Устройство системы возбуждения и предъявляемые к ней требования. 4 страница

Изготовленные таким образом секции собирают в трехфазную систему на месте установки и связывают поперечными двутавровыми балками. Продольная несущая конструкция для токопроводов с непрерывной системой кожухов не требуется, поскольку кожухи обладают значительной жесткостью, и могут быть установлены на опорах с пролетом до 15 — 20 м. Как проводники, так и кожухи отдельных секций соединяют сваркой. Чтобы обеспечить свободную деформацию проводников и кожухов при изменении температуры, предусматривают тепловые компенсаторы. Во избежание проникновения в кожухи пыли и влаги их надежно герметизируют.

В токопроводы могут быть встроены разъединители, заземлители, измерительные трансформаторы тока и напряжения. Токопроводы для блочных агрегатов генератор — трансформатор изготовляют с ответвлениями для присоединения трансформаторов собственных нужд.

Большая часть токопроводов с номинальным током вплоть до 15 —20 кА работает с естественным воздушным охлаждением. Имеются токопроводы, выполненные с проточной вентиляцией и водяными охладителями. При этом размеры проводников и кожухов могут быть уменьшены. Целесообразность такой конструкции должна быть проверена соответствующим технико-экономическим расчетом с учетом местных условий.

Токопроводы для напряжений 6—10 кВ и рабочего тока до 3200А. Токопроводы этого вида предназначены для распределения энергии на промышленных предприятиях и в системах собственных нужд электростанций. Их изготовляют на токи электродинамической стойкости i_дин до 125 к А, со стальными и алюминиевыми кожухами, как правило, прямоугольного и круглого сечений с неразделенными и разделенными фазами.

В качестве примера на рис. 4.12 показано устройство токопроводов типа КЗШ-6 для номинального напряжения 6 кВ.

Рис. 4.12 Токопровод типа КЗШ-6: а – без междуфазных перегородок; б – с междуфазными перегородками.

 

При номинальном токе до 2000 А применяют стальные кожухи, а при больших токах — алюминиевые, чтобы уменьшить потери. В том и другом случае кожухи выполняют в двух вариантах: без междуфазных перегородок (рис. 4.12, а) и с ними (рис. 4.12, б). Междуфазные перегородки повышают надежность работы токопроводов и применяются, например, при наружной установке токопроводов, т. е. при неблагоприятных условиях внешней среды. Ток электродинамической стойкости токопроводов типа КЗШ составляет 64, 100 и 125 к А.

Токопроводы типа ТЭКН-6 для номинального напряжения 6 кВ и номинального тока 2000 и 3200 А снабжают пофазными алюминиевыми экранами. Электродинамическая стойкость их составляет 125 кА.

В токопроводах всех типов применены проводники корытного сечения, укрепленные болтами на опорных изоляторах.

Токопроводы поставляют готовыми секциями длиной от 6 до 9 м и массой от 400 до 700 кг.

 

Кабели. Конструкция силового кабеля определяется в основном номинальным напряжением, а также системой рабочего заземления сети (незаземленные, заземленные через настроенную индуктивность, эффективно-заземленные). В России сети 6 — 35 кВ не заземлены или заземлены через настроенные индуктивные сопротивления. При нормальной работе напряжение между жилами и оболочкой (землей) в √3 раз меньше напряжения между жилами. Однако при замыкании одной жилы на землю напряжение между неповрежденными жилами и оболочкой увеличивается до линейного. Хотя продолжительность таких анормальных режимов относительно невелика, их приходится учитывать при выборе толщины изоляции.

Трехжильные кабели 6 — 10 кВ изготовляют с поясной изоляцией, в общей свинцовой или алюминиевой оболочке (рис. 4.13).

Рис. 4.13 Поперечное сечение трехжильного кабеля 6 – 10 кВ с поясной изоляцией: 1 – токоведущая жила; 2 – изоляция жилы; 3 – поясная изоляция; 4 – металлическая оболочка; 5 – защитный покров.

 

Они имеют алюминиевые многопроволочные секторные жилы и изоляцию из кабельной бумаги, пропитанной вязким маслоканифольным составом. Электрическое поле кабелей с поясной изоляцией имеет сложный характер. Силовые линии направлены не перпендикулярно слоям изоляции, а под некоторым углом к ним. Тангенциальная составляющая напряженности электрического поля направлена вдоль слоев бумаги, что способствует развитию скользящих разрядов. Поэтому электрическая прочность вдоль слоев значительно меньше, чем в поперечном направлении. На основании долголетнего опыта эксплуатации кабелей установлена толщина изоляции между жилами и оболочкой; она составляет 0,73 — 0,74 толщины изоляции между жилами. Такая конструкция кабелей 6—10 кВ соответствует условиям их работы.

