У вас вопросы?
У нас ответы:) SamZan.net

Задание на курсовую работу и схема расчета трансформатора 3 Введение 9 Осн

Работа добавлена на сайт samzan.net:

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Имя

Выберите тип работы:

Принимаю Политику конфиденциальности

Скидка 25% при заказе до 28.12.2024

PAGE 3

Содержание стр.

Задание на курсовую работу и схема расчета трансформатора 3

Введение 9 Основные материалы, применяемые в трансформаторостроении 11

Конструкция магнитной системы силового

трансформатора 25 – 630 кВ· А 19

Расчет основных электрических величин трансформаторов 23 Определение основных размеров трансформаторов 25

Расчет обмотки низкого напряжения (НН) 34

Расчет обмотки высокого напряжения (ВН) 39

Расчет параметров короткого замыкания 42

Определение потерь короткого замыкания 42

Определение напряжения короткого замыкания 44

Определение механических сил в обмотках и нагрева обмоток

при коротком замыкании 45

Расчет магнитной системы трансформатора 50

Определение потерь холостого хода трансформатора 53

Определение тока холостого хода трансформатора 55

Расчет эксплуатационных характеристик трансформатора 59

Список литературы 63

Содержание 64

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

АГРАРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМ. С. СЕЙФУЛЛИНА

Шпилько Ю.Е., Пястолова И.А.

МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ

к курсовой работе по электрическим машинам:

«Расчет трансформаторов»

(для студентов энергетического факультета

специальностей 2101, 2102, 2104 и 2105)

РЕСПУБЛИКА КАЗАХСТАН

АСТАНА

2002 г.

Рассмотрено и одобрено Утверждаю

Учебно – методическим Советом Первый проректор

Казахского Аграрного университета _________Костюченков Н.В.

«___»___________________ 2002г. «_____» _____________2002г.

Авторы: Шпилько Ю.Е. – кандидат технических наук, доцент кафедры эксплуатации электрооборудования.

Пястолова И.А. – кандидат технических наук, зав. кафедрой эксплуатации электрооборудования.

Рассмотрено и одобрено на заседании кафедры эксплуатации электрооборудования 25 января 2002 г.

Рассмотрено и рекомендовано на заседании методической комиссии энергетического факультета «____»февраля 2002 г.

1.ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ

И СХЕМА РАСЧЕТА ТРАНСФОРМАТОРА

Исходные данные для расчета

В задании на курсовую работу по расчету двухобмоточного трансформатора указаны следующие данные:

полная мощность трансформатора S, кВ·А;
число фаз, m;
частота ƒ, Гц;
номинальные линейные напряжения обмоток высшего (ВН) и низшего (НН) напряжений U1 и U2
способ регулирования напряжения – переключение без возбуждения (ПБВ), число ступеней с указанием процента регулирования напряжения:

а) в масляных трансформаторах мощностью от 25 до 200000 кВ·А с ПБВ ГОСТ 12022 –76, 11920-85 и 12965-85 предусмотрено выполнение в обмотках ВН четырех ответвлений на +5; +2,5; - 2,5 и –5% номинального напряжения помимо основного зажима с номинальным напряжением. Переключение ответвлений обмоток должно производится специальными переключателями, встроенными в трансформатор, с выведенными из бока рукоятками управления.

б) в сухих трансформаторах применяется регулирование напряжения ВН на  2 х 2,5%. Регулировочные ответвления выводятся на доску зажимов, и пересоединение с одной ступени на другую осуществляется при отключении всех обмоток трансформатора от сети перестановкой контактной пластины, зажимаемой под гайки контактных шпилек;

схема и группа соединения обмоток – С;
способ охлаждения трансформатора – О;
режим нагрузки – продолжительный;
материал провода обмоток – П;
напряжение короткого замыкания Uк %;
потери короткого замыкания Рк, Вт;
потери холостого хода Рх, Вт;
ток холостого хода Iо %

Схема расчета трансформатора

а) Расчетная часть с разделами

Определить геометрические размеры магнитопровода
1. Определить числа витков, сечение провода и геометрические размеры обмоток трансформатора.
2. Определить напряжение короткого замыкания трансформатора и произвести коррекцию обмоток для получения заданного напряжения короткого замыкания трансформатора.
3. Определить параметры трансформатора в Омах.
4. Определить ток холостого хода трансформатора при номинальном напряжении.
5. Определить тепловые нагрузки на магнитопровод и обмотки и сравнить их с допустимыми.
6. Определить ток внезапного короткого замыкания трансформатора, время нагрева трансформатора до критической температуры при к.з. и вычислить удельное разрывное усилие, действующее на витки обмоток.
7. Определить зависимость изменения вторичного напряжения трансформатора ΔU от угла сдвига фаз между напряжением и током φ2.
8. Рассчитать внешние характеристики трансформатора.
9. Рассчитать зависимость коэффициента полезного действия трансформатора от степени нагрузки.

Расчетную часть курсовой работы оформляют в виде пояснительной записки на 20 – 25 страницах (формат А 4) рукописного текста.

б) Графическая часть задания

Вычертить общий вид трансформатора и показать шихтовку его магнитопровода.
Построить Т – образную схему замещения, векторные диаграммы трансформатора при cos φ2 = 0,8 и 2 > 0 и 2< 0.
Построить графические зависимости по пунктам 8, 9, 10 расчетной части задания.

Графическую часть выполняют на одном листе формата А1 и оформляют в соответствии с требованиями ЕСКД. В пояснительной записке делают ссылки на рисунки графической части.

Кроме того, в курсовую работу входят следующие разделы:

Аннотация – краткое содержание курсовой работы.
Выводы, в которых проводится анализ расчетной части курсовой работы пп 1 – 10.
Указатель используемой литературы.
Оглавление.

Задание на курсовую работу

N вар	S кВ.А	U1 B	U2 B	M	f Гц	C	O	П	Uk %	Pk Вт	Px Вт	Io %
1.	25	10000	400	3	50	У/уы-о	масл	медь	4,5	600	130	3,2
2.	25	10000	400	3	50	У/ун-о	возд	медь	4,5	600	130	3,2
3.	25	10000	400	3	50	У/ун-о	масл	алюм	4,5	600	130	3,2
4.	25	10000	400	3	50	У/ун-о	возд	алюм	4,5	600	130	3,2
5.	25	10000	400	3	50	У/zн-11	масл	медь	4,7	690	130	3,2
6.	25	10000	400	3	50	У/zн-11	возд	медь	4,7	690	130	3,2
7.	25	10000	400	3	50	У/zн-11	масл	алюм	4,7	690	130	3,2
8.	25	10000	400	3	50	У/zн-11	возд	алюм	4,7	690	130	3,2
9.	40	10000	400	3	50	У/ун-0	масл	медь	4,5	880	175	3,0
10.	40	10000	400	3	50	У/ун-0	возд	медь	4,5	880	175	3,0
11.	40	10000	400	3	50	У/ун-0	масл	алюм	4,5	880	175	3,0
12.	40	10000	400	3	50	У/ун-0	возд	алюм	4,5	880	175	3,0
13.	40	10000	400	3	50	У/zн-11	масл	медь	4,7	1000	175	3,0
14.	40	10000	400	3	50	У/zн-11	возд	медь	4,7	1000	175	3,0
15.	40	10000	400	3	50	У/zн-11	масл	алюм	4,7	1000	175	3,0
16.	40	10000	400	3	50	У/zн-11	возд	алюм	4,7	1000	175	3,0
17.	63	10000	400	3	50	У/ун-0	масл	медь	4,5	1280	240	2,8
18.	63	10000	400	3	50	У/ун-0	возд	медь	4,5	1280	240	2,8
19.	63	10000	400	3	50	У/ун-0	масл	алюм	4,5	1280	240	2,8
20.	63	10000	400	3	50	У/ун-0	возд	алюм	4,5	1280	240	2,8
21.	63	10000	400	3	50	У/zн-11	масл	медь	4,7	1470	240	2,8
22.	63	10000	400	3	50	У/zн-11	возд	медь	4,7	1470	240	2,8
23.	63	10000	400	3	50	У/zн-11	масл	алюм	4,7	1470	240	2,8
24.	63	10000	400	3	50	У/zн-11	возд	алюм	4,7	1470	240	2,8
25.	100	10000	400	3	50	У/ун-0	масл	медь	4,5	1970	330	2,6
26.	100	10000	400	3	50	У/ун-0	возд	медь	4,5	1970	330	2,6
27.	100	10000	400	3	50	У/ун-0	масл	алюм	4,5	1970	330	2,6
28.	100	10000	400	3	50	У/ун-0	возд	алюм	4,5	1970	330	2,6
29.	100	10000	400	3	50	У/zн-11	масл	медь	4,7	2270	330	2,6
30.	100	10000	400	3	50	У/zн-11	возд	медь	4,7	2270	330	2,6
31.	100	10000	400	3	50	У/zн-11	масл	алюм	4,7	2270	330	2,6
32.	100	10000	400	3	50	У/zн-11	возд	алюм	4,7	2270	330	2,6
33.	100	35000	400	3	50	У/ун-0	масл	медь	6,5	1970	420	2,6
34.	100	35000	400	3	50	У/ун-0	масл	алюм	6,5	1970	420	2,6
35.	100	35000	400	3	50	У/zн-11	масл	медь	6,8	2270	420	2,6
36.	100	35000	400	3	50	У/zн-11	масл	алюм	6,8	2270	420	2,6
37.	160	10000	400	3	50	У/ун-0	масл	медь	4,5	2650	510	2,4
38.	160	10000	400	3	50	У/ун-0	возд	медь	4,5	2650	510	2,4
39.	160	10000	400	3	50	У/ун-0	масл	алюм	4,5	2650	510	2,4
40.	160	10000	400	3	50	У/ун-0	возд	алюм	4,5	2650	510	2,4
41.	160	10000	400	3	50	У/zн-11	масл	медь	4,7	3100	510	2,4
42.	160	10000	400	3	50	У/zн-11	возд	медь	4,7	3100	510	2,4
43.	160	10000	400	3	50	У/zн-11	масл	алюм	4,7	3100	510	2,4
44.	160	10000	400	3	50	У/zн-11	возд	алюм	4,7	3100	510	2,4
45.	160	35000	400	3	50	У/ун-0	масл	медь	6,5	2650	620	2,4
46.	160	35000	400	3	50	У/ун-0	масл	алюм	6,5	2650	620	2,4
47.	160	3500	400	3	50	У/zн-11	масл	медь	6,8	3100	620	2,4
48.	160	35000	400	3	50	У/zн-11	масл	алюм	6,8	3100	620	2,4
49.	250	10000	400	3	50	У/ун-0	масл	медь	4,5	3700	740	2,3
50.	250	10000	400	3	50	У/ун-0	возд	медь	4,5	3700	740	2,3
51.	250	10000	400	3	50	У/ун-0	масл	алюм	4,5	3700	740	2,3
52.	250	10000	400	3	50	У/ун-0	возд	алюм	4,5	3700	740	2,3
53.	250	10000	400	3	50	У/zн-11	масл	медь	4,7	4200	740	2,3
54.	250	10000	400	3	50	У/zн-11	возд	медь	4,7	4200	740	2,3
55.	250	10000	400	3	50	У/zн-11	масл	алюм	4,7	4200	740	2,3
56.	250	10000	400	3	50	У/zн-11	возд	алюм	4,7	4200	740	2,3
57.	250	35000	400	3	50	У/ун-0	масл	медь	6,7	4200	740	2,3
58.	250	35000	400	3	50	У/ун-0	масл	алюм	6,5	3700	900	2,3
59.	250	35000	400	3	50	У/zн-11	масл	медь	6,8	4200	900	2,3
60.	250	35000	400	3	50	У/zн-11	масл	алюм	6,8	4200	900	2,3
61.	400	10000	400	3	50	У/ун-0	масл	медь	4,5	5500	950	2,1
62.	400	10000	400	3	50	У/ун-0	возд	медь	4,5	5500	950	2,1
63.	400	10000	400	3	50	У/ун-0	масл	алюм	4,5	5500	950	2,1
64.	400	10000	400	3	50	У/ун-0	возд	алюм	4,5	5500	950	2,1
65.	400	10000	400	3	50	Д/ун-11	масл	медь	4,7	5900	950	2,1
66.	400	10000	400	3	50	Д/ун-11	возд	медь	4,7	5900	950	2,1
67.	400	10000	400	3	50	Д/ун-11	масл	алюм	4,7	5900	950	2,1
68.	400	10000	400	3	50	Д/ун-11	возд	алюм	4,7	5900	950	2,1
69.	400	35000	400	3	50	У/ун-0	масл	медь	6,5	5500	1200	2,1
70.	400	35000	400	3	50	У/ун-0	масл	алюм	6,5	5500	1200	2,1
71.	400	35000	400	3	50	Д/ун-11	масл	медь	6,5	5900	1200	2,1
72.	400	35000	400	3	50	Д/ун -11	масл	алюм	6,5	5900	1200	2,1
73.	630	10000	400	3	50	У/ун-0	масл	медь	5,5	7600	1310	2.0
74.	630	10000	400	3	50	У/ун-0	возд	медь	5,5	7600	1310	2.0
75.	630	10000	400	3	50	У/ун-0	масл	алюм	5,5	7600	1310	2.0
76.	630	10000	400	3	50	У/ун-0	возд	алюм	5,5	7600	1310	2.0
77.	630	10000	400	3	50	Д/ун -11	масл	медь	5,5	8500	1310	2,0
78.	630	10000	400	3	50	Д/ун -11	возд	медь	5,5	8500	1310	2,0
79.	630	10000	400	3	50	Д/ун -11	масл	алюм	5,5	8500	1310	2,0
80.	630	10000	400	3	50	Д/ун -11	возд	алюм	5,5	8500	1310	2,0
81.	630	35000	400	3	50	У/ун-0	масл	медь	6,5	7600	1600	2,0
82.	630	35000	400	3	50	У/ун-0	масл	алюм	6,5	7600	1600	2,0
83.	630	35000	400	3	50	Д/ун -11	масл	медь	6,5	8500	1600	2,0
84.	630	35000	400	3	50	Д/ун -11	масл	алюм	6,5	8500	1600	2,0
85.	160	10000	690	3	50	У/ун-0	возд	алюм	4,5	2650	510	2,4
86.	160	10000	690	3	50	У/ун-0	масл	медь	4,5	2650	510	2,4
87.	160	10000	690	3	50	У/zн-11	возд	медь	4,7	3100	510	2,4
88.	160	10000	690	3	50	У/zн-11	масл	алюм	4,7	3100	510	2,4
89.	40	10000	690	3	50	У/ун-0	масл	медь	4,5	880	175	3,0
90.	40	10000	690	3	50	У/ун-0	возд	медь	4,5	880	175	3,0
91.	40	10000	690	3	50	У/ун-0	масл	алюм	4,5	880	175	3,0
92.	40	10000	690	3	50	У/ун-0	возд	алюм	4,5	880	175	3,0
93.	40	10000	690	3	50	У/zн-11	масл	медь	4,7	1000	175	3,0
94.	40	10000	690	3	50	У/zн-11	возд	медь	4,7	1000	175	3,0
95.	40	10000	690	3	50	У/zн-11	масл	алюм	4,7	1000	175	3,0
96.	40	10000	690	3	50	У/zн-11	возд	алюм	4,7	1000	175	3,0
97.	63	10000	690	3	50	У/ун-0	масл	медь	4,5	1280	240	2,8
98.	63	10000	690	3	50	У/ун-0	возд	медь	4,5	1280	240	2,8
99.	63	10000	690	3	50	У/ун-0	масл	алюм	4,5	1280	240	2,8
100	63	10000	690	3	50	У/ун-0	возд	алюм	4,5	1280	240	2,8
101.	63	10000	690	3	50	У/zн-11	масл	медь	4,7	1470	240	2,8
102.	63	10000	690	3	50	У/zн-11	возд	медь	4,7	1470	240	2,8
103.	63	10000	690	3	50	У/zн-11	масл	алюм	4,7	1470	240	2,8
104.	63	10000	690	3	50	У/zн-11	возд	алюм	4,7	1470	240	2,8
105.	100	10000	690	3	50	У/ун-0	масл	медь	4,5	1970	330	2,6
106.	100	10000	690	3	50	У/ун-0	возд	медь	4,5	1970	330	2,6
107.	100	10000	690	3	50	У/ун-0	масл	алюм	4,5	1970	330	2,6
108.	100	10000	690	3	50	У/ун-0	возд	алюм	4,5	1970	330	2,6
109.	100	10000	690	3	50	У/zн-11	масл	медь	4,7	2270	330	2,6
110.	100	10000	690	3	50	У/zн-11	возд	медь	4,7	2270	330	2,6
111.	100	10000	690	3	50	У/zн-11	масл	алюм	4,7	2270	330	2,6
112.	100	10000	690	3	50	У/zн-11	возд	алюм	4,7	2270	330	2,6
113.	160	10000	690	3	50	У/ун-0	масл	медь	4,5	2650	510	2,4
114.	160	10000	690	3	50	У/ун-0	возд	медь	4,5	2650	510	2,4
115.	160	10000	690	3	50	У/ун-0	масл	алюм	4,5	2650	510	2,4

II. Введение

В соответствии с ГОСТ 16110 – 82 трансформатором называется статическое электромагнитное устройство, имеющее две или более индуктивно связанных обмоток и предназначенное для преобразования посредством электромагнитной индукции одной или нескольких систем переменного тока в одну или несколько других систем переменного тока. Трансформатор, предназначенный для преобразования электрической энергии в сетях энергосистем и потребителей электроэнергии, называется силовым. Если силовой трансформатор предназначен для включения в сеть, не отличающуюся особыми условиями работы, характером нагрузки или режимом работы, то он называется силовым трансформатором общего назначения. Силовые трансформаторы, предназначенные для непосредственного питания потребительской сети или приемников электрической энергии, если эта сеть или приемники отличаются особыми условиями работы, характером нагрузки или режимом работы, называются трансформаторами специального назначения. К числу таких сетей и приемников относятся подземные шахтные сети и установки, выпрямительные установки, электрические дуговые печи и т.п.

