Номинальные напряжения обмоток — это напряжения первичной и вторичной обмоток при холостом ходе трансформатора.

ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

 

Конспект лекций

для студентов дневной формы обучения специальности

140211 - Электроснабжение

 

Лекция 4

 

Основное электрооборудование электростанций

(3 часа)

 

 

 

Краснодар

4 Основное электрооборудование электростанций

 

4.1 Синхронные генераторы

 

4.1.1 Общие сведения

 

На современных электростанциях применяют синхронные ге­нераторы трехфазного переменного тока. Первичными двигателя­ми для них являются паровые турбины или гидротурбины. В пер­вом случае это турбогенератор, а во втором - гидроге­нератор.

Паровые турбины, являющиеся первичными двигателями, наи­более экономичны при высоких скоростях.

Частота вращения синхронного генератора n, об/мин, определяется по формуле

(4.1)

где f - частота сети, Гц;

p - число пар полюсов генератора.

При стандартной частоте 50 Гц и наименьшем возможном числе пар полюсов р = 1 наибольшая частота вращения равна

 

Большинство турбогенераторов быстроходные - имеют мак­симальную частоту вращения 3000 об/мин.

Генераторы небольших мощностей, соединенные с дизелями и другими поршневыми машинами, изготовляются на 750 - 1500 об/мин.

Для АЭС ввиду низких параметров пара целесообразно применять четырехполюсные генераторы с частотой вращения 1500 об/мин.

Гидрогенераторы являются тихоходными машинами: при больших мощностях они изготовляются на 60-125 об/мин, при средних и малых - на 125-750 об/мин.

Допускается работа генератора с номинальной мощностью при отклонении напряжения ± 5 %. Длительно допустимое в эксплуата­ции напряжение не должно превышать 110 % номинального, но при этом ток ротора не должен превышать номинального значения.

Номинальный (нормальный) режим работы - длительно допу­стимый режим с параметрами, указанными в паспорте генератора.

Номинальное напряжение - междуфазное напря­жение обмотки статора в номинальном режиме.

Согласно ГОСТ 533-85 установлена следующая шкала стандартных напря­жений: 3,15; 6,3; 10,5; (13,8); (15,75); (18); 20 и 24 кВ.

Согласно ГОСТ 533-85Е принята шкала номинальных мощ­ностей турбогенераторов: 2,5; 4; 6; 12; 32; 63; 110; 160; 220; 320; 500; 800; 1000; 1200; 1600; 2000 МВт.

Шкала номинальных мощностей крупных гидрогенераторов не-стандартизована.

Номинальный cos j принят равным: 0,8 - для генераторов до 100 МВт; 0,85 - для турбогенераторов до 500 МВт и гидрогенера­торов до 300 МВт; 0,9 - для более мощных генераторов.

Номинальной мощности генератора соответствует:

1) определен­ная температура охлаждающего воздуха, водорода или воды;

2) дли­тельно допустимая температура нагрева обмоток статора и рото­ра, а также активной стали магнитопровода.

Номинальная активная мощность генератора, МВт,

 

(4.2)

 

номинальная полная мощность генератора, MB×А,

 

(4.3)

 

где U_H0М, I_НОМ - номинальные напряжение и ток;

cosj - номи­нальный коэффициент мощности.

Систематические перегрузки генераторов недопустимы.

 

4.1.2 Системы охлаждения генераторов

 

Охлаждение можно производить воздухом (ВЗ), водородом (ВР), водой (В), маслом (М). Отвод теплоты может осуществляться непосредственно (Н) от проводников обмотки по каналам, расположен­ным внутри пазов, или косвенно (К) от поверхности ротора и ста­тора. На рисунке 4.1 показаны условные буквенные обозначения систем охлаждения, применяемые в паспортных данных генераторов.

Воздушное охлаждение косвенное ротора и стато­ра применяется в турбогенераторах мощностью до 25 МВт и в гид­рогенераторах до 250 МВт.

Проточная система охлаждения при­меняется для генераторов небольшой мощности (до 2-4 MB×А). В этой системе воздух забирается из помещения и с помощью вентиляторов, насаженных на вал генератора, прогоняется через зазор между статором и ротором по вентиляционным каналам. При этом изоляция обмоток быстро загрязняется и срок службы гене­ратора уменьшается.

