Существуют разные по мощности и конструкции виды сварочных трансформаторов; они предназначены для питания электрической дуги при ручной или машинной сварке, резке или наплавке металлов однофазным переменным током промышленной частоты 50 Гц.
Рис. 1. Принципиальная схема устройства и работы сварочного трансформатора
Рис. 2. Устройство сварочного трансформатора СТН-500-1
Сварочный трансформатор преобразует электрическую энергию напряжением 220 или 380 В в электрическую энергию напряжением холостого хода 60 В, необходимую для дуговой сварки металла.
Основными конструктивными элементами сварочного трансформатора (рис. 1) являются: магнитная система 2, обмотки ВН 1 и НН 3 и реактор (дроссель), предназначенный для регулирования вторичного тока — тока сварки путем изменения воздушного зазора магнитной цепи. Реактор состоит из неподвижной магнитной системы 4 и ее обмоток 5 и подвижной 6, изменяющей воздушный зазор между ними. При подсоединении, как указано на схеме, проводов от трансформатора и реактора к свариваемой детали 7 и электроду 8 посредством токодержателя 9 между ними возникает дуга, плавящая металл.
В настоящее время сварочные трансформаторы изготовляют в однокорпусном исполнении: обмотки трансформатора и реактора размещены на общей магнитной системе и закрыты одним кожухом.
На рис. 2 показан сварочный трансформатор типа СТН-500-1 (для сварки и наплавки металла). Его технические данные: первичное напряжение 380 и 220 В, вторичное напряжение холостого хода 60 В, номинальный сварочный ток 500 А, с регулированием в пределах 1500—700 А, номинальная мощность на зажимах вторичной цепи 15 кВт, потребляемая из сети 33 кВ-А.
Магнитная система сварочного трансформатора СТН-500-1 собрана из покрытых лаком пластин электротехнической стали толщиной 0,5 мм и является общей для обмоток трансформатора и реактора.
Обмотки трансформатора выполнены в виде цилиндрических катушек, каждая из которых состоит из двух слоев первичной обмотки 1 из изолированного алюминиевого провода и двух наружных слоев вторичной обмотки 2 из неизолированного алюминиевого провода.
Катушки насажены на стержни магнитной системы и соединены между собой при напряжении питающей электросети 380 В последовательно, при 220 В — параллельно.
Между слоями обмоток и между обмотками проложены деревянные рейки, образующие воздушные каналы.
Обмотки трансформатора выполнены с изоляцией класса А и для обеспечения влагостойкости пропитаны лаком и запечены.
Обмотки 4 реактора выполнены из неизолированного алюминиевого провода с асбестовыми прокладками, пропитанными теплостойким лаком.
В верхнем ярме магнитной системы (на участке реакторной обмотки) имеется разъем — воздушный зазор, регулирование которого осуществляется перемещением подвижного пакета 5, набранного из пластин электротехнической стали.
В подвижный пакет вмонтирована гайка, в которую входит ходовой винт 6. Рукоятка 7 винта выведена наружу кожуха 10. Подвижный пакет прижат книзу с помощью двух пружин 8, это обеспечивает отсутствие значительной вибрации и гудения.
Ходовой винт перемещается в специальной планке, прикрепленной к рамке, приваренной к остову трансформатора.
Если рукоятки вращать по часовой стрелке, то зазор увеличивается, уменьшается индуктивное сопротивление, и, следовательно, возрастает сварочный ток, если против часовой стрелки, то сварочный ток уменьшается.
Для указания значения сварочного тока в конструкции трансформатора предусмотрен механизм, состоящий из токоуказателя, закрепленного на угольниках активной части, и сектора, вращающегося на оси под воздействием рукоятки ходового винта.
На секторе закреплена шкала механического токоуказателя, которая отградуирована в амперах и указывает значения сварочного тока при номинальном напряжении подводимой сети и при напряжении 30 В на выводных зажимах вторичной обмотки.
