Выбор и описание конструкции трансформатора

1.1.2.15 На крышке бака  должны располагаться: вводы,  расширитель, выхлопная труба и другая вспомогательная арматура (защиты, очистки и залива масла, т.п.).

1.1.2.16 Расположение вводов  должно соответствовать требованиям  стандарта ГОСТ 11920-85, рис, 1.1

Рисунок 1.1 Расположение вводов трансформаторов

1.1.2.17 Конструкция вводов  должна допускать демонтаж и  смену их без съёма крышки  бака, выемки активной части из  бака и слива масла ниже  прессующих колец.

1.1.2.18 Расширитель должен сообщаться с баком трубой, заканчивающейся внутри расширителя выше его дна, чтобы исключить попадание осадков масла в бак.

1.1.2.19 В нижней части расширителя  должна быть предусмотрена пробка  для слива масла.

1.1.2.20 Ёмкость расширителя должна  обеспечивать постоянное наличие в нём масла при всех режимах работы трансформатора от отключённого состояния до номинальной нагрузки, для чего должен быть маслоуказатель.

1.1.2.21 На маслоуказателе или расширителе  должны быть нанесены контрольные метки для температур масла: минус 45; плюс 15; плюс 45 градусов Цельсия для климатического исполнения У по ГОСТ 15543-70. При этом среднесуточная температура воздуха не более 30 градусов Цельсия и среднегодовая температура воздуха не более 20 градусов Цельсия.

1.1.2.22 Расширитель должен быть снабжён воздухоосушителем с масляным затвором.

1.1.2.23 Трансформатор должен  иметь газовое реле, реагирующее  на повреждения внутри бака, сопровождающиеся выделением газа или резким увеличением скорости движения масла в газовом реле.

1.1.2.24 Установка газового  реле должна обеспечивать отсутствие  ложных срабатываний от вибраций и тряски.

1.1.2.25 Полости трансформатора, в которых могут скапливаться  газы, должны соединяться с коллектором,  отводящим газ в газовое реле.

1.1.2.26 Предохранительная  (выхлопная) труба должна располагаться  вблизи расширителя и сообщаться с последним патрубком.

1.1.2.27 Предохранительная  труба должна быть герметически  закрыта мембраной, которая выбрасывается при избыточном давлении в баке трансформатора.

1.1.2.28 Металлические поверхности  внутри бака, расширителя и защитных  устройств должны иметь маслостойкое покрытие.

1.1.2.29 Трансформатор должен  быть окрашен снаружи светлой  краской без металлических наполнителей, стойкой к атмосферным воздействиям.

1.1.2.30 Трансформатор должен  быть снабжён устройствами для  крепления к фундаменту и передвижения.

 

1.1.3 Комплектность

1.1.3.1 В комплект трансформатора  должны входить следующие составные части:

• активная часть в рабочем баке;
• расширитель с указанием уровня масла;
• предохранительная труба;
• коробка зажимов для присоединения контрольных и силовых кабелей по ГОСТ 11577-85;
• газовое реле;
• воздухоосушитель;
• вводы НН и ВН;
• фильтры;
• комплект запчастей.

1.1.3.2 К трансформатору  прилагают следующую техническую  документацию:

• паспорт трансформатора;
• паспорт комплектующих изделий;
• инструкция по эксплуатации и ремонту трансформатора;
• инструкция по транспортировке, хранению, монтажу и вводу в эксплуатацию;
• чертежи габаритный, установки важнейших составных частей, схемы заземления и контроля.

 

1.1.4 Маркировка

1.1.4.1 Маркировка зажимов  для внешнего присоединения должна быть нанесена способом, обеспечивающим её долговечность и стойкость к атмосферным воздействиям.

1.1.4.2 Трансформатор должен  быть снабжён прикреплённой на  видном месте табличкой, на  которой указывают следующие  данные:

• товарный знак предприятия-изготовителя;
• заводской номер;
• условное обозначение типа;
• год изготовления;
• условное обозначение схемы и группы соединения обмоток;
• номинальную частоту в герцах;
• номинальный режим;
• номинальную мощность в киловольт-амперах;
• номинальные токи обмоток;
• напряжение короткого замыкания;
• полная масса трансформатора;
• масса масла;
• транспортная масса.

 

1.2 Правила  приёмки

1.2.1 Трансформатор должен  подвергаться предприятием-изготовителем  приёмно-сдаточным испытаниям.

