Номинальное первичное и вторичное напряжения трансформатора


СОДЕРЖАНИЕ:

Номинальное первичное и вторичное напряжения трансформатора

Одним из важнейших элементов измерительных комплексов средств учета электроэнергии являются трансформаторы напряжения (ТН). Как и любое средство измерений, они имеют погрешности, связанные как с конструкцией, так и с влиянием внешних факторов.

Радик Фаридович Раскулов, основываясь на результатах аналитических исследований и экспериментов, рассматривает в своем материале наиболее значимые факторы, влияющие на погрешность ТН.

Радик Раскулов, к.т.н., главный метролог ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока», г. Екатеринбург

ТРАНСФОРМАТОРЫ НАПРЯЖЕНИЯ 3–35 кВ
Факторы, влияющие на погрешности

Погрешности ТН

ТН обладают погрешностью напряжения и угловой погрешностью.

Погрешность напряжения ТН определяется как арифметическая разность между приведенным к первичной цепи действительным вторичным напряжением и действительным первичным напряжением, выраженная в процентах от действительного первичного напряжения [1].

Угловая погрешность ТН – это угол между векторами первичного и вторичного напряжения при таком выборе их направлений, чтобы для идеального ТН этот угол равнялся нулю. Если вектор вторичного напряжения U2 опережает вектор первичного напряжения U1, то угловая погрешность считается положительной [1].

Погрешности в режиме холостого хода (ХХ) определяются по формулам [2]:

где ΔUX – погрешность напряжения в режиме ХХ, %;
θUX– угловая погрешность ТН в режиме ХХ, мин;
ia – активная составляющая тока ХХ в относительных единицах, равная отношению Iа / I;
ip – реактивная составляющая тока ХХ в относительных единицах, равная отношению Ip / I;
I – номинальный первичный ток;
Ua1 – активное падение напряжения в первичной обмотке при номинальной нагрузке;
Up1 – реактивное падение напряжения в первичной обмотке при номинальной нагрузке.

Погрешности ТН, вызванные протеканием тока нагрузки, определяются по формулам:

где ΔUH – погрешность напряжения, вызванная падением напряжения в первичной обмотке ТН от тока нагрузки;
θUH– угловая погрешность, вызванная протеканием тока нагрузки;
Ua = Ua1 + Ua2, Up = Up1 + Up2 – суммарные активные и реактивные падения напряжений в первичной и вторичной обмотках от тока нагрузки;
φ– угол между вторичным током и напряжением, определяющий коэффициент мощности вторичной нагрузки ТН (cosφ).

Полные погрешности ТН при нагрузке определяются как суммы погрешностей от тока ХХ и от тока нагрузки [2]:

где δU – полная погрешность напряжения;
θU– угловая погрешность ТН.

В ТН, исходя из формул (1) и (3), погрешность напряжения δU всегда отрицательная и при номинальной мощности вторичной нагрузки может выходить из нижнего (отрицательного) предела допускаемой [3] погрешности. Для того чтобы погрешность напряжения сделать более положительной, применяют витковую коррекцию путем отмотки витков первичной обмотки. Число витков коррекции подбирают так, чтобы при холостом ходе ТН имел положительную погрешность напряжения, а при минимальной и номинальной мощности вторичной нагрузки укладывался в диапазон погрешностей для заданного класса точности. Витковая коррекция погрешности применяется всегда, и поэтому коэффициент трансформации ТН не равен соотношению числа витков первичной и вторичной обмоток.

Для наглядности формулы (5) и (6) можно выразить в следующем виде:

где R1 и X1 – активное и индуктивное сопротивления первичной обмотки;
R и X – суммарные активные и индуктивные сопротивления первичной и вторичной обмоток;
ΣP – активные потери в стали магнитопровода;
ΣQm – суммарная намагничивающая мощность;
KU – кратность первичного напряжения, равная отношению U1 / U;
S – мощность нагрузки.

Из (7) и (8) видно, что на погрешности ТН влияют как внешние факторы сети, так и электромагнитные и конструктивные параметры ТН. В (7) и (8) первое слагаемое зависит от кратности первичного напряжения, а второе – от мощности нагрузки.

Внутренние и внешние факторы

Напряжение
При увеличении кратности первичного напряжения KU увеличивается индукция в магнитопроводе, что ведет к возрастанию потерь в нем. Это приводит к тому, что при увеличении KU погрешность δU становится отрицательной, а θU – положительной.

При однофазном КЗ в системе с изолированной нейтралью напряжение на заземляемом ТН повышается с фазного до линейного, что может приводить к увеличению погрешностей ТН из-за увеличения потерь в магнитопроводе.

Согласно стандарту [3] однофазный ТН должен выдерживать превышение первичного напряжения на 90% выше номинального напряжения в течение 8 ч, однако при этом ТН работает вне диапазона первичного напряжения, для которого стандартом [3] устанавливаются метрологические характеристики.

В работе [4] показано, что погрешности заземляемых однофазных ТН в диапазоне от 5 до 190% U1H не выходят из класса точности, если ТН применяются только для учета электроэнергии. Это подтверждается на рис. 1 и 2, где приведены графики зависимости погрешностей ТН серии ЗНОЛ.06-10 класса точности 0,5 от первичного напряжения. Обмотка для измерений нагружена номинальной мощностью, четвертью номинальной мощности и без нагрузки (режим ХХ).

Рис. 1. Зависимость погрешности напряжения ТН ЗНОЛ.06 от первичного напряжения

Рис. 2. Зависимость угловой погрешности ТН ЗНОЛ.06 от первичного напряжения

Мощность нагрузки

При увеличении мощности нагрузки δU увеличивается линейно, а θU будет изменяться в зависимости от соотношения активного R и индуктивного X сопротивлений обмоток ТН. При преобладании активного сопротивления R и увеличении S угловая погрешность θU будет более положительной. При преобладании реактивного сопротивления X и увеличении S угловая погрешность θU будет более отрицательной.

ТН нередко работают при мощности нагрузки, превышающей номинальную в несколько раз, что приводит к отрицательной погрешности напряжения. Встречаются случаи, когда к ТН подсоединяется до 5–7 пар индукционных счетчиков, что приводит к завышению мощности и индуктивности нагрузки.

Нередко подключают конденсаторы к вторичной обмотке ТН для увеличения вторичного напряжения. В этом случае угловая погрешность ТН становится отрицательной и может выйти за предел допускаемой стандартом [3] угловой погрешности.

В связи с широким внедрением электронных счетчиков, имеющих меньшее энергопотребление по сравнению с индукционными, особенную актуальность приобрел вопрос о соответствии погрешностей ТН классу точности при мощности нагрузки меньше 25% номинальной нагрузки.

По [5] мощность, потребляемая цепью напряжения счетчика, не должна превышать 10 В·А, т.е. ТН работает практически в режиме ХХ. Цепь напряжения современных электронных счетчиков представляет собой активную или активно-емкостную нагрузку для ТН, что не удовлетворяет требованиям стандарта, требующего активно-индуктивного характера нагрузки ТН.

На рис. 3 и 4 приведены графики зависимости погрешности ТН серии ЗНОЛ.06-10 от мощности нагрузки. При изменении первичного напряжения индукция в магнитопроводе ТН изменяется линейно, и поэтому зависимости погрешностей от мощности нагрузки носят линейный характер. Видно, что при увеличении мощности нагрузки δU линейно увеличивается, а θU при cosφ 0,8 становится положительной, а при cosφ 1 – отрицательной.

Погрешности ТН ЗНОЛ.06-10 класса точности 0,5 при увеличении мощности нагрузки до двойной номинальной соответствуют классу точности 1, а при увеличении до тройной – классу точности 3. При мощности нагрузки, равной 0, т.е. в режиме ХХ, погрешности ТН серии ЗНОЛ.06-10 не выходят из пределов допускаемой [3] погрешности для класса точности 0,5.

Рис. 3. Зависимость погрешности напряжения ТН ЗНОЛ.06 от мощности вторичной нагрузки при номинальном напряжении и различных cosφ

Рис. 4. Зависимость угловой погрешности ТН ЗНОЛ.06 от мощности вторичной нагрузки при номинальном напряжении и различных cosφ

Сosφ нагрузки

При уменьшении cosφ активно-индуктивной нагрузки начиная с 1 сумма произведений R · cosφ и X · sinφ в формулах (7) и (8) до какого-то угла φ (зависящего от соотношения активного R и индуктивного X сопротивлений ТН) вначале будет увеличиваться, затем при дальнейшем уменьшении cosφ сумма начнет уменьшаться. Соответственно погрешность напряжения δU вначале будет увеличиваться, а затем – уменьшаться.

θU при уменьшении cosφ активно-индуктивной нагрузки становится более положительной. Для активно-емкостной нагрузки при уменьшении cosφ δU становится более положительной, а θU – более отрицательной.

В работе [6] приведены результаты исследований влияния cosφ нагрузки на метрологические характеристики измерительных трансформаторов.

На рис. 5 и 6 показаны графики зависимости погрешностей ТН серии ЗНОЛ.06-10 класса точности 0,5 от cosφ нагрузки.

При активно-индуктивной номинальной нагрузке ТН при уменьшении cosφ угловые погрешности становятся более положительными и выходят за пределы допускаемой погрешности для класса точности 0,5. Для случая активно-емкостной номинальной нагрузки, при уменьшении cosφ угловые погрешности становятся отрицательнее и также выходят за пределы допускаемой погрешности для класса точности 0,5.

Из графиков видно, что если мощность нагрузки ТН равна или меньше нижнего предела нагрузки, то изменение cosφ оказывает незначительное влияние на погрешности ТН и при изменении cosφ от 0,5 активно-емкостной нагрузки (0,5C) до 0,15 активно-индуктивной нагрузки (0,15L) погрешности ТН не выходят из пределов допускаемой погрешности.

Таким образом, при работе ТН на электронный счетчик, представляющий собой емкостную или омическую нагрузку значением менее 10 В·А, погрешности ТН не выходят за пределы допускаемой погрешности для класса точности 0,5.

Рис. 5. Зависимость погрешности напряжения ТН ЗНОЛ.06 от cosφ нагрузки

Рис. 6. Зависимость угловой погрешности ТН ЗНОЛ.06 от cosφ нагрузки

Температура окружающей среды

На рис. 7 и 8 приведены графики зависимости погрешностей ТН серии ЗНОЛ 10 III наружной установки класса точности 0,5 от мощности нагрузки при температуре окружающей среды минус 60 °С, плюс 20 °С и плюс 100 °С.

Вследствие изменения температуры погрешность напряжения изменяется на 0,1%, а угловая – на 1 мин, т.е. влияние температуры на погрешности литых ТН несущественно.

Рис. 7. Зависимость погрешности напряжения ТН ЗНОЛ 10 III от мощности вторичной нагрузки при различных температурах

Рис. 8. Зависимость угловой погрешности ТН ЗНОЛ 10 III от мощности вторичной нагрузки при различных температурах

Нагрузка дополнительной обмотки

Согласно [3] за номинальные и предельные мощности трехобмоточных ТН принимаются суммарные мощности основной и дополнительной вторичной обмоток.

Особенность конструкции ТН в том, что все обмотки находятся на одном магнитопроводе, поэтому при подключении нагрузки на дополнительную обмотку падение напряжений в первичной обмотке возрастает и погрешности основной (измерительной) обмотки также возрастают.

Наиболее распространены ТН с двумя вторичными обмотками (трехобмоточные). Основная обмотка применяется для измерения и имеет классы точности 0,2; 0,5 или 1, дополнительная обмотка предназначена для контроля изоляции сети и изготавливается класса точности 3 или 3Р.

При использовании ТН для учета и для защиты дополнительные обмотки трех однофазных ТН соединяются, как правило, в схему разомкнутого треугольника. При симметричном режиме сети на выводах разомкнутого треугольника напряжения нет и дополнительные обмотки не нагружены. При однофазном КЗ в сети с изолированной нейтралью на выводах появляется напряжение и дополнительные обмотки трех однофазных ТН или трехфазного ТН нагружаются мощностью, как правило, превышающей мощность основной вторичной обмотки. С дополнительных обмоток ТН нередко производится питание освещения, подогрева счетчика, модема и т.д.

На рис. 9 и 10 приведены графики погрешностей ТН ЗНОЛП-6 при подключении нагрузки к дополнительной обмотке. Номинальная мощность основной обмотки в классе точности 0,5–50 В·А, дополнительной в классе точности 3–200 В·А. Из графиков видно, что если основная обмотка без нагрузки (ХХ), то при подключении номинальной нагрузки к дополнительной обмотке погрешности основной обмотки ТН класса точности 0,5 будут соответствовать классу точности 1, а если основная обмотка нагружена номинальной мощностью нагрузки, то при подключении нагрузки к дополнительной обмотке погрешности основной обмотки будут соответствовать классу точности 3.

Рис. 9. Зависимость погрешности напряжения ТН ЗНОЛП-6 от мощности нагрузки дополнительной обмотки

Рис. 10. Зависимость угловой погрешности ТН ЗНОЛП-6 от мощности нагрузки дополнительной обмотки

ВНИИМС разработана рекомендация по нормализации нагрузки ТН резисторами [7] для выполнения требований стандарта [3] о нижнем пределе вторичной нагрузки. В рекомендации говорится, что если фактическая мощность нагрузки ТН меньше 25% номинальной, то необходимо проводить мероприятия по догрузке вторичных цепей догрузочными резисторами. При этом фактическая мощность однофазных трехобмоточных ТН должна определяться как суммарная мощность основной и дополнительной вторичных обмоток.

Если не учитывать характер работы ТН и принять решение о догрузке основной обмотки ТН, проигнорировав нагрузку дополнительной обмотки, то в итоге можно значительно увеличить погрешность измерения электроэнергии.
Вопрос о применении догрузочных резисторов для соблюдения требований [3] о нижней границе вторичной догрузки должен решаться в соответствии с действительными погрешностями ТН по результатам поверки на месте эксплуатации.

Еще один отрицательный момент применения догрузочных резисторов связан тем, что рабочий диапазон напряжения резисторов составляет 80–120% номинального и они не рассчитаны на длительную работу при повышении напряжения до 190% номинального, которое возникает на вторичных обмотках ТН при однофазном КЗ в сети с изолированной нейтралью. Согласно [3] ТН должен выдержать напряжение 190% номинального в течение 8 ч, и высока вероятность повреждения догрузочных резисторов и последующего выхода ТН из строя.

Стоимость догрузочных резисторов сопоставима со стоимостью ТН классов напряжений 3–10 кВ, и необходимо просчитывать экономическую целесообразность закупки резисторов и работ по монтажу или замены старого ТН на новый с меньшей мощностью нагрузки.

Требования стандартов

Метрологические характеристики ТН устанавливаются согласно [3] для мощности активно-индуктивной нагрузки при коэффициенте мощности 0,8 в диапазоне

где SH – номинальная мощность ТН в классе точности, В·А;
U – номинальное первичное напряжение ТН, В;
U1 – значение первичного напряжения, подведенного к ТН, В.

Первичное напряжение находится в диапазоне от 0,8 до 1,2 номинального напряжения для ТН, предназначенных для измерения. По согласованию с потребителем допускается более узкий диапазон мощности нагрузки [3].

Поверка ТН

Погрешности однофазных трехобмоточных ТН определяются согласно [8] раздельно для основной и дополнительной обмотки. Нагрузку подключают к той обмотке, у которой проводится определение погрешностей. Другая обмотка при этом остается разомкнута. Для трехобмоточных ТН, длительно работающих с включенными нагрузками на обоих вторичных обмотках, поверку производят с включением нагрузок на обе обмотки [8].

В последнее время появился новый класс ТН – с двумя вторичными обмотками для измерений и одной обмоткой для защиты (четырехобмоточные). У этих ТН при работе постоянно нагружены обе измерительные обмотки. Первая применяется для коммерческого учета и имеет класс точности 0,2; вторая – для технического учета и имеет класс точности 0,5; дополнительная обмотка – класс точности 3 или 3Р.