В предложенной курсовой работе необходимо расчитать силовой трансформатор общего назначения мощностью 25 – 630 кВ· А.

Для удобства пользования учебным пособием все необходимые практические указания и справочные материалы расположены в тексте по мере изложения методики расчета. Студент должен на собственном опыте, на основе ручного расчета, понять взаимосвязи размеров трансформатора, свойств активных материалов и его технических параметров с учетом места трансформатора в сети и технологии его производства. После усвоения этих основ будет возможен переход к комплексному решению задач проектирования с сознательным и полноценным использованием современных средств вычислительной техники.

Силовой трансформатор является одним из важнейших элементов каждой электрической сети. Передача электрической энергии на большие расстояния от места ее производства до места потребления требует в современных сетях не менее чем пяти-шести кратной трансформации в повышающих и понижающих трансформаторах. Так, напряжение на шинах электростанции 15,75 кВ в современной сети при удалении потребителей от электростанции, питающей сеть, около 1000 км. часто применяется такая последовательность шести трансформаций напряжения с учетом падения напряжения на линиях передачи : 15,75 на 525 кВ; 500 на 242 кВ; 230 на 121кВ; 115 на 38,5 кВ; 35 на 11кВ ; 10 кВ на 0,4 или 0,69 кВ.

Необходимость распределения энергии по разным радиальным направлениям между многими мелкими потребителями приводит к значительному увеличению числа отдельных трансформаторов по сравнению с числом генераторов. При этом суммарная мощность трансформаторов в сети на каждой следующей ступени с более низким напряжением в целях более свободного маневрирования энергией выбирается обычно большей, чем мощность предыдущей ступени более высокого напряжения. Вследствие этих причин общая мощность всех трансформаторов, установленных в сети, в настоящее время превышает общую генераторную мощность в 7 – 8 раз.

Определяя место силового трансформатора в электрической сети, следует отметить, что по мере удаления от электростанции единичные мощности трансформаторов уменьшаются, а удельный расход материалов на изготовление трансформатора и потери, отнесенные к единице мощности, а также цена 1кВт потерь возрастают. Поэтому значительная часть материалов, расходуемых на все силовые трансформаторы, вкладывается в наиболее отдаленные части сети, т.е. в трансформаторы с высшим напряжением 35 и 10 кВ. В этих же трансформаторах возникает основная масса потерь энергии, оплачиваемых по наиболее дорогой цене.

Силовой трансформатор является одним из важнейших элементов современной электрической сети, и дальнейшее развитие трансформаторостроения определяется в первую очередь развитием электрических сетей, а следовательно энергетики страны.

Особо важными задачами являются повышение качества трансформаторов, использование прогрессивной технологии их производства, экономии материалов при их изготовлении и возможно низкие потери энергии при их работе в сети. Экономия материалов и снижение потерь особенно важны в распределительных трансформаторах непосредственно питающих потребителей при напряжениях 10 и 35 кВ, в которых расходуется значительная часть материалов и возникает существенная часть потерь энергии всего трансформаторного парка.

III.Основные материалы, применяемые в трансформаторостроении.

Материалы, применяемые для изготовления трансформатора, разделяются на активные, т. е. сталь магнитной системы и металл обмоток и отводов; изоляционные, применяемые для электрической изоляции обмоток и других частей трансформаторов, например электроизоляционный картон, фарфор, дерево, трансформаторное масло и др.; конструкционные, идущие на изготовление бака, различных крепежных частей и т. д., и прочие материалы, употребляемые в сравнительно небольших количествах.

Одним из основных активных материалов трансформатора является тонколистовая электротехническая сталь. В течении многих лет для магнитных систем трансформаторов применялась листовая сталь горячей прокатки с толщиной листов 0,5 или 0,35 мм. Качество этой стали постепенно улучшалось, однако удельные потери в ней были высоки.

Появление в конце 40-ых годов холоднокатаной текстурованной стали, т. е. стали с определенной ориентировкой зерен (кристаллов), имеющей значительно меньшие удельные потери и более высокую магнитную проницаемость, позволило увеличить индукцию в магнитной системе до 1,6 – 1,65 Тл против 1,4 – 1,45 Тл для горячекатаной стали и существенно уменьшить массу активных материалов при одновременном уменьшении потерь энергии в трансформаторе. Вместе с этим было получено уменьшение расхода остальных материалов – изоляционных, конструкционных, масла и т. д.

Применение холоднокатаной стали позволило также уменьшить внешние габариты и увеличить мощность трансформатора в одной единице, что особенно важно для трансформаторов большой мощности, внешние размеры которых ограничиваются условиями перевозки по железным дорогам.

Одной из существенных особенностей холоднокатаной стали является анизотропия ее магнитных характеристик, т. е. различие этих свойств в различных направлениях внутри листа или пластины стали. Наилучшие магнитные свойства (наименьшие удельные потери и наибольшую магнитную проницаемость) эта сталь имеет в направлении прокатки. Магнитные свойства существенно ухудшаются, если вектор индукции магнитного поля направлен под углом, отличающимся от 0° к направлению прокатки, и становится наихудшим при угле, равном 55°.

Конструкция магнитной системы трансформатора с учетом анизотропии магнитных свойств холоднокатаной стали должна быть выполнена так, чтобы во всех ее частях – стержнях и ярмах вектор индукции магнитного поля имел направление, совпадающее с направлением прокатки стали.

Магнитные свойства холоднокатаной стали существенно ухудшаются при различных механических воздействиях: при резке стали на пластины, снятии с них заусенцев, изгибах пластин, случайных ударов при транспортировке, легких ударов при сборке магнитной системы и т. д. Ухудшение магнитных свойств при этих воздействиях может быть снято восстановительным отжигом при температуре 800°С, проводимым до начала сборки магнитной системы. Механические воздействия, возникающие после начала сборки, должны быть ограничены путем соответствующей организации транспортировки пластин, осторожного обращения с ними при сборке магнитной системы и т. д.

Несмотря на указанные недостатки холоднокатаной стали и ее относительно высокую цену, трансформаторы с рационально спроектированной магнитной системой из этой стали при надлежащей технологии ее изготовлении имеют относительно малые потери и ток холостого хода, дают экономию в расходе активных и других материалов и являются экономичными в эксплуатации. Поэтому уже более 40 лет все вновь проектируемые серии трансформаторов в СНГ разрабатываются на основе применения холоднокатаной стали лучших марок с толщиной 0,35; 0,30 и 0,27 мм.

Материалом для магнитной системы силового трансформатора служит электротехническая холоднокатаная анизотропная тонколистовая сталь, главным образом марок 3404, 3405, 3406, 3407 и 3408 по ГОСТ 21427.1-83, поставляемая в рулонах. Применение холоднокатаной стали марок 3411, 3412 и 3413 по ГОСТ 21427.1-83 для основных серий трансформаторов не практикуется, но не исключено использование этой и горячекатаной стали марок 1511, 1512, 1513 для электрических реакторов, выпускаемых трансформаторными заводами.

Современная холоднокатаная электротехническая сталь, используемая в силовых трансформаторах, поставляется в рулонах с шириной 650, 750, 800 и 1000 мм. и толщиной 0,35, 0,30 и 0,27мм. при массе рулона не более 5000 кг. или в листах тех же толщин с размерами 650-700-800-860 х 1500 и 1000 х 2000 мм. Применение листовой стали не рекомендуется, поскольку существенно усложняет технологию заготовки пластин и увеличивает количество отходов стали. Сталь обычно поставляется с нагревостойким электроизоляционным покрытием с толщиной на одной стороне не более 5 мкм, нейтральным по отношению к трансформаторному маслу при 105°С и маслостойким при 150°С, сохраняющим электроизоляционные свойства после нагрева до 800°С в течении 3 часов в нейтральной атмосфере или выдержки при температуре 820± 10°С в течении 3 минут на воздухе. Плотность холоднокатаной стали 7650 кг/м3 , удельное электрическое сопротивление 0,50 мкОМ·м (плотность горячекатаной стали марок 1511,1512,1513, 1514 - 7550 кг/м3, удельное электрическое сопротивление 0,60 мкОМ·м.).

Обозначения марок холоднокатаной стали расшифровываются следующим образом: первая цифра 3 – класс по структурному состоянию и виду прокатки – холоднокатаная анизотропная с ребровой структурой; вторая цифра 4 – класс по содержанию кремния – свыше 2,8 до 3.8% включительно; третья цифра 1 или 0 – группа по основной нормируемой характеристике согласно примечанию к таблице 2.1 1, 71 стр.; четвертая цифра от 0 до 8 – порядковый номер марки стали с улучшением магнитных свойств по мере возрастания этого номера.

Сталь различают также по точности прокатки по толщине – Н-нормальной точности и П – повышенной точности, по ширине- нормальной и повышенной точности – Ш, а также по виду покрытия – с электроизоляционным нагевостойким покрытием – ЭТ, с покрытием, не ухудшающим штампуемость, - М (мягкое) и без электроизоляционного покрытия – БП.

В качестве примера обозначения можно привести следующее: рулон 0,35х1000-П-ЭТ-3404, ГОСТ 21427.1-83; что обозначает: рулонная сталь толщиной 0,35 мм, шириной 1000 мм, повышенной точности прокатки, с электроизоляционным нагевостойким покрытием, марки 3404 по ГОСТ 21427.1-83.

Магнитные свойства современной холоднокатаной электротехнической стали по ГОСТ 21427.1-83 приведены в таблице 2.1 1, 71 стр..

Холоднокатаная электротехническая сталь прокатывается в горячем состоянии до толщины 3,0 –2,5 мм и затем в холодном состоянии до нормированной толщины 0,35 – 0,27 мм. Благодаря прокатки в холодном состоянии сталь получает определенное упорядоченное взаимное расположение и ориентировку микрокристаллов – текстуру, вследствие чего создается анизотропия магнитных свойств стали т. е. различие магнитных свойств в разных направлениях в листе.

Другой активный материал трансформатора – металл обмоток – в течении долгого времени не подвергался изменению. Низкое удельное электрическое сопротивление, легкость обработки (намотки, пайки), удовлетворительная стойкость по отношению к коррозии и достаточная механическая прочность электролитической меди сделали ее единственным материалом для обмоток трансформаторов в течении ряда десятилетий. Несмотря на это, относительно малое мировое распространение природных запасов медных руд заставило искать пути замены меди другим металлом, и в первую очередь алюминием, более широко распространенным в природе.

Замена медного обмоточного провода в обмотках силовых трансформаторов алюминиевым проводом затрудняется прежде всего тем, что удельное электрическое сопротивление алюминия существенно (примерно в 1,6 раза) больше удельного сопротивления меди.

Основные физические свойства меди и алюминия приведены в таблице 1.

Таблица 1. Основные физические свойства обмоточных проводов из меди и алюминия

Металл	Удельное электрическое сопротивление мкОм м	Плотность кг/м3	Предел прочности на разрыв Мпа	Удельная теплоемкость Дж/(кгС)
	при 20С	При 75С
Медь электролитическая	0,01724	0,02135	8900	240	390
Алюминий	0,0280	0,0344	2700	80-90	816

В большинстве масляных трансформаторов применяется обмоточный провод ПБ (АПБ для алюминия) с изоляцией из кабельной бумаги класса нагревостойкости А (предельно допустимая температура 105С) общей толщиной 0,45 –0,50 мм на две стороны. Применение провода более высокой нагревостойкости (классов Е, В. F и т. д.), допускающих более высокие предельные температуры, в масляных трансформаторах смысла не имеет, потому что допустимая температура обмоток определяется не только классом изоляции обмоток, но также и допустимой температурой масла, в которой находится обмотка.

Основным направлением прогресса в производстве изоляционных материалов в настоящее время является получение новых материалов с повышенными нагревостойкостью и механической прочностью. Существенных достижений в повышении электрической прочности изоляционных материалов, применяемых в масляных трансформаторах, не наблюдается.

Применение проводов с изоляцией, имеющей повышенную нагревостойкость, имеет смысл в сухих трансформаторах, в которых за счет повышения температуры обмоток возможно допустить более высокие плотности тока и получить компактную конструкцию трансформатора. Если при этом допускается существенное повышение эксплуатационной температуры обмоток, то потери короткого замыкания трансформатора неизбежно возрастают вследствие как увеличения плотности тока, так и повышения удельного сопротивления провода обмотки. Так при температуре 225С удельное сопротивление медного провода увеличивается настолько, что становится равным удельному сопротивлению алюминия при температуре 75С.

Главным изоляционным материалом в силовых трансформаторах является трансформаторное масло – жидкий диэлектрик, сочетающий высокие изоляционные свойства со свойствами активной охлаждающей среды и теплоносителя. Только благодаря трансформаторному маслу удалось создать трансформаторы с рабочим напряжением 500, 750 и1150 кВ. Ни один жидкий или газообразный диэлектрик не может служить ему заменой 2.

В отличие от других изоляционных материалов один и тот же объем масла не может использоваться в течении всего срока службы трансформатора, т.е. не менее 25 лет. При эксплуатации трансформатора вследствие окисления при повышенной температуре (до 95С) и при каталитическом воздействии присутствующих в масле металлов и твердых изоляционных материалов масло стареет, т. е. ухудшает свои качества и требует систематического ухода – сушки, фильтрации, очистки и смены.

Существенное удлинение срока службы масла между сменами достигается тем, что основная масса товарного масла содержит антиокислительную присадку, повышающую стабильность масла против окисления – один из основных показателей качества масла. Дальнейшее повышение стабильности масла может быть достигнуто путем герметизации бака трансформатора.

Воздух является менее совершенной изолирующей и охлаждающей средой, чем трансформаторное масло. Поэтому в сухих трансформаторах приходится все изоляционные промежутки и охлаждающие каналы делать большими, а электромагнитные нагрузки активных материалов допускать меньшими, чем в масляных трансформаторах. Вследствие этого масса и стоимость активных материалов в сухих трансформаторах оказывается существенно выше, чем в масляных. Воздушные сухие трансформаторы с изоляцией классов нагревостойкости В, Н вследствие высокой стоимости изоляционных материалов (стекловолокно, стеклотекстолит, кремнийорганические лаки и т. д.) существенно дороже масляных. Благодаря отсутствию масла и замене тяжелого бака легким кожухом общая масса сухого трансформатора при мощностях до 400 кВА составляет не более 125 – 130%, а при мощностях 630 - 1600 кВА – от 110 до 90% массы идентичного масляного трансформатора. Практически напряжения обмоток ВН воздушных сухих трансформаторов ограничиваются верхним пределом 10 – 15 кВ, а мощность - значениями 1600 - 2500 кВА. Такие трансформаторы большей мощности с более высокими напряжениями выпускаются сравнительно редко.

