Силовые трансформаторы

Количество адсорбента, засыпаемого в термосифоне фильтра трансформатора, составляет около 1 % количества залитого в него масла.

Антиокислительные присадки. Для предупреждения окисления масла кроме фильтров и азотной защиты применяются антиокислительные присадки. Они способствуют поддержанию масла в хорошем состоянии длительное время и благоприятно отражаются на состоянии других изоляционных материалах трансформатора. Одной из лучших присадок является 2,6-дитретичный бутилпаракрезол, имеющий название ДБПК. Среди других антиокислительных присадок можно использовать пирамидон (технический) в количестве 3 % от массы масла.

Срок службы масла с антиокислительными присадками увеличивается в 2-3 раза, стоимость их относительно недорогая, уход много проще, чем за другими видами защиты масла. Добавку присадок производят раз в 4-5 лет.

2.2 Системы охлаждения силовых трансформаторов

При работе трансформатора происходит нагрев обмоток и магнитопровода за счет потерь энергии в них. Предельный нагрев частей трансформатора ограничивается изоляцией, срок службы которой зависит от температуры нагрева. Чем больше мощность трансформатора, тем интенсивнее должна быть система охлаждения.

Краткое описание систем охлаждения трансформаторов приводится ниже.

Естественное воздушное охлаждение трансформаторов осуществляется путем естественной конвекции воздуха и частичного лучеиспускания в воздухе. Такие трансформаторы получили название «сухих» Условно принято обозначать естественное охлаждение при открытом исполнении С, при защитном исполнении - СЗ, при герметизированном исполнении СГ, с принудительной циркуляцией воздуха - СД.

Допустимое превышение температуры обмотки сухого трансформатора над температурой окружающей среды зависит от класса нагревостойкости изоляции и согласно ГОСТ 11677-85 должно быть не больше: 60 °С (класса А); 75 °С (класса Е), 80 °С (класса В); 100 °С (класса F); 125 °С (класса Н) Данная система охлаждения малоэффективна, поэтому применяется для трансформаторов мощностью до 1600 кВ•А при напряжении до 15 кВ.

Естественное масляное охлаждение (М) выполняется для трансформаторов мощностью до 16000 кВА включительно. В таких трансформаторах тепло, выделенное в обмотках и магнитопроводе, передается окружающему маслу, циркулирующему по баку и радиаторам, и передается окружающему воздуху. При номинальной нагрузке трансформатора температура масла в верхних, наиболее нагретых слоях не должна превышать + 95° С (ПТЭ).

Для лучшей отдачи тепла в окружающую среду бак трансформатора снабжают ребрами, охлаждающими трубами или радиаторами в зависимости от мощности.

Масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла (Д) применяется для более мощных трансформаторов. В этом случае в навесных охладителях из радиаторных труб (рис. 2.3) помещают вентиляторы. Вентилятор засасывает воздух снизу и обдувает нагретую верхнюю часть труб. Пуск и останов вентиляторов осуществляется автоматически в зависимости от нагрузки и температуры нагрева масла. Трансформаторы с таким охлаждением могут работать при полностью отключенном дутье, если нагрузка не превышает 100 % номинальной, а температура верхних слоев масла не более + 55° С, а также при минусовых температурах окружающего воздуха и при температуре масла не выше + 45° С независимо от нагрузки (ПТЭ). Максимально допустимая температура масла в верхних слоях при работе с номинальной нагрузкой + 95° С.



Рис. 2.3. Принципиальная схема охладителя системы Д:

1 - бак трансформатора; 2 - радиаторы охладителя; 3 - вентилятор обдува

Рис. 2.4. Принципиальная схема охладителя системы ДЦ:

1 - бак трансформатора; 2 - электронасос; 3 - адсорбный фильтр; 4 - охладитель; 5 - вентиляторы обдува

Форсированный обдув радиаторных труб улучшает условия охлаждения масла, а следовательно, обмоток и магнитопровода трансформатора, что позволяет изготовлять такие трансформаторы мощностью до 80000 кВ•А.