Свинцовая или алюминиевая оболочка кабеля защищает бумажную изоляцию от проникновения влаги. Поверх металлической оболочки накладывают подушку — защитный слой из волокнистых материалов, пропитанных битумом, и броню из стальных лент или проволоки. Поверх брони предусматривают наружный покров — слой из пропитанных волокнистых материалов и битума — для защиты оболочки и брони от коррозии и механических повреждений. Кабели с алюминиевой оболочкой нуждаются в особо надежной защите от почвенной коррозии. Для этих кабелей целесообразно применение сплошного защитного покрова из поливинилхлоридного пластика; это создает возможность прокладки кабеля без брони в земле и в помещениях, где требуются негорючесть и химическая стойкость к различным химическим агентам. Стоимость кабеля при этом снижается.

Трехжильные кабели 6 и 10 кВ изготовляют с максимальным сечением алюминиевых жил 3x240 мм². Такие кабели при прокладке в земле рассчитаны на рабочий ток соответственно 390 и 355 А. Если рабочий ток линии превышает эти значения, применяют пучки из нескольких кабелей, включенных параллельно. Широкое применение в сетях городов и промышленных предприятий получили линии из двух параллельно включенных кабелей.

Трехжильные кабели 20 — 35 кВ с вязкой пропиткой изготовляют в России с круглыми отдельно освинцованными жилами (рис. 4.14).

Рис. 4.14 Поперечное сечение трехжильного кабеля 35 кВ с отдельно освинцованными жилами: 1 – токоведущая жила; 2 – изоляция жилы; 3 – свинцовая оболочка жилы; 4 – защитный покров.

 

В отличие от описанных выше кабелей с секторными жилами и поясной изоляцией электрическое поле в таких кабелях радиально, что улучшает условия работы изоляции. На круглые алюминиевые жилы накладывают последовательно экран из полупроводящей бумаги, изоляцию, опять экран из полупроводящей бумаги и оболочку из свинца. Изготовленные таким образом освинцованные жилы скручивают, а промежутки между ними заполняют пропитанной кабельной пряжей; затем кабель обматывают тканевой лентой или кабельной пряжей и бронируют. Поверх брони накладывают наружный защитный покров.

На станциях для соединения повышающих трансформаторов с РУ высшего напряжения применяют кабели 110 —500 кВ, если по местным условиям эти соединения не могут быть выполнены шинами или многопроволочными проводами.

Конструкции кабелей высокого напряжения весьма разнообразны. Наибольшее применение в России получили кабельные линии из трех одножильных кабелей, заключенных в стальную трубу с маслом под давлением около 1,5 МПа (рис. 4.15).

Рис. 4.15 Кабельная линия 110 кВ из трёх одножильных кабелей, заключенных в стальную трубу с маслом: 1 – токоведущая жила; 2 – изоляция; 3 – стальная труба; 4 – масло.

 

Бумажная изоляция в масле под давлением обладает значительно большей электрической прочностью, большей стабильностью и надежностью в эксплуатации, чем бумажная изоляция с вязкой пропиткой. В последней при изменении температуры образуются воздушные включения, которые снижают электрическую прочность изоляции; в кабелях с бумажной изоляцией в масле воздушные включения отсутствуют.

Токопроводящие жилы кабелей круглой формы скручивают из медных луженых проволок. На каждую жилу накладывают экран из лент полупроводящей бумаги и изоляцию из специальной кабельной бумаги. Поверх изоляции накладывают экран из полупроводящей и металлизированной бумаги и медные ленты, а также две спирали из мягких полукруглых проволок, чтобы облегчить затягивание кабеля в трубу. Затем накладывают временную свинцовую оболочку, предохраняющую изоляцию кабеля во время транспортирования и хранения. Три изолированные жилы с экраном из медных лент и спиралью из проволоки (свинцовую оболочку снимают в процессе монтажа) затягивают в предварительно проложенную стальную трубу, которую заполняют маслом под избыточным давлением. Стальные трубы кабельных линий 110—500 кВ имеют диаметр 150 — 300 мм и толщину стенки 10—12 мм. Предусматривают наружный антикоррозийный покров. Подпитку маслом и поддержание давления в трубе осуществляют от автоматизированной насосной установки, располагаемой на одном или обоих концах линии в зависимости от ее длины.