К сухим относятся также и герметичные трансформаторы, баки которых заполнены газом, являющимся изолирующей средой и теплоносителем. Такие трансформаторы, например, заполненные газообразной шестифтористой серой (элегазом), при форсированном движении теплоносителя в баке могут иметь по сравнению с масляными меньшую общую массу и, будучи пожаробезопасными, могут быть использованы для установки на электрическом или теплоэлектрическом подвижном составе.

Сухие трансформаторы выпускаются также с литой изоляцией. У этих трансформаторов, предназначенных главным образом для работы на наружных установках в сельских сетях, магнитная система и обмотки заливаются электроизоляционным компаундом, который после отвердения служит изолирующей средой и теплоносителем.

Методика и последовательность расчета сухих и масляных трансформаторов принципиально одинаковы. Некоторые особенности расчета сухих трансформаторов -допустимые нагрузки активных материалов, допустимые изоляционные расстояния, нагрев обмоток и т.д. - отражены в следующих разделах курсовой работы.

Иногда в целях обеспечения пожарной безопасности трансформаторы заполняют негорючей окисляющейся жидкостью-совтолом, представляющим смесь совола(полихлордифинила) с трихлорбензолом. Добавка трихлорбензола позволяет получить понижение вязкости и температуры застывания смеси.

Электрическая прочность совтола близка к прочности трансформаторного масла. Условия теплоотдачи в трансформаторах, залитых совтолом, практически не отличаются от условий теплопередачи в масляных трансформаторах.

Применение совтола ограничивается более высокой по сравнению с маслом стоимостью, большим расходом этой жидкости вследствие высокой плотности (около 1500 кг/м3), токсичноностью паров совтола, действующих раздражающим образом на слизистые оболочки и кожу человека, и способностью совтола выделять токсичные газообразные вещества при воздействии электрической дуги. В некоторых странах применение подобных жидких диэлектриков запрещено.

Пластины электротехнической стали, заготовленные для сборки магнитной системы, во избежание возникновения между ними вихревых токов должны быть надежно изолированы одна от другой. Современное нагревостойкое электроизоляционное покрытие обеспечивает достаточно прочную и надежную изоляцию пластин при высоком коэффициенте заполнения сечения пакета пластин сечением чистой стали.

Коэффициент заполнения сечения стержня (или ярма) сталью Кз, равный отношению чистой площади стали в сечении-активного сечения Пс (или Пя) к площади ступенчатой фигуры Пф.с, т.е. Кз=Пс/Пф.с., желательно иметь наиболее высоким, потому что понижение этого коэффициента ведет к увеличению массы стали магнитной системы и металла обмоток.

Коэффициент заполнения Кз зависит от толщины пластин стали-0,35; 0,30 или 0,27 мм, вида изоляции пластин, силы сжатия пластин и наличие у них такого эффекта, как неплоскостность, т.е. отклонение от плоской формы. ГОСТ 21427.1-83 для холоднокатанной рулонной стали толщиной 0,35; 0,30 и 0,27 мм допускает высоту отклонения пластины от плоскости не более 2 мм и не боле 1% длины пластины. Коэффициенты заполнения Кз для стали, удовлетворяющий требованиям ГОСТ 21427.1-83, при современной технологии сборки приведены в табл. 2[ 1. Табл.2.2. с.77]

Таблица 2. Коэффициент заполнения Кз для рулонной холоднокатанной

стали, отвечающей требованиям ГОСТ 21427.1-83,

при давлении 0,5 МПа

Марка стали	Толщина, мм	Вид изоляционного покрытия	КЗ
3404, 3405, 3406, 3407, 3408	0,35	Нагревостойкое	0,97
	0,30		0,96
3405, 3406, 3407,3408	0,27		0,95
3404, 3405, 3406, 3407, 3408	0.35 0,30	Нагревостойкое плюс однократная лакировка	0,965 0,955
3405, 3406, 3407,3408	0.27		0,945

При выборе марки стали и толщины стали для магнитной системы силового трансформатора следует учитывать, что сталь с более высокими магнитными свойствами имеет существенно более высокую цену, а сталь меньшей толщины при более высоких магнитных свойствах имеет меньший коэффициент заполнения КЗ. Эта сталь для получения пакета заданных размеров требует изготовления, отжига и укладки при сборке магнитной системы большего числа пластин по сравнению со сталью большей толщины. В табл.3 показано сравнение современных марок стали по этим показателям.

В основной массе силовых трансформаторов с учетом трудоемкости отдельных технологических операций, магнитных свойств и цепь стали используются, используются стали марок 3404 и 3405 толщиной 0,35 и 0,30 мм. В тех случаях, когда низкие потери являются решающим фактором, может использоваться сталь толщиной 0,35 мм.

Таблица 3.Сравнение стали толщиной 0,35;0,30 и 0,27 мм

по ГОСТ 21427.1-83

Толщина, мм	Марка стали	Относительные удельные потери, %	Относитель- ная цена, %	Относительное число пластин в пакетах равной толщины, %	КЗ
0,35	3404 3405	100 94	100 104,1	100	0,97
0,30	3404 3405	94 87,5	104,1 108,2	115	0,96
0,27	3404 3405	86,5 81,3	109,6 112,7	127	0,95

Весьма важное значение при расчете трансформатора имеет правильный выбор индукции в стержне магнитной системы. В целях уменьшения количества стали магнитной системы, массы металла обмотки и стоимости активной части следует выбирать возможно большее значение расчетной индукции, что, однако, связано с относительно малым увеличением тока холостого хода трансформатора. Уменьшение расчетной индукции приводит к получению лучших параметров холостого хода (главным образом тока) за счет увеличения массы материалов и стоимости активной части.

Рекомендуемые значения расчетной индукции в стержнях современных масляных и сухих трансформаторов при использовании современных марок холоднокатанной стали приведены в табл.4.

Таблица 4. Рекомендуемая индукция в стержнях трансформаторов В, Тл

Марка стали	Мощность трансформатора S, кВ·А
	До 16	25-100	160 и более
3411, 3412, 3413	Масляные трансформаторы 1,45-1,50 1,50-1,55 1,55-1,60
3404, 3405, 3406, 3407, 3408 3411, 3412, 3413	150-1,55 1,55-1,60 1,55-1,65 Сухие трансформаторы 1,35-1,40 1,40-1,45 1,45-1,55
3404, 3405, 3406, 3407, 3408	1,40-1,45	1,50-1,55	1,50-1,60

Примечание: в горячекатанной стали в магнитных системах масляных трансформаторов индукция до 1,4-1,45; сухих-до 1,2-1,3 Тл.

IV. Конструкция магнитной системы

силового трансформатора мощностью 25-630 кВ·А.

Первой задачей, решаемой при проектировании магнитной системы силового трансформатора, является выбор ее конструктивной схемы. Плоская магнитная система может быть принята для производства на любом трансформаторном заводе. Пространственные магнитные системы позволяют получить экономию электротехнической стали и уменьшение потерь холостого хода до 9-10%[1], но для их изготовления необходимо иметь специальное оборудование для навивки и длительного отжига навитых частей. Для предлагаемых в курсовой работе трансформаторов принимаем плоскую магнитную систему.

При расчете плоской магнитной системы из рулонной холоднокатанной стали должен быть выбран план шихтовки пластин магнитопровода. Самая простая и наиболее распространенная заготовка пластин и сборки магнитной системы представлена на рис. 1[1] c.

Рис.1. План шихтовки магнитной системы косыми стыками в четырех и прямыми в двух углах.

Магнитная система (остов) служит также и механической основой трансформатора. На остове располагаются и укрепляются обмотка и отводы от обмоток, и в некоторых конструкциях на остове в процессе сборки трансформатора укрепляется крышка бака с вводами и различной арматурой.

Для того чтобы магнитная система, собранная из массы пластин тонколистовой стали, обладала достаточной устойчивостью, могла выдерживать механические силы, возникающие между обмотками при коротком замыкании, и не разваливалась при подъеме остова или активной части, ее верхнее и нижнее ярма должны быть надежно соединены механически.

Таким соединением верхних и нижних ярмовых балок в остове с плоской магнитной системой могут служить вертикальные шпильки, расположенные вне обмоток ВН и достаточно от них удаленные или надежно изолированные. В масляных трансформаторах такие шпильки применяют при напряжениях обмоток ВН-10, 35 и 110 кВ, а в сухих до 10 кВ. Вертикальные шпильки также могут быть использованы для осевой прессовки обмоток за счет небольшого сдвига вниз верхних ярмовых балок.

Поперечное сечение стержня в стержневых магнитных системах обычно имеет вид симметричной ступенчатой фигуры, вписанной в окружность. Диаметр этой окружности d называется диаметром стержня трансформатора и является одним из основных его размеров. Ступенчатое сечение стержня и ярма образуется сечениями пакетов пластин. При этом пакетом называется стопа пластин одного размера. Чистое сечение стали в поперечном сечении стержня или ярма называется активным сечением стержня или ярма.

Число ступеней, определяемое по числу пакетов стержня в одной половине круга, может быть различным. Увеличение числа ступеней увеличивает коэффициент заполнения площади круга Ккр площадью ступенчатой фигуры, но одновременно увеличивает число типов пластин, имеющих различные размеры, чем усложняет заготовку пластин и сборку магнитной системы.

Для ориентировки в этом вопросе может служить табл. 5, в которой приведены значения чисел ступеней в стержнях современных трехфазных трансформаторов различной мощности.

Таблица 5. Число ступеней в сечении стержня современных

трехфазных трансформаторов.

Показатели	Прессовка стержня расклиниванием с обмоткой
Мощность трансформатора S., КВА	25	40-100	160-630
Ориентировочный диаметр стержня d, м	0,09	0,10-0,14	0,16-0,18	0,20	0,22
Число ступеней	5	6	6	7	8
Коэффициент Ккр	0,890	0,91-0,92	0,913	0,918	0,928

Ширина пластин, определяющая ширину и толщину пакетов, образующих сечение стержня, выбирается так, чтобы при заданном диаметре было обеспечено получение наибольшего сечения стержня при максимальном использовании и минимальных отходов листовой или рулонной стали. Для ширины пластин существует нормализованная шкала, приведенная в табл. 6.

Для диаметров стержней силовых трансформаторов принят стандарт, который содержит следующие нормализованные диаметры, м:0,08;

0,085; 0,09; 0,092; 0,095; 0,10; 0,105; 0,11; 0,115; 0,12; 0,125; 0,13; 0,14; 0,15; 0,16; 0,17; 0,18; 0,19; 0,20; 0,21, 0,22; 0,225; 0,23; 0,24; 0,245; 0,25; 0,26; 0,27; 0,28; 0,29; 0,30; 0,31; 0,32; 0,33; 0,34; 0,35; 0,36; 0,37; 0,38; 0,39; 0,40; 0,42; 0,45; 0,48; 0,50; 0,53; 0,56; 0,60; 0,63; 0,67; 0,71, 0,75- для магнитных систем без поперечного каналов.

При определении активного сечения стержня, т.е. чистого сечения стали

в площади круга с диаметром стержня d, в предварительном расчете, когда размеры пакетов пластин стержня еще не установлены, обычно пользуются коэффициентом заполнения сталью Кс, равным отношению активного сечения стержня Пс к площади круга диаметром d. Этот коэффициент равен произведению двух коэффициентов - коэффициента заполнения площади круга площадью Пф.с. ступенчатой фигуры сечения стержня Ккр и коэффициента заполнения площади ступенчатой фигуры Пф.с чистой сталью Кз

Ккр=4Пф.с/(d2); Пф.с=Ккрd2/4; Кз=4Пс/(Ккрd2);

Пс=Ккр Кзd2/4; Пс=Ксd2/4; Кс=КкрКз

Ориентировочные практические значения коэффициента Ккр для различных диаметров стержня при оптимальных размерах пластин и пакетов приведены в табл. 5, данными которой можно пользоваться в предварительном расчете. При окончательном расчете магнитной системы сечения стержня определяется по табл. 6 или реальным размерам пакетов стержня.

Коэффициент Кз выбирается по табл. 2 в соответствии с видом стали - рулонная или листовая, с типом изоляционного покрытия.

Выбор правильной формы и размеров поперечного сечения ярма, особенно в магнитных системах, собираемых из холоднокатанной текстурованной стали, играет существенную роль. Наиболее рациональной является многоступенчатая форма сечения ярма с числом ступеней, равным числу ступеней в сечении стержня, и активным сечением, равным или несколько большим активного сечения стержня. Для обеспечения более равномерного сжатия ярма между ярмовыми балками обычно два-три крайних пакета объединяют, несколько увеличивая их общее сечение. При такой форме ярма магнитный поток (индукция) практически равномерно распределяется по сечению стержня и ярма, а активное сечение ярма оказывается несколько большим активного сечения стержня, что учитывается коэффициентом усиления ярма, равным отношению Пя/Пс

Кя= Пя/Пс

Для нормализованных размеров пакетов пластин по табл. 6 можно принять Кя=1,021,03.

Т а б л и ц а 6. Размеры пакетов-ширина пластин “а”и толщина пакетов “в”, мм,(пс и пя – число ступеней в сечении стержня и ярма;”ая”- ширина крайнего наружного пакета ярма;”ккр”- коэффициент заполнения круга для стержня.

Диаметр стержня d,м	nс	Ккр	пя	ая, мм	Размеры пакетов ав, мм, в стержне
0,080	4	0,863	3	55	75	659	556	405	-	-
0,085	5	0,895	4	50		7010	606	504	404	-
0,090	5	0,891	4	55		7510	656	554	405	-
0,095	5	0,887	4	50		10	659	505	404	-
0,100	6	0,917	5	55	9516	10	757	655	554	404
0,105	6	0,912	5	50	10016	9011	807	657	504	404
0,110	6	0,905	5	65	10516	9511	7	756	654	407
0,115	5	0,903	4	65	10525	959	6	659	403	-
0,120	6	0,928	5	60	11518	10511	9010	78	606	404
0,125	6	0,915	5	65	12018	10516	956	56	657	406
0,130	6	0,918	5	65	12518	11016	1008	09	655	406
0,140	6	0,919	5	65	13519	12017	10510	859	657	405
0,150	6	0,915	5	85	14519	13513	12013	1059	58	557
0,160	6	0,913	5	85	15520	13523	12010	1057	7	557
0,170	6	0,927	5	85	16028	14517	13010	11010	58	508
0,180	6	0,915	5	95	17521	15525	13513	1208	959	658
0,190	7	0,927	5	100	18030	16517	14514	1308	1157	1005\757

В современных конструкциях плоских магнитных систем трансформаторов до 6300кВА, собираемых из холоднокатанной стали, прессовка ярм осуществляется при помощи стальных ярмовых балок, стягиваемых шпильками, вынесенными за пределы ярма. Стальная шпилька над средним стержнем иногда заменяется стальной скобой с нажимным болтом.

Площадь ступенчатой фигуры поперечного сечения стержня, м2

Пф.с.=ап.с. вп.с.  10 –6

Активное сечение стержня

Пс=КзПф.с..

Аналогично для ярма

Пф.я.=ап.я.вп.я.10-6,

Пя=КзПф.с.

Расчет основных электрических величин трансформаторов.

Расчет трансформатора начинается с определения основных электрических величин-мощности на одну фазу и стержень, номинальных токов на стороне ВН и НН, фазных токов и напряжений.

Мощность одной фазы трансформатора, кВА,

SФ=S/m.

Мощность на одном стержне

S=S/C,

где С- число активных (несущих обмотки) стержней трансформатора; S-номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

Номинальный (линейный) ток обмоток ВН и НН трехфазного трансформатора, А,

I=S103/(U),

где S-мощность трансформатора, кВА; U-номинальное линейное напряжение соответствующей обмотки, В.