Масляное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители (ДЦ) применяются для трансформаторов мощностью 63000 кВ•А и выше.

Охладители состоят из тонких ребристых трубок, обдуваемых снаружи вентилятором. Электронасосы, встроенные, в маслопроводы, создают непрерывную принудительную циркуляцию масла через охладители (рис. 2.4).

Благодаря большой скорости циркуляции масла, развитой поверхности охлаждения и интенсивному дутью охладители обладают большой теплоотдачей и компактностью. Такая система охлаждения позволяет значительно уменьшить габариты трансформаторов. Охладители могут устанавливаться вместе с трансформатором на одном фундаменте или на отдельных фундаментах рядом с баком трансформатора.

Масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла (Ц) принудительно устроено также, как система ДЦ, но в отличие от последнего охладители состоят из трубок, по которым циркулирует вода, а между трубками движется масло.

Температура масла на входе в маслоохладитель не должна превышать + 70° С.

Чтобы предотвратить попадание воды в масляную систему трансформатора, давление масла в маслоохладителях должно превышать давление циркулирующей в них воды не менее чем на 0,02 МПа (2 Н/см²). Эта система охлаждения эффективна, но имеет более сложное конструктивное выполнение и выполняется на мощных трансформаторах (160 MB•А и более).

Условные обозначения типов трансформаторов (автотрансформаторов)

Обозначение состоит из двух букв и цифр. Буквенное обозначение содержит следующие данные в указанном ниже порядке: число фаз (О - однофазный; Т - трехфазный); вид охлаждения - в соответствии с табл. 2.1; число обмоток, работающих на самостоятельные сети, если оно больше двух (трехобмоточный трансформатор обозначают буквой Т), выполнение одной из обмоток с устройством РПН обозначают дополнительно буквой Н. Для обозначения автотрансформатора добавляют букву А впереди букв, указанных выше. Исполнение трансформатора с естественным масляным охлаждением с вшитой при помощи азотной подушки, без расширителя, обозначают дополнительной буквой З после вида охлаждения (например, ТМЗ). С расщепленной обмоткой НН - дополнительной буквой Р после числа фаз (например, ТРДН): для собственных нужд электростанций буквой С (например, ТРДНС).

В цифровом обозначении в виде дроби указывают номинальную мощность в киловольт-амперах (числитель) и класс напряжения обмотки ВН в киловольтах (знаменатель). Кроме того, в обозначении указывают: год выпуска рабочих чертежей трансформаторов данной конструкции (две последние цифры); климатическое исполнение и категории размещения по ГОСТ 15150-69.

Таблица 2.1 Виды охлаждения трансформаторов и их условные обозначения

№ п/п	Охлаждение	Условные обозначения
1	Сухие трансформаторы Естественное воздушное: при открытом исполнении при защищенном исполнении при герметичном исполнении	С СЗ СГ
2	Масляные трансформаторы Естественная циркуляция воздуха и масла Принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла Естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла Принудительная циркуляция воздуха и масла Принудительная циркуляция воды и естественная циркуляция масла Принудительная циркуляция воды и масла	М Д МЦ ДЦ MB Ц
3	Трансформаторы с негорючим жидким диэлектриком Естественное охлаждение негорючим жидким диэлектриком Охлаждение негорючим жидким диэлектриком с дутьем	Н НД

Примеры условных обозначений типов трансформаторов:

1. ТМ-100/10-78У1 - трехфазный двухобмоточный трансформатор, с охлаждением М, номинальной мощностью 100 кВ•А, класса напряжения 10 кВ, конструкция 1978 г., исполнение У, категория 1;

2. ТРДНС-32000/35-80У1 - трехфазный двухобмоточный трансформатор, с расщепленной обмоткой НН, с охлаждением Д, с РПН, исполнения для собственных нужд электростанций, номинальной мощностью 32 MB А, класса напряжения 35 кВ. конструкция 1980 г., исполнения У, категории 1;

3. ТСЗ-100/10-79УЗ - трехфазный сухой трансформатор защищенного исполнения, номинальной мощностью 100 кВ•А, класса напряжения 10 кВ. конструкция 1979 г., исполнения У, категория 3.