 

Леция 5. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ.

 

Схемы и группы соединений обмоток трансформаторов. Обмотки трансформаторов имеют обычно соединения: звезда — Y, звезда с выведенной нейтралью — Y и треугольник — Δ. Сдвиг фаз между ЭДС первичной и вторичной обмоток (Е₁ и Е₂) принято выражать условно группой соединений.

В трехфазном трансформаторе применением разных способов соединений обмоток можно образовать двенадцать различных групп соединений, причем при схемах соединения обмоток звезда — звезда мы можем получить любую четную группу (2, 4, 6, 8, 10, 0), а при схеме звезда—треугольник или треугольник—звезда — любую нечетную группу (1, 3, 5, 7, 9, 11).

Группы соединений указываются справа от знаков схем соединения обмоток. Трансформаторы по рис. 5.2 имеют схемы и группы соединения обмоток: Y/Δ-11; Y/Ύ/Δ-0-11; Y/Δ/Δ - 11 - 11.

Соединение в звезду обмотки ВН позволяет выполнить внутреннюю изоляцию из расчета фазной ЭДС, т.е. в раз меньше линейной. Обмотки НН преимущественно соединяются в треугольник, что позволяет уменьшить сечение обмотки, рассчитав ее на фазный ток . Кроме того, при соединении обмотки трансформатора в треугольник создается замкнутый контур для токов высших гармоник, кратных трем, которые при этом не выходят во внешнюю сеть, вследствие чего улучшается симметрия напряжения на нагрузке.

Соединение обмоток в звезду с выведенной нулевой точкой применяется в том случае, когда нейтраль обмотки должна быть заземлена. Эффективное заземление нейтрали обмоток ВН обязательно в трансформаторах 330 кВ и выше и во всех автотрансформаторах (подробнее ниже). Системы 110, 150 и 220 кВ также работают с эффективно заземленной нейтралью, однако для уменьшения токов однофазного КЗ нейтрали части трансформаторов могут быть разземлены. Так как изоляция нулевых выводов обычно не рассчитывается на полное напряжение, то в режиме разземления нейтрали необходимо снизить возможные перенапряжения путем присоединения ограничителей перенапряжений к нулевой точке трансформатора (рис. 5.1).

Рис.5.1. Схемы заземления трансформаторов и автотрансформаторов:

а – трансформаторов 110 – 220 кВ без РПН; б – трансформаторов 330 – 750 кВ без РПН; в – трансформаторов 110 кВ с РПН; г – автотрансформаторов всех напряжений; д - трансформаторов 150 – 220 кВ с РПН; е – трансформаторов 330 – 500 кВ с РПН.

 

Нейтраль заземляется также на вторичных обмотках трансформаторов, питающих четырехпроводные сети 380/220 и 220/127 В. Нейтрали обмоток при напряжении 10—35 кВ не заземляются или заземляются через дугогасящий реактор для компенсации емкостных токов. Технические данные силовых трансформаторов и автотрансформаторов, их схемы и группы соединений определяются действующими ГОСТ и приводятся в каталогах и справочниках.

К основным параметрам трансформатора относятся: номинальные мощность, напряжение, ток; напряжение КЗ; ток холостого хода; потери холостого хода и КЗ.

Номинальной мощностью трансформатора называется указанное в заводском паспорте значение полной мощности, на которую непрерывно может быть нагружен трансформатор в номинальных условиях места установки и охлаждающей среды при номинальных частоте и напряжении.

 

 

Рис. 5.2 Условное обозначение и схемы соединения обмоток трансформаторов: а – двухобмоточного; б – трехобмоточного; г - с расщепленной обмоткой низкого напряжения

 

Номинальная мощность для двухобмоточного трансформатора — это мощность каждой из его обмоток. Трехобмоточные трансформаторы могут быть выполнены с обмотками как одинаковой, так и разной мощности. В последнем случае за номинальную принимается наибольшая из номинальных мощностей отдельных обмоток трансформатора.

За номинальную мощность автотрансформатора принимается номинальная мощность каждой из сторон (ВН или СН), имеющих между собой автотрансформаторную связь («проходная мощность»).