1.2.2 Программа приёмно-сдаточных  испытаний должна содержать:

• наружный осмотр и проверку на соответствие чертежам;    
• проверку коэффициента трансформации и группы соединения обмоток;
• испытание пробы масла из бака;
• испытание электрической прочности изоляции одноминутным испытательным напряжением промышленной частоты;
• проверку потерь и тока холостого хода;
• проверку потерь и напряжений короткого замыкания;
• испытание бака на плотность;
• испытание устройств переключения ответвлений обмоток.

 

1.3 Методы контроля

1.3.1 Наружный осмотр  произвести визуально.

1.3.2 Установочные и  габаритные размеры трансформатора  проверять с помощью измерительного инструмента, обеспечивающего точность измерений в пределах допусков, указанных на чертежах.

1.3.3 Проверку коэффициента  трансформации обмоток и группы  соединения - по ГОСТ 3484-77.

1.3.4 Проверка потерь и тока  холостого хода, потерь и напряжения  короткого замыкания проводится - по ГОСТ 3484-77.

1.3.5 Проверка потерь короткого  замыкания - по ГОСТ 3484-65.

1.3.6 Испытание устройства переключения  ответвлений - по 

ГОСТ 3484-65

1.3.7 Испытание бака  на плотность должно проводиться  столбом масла высотой 1,5^+0,3 м.

1.3.8 Определение пробивного  напряжения при испытании трансформаторного  масла - по ГОСТ 6581-66.

1.3.9 Испытание электрической  прочности изоляции напряжением  промышленной частоты с измерением частичных разрядов - по

ГОСТ 20074-74.

1.3.10 Испытание внутренней  изоляции грозовыми импульсами  напряжения - по ГОСТ 1516-73.

1.3.11 Испытание на нагрев - по ГОСТ 3484-65.

1.3.12 Испытание на стойкость  при коротком замыкании – по 
ГОСТ 20243-74.

1.3.13 Безопасное проведение  испытаний обеспечивать выполнением  требований "Правил техники эксплуатации электроустановок потребителей" и "Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей".

 

1.4 Транспортирование и хранение

1.4.1 Трансформатор должен  транспортироваться высушенным  и заполненным маслом.

1.4.2 Комплектующие съёмные  составные части и детали - реле, термометр и т.д. - должны быть  упакованы в тару, обеспечивающую  их сохранность в процессе транспортирования, хранения и монтажа.

1.4.3 Крупногабаритные  демонтированные части - радиаторы,  расширители, фильтры и т.д. - следует  транспортировать без упаковки, но защищенные от попадания влаги и пыли во внутрь в процессе транспортирования и хранения до монтажа на месте установки.

1.4.4 Крепление трансформатора  при транспортировании должно  быть надёжным и не должно допускать перемещений трансформатора на платформе.

1.4.5 Условия хранения  трансформатора - по группе условий  хранения 8 ГОСТ 15150-69.

1.4.6 Условия хранения демонтированных и запасных частей – по группе условий хранения 5 ГОСТ 15150-69 на допустимый срок сохранности в консервации и упаковке изготовителя один год.

 

1.5 Указания  по эксплуатации

1.5.1 Высота установки  трансформатора над уровнем моря  – не более  
1000 м.

1.5.2 Эксплуатацию трансформатора  производят в соответствии с  инструкцией по эксплуатации.

1.5.3 Форма кривой напряжения, подводимого к трансформатору, должна  быть практически синусоидальной, а система фазных напряжений - практически симметричной.

1.5.4 Трансформатор допускает  параллельную работу при условии,  что ни одна из обмоток не  будет нагружена токами, превышающими  допустимый ток для данной обмотки.

1.5.5 Магнитопровод трансформатора  и массивные металлические конструктивные элементы должны иметь надёжное металлическое соединение с баком, который снабжается заземляющимся контактом, имеющего обозначение "Земля" несмываемой надписью.

1.5.6 Месту установки  трансформатора должен быть придан  уклон, если об этом есть  указание в эксплуатационной документации изготовителя.

1.5.7 Указатель уровня  масла, газовое реле и кран  для отбора масла на пробу  должны быть расположены с  учётом возможности наблюдения  и доступа к ним.

1.5.8 До первого капитального  ремонта трансформатора подпрессовку  обмоток не производить.

1.5.9 Техника безопасности  при эксплуатации трансформатора - по ГОСТ 12.2.007.2-85 и согласно ПТБ  и ПУЭ электроустановок.

 

1.6 Гарантии  поставщика

1.6.1 Трансформатор должен  быть принят службой технического  контроля предприятия поставщика.