Например, у ТН ЗНОЛ.06-4-10 мощность первой измерительной обмотки 10 В·А в классе точности 0,2; второй измерительной обмотки 30 В·А в классе точности 0,5.

Поверка ТН с двумя измерительными обмотками должна производиться согласно [8], но с учетом подключения нагрузок на обе измерительные обмотки. Предложения по поверке четырехобмоточных ТН были направлены во ВНИИМС, разрабатывающий новый стандарт по поверке ТН взамен ГОСТ 8.216-88.

Выводы

  1. Погрешности однофазных ТН не выходят из класса точности при однофазном КЗ в сети с изолированной нейтралью, если ТН используются только для учета электроэнергии.
  2. При подключении нагрузки на дополнительные обмотки ТН погрешности основных обмоток, как правило, выходят из класса точности.
  3. Решение о необходимости догрузки ТН резисторами на месте эксплуатации должно приниматься на основании результатов поверки ТН при существующей нагрузке.
  4. При работе ТН на электронный счетчик, представляющий собой емкостную или омическую нагрузку значением менее 10 В·А, погрешности не выходят за допускаемые пределы.
  5. Для коммерческого учета электроэнергии необходимо применять ТН с номинальной мощностью 10 В·А.

Литература

  1. ГОСТ 18685-73 Трансформаторы тока и напряжения. Термины и определения.
  2. Дымков А.М. и др. Трансформаторы напряжения. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергия, 1975.
  3. ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
  4. Раскулов Р.Ф. Трансформаторы напряжения 3–35 кВ. Метрологические функции первичны // Новости ЭлектроТехники. 2006. № 6(42).
  5. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
  6. Раскулов Р.Ф., Смирнов А.С. Влияние коэффициента мощности вторичной нагрузки на погрешности измерительных трансформаторов / Метрология электрических измерений в электроэнергетике: Доклады третьей научно-практической конференции. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. Доклад 23. С. 1–21.
  7. МИ 3023-2006 Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Нормализация нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов напряжения.
  8. ГОСТ 8.216-88 Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки.

© ЗАО «Новости Электротехники»
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Номинальное первичное и вторичное напряжения трансформатора

В соответствии с «Правилами устройства электро­установок» все силовые трансформаторы должны иметь защиту от коротких замыканий и ненормаль­ных режимов [1]. Для выбора видов защиты и ра­счета их характеристик срабатывания необходимо прежде всего точно знать тип и параметры защищае­мого трансформатора.

Самые важные параметры трансформатора отра­жены в его условном обозначении, которое имеется и в паспорте, и на паспортной табличке, прикрепленной к трансформатору на видном месте. В соответствии с ГОСТ 11677—85 «Трансформаторы силовые» принята единая структурная схема условного обозначения трансформаторов. Буквы в начале обозначают одно­фазный (О) или трехфазный (Т) трансформатор, ука­зывают вид изолирующей и охлаждающей среды (на­пример, буква М соответствует масляному трансфор­матору с естественной циркуляцией воздуха и масла, буква С — сухому трансформатору), а также испол­нение трансформатора и вид переключения ответвле­ний: буква 3 — защитное исполнение, Г — герметич­ное, Н — возможность регулирования напряжения под нагрузкой.

После буквенной части обозначения через тире указывается номинальная мощность трансформатора в киловольт-амперах (кВ-А), затем через дробь — класс напряжения стороны высшего напряжения (ВН) в киловольтах (кВ) и далее через тире — кли­матическое исполнение и категория размещения обору­дования по ГОСТ 15150—69. Согласно этому стандар­ту буквой У обозначают исполнение для умеренного климата, ХЛ — холодного, Т — тропического. Ка­тегории размещения обозначаются цифрами: 1—для работы на открытом воздухе, 2 — для работы в поме­щениях, где температура и влажность такие же, как на открытом воздухе, 3 — для закрытых помещений с естественной вентиляцией, 4 — для работы в поме­щениях с искусственным регулированием климата, 5 — для работы в помещениях с повышенной влаж­ностью.

Например, условное обозначение трансформатора трехфазного масляного с охлаждением при естествен­ной циркуляции воздуха и масла, двухобмоточного, мощностью 250 кВ-А, класса напряжения 10 кВ, ис­полнения У категории 3 (для умеренного климата и закрытых помещений) имеет следующий вид:

Трансформатор трехфазный сухой с естественным воздушным охлаждением при защищенном испол­нении, двухобмоточный, мощностью 400 кВ-А, класса напряжения 10 кВ, исполнения У категории 3 имеет такое условное обозначение:

В паспортной табличке указываются и другие па­раметры трансформатора, необходимые для выбора его защиты:

номинальные напряжения трансформатора (сторон ВН и НН для двухобмоточных трансформаторов);

номинальные токи обмоток ВН и НН;

условное обозначение схемы и группы соединения обмоток;

напряжение короткого замыкания ик (в процен­тах) на основном ответвлении обмотки ВН (для трехобмоточных трансформаторов указывают напряжение короткого замыкания всех пар обмоток).

Номинальные напряжения трансформатора. Транс­форматоры с высшим номинальным напряжением 10 кВ, которым посвящена эта книга, выпускаются с номинальным напряжением стороны низшего напря­жения, равным 0,4 или 0,69 кВ, — для питания элек­троприемников, а также 3,15 или 6,3 кВ, или 10,5 кВ — для связи питающих электрических сетей разных на­пряжений, а иногда и для питания крупных электро­двигателей напряжением выше 1000 В. Например, на подстанции 110/10кВ электродвигатели напряжением 6 кВ могут работать только через трансформаторы 10/6,3 кВ. Однако большинство трансформаторов 10 кВ выпускается с низшим напряжением 0,4 кВ для питания электроприемников напряжением 380 и 220 В.

В обмотке ВН трансформаторов 10 кВ, как масля­ных, так и сухих, предусматривается возможность из­менения напряжения ВН в диапазоне ±5 % номи­нального ступенями по 2,5%. Изменяют напряжения переключением ответвлений обмотки ВН, что произво­дится обязательно при отключении всех обмоток трансформатора от сети. Вид, диапазон и число сту­пеней регулирования напряжения на стороне ВН условно обозначаются буквами и цифрами: ПБВ ± ±2X2,5 %, где ПБВ означает переключение без воз­буждения (в отличие от РПН — регулирования под напряжением, которое выполняется на трансформато­рах более высоких классов напряжения, начиная с 35 кВ).

Номинальные значения мощности и тока. Номи­нальные мощности трансформаторов должны соответ­ствовать ГОСТ 9680—77. Трансформаторы масляные 10 кВ для питания электроприёмников выпускаются с номинальной мощностью до 2,5 MB -А, а для связи между электросетями разных напряжений — до 6,3 МВ-А: например, 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630 кВ-А, а также 1; 1,6 и 2,5 МВ-А. Трансформато­ры сухие (ТСЗ) выпускаются с номинальной мощ­ностью 160, 250, 400, 630 кВ-А, а также 1 и 1,6 МВ-А.

Мощность (в вольт-амперах) трехфазного транс­форматора при равномерной нагрузке фаз определя­ется выражением

где U номинальное междуфазное напряжение, В; / — ток в фазе, А.

Из выражения (1) по известным из паспортных данных номинальным значениям мощности и напря­жений сторон ВН и НН могут быть определены зна­чения номинальных токов (в амперах) обмоток ВН и НН трансформатора

где S ном. указывается в киловольт-амперах (кВ-А), а U ном — в киловольтах (кВ),

Например, для трансформатора мощностью 400 кВ-А с напряжением стороны ВН, равным 10 кВ, и стороны НН, равным 0,4 кВ, номинальные токи об­моток:

Как правило, во время работы трансформаторы не должны перегружаться, т. е. значения рабочих токов в обмотках трансформатора не должны превышать поминальные. Однако допускаются в определенных пределах кратковременные и длительные перегрузки (§ 2).

Схемы и группы соединения обмоток. Трансфор­маторы 10 кВ выпускаются со следующими схемами и группами соединения обмоток:

звезда — звезда с выведенной нейтралью Y / Y -0; треугольник — звезда с выведенной нейтралью ∆/ Y -11; звезда с выведенной нейтралью — треу­гольник Y /∆-11; звезда—зигзаг Y / Y

Трансформаторы 10/0,4 кВ со схемой соединения обмоток Y / Y -0 подключаются к питающей трехфаз­ной сети 10 кВ, работающей с изолированной ней­тралью, и питают трехфазную четырех проводную сеть с наглухо заземленной нейтралью, в которой номи­нальное напряжение между линейными проводами равно 0,38 кВ, а между каждым линейным и нулевым проводом (нейтралью трансформатора)—0,22 кВ. При симметричной нагрузке всех фаз ток в нулевом проводе (нейтрали) невелик и называется током не­баланса. Значение тока небаланса у трансформаторов Y / Y не должно превышать 0,25 номинального тока обмотки НН во избежание перегрева и повреждения трансформатора (ГОСТ 11677—85). На практике не всегда удается выполнить это условие. По этой и не­которым другим причинам (см. § 4 и 9) трансформа­торы со схемой соединения обмоток Y / Y не должны применяться начиная с мощности 400 кВ-А и более.

Трансформаторы со схемой и группой соединения обмоток ∆/ Y -11 подключаются таким же образом, как и трансформаторы Y / Y -0. Особенность схемы и группы соединения ∆/ Y -11 состоит в том, что между векторами напряжений и токов на сторонах НН и ВН существует фазовый сдвиг на угол 30°, Поэтому трансформаторы ∆/ Y -11 не могут работать параллельно с трансформаторами Y / Y -0, у которых нет фазового сдвига между этими векторами. При ошибочном включении их на параллельную работу фазовый сдвиг на угол 30° между векторами вторичных напряжений этих трансформаторов вызовет уравнительный ток между трансформаторами одинаковой мощности, при­мерно в 5 раз превышающий номинальный ток каж­дого из них.

Благодаря соединению обмотки ВН в треугольник для этих трансформаторов допускается продолжи­тельная несимметрия нагрузки и ток в нейтрали об­мотки НН до 0,75 номинального тока в обмотке НН (ГОСТ 11677—85). Соединение обмотки ВН в тре­угольник обеспечивает также значительно большие значения токов при однофазных КЗ на землю в сети НН, работающей с заземленной нейтралью, чем при питании сети НН через трансформатор с такими же параметрами, но со схемой соединения Y / Y -0. Это способствует падежной работе устройств релейной защиты от однофазных КЗ (§ 3). Поэтому начиная с мощности 400 кВ-А должны применяться трансфор­маторы 10/0,4 кВ со схемой соединения обмоток ∆/ Y -11 (как сухие, так и масляные). Трансформато­ры с этой схемой соединения обмоток могут выпус­каться также с номинальным напряжением обмотки НН, равным 0,69 кВ.

Для связи между сетями разных напряжений и для питания крупных электродвигателей выше 1000 В выпускаются трансформаторы 10/3,15, 10/6,3 и 10/10,5 кВ со схемой и группой соединения обмоток Y /∆-11; некоторые трансформаторы для специального назначения могут иметь схемы соединения Y / Y -0, ∆/∆-0, а также Y /∆-11 (обмотки ВН с выведенной нейтралью применяются в трансформаторах, например для включения дугогасящего реактора в сети 10 кВ с компенсированной нейтралью). Особую группу со­ставляют трансформаторы для собственных нужд электростанций, релейная защита которых в этой книге не рассматривается.

Трансформаторы 10 кВ небольшой мощности для сельских электросетей могут выпускаться с особой схемой соединения обмотки НН, называемой зигзаг. Обмотка ВН при этом соединяется в звезду: Y / Y . Соединение вторичной обмотки понижающего транс­форматора в зигзаг обеспечивает более равномерное распределение несимметричной нагрузки НН между фазами первичной сети ВН. При этом обеспечиваются наиболее благоприятные условия работы трансформа­тора. Для выполнения схемы зигзаг вторичная об­мотка каждой фазы составляется из двух половин, одна из которых расположена на одном стержне магнитопровода, вторая — на другом. Выполнение трансформаторов со схемой соединения обмотки НН в зигзаг обходится дороже, чем со схемой соединения обмотки НН в звезду ( Y / Y ), так как соединение в зигзаг требует большего (на 15%) числа витков об­мотки НН. Это объясняется тем, что ЭДС обмоток, расположенных на разных стержнях, складываются геометрически под углом 120° и их суммарное значе­ние на 15% меньше, чем при алгебраическом сложе­нии ЭДС двух обмоток, расположенных на одном стержне магнитопровода. Чтобы получить ЭДС одного и того же значения при соединении в зигзаг, нужно на 15 % больше витков, чем при соединении обмотки НН в звезду. Из-за большей сложности изготовления и более высокой стоимости трансформаторы звезда — зигзаг применяются редко.

Напряжение короткого замыкания. Этот важней­ший параметр трансформатора необходим для расче­тов токов КЗ на выводах вторичной обмотки НН трансформатора и в питаемой сети НН. Напряжение короткого замыкания соответствует значению между­фазного напряжения, которое надо приложить к вы­водам обмотки ВН трансформатора для того, чтобы при трехфазном замыкании на выводах НН через трансформатор прошел ток КЗ, равный его номиналь­ному значению. Напряжение короткого замыкания обозначается U k и выражается в процентах номиналь­ного значения напряжения обмотки ВН. Если, напри­мер, U k = 5 %, это означает, что к обмотке ВН транс­форматора 10 кВ при закороченной обмотке НН надо приложить напряжение 0,5 кВ, чтобы ток трансфор­матора был равен номинальному.

По значению напряжения короткого замыкания, как следует из определения этого параметра, можно вычислить максимальное значение тока при трехфаз­ном КЗ на стороне НН трансформатора, причем как без учета сопротивления питающей энергосистемы до шин 10 кВ, где включен трансформатор, так и с уче­том этого сопротивления. По значению U k вычисля­ется и полное сопротивление трансформатора Z тр (§ 3). Значения U k приводятся в стандартах, а также в паспортах и на паспортных табличках каждого трансформатора (по результатам заводских испыта­ний). Средние значения U k для масляных трансфор­маторов 10 кВ равны примерно 4,5 % —при мощности до 400 кВ-А, 5,5% — при мощности 630 кВ-А и 1 MB -А и 6,5 % — при мощности более 1 МВ-А. У су­хих трансформаторов мощностью от 160 кВ-А до 1,6 MB -А значения напряжения короткого замыкания равны примерно 5,5 %.

Измерительные трансформаторы напряжения (электромагнитные).

Общие сведения.

Измерительные трансформаторы напряжения (ТН, TV) служат для преобразования высокого напряжения сети в более низкое напряжение стандартного значения, удобное для измерения и обеспечения безопасности персонала. Номинальное вторичное напряжение принимается равным 100 или 100/-/3 В, что позволяет применять одни и те же измерительные приборы и реле защиты в цепях низшего напряжения (НН) независимо от номинального напряжения сети на стороне высшего напряжения (ВН). Один конец вторичной обмотки ТН обязательно заземляется. В нормальных условиях ТН работает в режиме, близком к холостому ходу.

Номинальное напряжение обмоток указывается на щитке ТН. За номинальное напряжение аппарата принимается номинальное напряжение первичной обмотки. Отношение номинального первичного напряжения Ui HOm к номинальному вторичному напряжению U2 HOm называется коэффициентом трансформации:

Из-за наличия тока холостого хода и падения напряжения в обмотках ТН возникает погрешность по напряжению

где Ui и U2 — измеренные значения на первичной и вторичной обмотках соответственно. При U1/U2 = кном погрешность AU = 0. При номинальных условиях допустимая погрешность ТН по напряжению численно равна классу точности (0,1; 0,2; 0,5; 1,0; 3,0 у ТН, предназначенных для измерения; у дополнительных обмоток устанавливается класс 3). Несовпадение по фазе векторов Ui и U2 вызывает угловую погрешность, с которой приходится считаться при измерении активной мощности и энергии и проверке релейной защиты. Угловую погрешность уменьшают с помощью специальных компенсирующих обмоток.