Номинальные напряжения обмоток — это напряжения первичной и вторичной обмоток при холостом ходе трансформатора. Для трехфазного трансформатора — это его линейное (междуфазное) напряжение. Для однофазного трансформатора, предназначенного для включения в трехфазную группу, соединенную в звезду, — это . При работе трансформатора под нагрузкой и подведении к зажимам его первичной обмотки номинального напряжения на вторичной обмотке напряжение меньше номинального на величину потери напряжения в трансформаторе. Коэффициент трансформации трансформатора n определяется отношением номинальных напряжений обмоток высшего и низшего напряжений

В трехобмоточных трансформаторах определяется коэффициент трансформации каждой пары обмоток: ВН и НН; ВН и СН; СН и НН.

Номинальными токами трансформатора называются указанные в заводском паспорте значения токов в обмотках, при которых допускается длительная нормальная работа трансформатора.

Номинальный ток любой обмотки трансформатора определяют по ее номинальной мощности и номинальному напряжению.

Напряжение короткого замыкания u_к — это напряжение, при подведении которого к одной из обмоток трансформатора при замкнутой накоротко другой обмотке в ней проходит ток, равный номинальному.

Напряжение КЗ определяют по падению напряжения в трансформаторе, оно характеризует полное сопротивление обмоток трансформатора.

В трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах напряжение КЗ определяется для любой пары его обмоток при разомкнутой третьей обмотке. Таким образом, в каталогах приводятся три значения напряжения КЗ: u _{к ВН – НН} , u_{к ВН – СН} , u_{к СН - НН}.

Поскольку индуктивное сопротивление обмоток значительно выше активного (у небольших трансформаторов в 2 — 3 раза, а у крупных в 15 — 20 раз), то u _к в основном зависит от реактивного сопротивления, т.е. взаимного расположения обмоток, ширины канала между ними, высоты обмоток. Величина u _к регламентируется ГОСТ в зависимости от напряжения и мощности трансформаторов. Чем больше высшее напряжение и мощность трансформатора, тем больше напряжение КЗ. Так, трансформатор мощностью 630 кВ*А с высшим напряжением 10 кВ имеет u _K=5,5%, с высшим напряжением 35 кВ — u_к = 6,5 %; трансформатор мощностью 80000 кВ-А с высшим напряжением 35 кВ имеет u_K =9%, a с высшим напряжением110кВ — u_к = 10,5%.

Увеличивая значение u_к, можно уменьшить токи КЗ на вторичной стороне трансформатора, но при этом значительно увеличивается потребляемая реактивная мощность и увеличивается стоимость трансформаторов. Если трансформатор 110 кВ мощностью 25 MB•А выполнить с u_K = 20% вместо 10%, то расчетные затраты на него возрастут на 15,7 %, а потребляемая реактивная мощность возрастет вдвое (с 2,5 до 5,0 МВАр).

Трехобмоточные трансформаторы могут иметь два исполнения по значению и_к в зависимости от взаимного расположения обмоток. Если обмотка НН расположена у стержня магнитопровода, обмотка ВН — снаружи, а обмотка СН — между ними, то наибольшее значение имеет u_{к ВН – НН}, а меньшее значение — u_{к ВН – СН}. В этом случае потери напряжения по отношению к выводам СН уменьшатся, а ток КЗ в сети НН будет ограничен благодаря повышенному значению u_{к ВН-НН}. Это понижающий трансформатор на подстанциях.

Если обмотка СН расположена у стержня магнитопровода, обмотка ВН — снаружи, а обмотка НН — между ними, то наибольшее значение имеет u_{к ВН – СН}, а меньшее — u_{к ВН – НН}. Значение u_{к СН - НН} останется одинаковым в обоих исполнениях. Это повышающий трансформатор на станциях.

Ток холостого хода I_Х характеризует активные и реактивные потери в стали и зависит от магнитных свойств стали, конструкции и качества сборки магнитопровода и от магнитной индукции. Ток холостого хода выражается в процентах номинального тока трансформатора. В современных трансформаторах с холоднокатаной сталью токи холостого хода имеют небольшие значения.