2.3 Регулирование напряжения трансформаторов

Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определенный уровень напряжения на шинах подстанции. В электрических сетях предусматриваются способы регулирования напряжения, одним из которых является изменение коэффициента трансформации трансформаторов.

Обмотки трансформаторов снабжаются дополнительными ответвлениями, с помощью которых можно изменять коэффициент трансформации, что дает возможность поддерживать на шинах НН (СН) подстанций напряжение близкое к номинальному, когда первичное напряжение отклоняется по тем или иным причинам от номинального. Переключение ответвлений может происходить без возбуждения (ПБВ), т.е. после отключения всех обмоток от сети или под нагрузкой (РПН)

Устройствами ПБВ снабжаются почти все трансформаторы небольшой мощности. Они позволяют регулировать напряжение ступенями относительно номинального ± 5 %. Применяются ручные трехфазные и однофазные переключатели.

Устройство ПБВ не позволяет регулировать напряжение в течение сучок, так как это потребовало бы частого отключения трансформатора для производства переключений, что по условиям эксплуатации практически недопустимо. Обычно ПБВ используется только для сезонного регулирования напряжения.

Регулирование под нагрузкой (РПН) позволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Устройство РПН предусматривает регулирование напряжения в различных пределах в зависимости от мощности и напряжения трансформаторов (от ± 10 до ± 16 % ступенями приблизительно по 1,5 %).

Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН, так как меньший по значению ток позволяет облегчить переключающее устройство. Для расширения диапазона регулирования без увеличения числа ответвлений применяют ступени грубой и тонкой регулировки (рис. 2.5, а).

Регулирование напряжения в автотрансформаторах имеет некоторую особенность. Если ответвления выполнить в нейтральной точке (рис. 2.5, б), то это позволяет облегчить изоляцию переключающего устройства и рассчитать его на меньший ток, так как в общей обмотке автотрансформатора проходит разность токов. Такое регулирование называется связанным, т.е. при переключении ответвлений одновременно меняется количество витков ВН и СН, Это приводит к резким изменениям индукции в сердечнике и колебаниям напряжения на обмотке НН.

Независимое регулирование в автотрансформаторе можно осуществить, с помощью регулировочной обмотки на линейном конце среднего напряжения (рис. 2.5, в). В этом случае переключающее устройство должно быть рассчитано на полный номинальный ток, а изоляция его - на полное напряжение средней обмотки.

Устройство переключателя РПН приводится в действие дистанционно со щита управления и автоматически от устройств регулирования напряжения.



Рис. 2.5. Схема РПН трансформаторов: а) схема включения регулировочных ступеней; Ab - основная обмотка; bc - ступень грубой регулировки; de - ступени плавной регулировки; П - переключатель; И - избиратель; б) схема регулирования напряжения в автотрансформаторе (показана одна фаза ответвления в нейтрали без реверса); в) ответвления на линейном конце обмотки СМ (с реверсом)

2.4 Группы соединений обмоток трансформатора

Группы соединений обмоток трансформаторов определяются и характеризуются взаимным угловым смещением линейных векторов ЭДС в обмотках ВН, СН и НН. Смещение этих векторов определяется схемой соединения обмоток в звезду или треугольник и направлением их намотки.

Соединяя обмотки ВН, СН и НН по этим схемам и изменяя направления их намотки, получают различные группы соединения обмоток трансформаторов. При различных соединениях обмоток в звезду и треугольник можно получить 12 различных углов сдвига фаз линейных ЭДС от 0 до 330° через каждые 30°, т.е. получить 12 различных групп.