Замкнутая система охлаждения предусмат­ривает циркуляцию одного и того же объема воздуха по замкнуто­му контуру: из камеры холодного воздуха с помощью вентилято­ров на валу генератора воздух нагнетается в машину, охлаждает поверхность статора и ротора, попадает в камеру горячего возду­ха, проходит через воздухоохладитель и вновь поступает в генера­тор. Для восполнения потерь воздуха за счет утечек предусматри­вается забор воздуха через масляные фильтры.

 

КВ3 - охлаждение косвенное воздухом;

НВ3 - охлаждение непосредственное воздухом;

КВР - охлаждение косвенное водородом;

НВР - охлаждение непосредственное водородом;

НВ - охлаждение непосредственное водой

НМ - охлаждение непосредственное маслом

 

Рисунок 4.1 - Системы охлаждения генераторов

 

В серии турбогенераторов ТФ мощностью от 3 до 180 МВт применена термореак­тивная изоляция класса F в обмотках статора и ротора, предус­матривается наддув воздуха в полость генератора для создания по­вышенного давления, что препятствует проникновению внешней пыли. В этих турбогенераторах предусматривается непосредствен­ное охлаждение обмоток ротора воздухом, проходящим в каналах обмотки внутри паза. (В обозначении типа турбогенератора бук­ва Ф обозначает «форсированное» охлаждение). Эта серия вы­пускается с 1991 г. на заводе «Электросила» в основном для замены устаревших, выработавших свой срок генераторов ТВФ-63-2, ТВ-60-2 с установкой на тех же фундаментах.

Завод «Электросила» ОАО «Силовые машины», г. Санкт-Петербург

https://www.power-m.ru

Турбогенераторы серии ТЗФ имеют улучшенные характерис­тики по сравнению с ТФ, так как в них разделены потоки возду­ха, охлаждающего статор и ротор, применена трехконтурная си­стема, поэтому исключено взаимное отрицательное действие по­токов, что позволило снизить нагрев обмоток и конструктивных частей генератора. Охлаждающий воздух циркулирует под действием двух центробежных вентиляторов, установленных на валу ротора, и охлаждается в водовоздушных охладителях. Турбогенераторы этой серии применяются на паротурбинных, газотурбинных и парогазотурбинных установках.

Гидрогенераторы имеют значительно большую поверхность охлаждения, чем турбогенераторы, так как диаметр ротора у них в несколько раз больше. Это позволяет применять воздушное ох­лаждение для мощных гидрогенераторов.

Водородное охлаждение косвенное турбогенерато­ров устроено по такой же схеме, как и воздушное. Преимуще­ства применения водорода:

- в 7 раз большая теплопро­водность;

- в 14 раз меньшая плотность;

- в 1,44 раза больший коэф­фициент теплоотдачи с поверхности.

Более эффективное охлажде­ние позволяет при тех же размерах увеличить мощность турбогене­раторов на 15-20 %, а синхронных компенсаторов - на 30 %.

Благодаря меньшей плотности водорода уменьшаются венти­ляционные потери, в результате чего возрастает КПД на 0,8-1 %. Изоляция в среде водорода не окисляется, поэтому повышается срок службы изоляции обмоток.

Однако применение водорода для охлаждения связано с опас­ностью взрыва смеси водорода с воздухом.

Машины с водородным охлаждением должны иметь газоплот­ный корпус, масляные уплотнения вала, уплотнения токопроводов к обмоткам ротора и статора, уплотнения крышек газоохла­дителей, лючков и съемных торцевых щитов. Суточная утечка во­дорода из корпуса должна быть не более 5 %. В процессе эксплуатации должны поддерживаться чистота водорода в корпусах генераторов и некоторое избыточное давление водорода, чтобы не происходил подсос воздуха в корпус.

Использование водородного охлаждения связано с усложнением конструкции и эксплуатации генераторов.

Непосредственное водородное охлаждение тур­богенераторов применяется для машин мощностью 60 МВт и более.

