Монтаж, наладка и эксплуатация силового трансформатора ТДН-10МВА, 110/6кВ

Требования к точности ТТ, работающих в схемах максимальных защит, обычно невысоки (класса точности 3). Дифференциальная защита должна срабатывать при авариях внутри защищаемого участка или элемента, и не должна срабатывать при аварии за пределами этого участка. Требования к точности ТТ дифференциальных защит выше, их характеристики должны быть идентичными, чтобы исключить возникновение при сквозных токах короткого замыкания токов небаланса во вторичной цепи за счет неодинаковых токовых и угловых погрешностей.

Для ТТ установлены номинальные классы точности 0,5; 1; 3; 10, характеризующие предельные погрешности ТТ при различных значениях первичного тока и заданном токе вторичной обмотки.

Предельные значения погрешностей ТТ для различных классов точности приведены в табл. 2.

В обозначениях ТТ, предназначенных для дифференциальной защиты, вместо класса точности указывается буква Д. Каждый новый тип ТТ классов точности 0,5 и 1 для питания измерительных приборов проходит государственные испытания. Перед монтажом ТТ на трансформаторе, каждый из них подвергается испытаниям в объеме, согласно требованиям НТД.

Во время работы ТТ его вторичные обмотки всегда должны быть замкнуты на приборы или, в противном случае -- закорочены.

· Коробка зажимов для присоединения контрольных и силовых кабелей,

Сборные коробки зажимов применяют на трансформаторах для удобства разводки и монтажа кабелей, присоединяемых с одной стороны к ТТ, газовому реле, сигнализаторам уровня масла, термометрическим сигнализаторам и с другой стороны -- к щиту управления. Применяются два вида коробок зажимов: переходные коробки ТТ и коробки зажимов цепей сигнализации.

а) Переходные коробки трансформаторов тока. Переходные коробки применяются в том случае, когда ТТ устанавливаются на отводах обмотки трансформатора в баке под его крышкой. Круглые коробки (рис. 1), предназначены для присоединения 4, 6 и 8 концов обмоток ТТ, а прямоугольные (рис. 2) -- 10--18 концов.

В дне коробки 1 имеются отверстия, в которых устанавливаются вводы 3 на напряжение 0,5 кВ таким образом, что верхняя часть ввода помещается в коробке, а нижняя -- вне ее. К нижним частям вводов присоединяют концы обмоток ТТ. Для того чтобы эти концы свободно проходили через крышку трансформатора, в месте установки переходной коробки в крышке сделано
пластина, к которой крепится коробка; 6 -- табличка технических данных.
отверстие с приваренным к ней фланцем 2. Коробку устанавливают на резиновую прокладку 4 и закрепляют на фланце. На стенке коробки имеется сальник 5 через который в коробку вводят кабель. В коробках, где 14 вводов, имеется два сальника, а где 18 вводов -- три. Коробка имеет съемную крышку 7. При снятой крышке производят присоединение жил кабеля к верхним частям вводов. Вводы имеют маркировку, соответствующую концам обмотки ТТ, для того чтобы не перепутать концы при монтаже.

В том случае, когда ТТ устанавливаются на вводах высокого напряжения в адаптерах, роль переходной коробки выполняет коробка зажимов адаптера. Таким образом, в переходную коробку входит несколько концов обмоток (до 18) ТТ, а выходит из нее один, два или три многожильных кабеля. На крышке и стенке бака трансформатора производится разводка таких кабелей и их закрепление. Концы этих кабелей входят в коробки зажимов, устанавливаемые на стенке бака трансформатора в его нижней части.

б) Коробки зажимов цепей сигнализации. Коробки зажимов цепей сигнализации (рис. 3) представляют собой металлические коробки, на задней стенке которых укреплены сборные нормализованные зажимные колодки (рис. 4). Каждая зажимная колодка имеет несколько зажимов. Колодки предназначены для присоединения жил кабеля, идущих от обмоток ТТ. В связи с тем, что на разомкнутых концах обмотки ТТ возникает высокое напряжение, необходимо эти концы соединить в коробке зажимов ТТ прежде, чем приступить к работе.

Для этой цели служит штепсельная перемычка. В нормальном рабочем положении она установлена так, что своим основанием закрывает соответствующий зажим, предотвращая тем самым прикосновение к ней оператора. При работе в зажимной коробке необходимо поднять штепсельную перемычку до упора на длинном стержне, повернуть ее на угол 90° вокруг оси этого стержня и вставить короткий стержень в соответствующее штепсельное гнездо. Концы обмотки ТТ будут соединены, после этого можно приступить к работе.

Зажимная колодка имеет маркировку контактов. Каждому отводу обмотки силового трансформатора соответствует определенная маркировка контактов ТТ на зажимной колодке. Концам газового реле, реле уровня масла, термометрического сигнализатора также соответствует определенная маркировка. Маркировка контактов наносится на оконцевателях проводов или жил кабеля. Оконцеватели укрепляются на зажимной колодке 110 два на каждый контакт. Они располагаются друг против друга и имеют один и тот же номер (рис. 4). В один оконцеватель вставляется конец подходящей к зажимной колодке жилы кабеля, в другой -- конец отходящей от зажимной колодки жилы кабеля.

Коробки зажимов делают одинарными или двойными. В одинарной коробке зажимные колодки расположены в один ряд по высоте коробки; в двойной они расположены в два ряда. Для входа кабеля в коробку применяются развальцованные сальники (рис. 5). Для выхода кабеля из коробки в нижней ее части установлены специальные сальники. Коробка закрывается крышкой с болтами, которые открываются специальными ключами. На внутренней стороне крышки прикреплена табличка е нанесенными на ней указаниями, какой зажим трансформатора соответствует зажиму прибора.

Коробка навешивается на стенку бака трансформатора или может устанавливаться отдельно от него на специальном приспособлении. Для этой цели в коробке имеются уступы с отверстиями для болтов. Монтаж всех соединений -производят кабелем типа КРВГ, изготовляемым по ГОСТ 1508-71. Кабель прокладывают в металлическом рукаве РЗ-Ц-Х20, который предохраняет его от повреждений. Кабель закрепляется на баке трансформатора и его крышке специальными скобами при помощи болтов, ввертываемых в приваренные к стенке бака бобышки. Таким образом, в коробку зажимов входит несколько кабелей от различных аппаратов, установленных на трансформаторе, а выходит из нее один многожильный кабель, который подводится к щиту управления, стоящему отдельно от трансформатора.

