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 UH0М, IНОМ - 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(Uf,ПОТ-Uf,HOМ)/(Uf,HOМ×t1);
2) отношение потолочного напряжения к номинальному напряжению возбуждения Uf, ПОТ/Uf,НОМ = kФ - кратность форсировки.
Турбогенераторы должны иметь kФ 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: kФ = 3-4, скорость нарастания возбуждения до 10 Uf,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 RД 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 UГ = UC;
2) частота включаемого генератора должна быть равна частоте сети fГ = fС;
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 IП0/IHOM £ 3,0, где IП0 - 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 PH0M, напряжением UH0M, коэффициентом мощности cosjHOM, 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 uК - 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: uК, ВН-НН, uК, ВН-CН, uК, CН-НН,
Поскольку индуктивное сопротивление обмоток значительно выше активного (у небольших трансформаторов в 2-3 раза, а у крупных в 15-20 раз), то uК 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 uК. Так, трансформатор мощностью 630 кВ×А с высшим напряжением 10 кВ имеет uК = 5,5%, с высшим напряжением 35 кВ - uК = 6,5 %; трансформатор мощностью 80000 кВ×А с высшим напряжением 35 кВ имеет uК = 9 %, а с высшим напряжением 110 кВ - uК = 10,5 %.
Увеличивая значение uК, 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 uК = 20 % вместо 10 %, то расчетные затраты на него возрастут на 15,7 %, а потребляемая реактивная мощность возрастет вдвое (с 2,5 до 5,0 Мвар).
Трехобмоточные трансформаторы могут иметь два исполнения по значению uК в зависимости от взаимного расположения обмоток. Если обмотка НН расположена у стержня магнитопровода, обмотка ВН - снаружи, а обмотка СН - между ними, то наибольшее значение имеет uК, ВН-НН, а меньшее значение — uК, ВН-СН. В этом случае потери напряжения по отношению к выводам СН уменьшатся, а ток КЗ в сети НН будет ограничен благодаря повышенному значению uК, ВН-НН. Если обмотка СН расположена у стержня магнитопровода, обмотка ВН - снаружи, а обмотка НН - между ними, то наибольшее значение имеет uК, ВН-СН, а меньшее - uК, ВН-НН. Значение uК, СН-НН останется одинаковым в об