Фазный ток обмотки одного стержня трехфазного трансформатора, А:

при соединении обмоток в звезду или зигзаг

IФ=I,

при соединении обмоток в треугольник

IФ=I/

Фазное напряжение трехфазного трансформатора, В:

при соединении обмотки в звезду или зигзаг

UФ=U/,

при соединении обмотки в треугольник

UФ=U;

здесь U-номинальное линейное напряжение соответствующей обмотки, В.

При соединении в зигзаг результирующее фазное напряжение образуется геометрическим сложением напряжений двух частей обмотки, находящихся на разных стержнях (рис.2).

Рис. 2. Схема соединения в зигзаг.

В силовых трансформаторах общего назначения обе части обмотки на каждом стержне имеют равное число витков. В этом случае фазное напряжение образуется суммой равных напряжений двух частей обмоток, сдвинутых на 60о. Напряжение одной части обмотки фазы при этом может быть определено из формулы:

U=UФ/.

Общее число витков такой обмотки на одном стержне будет определяться не UФ, как при соединении обмотки в звезду, а 2 UФ/, т.е. увеличится в 1,155 раза.

Для определения изоляционных промежутков между обмотками и другими токоведущими частями и заземленными деталями трансформатора существенное значение имеют испытательные напряжения, при которых проверяется электрическая прочность изоляции трансформатора. Эти испытательные напряжения определяются по табл. 7 и табл. 8 для каждой обмотки по ее классу напряжения.

Потери короткого замыкания, указанные в задании, дают возможность определить активную составляющую напряжения короткого замыкания, %:

Ua=Pk/10S,

где Рк-в Вт; S-в кВ·А.

Т а б л и ц а 7. Испытательные напряжения промышленной частоты (50 Гц) для масляных силовых трансформаторов (ГОСТ 1516.1-76)

Класс напряжения, кВ	3	6	10	15	20	35	110
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	3,6	7,2	12,0	17,5	24	40,5	126
Испытательное напряжение Uисп, кВ	18	25	35	45	55	85	200

Т а б л и ц а 8. Испытательные напряжения промышленной частоты (50Гц) для сухих силовых трансформаторов (ГОСТ 1516.1-76)

Класс напряжения, кВ	До 1,0	3	6	10	15
Испытательное напряжение, кВ	3	10	16	24	37

Реактивная составляющая напряжения короткого замыкания при заданном Uk определяется по формуле

Up=

Определение основных размеров трансформатора.

Магнитная система трансформатора является основой его конструкции. Выбор основных размеров магнитной системы вместе с основными размерами обмоток определяет главные размеры активной части и всего трансформатора.

Рассмотрим двухобмоточный трансформатор с плоской магнитной системой стержневого типа со стержнями, имеющими сечение в форме симметричной ступенчатой фигуры, вписанной в окружность, и с концентрическим расположением обмоток. Магнитная система такого трехфазного трансформатора с обмотками схематически изображена на рис.3.

Рис.3. Основные размеры трансформатора

Диаметр d окружности, в которую вписано ступенчатое сечение стержня, является одним из его основных размеров. Вторым основным размером трансформатора является осевой размер L (высота) его обмоток. Обычно обе обмотки трансформатора имеют одинаковую высоту. Третьим основным размером трансформатора является средний диаметр витка двух обмоток или диаметр осевого канала между обмотками d12, связывающий диаметр стержня с радиальными размерами обмоток а1 и а2 и осевого канала между ними а12.

Если эти три размера выбраны или известны, то остальные размеры, определяющие форму и объем магнитной системы и обмоток, например, высота стержня Lс, расстояние между осями соседних стержней С и т.д., могут быть найдены, если известны допустимые изоляционные расстояния от обмоток ВН до заземленных частей и до других обмоток (а12, а22, Lo).

Два основных размера, относящихся к обмоткам d12 и L могут быть связаны отношением средней длины окружности канала между обмотками d12 к высоте обмотки L:

d12L

Величина  определяет соотношение между диаметром и высотой обмотки. Значения  может варьироваться в широких пределах и практически изменяется в масляных и сухих трансформаторах существующих серий в пределах от 1 до 3,5. При этом меньшим значением  соответствуют трансформаторы относительно узкие и высокие, большим -широкие и низкие.

Различным значениям  соответствуют и разные соотношения между массами активных материалов - стали магнитной системы и металла обмоток. Меньшим значениям  соответствует меньшая масса стали и большая масса металла обмоток. С увеличением  масса стали увеличивается, масса металла обмоток уменьшается. Таким образом, выбор  существенно влияет не только на соотношение размеров трансформатора, но и на соотношение масс активных и других материалов, следовательно, и на стоимость трансформатора.

Вместе с этим изменение  сказывается и на технических параметрах трансформатора: потерях и тока холостого хода, механической прочности и нагревотостойкости обмоток, габаритных размерах.

Формулу, связывающую диаметр стержня трансформатора с его мощностью, впервые предложил Г. Н. Петров [3]

(1)

Величины, входящие в подкоренное выражение этой формулы, можно подразделить на три категории:

1) величины, заданные при расчете - мощность обмоток на одном стержне трансформатора S, кВ·А, частота сети , Гц, и реактивная составляющая напряжения короткого замыкания Up,%;

2) величины, выбираемые при расчете - отношение длины окружности канала между

обмотками к высоте обмотки , максимальная индукция в стержне Вс, Тл, и коэффициент заполнения активной сталью площади круга, описанного около сечение стежня Кс;

3)величины, определяемые в ходе последующего расчета, - приведенная ширина канала рассеяния ар, м, и коэффициент приведения идеализированного поля рассеяния к реальному Кр (коэффициент Роговского).

Таким образом, определение диаметра стержня связано с выбором некоторых исходных данных В, Вс, Кс и предварительным определением данных обмоток трансформатора, получаемых обычно после завершения расчета обмоток ар и кр.

Расчет и выбор величин входящих в (1), рекомендуется производить в следующем порядке:

1. Мощность одного стержня трансформатора, кВ·А, определяется так

S=S/C,

где S-мощность трансформатора пор заданию;

C-число активных (несущих обмотки) стержней трансформатора.

2. Ширина приведенного канала рассеяния трансформатора при определении диаметра стержня еще не известна. Размер а12 канала между обмотками ВН и НН определяется как изоляционный промежуток и может быть выбран по испытательному напряжению обмотки ВН из табл. 9.

Т а б л и ц а 9. Главная изоляция. Минимальные изоляционные расстояния обмоток ВН с учетом конструктивных требований.

Мощность трансформатораS, кВ·А	Uисп для ВН, кВ	ВН от ярма, мм	Между ВН и НН, мм	Между ВН и ВН, мм
		L02	а12	а22
25-100	18,25 и 35	20	9	8
160-630	18,25 и 35	30	9	10
160-630	85	75	27	20

Для сухих трансформаторов следует пользоваться данными, приведенными в табл. 10.

Т а б л и ц а 10. Изоляция обмоток ВН и НН сухих трансформаторов, мм.

Uисп для ВН, кВ	ВН от ярма L01	НН от ярма L02	Между ВН и НН а12	Между ВН и НН а22	НН от стержня а01
3	15	15	10	10	10
10	20	20	15	10	14
16	45	45	22	25	27
25	80	80	40	45	40

Этот промежуток, выраженный в метрах, может быть принят равным а12= а1210 –3, где а12, мм, -промежуток, найденный по табл.9 для масляных или по табл. 10 для трансформаторов с естественным воздушным охлаждением.

Суммарный приведенный радиальный размер обмоток ВН и НН при определении диаметра стержня может быть приближенно найден по формуле

, (2)

где К- в зависимости от мощности трансформатора, металла обмоток, напряжения обмотки ВН и потерь короткого замыкания Рк может быть найдено по табл.11.

Т а б л и ц а 11. Значения коэффициента К в формуле (2) для масляных трехфазных двухобмоточных трансформаторов ПБВ с медными обмотками и потерями короткого замыкания по ГОСТ

Мощность трансформатора, кВ·А	Класс напряжения, кВ
	10	35
До 250	0,63	0,650,58
400-630	0,53	0,580,52

Примечания к табл. 11:

1.Для обмоток из алюминиевого провода значения К, найденные из таблицы, умножить на 1,25.

2. Для сухих трансформаторов с медными обмотками мощностью 10-160 кВ·А принимать К=0,80,74; мощностью 160-1600 кВ·А класса напряжения 10 кВ-К=0,580,48.

Это первое допущение, позволяющее приближенно определить сумму радиальных размеров обмоток на стадии предварительного расчета.

Формула (2) позволяет определить (а1+а2)/3 приближенно на стадии предварительного расчета, предполагая эту величину постоянной при изменении . В действительности с ростом  радиальные размеры обмоток также несколько возрастают. С учетом того, что (а1+а2)/3 входит в слагаемое ар, где первое слогаемое а12 постоянно, а также что в (1) ар умножается на коэффициент Кр, который с ростом  несколько уменьшается, предпологаемое постоянство (а1+а2)/3 по существу является постоянством произведения аркр.

Значением (а1+а2)/3, найденным по (2), можно пользоваться только при определении основных размеров трансформатора. Во всех последующих расчетах следует пользоваться реальными радиальными размерами обмоток рассчитываемого трансформатора.

3. Значение  приближенно равно отношению средней длины витка двух обмоток Lв трансформатора к их высоте L и определяет соотношение между шириной и высотой трансформатора.

В ряде случаев при определенном уровне потерь для наиболее часто употребляемых материалов магнитной системы и обмоток для определения оптимального значения  можно пользоваться рекомендациями табл. 12. В этой таблице приведены оптимальные значения , полученные в результате исследования масляных трансформаторов современных серий с классами напряжения ВН 6, 10 и 35 кВ, отвечающих требованиям ГОСТ 12022-76, 11920-85 и 12965-85, а также рекомендуемые значения  для современных сухих трансформаторов [1].

При выборе  следует учитывать, что уменьшение  при сохранении параметров короткого замыкания ведет к уменьшению массы стали магнитной системы, потерь и тока холостого хода, а также к увеличению массы металла стали, потерь и тока холостого хода, но ведет к уменьшению массы металла обмоток.

Изменение  влияет на массу не только активных, но и остальных материалов трансформатора. Вместе с увеличением  растут потери холостого хода и стоимость системы охлаждения, возрастают масса и стоимость конструктивных деталей остова, металла бака, трансформаторного масла, общая масса трансформатора. Поэтому в целях экономии всех материалов трансформатора рекомендуется при прочих равных условиях выбирать меньше из рекомендуемых значений .

Т а б л и ц а 12. Рекомендуемые значения 

а) Масляные трансформаторы

Мощность, кВ·А	Алюминий	Медь
	6 и 10 кВ	35 кВ	6 и10 кВ	35 кВ
25-100	1,2-1,6	1,2-1,5	1,8-2,4	1,8-2,4
160-630	1,2-1,6	1,2-1,5	1,8-2,4	1,8-2,4

б) Сухие трансформаторы

Мощность, кВ·А	Алюминий	Медь
	До 1 кВ	6 и 10 кВ	До 1 кВ	6 и 10 кВ
10-160	1,1-1,5	1,1-!.5	1,6-2,2	1,7-2,3
160-630	1,1-1,5	1,2-1,6	1,6-2,2	1,8-2,4

Примечание: Рекомендации даны для стали марок 3404 и 3405 по ГОСТ 21427-83 при толщине стали 0,35 и 0,30 мм и при индукциях Вс=1,61,65 Тл для масляных и Вс=1,41,6 Тл для сухих трансформаторов.

4. Коэффициент приведения идеального поля рассеяния к реальному полю (коэффициент Роговского) при определении основных размеров можно принять

Кр  0,95.

5. Частота  подставляется из задания на расчет трансформатора.

6. Реактивная составляющая напряжения короткого замыкания,%, определяется по формуле

7. Индукция в стержне Вс выбирается по табл. 4. В трансформаторах относительно небольшой мощности (S25 кВА) выбирают обычно пониженную индукцию во избежание получения повышенных значений тока холостого хода. Из этих же соображений не рекомендуется выбирать индукцию выше значений, данных в табл. 4. Уменьшение индукции хотя и дает заметное снижение тока и некоторое снижение потерь холостого хода, однако приводит к увеличению массы и стоимости активных материалов-стали и металла обмоток.

8. Коэффициент заполнения активным сечением стали площади круга, описанного около сечения стержня, Кс, зависит от выбора числа ступеней в сечении стержня, способа прессовки стержня, толщины листов стали и вида междулистовой изоляции. Общий коэффициент Кс равен произведению двух коэффициентов.

Кс=КкрКз (3)

В свою очередь коэффициенты Ккр и Кз могут быть определены по табл. 2; 5; 13.

Т а б л и ц а 13. Число ступеней в сечении стержня современных трехфазных сухих трансформаторов.

Мощность трансформатора S, кВ·А	100-160	160-400	630-1000
Ориентировочный диаметр стержня d,мм	0,09-0,14	0,16-0,22	0,24-0,26
Число ступеней	5	6	7	8	7	8
Коэффициент Ккр	0,915	0,920	0,930	0,935	0,800	0,820

Примечания:1. В коэффициенте Ккр учтено наличие охлаждающих каналов в сечении стержня.

2. До диаметра стержня d=0,22 м стержень прессуется расклиниванием с обмоткой; при d>0,22 прессовка осуществляется бандажами.

После определения и выбора всех значений, входящих в (1), по этой формуле рассчитывается диаметр стержня d.

Если полученный диаметр d не соответствует нормализованной шкале диаметров (см. ранее), то следует принять ближайщий диаметр по нормализованной шкале dн и определить значение н, соответствующее нормализованному диаметру.

При выборе  по табл. 12 определение производится по формуле

н=(dн/d)4 (4)

Второй основной размер трансформатора – средний диаметр канала между обмотками d12-может быть предварительно приближенно определен (см. рис. 3) по формуле

d12 =dн+2а01+2а1+а12 (5)

или d12  ad.

Исследование данных большого числа трансформатора различных серий, в том числе старых, рассчитанных на применение горячекатанной стали, и в современных с применением холоднокатанной стали, показало, что отношение среднего диаметра витка двух обмоток d12 к диаметру стержня трансформатора d изменяется в очень узких пределах и для любой заданной серии трансформаторов, и тем более для отдельного трансформатора, может быть принято равным постоянной величине а

d12=ad. (6)

Величина а зависит от мощности и класса напряжения, а также от принятого уровня потерь короткого замыкания трансформатора и металла обмоток. С уменьшением Рк растут масса металла и радиальные размеры обмоток, что приводит к некоторому увеличению а. Для алюминиевых обмоток а больше, чем для медных. Ориентировочные значения а для приближенного расчета основных размеров масляного трансформатора могут быть выбраны по табл. 14 в зависимости от мощности трансформатора, номинального напряжения обмотки ВН и принятых потерь короткого замыкания в долях нормы Рк по ГОСТ.

Т а б л и ц а 14. Ориентировочные значения а= d12/d для медных обмоток.

Мощность трансформатора, кВ·А	Уровень потерь короткого замыкания	Значения а при классе напряжения обмотки ВН, кВ
		10	35
До 630	1,2 Рк по ГОСТ Рк по ГОСТ 0,8 Рк по ГОСТ	1,33	1,37
		1,36	1,40
		1,40	1,44

Примечание. Для обмоток из алюминия значения а, полученные из таблицы, умножить на 1,06.

Для трансформаторов с естественным воздушным охлаждением мощностью от 10 до 160 кВ·А класса напряжения 10 кВ при медных обмотках можно применять соответственно а 1,71,6; при алюминиевых а 1,81,7. Для трансформаторов мощностью 160-1600 кВ·А класса напряжения 10кВ при медных обмотках а 1,71,6; при алюминиевых а 1,81,7.

Принято выше [см (6) ] положение о постоянстве отношения двух диаметров является вторым допущением, входящим в расчет трансформатора.

При расчете d12 по (5) радиальные размеры осевых каналов а01 между стержнем и обмоткой НН и а12 между обмотками НН и ВН определяются из условий электрической прочности главной изоляции трансформатора по испытательным напряжениям обмоток НН и ВН по табл. 9 и 15.