· Газовое реле для защиты трансформатора,

Масляные трансформаторы с расширителями мощностью 1000 кВ-А и более снабжаются газовыми реле для защиты от всех видов внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа и ускоренным перетоком масла из бака трансформатора в расширитель, а также от утечки масла из трансформатора и попадания воздуха в бак (ГОСТ 11677-75). По требованию заказчика трансформаторы мощностью 400 и 630 кВ-А, предназначенные для питания собственных нужд станций и подстанций или для установки внутри промышленных или общественных зданий, также должны снабжаться газовыми реле.

Реле предназначено для установки в маслопровод с условным проходом 50 и 80 мм, соединяющий бак трансформатора с расширителем, и может надежно работать при температуре окружающего воздуха от --45 до +40°С.
а) Принцип действия реле. При внутренних повреждениях трансформатора (витковом замыкании в обмотках, электрическом пробое изоляции, «пожаре в стали» магнитопровода и т. и.) происходит разложение масла, электроизоляционных материалов и выделяется газ. Газ поднимается в верхнюю часть бака и попадает в трубопровод, соединяющий бак с расширителем, в котором установлено реле, а затем в верхнюю часть реле, которая несколько возвышается над трубопроводом. Скопившийся газ вытесняет из верхней части реле масло. При этом опускается верхний элемент реле (сигнальный) и замыкаются контакты сигнальной цепи. Это также имеет место при попадании в бак воздуха или снижении уровня масла при вытекании его из бака.

В случае дальнейшего развития аварии в баке повышается давление и масло из него устремляется в расширитель. Поток масла воздействует на нижний элемент реле (отключающий), который расположен на уровне трубопровода. При этом замыкаются контакты цепи отключения трансформатора. Трансформатор отключается и в том случае, если уровень масла в реле понижается до уровня трубопровода расширителя.

Достоинство газовой защиты состоит в том, что она дает знать о развитии аварии в ее начальной стадии.

При витковых замыканиях в большинстве случаев газовая защита оказывается более чувствительной, чем дифференциальная токовая. Кроме того, газовая защита практически единственная, реагирующая на «пожар в стали» магнитопровода.

Наряду с высокой чувствительностью к внутренним повреждениям трансформатора реле должно быть нечувствительным к явлениям, не связанным с авариями в баке, т. е. не должно иметь «ложных» срабатываний. Например, оно не должно реагировать на сквозные КЗ. Контакты реле не должны замыкаться при сотрясениях с ускорением до 5g в диапазоне частот 20--100 Гц.

б) Технические данные реле. Верхний элемент (сигнальный) срабатывает при скоплении под крышкой реле газа или воздуха в объеме не менее 400 см3. Нижний элемент реле (отключающий) обеспечивает возможность настройки на любую из трех (по желанию потребителя) фиксированных скоростей (уставок) потока масла во входном патрубке реле: 0,6; 0,9 и 1,2 м/с. Допускаемый разброс скорости потока масла при срабатывании реле на любой из указанных уставок находится в пределах ±15% уставки. Длительность замкнутого состояния контакта не менее 0,05 с.

Время срабатывания реле новой конструкции не превышает 0,1 с при скорости потока масла через реле, кратной 1,25 минимальной (пороговой) скорости потока срабатывания реле на любой уставке. Время срабатывания реле существующей конструкции не превышает 0,2 с. Элементы реле не должны срабатывать при скорости обратного перетока масла из расширителя в бак менее 1,5 уставки. Элементы реле и весь его механизм имеют самовозврат в исходное положение после восстановления нормальной работы трансформатора.

Контакты реле должны выдерживать не менее 1000 срабатываний на замыкание и размыкание цепи постоянного или переменного тока до 0,2 А напряжением 220 В без ухудшения их работы. Электрически связанные разомкнутые контакты отключающего и сигнального элементов должны выдерживать испытательное напряжение 1000 В переменного тока частоты 50 Гц в течение 1 мин на полностью собранном реле, заполненном трансформаторным маслом с температурой 20--30°С и электрической прочностью не более 40 кВ.

Рис. 1. Реле газовое типа РГЗ-61.

-- поплавок сигнального контакта;

-- поплавок отключающего контакта; 3 -- ртутный стеклянный переключатель типа ГР; 4 -- регулировочный груз; 5 -- кольцо.

Герметизированные контакты должны выдерживать испытательное напряжение 500 В. Изоляция реле должна в течение 1 мин выдерживать без пробоя или перекрытия испытательное напряжение 2000 В переменного тока частоты 50 Гц, приложенное между любыми, электрически не связанными токоведущими частями реле и между ними и корпусом реле. При этом выводы отключающего и сигнального элементов должны быть порознь замкнуты между собой. Указанные технические данные соответствуют ГОСТ 10472-71.

в) Конструкции реле. Первым реле отечественного производства считается реле типа ПГ-22. На протяжении длительного времени конструкция реле незначительно изменялась. Применялись реле типов ПГЗ-22, ПГ-54, РГЗ-61 и др. Однако во всех этих реле сигнальными и отключающими элементами служили полые цилиндрические металлические поплавки с закрепленными на них ртутными контактами (рис. 1).

В последнее время основным являлось реле типа РГЧЗ-66 (рис. 2,а). В чугунном герметичном корпусе на раме установлены два элемента -- сигнальный и отключающий. Каждый элемент состоит из широкой плоскодонной чашки, которая имеет возможность поворачиваться вокруг оси 3. Внутри чашки помещена изоляционная стойка 1, на выступе которой закрепляется подвижный контакт 2.

Рис. 2. Устройство газового реле.

а -- реле типа РГЧЗ-66: 1 -- изоляционная стойка, 2-- подвижный контакт; 3 -- 4 -- неподвижный контакт, 5 -- лопатка, б -- изоляционная пластина, 7-- стойка, 8 -- пружина, 9-- вывод коробки зажимов; б -- реле производства ГДР: 1 -- верхний подшинок, 2 -- нижний поплавок, 3 -- магнитные трубки управления (герконы), 4 -- магниты, 5 -- подпорная задвижка, о -- контакты сигнал -- отключение, 7 -- подпорная заслонка.