Для определения угла сдвига фаз удобно пользоваться часовым обозначением, которое принято стандартным. Часовое обозначение векторов ЭДС заключается в следующем: вектор линейной ЭДС обмотки ВН изображается на часовом циферблате минутной стрелкой и всегда устанавливается на 0 (12) ч, а вектор линейной ЭДС обмотки СН (трехобмоточного трансформатора) или НН изображается часовой стрелкой и указывает группу в часовом обозначении.

Схемы и группы соединения обмоток трансформаторов условно обозначают в виде дроби, где в числителе пишется буква, указывающая соединение обмотки ВН, а в знаменателе - буква, определяющая соединение обмотки НН (для двухобмоточного), или (для трехобмоточного трансформатора), буквы, указывающие соединение обмоток СН и НН (например Y_н / Y_н / Д).

Рядом с дробью через дефис пишется одно или два числа, характеризующие угол сдвига фаз; линейных ЭДС в часовом обозначении. Для двухобмоточного трансформатора пишут одно число, для трехобмоточного - два. Для трехобмоточных трансформаторов первое число указывает группу между обмотками ВН и СН, а второе - между обмотками ВН и НН.

Группа обозначается на заводском щитке трансформатора и в проверке не нуждается. Однако, если к одному из двух параллельных трансформаторов, имеющих одинаковые группы соединении, подключить фазы сети не в том порядке как это указано обозначениями фаз на вводах трансформатора, то на вторичной стороне получится напряжение с различным сдвигом фаз. Циклическим перемещением фаз на вводах можно получить для одного и того же трансформатора три различные группы соединений.

ГОСТ на трансформаторы и автотрансформаторы предусматривает производство трансформаторов с схемами и группами соединения обмоток ВН, СН и НН, приведенными на рис. 2.6-2.11.



Рис. 2.6. Схемы и группы соединения обмоток трехфазных двухобмоточных трансформаторов



Рис. 2.7. Схема и группа соединения обмоток однофазных двухобмоточных трансформаторов

Рис. 2.8. Схемы и группы соединения обмоток трехфазных трехобмоточных трансформаторов



Рис. 2.9. Схема и группа соединения обмоток трехфазных трехобмоточных автотрансформаторов

Рис. 2.10. Схемы и группы соединения обмоток трехфазных двухобмоточных трансформаторов с расщепленной обмоткой НН



Рис. 2.11. Схемы и группы соединения обмоток однофазных двухобмоточных трансформаторов с расщепленной обмоткой НН

Группы соединений, отличных от стандартных, могут быть получены при присоединении однофазных трансформаторов в трехфазные группы при изменении начал и концов обмоток.

2.5 Параллельная работа трансформаторов

В системах электроснабжения промышленных предприятий во многих случаях эксплуатации электрооборудования возникает необходимость параллельной работы трансформаторов. Параллельная работа трансформаторов с нагрузками, пропорциональными их номинальным мощностям, возможна при следующих условиях:

- равенство первичных и вторичных напряжений (равенство коэффициентов трансформации в пределах допусков ГОСТа);

- равенство напряжений КЗ (в пределах допусков ГОСТа);

- тождественность групп соединения обмоток.

Трансформаторы должны допускать параллельную работу в следующих сочетаниях: двухобмоточных между собой, трехобмоточных между собой на всех трех обмотках, а также двухобмоточных с трехобмоточными, если эксплуатирующей организацией предварительным расчетом установлено, что ни одна из обмоток параллельно соединенных трансформаторов не нагружается выше ее нагрузочной способности на тех ответвлениях и в тех режимах, в которых предусматривается параллельная работа.

При включении на параллельную работу трансформаторов с различными коэффициентами трансформации напряжения на зажимах их вторичных обмоток будут различными. Разность вторичных напряжений вызывает прохождение уравнительных токов. Значение уравнительного тока может быть подсчитано по формуле

I_у = ?U / (Z_К1 + Z_К2), (2.1)

где ?U = U₁ - U₂ - разность вторичных напряжений трансформаторов; Z_К1 и Z_К2 - полные сопротивления КЗ первого и второго трансформаторов, определяемые по формуле

Z_К = (U_КЗ%U_ном) / 100I_ном, (2.2)

где U_КЗ% - напряжение КЗ.