Т а б л и ц а 15. Главная изоляция. Минимальные изоляционные расстояния обмоток НН с учетом конструктивных требований.

Мощность трансформатора,кВА	Uисп для НН, кВ	НН от ярма L01,мм	НН от стержня, а01, мм
25-250	5	15	4
400-630	5	Принимается равным найденному по испытательному напряжению обмотки ВН	15
630-1600	18;25 и 35		15

В (5) подставляются а12= а1210 –3 и а01= а01 10 –3

Радиальный размер обмотки НН а1 может быть приближенно подсчитан по формуле

(7)

где (а1+а2)/3, определяется приближенно по (2); коэффициент К1 может быть принят 1,10 для трансформаторов мощностью 25-630 кВА с плоской магнитной системой.

Третий основной размер трансформаторов - высота обмотки, определяется по формуле

L=d12/. (8)

В (8) подставляется величина н , определенная для нормализованного диаметра по (4).

После расчета основных размеров трансформатора подсчитывается активное сечение стержня, т.е., чистое сечение стали, м2:

(9)

Электродвижущая сила одного витка, В,

Uв = 4,44ƒ ВсПс (10)

Определение размеров стержня и обмоток, проводимое в начале расчета, является предварительным. Задача предварительного расчета заключается в приближенном определении размеров магнитной системы и обмоток d, d12, l и в расчете активного сечения стержня Пс и ЭДС одного витка обмотки Uв, что необходимо в дальнейшем для полного расчета обмоток. Сечение стержня Пс в предварительном расчете определяется по коэффициенту заполнения Кс без расчета размеров пакетов и при окончательном расчете магнитной системы может быть скорректировано на 0,5 – 1%. Размеры пакетов стержня и ярма могут быть также найдены по табл. 6.

В окончательном расчете магнитной системы, проводимой после полного расчета обмоток, проверки и подгонки к заданной норме параметров короткого замыкания, определяют размеры ступеней в сечении стержня и ярма и все остальные размеры магнитной системы, уточняют активные сечения стержня и ярма, а также индукцию, рассчитывают массу стали, потери и ток холостого хода.

В процессе полного расчета обмоток и окончательного расчета магнитной системы размеры и параметры, приближенно найденные в предварительном расчете, могут быть несколько изменены. Поэтому при расчете параметров короткого замыкания и холостого хода и других подсчетах, которые проводятся в конце расчета, после окончательной раскладки обмоток и определения реальных размеров магнитной системы следует пользоваться не предварительно полученными здесь значениями d, d12, l, (а1+a2) /3, а1, Пс и Вс, а размерами и параметрами, найденными для реальных обмоток и магнитной системы.

РАСЧЕТ ОБМОТОК

Расчет обмотки низкого напряжения (НН)

Расчет обмоток трансформатора, как правило, начинается с обмотки НН, располагаемой у большинства трансформаторов между стержнем и обмоткой ВН. В трехобмоточном трансформаторе расчет обмоток начинают с внутренней обмотки НН или СН, а затем постепенно переходят к СН или НН и ВН.

Число витков на одну фазу НН

W2 = Uф2/(4,44 ƒ Вс Пс) (11)

Полученное значение W2 округляется до ближайшего целого числа и может быть как четным, так и нечетным.

Для трехфазного трансформатора или однофазного с параллельным соединением обмоток стержней найденное по (11) значение W2 является также числом витков на один стержень. После округления числа витков следует найти напряжение одного витка

Uв = Uф2/W2

и действительную индукцию в стержне, Тл-,

Вс =Uв/ (4,44 ƒПс)

Ориентировочное сечение витка каждой обмотки м2, может быть определено по формуле

П = Iс/јср,

Где Iс – ток соответствующей обмотки стержня, А;

jср – средняя плотность тока в обмотках ВН и НН, А/м2

Для определения средней плотности тока в обмотках МА/м2, обеспечивающей получение заданных потерь короткого замыкания, можно воспользоваться формулами, выведенными в [1]:

для медных обмоток

jср = 0,746 Кд ; (12)

для алюминиевых обмоток

jср = 0,463 Кд ; (13)

Формулы (12) и (13) связывают исходную среднюю плотность тока в обмотках ВН и НН с заданными величинами: полной мощностью трансформатора S, кВ·А, потерями короткого замыкания Рк, Вт, и величинами, определяемыми до расчета обмоток: ЭДС одного витка Uв, В, и средним диаметром канала между обмотками d12, м. Коэффициент Кд учитывает наличие добавочных потерь в обмотках, потери в отводах, стенках бака и т.д. Значения Кд могут быть взяты из табл. 16.

Таблица 16. Значение Кд для трехфазных трансформаторов.

Мощность трансформатора, кВ·А	До 100	160 - 630
Кд	0,97	0,96 –0,93

Примечание: Для сухих трансформаторов мощностью 10 – 160 кВ·А принимать Кд = 0,99÷0,96 и мощностью 250 – 1600 кВ·А Кд = 0,92÷0,86

Значение плотности тока, полученное из (12) и (13), следует сверить с данными таблицы 17., где приведены ориентировочные значения практически применяемых плотностей токов. Сверка рассчитанного значения jср с таблицей имеет целью избежать грубых ошибок при расчете jср. Точного совпадения jср с цифрами таблицы не требуется. По этой же таблице можно выбрать среднюю плотность тока в обмотках в том случае, когда потери короткого замыкания не заданы.

Таблица 17. Средняя плотность тока в обмотках j, МА/м2, для современных трансформаторов с потерями короткого замыкания по ГОСТ

а) масляные трансформаторы

Мощность трансформатора, кВ·А	25 - 40	63 - 630
Медь	1,8 – 2,2	2,2 - 3,5
Алюминий	1.1 – 1,8	1.2 – 2.5

б) сухие трансформаторы

Мощность трансформатора, кВ·А	10 – 160; 0,5 кВ	160 – 1600; 10 кВ
Обмотка	Внутренняя НН	Наружная ВН	Внутренняя НН	Наружная ВН
Медь	2,0 – 1,4	2,2 – 2,8	2,0 – 1,2	2,0 – 2,8
Алюминий	1,3 – 0,9	1,3 – 1,8	1,4 – 1,8	1,4 – 2,0

Примечание: Для трансформаторов с потерями короткого замыкания выше указанных ГОСТ возможен выбор плотности тока в масляных трансформаторах до 4,5 МА/м2 в медных и до 2,7 МА/м2 в алюминиевых обмотках; в сухих трансформаторах – соответственно до 3 и 2 МА/м2.

Найденное по (12) и (13) значение плотности тока является ориентировочным средним значением для обмоток ВН и НН. Действительная средняя плотность тока в обмотках должна быть выдержана близкой к этой. Плотности тока в каждой из обмоток масляного трансформатора с медными или алюминиевыми обмотками могут отличаться от среднего значения, желательно, однако, чтобы не более чем на 10%. Следует пометить, что отклонения действительной средней плотности от найденной по (12) и (13) в сторону возрастания увеличивает потери короткого замыкания Рк и в сторону уменьшения – снижает.

В сухих трансформаторах вследствие существенного различия условий охлаждения для внутренних и наружных обмоток плотность тока во внутренней обмотке НН обычно снижают на 20 – 30% по сравнению с плотностью в наружной обмотке ВН. Поэтому в таких трансформаторах отклонение действительной плотности тока в обмотках от найденного среднего значения может достигать ± (15 – 20)%.

По этой же причине среднюю плотность тока в обмотках этих трансформаторов рекомендуется принимать 0,93 – 0,97 значения, найденного по (12) и (13). После определения средней плотности тока jср и сечения витка П для каждой из обмоток можно произвести выбор типа конструкции обмоток, пользуясь указаниями, сделанными в [1]. При выборе конструкции обмоток ВН следует учитывать также и возможность получения наиболее удобной схемы регулирования напряжения обмотки ВН.

При расчете обмоток существенное значение имеет правильный выбор размеров провода. В обмотках из провода круглого сечения обычно выбирается провод, ближайший по площади поперечного сечения к сечению П, определяемому по выбранной плотности тока jср, или в редких случаях подбираются два провода с соответствующим общим суммарным сечением (см. табл. 18).

Таблица 18. Номинальные размеры сечения и изоляции круглого медного и алюминиевого обмоточного провода марок ПБ и АПБ с толщиной изоляции на две стороны 2б =0,30мм.

Диаметр, мм	Сечение, мм2	Увеличение массы, %	Диаметр, мм	Сечение, мм2	Увеличение массы, %	Диаметр, мм	Сечение, мм2	Увеличение массы, %
Марка ПБ – медь	2,00	3,14	3,0	4,00	12,55	1,5
	2,12	3,53	3,0	4,10	13,2	1,5
1,18	1,094	6,0	2,24	3,94	3,0	4,25	14,2	1,5
1,25	1,23	5,5	2,36	4,375	2,5	4,50	15,9	1,5
Марка ПБ – медь Марка АПБ - алюминий	2,50	4,91	2,5	5,00	19,63	1,5
	2,65	5,515	2,5	5,20	21,22	1,5
	2,80	6,16	2,5
1,32	1,37	5,0	3,00	7,07	2,5	Марка АПБ - алюминий
1,40	1,51	5,0	3,15	7,795	2,0
1,50	1,77	4,5	3,35	8,81	2,0
1,60	2,015	4,0	3,55	9,895	2,0	5,30	22,06	1,5
1,70	2,27	4,0	3,75	11.05	1,5	6,00	28,26	1,5
1,80	2,545	3,5				8,00	50,24	1,0
1,90	2,805	3,5

При расчете обмоток из провода прямоугольного сечения желательно применять наиболее крупные сечения провода, что упрощает намотку обмотки на станке и позволяет получить наиболее компактное ее размещение на магнитной системе.

Медный провод прямоугольного сечения марки ПБ, используемый в силовых трансформаторах, имеет размеры поперечного сечения проволоки – меньший от 1,4 до 5,6 и больший от 3,75 до 16,0 мм при площади сечения от 5,04 до 83,1 мм2 и толщине изоляции от 0,45 до 1,92 мм. Сортамент медного прямоугольного провода приведен в таблице 19.

Алюминиевый провод прямоугольного сечения марки АПБ имеет размеры поперечного сечения проволоки меньший от 1,80 до 5,60 мм и больший от 3,75 до 18,0 мм при площади поперечного сечения от 6,39 до 99,9 мм2 и номинальной толщине изоляции на две стороны такой же, как и у медного провода (табл. 19.).

Медные и алюминиевые провода имеют различную цену. Так, если среднюю цену 1 кг. медного провода прямоугольного сечения марки ПБ принять за 100%, то цена 1 кг. алюминиевого провода марки АПБ с такой же изоляцией составит в среднем 85, медного провода марки ПСД – 110 и алюминиевого провода марки АПСД – 150%.

Подобранные размеры провода, мм, записываются так:

Размеры провода без изоляции

Число параллельных проводов Х Размеры провода с изоляцией ,

или

Полное сечение витка из nв2 параллельных проводов, м2, определяется по формуле

П2 = nв2П2II·10-6,

где П2II – сечение одного провода, мм2.

Уточненная плотность тока, А/м2

j2 = Iс/П2

Число витков в одном ряду обмотки НН

при nв2 = 1 и при nв2 ≠ 0

где l – высота обмотки, мм;

d2из – диаметр изолированного круглого провода или большая сторона прямоугольного изолированного провода, мм;

в’ – большая сторона изолированного прямоугольного провод, мм,

W2ряд – округляется до меньшего целого числа.

Число рядов обмотки низшего напряжения

V2 – округляется до ближайшего большего целого числа.

Радиальный размер обмотки НН а2, м, (толщина обмотки НН) по (Рис.3)

а2 = [V2∙d’2из + δмсл( V2 – 1)] ∙ 10-3

где d’2из – диаметр изолированного круглого провода или меньшая сторона

изолированного прямоугольного провода, мм,

δмсл – общая толщина кабельной бумаги в изоляции между двумя слоями

обмотки.

Рабочее напряжение двух слоев, В,

Uмсл = 2W2ряд ∙ Uв

По рабочему напряжению двух слоев по табл.20 выбирается величина δмсл

Таблица 20. Нормальная междуслойная изоляция в многослойных цилиндрических обмотках

Рабочее напряжение двух слоев обмотки, В	Число слоев кабельной бумаги на толщину листов, мм
До 150	2 х 0,05
От 151 до 200	1 х 0,2
От 201 до 300	2 х 0,12
До 1000	2 х 0,12
От1001 до 2000	3 х 0,12
От 2001 до 3000	4 х 0,12
От 3001 до 3500	5 х 0,12
От 3501 до 4000	6 х 0,12
От 4001 до 4500	7 х 0,12
От 4501 до 5000	8 х 0,12
От 5001 до 5500	9 х 0,12

Внутренний диаметр обмотки НН, м

Д2в =d + 2а01 ∙ 10-3

Наружный диаметр обмотки НН, м

Д2н = Д2в + 2а2

Ширина канала а01 между обмоткой НН и стержнем определяется из условий изоляции обмотки по табл.15.

Масса металла обмоток, кг, может быть найдена по формуле

G0 = СДср WПγ0,

где С – число активных (несущих обмотки) стержней трансформатора; Дср – средний диаметр соответствующей обмотки, м; W – число витков обмотки; П – сечение витка, м2; γ0 - удельный вес материала провода, кг/м2.

Для обмотки НН, м

Для медного провода γм = 8900 кг/м3, а для алюминиевого γА = 2700 кг/м3.

Подставляя  и реальное значение γ0, получаем для медного провода

Gм = 28 · 103с ДсрWП; (14)

Для алюминиевого провода

GА = 8,47 · 103с ДсрWП; (15)

2. Расчет обмотки высокого напряжения (ВН)

Расчет обмотки ВН начинается с определения числа витков, необходимого для получения номинального напряжения для напряжений всех ответвлений. Число витков при номинальном напряжении определяется по формуле

Число витков на одной ступени регулирования напряжения при соединении обмотки ВН в звезду

где ∆U – напряжение на одной ступени регулирования обмотки или разность

напряжений двух соседних ответвлений, В;

Uв – напряжение одного витка обмотки, В.

Число витков на одной ступени регулирования напряжения при соединении обмотки ВН в треугольник

Wp = ∆U/Uв

Обычно ступени регулирования напряжения выполняются равными между собой, чем обусловливается также и равенство числа витков на ступенях. В этом случае число витков обмотки на ответвлениях:

При двух ступенях:

верхняя ступень напряжения: W1 = Wн1 + Wp;

при номинальном напряжении: Wн1;

нижняя ступень напряжения: Wн1 - Wp.

При четырех ступенях:

верхние ступени напряжения: W1 = Wн1 + 2Wp; W1 = Wн1 + Wp;

нижние ступени напряжения: Wн1 - Wp; Wн1 - 2Wp.

В процессе проектирования трансформатора студент должен самостоятельно выбрать схему размещения регулировочных ответвлений.

Часто применяемые схемы размещения регулировочных ответвлений в трансформаторах с ПБВ (без возбуждения) могут иметь три схемы: с ответвлениями близ нейтрали (рис.4,а), оборотную (рис.4,б) и прямую (рис.4,в). Поскольку схемы всех фазных обмоток трехфазного трансформатора одинаковы, на рисунке показана одна фаза каждой схемы.

Рис. 4. Схема фазных обмоток с регулировочными ответвлениями

трансформаторов с ПБВ: а - вблизи нейтрали, б – оборотная, в – прямая

В схеме с регулировочными ответвлениями близ нейтрали для получения того или иного напряжения нейтраль звезды получают соединением соответствующих ответвлений фазных обмоток, например:

Х1 -У1 – Z1; Х2 - У2 – Z2; Х3 -У3 – Z3; и т.д. в зависимости от их количества. При пяти ответвлениях в первом соединении содержится наибольшее количество витков (+5%), в третьем – номинальное и в пятом – наименьшее (-5%). Во втором и четвертом соединении получаются промежуточные ступени, соответственно +2,5% и – 2,5%.