На корпусе реле установлена изоляционная пластина 6, на которой смонтированы неподвижные контакты 4. Когда корпус реле заполнен маслом, чашки верхнего и нижнего элементов своими незакрепленными концами при помощи пружин 8 приподнимаются несколько кверху (на 5--10°), при этом контакты 2 и 4 разомкнуты. Когда уровень масла в реле понизится, вращающий момент, создаваемый весом масла в чашке, заставит ее опуститься и надежно замкнуть контакты 2 и 4. Нижний элемент, кроме того, снабжен органом, воспринимающим энергию потока масла из трансформатора в расширитель. В связи с этим нижний элемент работает при возникновении динамического напора струи масла от трансформатора к расширителю, когда к лопатке 5 оказывается приложенным вращающий момент, который и вызывает поворот стойки 7 и замыкание контактов. При этом чашка может остаться и неподвижной.

В комплект поставки реле входят три лопатки 5 для настройки на срабатывание при скорости масла, равной 0,6; 0,9 и 1,2 м/с. Выемная часть реле строго фиксирована относительно его корпуса, а механизм реле выполняется стойким к вибрации трансформатора. На крышке реле имеется стрелка, указывающая направление потока масла через реле к расширителю.

Выводы от контактов реле при помощи проводов подсоединяются к зажимам, расположенным в коробке зажимов 9. Зажимы допускают присоединение к ним кабеля сечением до 4 мм2. Кабель выходит из коробки через сальник, находящийся в нижней части коробки. После присоединения кабеля к зажимам коробку плотно закрывают крышкой. Зажимы реле имеют цифровое обозначение, выполненное способом, обеспечивающим их коррозионную стойкость и долговечность. Зажимы отключающего элемента маркируют цифрами 1 и 2, а сигнального -- 3 и 4.

На боковой стенке корпуса реле имеется смотровое окно, на стекле которого нанесена шкала, позволяющая определить объем скопившегося в реле газа.

Смотровые окна закрывают съемными заслонками, предохраняющими масло внутри корпуса реле от воздействия солнечной радиации. На крышке реле расположен кран для взятия пробы газа; кран открывается вручную. Кроме того, на крышке укреплена табличка, на которой указаны тип реле и товарный знак завода-изготовителя. В дне корпуса находится пробка для спуска масла из корпуса реле.

Корпус реле и все уплотнения должны быть герметичными и выдерживать избыточное давление масла при 70--90°С, равное 105 Па, в течение не менее 20 мин. Полые элементы реле испытывают предварительно до сборки избыточным давлением масла при 70--90°С; они должны выдерживать следующие испытательные давления: поплавки из металла -- 1,5 -105 Па в течение 24 ч, поплавки из синтетического материала--10е Па в течение 24 ч, герметизированные контакты -- 4-105 Па в течение 72 ч.

Широко применяются газовые реле, изготовленные в ГДР (рис. 2,6). Они состоят из корпуса, внутреннего устройства и крышки. Корпус и крышка изготовлены из сплава легкого металла, стойкого против атмосферных влияний. Для контроля работы внутреннего устройства в корпусе имеются два смотровых стекла, закрепленных посредством резьбового кольца из пластмассы. Верхние стекла имеют градуированную шкалу. Для защиты от загрязнения стекла прикрыты откидными крышками. К крышке реле прикреплены внутреннее устройство, пробный краник, контрольный клавиш, зажимы для подключения.

При нормальном состоянии работающего трансформатора оба поплавка 1 и 2 находятся в верхнем положении. Если возникает утечка масла из бака трансформатора, то уровень масла в реле соответственно понижается и верхний поплавок 1 опускается. Примерно на полпути движения поплавка магнит 4, механически связанный с поплавком, проходит магнитные трубки управления 3, вследствие чего включается сигнальная система.

Если и дальше последует понижение уровня масла в реле, то срабатывает отключающая система нижнего поплавка и трансформатор отключается.

Реле реагирует также и на газообразование. Газ, образующийся при аварии трансформатора, поднимается в верхнюю часть реле и, вытесняя масло, опускает верхний поплавок -- подается сигнал. При бурном выделении газа поток газа попадает на подпорную задвижку 5, которая изменяет свое положение в направлении потока, заставляя срабатывать нижний магнит и отключая трансформатор.

г) Испытания реле. Каждое газовое реле, выпускаемое заводом-изготовителем, подвергается приемо-сдаточным испытаниям в следующем объеме: на герметичность; на электрическую прочность изоляции; проверка срабатывания сигнального и отключающего элементов при снижении уровня масла; проверка работы реле при протекании масла через корпус; измерение времени срабатывания; на динамическую прочность в потоке масла. Периодические испытания реле проводят 1 раз в 3 года. При этом помимо приемо-сдаточных дополнительно проводят следующие испытания: при обратном потоке масла; на коммутационную способность; на электрическую износоустойчивость контактов при многократном срабатывании; на устойчивость к сотрясениям; на вибростойкость (ГОСТ 10472-71).

д) Установка реле на трансформаторе. Для того чтобы газовое реле срабатывало своевременно, нужно, чтобы по возможности весь газ, выделяющийся при повреждении в активной части трансформатора, попадал в корпус реле. Для этого трансформатор устанавливают на фундаменте так, чтобы один его край (со стороны газового реле) был приподнят на угол 1--1,5°. Таким образом, получается, что маслопровод, соединяющий расширитель с баком, присоединен к крышке бака в наивысшей ее точке. Кроме того, маслопровод вместе с реле также имеет наклон на угол 2--4° к горизонтали. Чтобы газ, поднимающийся под крышку трансформатора, не уходил в выхлопную трубу, в адаптеры вводов и т. и., у люков этих устройств делают бортики, преграждающие путь газу в эти устройства.

Газовое реле устанавливают в рассечку маслопровода, соединяющего расширитель с баком, и закрепляют на фланцах маслопровода болтами. Уплотнением между фланцами служит резиновая шайба. Установку реле производят так, чтобы острие стрелки на крышке реле было направлено в сторону расширителя. После заливки маслом и выпуска воздуха из верхнего крана реле оба элемента должны быть в крайнем верхнем положении и их контакты при этом должны быть разомкнуты. Для правильной работы реле все полости, в которых над маслом находится воздух (например, надмасляное пространство выхлопной трубы), должны быть соединены с надмасляным пространством расширителя.