Потери холостого хода Р_х и короткого замыкания Р_к определяют экономичность работы трансформатора. Потери холостого хода состоят из потерь в стали на перемагничивание и вихревые токи. Для их уменьшения применяются электротехническая сталь с малым содержанием углерода и специальными присадками, холоднокатаная сталь толщиной 0,3 мм марок 3405, 3406 и других с жаростойким изоляционным покрытием. В справочниках и каталогах приводятся значения Р_х для уровней А и Б. Уровень А относится к трансформаторам, изготовленным из электротехнической стали с удельными потерями не более 0,9 Вт/кг, уровень Б — с удельными потерями не более 1,1 Вт/кг (при В= 1,5 Тл, f= 50 Гц).

Потери короткого замыкания состоят из потерь в обмотках при протекании по ним токов нагрузки и добавочных потерь в обмотках и конструкциях трансформатора. Добавочные потери вызваны магнитными полями рассеяния, создающими вихревые токи в крайних витках обмотки и конструкциях трансформатора (стенки бака, ярмовые балки и др.). Для их снижения обмотки выполняются многожильным транспонированным проводом, а стенки бака экранируются магнитными шунтами.

В современных конструкциях трансформаторов потери значительно снижены. Например, в трансформаторе мощностью 250000 кВ-А при U=110кВ (Р_х=200 кВт, Р_к=790 кВт), работающем круглый год (Т_тах=6300 ч), потери электроэнергии составят 0,43% электроэнергии, пропущенной через трансформатор. Чем меньше мощность трансформатора, тем больше относительные потери в нем.

В сетях энергосистем установлено большое количество трансформаторов малой и средней мощности, поэтому общие потери электроэнергии во всех трансформаторах страны значительны, и очень важно для экономии электроэнергии совершенствовать конструкции трансформаторов с целью дальнейшего уменьшения значений Р_х и Р_к.

Особенности автотрансформаторов. В установках 110 кВ и выше широкое применение находят автотрансформаторы (AT) большой мощности. Объясняется это рядом преимуществ, которые они имеют по сравнению с трансформаторами той – же мощности:

· меньший расход меди, стали, изоляционных материалов;

· меньшая масса, а, следовательно, меньшие габариты;

· меньшие потери и больший КПД;

· более легкие условия охлаждения.

Однофазный автотрансформатор имеет электрически связанные обмотки ОВ и ОС (рис. 5.3). Часть обмотки, заключенная между выводами В и С, называется последовательной, а между С и О — общей.

При работе автотрансформатора в режиме понижения напряжения в последовательной обмотке проходит ток I_в, который, создавая магнитный поток, наводит в общей обмотке ток I₀. Ток нагрузки вторичной обмотки I_С складывается из тока I_в, проходящего благодаря гальванической (электрической) связи обмоток, и тока I₀, созданного магнитной связью этих обмоток: I_c= I_в+I₀, откуда I₀=I_C -I_В.

Полная мощность, передаваемая автотрансформатором из первичной сети во вторичную, называется проходной.

Если пренебречь потерями в сопротивлениях обмоток автотрансформатора, можно записать следующее выражение:

S= U_BI_B~ U_CI_C. Преобразуя правую часть выражения, получаем

S= U_BI_B=[(U_B- U_C)+U_C]I_B=(U_B- U_C)I_B+ U_CI_B, (2.6)

где (U_B- U_C)I_B= S_T — трансформаторная мощность, передаваемая магнитным путем из первичной обмотки во вторичую; U_CI_B=S_Э— электрическая мощность, передаваемая из первичной

 

Рис.5.3. Схема однофазного трансформатора.

обмотки во вторичную за счет их гальванической связи, без трансформации.

Эта мощность не нагружает общей обмотки, потому что ток I_В из последовательной обмотки проходит на вывод С, минуя обмотку ОС.

В номинальном режиме проходная мощность является номинальной мощностью автотрансформатора S= S_ном, а трансформаторная мощность — типовой мощностью S_Т= S_тип.

Размеры магнитопровода, а следовательно, его масса определяются трансформаторной (типовой) мощностью, которая составляет лишь часть номинальной мощности:

где n_ВС = U_B/U_C — коэффициент трансформации; К_т — коэффициент выгодности или коэффициент типовой мощности.

Из формулы для К_т следует, что чем ближе U_B к U_С, тем меньше К_т и меньшую долю номинальной составляет типовая мощность. Это означает, что размеры автотрансформатора, его масса, расход активных материалов уменьшаются по сравнению с трансформатором одинаковой номинальной мощности.

Например, при U_В= 330 кВ и U_С=110 кВ К_Т=0,667, а при U_В= 550 кВ и U_С= 330 кВ К_Т= 0,34.