Для переключения ответвлений трехфазного трансформатора используют один трехфазный переключатель. Схему с регулированием близ нейтрали применяют в трансформаторах мощностью до 630 кВ∙А включительно.

Оборотная схема отличается от предыдущей тем, что регулировочная часть обмотки геометрически расположена не на ее краю (торце), а в средней части.

Одна из особенностей работы оборотной схемы состоит в том, что при переходе с одной ступени на другую отключаются витки, расположенные в средней части обмоток, а не на их концах.

Поэтому магнитное равновесие между первичной и вторичной обмотками нарушается меньше и осевые усилия между ними уменьшаются. Другой особенностью оборотной схемы является взаимно противоположное направление намотки верхней и нижней частей обмотки (одна левая, другая правая).

В случае ошибочного применения однонаправленной намотки каждой из частей их ЭДС имели бы встречное направление и результирующая ЭДС обмотки была бы близка к нулю. Оборотную схему применяют в основном в трехфазных трансформаторах мощностью 1000 – 1600 кВ∙А, напряжением до 10 кВ.

Прямая схема имеет регулировочные ответвления в середине фазных обмоток – в «разрыве». Обе половины обмоток симметричны. Соединяя между собой зажимы тех или иных ответвлений фазных обмоток, получают желаемую ступень напряжения. Так, при соединении зажимов А2 – А3, В2 – В3 и С2 – С3 получают первую ступень (+5%); А3 – А4, В3 – В4 и С3 – С4 - II ступень (+2,5%); А4 – А5, В4 – В5, С4 –С5 – номинальную III ступень; А5 – А6, В5 – В6 и С5 – С6 – IV ступень (-2,5%); А6 – А7, В6 – В7 и С6 – С7 – V ступень (-5%).

При применении прямой схемы на трехфазных трансформаторах мощностью до 6300 кВ·А и напряжением 6-35 кВ устанавливают по одному трехфазному переключателю, на трансформаторах большей мощности – по одному однофазному переключателю на каждую фазу.

Регулировочные ответвления на обмотках ВН служат обычно для поддержания напряжения у потребителей электрической энергии на одном уровне при колебаниях нагрузки. У понижающих трансформаторов при необходимости повысить или понизить напряжение на вторичной стороне НН следует на первичной стороне ВН переходить соответственно на меньшее или большее число витков. Поддержание стабильного напряжения при постоянно изменяющейся нагрузке при необходимости перерыва нагрузки и ручном управлении переключателями чрезвычайно затруднительно, так как требует много времени и не может быть автоматизировано.

Для повышения гибкости и удобства управления крупными электрическими сетями и системами большое значение имеет возможность регулирования напряжения трансформаторов без перерыва нагрузки и отключения трансформатора от сети при дистанционном ручном или автоматическом управлении, т.е. регулирования под нагрузкой (РПН). В соответствии с потребностью в трансформаторах РПН ГОСТ предусмотрен их выпуск наряду с трансформаторами без регулирования напряжения.

В данной курсовой работе необходимо рассчитать трансформатор с ПБВ.

Осевой размер обмотки ВН l1 принимается равным ранее определенному осевому размеру обмотки НН l2.

Плотность тока, А/м2, в обмотке ВН предварительно определяется по формуле

j1 ≈ 2 jср – j2

Сечение витка обмотки ВН, мм2, предварительно определяется по формуле

П1’ = I1/( j1∙ 10-6).

По этому сечению и сортаменту обмоточного провода для трансформаторов (см.табл.18) подбирается провод подходящего сечения или в редких случаях два параллельных одинаковых провода, с диаметрами провода без изоляции d1 и провода в изоляции , мм. Подобранные размеры провода записываются так:

Марка провода х nв1 х , мм,

где nв1 – число параллельных проводов.

Полное сечение витка, м2,

П1 = nв1П∙ 10-6,

где П- сечение одного провода, мм2

Полученная плотность тока, А/м2

j1 = I1/П2

Число витков в одном ряду обмотки ВН

W1ряд =

(W1ряд – округляется до ближайшего меньшего целого числа).

Число рядов обмотки ВН

(V1 – округляется до ближайшего большего целого числа)

Рабочее напряжение двух слоев, В,

Uмсл = 2W1ряд ∙ Uв

По рабочему напряжению двух слоев по табл. 20 выбирается число слоев и общая толщина δмсл кабельной бумаги и изоляции между двумя слоями обмотки.

Радиальный размер обмотки ВН а1, м, (толщина обмотки ВН) по (рис. 3)

а1=[d1 ‘V1 + δмсл (V1- 1)] ∙ 10-3

Внутренний диаметр обмотки ВН, м

Д1в = Д2н +2а12 ∙ 10-3

Изоляционное расстояние между обмотками НН и ВН выбирается по тал. 9 для масляных трансформаторов и табл. 10 для сухих трансформаторов.

Наружный диаметр обмотки ВН, м

Д1н = Д1в +2а1

По формулам (14) и (15) определяется масса металла обмоток ВН для медного или алюминиевого провода согласно индивидуального задания на курсовую работу.

Для обмотки ВН ее средний диаметр, м

Дср1 =

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Определение потерь короткого замыкания

Потерями короткого замыкания двухобмоточного трансформатора согласно ГОСТ 16110 – 82 называются потери, возникающие в трансформаторе при номинальной частоте и установлении в одной из обмоток тока, соответствующего его номинальной мощности, при замкнутой накоротко второй обмотке. Предполагается равенство номинальных мощностей обеих обмоток.

Полные потери короткого замыкания готового трансформатора не должны отклоняться от гарантийного значения ГОСТ или техническими условиями на проект трансформатора, более чем на 10%.

При нормальной работе трансформатора, т.е. при нагрузке его номинальным током при номинальных первичном напряжении и частоте, в его обмотках, отводах и элементах конструкции под воздействием токов обмоток и созданного ими поля рассеяния возникают потери, практически равные потерям короткого замыкания и одинаково с ними изменяющиеся при изменении тока нагрузки. Поэтому при всех расчетах потерь, вызванных в нормально работающем трансформаторе изменяющимися токами нагрузки обмоток, и при расчете КПД трансформатора обычно в качестве исходной величины пользуются расcчитаными или измеренными потерями короткого замыкания.

Потери короткого замыкания могут быть рассчитаны или определены экспериментально в опыте короткого замыкания трансформатора.

При опыте короткого замыкания номинальные токи в обмотках возникают при относительно малом напряжении (5 –10% номинального значения), а потери в магнитной системе, примерно пропорциональные второй степени напряжения, обычно пренебрежительно малы.

Пренебрегая потерями в магнитной системе, добавочными потерями в обмотках НН и ВН, т.е. потерями от вихревых токов, наведенных полем рассеяния в обмотках, основными потерями в отводах между обмотками и вводами (проходными изоляторами) трансформатора, добавочными потерями в отводах, вызванных полем рассеяния отводов, потерями в стенках бака, и других металлических, главным образом ферромагнитных элементах конструкции трансформатора, вызванных полем рассеяния обмоток и отводов, считаем ,. что потери короткого замыкания Рк в трансформаторе – это основные потери в обмотках НН и ВН, вызванные рабочим током обмоток Роб1 и Роб2.

Потери в обмотках для медного провода, Вт

Робм1 = 2,4 · 10-12j12Gм1 и

Робм2 = 2,4 · 10-12j22Gм2 ,

где j1 и j2 – плотность тока в обмотках ВН и НН соответственно, А/м2,

Gм1 и Gм2 – масса металла обмоток ВН и НН, кг.

Потери в обмотках для алюминиевого провода, ВТ

Роба = 12,75 ·10-12 j2 Gа

При определении потерь в обмотках ВН в (14) и (15) подставляют число витков на средней ступени напряжения Wн. При определении общей массы металла обмоток ВН подставляют полное число витков обмотки на верхней ступени W1.

Определение напряжения короткого замыкания

Напряжением короткого замыкания двухобмоточного трансформатора называется приведенное к расчетной температуре напряжение, которое следует подвести при номинальной частоте к зажимам одной из обмоток при замкнутой накоротко другой обмотке, чтобы в обеих обмотках установились номинальные токи. При этом переключатель должен находиться в положении, соответствующем номинальному напряжению.

Напряжение короткого замыкания определяет падение напряжения в трансформаторе, его внешнюю характеристику и ток короткого замыкания. Он учитывается также при подборе трансформатора для параллельной работы. Для всех трансформаторов напряжение короткого замыкания и его составляющие принято выражать в процентах номинального напряжения, а активную составляющую определять для средней эксплуатационной температуры обмоток 750С для всех масляных и сухих трансформаторов с изоляцией классов нагревостойкости А, Е, В. Для трансформаторов с изоляцией классов нагревостойкости F, Н, С расчетная температура 1150С.

Активная составляющая напряжения короткого замыкания может быть определена по формуле, %

где Роб – суммарные потери в обмотках трансформатора, Вт; Sн – номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

Реактивная составляющая напряжения короткого замыкания может быть определена по формуле [3],%

(16)

Все величины, входящие в выражение Uр определены ранее.

Ширина приведенного канала рассеивания ар, м, в формуле (16) в тех случаях, когда рациональные размеры обмоток а1 и а2 равны или мало отличаются друг от друга (в трансформаторах мощностью S 10000 кВ· А) может быть принята равной

ар

При расчете Uр по (16), а также при всех дальнейших расчетах следует пользоваться реальными размерами расчитаных обмоток трансформатора (а1, а2, а12,d12, l), а не приближенными значениями β и ар, найденными при определении основных размеров трансформатора.

Коэффициент Кр, учитывающий отклонения реального поля рассеяния от идеального параллельного поля, может быть подсчитан по приближенной формуле

Кр ≈ 1 - (17)

Обычно Кр при концентрическом расположении обмоток и равномерном расположении витков по их высоте колеблется в пределах от 0,93 до 0,98. Равномерное распределение витков по высоте каждой обмотки при равенстве высот обеих обмоток является наиболее рациональным. При этом осевые силы в обмотках при аварийном коротком замыкании трансформатора будут неизменными.

После определения активной и реактивной составляющих напряжение короткого замыкания трансформатора может быть найдено по формуле

Напряжение короткого замыкания должно совпадать с Uк, заданным на проект трансформатора. В случае, если Uк окажется отличным от заданного более, чем на ± 10%, его изменение в нужном направлении может быть достигнуто за счет изменения реактивной составляющей Uр. Небольшие изменения могут быть получены путем увеличения или уменьшения осевого размера обмотки l при соответствующем уменьшении или увеличении радиальных размеров обмоток а1 и а2. Более резкое изменение Uр достигается изменением напряжения одного витка Uв за счет увеличения или уменьшения диаметра стержня магнитной системы d или индукции Вс в нем. Изменять в этих целях изоляционное расстояние а12 не рекомендуется.

Определение механических сил в обмотках и нагрева обмоток при коротком замыкании.

Процесс короткого замыкания трансформатора, являющийся аварийным режимом, сопровождается многократным увеличением токов в обмотках трансформатора по сравнению с номинальными токами, повышенным нагревом обмоток и ударными механическими силами, действующими на обмотки и их части. Проверка обмоток на механическую прочность при коротком замыкании включает:

определение наибольшего установившегося и наибольшего ударного тока короткого замыкания;
1. определение механических сил между обмотками и их частями;
2. определение температуры обмоток при коротком замыкании.

Действующее значение установившегося тока короткого замыкания определяется согласно ГОСТ 11677 – 85 с учетом сопротивления питающей сети для основного ответвления обмотки.

где Iном – номинальный ток соответствующей обмотки, А;

Sном – номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

Sк – мощность короткого замыкания электрической сети по табл. 21, МВ·А;

Uк – напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Таблица 21.Определение мощности короткого замыкания электрической сети Sк

Класс напряжения ВН, кВ	6 - 10	10 - 35
Мощность короткого замыкания электрической сети, МВ·А;	500	2500

В начальный момент ток короткого замыкания вследствие наличия апериодической составляющей может значительно превысить установившийся ток и вызвать механические силы между обмотками, превышающие в несколько раз силы при установившемся токе короткого замыкания. Согласно общей теории трансформаторов это наибольшее значение тока короткого замыкания – ударный ток короткого замыкания , определяемый по формуле [7]

, (18)

где Кmax – коэффициент, учитывающий максимально возможную апериодическую составляющую тока короткого замыкания,

В табл. 22 приведены значения Кmax при различных значениях Uр/Uа

Uр /Uа	1,0	1,5	2,0	3,0	4,0
Кmax 	1,51	1,63	1,75	1.95	2,09
Uр/Uа	5,0	6,0	8,0	10,0	14 и более
Кmax	2,19	2,28	2,38	2,46	2,55

Наибольшую опасность при коротком замыкании представляют для обмоток трансформатора механические силы, возникающие между обмотками и их частями. Их необходимо учитывать при расчете и конструировании трансформатора. В противном случае они могут привести к разрушению обмотки, к деформации или разрыву витков или разрушению опорных конструкций.

Механические силы возникают в результате взаимодействия тока в обмотке с магнитным полем обмоток. Радиальную силу можно определить по формуле, Н,

; (19)

здесь коэффициент Кр при расчете радиальных сил может быть определен по формуле (17);

W – полное число витков , одной из обмоток (для обмотки ВН на средней ступени); Iкmax – мгновенное максимальное значение тока этой обмотки при коротком замыкании, найденное по (18); Формула (19) дает суммарную радиальную силу, действующую на наружную обмотку и стремящуюся растянуть ее. Такая же, но направленная прямо противоположно сила действует на внутреннюю обмотку, стремясь сжать ее. Обе эти силы равномерно распределены по окружности обеих обмоток.

Для оценки механической прочности обмоток обычно определяют напряжение сжатия во внутренней обмотке (НН), возникающее под воздействием радиальной силы Fсж.р. При определении напряжения сжатия от радиальной силы находится сила, сжимающая внутреннюю обмотку, условно рассматриваемая как статическая,

Напряжение сжатия, Мпа, в проводе внутренней обмотки определяется по формуле

, (20)

где W – число витков обмотки (катушки), для которого определена сила; П – площадь поперечного сечения одного витка, м2.

Стойкость внутренней обмотки при воздействии радиальных сил зависит от многих факторов, однако в учебных расчетах она может быть оценена приближенно по значению Gсж.р. Для обеспечения стойкости этой обмотки можно рекомендовать не допускать Gсж.р в медных обмотках более 30 и в алюминиевых более 15 Мпа [8].

Существенное значение для обеспечения механической прочности обмоток при коротком замыкании имеет технология их изготовления и обработки. Плотность обмотки в радиальном и осевом направлениях должна обеспечиваться достаточным натяжением провода при намотке и осевым, желательно механическим поджимом наматываемого витка к ранее намотанным. Дальнейшее уплотнение обмотки в осевом направлении производится во время ее сушки в спрессованном состоянии при помощи стальных пружин или после сушки путем спрессовки силами, близкими к осевым силам при коротком замыкании.

В целях увеличения механической монолитности и прочности обмоток под воздействием сил, возникающих при коротком замыкании, может быть использована пропитка обмоток глифталевым или другим лаком. Должный эффект такая пропитка может дать при надлежащей разработанной технологии вакуумной пропитки с последующей полимеризацией лака.

Расчет температуры обмоток при коротком замыкании проводится для установившегося тока короткого замыкания при предположении, что вследствие кратковременности процесса отдачи тепла, обусловленного возникновением тока короткого замыкания, от обмотки к маслу (воздуху) не успевает установиться и все это тепло накапливается в обмотке, повышая ее температуру.

Предельная условная температура обмотки, 0С, рассчитываемая при предположении линейного ее нарастания, согласно [3] при учете теплоемкости металла обмотки и изоляции провода через tкс после возникновения короткого замыкания может быть определена по формулам:

для медных обмоток

;

для алюминиевых обмоток

где tк – наибольшая продолжительность короткого замыкания на выводах масляного трансформатора; принимается при коротком замыкании на сторонах с номинальным напряжением 35 кВ и ниже – 4С; для сухих трансформаторов с номинальным напряжением 10 и 15 кВ – 3С; j – плотность тока при номинальной нагрузке, А/м2. За начальную температуру обмотки обычно принимается =900С.