Номинальная мощность ТН определяется как значение вторичной мощности, указанное на паспортной табличке, которую он отдает во вторичную цепь с сохранением соответствующих классов точности. У трансформаторов, предназначенных для измерения, класс точности сохраняется при изменении отдаваемой мощности в диапазоне 0,16. 1,44 номинальной, для защиты — в значительно более широком диапазоне. Следует отметить, что ТН может быть значительно перегружен сверх номинальной мощности без перегрева его частей: предельная (максимальная) мощность допускается длительно, кратковременно — и более высокое ее значение, но в этих случаях класс точности не нормируется.

Выпускаются однофазные и трехфазные трансформаторы напряжения. В трехфазную сеть могут быть включены либо два однофазных трансформатора, вторичные обмотки которых собраны по схеме неполной звезды, либо три однофазных ТН по схеме звезда — звезда. Трехфазные трансформаторы выполняются трехстержневыми или пятистержневыми. Пятистержневые ТН, основные вторичные обмотки которых соединяются обычно в звезду, снабжены дополнительной обмоткой, соединенной в разомкнутый треугольник и служащей фильтром напряжения нулевой последовательности. Номинальное напряжение этой обмотки выбрано так, чтобы максимальное значение фазного напряжения нулевой последовательности Uo составляло 100/3

B. В нормальном режиме работы сети и при симметричном КЗ на стороне ВН напряжение на зажимах дополнительной обмотки близко к нулю (напряжение небаланса составляет обычно 0,5. 2 В), а при замыкании на землю равно 3Uo. В сетях с изолированной нейтралью это напряжение подается в схему сигнализации, в сетях с глухо- заземленной нейтралью действует на срабатывание релейной защиты.

При напряжении выше 35 кВ габариты ТН с одним магнитопроводом резко возрастают. Поэтому ТН на 110 кВ выполняют двухкаскадными, с магнитопроводом в каждом каскаде. В режиме холостого хода приложенное напряжение разделяется поровну между обмотками ВН обоих каскадов, но ток нагрузки размагничивает один из магнитопроводов, воздействуя таким образом на уменьшение реактивного сопротивления его обмотки. Для выравнивания распределения напряжения между ступенями ВН вводятся связующие обмотки. Помимо электромагнитных ТН, для понижения напряжения используются также емкостные делители напряжения.

Условные обозначения: Н — трансформатор напряжения; 3 — один вывод заземлен; О — однофазный; Т — трехфазный; К — каскадный или с компенсационной обмоткой; Ф — с фарфоровой наружной изоляцией; М — масляный; С — сухой (с воздушно- бумажной изоляцией); И — с дополнительными обмотками для контроля изоляции; ДЕ

— с емкостным делителем. Например, ЗНОЛ — однофазный ТН, с литой изоляцией, один вывод первичной обмотки заземлен; НТМИ — трехфазный ТН с масляным охлаждением, с обмоткой для контроля изоляции сети и др.

Выводы первичной обмотки (ВН) имеют обозначения А, X для однофазных и А, В,

C, N для трехфазных трансформаторов. Выводы основной вторичной обмотки (НН) имеют соответственно обозначения а, х и a, b, с, N, выводы дополнительной обмотки

— ад, Хд. Начала первичных и вторичных обмоток присоединяются соответственно к выводам А, В, С ; а, Ъ, с; аЛ.

ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

Общие технические условия

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ
ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока»

ВНЕСЕН Госстандартом России

2 ПРИНЯТ Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 20 от 1 ноября 2001 г.)

За принятие проголосовали:

Наименование национального органа по стандартизации

Госстандарт Республики Беларусь

Госстандарт Республики Казахстан

3 Настоящий стандарт соответствует международным стандартам МЭК 60044-2:1997 «Измерительные трансформаторы. Часть 2. Индуктивные трансформаторы напряжения» в части электромагнитных трансформаторов напряжения и МЭК 186-87 «Трансформаторы напряжения» в части емкостных трансформаторов напряжения

4 Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 13 марта 2002 г. № 91-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 1983-2001 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 января 2003 г.

5 ВЗАМЕН ГОСТ 1983-89

1 Область применения . 2

2 Нормативные ссылки . 2

3 Определения . 4

4 Классификация . 4

5 Основные параметры .. 5

6 Технические требования . 11

7 Требования безопасности . 19

8 Правила приемки . 19

9 Методы контроля . 23

10 Транспортирование и хранение . 28

11 Указания по эксплуатации . 29

12 Гарантии изготовителя . 29

Приложение А. Выбор номинальных мощностей для трансформаторов различных классов точности . 29

Приложение Б. Структурные электрические схемы включения трансформаторов . 30

Общие технические условия

Voltage transformers . General specifications

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на электромагнитные и емкостные трансформаторы напряжения (далее — трансформаторы), предназначенные для применения в электрических цепях переменного тока частотой 50 или 60 Гц с номинальными напряжениями от 0,38 до 750 кВ включительно с целью передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, защиты, автоматики, сигнализации и управления.

Дополнительные требования к отдельным видам трансформаторов в связи со спецификой их конструкции или назначения (например к антирезонансным трансформаторам, предназначенным для установки в комплектных распределительных устройствах (КРУ), пофазно экранированных токопроводах) устанавливают в стандартах, технических условиях, договорах или контрактах (далее — стандартах) на трансформаторы конкретных типов.

Стандарт не распространяется на лабораторные трансформаторы.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 2.601-95 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы

ГОСТ 8.216-88 Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки

ГОСТ 12.2.007.0-75 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.007.3-75 Система стандартов безопасности труда. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности

ГОСТ 12.3.019-80 Система стандартов безопасности труда. Испытания и измерения электрические. Общие требования безопасности

ГОСТ 15.001-88 1) Система разработки и постановки продукции на производство. Продукция производственно-технического назначения

1) В Российской Федерации действует ГОСТ Р 15.201-2000.

ГОСТ 15.309-98 Система разработки и постановки продукции на производство. Испытания и приемка выпускаемой продукции. Основные положения

ГОСТ 27.003-90 Надежность в технике. Состав и общие правила задания требований по надежности

ГОСТ 721-77 Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В

ГОСТ 1516.1-76 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 3 до 500 кВ. Требования к электрической прочности изоляции

ГОСТ 1516.2-97 Электрооборудование и электроустановки переменного тока на напряжение 3 кВ и выше. Общие методы испытаний электрической прочности изоляции

ГОСТ 1516.3-96 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 1 до 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции

ГОСТ 3484.1-88 Трансформаторы силовые. Методы электромагнитных испытаний

ГОСТ 3484.2-88 Трансформаторы силовые. Испытания на нагрев

ГОСТ 3484.5-88 Трансформаторы силовые. Испытания баков на герметичность

ГОСТ 6581-75 Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электрических испытаний

ГОСТ 8865-93 Системы электрической изоляции. Оценка нагревостойкости и классификация

ГОСТ 9920-89 ( МЭК 694-80, МЭК 815-86) Электроустановки переменного тока на напряжение от 3 до 750 кВ. Длина пути утечки внешней изоляции

ГОСТ 10434-82 Соединения контактные электрические. Классификация. Общие технические требования

ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 15543.1-89 Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к климатическим внешним воздействующим факторам

ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения

ГОСТ 16962.1-89 ( МЭК 68-2-1-74) Изделия электротехнические. Методы испытаний на устойчивость к климатическим внешним воздействующим факторам

ГОСТ 16962.2-90 Изделия электротехнические. Методы испытаний на стойкость к механическим внешним воздействующим факторам

ГОСТ 17516.1-90 Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к механическим внешним воздействующим факторам

ГОСТ 18425-73 Тара транспортная наполненная. Метод испытания на удар при свободном падении

ГОСТ 18685-73 Трансформаторы тока и напряжения. Термины и определения

ГОСТ 19880-74 Электротехника. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 20074-83 Электрооборудование и электроустановки. Метод измерения характеристик частичных разрядов

ГОСТ 20690-75 Электрооборудование переменного тока на напряжение 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции

ГОСТ 21130-75 Изделия электротехнические. Зажимы заземляющие и знаки заземления. Конструкция и размеры

ГОСТ 22756-77 ( МЭК 722-86) Трансформаторы (силовые и напряжения) и реакторы. Методы испытаний электрической прочности изоляции

ГОСТ 23216-78 Изделия электротехнические. Хранение, транспортирование, временная противокоррозионная защита, упаковка. Общие требования и методы испытаний

РМГ 29-99 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрология. Основные термины и определения

3 Определения

Термины, применяемые в настоящем стандарте, и соответствующие им определения — по ГОСТ 3484.1, ГОСТ 16504, ГОСТ 18685, ГОСТ 19880, РМГ 29, а также следующие:

3.1 антирезонансный трансформатор: Трансформатор, устойчиво работающий при наличии в сети феррорезонансных явлений.

3.2 трехфазная группа однофазных трансформаторов: Группа из трех однофазных трансформаторов, установленных на общей раме (площадке) и электрически соединенных между собой по определенной схеме.

3.3 номинальный коэффициент напряжения: Коэффициент, на который следует умножать но минальное первичное напряжение, чтобы найти максимальное напряжение, при котором трансформатор соответствует требованиям по нагреву в течение установленного времени.

3.4 испытание для утверждения типа: Вид государственного метрологического контроля вновь разработанного трансформатора, проводимого в целях обеспечения единства измерений, утверждения типа трансформатора и занесения его в Государственный реестр средств измерений.

3.5 испытание на соответствие утвержденному типу: Вид государственного метрологического контроля, проводимого периодически в целях определения соответствия выпускаемых из производства трансформаторов утвержденному типу.

4 Классификация

4.1 Трансформаторы подразделяют по следующим основным признакам.

4.1.1 По роду установки (категории размещения и климатическому исполнению) по ГОСТ 15150.

При размещении трансформаторов внутри оболочек комплектных изделий категории размещения должны соответствовать указанным в таблице 1.

Таблица 1 — Категории размещения трансформаторов, установленных внутри оболочек комплектных изделий

Характеристика среды внутри оболочки

Категория размещения по ГОСТ 15150

1 Газовая среда, изолированная от наружного воздуха, или жидкая среда

2 Газовая среда, не изолированная от наружного воздуха

4.1.2 По числу фаз.

4.1.3 По наличию или отсутствию заземления вывода X первичной обмотки.

4.1.4 По принципу действия.

4.1.5 По числу ступеней трансформации.

4.1.6 По наличию компенсационной обмотки или обмотки для контроля изоляции сети.

4.1.7 По виду изоляции.

4.1.8 По особенностям конструктивного исполнения.

Основные признаки трансформаторов и их обозначения приведены в таблицах 2 и 3.

4.2 Трехобмоточный трансформатор следует изготовлять с двумя вторичными обмотками: основной и дополнительной.

По требованию потребителя допускается изготовление трехобмоточных трансформаторов с двумя основными вторичными обмотками.

Каждый электрик должен знать:  Солнечные зарядные устройства

Конструктивное исполнение трансформаторов

С емкостным делителем

Трехфазный с дополнительными обмотками для контроля изоляции сети

Трехфазный с компенсационными обмотками

С встроенным предохранителем

Залитая битумным компаундом

С фарфоровой покрышкой

5 Основные параметры

5.1 Трансформаторам, предназначенным для измерения, следует присваивать классы точности, выбираемые из ряда: 0,1; 0,2; 0,5; 1,0; 3,0.

Трансформаторам, предназначенным для защиты 1) , следует присваивать классы точности 3Р или 6Р.

1) Здесь и далее под словом «защита» подразумевается защита, управление, автоматика, сигнализация.

Трансформаторам присваивают один или несколько классов точности в зависимости от номинальных мощностей и назначения.

Конкретные классы точности следует устанавливать в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

Примечание — Для трехфазных трехобмоточных трансформаторов классы точности устанавливают только для основной вторичной обмотки. Для однофазных трехобмоточных трансформаторов классы точности устанавливают для обеих вторичных обмоток, причем для дополнительной вторичной обмотки класс точности должен быть 3, 3Р или 6Р.

5.2 Номинальные мощности трансформаторов для любого класса точности следует выбирать из ряда: 10; 15; 25; 30; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 500; 600; 800; 1000; 1200 В × А 2) . Значения номинальных мощностей для низших классов точности трансформаторов определяют в соответствии с приложением А .

2 ) По согласованию с потребителем допускается изготовление трансформаторов с номинальными мощностями 20 и 45 В ×А.

Конкретные значения номинальных мощностей для всех классов точности устанавливают в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

5.3 Предельные мощности трансформаторов следует выбирать из ряда: 160; 250; 400; 630; 1000; 1600; 2000; 2500 В × А.

Конкретные значения предельных мощностей следует устанавливать в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

5.4 За номинальные и предельные мощности трехобмоточных трансформаторов принимают суммарные мощности основной и дополнительной вторичных обмоток.

При нагрузке однофазного трехобмоточного трансформатора до предельной мощности, основная вторичная обмотка должна быть нагружена до мощности, равной разности предельной мощности и номинальной мощности дополнительной вторичной обмотки.

Для трехфазных трансформаторов за номинальные и предельные мощности принимают трехфазные мощности.

Для трехобмоточных трансформаторов с включенными нагрузками на обеих вторичных обмотках, работающих одновременно, распределение мощности нагрузки между обмотками следует устанавливать в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

5.5 Номинальные напряжения первичных обмоток однофазных трансформаторов, включаемых между фазами, и трехфазных трансформаторов на напряжение до 1000 В должны быть 380 или 660 В.

Номинальные напряжения первичных обмоток трансформаторов на напряжение более 1000 В должны соответствовать указанным в таблице 4.

Значения напряжения следует указывать в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

Класс напряжения по ГОСТ 1516.1 и ГОСТ 1516.3

Номинальное напряжение первичной обмотки для трансформаторов

однофазных незаземляемых, включаемых между фазами

однофазных заземляемых, включаемых между фазой и землей

1) Только для трансформаторов, присоединяемых непосредственно к шинам генераторного напряжения электрических станций или к выводам генераторов; и также для собственных нужд подстанций.

5.6 Номинальные напряжения основных вторичных обмоток должны быть 100 В для однофазных трансформаторов, включаемых на напряжение между фазами, и В — для однофазных трансформаторов, включаемых на напряжение между фазой и землей; для трансформаторов, предназначенных для экспорта, — соответственно 110 или В, 120 или В.

Примечание — По требованию потребителя допускается изготавливать трансформаторы с напряжением основных вторичных обмоток 200 или В, 220 или В.

5.7 Номинальные напряжения дополнительных вторичных обмоток должны быть:

100 В — для однофазных трансформаторов, работающих в сетях с заземленной нейтралью;

100/3 В — для однофазных трансформаторов, работающих в сетях с изолированной нейтралью;

для трансформаторов, предназначенных для экспорта, — соответственно 110 или 110/3 В, 120 или 120/3 В.

Примечание — По требованию потребителя допускается изготавливать трансформаторы с напряжением дополнительных вторичных обмоток соответственно 200 или 200/3 В, 220 или 220/3 В.

5.8 Номинальное вторичное напряжение трехфазных трансформаторов должно быть 100 В, а для трансформаторов, предназначенных для экспорта, — 110 В.

5.9 Номинальная частота напряжения питающей сети должна быть 50 или 60 Гц. Качество напряжения — по ГОСТ 13109.

5.10 Схемы и группы соединений первичных и вторичных обмоток трансформаторов должны соответствовать указанным в таблицах 5 — 12 .

Примечание — В технической документации допускаются обозначения: У вместо , Ун вместо , V вместо и Z вместо .