С торцовых сторон трансформатора закреплены пластмассовые доски с зажимами: к зажимам 3 подведены концы первичной обмотки (220 или 380 В), а к зажимам 9 — конец вторичной обмотки и один конец реакторной обмотки. Вторые концы вторичной и реакторной обмоток соединены между собой внутри кожуха.
Трансформатор снабжен емкостным фильтром, предназначенным для ослабления помех радиоприему, создаваемых трансформатором при сварке.
Конденсаторы фильтра (два по 0,01 мкФ) смонтированы на задней стороне доски зажимов ВН и подключены к зажимам первичной обмотки трансформатора и к заземленному кожуху. При пробое конденсатора первичная обмотка соединяется с кожухом, что может быть опасным для жизни обслуживающего персонала; поэтому включение трансформатора в сеть без заземления не допускается!
Для перемещения трансформатор имеет четыре колеса 11 и две ручки.
В боковых стенках кожуха 10 трансформатора находятся отверстия, служащие для естественного охлаждения активной части воздухом. Кожух защищает трансформатор от попадания внутрь атмосферных осадков, благодаря чему трансформатор может работать на открытом воздухе, и от случайных механических повреждений активной части.
Измерительные трансформаторы. В современных электротехнических установках напряжение достигает 750 кВ и выше, а токи измеряются десятками килоампер и более. Для непосредственного их измерения потребовались бы очень громоздкие и дорогостоящие электроизмерительные приборы. В отдельных случаях такие измерения были бы совсем невозможны. Кроме того, при обслуживании приборов, непосредственно подключенных к сети высокого напряжения, обслуживающий персонал подвергался бы большой опасности поражения током. Применение измерительных трансформаторов расширяет пределы измерения обычных электроизмерительных приборов и одновременно изолирует их от цепей высокого напряжения.
Измерительные трансформаторы применяют для подключения амперметров, вольтметров, ваттметров, приборов релейной защиты и электроавтоматики, счетчиков для учета выработки и расхода электрической энергии. От их работы зависит точность учета электрической энергии и измерения электрических параметров, правильность и надежность действия релейной защиты
при повреждениях электрического оборудования и линий электропередачи.
3)Параллельная работа трансформаторов.
В большинстве случаев при значительной мощности электрической установки целесообразно иметь не один, а несколько трансформаторов меньшей мощности, включенных параллельно на общую нагрузку. Такое дробление общей трансформаторной мощности позволяет лучше решать проблему энергоснабжения потребителей, отключать часть трансформаторов при уменьшении нагрузки, проще проводить профилактический ремонт трансформаторов и пр.
При параллельной работе двух или нескольких трансформаторов должны быть выполнены следующие условия:
Номинальные напряжения на высокой и низкой стороне должны быть одинаковы. Допускается разность коэффициентов трансформации не более 0,5 %.
Группы соединения обмоток должны быть одинаковы.
Напряжения короткого замыкания должны быть одинаковы. Допускается отклонение от среднего значения ик не более чем на ±10 %.
Не рекомендуется параллельная работа трансформаторов с отношением номинальных мощностей, большим трех.
Группа соединений обмоток определяется фазовым сдвигом векторов линейных и фазных напряжений первичных и вторичных обмоток. Исходной является векторная диаграмма напряжений на первичной стороне.
Наиболее распространенные группы соединений первичной и вторичных обмоток двухобмоточных трансформаторов приведены в табл. 1-19.
Наиболее распространенные группы соединений обмоток трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов — следующие:
четные группы Д/Д/Д-0-0
нечетные группы У0/Д/Д-11-11; Уо/Уо/Д-0-11
Группа соединений обмоток обозначается на щитке трансформатора и в проверке не нуждается. Группы соединений, отличные от стандартных, могут быть получены при соединении однофазных трансформаторов в трехфазную группу.
Примечание. Наиболее часто применяются группы соединений 1, 3 и 5.