Наиболее целесообразно применение автотрансформаторов при сочетании напряжений 220/110; 330/150; 500/220; 750/330.

Из схемы (см. рис. 5.3) видно, что мощность последовательной обмотки:

;

мощность общей обмотки:

.

Таким образом, еще раз можно подчеркнуть, что обмотки и магнитопровод автотрансформатора рассчитываются на типовую мощность, которую иногда называют расчетной мощностью. Какая бы мощность ни подводилась к зажимам В или С, последовательную и общую обмотки загружать больше чем на S_ТИП нельзя. Этот вывод особенно важен при рассмотрении комбинированных режимов работы автотрансформатора. Такие режимы возникают, если имеется третья обмотка, связанная с автотрансформаторными обмотками только магнитным путем.

Третья обмотка автотрансформатора (обмотка НН) используется для питания нагрузки, для присоединения источников активной или реактивной мощности (генераторов и синхронных компенсаторов), а в некоторых случаях служит лишь для компенсации токов третьих гармоник. Мощность обмотки НН S_HH не может быть больше S_ТИП, так как иначе размеры автотрансформатора будут определяться мощностью этой обмотки. Номинальная мощность обмотки НН указывается в паспортных данных автотрансформатора.

В автотрансформаторах с обмоткой НН возможны различные режимы работы: передача мощности из обмотки ВН в обмотку СН при отключенной обмотке НН; передача мощности из обмотки НН в СН или ВН; передача из обмотки ВН и НН в обмотку СН и другие режимы Во всех случаях необходимо контролировать загрузку общей, последовательной обмоток и вывода СН. К особенностям следует отнести необходимость глухого заземления нейтрали у автотрансформаторов, общей для ВН и СН.

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.

Ниже приводится краткое описание систем охлаждения трансформаторов, отличающихся своей интенсивностью.

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

Допустимое превышение температуры обмотки сухого трансформатора над температурой охлаждающей среды зависит от класса нагревостойкости изоляции и согласно ГОСТ 11677—85 должно быть не больше: 60 °С (класс А); 75 °С (класс Е); 80 °С (класс В); 100 °С (класс F); 125 °С (класс 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 кВ-А включительно (рис. 5.4,а). В таких трансформаторах теплота, выделенная в обмотках и магнитопроводе 2 (выемная часть), передается окружающему маслу, которое, циркулируя по баку 1 и радиаторным трубам 3 (охлаждающая поверхность), передает его окружающему воздуху. При номинальной нагрузке трансформатора температура масла в верхних, наиболее нагретых слоях не должна превышать 95°С(ПТЭ, п. 5.3.12).

Для лучшей отдачи теплоты в окружающую среду бак трансформатора снабжается 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 5 помещаются вентиляторы 8 (рис. 5.4,б). Вентилятор засасывает воздух снизу и обдувает нагретую верхнюю часть труб. Пуск и останов вентиляторов могут осуществляться 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 температуре масла не выше 45 °С независимо от нагрузки. Максимально допустимая температура масла в верхних слоях при работе с номинальной нагрузкой составляет 95 °С (ПТЭ, п. 5.3.12).

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

Масляное охлаждение с дутьем и принуди тельной циркуляцией масла через воздушные охладители (ДЦ) применяется для трансформаторов мощностью 63000 кВА и более.

Охладители 7 состоят из системы тонких ребристых трубок, обдуваемых снаружи вентилятором 8. Электронасосы 6, встроенные в маслопроводы, создают непрерывную принудительную циркуляцию масла через охладители (рис. 5.4,в).

 

Рис. 5.4. Системы охлаждения трансформаторов:

а – типа М; б – типа Д; в – типа ДЦ; 1 – бак; 2 – выемная часть; 3 – охлаждающая поверхность; 4 – коллектор; 5 – трубчатый радиатор; 6 – электронасос; 7 – охладитель; 8 – вентилятор.

Благодаря большой скорости циркуляции масла, развитой поверхности охлаждения и интенсивному дутью охладители обладают большой теплоотдачей и компактностью. Переход к такой системе охлаждения позволяет значительно уменьшить габариты трансформаторов.

Охладители могут устанавливаться вместе с трансформатором на одном фундаменте или на отдельных фундаментах рядом с баком трансформатора.

В трансформаторах с направленным потоком масла (НДЦ) интенсивность охлаждения повышается, что позволяет увеличить допустимые температуры обмоток.