· Манометрические сигнализирующие термометры с круговой шкалой,

Для контроля температуры масла в баке и сигнализации о достижении предельно допустимых температур трансформаторы мощностью 1000 кВ-А и более нормального исполнения, а также герметизированные масляные трансформаторы мощностью 160 кВ-А и более снабжают термометрическим сигнализатором. Трансформаторы с охлаждением видов Д, ДЦ и Ц снабжают двумя термосигнализаторами, из которых один служит

Термометр устанавливают со стороны НН трансформатора у края крышки, продольная ось фланца должна быть параллельна большой оси бака.

Для измерения температуры в верхних слоях масла, второй-- для управления автоматикой вентиляторов дутья и насосов циркуляции масла.

Термосигнализатор типа ТСМ-100 представляет собой паровой манометрический дистанционный термометр с электроконтактным устройством. Принцип его действия основан на зависимости между температурой и давлением насыщенных паров заполнителя (метил хлористый технический), заключенного в герметически замкнутой термосистеме состоящей из термобаллона 17, соединительного капилляра 1, защищенного металлической оплеткой, и манометрической пружины 2. Температура трансформаторного масла передается термобаллону, ввинченному в гильзу на крышке трансформатора. При 'повышении температуры термобаллона в нем увеличивается давление паров заполнителя. Это давление передается по капилляру в манометрическую пружину и вызывает ее упругую деформацию. Деформация пружины посредством рычажного передаточного механизма (18 и 15) вызывает отклонение показывающей стрелки 5 на шкале прибора 4.

Контактное устройство прибора состоит из контактных щеток 13, жестко связанных с осью 16 стрелки, и двух секторов с контактами 12 и 11. Секторы связаны с двумя передвижными стрелками-указателями -- желтой 6 и красной 19. Контактная щетка при перемещении стрелки скользит по секторам. При установке стрелки- указателя при помощи арретира 7 на определенную происходит при подходе показывающей стрелки 5 к передвижному указателю 6.

Если, например, желтая стрелка-указатель установлена на отметку шкалы, соответствующую + 50°С, а красная на +55°С, то при повышении температуры контакт замыкается при совпадении стрелки с концом желтой стрелки-указателя и при дальнейшем повышении температуры до 55°С замыкается второй контакт (конец стрелки совпал с концом красной стрелки-указателя), при этом первый контакт остается замкнутым. Для установки желтой или красной стрелки-указателя отвертывают соответствующую пробку на лицевой стороне корпуса прибора, закрывающую отверстие против установочного винта, и отверткой производят установку стрелки-указателя на требуемую отметку шкалы. После этого пробку плотно завинчивают во избежание попадания влаги внутрь прибора.

Пределы измерения температуры термосигнализатором типа ТСМ-100 составляют 0--100°С. Класс точности прибора в пределах 0--40°С равен 4 (цена деления в пределах этих температур составляет 5°С), в пределах 40--100°С 2,5 (цена деления 2°С). Сигнальные контакты выдерживают без повреждений 50 000 замыканий и размыканий при разрывной мощности 25 В -А.

Термобаллон имеет диаметр 16 и длину 160, 250, 315 или 400 мм. Длина капилляра составляет 1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 12 или 16 м. Термобаллон термосигнализатора помещается в стальную тонкостенную гильзу 1 (рис. 9), заполненную трансформаторным маслом, и закрепляется сальниковым штуцером 2 при помощи резьбы м27х2. Гильза в свою очередь при помощи приваренного к ной фланца 3 крепится к крышке трансформатора 4. На трансформаторах мощностью до 4000 кВ-А включительно крепление осуществляется шпильками, вваренными в крышку, а на трансформаторах больших мощностей -- болтами 5, ввертываемыми в приваренный к крышке фланец 6.

Перед отправкой трансформатора заказчику термометрический сигнализатор демонтируют. При этом термобаллон вынимают из гильзы и отверстие в гильзе закрывают ввертываемой в него пробкой. Корпус сигнализатора на гладких трансформаторных баках устанавливают на стороне НН на трех бобышках и крепят к ним винтами Мб. При невозможности размещения сигнализатора на стенке бака допускается его установка на одинарных радиаторах и на круглых трубах трубчатых баков. В этом случае он крепится на пластине, которая закрепляется на трубах. Под сигнализатор в местах его крепления устанавливают резиновые шайбы, служащие амортизаторами.

Корпус сигнализатора устанавливают на трансформаторе на высоте около 1,5 м от уровня фундамента. От атмосферных осадков корпус обычно защищен металлическим козырьком. При установке термосигнализатора необходимо осторожное обращение с капилляром: недопустимы его резкие перегибы (с радиусом менее 150 мм), многократные изгибания, удары, могущие привести к закупорке внутреннего отверстия и к нарушению его герметичности. Рекомендуется прокладывать капилляр в газовой трубе. Кроме того, нельзя допускать, чтобы мгновенное значение тока включения и отключения сигнального устройства превышало 0,2 А при напряжении переменного тока 220 В.

· Вводы,

В масляных трансформаторах концы обмоток должны быть выведены из бака наружу и присоединены к электрической сети. Для этого используют проходные фарфоровые изоляторы, размещаемые на крышке или стенке бака. Проходной, т. е. проходящий через стенку или крышку бака, изолятор вместе с токопроводящим стержнем и другими деталями называют вводом.

Простейший трансформаторный ввод состоит из цилиндрического фарфорового изолятора, являющегося основой изоляционной конструкции ввода, металлического фланца для крепления ввода к стенке или крышке бака и токоведущей части. К токоведущей части ввода относят не только стержень, по которому непосредственно проходит ток, но и другие детали, не несущие тока, но электрически с ним связанные.

Фарфоровый изолятор ввода одним концом выступает внутрь бака, а другим -- наружу, над крышкой. Пространство внутри изолятора заполнено у ввода на 6--10 кВ воздухом, а на 35 кВ и выше -- трансформаторным маслом. Дальнейшее усиление внутренней изоляции ввода достигается изолированием (например, бумажно-бакелитовой трубкой) токопроводящего стержня. Воздушную (внешнюю) изоляцию ввода составляет промежуток между токоведущими деталями на верхнем торце изолятора и металлическим фланцем, прикрепляющим ввод к крышке или стенке бака. Прочность воздушной изоляции зависит от расстояния между этими деталями и снижается при его уменьшении.

Как известно, вокруг проводника с током создается магнитное поле, силовые линии которого можно представить в виде концентрических окружностей, замыкающихся вокруг проводника. Такое поле возникает и вокруг токоведущего стержня ввода в крышке трансформатора, когда через ввод проходит электрический ток. Вследствие этого в крышке возникают потери от вихревых токов и перемагиичивания стали, в результате чего она нагревается.