Предельно допустимые температуры обмоток при коротком замыкании, установленные ГОСТ 11677 – 85, приведены в табл. 23.

Таблица 23. Допустимые температуры обмоток при коротком замыкании

Вид охлаждения	Масляное	Воздушное
Металл обмоток	Медь	Алюминий	Медь	Алюминий
Класс изоляции	А	А	А	Е	В,F,Н	А	Е,В.F,Н
Допустимая температура, 0С	250	200	180	250	350	180	200

Время, в течение которого медная обмотка достигает температуры 2500С,

Время достижения температуры 2000С для алюминиевых обмоток

Возникновение электродинамических сил при коротком замыкании трансформатора является сложным процессом, протекание которого зависит от многих факторов. Теоретические исследования этого процесса позволили создать методики расчета этих сил – упрощенные для ручного метода расчета и уточненные для расчета с использованием компьютера. Первые из них позволяют с приемлемой точностью получить представление о значениях суммарных сил, действующих на обмотки, вторые позволяют с достаточной точностью рассчитать значения сил, действующих на отдельные части обмоток.

Эти методики, однако, разработаны при некоторых существенных допущениях – не учтены силы инерции, трения, резонансные явления в обмотках, обмотки считаются монолитными, что не вполне соответствует истинной картине явлений и требует уточнения путем проведения экспериментальных исследований.

Испытания силовых трансформаторов при аварийных режимах короткого замыкания позволили установить ряд сопутствующих явлений, которые не могут быть количественно определены заранее, но оказывают существенное влияние на прохождение процесса короткого замыкания, и установить причины и характер возможных повреждений обмоток и других конструктивных элементов. Если расчетно – конструктивные факторы – электрические параметры, размеры обмоток и взаимное расположение витков и частей обмоток – в достаточной мере и с приемлемой точностью учитываются в современных методиках расчета, то ряд технологических факторов, главным образом связанных с отклонениями от надлежащей технологии и оказывающих существенное влияние на электродинамические силы, не может быть учтен.

При испытаниях было установлено, что радиальные силы, создающие напряжения растяжения во внешней обмотке (ВН), не приводят к ее разрушению или появлению в ней остаточных деформаций. Силы, действующие при этом на внутреннюю обмотку (НН) и сжимающие ее, могут привести к потере этой обмоткой механической прочности и последующему разрушению, если при ее расчете и конструировании не были предусмотрены соответствующие меры.

Этими мерами могут быть: увеличение поперечного сечения витка за счет уменьшения плотности тока в этой обмотке и увеличения ее в наружной; применение более жесткого в механическом отношении металла обмотки – более жесткого алюминия или упрочненного сплава меди; намотка внутренней обмотки на бумажно-бакелитовом цилиндре толщиной 6 – 10 мм вместо цилиндра из картона [8]; увеличение числа реек на которых намотана обмотка, при наличии должной опоры реек на жесткий цилиндр или непосредственно на стержень магнитной системы.

Осевые силы в обмотках трансформатора при равенстве высот обмоток и равномерном распределении витков по их высоте сжимают обе обмотки. Если в одной из обмоток есть зона, не занятая витками, или расположение витков не равномерно, то возникает осевая сила, стремящаяся увеличить несимметрию и прижимающая части обеих обеих обмоток к противоположным ярмам.

Испытания показали, что такие силы могут возникать и в обмотке с равномерным (по расчету) распределением витков при недостаточно плотной намотке, не достаточной или неравномерной запрессовке обмоток. При этом могут возникать повреждения опорных конструкций обмоток, элементов их осевой прессовки – прессующих колец, а также нарушение осевой стойкости (полегание) проводов обмоток, особенно вблизи торцов обмоток.

Во избежание существенного расхождения между расчетной схемой взаимного расположения частей обмоток и реальным опасным непредсказуемым их расположением необходимо обеспечить жесткую регламентацию технологии изготовления обмоток. Должна быть обеспечена плотная намотка обмотки как в радиальном (натяжение провода, механический радиальный обжим наматываемых витков и катушек), так и в осевом направлении (осевой механический поджим намотанных витков и катушек). Обмотка после намотки и сушки должна быть опрессована на прессе. После установки на остове трансформатора обмотка также должна быть опрессована раздельными кольцами и прессующими деталями остова. Механическая монолитность обмотки может быть усилена также пропиткой полимеризующимся лаком.

РАСЧЕТ МАГНИТНОЙ СИСТЕМЫ ТРАНСФОРМАТОРА

Определение размеров магнитной системы

При окончательном расчете магнитной системы, который производится после завершения полного расчета обмоток, параметров и токов короткого замыкания трансформатора, для плоской шихтованной магнитной системы определяются: число ступеней в сечении стержня и ярма, размеры пакетов – ширина пластин и толщина пакетов, расположение и размеры охлаждающих каналов, полные и активные сечения стержня и ярма, высота стержня, расстояние между осями стержней, масса стали стержней, ярм и углов магнитной системы и полная масса магнитной системы трансформатора. После установления всех размеров и массы стали частей магнитной системы определяются потери и ток холостого хода трансформатора.

Раскрой холоднокатаной анизотропной стали на пластины для плоской магнитной системы следует вести так, чтобы направление линий магнитной индукции в стержнях и ярмах совпадало с направлением прокатки стали. Для этого длинная сторона пластин должна располагаться вдоль полосы рулона, а их ширина – по ширине его полосы. Такой раскрой стали обеспечивается на современном технологическом оборудовании – на линиях продольной и поперечной резки стали. [9].

Ширина пакетов (пластины) в стержне и ярме магнитной системы должна выбираться так, чтобы при ширине полосы рулона 650,750,860 или 1000 мм с учетом обрезки кромки с двух сторон по 3-7 мм можно было получить раскрой стали с минимальными отходами. Ширина пластин (пакетов) в настоящее время нормализована, и пластины для силовых трансформаторов должны изготовляться шириной от 40 до 985 мм через 5 мм.

Выбор числа и размеров пакетов в сечении стержня плоской магнитной системы должен быть сделан так, чтобы площадь ступенчатой фигуры его поперечного сечения, вписанного в окружность, была максимально возможной. При увеличении числа ступеней коэффициент заполнения площади круга Ккр увеличивается, однако при этом увеличивается число пластин разных размеров и существенно усложняется их изготовление, складирование до сборки магнитной системы и ее сборка. Опыт проектирования магнитных систем для ряда серий силовых трансформаторов, положенный в основу рекомендаций табл. 6, позволяет выбирать рациональные значения числа ступеней и размеров пакетов для диаметров стержня, входящих в нормализованный ряд до 0,180 м. При этом учитываются оптимальное заполнение площади круга в поперечном сечении стержня магнитной системы, использования нормализованного ряда ширины пластин и приемлемая технология их изготовления. В этой таблице для современного нормализованного ряда диаметров стержня от 0.080 до 0,180 м приведены: число ступеней в сечении стержня и ярма, коэффициенты заполнения круга и размеры всех пакетов – ширина пластин и толщина пакетов.

Площадь ступенчатой фигуры поперечного сечения стержня, м2,

Активное сечение стержня

Пс = КзПф.с

Аналогично для ярма

Пя = КзПф.я

Рассчитанные по выше приведенным формулам точные площади ступенчатой фигуры поперечного сечения стержня Пф.с и ярма Пф.я для плоских шихтованных магнитных систем при диаметре стержня от 0,080 до 0,180 м приведены в табл. 24, где даны также объемы одного угла магнитной сиcтемы Vу.

Таблица 24. Площади сечения стержня Пф.с и ярма Пф.я и объем угла Vу. плоской шихтованной магнитной системы при размерах пакетов по табл. 6.

d,м	Пф.с, см2	Пф.я, см2	Vу, см3	d,м	Пф.с, см2	Пф.я, см2	Vу, см3
0,08	43,3	44,8	280,8	0,12	104,9	106,5	1050
0,085	50,8	51,6	356,4	0,125	112,3	115,3	1194
0,09	56,7	58,2	426,4	0,13	121,9	124,9	1299
0,095	62,9	63,7	488,0	0,14	141,5	144,0	1620
0,10	72,0	73,2	596,8	0,15	161,7	165,9	2040
0,105	79,3	80,1	683,0	0,16	183,5	188,3	2470
0,11	86,2	89,7	790,2	0,17	208,5	214,1	2908
0,115	93,2	95,4	812,8	0,18	232,8	237,6	3452

Прямоугольная форма сечения ярма не рекомендуется для плоских магнитных систем, собираемых из пластин холоднокатаной анизотропной стали, так как приводит к увеличению расхода стали и возрастанию добавочных потерь в магнитной системе. При использовании этой формы ярма в целях упрощения технологии изготовления пластин ярма площадь поперечного сечения ярма должна быть увеличена по отношению к площади поперечного сечения стержня в Кя раз при Кя = 1,15÷1,05 для трансформаторов мощностью 25 – 6300 кВ·А.

После определения полных сечений стержня и ярма для плоской шихтованной магнитной системы находят ее основные размеры – длину стержня lс и расстояние между осями соседних стержней С.

где и - расстояние от обмотки до верхнего и нижнего ярма (рис. 5)

Рис. 5. К определению размеров плоской магнитной системы.

При отсутствии прессующих колец обмотки и выбираются только из условий ее изоляции по табл. 9. или 10.

Расстояние между осями соседних стержней, м,

где Д1″ – внешний диаметр обмотки ВН, м; а22′ - расстояние между обмотками соседних стержней, определяемое по табл.9.

Масса стали в стержнях и ярмах плоской магнитной шихтованной системы определяется путем суммирования масс прямых участков и углов. Углом магнитной системы называется ее часть, ограниченная объемом, образованным пересечением боковых призматических или цилиндрических поверхностей одного из ярм и одного из стержней.

Для магнитных систем с размерами пакетов стержней и ярм по табл. 6 объем угла может быть принят по табл. 24. Масса стали угла при многоступенчатой форме сечения, кг,

Масса стали ярм может быть определена как сумма двух слагаемых: массы частей ярм, заключенных между осями крайних стержней, кг,

где С – число активных (несущих обмотки) стержней: для трехфазного трансформатора С=3; для однофазного С=2; Пя – активное сечение ярма, м2; - плотность трансформаторной стали, кг/м3 (применяемые в силовых трансформаторах марки стали имеют плотность: горячекатаная 7550, холоднокатаная 7650 кг/м3); массы стали в частях ярм, заштрихованных на рис. 5 [1], кг,

Gя “ =4Gу/2=2Gу

Полная масса двух ярм, кг,

Масса стали стержней при многоступенчатой форме сечения ярма определяется как сумма двух слагаемых

где масса стали стержней в пределах окна магнитной системы

;

где Пс – активное сечение стержня, м2;lс – в метрах.

Масса стали в местах стыка пакетов стержня и ярма (места заштрихованные на рис. 8.4[1], кг

Полная масса стали плоской магнитной системы, кг,

Gст=Gс+Gя

Определение потерь холостого хода трансформатора

Режим работы трансформатора при питании одной из обмоток от источника с переменным напряжением при разомкнутых других обмотках называется режимом холостого хода. Потери, возникающие в трансформаторе в режиме холостого хода при номинальном синусоидальном напряжении на первичной обмотке и номинальной частоте называются потерями холостого хода.

Потери холостого хода трансформатора Рx слагаются из магнитных потерь, т.е. потерь в активном материале (стали магнитной системы, потерь в стальных элементах конструкции остова трансформатора, вызванных частичным ответвлением главного магнитного потока), основных потерь в первичной обмотке, вызванных током холостого хода, и диэлектрических потерь в изоляции.

Диэлектрические потери в изоляции могут играть заметную роль только в трансформаторах, работающих при повышенной частоте, а в силовых трансформаторах рас читаных на частоту 50 Гц, обычно малы и могут не учитываться. Также не учитываются в силовых трансформаторах основные потери в первичной обмотке, составляющие обычно менее 1 % потерь холостого хода. . Потери в элементах конструкции трансформатора при холостом ходе относительно невелики и учитываются вместе с другими добавочными потерями.

Магнитные потери – потери в активной стали магнитной системы – составляют основную часть потерь холостого хода и могут быть разделены на потери от гистерезиса и вихревых токов. Для современной холоднокатаной электротехнической стали с толщиной 0,35 и 0,30 мм. Первые из них составляют до 25 – 35 и вторые до 75 – 65% полных потерь.

В практике при частоте 50 Гц обычно определяют магнитные потери, не разделяя их, и пользуются экспериментально установленной зависимостью между индукцией и удельными потерями в стали. Поскольку при заданной частоте и равномерном распределении индукции потери в единице массы стали однозначно определяются индукцией, эту зависимость выражают в форме потерь в единице массы стали ΔР, Вт/кг, при заданной индукции. Данные экспериментального исследования стали сводятся в таблицы или изображаются кривой удельных потерь ΔР=ƒ(В). Удельные, а также общие потери в стали изменяются с изменением индукции В и частоты ƒ.

Магнитная индукция в стержнях и ярмах плоской шихтованной магнитной системы определяется для рассчитанного напряжения витка обмотки и окончательно установленных значений активных сечений стержня Пс и ярма Пя

Вс=Uв /(4,44 ƒ Пс);

Вя=Uв /(4,44 ƒ Пя);

Потери холостого хода трансформатора, плоская шихтованная магнитная система которого собрана из пластин, определяется ее конструкцией, массой стали отдельных участков системы, индукцией на каждом из этих участков, качеством стали, толщиной пластин и технологией изготовления и обработки пластин.

Потери холостого хода можно определить из выражения

Рx = Кд (ΔРсGс +ΔРяGя),

где ΔРс и ΔРя – удельные потери в 1кг стали стержня и ярма, зависящие от индукций Вс и Вя, марки и толщины листов стали, приведенные для стали марок 3404 и 3405 по ГОСТ 21427 – 83 в табл. 25; КД – коэффициент, учитывающий добавочные потери, возникающие вследствие неравномерности распределения индукции механических воздействий на сталь при заготовке пластин и сборке остова, потери в крепежных деталях и др. Коэффициент КД в зависимости от диаметра стержня колеблется в пределах 1,05 – 1,07.

Таблица 25. Удельные потери в стали ΔР и в зоне шихтованного стыка ΔР3 для холоднокатаной стали марок 3404 и 3405 по ГОСТ 21427 – 83 и толщиной 0,35 и 0,30 мм при различных индукциях и ƒ = 50 Гц.

ΔР Вт/кг	ΔР3 Вт/м2
В,Тл	3404,035 мм	3404,030 мм	3405,030 мм	Одна пластина	Две пластины
1,30	0,785	0,755	0,715	435	620
1,32	0,814	0,779	0,739	448	642
1,34	0,843	0,803	0,763	461	664
1,36	0,872	0,827	0,787	474	686
1,38	0,901	0,851	0,811	497	708
1,40	0,930	0,875	0,835	500	730
1,42	0,964	0,906	0,860	514	754
1,44	0,998	0,937	0,869	526	778
1,46	1,032	0,968	0,916	542	802
1,48	1,066	0,999	0,943	556	826
1,50	1,100	1,030	0,970	570	850
1,52	1,134	1,070	1,004	585	878
1,54	1,168	1,110	1,038	600	906
1,56	1,207	1,150	1,074	615	934
1,58	1,251	1,190	1,112	630	962
1,60	1,295	1,230	1,150	645	990
1,62	1,353	1,278	1,194	661	1017
1,64	1,411	1,326	1,238	677	1044
1,66	1,472	1,380	1,288	695	1071
1,68	1,536	1,440	1,344	709	1098
1,70	1,600	1,500	1,400	725	1125
1,72	1,672	1,560	1,460	741	1155
1,74	1,744	1,620	1,520	757	1185
1,76	1,824	1,692	1,588	773	1215
1,78	1,912	1,776	1,664	789	1245
1,80	2,000	1,860	1,740	805	1275
1,82	2,090	1,950	1,815	822	1305
1,84	2,180	2,040	1,890	839	1335
1,86	2,270	2,130	1,970	856	1365
1,88	2,360	2,220	2,060	873	1395

Определение тока холостого хода трансформатора

Ток первичной обмотки трансформатора, возникающий при холостом ходе при номинальном синусоидальном напряжении и номинальной частоте, называется током холостого хода.