Пример 1. Два трансформатора с разными значениями вторичных напряжений включаются на параллельную работу. Трансформаторы имеют следующие технические данные: S₁ = S₂ = 40 МВ•А; U₁ = 10,5 кВ; U₂ = 10 кВ, U_к1 = U_к2 = 8,5 %; группы соединений обмоток У/Д-11. Определить уравнительный ток после включения трансформаторов на параллельную работу.

Решение. Номинальные токи трансформаторов

I₁ = (40•10⁶)/(Ѓг3 •10500) = 2202 А;

I₂ = (40•10⁶)/(Ѓг3 •10000) = 2312 А.

Полные сопротивления КЗ трансформаторов

Z_к1 = (8,5•10500)/(100•2202) = 0,405 Ом;

Z_к2 = (8,5•10000)/(100•2312) = 0,367 Ом.

Разность вторичных напряжений ?U = 10500 - 10000 = 500 В. Уравнительный ток

I_у = 500/(0,405+0,367) = 647,6 А.

Уравнительные токи, загружая обмотки трансформаторов, увеличивают потери энергии и снижают суммарную мощность подстанции, поэтому прохождение их недопустимо. Согласно ГОСТа у трансформаторов, включаемых на параллельную работу, коэффициенты трансформации не должны отличаться более чем на ± 0,5 %.

Различие в значениях напряжений КЗ трансформаторов, обуславливает распределение между ними общей нагрузки пропорционально их номинальным мощностям и обратно пропорционально напряжениям КЗ:

S = S'₁ + S'₂ = (S_ном1/U_К1 + S_ном2/U_К2)U'_К, (2.3)

где S - общая нагрузка; S'₁ и S'₂ - реальные нагрузки трансформаторов; S_ном1 и S_ном2 - номинальные мощности трансформаторов; U_К1 и U_К2 - напряжения КЗ трансформаторов; U'_К эквивалентное напряжение КЗ параллельно включенных трансформаторов.

Из формулы (2.3) следует, что большую нагрузку примет на себя трансформатор с меньшим значением напряжения КЗ.

Пример 2. На параллельную работу включается два трансформатора мощностью S_ном1 = S_ном2 = 40 МВ•А, имеющих напряжения КЗ U_К1 = 8,5 %; U_К2 = 7,5 %. Суммарная нагрузка потребителей S = 80 МВ•А. Определить распределение нагрузки между трансформаторами.

Решение. Эквивалентное напряжение КЗ

U'_К = S' / (S_ном1/U_К1 + S_ном2/U_К2) = 80/(40/8,5 + 40/7,5) = 7,97%;

нагрузки трансформаторов

S'₁ = (S_ном1/U_К1)•U'_К = (40•7,97)/8,5 = 37,5 MB•А,

S'₂ = (S_ном2/U_К2)•U'_К = (40•7,97)/7,5 = 42,5 MB•А.

Наилучшее использование установленной мощности трансформаторов может быть только при равенстве напряжений КЗ. Однако в эксплуатации допускается включение на параллельную работу трансформаторов с отклонением напряжений КЗ от их среднего значения, но не более чем на ± 10 %. Это допущение связано с возможным отступлением (в пределах производственных допусков) при изготовлении трансформаторов в размерах обмоток, влияющий на U_К.

Не рекомендуется включение на параллельную работу трансформаторов с отношением номинальных мощностей более трех. Объясняется это тем, что даже при небольших эксплуатационных перегрузках трансформатора меньшей мощности может оказаться сильно перегруженным в процентном отношении и, особенно в том случае, если он имеет меньшее U_К.

Параллельная работа трансформаторов, принадлежащих к разным группам соединений, невозможна по той причине, что между их вторичными обмотками возникает напряжение, обусловленное углом сдвига ц между векторами вторичных напряжений.