Существует несколько способов уменьшения потерь в крышках (или стенках) баков.

Во-первых, можно увеличить диаметр отверстия для ввода. Это удалит токопроводящий стержень от крышки и увеличит сопротивление магнитному потоку. Магнитное поле в крышке будет слабее, а ее нагрев меньше. Для данного тока можно всегда подобрать соответствующий диаметр отверстия.

Во-вторых, можно поместить в одно отверстие не один, а несколько вводов. Если в общее отверстие поместить вводы от начала и конца одной обмотки, то силовых линий в крышке, охватывающих оба ввода, не будет, так как токи во вводах будут равны, противоположны по направлению и их результирующий магнитный поток будет практически равен нулю. Если в общее отверстие поместить три линейных ввода (А, В, С) трехфазного трансформатора, то благодаря тому, что сумма мгновенных значений токов равна нулю, магнитного потока вокруг этих вводов также не будет. Чтобы закрыть отверстие, общее для двух или трех вводов, применяют специальные отливки из латуни -- обоймы, представляющие собой плиту с кольцевыми выступами и отверстиями по числу вводов (рисунок 1).

Рисунок 1 - Трехместная латунная обойма для вводов

На рисунке 2 показан ввод на напряжение 35 кВ для наружной установки в собранном виде. Фарфоровый изолятор 1 вмазан при помощи магнезиального цемента 4 в чугунный фланец 5. Токоведущая медная шпилька 3 припаяна к металлическому колпаку 18, который скреплен с изолятором также посредством магнезиального цемента. В верхней части шпилька имеет гайки 16 и шайбы 15 для подсоединения к сети; в нижней части па нее надеты электрокартонная шайба 14 с вырезом и гетинаксовая шайба 11, затянутая гайками 13 и шайбами 12 для присоединения отвода от обмотки.

1 -- изолятор, 2 -- ребро изолятора, 3 -- токопроводящая шпилька, 4 -- цемент, 5 -- фланец, 6 -- болт, 7 -- крышка трансформатора, 8 -- резиновая прокладка, 9 -- бумажно-бакелитовая трубка, 10 -- масло. 11 -- гетинаксовая шайба, 12, 15 -- металлические шайбы, 13, 16 -- гайки, 14 -- электрокартонная шайба, 17 -- винт, 18 -- колпак

Рисунок 2 - Ввод на напряжение 35 кВ.

Внутренняя изоляция ввода состоит из бумажно-бакелитовой трубки 9, надетой на токоведущую шпильку, масла 10, заполняющего внутреннюю полость ввода, и изолятора. Внешняя изоляция ввода усилена зонтообразными ребрами 2. В колпаке имеется отверстие с резьбой, закрытое винтом 17 с шайбой с асбестовым уплотнителем. При заливке трансформатора маслом этот винт частично отвертывают, чтобы выпустить воздух, вытесняемый из внутренней полости ввода маслом, поступающим через вырез в шайбе 14.

Недостатком конструкции этого ввода является то, что на крышке приходится делать люки для присоединения к вводу отводов обмотки. Кроме того, при замене поврежденного ввода из трансформатора приходится сливать значительную часть масла, что в эксплуатации часто затруднительно. Более удобны съемные вводы, для монтажа которых на заводе и замены (в случае повреждения) в эксплуатации не требуется люков и значительного слива масла.

На рисунке 3 показана одна из конструкций съемных вводов на напряжение 35 кВ. Шпилька 1 ввода спаяна с отводом 17 и проходит через верхнее отверстие в фарфоровом изоляторе 10. Сверху на шпильку надеты колпак 6 и втулка 4. Завинчиванием гайки 3 уплотняют резиновые кольцо 5 и шайбу 8. Для выхода воздуха из ввода при заливке трансформатора маслом служит отверстие, закрываемое болтом 7. Ввод крепится к крышке фланцем 14 с кулачками 15. Для замены изолятора достаточно освободить и снять гайки 3, втулку и колпак, отвинтить гайки 12. Съемные вводы на 6--35 кВ широко применяют в конструкциях трансформаторов.

1 -- токопроводящая шпилька, 2, 13 -- металлические шайбы. 3, 12 -- гайки, 4 -- втулка, 5 -- кольцо, 6 -- колпак, 7 -- болт, закрывающий отверстие для выхода воздуха, 8 -- резиновая шайба, 9 -- уплотнение, 10 -- изолятор, 11 -- шпилька, 14 -- стальной фланец, 15 -- кулачок, 16 -- крышка бака, 17 -- отвод

Рисунок 3 - Съемный ввод на напряжение 35 кВ.

Для трансформаторов с низшим напряжением 1--3 кВ широко применяют съемные вводы на ток до 3000 А. Токопроводящая шпилька таких вводов обычно заканчивается специальным наконечником («башмаком») с развитой контактной поверхностью, который навинчивают на верхний конец шпильки. Наконечник выполняют с отверстиями и комплектуют болтами для присоединения к сети, питающей токоприемник.

· Устройство РПН комплектно с аппаратурой автоматического регулирования.

Переключающие устройства РПН подразделяют на устройства с токоограничивающим реактором, токоограничивающими резисторами и без них. В соответствии с конструктивным исполнением они имеют обозначения: РНО и РНТ -- однофазные и трехфазные без токоограничивающего резистора; РНОР и РНТР -- то же, с токоограничивающим реактором; РНОА и РНТА -- то же, с токоограничивающим резистором.

Для обозначения трехфазных устройств РПН, соединяющих фазные обмотки в звезду, после букв ставят через тире цифру 0. Буквы после дроби, указывающей напряжение и ток устройства РПН, обозначают: А -- контактор с разрывом дуги в воздухе, Г -- в газе, В -- в вакууме, П -- контактор, в котором для переключения без разрыва дуги применяют полупроводники (контактор с разрывом дуги в масле буквой после дроби не обозначается). Если несколько устройств РПН имеют один привод, то указывают через знак умножения их количество. В конце обозначения ставят год разработки. Например, трехфазное устройство РПН с токоограничивающим резистором, предназначенное для переключения ответвлений обмоток, соединенных в звезду, на номинальное напряжение 35 кВ и ток 1000 А, с разрывом дуги в масле обозначают РНТА-0-35/1000-73.