Таблица 5 — Схемы и группы соединений обмоток однофазных двухобмоточных трансформаторов

Схема соединения обмотки

Диаграмма векторов ЭДС обмотки

Таблица 6 — Схемы и группы соединений обмоток однофазных трехобмоточных трансформаторов с двумя основными вторичными обмотками

Схема соединения обмотки

Диаграмма векторов ЭДС обмотки

вторичной основной 1

вторичной основной 2

вторичной основной 1

вторичной основной 2

Таблица 7 — Схемы и группы соединений обмоток однофазных трехобмоточных трансформаторов с основной и дополнительной вторичными обмотками

Схема соединения обмотки

Диаграмма векторов ЭДС обмотки

Таблица 8 — Схемы и группы соединений обмоток трехфазных двухобмоточных трансформаторов

Схема соединения обмотки

Диаграмма векторов ЭДС обмотки

Таблица 9 — Схемы и группы соединений обмоток трехфазных двухобмоточных трансформаторов с положительной компенсацией 1) угловой погрешности

Схема соединения обмотки

Диаграмма векторов ЭДС обмотки

1) Положительная компенсация угловой погрешности трансформатора — поворот вектора первичного фазного напряжения относительно вектора вторичного фазного напряжения по направлению движения часовой стрелки на некоторый угол.

Таблица 10 — Схема и группа соединений обмоток трехфазных двухобмоточных трансформаторов с отрицательной компенсацией 1) угловой погрешности

Схема соединения обмотки

Диаграмма векторов ЭДС обмотки

1) Отрицательная компенсация угловой погрешности трансформатора — поворот вектора первичного фазного напряжения относительно вектора вторичного фазного напряжения против направления движения часовой стрелки на некоторый угол.

Таблица 11 — Схемы и группы соединений обмоток трехфазных трехобмоточных трансформаторов с основной и дополнительной вторичными обмотками

Схема соединения обмотки

Диаграмма векторов ЭДС обмотки

при нормальной работе системы

при замыкании фазы на землю в системе с изолированной нейтралью

Таблица 12 — Схемы и группы соединений обмоток трехфазных трехобмоточных трансформаторов с двумя основными вторичными обмотками

Схема соединения обмотки

Диаграмма векторов ЭДС обмотки

вторичной основной 1

вторичной основной 2

вторичной основной 1

вторичной основной 2

5.11 Условное обозначение трансформатора

1 В стандартах на трансформаторы конкретных типов в обозначении допускается применять дополнительные или исключать отдельные данные.

2 Левая буквенная часть обозначения представляет серию, совокупность буквенной и цифровой частей — тип.

3 Для трансформаторов ниже 1000 В вместо класса напряжения указывают номинальное напряжение первичной обмотки в киловольтах.

Пример условного обозначения трансформатора напряжения заземляемого, однофазного, электромагнитного, с литой изоляцией, со встроенным предохранителем, класса напряжения 10 кВ, климатического исполнения У, категории размещения 3 по ГОСТ 15150

То же, антирезонансной конструкции, масляного трехфазного с дополнительными обмотками для контроля изоляции сети, класса напряжения 10 кВ, климатического исполнения У, категории размещения 2 по ГОСТ 15150

6 Технические требования

6.1 Трансформаторы следует изготовлять в соответствии с требованиями настоящего стандарта, стандартов на трансформаторы конкретных типов по рабочим чертежам, утвержденным в установленном порядке.

6.2 В трехобмоточном трансформаторе основная вторичная обмотка предназначена для питания измерительных приборов и цепей защитных устройств, дополнительная вторичная обмотка — для питания цепей защитных устройств и контроля изоляции сети.

6.3 Однофазные трансформаторы должны быть рассчитаны для работы в электрических схемах согласно рисункам Б.1, Б.2, Б.6 — Б.10 приложения Б.

6.4 В трехфазных трехобмоточных трансформаторах, включенных по схеме согласно рисунку Б.4 , и однофазных трехобмоточных трансформаторах, включенных по схеме согласно рисунку Б.8 приложения Б , напряжение на вводах разомкнутого треугольника при симметричном номинальном первичном фазном напряжении не должно превышать 3 В.

6.5 К каждой дополнительной вторичной обмотке группы однофазных трехобмоточных трансформаторов, соединенных по схемам, изображенным на рисунках Б.9 и Б. 10 приложения Б , допускается подключать фазные нагрузки S 2 (рисунок 1 ).

Сумма мощности фазной нагрузки S 2 и общей нагрузки разомкнутого треугольника S D при равенстве cos j не должна превышать мощности дополнительной вторичной обмотки трансформатора S доп (за расчетную схему принимается двухфазное короткое замыкание на землю)

6.6 Трехфазные трансформаторы, а также трехфазные группы однофазных трансформаторов, предназначенные для контроля изоляции в сетях с изолированной нейтралью, должны выдерживать не менее 8 ч однофазные замыкания сети на землю при наибольшем рабочем напряжении, соответствующем ГОСТ 721 .

Однофазные трансформаторы должны выдерживать напряжения в соответствии с таблицей 13.

Номинальный коэффициент напряжения

Способ включения первичной обмотки и условия заземления системы

Между фазами любой сети. Между нейтральной точкой трансформатора и землей в любой сети

Между фазой и землей в системе с эффективно заземленной нейтралью

Между фазой и землей в системе с неэффективно заземленной нейтралью с автоматическим отключением при замыкании на землю

Между фазой и землей в системе с изолированной нейтралью без автоматического отключения при замыкании на землю или в резонансно-заземленной системе без автоматического отключения при замыкании на землю

6.7 Напряжения на вводах разомкнутого треугольника дополнительных вторичных обмоток трехобмоточных трансформаторов должно быть от 90 до 110 В при приложенном к ним симметричном линейном напряжении, соответствующем номинальному первичному напряжению, и последующем замыкании одной из фаз на землю.

Примечание — Указанные значения напряжений относятся к трансформаторам с номинальным вторичным напряжением 100 В. Для трансформаторов с номинальным вторичным напряжением 110 и 200 В значения напряжений следует указывать в стандартах на эти трансформаторы.

6.8 Требования по устойчивости к внешним воздействиям окружающей среды

6.8.1 Трансформаторы следует изготавливать в климатических исполнениях по ГОСТ 15150 и ГОСТ 15543.1 . Категория размещения — по ГОСТ 15150 .

Вид климатического исполнения и категорию размещения следует указывать в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

Для трансформаторов категории размещения 4 по ГОСТ 15150 климатическое исполнение — УХЛ4 или О4.

Требования в части стойкости к климатическим внешним воздействующим факторам — по ГОСТ 15543.1.

6.8.2 Трансформаторы должны быть предназначены для работы на высоте до 1000 м над уровнем моря, за исключением трансформаторов на номинальное напряжение 750 кВ, которые должны быть предназначены для работы на высоте до 500 м.

Допускается по согласованию между потребителем и изготовителем изготавливать трансформаторы для работы на высоте свыше 1000 м.

6.8.3 Устойчивость трансформаторов к воздействию механических факторов внешней среды — по ГОСТ 17516.1 . Группу механического исполнения по ГОСТ 17516.1 устанавливают в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

Трансформаторы категории размещения 1 должны быть рассчитаны на суммарную механическую нагрузку от ветра скоростью 40 м/с, гололеда с толщиной стенки льда 20 мм и от тяжения проводов не менее:

500 Н (50 кгс) — для трансформаторов на номинальное напряжение до 35 кВ включительно;

1000 Н (100 кгс) — для трансформаторов на номинальное напряжение от 110 до 220 кВ;

1500 Н (150 кгс) — для трансформаторов на номинальное напряжение 330 кВ и выше.

6.8.4 Рабочее положение трансформаторов в пространстве должно быть указано в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

6.9 Требования к конструкции

6.9.1 Вводы и контактные выводы

6.9.1.1 Расположение вводов масляных трансформаторов и контактных выводов сухих трансформаторов следует указывать в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

6.9.1.2 Контактные выводы следует выполнять по ГОСТ 10434.

6.9.1.3 У трансформаторов с первичным напряжением 35 кВ и выше вводы вторичных обмоток и заземляемые вводы первичной обмотки должны быть с контактным резьбовым соединением диаметром не менее М6.

6.9.1.4 У трансформаторов категории размещения 1 по ГОСТ 15150 длина пути утечки внешней изоляции по ГОСТ 9920 должна быть установлена в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

У трансформаторов категорий размещения 2 и 5 по ГОСТ 15150 длина пути утечки внешней изоляции с учетом выпадения росы и инея должна быть установлена в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

6.9.1.5 Плоский контактный зажим ввода первичного напряжения трансформатора, предназначенный для соединения с шинами экранированного токопровода, должен позволять регулирование его высоты по отношению к вводу не менее 10 мм.

6.9.1.6 Конструкцией трансформаторов категории размещения 1 по ГОСТ 15150 должна быть обеспечена защита места присоединения кабелей к выводам вторичных обмоток от атмосферных осадков.

6.9.2 Баки (фарфоровые покрышки) и расширители

6.9.2.1 Конструкция маслонаполненных трансформаторов должна обеспечивать их герметичность. Стандарты на маслонаполненные трансформаторы должны содержать требования по проверке герметичности конструкции, а также требования к газо- и влагосодержанию заливаемого в трансформаторы масла.

6.9.2.2 Маслонаполненный трансформатор должен иметь расширитель, вместимость которого обеспечивает постоянное наличие в нем масла при всех режимах работы трансформатора в диапазоне рабочих температур. Функцию расширителя могут выполнять верхняя часть фарфоровой покрышки, сильфон или другие устройства.

6.9.2.3 Маслонаполненные трансформаторы должны иметь указатели уровня масла. Около указателя уровня масла или на нем должны быть нанесены три контрольные черты, соответствующие уровню масла в неработающем трансформаторе при температуре 20 ° С, а также при верхнем и нижнем значениях температуры. Допускается применять другие устройства контроля уровня масла.

6.9.2.4 В трансформаторах с массой масла до 50 кг допускается наносить на указателе уровня масла одну контрольную черту, по которой устанавливают уровень заливаемого в трансформатор масла при температуре 20 ° С.

6.9.2.5 В герметичных трансформаторах способы контроля уровня масла должны быть указаны в стандартах на эти трансформаторы.

6.9.2.6 Трансформаторы с массой масла менее 20 кг, соответствующие требованиям 6.9.2.2, допускается изготавливать без указателей уровня масла.

6.9.2.7 Конструкция газонаполненных трансформаторов должна иметь защиту от чрезмерного увеличения давления газа при аварии, связанной с пробоем внутренней изоляции и горением дуги.

6.9.2.8 Конструкция газонаполненных трансформаторов должна обеспечивать утечку массы газа не более 1 % в год.

6.9.3.1 Масляные трансформаторы с первичным напряжением 10 кВ и выше и массой масла более 10 кг должны быть снабжены арматурой для заливки, отбора проб и слива масла.

6.9.3.2 Арматуру для отбора проб масла помещают в нижней части бака, при этом должно быть предусмотрено плавное регулирование вытекающей струи масла.

6.9.3.3 На трансформаторах, конструкцией которых предусмотрена разборка, должно быть место для нанесения поверительного клейма или пломбы. Клеймо или пломба должны препятствовать разборке трансформатора без их нарушения.

6.9.3.4 Трансформаторы с массой более 20 кг должны иметь устройство по ГОСТ 12.2.007.0 для подъема, опускания и удержания их на весу. При невозможности конструктивного выполнения таких приспособлений в руководстве по эксплуатации следует указывать места захвата трансформатора при такелажных работах.

6.9.4.1 Трансформаторы с первичным напряжением до 660 В включительно должны быть оснащены заземляющими зажимами с резьбовым соединением шпилек, болтов, винтов диаметром не менее М6, трансформаторы на номинальное напряжение свыше 660 В — не менее М8. Конструкция и размеры заземляющих зажимов — по ГОСТ 21130.

6.9.4.2 Около заземляющего зажима должен быть нанесен знак заземления по ГОСТ 21130.

Способ нанесения знака заземления должен обеспечивать его долговечность и стойкость к атмосферным воздействиям.

6.9.4.3 Поверхность площадки заземляющего зажима (бобышка, прилив) должна соответствовать требованиям ГОСТ 21130. Размеры поверхности площадки должны быть достаточными для надежного соединения с шиной шириной не менее 20 мм — для трансформаторов с первичным напряжением 3 — 35 кВ и шириной не менее 40 мм — для трансформаторов с первичным напряжением 110 кВ и выше.

Примечание — Для малогабаритных трансформаторов с первичным напряжением до 660 В допускается уменьшать площадки заземления до размеров, позволяющих надежно соединять их с заземляющей жилой диаметром не менее 2 мм.

6.9.4.4 Трансформаторы с литой изоляцией, не имеющие металлического корпуса, допускается изготавливать без заземляющих зажимов.

6.9.5 Защита масла и поверхностей трансформатора

6.9.5.1 Масляные трансформаторы с первичным напряжением 110 кВ и выше должны быть оборудованы защитой, предохраняющей масло от непосредственного соприкосновения с окружающим воздухом.

6.9.5.2 Все непосредственно соприкасающиеся с окружающим воздухом, подверженные коррозии поверхности трансформатора должны быть защищены лакокрасочными, гальваническими и другими покрытиями.

6.9.5.3 Металлические поверхности внутри бака или расширителя масляного трансформатора должны иметь маслостойкое покрытие, защищающее масло от соприкосновения с ними и не оказывающее вредного воздействия на масло.

Примечание — Допускается не защищать покрытием торцевые поверхности магнитопроводов и поверхности материалов, не оказывающих активного каталитического воздействия на масло.

6.10 Применяемые в конструкции трансформаторов материалы должны обеспечивать выполнение требований по взрыво- и пожаробезопасности.

Марку масла указывают в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

6.11 Требования к нагреву

6.11.1 Превышение элементами трансформаторов температуры окружающей среды не должно быть более значений, указанных в таблице 14.

Класс нагревостойкости по ГОСТ 8865

Превышение температуры при номинальном напряжении, протекании тока, соответствующего предельной мощности трансформатора, и эффективной температуре окружающего воздуха 40 ° С

Обмотки, погруженные в масло

По изменению сопротивления обмоток постоянному току

Обмотки, залитые эпоксидным компаундом

Обмотки, залитые битумным компаундом

Обмотки сухих трансформаторов

Масло в верхних слоях:

исполнение герметичное или с устройством, полностью защищающим масло от соприкасания с окружающим воздухом

По термометру или термопаре

в остальных случаях

1 Указанные требования не распространяются на трансформаторы, размещаемые с внешней стороны пофазно экранированных токопроводов, но обязательны для вводов, находящихся внутри токопроводов.

2 Вместо эффективной температуры окружающей среды допускается принимать верхнее значение температуры.

6.11.2 Для трансформаторов, эксплуатируемых при температуре окружающего воздуха выше 40 ° С, допускаемые значения превышения температуры, указанные в таблице 14, должны быть уменьшены на разность между температурой окружающего воздуха при эксплуатации и при 40 ° С. При температуре эксплуатации ниже 40 ° С допускаемые значения превышения температуры соответственно увеличиваются.

6.11.3 Классы нагревостойкости изоляции обмоток сухих трансформаторов должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

6.11.4 Превышения температуры элементов однофазных трансформаторов, указанные в таблице 14 , могут быть на 10 ° С выше при номинальных коэффициентах напряжения 1,5 и 1,9 (таблица 13 ) и значении мощности, установленном в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

6.12 Требования к изоляции

6.12.1 Требования к электрической прочности изоляции трансформаторов с номинальными первичными напряжениями 3 — 500 кВ — по ГОСТ 1516.1 и ГОСТ 1516.3, а с номинальным первичным напряжением 750 кВ — по ГОСТ 1516.3 и ГОСТ 20690.

Заземляемые нейтрали первичных обмоток трехфазных трансформаторов, а также предназначенные для заземления вводы первичных обмоток однофазных трансформаторов могут иметь неполную изоляцию, которая должна выдерживать в течение 1 мин испытательное напряжение 3 кВ частотой 50 Гц, приложенное от внешнего источника.