Уравнительный ток I_у2 определяется по формуле

I_у2 = 200sin(ц/2) / (U_К1/I_ном1+U_К2/I_ном2), (2.4)

где ц - угол сдвига векторных вторичных напряжений трансформаторов; I_ном1 и I_ном2 - номинальные токи первого и второго трансформаторов.

Пример 3. Определить уравнительный ток, предположив, что на параллельную работу были ошибочно включены два трансформатора, имеющих одинаковые технически данные (I_ном1 = I_ном2 = I_ном; U_К1 = U_К2 = U_К), при наличии сдвига векторов линейных напряжений вторичных обмоток на угол 60° (например, при группах соединений Y/Д-11 и Y/Д-1).

Решение. Уравнительный ток будет иметь значение

I_у2 = (200•0,5) / (2U_К / I_ном) = (50/U_К)•I_ном.

Если предположить, что U_К = 7,5, то уравнительный ток достигнет почти семикратного номинального значения. Поэтому параллельная работа трансформаторов с разными группами соединений обмоток невозможна.

2.6 Экономический режим работы трансформаторов

На подстанциях промышленных предприятий с двумя и более трансформаторами в зависимости от суммарной нагрузки экономически целесообразно иметь на параллельной работе такое число трансформаторов, при котором КПД каждого из них приближался к максимальному значению.

Известно, что на покрытие потерь при передаче реактивной мощности затрачивается активная мощность. Поэтому при определении наиболее выгодного по потерям числа параллельно включенных трансформаторов реактивные потери переводят в активные путем умножения на экономический коэффициент К_э. Он показывает потери активной мощности в киловаттах, связанных с производством и распределением 1 квар реактивной мощности. В распределительных сетях промышленных предприятий 6-10 кВ экономический коэффициент принимается равным 0,12.

Учитывая сказанное, на подстанциях промышленных предприятий с трансформаторами одинаковых конструкций и мощности число одновременно включенных трансформаторов можно определить следующими неравенствами:

- при возрастании нагрузки к п параллельно работающим трансформаторам выгодно подключать еще один трансформатор, если

?S > S_номvn(n+1)•(P_XX+ К_эQ_XX)/(P_КЗ+ К_эQ_КЗ); (2.5)

- при снижении нагрузки, наоборот, целесообразно отключить один из трансформаторов, если

?S < S_номvn(n-1)•(P_XX+ К_эQ_XX)/(P_КЗ+ К_эQ_КЗ), (2.6)

где ?S - полная нагрузка подстанции, кВ•А; S_ном - номинальная мощность одного трансформатора, кВ•А; п - число параллельно включенных трансформаторов, Р_XX - активные потери XX, кВт, P_КЗ - активные потери КЗ, кВт; Q_XX - реактивные потери XX, квар; Q_КЗ - реактивные потери КЗ, квар.

Реактивные потери в стали вычисляются по формуле

Q_XX = (i_XX,%/100)•S_ном.

Реактивные потери КЗ вычисляются по формуле

Q_КЗ = (u_КЗ,%/100)•S_ном.



Рис. 2.12. Кривые приведенных потерь трансформаторов:

1 - для трансформатора Т₁; 2 - для трансформатора Т₂, 3 - для двух трансформаторов

Если установленные трансформаторы не однотипны или различны по мощности, то для выбора экономического режима их работы пользуются кривыми приведенных потерь. На рис. 2.12 показаны кривые приведенных потерь двух параллельно установленных трансформаторов Т₁ и T₂ на подстанции, причем номинальная мощность второго больше номинальной мощности первого. Кривые приведенных потерь для каждого трансформатора построены на основании уравнения

Р' = (P_XX+ К_эQ_XX)+(P_КЗ+ К_эQ_КЗ)•(SІ / SІ_ном), (2.7)

где Р' - приведенные потери, кВт; S - действительная нагрузка на подстанции, кВ•А; S_ном - номинальная мощность каждого трансформатора, кВ•А.