1.6.2 Изготовитель должен гарантировать соответствие трансформатора техническим условиям, при выполнении потребителем правил эксплуатации, транспортировки и хранения, которые установлены инструкцией по эксплуатации.

1.6.3 Срок гарантии устанавливается  на протяжении трёх лет со дня введения в эксплуатацию, но не более трёх с половиной лет со дня отгрузки.

 

2 Выбор и описание конструкции

В качестве конструктивного  прототипа в курсовом проекте  выбрана конструкция современного серийного силового  двухобмоточного трехфазного трансформатора ТМ-63/06.

Такое решение  позволяет применить в спроектированном трансформаторе ряд элементов конструкции  серийного трансформатора, то есть  осуществить наиболее экономически выгодный вид стандартизации – унификацию. При этом существенно снизятся затраты на изготовление спроектированного трансформатора за счет применения оборудования и технологических процессов, которые используют для серийно выпускаемых трансформаторов.

На рис. 2.1 приведена  принятая в проекте конструкция  трансформатора.

Рисунок 2.1 Конструкция трансформатора

 

2.1 Общая характеристика конструкции 

 

Конструкцию трансформатора, обычно, представляют в виде трёх систем:

• магнитной;
• обмоток;
• вспомогательной.

Магнитная система предназначена  локализации (канализации) основного  магнитного потока, участвующего в  преобразовании энергии, а также  служит  механической основой, на которой  располагается обмотка и ряд других конструктивных элементов. Величины индукции в магнитной системе и геометрические размеры ее конструкции определяют величину потерь и тока холостого хода.

Система обмоток необходима для осуществления процесса преобразования энергии, а плотность тока и геометрические размеры обмоток влияют на величину потерь и напряжения короткого замыкания.

Вспомогательная  система  включает приспособления и устройства, конструкция которых необходима для обеспечения надежной работы трансформатора (например, система охлаждения), регулирования, защиты, контроля и т.п.

 

2.2 Конструкция магнитной системы

По расположению стержней, которые охватывают обмотки, различают  пространственные (рис. 2.2) и плоские (рис2.3) магнитные системы.

а) стыковая, стержни собраны из плоских пластин, ярмо-витое;                              б) навитая, неразрезная, состоит из трех навитых колец

Рисунок 2.2 Пространственные магнитные системы

1-стержень; 2-верхнее  ярмо; 3-нижнее ярмо

Рисунок 2.3 Плоский стержневой магнитопровод

 

В проекте принята  плоская трех стержневая магнитная  система (рис.2.1), которая состоит  из трех стержней 23 и соединяющих  их верхнего 15 и нижнего 30 ярем.

Поперечное сечение  стержня имеет вид ступенчатой  фигуры, вписанной в окружность (рис.2.4). Размеры ступеней стержня (пакетов) выбраны из условия наибольшего заполнения площади круга  площадью ступенчатой фигуры (наибольший коэффициент круга, Ккр ).

Диаметр стержня (т.е. диаметр  описанной окружности вокруг ступенчатой  фигуры) является основным размером с точки зрения проектирования.

Такая форма сечения  стержня позволяет:

• снизить расход материала обмоток;
• избежать резких перегибов витков обмоток, что не нарушает изоляции проводников;
• равномерно распределить по длине витка электродинамические усилия;
• нарастить изготовление обмоток, наматываемых на поверхность изоляционных цилиндров.

С целью уменьшения индукции (потерь в стали) ярма выполнены с  большим сечением за счет объединения  нескольких стержней (рис.2.5)

В проекте принято для стержня -  8 ступеней, а для ярма - 6.

Пакеты набираются (шихтуются) из электротехнической анизотропной холоднокатаной стали 3404 толщиной 0,28 мм. Шихтовка электротехнической сталью (в стали имеется присадка кремния) снижает потери от вихревых токов в магнитопроводе.

                                

 

Рисунок 2.4  Сечение  стержня                  Рисунок 2.5 Сечение ярма

 

Влияние воздушных зазоров  в местах стыка отдельных пластин  ослабляют применением такой последовательности укладки (плана), при котором последующий слой пластин перекрывает стыки предыдущего. Стыки (углы) пластин могут быть прямыми (рис.2.6), косыми (рис.2.7) и комбинированными (рис.2.8). Применение таких  планов шихтовки позволяет снизить величину тока намагничивания, а косые углы, выполнение которых технологически более сложно, уменьшают потери в углах и дополнительно снижают ток намагничивания трансформатора.