Основными частями устройств РПН являются: избиратель ответвлений, предназначенный для выбора нужного ответвления обмотки перед переключением; предызбиратель ответвлений для использования контактов избирателя и присоединенных к нему ответвлений обмотки более одного раза после прохождения всего диапазона регулирования; контактор для отключения тока в цепях переключающего устройства; токоограничивающий реактор или резистор для включения (на время переключения) между работающим и вводимым в работу ответвлениями с целью ограничения тока в переключаемой части обмотки и перевода нагрузки с одного ответвления на другое без разрыва цепи тока нагрузки трансформатора. Кроме того, устройства имеют ручной привод, электрический с кнопочным управлением и автоматический, а также счетчик количества переключений, различную аппаратуру, механизмы, элементы сигнализации и автоматики. Электрическая схема каждой фазы устройства РПН с реактором (рис. 1, а) состоит из двух параллельных симметричных цепей, включающих избиратели И с системой подвижных и неподвижных контактов, конктаторы К и реактор Р. На схеме показано рабочее положение на одном из регулировочных ответвлений обмоток РО. При необходимости перейти на другую ступень напряжения включением привода переключаются на соответствующее ответвление контакты одной параллельной цепи, а затем другой в такой последовательности: открывается контактор, спустя некоторый промежуток времени избиратель этой цепи переходит на требуемое ответвление, после этого контактор закрывается, переход на другое ответвление первой параллельной цепи на этом закончен; далее в той же последовательности открывается контактор второй параллельной цепи и ее избиратель переходит на ответвление, в которое перешел избиратель первой цепи, затем контактор закрывается. На этом цикл перехода с одного ответвления на другое без разрыва цепи рабочего тока закончен. Назначение реактора в этой схеме -- ограничить силу циркулирующего тока в положении «моста», когда одна параллельная цепь перешла на следующее регулировочное ответвление, а дружная еще находится на ранее занятом. Рабочий ток реактором при этом не ограничивается, так как его индуктивное сопротивление практически равно нулю вследствие того, что в каждой половине его обмотки (верхней и нижней) рабочие токи, а следовательно, и магнитные поля имеют противоположное направление.

Размещение частей трехфазного переключающего устройства РПН типа РНТ-13-625/35 в трансформаторе показано на рис. 1, б. Однофазные избиратели 3 ответвлений фаз А, В и С обмоток 1 и реактор 4 установлены на ярмовых балках.

Избиратели сочленены между собой бумажно-бакелитовыми трубками, а с контактором -- стальным валом 7. Контактная система избирателей работает без разрыва цепи тока, их контакты не обгорают при переключении, поэтому избиратели расположены в баке вместе с активной частью. Действие контакторов 2 сопровождается разрывом тока в параллельной цепи с возникновением дуги, поэтому контакторы размещены в отдельном кожухе, заполненном трансформаторным маслом, которое не сообщается с маслом бака трансформатора. Это позволяет производить осмотр и ремонт контактора с заменой масла без вскрытия бака трансформатора.

Приводной механизм размещен в коробке 5, установленной на стенке бака трансформатора. Переключение происходит так, что избиратели и контакторы всех фаз действуют одновременно.

Полный цикл переключения со ступени на ступень происходит за один оборот главного вертикального вала 6 длительность переключения около 3 с.

Рис. 2. Схема работы переключающего устройства РПН на резисторах:

а -- е -- последовательность переключения контактной системы со ступени ступень

трансформатор трехфазный силовой масляный

Схема и последовательность переключения контактов переключающего устройства РПН на резисторах показана на рис. 2, а--е. В нормальном рабочем положении, для примера, на ступени II (рис. 2, а) контакты К1 и К2 контактора paзомкнуты, КЗ и К4 замкнуты. Таким образом, сопротивление резистора R2, зашунтировано и ток нагрузки /н проходит через избиратель П2, контакт К4 и дальше по цепи в нейтраль и линию. При этом избиратель П1 нечетных ступеней обесточен и находится в ожидании команды от приводного механизма на выбор ступени I или III. Если требуется перейти на ступень III, привод работает для вращения в сторону увеличения номера ступени, на ступень I -- в обратную сторону. В первый момент работы приводного механизма избиратель 171 переходит на ступень III (рис. 2,6), затем вступает в работу контактор: размыкается контакт К4 (рис. 2, в) и ток нагрузки проходит через резистор R2. Далее замыкаются контакты К2 (рис. 2, г), образуется «мост» и ток нагрузки проходит через резисторы RI и R2. Кроме того, в контуре возникает циркулирующий ток. Затем размыкается контакт КЗ (рис. 2, д) и ток нагрузки идет через резистор RI так же, как на рис. 2, б. Далее замыкается контакт /0, шунтируется резистор RI и на этом заканчивается цикл переключения -- трансформатор работает на III ступени напряжения (рис. 2, е). Порядок работы избирателя и контактов при последующих переключениях тот же. Контактор переключается мощными пружинами практически мгновенно.

Основные преимущества устройств РПН с резисторами по сравнению с устройствами с реакторами следующие: компактность -- мощный громоздкий реактор заменен небольшими резисторами, совмещенными с портативным контактором; контактор, избиратель и предызбиратель образуют как бы одну сборочную единицу, что упрощает установку устройства в баке трансформатора; не требуется выносной кожух для контактора; случайный отказ в электропитании электропривода в процессе переключения не приводит к длительной нагрузке резисторов током и, как следствие, их повреждению.

Компоновка основных частей трехфазного переключающего устройства РС-4 на резисторах (болгарского производства), широко применяемого в трансформаторах отечественного производства, показана на рис. 3. К верхнему несущему фланцу 1 при креплен главный изоляционный цилиндр 5, в котором расположены контактор 4 и резисторы 5. К главному цилиндру с помощью фланца 6 прикреплены избиратель и предызбиратель. Крепление выполнено герметично, чтобы масло, в котором находится контактор, не смешивалось с маслом трансформатора.

Избиратель состоит из гетинаксовых реек 7, прикрепленных своими концами к верхнему и нижнему фланцам 14, и имеет центральную изоляционную трубу 12 с закрепленными на ней токоведущими кольцами 11 (по два на фазу). Рейки с закрепленными на них неподвижными контактами 9 поочередно несут на себе контактный ряд для четных и нечетных ответвлений; соответственно расположению колец контактные ряды смещены по высоте.