При расчет тока холостого хода трансформатора отдельно определяют его активную и реактивную составляющие.

Активная составляющая тока холостого хода вызывается наличием потерь холостого хода. Активная составляющая тока, А,

Iх.а = Рх / (mUф),

где Рх – потери холостого хода, Вт; Uф – фазное напряжение первичной обмотки, В.

Обычно определяют не абсолютное значение тока холостого хода и его составляющих, а их относительное значение по отношению к номинальному току трансформатора iоа, i0р, iо, выражая их в процентах номинального тока.

Тогда активная составляющая, %,

или

iоа = Рх /(10S),

где S – мощность трансформатора, кВ· А; Рх – потери холостого хода, Вт.

Расчет реактивной составляющей тока холостого хода усложняется наличием в магнитной цепи трансформатора немагнитных зазоров. При этом расчете магнитная система трансформатора разбивается на четыре участка – стержни, ярма, за исключением углов магнитной системы, углы и зазоры. Для каждого из этих участков подсчитывается требуемая намагничивающая мощность, суммируемая затем по всей магнитной системе. Также как и потери, реактивная составляющая тока холостого хода зависит от основных магнитных свойств стали магнитной системы и ряда конструктивных и технологических факторов, оказывающих на эту составляющую существенно большое влияние, чем на потери.

Немагнитные зазоры в шихтованной магнитной системе имеют особую форму – в месте зазора стыки пластин чередуются со сквозными пластинами. Магнитный поток вместе стыка проходит частично через зазор между пластинами и частично – через соседнюю сквозную пластину. Индукция в сквозных пластинах в зоне, лежащей против стыков, увеличивается. Вместе с этим происходит местное увеличение потерь и реактивной составляющей тока холостого хода, однако общая намагничивающая мощность для зазора оказывается существенно меньшей, чем при стыке частей стыковой магнитной системы.

В практике расчета намагничивающая мощность для зазоров шихтованных магнитных систем, собираемых из пластин горячекатаной или холоднокатаной стали, определяется для условного немагнитного зазора, по площади сечения стали в данном стыке, т.е. по активному сечению стержня или ярма, и по удельной намагничивающей мощности, отнесенной к единице площади активного сечения, qз, В∙А/м2, и определяемой экспериментально для каждой марки стали.

Удельные намагничивающие мощности для стали марок 3404 и 3405 приведены в табл.26.

Таблица 26. Полная удельная намагничивающая мощность в стали q и в зоне шихтованного стыка q3 для холоднокатаной стали марок 3404 и 3405 толщиной 0,35 и 0,30 мм при различных индукциях и f = 50 Гц

В, Тл

Марка стали и ее толщина

qз, В∙А/м2

3404,

0,35 мм

3404,

0,30 мм

3405,

0,35 мм

3405,

0,30 мм

3404

3405

1,30

1,32

1,34

1,36

1,38

1,40

1,42

1,44

1,46

1,48

1,50

1,52

1,54

1,56

1,58

1,60

1,62

1,64

1,66

1,68

1,70

1,72

1,74

1,76

1,78

1,80

1,82

1,84

1,86

1,88

0,900

0,932

0,964

0,996

1,028

1,060

1,114

1,168

1,222

1,276

1,330

1,408

1,486

1,575

1,675

1,775

1,958

2,131

2,556

3,028

3,400

4,480

5,560

7,180

9,340

11,500

20,240

28,980

37,720

46,460

0,870

0,904

0,938

0,972

1,006

1,040

1,089

1,139

1,188

1,238

1,289

1,360

1,431

1,511

1,600

1,688

1,850

2,012

2,289

2,681

3,073

4,013

4,953

6,364

8,247

10,130

17,670

25,210

32,750

40,290

0,860

0,892

0,924

0,956

0,988

1,020

1,065

1,110

1,156

1,210

1,246

1,311

1,376

1,447

1,524

1,602

1,748

1,894

2,123

2,435

2,747

3,547

4,347

5,551

7,161

8,770

15,110

21,450

27,790

34,130

0,850

0,880

0,910

0,940

0,970

1,000

1,041

1,082

1,123

1,161

1,205

1,263

1,321

1,383

1,449

1,526

1,645

1,775

1,956

2,188

2,420

3,080

3,740

4,736

6,068

7,400

12,540

17,680

22,820

27,960

7400

8200

9000

9800

10600

11400

12440

13480

14520

15560

16600

17960

19320

20700

22100

23500

25100

26700

28600

30800

33000

35400

37800

40800

44400

48000

52000

56000

60000

64000

6000

6640

7280

7920

8560

9200

10120

11040

11960

12880

13800

14760

15720

16800

18000

19200

20480

21760

23160

24680

27000

28520

30840

33000

35000

37000

39800

43600

47400

51200

При экспериментальных исследованиях стали удельная намагничивающая мощность, отнесенная к 1 кг стали или к 1 м2 площади зазора q, может определяться как полная мощность или как ее реактивная составляющая. В табл. 26 приведены значения полной удельной намагничивающей мощности.

Полная намагничивающая мощность трансформатора, В∙А, для магнитной системы может быть определена из следующего выражения:

Qx = Qx.c + Qx.я + Qx.з = qcGc + qяGя + ∑nзqзПз,

Где qc и qя – удельные намагничивающие мощности для стержня и ярма, определяемые по табл.26 для холоднокатаной стали в зависимости от соответствующих индукций, В∙А/кг; Gc и Gя – масса стали в стержнях и ярмах, кг; nз – число немагнитных зазоров (стыков) в магнитной системе; qз – удельная намагничивающая мощность, В∙А/м2, для немагнитных зазоров, определяемая для индукции в стержне по табл.26; Пз площадь зазора, т.е. активное сечение стержня или ярма, м2.

При расчете тока холостого хода для плоской стержневой шихтованной магнитной системы, собранной из пластин холоднокатаной анизотропной стали, также как и при расчете потерь холостого хода, приходиться считаться с факторами конструктивными – форма стыков стержней и ярм, форма сечения ярма, способ прессовки стержней и ярм – и технологическими – резка рулонов стали на пластины, удаление заусенцев, отжиг пластин, покрытие их лаком, прессовка магнитной системы при сборке и перешихтовка верхнего ярма при установке обмоток.

От воздействия этих факторов реактивная составляющая тока холостого хода увеличивается при несовпадении линий магнитной индукции и прокатки стали, а также в результате механических воздействий при заготовке пластин и сборке остова. Отжиг пластин ведет к уменьшению реактивной составляющей тока холостого хода. На токе холостого хода влияние этих факторов сказывается более резко, чем на потерях.

Полный фазный ток холостого хода, А,

Ix = Qx/(mUф).

Относительное значение тока холостого в процентах номинального тока

i0 = Qx/10S.

Активная составляющая тока холостого хода, фазное значение, А,

Ix.а = Рх/(mUф)

и в процентах номинального тока

iоа = Рх/(10S).

Реактивная составляющая тока холостого хода, А,

Ix.р =

и в процентах номинального тока

iop =

Полученное значение тока холостого хода должно быть сверено с предельно допустимым значением по ГОСТ, техническим условиям или заданию на расчет трансформатора. Отклонение расчетного значения тока холостого хода от заданного гарантийного не следует допускать более чем на половину допуска разрешенного ГОСТ (по ГОСТ 11677-85 разрешенный допуск +30%).

При расчете тока холостого хода по намагничивающей мощности определяется среднее значение, тока холостого хода для всех стержней трансформатора. В симметричных магнитных системах, например однофазных, или пространственных, это среднее значение будет совпадать с действительным значением тока холостого хода для каждого стержня.

В несимметричной магнитной системе ток холостого хода в обмотке среднего стержня меньше, чем в обмотках крайних стержней. Током холостого хода трансформатора в этом случае считается среднее значение токов трех фаз.

Определение удельной тепловой нагрузки

Удельная тепловая нагрузка

Здесь Sохл1, Sохл2, Sохл.с – соответственно поверхности охлаждения обмоток ВН, НН и стали сердечника,

Sохл1 = 2КзакДср1hоб;

Sохл2 = 2КзакДср2hоб;

Sохл.с = m1КзакДlст + 2Даlа,

где Да и lа соответственно диаметр и полная длина ярма, м; hоб – высота обмотки, м; Кзак – коэффициент закрытия, учитывающий уменьшение поверхности охлаждения обмоток и стали сердечника за счет различных прокладок. Кзак ≈ 0,8.

Полученные значения удельных тепловых нагрузок не должны превышать величин, приведенных в таблице 27.

Таблица 27. Допустимые удельные тепловые нагрузки силовых трансформаторов при охлаждении, Вт/м2.

Части трансформаторов	Допустимые удельные тепловые нагрузки, Вт/м2
	При воздушном охлаждении	При естественном масляном
Катушки многослойные	400	1000-1200
Катушки однослойные	600	1400-1600
Сердечник	700	3000

РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ТРАНСФОРМАТОРА

Расчет эксплуатационных характеристик трансформатора произведен в соответствии с рекомендациями, приведенными в [10].

Параметры схемы замещения трансформатора определяют

следующим образом. Находят полное сопротивление короткого замыкания и его составляющие.

где Uк.ф – фазное значение напряжения короткого замыкания, В; I1н – номинальный ток первичной обмотки трансформатора, А.

Считая сопротивление первичной обмотки и приведенное сопротивление вторичной обмотки примерно одинаковыми, определяют их по формулам:

Сопротивление холостого хода и его составляющие находят из соотношений

где U1ф – фазное напряжение первичной обмотки;

- потери холостого хода на фазу.

Сопротивление намагничивающего контура и его составляющие находят из соотношений

Zm = Z0 – Z1; хm = x0 – x1; rm = r0 –r1.

Далее следует привести Т-образную схему замещения трансформатора.

Векторную диаграмму трансформатора строят для одной фазы

при номинальной нагрузке и cosφ2 = 0,8 (отстающий ток) по известному току нагрузки, вторичному напряжению и углу сдвига между ними (для наглядности допускается построение векторной диаграммы не в масштабе).

Векторная диаграмма строится для фазных величин токов и напряжений в такой последовательности:

Проводим вертикально вектор

где к – коэффициент трансформации трансформатора.

Под углом φ2 = arc cos 0,8 к проводим вектор тока

На основании уравнения трансформатора

Е2’ = U2’ + I2’ч2’ + јI2’x2’

строим вектор ЭДС Е2’.

Перпендикулярно к вектору Е2’ проводим вектор магнитного потока произвольной длины.

Строим на векторе векторы токов Iхр и Iха и получаем вектор тока холостого хода .

По уравнению I1 = I0 – I2’ строим вектор первичного тока I1.

На основании уравнения трансформатора

U1 = E1 + I1ч1 + јI1x1

Cтроим вектор первичного напряжения U1 (здесь E1 = Е2’)

3. Зависимость изменения вторичного напряжения трансформатора от угла сдвига фаз между напряжением и током определяют расчетным путем по выражению

ΔU = β(Uкаcosφ2 + Uкрsinφ2), (21)

где β – степень нагрузки трансформатора;

Uка , Uкр – соответственно активная и реактивная составляющие напряжения короткого замыкания, %.

Зависимость ΔU = f(φ2) рассчитывают для номинальной нагрузки при изменении φ2 в пределах от +900 до –900 с обязательным показом характерных точек. Результаты расчета заносят в табл.28.

Таблица 28. Зависимость ΔU = f(φ2)

φ2	град	+90	+60	+45	+30	0	-30	-45	-60	-90
ΔU	%

По данным расчета строят графическую зависимость ΔU = f(φ2).

4. Внешняя характеристика трансформатора – это зависимость

вторичного напряжения от степени нагрузки трансформатора при постоянных первичном напряжении, частоте и cosφ2.

В работе необходимо рассчитать внешние характеристики для cosφ2 = 1 и 0,6 при φ2 > 0 и φ2 < 0 и изменении нагрузки трансформатора от холостого хода до 1,5 номинальной. Для построения внешних характеристик рассчитывают по 5-6 точек для каждой характеристики. Значение вторичного напряжения в процентах может быть определено следующим образом:

U2% = 100 – ΔU,

где ΔU – изменение вторичного напряжения трансформатора, которое определяется по выражению (21).

Результаты расчета сводят в табл. 29.

Таблица 29. Внешняя характеристика трансформатора

№ п.п.	β	cosφ2 = 1	cosφ2 = 0,6; φ2 > 0	cosφ2 = 0,6; φ2 < 0
		ΔU,%	U2,%	ΔU,%	U2,%	ΔU,%	U2,%
1	0
2	0,2
3	0,4
4	0,8
5	1
6	1,5

Зависимость КПД трансформатора от степени нагрузки определяют по формуле

где Рх – потери холостого хода трансформатора; Рк.н – потери короткого замыкания трансформатора при номинальном токе; Sн – номинальная мощность трансформатора.

Расчет КПД следует вести для двух значений коэффициента мощности cosφ2 = 0,6 и 1 при изменении степени нагрузки в пределах от 0 до 1,5. Для каждой зависимости необходимо рассчитывать по 6-7 точек, особо выделив максимальное значение КПД.

КПД трансформатора достигает максимального значения при степени нагрузки

Результаты расчетов сводят в табл.30.

Таблица 30. Зависимость КПД трансформатора от степени нагрузки

№ п.п.	β	КПД
		cosφ2 = 0,6	Cosφ2 = 1

По данным табл.30 строят зависимость η = f(β).

Список литературы

1. Тихомиров П.М. Расчет трансформаторов. М.: Энергия, 1986. 528 с.

2. Липштейн Р.А., Шахнович М.И. Трансформаторное масло, М.: Энергоатомиздат, 1983.

296 с.

3. Петров Г.Н. Электрические машины , 4.1 . М.: Энергия 1974г. 240с.

4. Худяков З.Н. Ремонт трансформаторов . М.: Высшая школа, 1986. 232с.

5. Лейтес Л.В. Электромагнитные расчеты трансформаторов и реакторов. М.: Энергия,

1981, 392 с.

6. Васютинский С.Б. Вопросы теории и расчета трансформаторов Л.: Энергия, 1970, 432с.

7. Иванов- Смоленский А.В. Электрический машины. М.: Энергия, 1980. 928с.

8. Конов Ю.С. , Хубларов Н.Н., Горщунов В.Ю. Расчет механической устойчивости

обмоток мощных трансформаторов при коротких замыканиях. - Электрические станции,

1983, №2, с. 38-41.

9. Антонов М.В. , Герасимова Л.С. Технология производства электрических машин. М.:

Энергоиздат, 1982. 512с.

10. Пястолов А.А., Попков А.А., Большаков А.А., и др. Практикум по монтажу,

эксплуатации и ремонту электрооборудования. М.: Колос, 1976. 224с.

1. Антиповедение в культуре древней Руси
2. Новая энциклопедия для мальчиков- Современная школа2; 2006 ISBN 9856751705 Аннотация Автор в форме доверите
3. Тема Україна на планеті Земля
4. 2014 Different events Exhibitions Mon
5. это- Выберите один ответ
6. Заработная плата и ее формы
7. Физическая география материков и океанов 3 курс 5 семестр Физическая география ~ определение объект
8. Они носят столь метафизический характер и столь необычны что может быть не всем понравятся
9. на тему- Экономическая нестабильность и безработица Выполнила студентка 1го курса
10. технологической цивилизации идейномировоззренчески восходящей к греческой культуре и философии
11. тема управления персоналом ее цели и задачи этапы развития системы управления персоналом
12. Лекция- КОРРЕКЦИОННАЯ ПЕДАГОГИКА В СИСТЕМЕ НАУК О ЧЕЛОВЕКЕ Объект предмет и зад
13. Статья- Интегрированные системы управления.html
14. Финансы государственных унитарных предприяти
15. Тема 24 Перфорация и свищ верхнечелюанои пазухи
16. Тема 4 Основи запису і відтворення звуку
17. РЕФЕРАТ дисертації на здобуття наукового ступеня кандидата медичних наук Київ ~1
18. . Понятие реорганизации предприятия и её виды
19. Бинарные жидкие системы
20. Законы Менделя

Материалы собраны группой SamZan и находятся в свободном доступе