При включении на параллельную работу трансформаторов с разными группами соединений в лучшем случае возникает расхождение векторов напряжений на 30°, что вызывает уравнительные токи, в 3—5 раз превышающие номинальные токи трансформаторов. Трансформаторы с четными группами соединений включаться на параллельную работу с трансформаторами и нечетными группами соединений не могут; недопустимо включение групп 12, 4 и 8 с группами 6, 10 и 2.
Неравенство коэффициентов трансформации у параллельно работающих трансформаторов тоже повлечет за собой уравнительные токи. Если, например, включаются на параллельную работу два трансформатора с коэффициентами трансформации, то на вторичной стороне появится разность напряжений
(1-86)
(1-87)
При этом уравнительный ток
где zjpi, zTpn — полные сопротивления обмоток трансформаторов, Ом.
Эти сопротивления можно определить по известным напряжениям к. з. по формуле:
(1-88)
где Iн, UH — номинальный ток и напряжение во вторичных обмотках трансформатора.
Уравнительный ток является индуктивным током, и хотя в некоторых случаях он может оказаться выше номинального тока трансформатора, но с учетом того, что он находится с током основной нагрузки почти в квадратуре, допускается кратковременное включение таких трансформаторов на параллельную работу, на время перехода с одного трансформатора на другой.
Неравенство напряжений короткого замыкания вызовет распределение нагрузки между параллельно включенными трансформаторами, непропорциональное их номинальным мощностям. Такое же распределение нагрузок возникает и при неодинаковых коэффициентах, трансформации включаемых на параллельную работу трансформаторов. Коэффициент трансформации может быть при необходимости изменен, если эксплуатационные условия потребуют этого. Для изменения коэффициента трансформации предусматриваются ответвления у трансформаторных обмоток.
Переход от одного ответвления к другому может осуществляться одним из двух видов переключателей: ПБВ, работающим при снятом напряжении (без возбуждения), и РПН, осуществляющим регулирование под нагрузкой.
Переключатель, работающий при снятом напряжении, обычно имеет три ответвления: среднее и ±5 %. У трансформаторов, выпускаемых в последние годы, при тех же пределах регулирования предусматривается пять ответвлений со ступенью 2,5 %. ПБВ не может переключать ответвления под нагрузкой.
Рис. 1-55. Схемы включения регулирующих ступеней обмотки трансформатора: а — тонкая регулировка; б — грубая и тонкая регулировка; в — реверс грубой регулировки и тонкая регулировка П — переключатель; Р — регулирующие ступени
При наличии напряжения хотя бы на одной из обмоток возможно тяжелое повреждение трансформатора, так как дугой могут быть замкнуты два ответвления, что равнозначно витковому замыканию. ПБВ используется преимущественно при сезонных изменениях нагрузки, когда изменяются потери напряжения в сети и для поддержания его требуется изменить коэффициент трансформации.
Переключатели для регулирования под нагрузкой значительно сложнее, чем ПБВ. РПН выполняются либо в виде выносных вольтодобавочных автотрансформаторов, либо в виде встроенных в бак трансформатора регулировочных устройств.
При встроенном РПН переключатель ответвлений размещается в самом баке трансформатора или автотрансформатора. Устройства РПН выполняются на значительно больший диапазон регулирования (до ±20 %), чем ПБВ, и на большее число ступеней. Увеличение числа ступеней повышает плавность регулирования и облегчает работу контакторов, коммутирующих ток нагрузки. Возможные схемы включения регулирующей части обмотки РПН приведены на рис. 1-55.
Главной схемой называют порядок соединения основного оборудования станции (генераторов и трансформаторов) между собой и с отходящими линиями. Существует большое разнообразие главных схем, однако их можно разбить на две большие группы; схемы, имеющие поперечные связи (шины), и блочные схемы, в которых связь генераторов между собой осуществляется либо на шинах высшего напряжения станции, либо в случае «чистых»
блоков генератор—трансформатор—линия на шинах удаленных подстанций (в сети).