Кривые приведенных потерь двух параллельно включенных трансформаторов при распределении нагрузки между ними пропорционально номинальным мощностям строятся на основании следующего уравнения:

‡”Р' = ‡”(P_XX+ К_эQ_XX)+?(P_КЗ+ К_эQ_КЗ)•(?SІ / ‡”SІ_ном), (2.8)

Из рис. 2.12 видно, что в целях уменьшения потерь при увеличении нагрузки в точке А выгодно включить в работу Т₂ вместо T₁, а в точке В следует включить в работу оба трансформатора T₁ и Т₂.

2.7 Сухие трансформаторы и трансформаторы с негорючим жидким наполнителем

В настоящее время потребность в пожаробезопасных, экологически чистых силовых трансформаторах достаточно высока.

Сухие трансформаторы больших мощностей и классов напряжения находят все более широкое применение. Они необходимы в электроустановках промышленных предприятий, в частности нефтехимической, металлургической, машиностроительной, целлюлозно-бумажной отраслей, а также особенно для электроснабжения общественных зданий, сооружений, транспорта (универмаги и общественные центры, насосные станции, спортивные и культурные сооружения, линии метрополитена, аэровокзалы и др.).

Отечественные сухие трансформаторы с естественным воздушным охлаждением предназначены для установки в сухих закрытых помещениях с относительной влажностью воздуха не выше 80 % при отсутствии в атмосфере помещений агрессивных веществ и пыли.

В приложении 6 приведены данные сухих трансформаторов общего назначения мощностью от 10 до 160 кВ•А на напряжении до 660 В.

В приложении 7 приведены данные сухих пожаробезопасных трехфазных силовых трансформаторов классов напряжения от 6 до 15,75 кВ, мощностью от 160 до 1600 кВ•А. Трансформаторы общего назначения в пределах класса напряжения 10 кВ могут иметь ВН 6,0; 6,3; 10,0 и 10,5 кВ, кроме мощностей 250, 1000 и 1600 кВ•А, напряжения ВН 13,8 и 15,75 кВ, напряжения НН 0,4 кВ. Трансформаторы собственных нужд электростанций имеют ВН 6,0; 6,3; 10,0 и 10,5 кВ и НН 0,4 кВ.

Обмотки отечественных трансформаторов серии ТСЗ выполняются из алюминиевого, а серии ТСЗС - из медного провода с изоляцией класса нагревостойкости В по ГОСТ 8865-70. Все трансформаторы имеют ПБВ ±2Ч15%, осуществляемое путем перестановки контактных пластин на панелях зажимов, расположенных внутри кожуха. Каждый трансформатор имеет защитный кожух, предохраняющий активную часть трансформатора от попадания посторонних предметов и допускающий доступ охлаждающего воздуха.

После прекращения выпуска и вывода из эксплуатации трансформаторов заполненных негорючей токсичной и канцерогенной жидкостью типа совтол (зарубежные жидкие аналоги: аскарель, клюфен, пиранол, делор и др.), воздействующей на экологию окружающей среды, вопрос применения сухих трансформаторов высокого класса нагревостойкости стал первостепенным.

Один из путей удовлетворения спроса в пожаробезопасных и экологически чистых трансформаторах - создание сухих трансформаторов с изоляцией из синтетических арамидных материалов.

В настоящее время широкое применение нашел материал «номекс» (фирма «Дюпон», США), представляющей собой ароматический полиамид, известный под названием «арамид».

В России в последние годы получили распространение сухие трансформаторы с литой изоляцией «Trihal» (фирма «Шнейдер Электрик», Франция). Литая изоляция класса F, залитая в вакууме, состоит из эпоксидной смолы на основе бифенола необходимой вязкости, обеспечивающей хорошее качество пропитки обмоток; ангидридного отвердителя; активного порошкового наполнителя, состоящего из кремнезема (двуокись кремния) тригидрата алюминия, тщательно смешанных со смолой и отвердителем; кремнезем усиливает механическую прочность литой изоляции и улучшает теплоотдачу. Обмотка низкого напряжения изготавливается из алюминиевой ленты (или медной); обмотка высокого напряжения выполняется из изолированного алюминиевого провода (или медного).