Изоляция вторичных обмоток трансформаторов должна выдерживать в течение 1 мин испытательное напряжение 3 кВ частотой 50 Гц, приложенное от внешнего источника.

6.12.2 Трансформаторы, изготавливаемые с номинальными первичными напряжениями, отличающимися от указанных в таблице 4, значения которых не превышают или равны наибольшему рабочему напряжению соответствующего класса напряжения, указанного в ГОСТ 1516.1 и ГОСТ 1516.3, должны иметь уровень изоляции по ГОСТ 1516.1, ГОСТ 1516.3 или ГОСТ 20690 для напряжения данного класса.

6.12.3 Изоляция первичных обмоток трансформаторов с номинальным первичным напряжением до 660 В включительно должна выдерживать одноминутное испытательное напряжение 3 кВ частотой 50 Гц, приложенное от внешнего источника.

6.12.4 Требования к электрической прочности изоляции емкостных делителей напряжения, изолирующих подставок и электромагнитных устройств для емкостных трансформаторов должны быть указаны в стандартах на эти трансформаторы.

6.12.5 Уровень частичных разрядов изоляции электромагнитных трансформаторов на номинальное напряжение 3 кВ и выше уровня изоляции «а» по ГОСТ 1516.3 должен соответствовать значениям, приведенным в таблице 15 .

Условие заземления системы

Соединение первичной обмотки

Напряжение измерения частичных разрядов

Допускаемый уровень частичных разрядов, пКл, для изоляции

Эффективно заземленная нейтраль

Неэффективно заземленная или изолированная нейтраль

Примечание — U н.р — наибольшее рабочее напряжение.

Требования, предъявляемые к маслонаполненным трансформаторам на номинальное напряжение 110 кВ и выше по тангенсу угла диэлектрических потерь, должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

6.12.6 При нормальных климатических условиях по ГОСТ 15150 сопротивление изоляции первичных обмоток должно быть не менее 300 МОм, вторичных обмоток — не менее 50 МОм, связующих обмоток каскадных трансформаторов — не менее 1 МОм.

6.12.7 Диэлектрические показатели качества масла маслонаполненных трансформаторов должны соответствовать указанным в таблице 16 .

Показатель качества масла

Номинальное напряжение трансформаторов, кВ

Предельно допустимое значение показателя качества масла

для заливки в трансформатор

после заливки в трансформатор

Пробивное напряжение по ГОСТ 6581 , кВ, не менее

Тангенс угла диэлектрических потерь при 90 °С по ГОСТ 6581 , %, не более

6.12.8 Газовая изоляция первичной обмотки трансформаторов, работающих при избыточном давлении газа, должна в течение 15 мин выдерживать напряжение 1,1 при избыточном давлении газа, равном нулю.

6.13 Требования к переходным процессам в емкостных трансформаторах

6.13.1 Переходный процесс, возникающий во вторичной цепи емкостного трансформатора после отключения в ней короткого замыкания при первичном напряжении 0,8 — 1,2 номинального значения, указанного в таблице 4, должен затухать до значения, отличающегося от исходного не более чем на 10 %, за время, соответствующее 10 периодам номинальной частоты.

6.13.2 При внезапных коротких замыканиях в первичной цепи емкостного трансформатора его вторичное напряжение в течение одного периода номинальной частоты должно снизиться до значения менее 10 % амплитудного значения до короткого замыкания.

6.13.3 Допустимые значения амплитуды колебания вторичного напряжения при включении емкостного трансформатора на полное номинальное первичное напряжение должны быть предусмотрены в эксплуатационной документации на трансформаторы конкретных типов.

6.14 Требования к стойкости электромагнитных трансформаторов при токах короткого замыкания

6.14.1 Электромагнитные трансформаторы должны в течение 1 с выдерживать токи короткого замыкания, возникающего на вводах вторичных обмоток.

6.14.2 По согласованию между потребителем и изготовителем в стандартах на трансформаторы конкретных типов указывают токи короткого замыкания между всеми вторичными выводами.

6.15 Метрологические характеристики

6.15.1 Метрологические характеристики должны быть установлены для следующих рабочих условий применения трансформаторов:

частота переменного тока (50 ± 0,5) или (60 ± 0,5) Гц;

мощность активно-индуктивной нагрузки при коэффициенте мощности 0,8 определяется от 0,25 до 1) ,

1) По согласованию с потребителем допускается более узкий диапазон мощности нагрузки, например от 0,5 до .

где S ном — номинальная мощность трансформатора в данном классе точности, В × А;

U 1ном — номинальное значение первичного напряжения трансформатора, В;

U 1 — значение первичного напряжения, подведенного к трансформатору, В;

0,8 — 1,2 номинального напряжения — для трансформаторов, предназначенных для измерения;

от 0,02 или 0,05 до 1,2; 1,5 или 1,9 номинального напряжения — для трансформаторов, предназначенных для защиты;

температура окружающего воздуха — в соответствии со стандартами на трансформаторы конкретных типов;

высота установки трансформаторов над уровнем моря — по 6.8.2.

6.15.2 Предельные значения допускаемых погрешностей трансформаторов в рабочих условиях применения по 6.15.1 при установившемся режиме работы должны соответствовать указанным в таблице 17.

6.15.3 По согласованию между потребителем и изготовителем в эксплуатационной документации на трансформаторы должны быть указаны зависимости погрешностей от влияющих факторов: первичного напряжения, мощности нагрузки, коэффициента мощности нагрузки, частоты, температуры в диапазоне их рабочих значений, а также динамические характеристики.

Также должна быть указана точность определения зависимости погрешностей. Зависимости погрешностей от каждого влияющего фактора следует приводить при номинальных значениях всех остальных влияющих факторов.

6.16 Ток холостого хода должен быть установлен изготовителем и указан в эксплуатационной документации на трансформаторы конкретных типов.

6.17 Сопротивление обмоток постоянному току должно быть установлено изготовителем и указано в эксплуатационной документации на трансформаторы конкретных типов.

6.18 Напряжение короткого замыкания должно быть указано в эксплуатационной документации на трансформаторы конкретных типов.

Предел допускаемой погрешности

Примечание — В таблице указаны погрешности трансформаторов для защиты в диапазоне первичных напряжений от 0,2 до 1,2 номинального.

При значении первичного напряжения, подведенного к трансформатору для защиты, равном 0,02 номинального, предельные значения допускаемых погрешностей должны быть увеличены в два раза.

При значении первичного напряжения, подведенного к трансформатору для защиты, равном 0,05; 1,5 или 1,9 номинального, предельные значения допускаемых погрешностей по согласованию между разработчиком и заказчиком могут быть увеличены в два раза.

В стандартах на трансформаторы конкретных типов должны быть указаны расчетные значения погрешностей при значениях напряжений 0,02; 0,05; 1,5 и 1,9 номинального.

6.19 Требования к надежности

6.19.1 Средняя наработка до отказа должна быть установлена по ГОСТ 27.003 и указана в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

6.19.2 Средний срок службы трансформаторов — 25 лет.

6.19.3 Требования по ремонтопригодности должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

6.20.1 Комплектность трансформаторов должна быть установлена в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

6.20.2 К трансформаторам должна быть приложена эксплуатационная документация по ГОСТ 2.601 : паспорт, руководство по эксплуатации, ведомости ЗИП (при наличии).

Для трансформаторов на напряжение до 10 кВ включительно по согласованию с потребителем, если это установлено в стандартах на трансформаторы конкретных типов, паспорт может быть заменен этикеткой.

Для трансформаторов на напряжение до 660 В номенклатура эксплуатационной документации может быть сокращена и должна быть указана в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

Число экземпляров эксплуатационной документации, прилагаемой к трансформаторам, устанавливают в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

6.21.1 Все вводы и выводы трансформаторов для внешнего присоединения следует обозначать способом, обеспечивающим долговечность и стойкость маркировки к атмосферным воздействиям.

Условные обозначения вводов и выводов — в соответствии с таблицами 5 — 12.

6.21.2 Каждый трансформатор должен быть снабжен прикрепленной на видном месте табличкой, на которой указывают:

товарный знак предприятия-изготовителя или его наименование;

наименование «трансформатор напряжения»;

тип трансформатора и климатическое исполнение;

порядковый номер по системе нумерации предприятия-изготовителя;

обозначение стандарта на трансформаторы конкретных типов или обозначение настоящего стандарта;

год выпуска (на трансформаторах, предназначенных для экспорта, не указывают);

номинальное напряжение первичной обмотки, В;

номинальные напряжения каждой из вторичных обмоток, В (для трехфазных трехобмоточных трансформаторов указывают только напряжение основной вторичной обмотки);

номинальную частоту, Гц (при частоте 50 Гц допускается не указывать);

классы точности и соответствующие им номинальные мощности, В × А;

предельную мощность, В × А;

полную массу трансформатора, кг;

условное обозначение схемы и группы соединения обмоток (для трехфазных трансформаторов).

1 Допускается наносить перечисленные данные на одну или несколько табличек, а также частично или полностью на элементы конструкции трансформатора.

2 Допускается наносить на табличку дополнительную информацию в соответствии со стандартами на трансформаторы конкретных типов.

6.21.3 В каскадных и емкостных трансформаторах маркируют каждый блок или конденсатор, входящий в комплект трансформатора.

6.21.4 Маркировка транспортной тары — по ГОСТ 14192.

6.22.1 Перед упаковыванием все неокрашенные наружные поверхности, которые могут подвергаться коррозии и порче, должны быть подвергнуты консервации.

6.22.2 Упаковка должна обеспечивать сохранность трансформаторов при их транспортировании. Вид упаковывания должен быть предусмотрен в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

7 Требования безопасности

7.1 Требования безопасности к конструкции трансформаторов — по ГОСТ 12.2.007.0 и ГОСТ 12.2.007.3.

7.2 Требования безопасности при испытаниях трансформаторов — по ГОСТ 8.216 и ГОСТ 12.3.019.

8 Правила приемки

8.1 Для проверки соответствия трансформаторов требованиям настоящего стандарта и стандартов на трансформаторы конкретных типов следует проводить испытания:

для утверждения типа;

на соответствие утвержденному типу;

8.2 Объем испытаний и проверок, в зависимости от конструктивных особенностей и назначения трансформатора, следует выбирать по таблице 18 и устанавливать в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

Наименование испытания и проверки

Необходимость проведения испытаний

Пункт настоящего стандарта

для утверждения типа

на соответствие утвержденному типу

1 Проверка на соответствие требованиям сборочного чертежа

2 Испытание пробы масла маслонаполненных трансформаторов:

определение пробивного напряжения

определение тангенса угла диэлектрических потерь

3 Измерение сопротивления изоляции обмоток

4 Испытания электрической прочности изоляции:

одноминутным напряжением промышленной частоты

трансформаторов с номинальным напряжением 330 кВ и выше напряжением коммутационного импульса

трансформаторов с номинальным напряжением свыше 1000 В напряжениями грозового импульса

внутренней изоляции первичной обмотки на стойкость к тепловому пробою

изоляции первичной обмотки газонаполненных трансформаторов при остаточном давлении газа, равном нулю

проверка длины пути утечки

5 Измерение тока холостого хода

6 Определение погрешностей:

при нагрузках, соответствующих всем классам точности, присвоенных данному трансформатору

при нагрузках, соответствующих высшему классу точности

7 Проверка группы соединения обмоток

8 Измерения напряжения на вводах разомкнутого треугольника дополнительных вторичных обмоток трехобмоточных трансформаторов:

при симметричном номинальном первичном напряжении

при замыкании одной из фаз на землю

9 Испытание на нагрев

10 Испытание на устойчивость трансформаторов к длительному однофазному замыканию питающей сети на землю

11 Испытание на устойчивость трансформаторов к токам короткого замыкания

12 Проверка работоспособности емкостных трансформаторов в переходных режимах

13 Климатические испытания в объеме, предусмотренном стандартами на трансформаторы конкретных типов

14 Механические испытания в объеме, предусмотренном стандартами на трансформаторы конкретных типов

15 Испытание на прочность при транспортировании

16 Испытание упаковки на сбрасывание

17 Измерение уровня частичных разрядов электромагнитных трансформаторов с уровнем изоляции «а» по ГОСТ 1516.3

18 Подтверждение средней наработки до отказа

19 Испытание маслонаполненных трансформаторов на герметичность

20 Измерение сопротивления обмоток постоянному току

21 Определение количественной утечки газа газонаполненных трансформаторов

22 Испытание газонаполненных трансформаторов на взрывобезопасность

1 Знак «+» означает, что испытания проводят; знак «-» — не проводят; буква «О» — испытания проводят, если они предусмотрены в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

2 Для трансформаторов класса напряжения 330 кВ и выше вместо испытания электрической прочности изоляции одноминутным напряжением промышленной частоты допускается проводить испытания электрической прочности изоляции напряжением коммутационного импульса.

3 Для трансформаторов с номинальной частотой 60 Гц все испытания проводят при частоте 50 Гц (кроме определения погрешностей емкостных трансформаторов), о чем должно быть указано в паспорте.

8.3.1 При испытаниях квалификационных, для утверждения типа, периодических, типовых и на соответствие утвержденному типу отдельные испытания, не влияющие на результаты других испытаний, предусмотренных таблицей 18, допускается проводить на разных трансформаторах (параллельные испытания).

Перечень параллельных испытаний следует устанавливать в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

8.3.2 Допускается совмещение отдельных видов испытаний из перечисленных в 8.1.

8.3.3 Типоисполнения и число трансформаторов, подвергаемых каждому испытанию при испытаниях квалификационных, для утверждения типа, периодических, типовых и на соответствие утвержденному типу следует указывать в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

8.3.4 При приемосдаточных испытаниях трансформаторы подвергают проверке методом сплошного контроля.

8.3.5 Допускается проводить испытания на сборочных единицах и деталях трансформаторов.

Допускается по согласованию между потребителем и изготовителем при испытаниях квалификационных, для утверждения типа, периодических, типовых и на соответствие утвержденному типу засчитывать испытания трансформаторов других типов (серий), имеющих аналогичные конструктивные или технологические решения или одинаковые применяемые материалы, при наличии таких указаний в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

8.3.6 Последовательность испытаний может быть произвольной, если иные требования не установлены в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

8.3.7 При отрицательных результатах приемосдаточных, периодических и типовых испытаний после устранения дефектов повторные испытания проводят в полном объеме или в технически обоснованных случаях в сокращенном объеме: повторяют испытания, по которым получены неудовлетворительные результаты, испытания, которые могли повлиять на возникновение дефектов, а также те испытания, которые не проводились.

Если конкретные причины неудовлетворительного результата не установлены, повторные испытания по пунктам несоответствия проводят на удвоенном числе образцов. Результаты повторных испытаний являются окончательными.

8.4 Квалификационные испытания

8.4.1 Порядок проведения квалификационных испытаний — по ГОСТ 15.001 и ГОСТ 15.309.

8.4.2 Допускается засчитывать в качестве квалификационных испытаний испытания опытных образцов, проведенные в соответствии с таблицей 18, если соблюдены следующие условия:

опытные образцы были изготовлены по технологии и на оборудовании, предусмотренных для серийного производства;

при изготовлении установочной серии не проводилась доработка конструкции, требующая проведения испытаний;

время, прошедшее после испытаний опытных образцов, не превышает срок, установленный для периодических испытаний.

Если эти условия не соблюдены, то при соответствующем техническом обосновании допускается засчитывать отдельные испытания, на результатах которых несоблюдение указанных условий не отражается.

8.5 Приемосдаточные испытания

Приемосдаточные испытания проводит служба технического контроля или другая уполномоченная на это служба предприятия-изготовителя.

Одновременно с приемосдаточными испытаниями каждый трансформатор должен подвергаться первичной поверке по правилам, принятым в стране-изготовителе, и по методике ГОСТ 8.216.

8.6 Периодические испытания

8.6.1. Периодические испытания следует проводить на трансформаторах серийного производства не реже одного раза в 5 лет.