Подвижные контакты 10 закреплены на двух изоляционных валах 8. На одном из них соответственно контактным рядам на рейках расположены нечетные контакты для трех фаз, на другом -- четные. С помощью колес мальтийской передачи, расположенной в верхнем фланце 6 избирателя, валы, перемещаясь по окружности вокруг центральной трубы, выбирают требуемое ответвление на рейках неподвижных контактов.

Кольца соединены изолированными проводами, проходящими через центральную трубу, с зажимами 15, а последние -- с зажимами 16 контактора, расположенными с наружной стороны главного цилиндра. Предызбиратель, расположенный сбоку избирателя, состоит из верхней и нижней плит, изоляционных реек с неподвижными контактами и приводного изоляционного вала 13 с подвижными контактами (мостами).

В верхнем кожухе 6 избирателя расположен механизм передач, состоящий из зубчатых и мальтийских колес и приводящий в действие через изоляционный вал 2 валы избирателя, предызбирателя и контактора. Изоляционный вал 2 получает вращение от вертикального и горизонтального валов электрического привода, находящегося на баке трансформатора.

Последовательность действия переключающего устройства такая: включением привода дается команда на переключение; вал избирателя, контакты которого не под нагрузкой, поворачивается вокруг центральной трубы на заданный конструкцией угол и соединяет свои подвижные контакты с неподвижными на рейках, с кольцами и неподвижными контактами контактора.

Завершает цикл переключения механизм переброски подвижных контактов контактора на подготовленную ступень в последовательности.

Переключающее устройство крепится к крышке трансформатора фланцем 1 на торце узкой стороны бака.

· Воздухоосушитель,

Воздухоосушитель предназначен для очистки поступающего в трансформатор при температурных колебаниях воздуха от влаги и загрязнений. Обычно, воздухоосушители устанавливаются на входе воздуха в расширитель, но могут устанавливаться и на баках трансформаторов, не имеющих расширителя, а также на кожухах контакторов переключающих устройств.

Воздухоосушитель представляет собой цилиндр, заполненный сорбентом 2 для поглощения из поступающего воздуха влаги. На входе в воздухоосушитель, в его нижней части, имеется масляный затвор 3, очищающий поступающий воздух от примесей. Крупные воздухоосушители с массой сорбента 5 кг имеют указатели уровня масла в затворе. В верхней части цилиндра предусмотрен патрон со смотровым окном для индикаторного силикагеля. Воздухоосушители небольшой емкости индикаторного патрона не имеют и заполняются полностью индикаторным силикагелем. Силикагель применяется марки КСКГ (ГОСТ 39--56), крупнозернистый, пропитанный раствором хлористого кальция. Индикаторный силикагель (ГОСТ 8984), кроме того, пропитывается раствором хлористого кобальта. Перед заправкой в воздухоосушитель, силикагель просушивают при температуре 140 °С в течение 8 часов до достижения менее 5 % влажности, или при 300 °С в течение 2 часов; при сушке высота слоя силикагеля не должна превышать 150 мм. Индикаторный силикагель сушат при температуре 120 °С в течение 8 часов до приобретения им ярко-голубой окраски. Во избежание вторичного увлажнения, просушенный силикагель хранят в герметичной таре в сухом помещении.

Контроль за работой воздухоосушителя сводится к наблюдению за окраской индикаторного силикагеля в патроне или в корпусе (по мере увлажнения силикагель становится розоватым), а также в поддержании необходимого уровня масла в масляном затворе.

Воздухоосушители изготавливаются емкостью, вмещающей от 0,5 до 5 кг силикагеля. Выбор емкости воздухоосушителя зависит от массы масла в трансформаторе и срока службы до восстановления силикагеля. Воздухоосушители емкостью на 5 кг силикагеля должны устанавливаться на трансформаторах с массой масла 20 тонн; при этом восстановление силикагеля должно производиться каждые 6 месяцев. Для трансформаторов с массой масла 40 тонн восстановление силикагеля должно осуществляться каждые 3 месяца. Однако, срок службы силикагеля является условным и, в большей мере, зависит от степени загрязнения воздуха.

Разновидностью воздухоосушителей являются транспортные воздухоосушители. Они устанавливаются на внутренней поверхности крышки трансформаторов, отправляемых с завода без масла (на временных заглушках, закрывающих отверстия под вводы классов напряжения 110 кВ и выше). Транспортные воздухоосушители не имеют масляного затвора и изготавливаются емкостью на 4, 5 и 9 кг силикагеля. В трансформаторе их может устанавливаться несколько штук, из расчета 0,15 кг силикагеля на 1 тонну масла.

· Клеймная коробка - для трансформаторов с установленными электроконтактными мановакуумметрами и термометрами с электрическими контактами.

В дополнительной комплектации (опция) - мановакуумметры с переставными сигнальными контактами, комплект запасных частей и необходимого специального инструмента.

Мощный трансформатор высокого напряжения представляет собой сложное устройство, состоящее из большого числа конструктивных эле-ментов, основными из которых являются:

магнитопровод), обмотки, изоляция, выводы, бак, охлаждающее устройство, меха-низм регулирования напряжения, защитные и измерительные устройства, тележка.

В магнитной системе проходит магнитный поток трансформа-тора (отсюда название «магнитопровод»). Магнитопровод является кон-структивной и механической основой трансформатора. Он выполняется из отдельных листов электротехнической стали, изолированных друг от дру-га. Качество электротехнической стали влияет на допустимую магнитную индукцию и потери в магнитопроводе.

В течение многих лет применялась горячекатаная сталь ЭЧ1, ЭЧ2 с толщиной листов 0,5 -- 0,35 мм, допускающая индукцию 1,4--1,45 Тл, с удельными потерями 2,5 -- 3,5 Вт/кг. В настоящее время применяется холоднокатаная текстурованная сталь марок 3405, 3406, т. е. сталь с оп-ределенной ориентировкой зерен, допускающая индукцию до 1,7 Тл, с удельными потерями 0,9 -- 1,1 Вт/кг. Применение такой стали позволило значительно уменьшить сечение магнитопровода за счет большей допусти-мой магнитной индукции, уменьшить диаметр витков обмотки, уменьшить массу и габариты трансформаторов. Масса трансформаторов на единицу мощности в 1930 г. достигала 3,33 т/(МВ-А), а в настоящее время 0,74 т/(МВ-А).