В генераторах серии ТВФ статор имеет косвенное водородное ох­лаждение, а ротор - непосредственное водородное, когда водород подается внутрь полых проводников со стороны торцевой части ротора. На обложке – турбогенератор типа ТВФ-110 производства НПО "ЭЛСИБ" ОАО, г. Новосибирск,https://elsib.ru

Турбогенераторы ТГВ-300 имеют непосредствен­ное водородное охлаждение обмоток статора и ротора. Циркуляция водорода создается компрессором, установ­ленным на валу генератора со стороны контактных колец. Стер­жень обмотки статора состоит из двух рядов элементарных про­водников прямоугольного сечения, между которыми уложены стальные трубки, в которых циркулирует водород. Обмотки рото­ра имеют также непосредственное охлаждение проводников. Газо­охладители встраиваются в корпус со стороны турбины или вы­носятся в специальную камеру в нижней части.

Непосредственное охлаждение водой обмоток ста­тора турбогенераторов позволяет увеличить единичную мощность при тех же габаритах, так как теплоотводящая способность воды в 12,5 раз больше, чем у водорода. Дистиллированная вода, применяемая для охлаждения, подается в полые медные проводни­ки, заложенные в пазы статора с помощью гибких фторопласто­вых шлангов.

Охлаждение обмоток ротора и активной стали про­изводится водородом так же, как у турбогенераторов серии ТГВ. Водородно-водяное охлаждение имеют турбогенераторы ТВВ-500, ТВВ-800, ТВВ-1000 и ТВВ-1200.

Водяное охлаждение обмотки статора применяется в мощных гидрогенераторах типа СВФ. Об­мотка ротора и активная сталь имеют непосредственное охлаж­дение воздухом. Водородное охлаждение в гидрогенераторах не применяется ввиду больших размеров ротора и трудностей гер­метизации корпуса генератора.

Наличие водорода в системе охлаждения взрывоопасно, поэтому дальнейшее со­вершенствование систем охлаждения турбогенераторов привело к системе, которую условно называют «три воды». В этой системе обмотки статора, ротора, магнитопровод и конструктивные части охлаждаются водой.

Серия турбогенераторов ТЗВ с полным водяным охлаж­дением взрыво- и пожаробезопасна, так как не содержит масла и водорода. Внутренний объем генератора заполнен под неболь­шим избыточным давлением воздухом, циркулирующим через осу­шительную установку. Для охлаждения и смазки подшипника мо­жет применяться негорючее масло ОМТИ. Основной особенно­стью этой серии является «самонапорная» система охлаждения ротора, которая позволяет существенно снизить давление цирку­лирующей в роторе воды. Это исключает разгерметизацию рото­ра, а следовательно, повышает надежность работы. Генераторы ТЗВ изготовляются на заводе «Электросила» мощностью от 63 до 800 МВт. Серия ТЗВ находит широкое применение для замены устарев­ших турбогенераторов, а также на вновь строящихся ТЭС (рисунок 4.16).

Непосредственное охлаждение обмотки стато­ра маслом применено в турбогенераторе ТВМ. Охлаждение ог­нестойкой диэлектрической жидкостью позволяет применить для изоляции обмоток статора сравнительно дешевую бумажно-масля­ную изоляцию. Бумажно-масляная изоляция статорной обмотки позволяет повысить напряжение до 35-110 кВ, т. е. включать генератор в сеть без повышающих трансформаторов. В этой системе охлаждения не только обмотка статора, но и магнитопровод охлаждаются мас­лом. Для ротора применено непосредственное водородное или во­дяное охлаждение.

Дальнейшим направлением развития систем охлаждения ТГ является применение криогенной системы - охлаждение обмот­ки ротора жидким гелием.

 

4.1.3 Возбуждение синхронных генераторов

 

Обмотка ротора синхронного генератора питается постоянным током, который создает магнитный поток возбуждения.

Система возбуждения генератора содержит:

1) обмотку ротора;

2) источник постоянного тока;

3) устройства регулирования и коммутации составляют.

Системы возбуждения должны:

1) обеспечивать надежное питание обмотки ротора в нормальных и аварийных режимах;

2) допускать регулирование напряжения возбуждения в достаточ­ных пределах;

3) обеспечивать быстродействующее регулирование возбуждения с высокими кратностями форсирования в аварийных режимах;

4) осуществлять быстрое развозбуждение и в случае необходимо­сти производить гашение поля в аварийных режимах.

Важнейшими характеристиками систем возбуждения являются:

1) быстродействие, определяемое скоростью нарастания напряжения на обмотке ротора при форсировке V = 0,632(U_f,ПОТ-U_f,HOМ)/(U_f,HOМ×t₁);

2) отношение потолочного напряжения к номинальному напряже­нию возбуждения U_{f, ПОТ}/U_f,НОМ = k_Ф - кратность форсировки.