В приложении 8 представлены основные данные трансформаторов «Trihal»; трансформаторы имеют два исполнения: без защитного кожуха; в металлическом кожухе.

Данные трансформаторы сертифицированы в России.

Кроме сухих пожаробезопасных трансформаторов в ряде зарубежных стран получили развитие трансформаторы с заливкой экологически нейтральными негорючими синтетическими и кремнийорганическими жидкостями (КОЖ) собственного производства. К таким жидкостям относятся новая жидкость, названная «формел НФ», обладающая полной невозгораемостью и допустимым уровнем токсичности (Великобритания).

Трансформаторы с заполнением КОЖ дороже масляных, но дешевле сухих. ПО «Кремнийполимер» (г. Запорожье) освоил производство КОЖ марки ПСМ-100 по ГОСТ 13032-77.

В России ОАО «Уралэлектротяжмаш» выпускает силовые трансформаторы с заполнением негорючим экологически чистым диэлектриком «Midel 7131»; эта электроизоляционная охлаждающая жидкость прошла сертификацию в Минздраве РФ и рекомендована для электротехнической промышленности.

Жидкость «Midel 7131» имеет следующие основные характеристики:

- хорошая экологическая совместимость, т.е. биологическая расщепляемость, низкая токсичность, беспроблемная утилизация;

- хорошие термохимические свойства, т. е. низкий коэффициент термического расширения;

- хорошие диэлектрические свойства, т. е. небольшая зависимость диэлектрических свойств от влияния влаги;

- высокая температура воспламенения;

- нет образования токсичных газов от горения.

Ниже приведены основные свойства жидкости «Midei 7131».

№ п/п	Наименование параметра	Величина	Размерность
1	Величина пробивного напряжения	55	кВ
2	Влагосодержание	80	мг/кг
3	Тангенс угла диэлектрических потерь при 90°С	0,03	--
4	Плотность при 20° С	0,98	кг/дм3
5	Кинематическая вязкость: при 100°С при 40°С при -20°С	6 33 1700	мм2/с
6	Кислотное число, КОН	0,02	мг/г
7	Общее содержание кислот, КОН	0,2	мг/г
8	Содержание мути	ЎЬ 0,001	%
9	Температура вспышки	257	°С
10	Температура воспламенения	310	°С
11	Температура застывания	-48	°С
12	Коэффициент теплового расширения	7,5	10-4 °С
13	Отсутствие кристаллизации	Heт кристалллизации	--
14	Класс опасности для воды	0	--

Трансформаторы с заполнением жидкостью «Midel 7131» широко используются для замены трансформаторов с _Заполнением аскорелями (типа совтол и др.) и применяются в местах, где требуется высокая пожаробезопасность (жилые и служебные помещения, производственные помещения в ряде промышленных отраслей) (см. Приложение 9).

Список литературы

1. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. М: Энергоатомиздат, 1995.

2. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / Под ред. И.А.Бадмштейна, С.А.Баженова. М.: Энергоатомиздат, 1989.

3. Рожкова Л.Д., Козулин B.C. Электрооборудование станций и подстанций. М: Энергоатомиздат, 1987.

4. Алексеенко Г.В., Ашрятов А.К., Перемен Е.В., Фрид Е.С. Испытание мощных трансформаторов и реакторов. М.: Энергия, 1978.

5. Справочник по монтажу электроустановок промышленных предприятий. Под ред. В.В. Белоцерковца, В.К. Добрынина, В.Д. Никельберга. Кн. первая. М: Энергоиздат, 1982.

6. Мандрыкин С.А., Филатов А.А. Эксплуатация и ремонт электрооборудования станций и сетей. М.: Энергоатомиздат, 1983.

7. Грудинский П.Г., Мандрыкин С.А., Улицкий М.С. Техническая эксплуатация основного электрооборудования станций и подстанций. М.: Энергия, 1974.

Размещено на Allbest.ru

...