Надежность станции и ее маневренные свойства во многом определяются ее главной схемой, и поэтому выбор схемы при проектировании электростанции, а также составление эксплуатационных схем действующей станции принадлежат к числу важнейших проектных и эксплуатационных задач.
Главная схема должна обеспечивать безотказную выдачу мощности электростанции, другими словами, быть надежной. Надежность является одним из основных требований, предъявляемых к схемам электрических соединений станций и подстанций.
Здесь, как и в [59], под надежностью понимается свойство системы, аппарата, схемы выполнять свои функции в разнообразных условиях эксплуатации при сохранении заданных параметров процесса. Надежность относится к категории фундаментальных понятий, характеризующих поведение технических устройств в эксплуатации. К сожалению, пока не существует универсального критерия или метода, позволяющего оценить надежность энергетических устройств с учетом всего разнообразия влияющих на работу факторов (технологических, конструктивных, схемных, оперативных). Вследствие этого количественная оценка надежности, иапример, главных схем, которая может быть получена в настоящее время, является неполной. Поэтому при выборе главной схемы совершенно необходим предварительный отбор вариантов на основе качественного анализа надежности и пригодности схемы в заданных условиях. Отобранные варианты сравниваются затем по количественным показателям, определенным через вероятностные характеристики и параметры.
Вторым важным требованием, предъявляемым к главным схемам, является их экономичность, т. е. требование минимальных затрат материальных ресурсов и времени при сооружении распределительного устройства (РУ) в соответствии с выбранной электрической схемой электростанции и минимальных ежегодных расходов на его эксплуатацию.
При оценке экономичности главных схем исходят из принятой методики анализа экономической эффективности технических решений, сравнивая так называемые расчетные затраты на выполнение различных вариантов схем, учитывающие и капитальные вложения и ежегодные эксплуатационные расходы.
За критерий выбора варианта главной схемы принимают простое условие наименьших ежегодных расчетных затрат. Приближенно экономичность схемы может быть оценена также по числу содержащихся в ней выключателей, так как в укрупненных показателях стоимости ячейки РУ учитывается не только стоимость оборудования (выключатель, трансформаторы тока и напряжения), но и затраты на ее строительную часть и монтажные работы.
Наконец, весьма существенным является требование маневренности главной схемы, под которой понимают возможность легкого приспособления схемы к изменяющимся условиям работы как в эксплуатации, так и при расширении станции, а также возможность ремонтов оборудования РУ без нарушения нормальной работы присоединений (ремонтопригодность). Маневренность схемы не может быть просто определена количественными показателями и оценивается обычно на основании общего анализа схемы, формализация которого встречает большие затруднения. В последнее время наметились пути такой формализации с помощью теории графов, однако надежной методики пока не существует.
Особняком стоит важное требование безопасности обслуживания РУ; в числе прочих факторов, от которых она зависит, — простота и наглядность главной схемы. Наглядность схемы и ее хорошая обзорность в натуре значительно повышают оперативную надежность, уменьшая вероятность ошибочных действий персонала.
Схемы электрических соединений станции или подстанции в однолинейном или трехлинейном изображении являются основными техническими документами при проектировании, монтаже и эксплуатации электрических установок.
Однолинейные схемы, в которых все соединения показаны только для одной фазы, используются наиболее широко при проектировании, расчетах режимов, разработке схем релейной защиты и автоматики. В процессе эксплуатации применяются упрощенные однолинейные схемы, называемые оперативными. В них для наглядности показано только основное оборудование, а положение выключателей и разъединителей соответствует действительному в момент составления схемы.
Трехлинейные схемы составляются для всех трех фаз с указанием на них также всех соединений вторичных цепей. Ввиду их громоздкости эти схемы имеют ограниченное применение: преимущественно при монтажных работах, эксплуатационных проверках и ремонтах отдельных фаз.