Турбогенераторы должны иметь k_Ф ³ 2, а ско­рость нарастания возбуждения - не менее 2 с^-1. Кратность форсировки для гидрогенераторов должна быть не менее 1,8 для кол­лекторных возбудителей, соединенных с валом генератора, и не менее 2 для других систем возбуждения. Скорость нарастания на­пряжения возбуждения должна быть не менее 1,3 с^-1 для гидроге­нераторов мощностью до 4 MB×А включительно и не менее 1,5 с^-1 для гидрогенераторов больших мощностей.

Для мощных гидрогенераторов, работающих на дальние элек­тропередачи, к системам возбуждения предъявляются более вы­сокие требования: k_Ф = 3-4, скорость нарастания возбуждения до 10 U_f,HOМ в секунду.

Обмотка ротора и системы возбуждения генераторов с косвен­ным охлаждением должны выдерживать двукратный по отношению к номинальному ток в течение 50 с. Для генераторов с непо­средственным охлаждением обмоток ротора это время сокраща­ется до 20 с, для генераторов мощностью 800-1000 МВт принято время 15 с, 1200 МВт - 10 с (ГОСТ 533-85Е).

В зависимости от источника питания системы возбуждения раз­деляются на системы независимого возбуждения и са­мовозбуждения.

В системе независимого возбуждения на одном валу с генера­тором находится возбудитель - генератор постоянного или пере­менного тока.

В системе самовозбуждения питание обмотки воз­буждения осуществляется от выводов генератора через специаль­ные понижающие трансформаторы и выпрямительные устройства.

Для генераторов мощностью до 100 МВт в качестве возбудителя применяется генератор постоянного тока GE, соединенный с ва­лом генератора (рисунок 4.2,а). Обмотка возбуждения возбудителя LGE питается от якоря возбудителя, ток в ней регулируется реостатом RR или автоматическим регулятором возбуждения АРВ. Ток, пода­ваемый в обмотку возбуждения LG синхронного генератора G, оп­ределяется величиной напряжения на возбудителе.

Недостатки данной системы возбуждения:

1) невысокая надежность рабо­ты генератора постоянного тока GE из-за вибрации и тяжелых ус­ловий коммутации при высокой частоте вращения 3000 об/мин;

2) невысокая скорость нарастания воз­буждения, особенно у гидрогенераторов (V = 1-2 с^-1).

В системе самовозбуждения (рисунок 4.2,б) обмотка возбуждения генератора LG получает питание от трансформатора ТЕ, присо­единенного к выводам генератора, через управляемые от АРВ вен­тили VS и от трансформаторов тока ТА через неуправляемые вен­тили VD. Ток вентилей VD пропорционален току статора, поэтому они обеспечивают форсировку возбуждения и работу генератора при нагрузке. Управляемые вентили VS подают ток, пропорцио­нальный напряжению генератора, и обеспечивают регулирование напряжения в нормальном режиме. Такая система применяется для мощных синхронных машин.

 

 

а – независимое электромашинное возбуждение

б – полупроводниковое самовозбуждение

 

Рисунок 4.2 - Принципиальные схемы возбуждения генераторов

 

4.1.4 Автоматическое гашение магнитного поля синхронных генераторов и компенсаторов

 

При внезапном отключении генератора или компенсатора не­обходимо быстро уменьшить магнитный поток, что приведет к уменьшению ЭДС генератора. Чем быстрее будет погашено маг­нитное поле, тем меньше последствия короткого замыкания (КЗ) в ге­нераторе. Для гашения магнитного поля и уменьшения перенапряжений применяют:

1) замыкание обмотки ротора на гасительное сопротивление;

2) вклю­чение в цепь обмотки ротора дугогасительной решетки автомата;

3) противовключение возбудителя.

В первом методе обмотка ротора замыкается на активное со­противление, а затем отключается от источника питания. Элект­ромагнитная энергия, заключенная в обмотке возбуждения, вы­деляется в разрядном резисторе, вызывая постепенное затухание магнитного поля по экспоненциальному закону. Время гашения составляет при этом несколько секунд. В мощных генераторах такая длительность гашения поля может привести к значительным повреждениям в обмотках генератора, поэтому более широкое распространение получили автоматы с дугогасительной решеткой (рисунок 4.3). АГП включается в цепь об­мотки ротора.