Подтверждение средней наработки до отказа первый раз проводят через 10 лет после начала серийного производства, затем — не реже одного раза в 5 лет.

8.6.2 Если производство трансформаторов было прервано ко времени наступления срока очередных периодических испытаний, то при возобновлении выпуска следует проводить периодические испытания трансформаторов на образцах первой партии, изготовленной после возобновления производства.

До завершения отдельных (длительных по времени) испытаний, входящих в объем периодических испытаний, основанием для выпуска трансформаторов является протокол предыдущих периодических испытаний.

8.7 Типовые испытания следует проводить в полном или сокращенном объеме квалификационных испытаний при изменении конструкции, применяемых материалов или технологии производства, если эти изменения могут оказать влияние на характеристики или параметры трансформаторов.

В зависимости от характера вносимого изменения (изменений) испытаниям допускается подвергать отдельные сборочные единицы, детали, образцы материалов и др.

8.8 Испытания для утверждения типа и на соответствие утвержденному типу следует проводить по правилам, принятым в стране-изготовителе.

9 Методы контроля

9.1 Проверка на соответствие требованиям сборочного чертежа

9.1.1 Проверке подлежат:

габаритные 1) , установочные и присоединительные размеры, для которых на сборочном чертеже указаны предельные отклонения;

масса трансформатора 1) ;

состояние поверхности наружных изоляционных частей;

состояние защитных покрытий наружных частей;

состояние площадок под заземляющие зажимы;

правильность заполнения табличек технических данных;

Проверку проводят внешним осмотром, измерением универсальным измерительным инструментом, при помощи шаблонов, а также взвешиванием трансформатора на весах общего применения или при помощи пружинного динамометра.

1) Только при испытаниях квалификационных, для утверждения типа, типовых, периодических и на соответствие утвержденному типу.

9.1.2 При приемосдаточных испытаниях размеры допускается проверять на деталях и сборочных единицах до сборки трансформатора.

9.1.3 Допускается определять массу трансформатора суммированием масс всех сборочных единиц.

9.2 Определение пробивного напряжения и тангенса угла диэлектрических потерь при испытании пробы масла — по ГОСТ 6581 . Для трансформаторов с номинальным напряжением до 35 кВ включительно проба масла отбирается в тот же день из емкости, из которой масло заливается в трансформатор, а для трансформаторов с номинальным напряжением 110 кВ и выше — непосредственно из трансформатора. Порядок взятия пробы должен быть установлен в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

9.3 Измерение сопротивления изоляции обмоток проводится мегаомметром на 2500 В для первичных обмоток незаземляемых трансформаторов и на 1000 В — для первичных обмоток заземляемых и вторичных обмоток всех трансформаторов.

9.4 Испытание электрической прочности изоляции — по ГОСТ 1516.2 и ГОСТ 22756 .

При повторных испытаниях внутренней изоляции первичных обмоток, проводимых с целью проверки работоспособности трансформаторов после проведения испытаний других видов, испытательное напряжение должно быть не более 90 % испытательного напряжения, предусмотренного ГОСТ 1516.1 и ГОСТ 1516.3.

9.5 Измерение тока холостого хода — по ГОСТ 3481.1.

9.6 Определение погрешностей ( 6.15 ) и проверка группы соединения обмоток ( 5.10 ) — по ГОСТ 8.216 . При испытании трехобмоточных трансформаторов обмотка, свободная от испытаний, должна быть разомкнута.

Для трехобмоточных трансформаторов, длительно работающих с включенными нагрузками на обеих вторичных обмотках, погрешности трансформаторов определяют с включением нагрузок на обе вторичные обмотки. Порядок распределения нагрузок между вторичными обмотками при определении погрешностей должен быть указан в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

1 Погрешности емкостных трансформаторов, предназначенных для работы в электрических цепях переменного тока частотой 50 Гц, определяют при частотах питающего напряжения 49,5 и 50,5 Гц.

2 Погрешности емкостных трансформаторов, предназначенных для работы в электрических цепях переменного тока частотой 60 Гц, определяют при частотах питающего напряжения 59,5 и 60,5 Гц.

3 Погрешности емкостных трансформаторов определяют при нагрузках, соответствующих всем классам точности. С разрешения Государственного центра по испытанию средств измерений (по специализации) по результатам испытаний для утверждения типа (по проверке соответствия утвержденному типу) трансформатора допускается проверять погрешности этих трансформаторов только по высшему классу точности.

4 Погрешности обмоток для защиты определяют при напряжениях 0,2 и 1,2 номинального значения.

5 При приемосдаточных испытаниях определение погрешностей электромагнитных трансформаторов проводят при меньшем числе значений напряжений и мощностей, если обоснованность такого уменьшения подтверждена квалификационными и типовыми испытаниями.

9.7 Напряжение на вводах разомкнутого треугольника вторичных дополнительных обмоток трехобмоточных трансформаторов ( 6.4 ) измеряют при нагрузке этих обмоток номинальной мощностью с коэффициентом мощности 0,8 (характер нагрузки — активно-индуктивный).

Для получения симметрии первичного фазного напряжения допускается испытывать трансформатор в питающей сети с заземленной нейтралью по схемам, изображенным на рисунках Б.9 и Б.10 приложения Б.

9.8 Напряжение на вводах разомкнутого треугольника вторичных дополнительных обмоток трехобмоточных трансформаторов ( 6.7 ), возникающее при замыкании одной из фаз первичных обмоток на землю, измеряют при номинальном значении нагрузки дополнительных обмоток и значении нагрузки основных вторичных обмоток, соответствующей низшему классу точности.

При этом трансформаторы включаются в сеть с изолированной нейтралью, а их линейные выводы первичных обмоток поочередно закорачивают на землю. Допускается проводить испытание на любых двух фазах трансформаторов.

Примечание — При испытаниях по 9.7 и 9.8 необходимо заземление дополнительных вторичных обмоток через пробивной предохранитель для трансформаторов, включаемых по схемам, изображенным на рисунках Б.4 и Б.5 приложения Б.

9.9 Испытание на нагрев при предельной мощности — по ГОСТ 3484.2 методом непосредственной нагрузки при питании номинальным напряжением со стороны первичной обмотки и распределением нагрузки согласно 5.4 . При этом допускается контролировать только температуру обмоток по изменению сопротивления, а у маслонаполненных трансформаторов также температуру верхних слоев масла.

9.10 Испытание на устойчивость к длительным однофазным замыканиям питающей сети на землю проводят только для заземляемых трансформаторов, предназначенных для работы в сетях с изолированной нейтралью ( 6.6 ).

К трехфазным трансформаторам, а также к трехфазным группам однофазных трансформаторов, объединенных предприятием-изготовителем в единую конструкцию, подводят трехфазное практически синусоидальное и практически симметричное напряжение, равное наибольшему рабочему значению по ГОСТ 1516.3 с последующим замыканием одной из фаз первичной обмотки на землю. К однофазным трансформаторам подводят напряжение, равное 1,9 номинального.

При испытании трансформаторов вторичные обмотки должны быть нагружены мощностью, указанной в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

В этом режиме трансформаторы испытывают в течение 8 ч. Превышение температуры трансформаторов должно соответствовать 6.11.4.

Температуру трансформаторов, подвергающихся повышенному напряжению в течение 30 с (таблица 14), не контролируют.

После этих испытаний трансформаторы должны быть подвергнуты повторным испытаниям в объеме приемосдаточных.

9.11 Испытания на устойчивость к токам короткого замыкания проводят следующим образом.

К первичным обмоткам трансформаторов подводят напряжение, равное 0,9 — 1,05 номинального, при разомкнутых вторичных обмотках. Затем одну из вторичных обмоток с помощью специального устройства закорачивают и выдерживают режим в течение 1 с. При этом напряжение на выводах первичной обмотки должно сохраняться в указанных пределах.

Критерии оценки должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

При испытании электромагнитных трансформаторов и электромагнитных устройств емкостных трансформаторов напряжение допускается подводить со стороны вторичных обмоток при замкнутой накоротко первичной обмотке.

9.12 Работу трансформатора при переходных процессах проверяют с осциллографической записью или определением показателей процесса другими методами, обеспечивающими необходимую точность измерений.

9.12.1 Испытание на затухание переходного процесса при кратковременном коротком замыкании во вторичной цепи ( 6.13.1) проводят замыканием накоротко вводов основной вторичной обмотки трансформатора при опыте холостого хода. Падение напряжения во внешней цепи при этом должно быть не более 10 % номинального значения. Длительность переходного процесса определяют десять раз. Если хотя бы в одном случае длительность переходного процесса составит более 10 периодов номинальной частоты, то проводят дополнительно 90 аналогичных проверок. При этом длительность переходного процесса может быть от 10 до 15 периодов номинальной частоты не более чем в трех случаях из суммарных 100.

Каждый электрик должен знать:  Изолировка обмоткодержателей

9.12.2 Испытание на скорость снижения вторичного напряжения до установленного значения ( 6.13.2) при внезапном коротком замыкании на зажимах первичной цепи проводят по два раза с наименьшей в высшем классе точности и наибольшей в низшем классе точности активно-индуктивной нагрузкой с коэффициентом мощности 0,8 и при мгновенном первичном напряжении, близком к нулевому и максимальному значениям. Эта проверка может быть проведена по схеме, изображенной на рисунке 2, соответствующей эквивалентной схеме емкостного трансформатора. Параметры эквивалентной схемы должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

Допускается применять другие методы испытаний, которые должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

9.13 Методы и виды испытаний трансформаторов на устойчивость к климатическим внешним воздействующим факторам по ГОСТ 16962.1 и механическим внешним воздействующим факторам по ГОСТ 16962.2 должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов в зависимости от исполнения и конструктивных особенностей трансформаторов.


При испытаниях трансформаторов категории размещения 1 на воздействие нагрузок от ветра, гололеда и тяжения проводов основание трансформатора жестко закрепляют, а к середине вывода его первичной обмотки прикладывают нагрузку, установленную в 6.8.3 . Указанную нагрузку прикладывают поочередно в трех взаимно перпендикулярных направлениях: в горизонтальной плоскости по оси вывода в сторону от трансформатора, в горизонтальной плоскости в направлении, перпендикулярном к оси вывода, и в вертикальной плоскости по направлению к основанию.

Т1 — питающий трансформатор; С — конденсатор отбора мощности емкостного трансформатора; Т2 — трансформатор напряжения для осциллографирования; ЭУ — электромагнитное устройство емкостного трансформатора; В — высоковольтный короткозамыкатель; S 2 — нагрузка основной вторичной обмотки

Для стержневых вводов и выводов, расположенных вертикально, нагрузку прикладывают поочередно в двух направлениях: вертикально вверх и горизонтально в любом направлении.

В каждом направлении время выдержки нагрузки — 1 мин.

Трансформатор считают выдержавшим испытание, если во время и после его проведения не отмечено повреждений трансформатора или вывода, течи масла у маслонаполненных и увеличение утечки газа у газонаполненных трансформаторов.

9.14 Определение количественной утечки газа газонаполненных трансформаторов

Испытание по определению утечки газа проводят при температуре окружающей среды (25 ± 10) ° С.

Испытуемый трансформатор, заполненный газом до номинального рабочего давления, помещают в замкнутый объем (камеру, чехол из полимерной пленки), который не должен превышать наружный объем испытуемого трансформатора более чем в 3 раза.

Внутри объема должен располагаться вентилятор, способствующий перемешиванию смеси воздуха и газа, заполняющего трансформатор.

После установки трансформатора в замкнутый объем в последний вводят щуп чувствительного прибора (течеискателя), реагирующего на малые концентрации газа, которым заполнен испытуемый трансформатор, и фиксируют показания прибора. Через определенный промежуток времени выдержки трансформатора в замкнутом объеме (например 1 ч) операцию повторяют.

Годовую утечку газа q , % массы газа в испытуемом трансформаторе, определяют по формуле

где D С — разность концентрации газа в замкнутом объеме за время выдержки, г/л;

D V — разность между замкнутым и наружным объемом испытуемого трансформатора, л;

Р ном — номинальное давление газа (абсолютное) в трансформаторе, кгс/см 2 ;

V гт — объем газа в трансформаторе, л;

d — плотность газа в трансформаторе;

t — время между измерениями, ч.

Для трансформатора, заполненного элегазом, годовую утечку газа определяют по формуле

1 Значения объемов, необходимых для вычисления утечки, должны быть определены с погрешностью, не превышающей 20 %.

2 Если шкала прибора для определения утечки не калибрована непосредственно в значениях концентрации газа, г/л, эти значения находят по зависимости С = f (н) (где н — показания прибора в единицах шкалы), приложенной к свидетельству об аттестации (калибровке), проводимой в установленном порядке.

9.15 Испытание на прочность при транспортировании

9.15.1 Методы испытания на прочность при транспортировании по ГОСТ 23216 должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

9.15.2 После испытания трансформаторы распаковывают, проводят внешний осмотр трансформаторов, тары, креплений, а также проверяют параметры, установленные в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

9.15.3 Трансформатор и его упаковку считают выдержавшими испытание, если:

а) при внешнем осмотре упаковки не обнаружены механические повреждения тары, ведущие к потере защитных свойств, а также нарушения креплений упакованных изделий в таре. Допускается ослабление креплений изделия в таре, если это не привело к повреждению трансформатора в процессе испытания;

б) при внешнем осмотре трансформатора не обнаружены повреждения, препятствующие его работе, а результаты повторных испытаний на электрическую прочность изоляции и определение погрешностей — положительные.

9.15.4 При упаковке нескольких трансформаторов в один ящик допускается проводить проверку параметров выборочно. Число подлежащих испытанию трансформаторов должно быть указано в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

9.15.5 Для крупногабаритных трансформаторов испытание допускается не проводить, а способность трансформаторов и упаковки противостоять разрушающему воздействию механических нагрузок при транспортировании оценивают по результатам транспортирования этих или аналогичных изделий потребителю.

9.16 Испытание упаковки трансформатора на сбрасывание

9.16.1 Методы испытания упаковки трансформаторов на сбрасывание по ГОСТ 18425 должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

9.16.2 Испытанию подвергают упаковку суммарной массой (вместе с упакованным трансформатором) до 200 кг. Упаковку суммарной массой более 200 кг, а также упаковку, маркированную знаком «Хрупкое. Осторожно», испытанию на прочность при сбрасывании не подвергают.

9.16.3 Ящик (упаковку) с находящимся в нем трансформатором (трансформаторами) или макетом, имитирующим упакованные трансформаторы, сбрасывают один раз на площадку по ГОСТ 18425 на его торцевую сторону с высоты:

0,5 м — при суммарной массе (трансформатора и упаковки) до 100 кг включительно;

0,3 м — при суммарной массе (трансформатора и упаковки) свыше 100 до 200 кг включительно.

9.16.4 По окончании испытания проводят внешний осмотр упаковки.

9.16.5 Упаковку считают выдержавшей испытание, если при внешнем осмотре не обнаружены повреждения, ведущие к потере ее защитных свойств. Допускается ослабление отдельных креплений.

9.17 Уровень частичных разрядов определяют по ГОСТ 1516.3 и ГОСТ 20074 .

Метод измерения тангенса угла диэлектрических потерь маслонаполненных трансформаторов должен быть указан в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

9.18 Подтверждение средней наработки до отказа проводят на основании сбора у потребителей и обработки информации о работе трансформаторов или их прототипов по методике, указанной в стандарте на трансформатор конкретного типа.

9.19 Испытания на герметичность — по ГОСТ 3484.5 .

9.20 Длину пути утечки внешней изоляции трансформаторов на соответствие требованиям 6.9.1.4 проверяют по ГОСТ 9920 .

9.21 Измерение сопротивления обмоток постоянному току проверяют по ГОСТ 3484.1 .

