали Э-330А (или М6Х), потери показаны для этой стали.
* • Трансформаторы выполняются и с другими напряжениями и мощностями обмотки НН. Мощность НН показана наибольшая.
ЛИТЕРАТУРА
1. Петров Г. Н. Электрические машины, ч. I, изд. 2-е, М.,
ГЭИ, 1956. ’
2. Ш н и ц е р Л. М., Основы теории и нагрузочная способность
трансформаторов, изд. 5-е, М., ГЭИ, 1959.
3. Тихомиров П. М. Расчет трансформаторов, изд. 3-е. М.,
«Энергия», 1968.
4. Ан шин В. Ш. и Кр айз А. Г. Сборка мощных трансформа-
торов. М., ГЭИ, 1961.
5. Герасимова Л. С. иМайорец А. И. Обмотки и изо-
ляция силовых масляных трансформаторов. М., «Энергия»; 1969.
6. Алексенко Г. В. Параллельная работа трансформаторов
и автотрансформаторов, изд. 2-е. М., «Энергия», 1967.
7. Чернев К- К- Обслуживание трансформаторов, Б-ка элек-
тромонтера, вып, 137. М., «Энергия», 1964.
8. Пособие для изучения правил технической эксплуатации элек-
трических станций и сетей. М., «Энергия», 1965.
9. Аптов И. С. н Хомяков М. В. Уход за изоляционным
маслом, Б-ка электромонтера, вып. 189. М., «Энергия», 1964.
10. ГОСТ 11677-65.
11 ГОСТ 1*209-69.
12. ГОСТ 802-58.
13. Инструкция «Транспортирование, выгрузка, хранение, монтаж
и введение в эксплуатацию грансформаторо" общего назначения на
напряжения 110- 500 кв ОАА.458 000-67, Информстандартэлектро,
1967.
14. Прейскурант № 15-05 с дополнениями § 1—9, Прейскурант-
гиз, 1966.
15. Материал иаучио-технического совещания по трансформато-
ростроению, г. Тольятти, сентябрь 1969, Информстандартэлектро,
1969.
16. Крайз А. Г. Высоковол! гные автотрансформаторы.—
«Электричество», 1957, К" 6.
17. К р а и з А. Г. О режимах работы повышающих автотранс-
фор™аторов.— «Электрические станции», 1961, № 1.
18. Каталог «Силовые масляные трансформаторы напряжением
35—750 кв общего назначения», ч. I, 03.01.15-70, Информэнерго, 1970.
19. Труды ВНИИЭ, 'Вып. 39. М., «Энергия», 1971.
20. Лизунов С. Д. Сушка и дегазация изоляции трансформа-
торов высокого напряжения. М., «Энергия», 1971.
Цена 26 коп.
им на
ttifPir fit^ет.пи»ос1м1