 

 

1, 2, 3 - контакты АГП; 4 - решетка из медных пластин;

5 - шунтирующее сопротивление

 

Рисунок 4.3 - Схема гашения поля автоматом

с дугогасительной решеткой

 

При КЗ в генераторе срабатывает реле защиты KL и отключает генератор от внешней сети, воздействуя на электромагнит отключения YAТ выключателя, а также подает импульс на отключение АГП. При отключении АГП сна­чала размыкаются рабочие контакты 2, а затем дугогасительные 1. Возникшая дуга затягивается магнитным дутьем в дугогасительную решетку и разбивается на ряд последовательных коротких дуг, существование которых поддерживается имеющимся запасом энер­гии магнитного поля обмотки возбуждения ротора. При переключении на дугу, обладающую нелинейным сопротивлением, обратно пропорциональным току, процесс снижения тока протекает практически по линейному закону, что ускоряет гашение. Разомкнувшимся контактом 3 АГП вводится сопротивление R_Д в цепь воз­буждения возбудителя, что снижает ток последнего, а это влечет уменьшение напряжения, подаваемого на обмотку ротора, и, сле­довательно, уменьшение тока в роторе и энергии магнитного поля. Время гашения поля в этой схеме равно 0,5-1 с. При гашении небольшого тока дуга в промежутках между плас­тинами горит неустойчиво и мо­жет погаснуть в одном из проме­жутков, вызывая разрыв цепи и перенапряжение в обмотке воз­буждения. Для того чтобы подход тока к нулевому значению был плавным, решетка автоматичес­кого выключателя шунтируется специальным набором сопротив­лений 5.

В цепях возбуждения генераторов мощностью более 100 МВт применяется двухполюсная схема автоматического гашения маг­нитного поля, при которой в каждый полюс цепи возбуждения включается отдельный АГП.

 

4.1.5 Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ).

Форсировка возбуждения

 

Простейшим устройством регулирования напряжения явля­ется схема форсировки возбуждения, которая широко применялась на генераторах, имеющих электрома­шинное возбуждение. Элементы этого устройства (рисунок 4.3,а): реле минимального напряжения KV, контактор КМ и регулиро­вочный реостат в цепи обмотки возбуждения возбудителя GE. При резкой посадке напряжения, что происходит при близком КЗ, срабатывает реле KV, замыкая цепь питания катушки контактора КМ, который, замыкая свой контакт, шунтирует со­противление RR. Ток в цепи возбудителя GE возрастает до мак­симального значения, напряжение на выводах GE также возрас­тает до максимального значения, увеличивая ток возбуждения в обмотке ротора LG, следовательно, увеличивается ЭДС генера­тора и напряжение на выводах генератора. Поддержание напря­жения на выводах генератора позволяет сохранить в работе по­требителей. После отключения поврежденного участка релейной защитой восстанавливается нормальный режим работы: отклю­чается контакт KV, обесточивая катушку контактора, который размыкает свой контакт, и регулировочный реостат RR снова выполняет свою функцию.

Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ) устанавливается на всех генераторах мощностью 3 МВт и бо­лее. В схемах возбуждения, рассмотренных ранее, условно показа­но устройство АРВ. На рисунке 4.2,б видно, что АРВ воздействует на вентильную группу VS, которая выпрямляет переменный ток и подает постоянный ток в обмотку возбуждения генератора. Вели­чина этого тока зависит от напряжения на выводах генератора, что анализируется в схеме АРВ.

 

 

4.1.6 Режимы работы генераторов

 

4.1.6.1 Генераторы включаются на параллельную работу с сетью либо способом точной синхрони­зации при введенной блокировке от несинхронного включения, либо способом самосин­хронизации.

При точной синхронизации должны соблюдаться условия:

1) напряжение на выводах генератора должно быть равно напря­жению сети U_Г = U_C;

2) частота включаемого генератора должна быть равна частоте сети f_Г = f_С;

3) включение должно произойти в момент совпадения фаз гене­ратора и сети.

Недостатками этого метода являются сложность процесса вклю­чения и его длительность.

При ликвидации аварий в энергосистеме турбогенераторы мощ­ностью до 220 МВт включительно и все гидрогенераторы разре­шается включать на параллельную работу способом самосин­хронизации. Генераторы большей мощности разрешается вклю­чать этим способом, если I_П0/I_HOM £ 3,0, где I_П0 - периодическая составляющая тока при включении.