9.22 Методы испытания газонаполненных трансформаторов на взрывобезопасность должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

10 Транспортирование и хранение

10.1.1 Транспортирование упакованных трансформаторов осуществляют транспортом любого вида. Требования к транспортированию в части воздействия механических факторов по ГОСТ 23216 и климатических факторов внешней среды по ГОСТ 15150 должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

При транспортировании в транспортных контейнерах трансформаторы без индивидуальной упаковки должны быть надежно закреплены и предохранены от механических повреждений.

Допускается транспортирование трансформаторов в пределах одного города без упаковки при условии принятия необходимых мер, исключающих возможность их повреждения.

10.2.1 Требования к хранению трансформаторов в части воздействия климатических факторов внешней среды по ГОСТ 15150 должны быть указаны в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

11 Указания по эксплуатации

При вводе в эксплуатацию, а также в процессе эксплуатации трансформаторов следует соблюдать требования, установленные в стандартах на трансформаторы конкретных типов. Эти требования указывают в эксплуатационной документации.

12 Гарантии изготовителя

12.1 Изготовитель гарантирует соответствие трансформаторов требованиям настоящего стандарта при соблюдении условий применения, эксплуатации, хранения и транспортирования, установленных настоящим стандартом.

Гарантийный срок эксплуатации трансформаторов — три года с момента ввода в эксплуатацию, но не более трех с половиной лет со дня отгрузки трансформатора с предприятия-изготовителя.

12.2 Для трансформаторов, предназначенных для экспорта, гарантийный срок эксплуатации устанавливается в соответствии с нормами, принятыми в стране-изготовителе.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Выбор номинальных мощностей для трансформаторов различных классов точности

Номинальные мощности для трансформаторов различных классов точности, выбираемые по 5.2, определяют, исходя из установленных предельных значений погрешностей напряжения для этих классов точности.

На рисунке А.1 приведены рекомендуемые характеристики процентного изменения вторичного напряжения трансформатора, соответствующие коэффициенту мощности вторичной нагрузки 0,8 при активно-индуктивной нагрузке.

f — погрешность напряжения, %; Sном — номинальная мощность для высшего класса точности, В ×А

Верхняя характеристика соответствует приложенному первичному напряжению 0,8 U ном ; нижняя — напряжению 1,2 U ном . Характеристики позволяют определять коэффициенты кратности номинальных мощностей для более низких классов точности по выбранной номинальной мощности для высшего класса точности. Характеристики приведены для трансформатора, имеющего высший класс точности 0,2.

Выбор кратности номинальных мощностей для классов точности 1 и 3 допускается осуществлять по рисунку А.1 по выбранной номинальной мощности для класса точности 0,5.

Класс точности 0,5 для данного трансформатора — высший. Коэффициенты кратности мощностей приблизительно равны 1,5 и 3,5.

Выбор мощностей осуществляют по рисунку А.1 так, чтобы характеристика погрешности трансформатора имела бы определенный запас, составляющий примерно 20 % предельного значения погрешности вторичного напряжения или 5 % с учетом результатов климатических испытаний, проведенных при верхнем и нижнем значениях рабочих температур окружающей среды по ГОСТ 15150 и ГОСТ 15543.1.

На рисунке А.1 прямоугольник ABCD характеризует предельно допускаемую зону погрешности напряжения трансформатора при изменении вторичной нагрузки от 0,25 до номинального значения.

Погрешность напряжения f , %, определяют по формуле

где Кном номинальный коэффициент трансформации;

U 1 — значение первичного напряжения, В;

U 2 — значение вторичного напряжения, соответствующее приложенному напряжению U 1 при данных условиях измерения, В.

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Структурные электрические схемы включения трансформаторов

Схемы включения трансформаторов должны соответствовать изображенным на рисунках Б.1 — Б.10.

Рисунок Б.1 — Схема включения однофазных незаземляемых двухобмоточных трансформаторов в трехфазных электрических сетях с изолированной нейтралью и напряжением 3 — 35 кВ

Рисунок Б.2 — Схема включения однофазных заземляемых и трехфазных заземляемых двухобмоточных трансформаторов в трехфазных электрических сетях с изолированной нейтралью и напряжением 3 — 35 кВ

Рисунок Б.3 — Схема включения однофазных заземляемых и трехфазных заземляемых двухобмоточных трансформаторов в трехфазных электрических сетях с изолированной нейтралью и напряжением 3 — 35 кВ

Рисунок Б.4 — Схема включения трехфазных трехобмоточных трансформаторов в трехфазных электрических сетях с изолированной нейтралью и напряжением 3 — 35 кВ

Рисунок Б.5 — Схема включения трехфазных трехобмоточных трансформаторов в трехфазных электрических сетях с изолированной нейтралью и напряжением 3 — 35 кВ

Рисунок Б.6 — Схема включения однофазных заземляемых и трехфазных заземляемых трехобмоточных трансформаторов с двумя основными вторичными обмотками в трехфазных электрических сетях с изолированной нейтралью и напряжением 3 — 35 кВ

Рисунок Б.7 — Схема включения однофазных заземляемых трехобмоточных трансформаторов с двумя основными вторичными обмотками в трехфазных электрических сетях с заземленной нейтралью и напряжением 110 кВ и выше

Рисунок Б.8 — Схема включения однофазных заземляемых трехобмоточных трансформаторов в трехфазных электрических сетях с изолированной нейтралью и напряжением 3 — 35 кВ

Рисунок Б.9 — Схема включения однофазных заземляемых трехобмоточных трансформаторов в трехфазных электрических сетях с заземленной нейтралью и напряжением 110 кВ и выше

Рисунок Б.10 — Схема включения однофазных емкостных трансформаторов напряжения в трехфазных электрических сетях с заземленной нейтралью и напряжением 110 к В и выше

Допускается заземлять непосредственно один из линейных концов вторичных обмоток вместо заземления нейтрали вторичных основных обмоток трансформаторов, соединенных по схемам, изображенным на рисунках Б.2, Б.4, Б.6 — Б.10. На схемах, изображенных на рисунках Б.8 — Б.10, допускается любое чередование фаз вторичных дополнительных обмоток, соединенных по схеме разомкнутый треугольник.

Схема включения трехобмоточных трансформаторов класса напряжения 110 кВ, предназначенных для работы в сетях с изолированной нейтралью, должна соответствовать изображенной на рисунке Б.8.

Ключевые слова: электромагнитные трансформаторы напряжения, емкостные трансформаторы напряжения, технические требования, безопасность, приемка, транспортирование, хранение

Где Uн и Iн — номинальные напряжения и сила тока вторичной (первичной) обмотки трансформатора

Вопрос №5

Коэффициент мощности- ;P = S cos(φ)

Коэффициентом мощности или cos φ электрической сети называется отношение активной мощности к полной мощности нагрузки расчетного участка.

Коэффициент мощности cos(фи) трансформатора определяется характером нагрузки, подключенной к его вторичной обмотке. При уменьшении нагрузки начинает сильно сказываться индуктивное сопротивление обмоток трансформатора, и коэффициент мощности его снижается. В опыте холостого хода cos ф резко уменьшается при повышении напряжения. Дело в том, что при холостом ходе почти вся мощность на трансформаторе идет на намагничивание стали сердечника. Ток в первичной обмотке почти имеет пренебрежимо малую активную составляющую, которая к тому же неизменна, и большую реактивную составляющую. Реактивная составляющая увеличивается с ростом напряжения, так как с ростом приложенного напряжения увеличивается магнитный поток (потому что магнитный поток создает ЭДС, уравновешивающую приложенное напряжение) cos ф тем меньше, чем больше соотношение реактивного тока к активному.

Вопрос №6

Коэффициент полезного действия.Коэффициентом полезного действия трансформатора называют отношение отдаваемой мощности Р2 к мощности Р1:

Зависимость КПД от нагрузки. При β = 0 полезная мощность и КПД равны нулю. С увеличением отдаваемой мощности КПД увеличивается, так как в энергетическом балансе уменьшается удельное значение магнитных потерь в стали, имеющих постоянное значение. Принекотором значении (βопт кривая КПД достигает максимума, после чего начинает уменьшаться с увеличением нагрузки. Причиной этого является сильное увеличение электрических потерь в обмотках, возрастающих пропорционально квадрату тока, т. е.

Рис. 3-10. Зависимости КПД трансформатора η от нагрузки β

пропорционально β 2 , в то время как полезная мощность Р2 возрастает пропорционально β.

Максимальное значение КПД в трансформаторах большой мощности достигает весьма высоких пределов (0,98. 0,99). Оптимальный коэффициент нагрузки βопт, при котором КПД имеет максимальное значение, можно определить, взяв первую производную dη/dβ по формуле (3-37) и приравняв ее нулю. При этом

(3-38)

Следовательно, КПД имеет максимум при такой нагрузке, при которой электрические потери в обмотках равны магнитным потерям в стали. Это условие (равенство постоянных и переменных потерь) приближенно справедливо и для других типов электрических машин. Для серийных силовых трансформаторов

(3-39)

Указанные значения Ропт получены при проектировании трансформаторов на минимум приведенных затрат (на их приобретение и эксплуатацию). Наиболее вероятная нагрузка трансформатора соответствует β = 0,5. 0,7.

В трансформаторах максимум КПД выражен сравнительно слабо, т. е. он сохраняет высокое значение в довольно широком диапазоне изменения нагрузки (0,4

На трехфазном токе работают все крупные электростанции и потребители, что связано с рядом преимуществ трехфазных цепей перед однофазными, важнейшими из которых являются:

— экономичность передачи электроэнергии на большие расстояния;

— самым надежным и экономичным, удовлетворяющим требованиям промышленного электропривода является асинхронный двигатель с короткозамкнутым ротором;

— возможность получения с помощью неподвижных обмоток вращающегося магнитного поля, на чем основана работа синхронного и асинхронного двигателей, а также ряда других электротехнических устройств;

— уравновешенность симметричных трехфазных систем.

Вопрос №9

Коэффициентом трансформации (К) называется отношение напряжения обмотки ВН к напряжению обмотки НН при холостом ходе трансформатора:

Для трехобмоточных трансформаторов коэффициентом трансформации является отношение напряжений обмоток ВН/СН, ВН/НН и СН/НН.

Значение коэффициента трансформации позволяет проверить правильное число витков обмоток трансформатора, поэтому его определяют на всех ответвлениях обмоток и для всех фаз. Эти измерения, кроме проверки самого коэффициента трансформации, дают возможность проверить правильность установки переключателя напряжения на соответствующих ступенях, а также целость обмоток.

Если трансформатор монтируется без вскрытия и при этом ряд ответвлений, недоступен для измерений, определение коэффициента трансформации производится только для доступных ответвлений.

При испытании трехобмоточных трансформаторов коэффициент трансформации достаточно проверить для двух пар обмоток, причем измерения рекомендуется проводить на тех обмотках, для которых напряжение короткого замыкания наименьшее.

В паспорте каждого трансформатора даются номинальные напряжения обеих обмоток, относящиеся к режиму холостого хода. Поэтому номинальный коэффициент трансформации можно легко определить по их отношению.

Измеренный коэффициент трансформации на всех ступенях переключателя ответвлений не должен отличаться более чем на 2 % от коэффициента трансформации на том же ответвлении на других фазах или от паспортных данных, или от данных предыдущих измерений. В случае более значительного отклонения должна быть выяснена его причина. При отсутствии виткового замыкания трансформатор может быть введен в работу.

Коэффициент трансформации определяют следующими методами:

а) двух вольтметров;

б) моста переменного тока;

в) постоянного тока;

г) образцового (стандартного) трансформатора и др.

Коэффициент трансформации рекомендуется определять методом двух вольтметров (рис. 1).

Принципиальная схема для определения коэффициента трансформации методом двух вольтметров для однофазных трансформаторов дана на рис. 1,а. Напряжение, подводимое к двум обмоткам трансформатора, одновременно измеряют двумя разными вольтметрами.

При испытании трехфазных трансформаторов одновременно измеряют линейные напряжения, соответствующие одноименным зажимам обеих проверяемых обмоток. Подводимое напряжение не должно превышать номинального напряжения трансформатора и быть чрезмерно малым, чтобы на результаты измерений не могли повлиять ошибки вследствие потери напряжения в обмотках от тока холостого хода и тока, обусловленного присоединением измерительного прибора к зажимам вторичной обмотки.

Рис. 1. Метод двух вольтметров для определения коэффициентов трансформации: а – для двухобмоточных и б – трехобмоточных трансформаторов

Подводимое напряжение должно быть от одного (для трансформаторов большой мощности) до нескольких десятков процентов номинального напряжения (для трансформаторов небольшой мощности), если испытания проводятся с целью проверки паспортных данных трансформаторов.

В большинстве случаев к трансформатору подводят напряжение от сети 380 В. В случае необходимости вольтметр присоединяется через трансформатор напряжения или включается с добавочным сопротивлением. Классы точности измерительных приборов – 0,2–0,5. Допускается присоединять вольтметр V1 к питающим проводам, а не к вводам трансформатора, если это не отразится на точности измерений из-за падения напряжения в питающих проводах.

При испытании трехфазных трансформаторов симметричное трехфазное напряжение подводят к одной обмотке и одновременно измеряют линейные напряжения на линейных зажимах первичной и вторичной обмоток.

При измерении фазных напряжений допускается определение коэффициента трансформации по фазным напряжениям соответствующих фаз. При этом проверку коэффициента трансформации производят при однофазном или трехфазном возбуждении трансформатора.

Если коэффициент трансформации был определен на заводе-изготовителе, то при монтаже целесообразно измерять те же напряжения. При отсутствии симметричного трехфазного напряжения коэффициент трансформации трехфазных трансформаторов, имеющих схему соединения обмоток Д/У или У/Д, можно определить при помощи фазных напряжений с поочередным закорачиванием фаз.

Для этого одну фазу обмотки (например, фазу А), соединенную в треугольник, закорачивают соединением двух соответствующих линейных зажимов данной обмотки. Затем при однофазном возбуждении определяют коэффициент трансформации оставшейся свободной пары фаз, который при данном методе должен быть равным 2 Kф для системы Д/У при питании со стороны звезды (рис. 2) или Kф/2 для схемы У/Д при питании со стороны треугольника, где Kф – фазный коэффициент трансформации (рис. 3).

Рис. 2. Определение коэффициентов трансформации трансформатора, соединенного по схеме Д/У, при несимметричном трехфазном напряжении: а – первое; б – второе и в – третье измерения

Аналогичным образом производят измерения при накоротко замкнутых фазах В и С. При испытании трехобмоточных трансформаторов коэффициент трансформации достаточно проверить для двух пар обмоток (см. рис. 1,б).

Если у трансформатора выведена нейтраль и доступны все начала и концы обмоток, то определение коэффициента трансформации можно производить для фазных напряжений. Проверку коэффициента трансформации по фазным напряжениям производят при однофазном или трехфазном возбуждении трансформатора.

Для трансформаторов с РПН разница коэффициента трансформации не должна превышать значения ступени регулирования. Коэффициент трансформации при приемосдаточных испытаниях определяется дважды – первый раз до монтажа, если паспортные данные отсутствуют или вызывают сомнения, и второй раз непосредственно перед вводом в эксплуатацию при снятии характеристики холостого хода.

Рис. 3. Определение коэффициентов трансформации трансформатора, соединенного по схеме У/Д, при несимметричном трехфазном напряжении: а – первое; б – второе и в – третье измерения

Рис. 4. Принципиальная схема универсального прибора типа УИКТ-3

Для ускорения измерения коэффициента трансформации применяется универсальный прибор типа УИКТ-3, которым можно измерить коэффициенты трансформации силовых и измерительных трансформаторов тока и напряжения без применения постороннего источника переменного тока. Одновременно с измерением коэффициента трансформации определяется полярность первичной и вторичной обмоток. Погрешность в измерении не должна превышать 0,5 % измеряемой величины.

Принцип работы прибора основан на сравнении напряжений, индуктируемых во вторичной и первичной обмотках трансформатора, с падением напряжения на известных сопротивлениях (рис. 4). Сравнение производится по мостовой схеме.