Уменьшение удельных потерь в стали, тщательная сборка магнитопро-вода, применение бесшпилечных конструкций, соединение стержней с яр-мом с помощью косой шихтовки позволяют уменьшить потери холостого хода и ток намагничивания трансформатора. В современных мощных трансформаторах ток намагничивания составляет 0,5 -- 0,6% IH0M, тогда как в трансформаторе с горячекатаной сталью ток достигал 3%; потери холо-стого хода уменьшились вдвое.

Листы трансформаторной стали должны быть тщательно изолированы друг от друга. Первоначально применялась бумажная изоляция -- листы оклеивались с одной стороны тонким слоем специальной бумаги. Бумага создает полную электрическую изоляцию между листами, но легко повре-ждается при сборке и увеличивает размеры магнитопровода. Широко при-меняется изоляция листов лаком с толщиной слоя 0,01 мм. Лаковая плен-ка создает достаточно надежную изоляцию между листами, обеспечивает хорошее охлаждение магнитопровода, обладает высокой нагревостойкостью и не повреждается при сборке. Последнее время все шире приме-няется двустороннее жаростойкое покрытие листов стали, наносимое на металлургическом заводе после проката. Толщина покрытия меньше 0,01 мм, что обеспечивает лучшие свойства магнитной системы. Стяжка стержней осуществляется стеклобандажами, ярм -- стальными полубанда-жами или бандажами.

Магнитопровод и его конструктивные детали составляют остов транс-форматора. На остове устанавливают обмотки и крепят проводники, со-единяющие обмотки с вводами, составляя активную часть.



2. Технико-технологический раздел

ТДН - 110 / 6 - трехфазный трансформатор с естественной циркуляцией масла.

S_Н= 16000 кВ А - номинальная мощность трансформатора;

U_1Н= 110 кВ - номинальное напряжение первичной обмотки;

U_2Н = 6,6 кВ - номинальное напряжение вторичной обмотки;

U_К = 10,5% - напряжение короткого замыкания;

Р₀ = 19.0 кВт - потери активной мощности в режиме холостого хода;

Р_К = 120.0 кВт - потери активной мощности в режиме короткого замыкания;

I₀ = 0.23% - ток холостого хода;

Cos ц₂ = 0,8

2.1 Исследование силового трансформатора в режиме короткого замыкания

В опыте короткого замыкания вторичная обмотка трансформатора замкнута накоротко, а подводимое к первичной обмотке напряжение подбирается таким образом, чтобы ток обмотки трансформатора был равен номинальному. Схема замещения трансформатора в режиме короткого замыкания представлена на рис. 2.

Здесь суммарное значение активных сопротивлений (r₁ + r₂') обозначают r _k и называют активным сопротивлением короткого замыкания, а (x₁ + x₂') индуктивным сопротивлением короткого замыкания x _k.

Для определения параметров схемы замещения трансформатора рассчитаем:

а) фазное напряжение первичной обмотки U_1Ф;

U_1Ф = кВ

б) фазное напряжение короткого замыкания

U_К.Ф = U_1Ф* 10³ * (U_К /100)=66.4* 10³ * (10.5 /100)=6,97 кВ

где U_K - напряжение короткого замыкания,%;

в) полное сопротивление короткого замыкания

Z_K = U_К.Ф *10³ / I_K =6.9*10³ / 80.3 = 86 Ом

где I_К - ток короткого замыкания, I_K = I_1H ;

I_1H= Рн/(v3*U1 )=16000/(v3*115 )=80.3 А

г) мощность короткого замыкания

P_К.Ф = P_К. *10³ /3=120*10³/3=40 кВт

д) активное сопротивление короткого замыкания

r_K = P_К.Ф *10³ / I_К² =40*10³/80.3²=6.2 Ом

е) индуктивное сопротивление короткого замыкания

x_K = v (Z_K² - r_K ² )= v(86² - 6.2²) = 85,77 Ом

Обычно принимают схему замещения симметричной, полагая

r₁= r₂'=0,5 r_K ; x₁= x₂'=0,5 x_K;

r₂ = r'₂ / k²; x₂ = x'₂ */k²,

где r₁ - активное сопротивление первичной обмотки трансформатора;

x₁ - индуктивное сопротивление первичной обмотки трансформатора, обусловленное магнитным потоком рассеянья ;

r₂' - приведенное активное сопротивление вторичной обмотки трансформатора;

x₂' - приведенное индуктивное сопротивление вторичной обмотки трансформатора, обусловленное магнитным потоком рассеянья .

r₁ = 0.98 /2 = 0.5 Ом; x₁ = 86/ 2 = 43 Ом.

r₂ = r'₂/ k² = 0.5/ 17.4² =0,001 Ом; x₂ = x'₂/ k² = 43/ 17.4² = 0.14 Ом.

2.2 Рассчитать номинальные токи первичной и вторичной обмоток , коэффициент трансформации , КПД

I_1H= Рн/(v3*U₁ )=16000/(v3*115 )=80.3 А

U_1Ф = U₁/v3=115/ v3= 66.3 кВ.

в) фазный ток холостого хода трансформатора.

I_0Ф = I_1H * I₀ /100=80.3 * 1,5 / 100 = 1.2 А;

г) мощность потерь холостого хода на фазу.

P_0Ф= Р₀/ m =19000/3=6333.3



д) полное сопротивление ветви намагничивания схемы замещения трансформатора при холостом ходе .

Z₀ = U_1Ф*10³/ I_0Ф =66.3*10³/ 1.2 = 55,25 кОм,

активное сопротивление ветви намагничивания

r₀ = P_0Ф / I_0Ф² = 6333.3/ 1.2² = 4.398 кОм;

ж) реактивное сопротивление ветви намагничивания.

х₀ = v(Z₀ - r₀) _; x₀ = v( 66.3² - 4.3²) = 66.16 кОм = 66,16*10³ Ом;

з) коэффициент трансформации трансформатора

k = U_1Ф / U_2Ф, k= 66.3 *10³ /6.6*10³ = 10.04;

-

- =1

- =0.9985

- =-0.9949

- =-0.9935

- =-0.9913

- =-0.9888



2.3 Расчет и построение внешней характеристики трансформатора при активной и активно-индуктивной нагрузке

Построение векторной диаграммы

При построении векторной диаграммы воспользуемся Т - образной схемой замещения (рис. 3).

Векторная диаграмма является графическим выражением основных уравнений приведенного трансформатора:

Для построения векторной диаграммы трансформатора определим:

1) номинальный фазный ток вторичной обмотки трансформатора ;

...