При самосинхронизации синхронный генератор раз­ворачивают до частоты вращения, близкой к синхронной, и не­возбужденным включают в сеть. При этом обмотка возбуждения замыкается на разрядный резистор, используемый для гашения поля, либо на специально предусмотренный для этой цели резистор. После включения генератора в сеть подается им­пульс на включение АГП, генератор возбуждается и втягивается в син­хронизм за 2-3 с.

Преимущества метода самосинхронизации:

1) значительное упрощение операции включения;

2) быстрое включение генератора в сеть, что очень важно при аварии в системе;

3) возможность включения во время снижения напряжения и ча­стоты сети;

4) отсутствие опасности повреждения машины.

Недостатком метода самосинхронизации является значитель­ная посадка напряжения на шинах генераторного напряжения в мо­мент включения, поэтому этот способ синхронизации не реко­мендуется для электростанций с общими сборными шинами ге­нераторного напряжения.

 

4.1.6.2 Номинальный режим работы генератора характеризу­ется номинальными параметрами: активной нагрузкой P_H0M, на­пряжением U_H0M, коэффициентом мощности cosj_HOM, частотой f _H0M, температурой охлаждающей среды на входе J₀. Работа с номиналь­ными параметрами может продолжаться как угодно длительно.

В реальных условиях нагрузка генератора меняется, а это вле­чет за собой изменение частоты, напряжения и других парамет­ров. Если эти отклонения не превышают допустимых требований по Правилам технической эксплуатации (ПТЭ), то режим счита­ется нормальным.

 

4.1.6.3 Перегрузка генераторов по току статора допускается кратковременно при авариях в энергосистеме. Вели­чина допустимой перегрузки зависит от ее длительности и типа ох­лаждения статора.

 

4.1.6.4 Асинхронный режим может возникнуть при несинхрон­ном вращении одного или нескольких генераторов, появляющем­ся при потере возбуждения или нарушении устойчивости работы генераторов.

При потере возбуждения генератор переходит из синхронного в устойчивый асинхронный режим с постоянным скольжением и отдачей некоторой активной мощности в систему. При этом воз­буждение осуществляется за счет потребления реактивной мощ­ности из системы. В этом случае необходимо восстановить возбуж­дение генератора или перейти на резервное возбуждение. Соглас­но ПТЭ допускается такой режим для турбогенераторов с косвен­ным охлаждением в течение 30 мин со сниженной до 60 % нагрузкой. Для других типов турбогенераторов допустимая длительность работы без возбуждения определяется заводскими инструкциями.

Для гидрогенераторов работа в асинхронном режиме без воз­буждения запрещается.

При нарушении устойчивости параллельной работы одного или нескольких генераторов возбуждение сохраня­ется, но нарушается синхронизм работы, возникает переменное скольжение, машины работают то в двигательном, то в генера­торном режиме. Это является тяжелой аварией и может привести к полному распаду системы. Такой режим согласно требованиям ПТЭ запрещается.

4.1.6.4 Несимметричные режимы работы генераторов могут быть вызваны обрывом или отключением одной фазы, од­нофазной нагрузкой (электротяга, плавильные печи и др.). При несимметричной нагрузке возникают токи обратной последова­тельности, которые создают дополнительный нагрев обмоток и вибрацию машин. Такой режим допускается длительно, если не­симметричные нагрузки по фазам не превышают 15 — 20 % для гидрогенераторов с косвенным охлаждением, 10 % для гидроге­нераторов с непосредственной системой охлаждения и для турбо­генераторов всех типов.

 

 

4.2 Силовые трансформаторы и автотрансформаторы

 

4.2.1 Типы трансформаторов и их параметры

 

Силовые трансформаторы предназначены для преобразо­вания электроэнергии переменного тока с одного напряжения на другое. Наибольшее распространение получили трехфазные трансформаторы, так как потери в них на 12-15 % ниже, а расход активных материалов и стоимость на 20-25 % меньше, чем в группе трех однофазных трансформаторов такой же сум­марной мощности.

Трехфазные трансформаторы на напряжение 220 кВ изготовля­ют мощностью до 1000 MB×А, на 330 кВ - 1250 MB×А, на 500 кВ - 1000 MB×А.

Однофазные трансформаторы применяются, если невозможно изготовление трехфазных трансформаторов необходимой мощно­сти или затруднена их транспортировка. Наибольшая мощность группы однофазных трансформаторов напряжением 500 кВ составляет 3x533 MB×A, напряжением 750 кВ - 3 x 417 МВ×А, напряже­нием 1150 кВ — 3 x 667 МВ×А.

По количеству обмоток различного напряжения на каждую фазу трансформаторы разделяются на двухобмоточные и трехобмоточные (рисунок 4.4,а,б). Кроме того, обмотки одного и того же напряжения, обычно низшего, могут состоять из двух и более параллельных ветвей, изолированных друг от друга и от за­земленных частей. Такие трансформаторы называют трансформа­торами с расщепленными обмотками (рисунок 4.4,в). Об­мотки высшего, среднего и низшего напряжения принято сокра­щенно обозначать соответственно ВН, СН, НН.

 

 

а - двухобмоточный трансформатор;

б - трехобмоточный трансформатор;

в - трансформатор с расщепленной обмоткой низ­кого напряжения

 

Рисунок 4.4 - Принципиальные схемы соединения обмоток

трансформаторов

Трансформаторы с расщепленными обмотками НН обеспе­чивают возможность присоединения нескольких генераторов к од­ному повышающему трансформатору. Такие укрупненные энер­гоблоки позволяют упростить схему распределительного устрой­ства (РУ) 330-500 кВ. Транс­форматоры с расщепленной обмоткой НН получили широкое распространение в схемах питания СН крупных ТЭС с блоками 200-1200 МВт, а также на понижающих под­станциях с целью ограничения токов КЗ.

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

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

Для трансформаторов общего назначения, установленных на открытом воздухе и имеющих естественное масляное охлаждение без обдува и с обдувом, за номинальные условия охлаждения при­нимают естественно меняющуюся температуру наружного воздуха (для климатического исполнения У: среднесуточная не более 30 ^ОС, среднегодовая не более 20 ^ОС), а для трансформаторов с масляно-водяным охлаждением температура воды у входа в охладитель при­нимается не более 25 °С (ГОСТ 11677-85).

Номинальная мощность для двухобмоточного трансформатора - это мощность каждой из его обмоток.

Трехобмоточные трансформаторы могут быть выпол­нены с обмотками как одинаковой, так и разной мощности. В пос­леднем случае за номинальную принимается наибольшая из номи­нальных мощностей отдельных обмоток трансформатора.

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

Трансформаторы устанавливают не только на открытом возду­хе, но и в закрытых неотапливаемых помещениях с естественной вентиляцией. В этом случае трансформаторы могут быть непре­рывно нагружены на номинальную мощность, но при этом срок службы трансформатора несколько снижается из-за худших усло­вий охлаждения.

Номинальные напряжения обмоток — это напряжения первичной и вторичной обмоток при холостом ходе трансформатора.

Для трех­фазного трансформатора - это его линейное (междуфазное) на­пряжение.

Для однофазного трансформатора, предназначенного для включения в трехфазную группу, соединенную в звезду, это .

При работе трансформатора под нагрузкой и подведе­нии к зажимам его первичной обмотки номинального напряже­ния на вторичной обмотке напряжение меньше номинального на величину потери напряжения в трансформаторе.

Коэффициент трансформации трансформатора n определяется отношением но­минальных напряжений обмоток ВН и НН

 

(4.4)

 

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

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

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

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

Напряжение КЗ характеризует полное сопротивление обмоток трансформатора.

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

Поскольку индуктивное сопротивление обмоток значительно выше активного (у небольших трансформаторов в 2-3 раза, а у крупных в 15-20 раз), то u_К в основном зависит от реактивного сопротивления, т.е. взаимного расположения обмоток, ширины канала между ними, высоты обмоток. Чем больше высшее напряжение и мощность трансфор­матора, тем больше напряжение u_К. Так, трансформатор мощно­стью 630 кВ×А с высшим напряжением 10 кВ имеет u_К = 5,5%, с высшим напряжением 35 кВ - u_К = 6,5 %; трансформатор мощно­стью 80000 кВ×А с высшим напряжением 35 кВ имеет u_К = 9 %, а с высшим напряжением 110 кВ - u_К = 10,5 %.

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