Термины и определения на трансформаторы тока и напряжения

Содержание

Введение

ГОСТ 18685-73 (далее – стандарт) устанавливает применяемые в науке, технике и производстве термины и определения основных понятий в области видов, параметров, характеристик и элементов трансформаторов тока и напряжения.

Стандарт не распространяется на трансформаторы постоянного тока.

Термины, установленные настоящим стандартом, обязательны для применения в документации всех видов, учебниках, учебных пособиях, технической и справочной литературе.

Для каждого понятия установлен один стандартизованный термин. Применение терминов — синонимов стандартизованного термина запрещается. Недопустимые к применению термины-синонимы приведены в стандарте в качестве справочных и обозначены пометой «Ндп».

Общие понятия

Примечание — Класс точности обозначается числом, которое равно пределу допускаемой токовой погрешности (погрешности напряжения) в процентах при номинальном первичном токе (напряжении).

Номинальный класс точности трансформатора тока (напряжения) Класс точности, гарантируемый трансформатору тока (напряжения) при номинальной вторичной нагрузке и указываемый на его паспортной табличке. Номинальное значение параметра Значение параметра электротехнического изделия (устройства), указанное изготовителем, при котором оно должно работать, являющееся исходным для отсчета отклонений.

Примечание — В трансформаторах тока и напряжения различают следующие номинальные параметры: номинальное напряжение, номинальный первичный ток, номинальный вторичный ток, номинальный коэффициент трансформации, номинальное первичное напряжение, номинальное вторичное напряжение и т.д.

Виды трансформаторов тока и напряжения

Примечание — Шинные трансформаторы тока имеют изоляцию, рассчитанную на наибольшее рабочее напряжение.

Втулочный трансформатор тока Проходной шинный трансформатор тока. Разъемный трансформатор тока Трансформатор тока без первичной обмотки, магнитная цепь которого может размыкаться и затем замыкаться вокруг проводника с измеряемым током. Электроизмерительные клещи Ндп. Трансформаторные клещи Переносный разъемный трансформатор тока. Однофазный трансформатор Трансформатор, в магнитной системе которого создается однофазное магнитное поле. Трехфазный трансформатор Трансформатор, в магнитной системе которого создается трехфазное магнитное поле. Заземляемый трансформатор напряжения Однофазный трансформатор напряжения, один конец первичной обмотки которого должен быть наглухо заземлен, или трехфазный трансформатор напряжения, нейтраль первичной обмотки которого должна быть наглухо заземлена. Незаземляемый трансформатор напряжения Трансформатор напряжения, у которого все части первичной обмотки, включая зажимы, изолированы от земли до уровня, соответствующего классу напряжения. Каскадный трансформатор напряжения Трансформатор напряжения, первичная обмотка которого разделена на несколько последовательно соединенных секций, передача мощности от которых к вторичным обмоткам осуществляется при помощи связующих и выравнивающих обмоток. Емкостный трансформатор напряжения Трансформатор напряжения, содержащий емкостный делитель. Двухобмоточный трансформатор напряжения Трансформатор напряжения, имеющий одну вторичную обмотку. Трехобмоточный трансформатор напряжения Трансформатор напряжения, имеющий две вторичные обмотки: основную и дополнительную.

Элементы трансформаторов тока и напряжения

Примечание — Для получения различных коэффициентов трансформации или выравнивания индукции в магнитопроводе.

Обмотка трансформатора тока с ответвлениями Обмотка трансформатора тока, имеющая выводы от части витков для получения различных коэффициентов трансформации. Обмотки звеньевого типа трансформатора тока Ндп. Обмотка восьмерочного типа Обмотки трансформатора тока, выполненные так, что внутренняя изоляция трансформатора конструктивно распределена между первичной и вторичной обмотками, а взаимное расположение обмоток напоминает звенья цепи. Обмотки U-образного типа трансформатора тока Ндп. Обмотки шпилечного типа Обмотки трансформатора тока, выполненные так, что внутренняя изоляция трансформатора нанесена в основном только на первичную обмотку, имеющую U-образную форму. Обмотки рымовидного типа трансформатора тока Обмотки трансформатора тока, выполненные так, что внутренняя изоляция трансформатора нанесена в основном только на вторичную (вторичные) обмотку и ее выводные концы, а сами обмотки образуют рымовидную фигуру. Первичная обмотка трансформатора напряжения Обмотка, к которой прикладывается напряжение, подлежащее трансформации. Основная вторичная обмотка трансформатора напряжения Обмотка, в которой возникает трансформированное (вторичное) напряжение. Дополнительная вторичная обмотка трансформатора напряжения Обмотка, предназначенная для соединения в разомкнутый треугольник с целью присоединения к ней цепей контроля изоляции сети. Компенсационная обмотка трансформатора напряжения Вспомогательная обмотка трехфазного трансформатора напряжения, предназначенная для уменьшения угловой погрешности напряжения. Связующая обмотка трансформатора напряжения Обмотка, служащая для передачи мощности с обмотки одного магнитопровода на обмотки другого магнитопровода каскадного трансформатора напряжения. Выравнивающая обмотка трансформатора напряжения Обмотка, служащая для выравнивания мощности в первичной обмотке двух стержней одного магнитопровода каскадного трансформатора напряжения.

Параметры и характеристики трансформаторов тока и напряжения

Примечание — Токовая погрешность определяется как арифметическая разность между действительным вторичным током и приведенным ко вторичной цепи действительным первичным током, выраженная в процентах приведенного ко вторичной цепи действительного первичного тока.

Угловая погрешность трансформатора тока Угол между векторами первичного и вторичного токов при таком выборе их направлений, чтобы для идеального трансформатора тока этот угол равнялся нулю.

Примечание — Угловая погрешность выражается в минутах или сантирадианах и считается положительной, когда вектор вторичного тока опережает вектор первичного тока.

Полная погрешность трансформатора тока Действующее значение разности между произведением номинального коэффициента трансформации на мгновенное действительное значение вторичного тока и мгновенным значением первичного тока в установившемся режиме.

Примечание — Полная погрешность выражается обычно в процентах действующего значения первичного тока.

Витковая коррекция трансформатора тока Ндп. Отмотка Уменьшение токовой погрешности трансформатора тока изменением числа витков вторичной обмотки. Вторичная нагрузка трансформатора тока Полное сопротивление внешней вторичной цепи трансформатора тока, выраженное в омах, с указанием коэффициента мощности.

Примечание — Вторичная нагрузка может характеризоваться также кажущейся мощностью в вольтамперах, потребляемой ею при данном коэффициенте мощности при номинальном вторичном токе.

Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока Значение вторичной нагрузки, указанное на паспортной табличке трансформатора тока, при котором гарантируется класс точности или предельная кратность. Кратность первичного тока трансформатора тока Отношение первичного тока трансформатора тока к его номинальному значению. Предельная кратность трансформатора тока Наибольшее значение кратности первичного тока, при котором полная погрешность при заданной вторичной нагрузке не превышает 10%. Номинальная предельная кратность трансформатора тока Гарантируемая трансформатору тока предельная кратность при номинальной вторичной нагрузке. Кратность насыщения трансформатора тока Отношение первичного тока к его номинальному значению, при котором при заданной вторичной нагрузке индукция в магнитопроводе трансформатора тока близка к индукции насыщения. Ток электродинамической стойкости трансформатора тока Наибольшее амплитудное значение тока короткого замыкания за все время его протекания, которое трансформатор тока выдерживает без повреждений, препятствующих его дальнейшей исправной работе. Кратность тока электродинамической стойкости трансформатора тока Отношение тока электродинамической стойкости к амплитудному значению номинального первичного тока. Ток термической стойкости трансформатора тока Наибольшее действующее значение тока короткого замыкания за промежуток времени t, которое трансформатор тока выдерживает в течение этого промежутка времени без нагрева токоведущих частей до температур, превышающих допустимые при токах короткого замыкания, и без повреждений, препятствующих его дальнейшей исправной работе. Кратность тока термической стойкости трансформатора тока Отношение тока термической стойкости к действующему значению номинального первичного тока. Ток намагничивания трансформатора тока Ндп. Намагничивающий ток Действующее значение тока, потребляемого вторичной обмоткой трансформатора тока, когда ко вторичным зажимам подведено синусоидальное напряжение номинальной частоты, причем первичная обмотка и все остальные обмотки разомкнуты. Первичное напряжение трансформатора напряжения Напряжение, приложенное к первичной обмотке трансформатора напряжения и подлежащее трансформации. Вторичное напряжение трансформатора напряжения Напряжение, возникающее на зажимах вторичной обмотки трансформатора напряжения при приложении напряжения к его первичной обмотке. Коэффициент трансформации трансформатора напряжения Отношение напряжений на зажимах первичной и вторичной обмоток при холостом ходе. Погрешность напряжения трансформатора напряжения Погрешность, которую вносит трансформатор напряжения в измерение напряжения, возникающая вследствие того, что действительный коэффициент трансформации не равен номинальному.

Примечание — Погрешность напряжения определяется как арифметическая разность между приведенным к первичной цепи действительным вторичным напряжением и действительным первичным напряжением, выраженная в процентах действительного первичного напряжения.

Угловая погрешность трансформатора напряжения Угол между векторами первичного и вторичного напряжения при таком выборе их направлений, чтобы для идеального трансформатора напряжения этот угол равнялся нулю.

Примечание — Угловая погрешность выражается в минутах или сантирадианах и считается положительной, когда вектор вторичного напряжения опережает вектор первичного напряжения.

Витковая коррекция трансформатора напряжения Ндп. Отмотка Уменьшение погрешности напряжения трансформатора напряжения изменением числа витков первичной обмотки. Номинальная мощность трансформатора напряжения Значение полной мощности, указанное на паспортной табличке трансформатора напряжения, которую он отдает во вторичную цепь при номинальном вторичном напряжении с обеспечением соответствующих классов точности.

Примечание — Трансформатор напряжения имеет несколько значений номинальной мощности, соответствующих классам точности.

Предельная мощность трансформатора напряжения Кажущаяся мощность, которую трансформатор напряжения длительно отдает при номинальном первичном напряжении, вне классов точности, и при которой нагрев всех его частей не выходит за пределы, допустимые для класса нагревостойкости данного трансформатора.

Номинальное первичное и вторичное напряжения трансформатора

электросварочный трансформатор напряжение сварка

Контактная сварка — это процесс образования неразъемных соединений конструкционных металлов в результате их кратковременного нагрева электрическим током и совместного пластического деформирования усилием сжатия.

Соединение свариваемых деталей при контактной сварке происходит путем образования связей между атомами в зоне контакта этих деталей. При этом для образования физического контакта и активации свариваемых поверхностей затрачивается тепловая и механическая энергия, подводимая извне.

Известные способы контактной сварки классифицируются по ряду признаков:

1. По технологическому способу получения соединения — точечная, рельефная, шовная, стыковая.

2. По конструкции соединения — нахлесточное или стыковое.

. По состоянию металла в зоне сварки- с расплавлением или без расплавления,

. По способу подвода тока — одно- и двусторонняя.

. По роду сварочного тока — переменный (промышленной, пониженной, повышенной частоты), постоянный, униполярный (ток одной полярности с переменной силой в течении импульса).

. По числу одновременно выполняемых соединений — одноточечная и многоточечная.

. По количеству дополнительно связующих компонентов (клея, грунта, припоя и др.).

. По характеру перемещения роликов при шовной сварке — непрерывная (с постоянным вращением ролика) или шаговая (с остановкой роликов на время сварки).

Точечная сварка — способ контактной сварки, при котором детали свариваются по отдельным ограниченным участкам касания (по ряду точек). При точечной сварке детали собираются внахлестку, сжимаются с усилием F электродами к которым подведена энергия от источника сварочного тока. Детали нагреваются при кратковременном прохождении сварочного тока I св до образования зоны взаимного расплавления деталей, называемой ядром. Нагрев зоны сварки сопровождается пластической деформацией металла в зоне контакта деталей (вокруг ядра), где образуется уплотняющий поясок, надежно предохраняющий жидкий металл от выплеска и окружающего воздуха. Поэтому специальной защиты зоны сварки не требуется. После выключения тока расплавленный металл ядра быстро кристаллизуется и образуются металлические связи между соединяемыми деталями.

Шовная сварка — способ получения герметичного соединения (шва) путем ряда перекрывающего друг друга точек. Подвод тока и перемещение деталей обеспечиваются вращающимися дисковыми электродами — роликов.

Детали собираются внахлестку и нагреваются кратковременными импульсами сварочного тока. Перекрытие точек достигается соответствующим выбором паузы между импульсами тока и скоростью вращения роликов.

В зависимости от того, вращаются ролики непрерывно при сварке шва, или останавливаются на время прохождения сварочного тока, различается непрерывная и прерывистая (шаговая сварка).

Известны некоторые разновидности шовной сварки — односторонняя, многошовная (одновременная сварка нескольких швов на одной машине).

Сварка производится непрерывным способом так, чтобы одна точка на одну треть перекрывала другую.

Величина проплавления h в большинстве случаев должна находиться в пределах 20 — 80% толщины детали.

Глубина вмятины g не должна превышать 20% толщины детали.

Теплофизические характеристики Д16Плотность г,2.8г/см3Температура плавления Тпл,650ССкрытая теплатаплавления m,418.7Дж/гУдельная теплоемкость С,0.502Дж/(гК)Коэф. теплопроводности л,1.67Вт/(смК)Температуропроводность б,0.8см 2 /сУдельное электрическое сопротивление с4.5мкОмсмТемпературный коэф. сопротивления б,0.004К-1д — толщина свариваемого материала0.02см

. Расчет тока, необходимого для точечной, рельефной и шовной способов сварки

Сварочный ток рассчитывается по закону Джоуля-Ленца:

где Q — количество тепла, необходимое для сварки одной точки, Дж;

m = 1,15 — коэффициент, учитывающий изменение сопротивления в процессе сварки;

Rсв — сопротивление зоны сварки к концу нагрева, Ом; tсв — время протекания тока, с.

где kt =0,06 — коэффициент, зависящий от сопротивления пластической деформации свариваемого материала (табл. 1);

d — толщина одной детали (при сварке неодинаковых толщина более тонкой детали), мм (рис. 2).

Выделение тепла в зоне сварки идет в основном за счет собственного сопротивления деталей, поэтому в расчетах значениями сопротивлений Rк и 2Rэ пренебрегают.

где 2Rд — собственное сопротивление свариваемых деталий

где А1, А2 — коэффициенты, зависящие от отношений и ;- коэффициент, учитывающий неравномерность нагрева пластинок d и d» (kт = 0,85);

rT, r»T — удельные электрические сопротивления нагретых свариваемых деталей, Ом×см;

dэл — диаметр контактной поверхности электрода в см. зависит от толщины свариваемых деталей:

при d ³ 2 ммdэл = 1,5d + 5, мм

dпр — диаметр контакта «деталь — деталь» в конце сварки

Здесь a — коэффициент, зависящий от принятого режима сварки при сварке на «жестких» режимах a=1,5 — 1,7;

dэл = 1,5?2 + 5=8, мм

d,d» — условные толщины, определяемые по рис. 3 или по формулам:

Величины и соответствуют средним температурам Т1 и Т2 пластинок d и d» и определяются по формулам:

где Т1 = 0.8Тпл, Т2=Тпл;

r0 — удельное электрическое сопротивление свариваемого материала при 20°С, Ом×см;

a-температурный коэффициент сопротивления, К-1.

Количество тепла, необходимое для сварки одной точки, определяется из уравнения теплового баланса:

где Qпол — количество тепла, расходуемое на нагрев условно выделенного центрального столбика металла диаметром dэл 4); Qпот=Q1+ Q2+ Q3 складывается из потерь тепла на нагрев металла Q1, окружающего центральный столбик, нагрев электродов Q2 и потерь от лучеиспускания с поверхностей свариваемых деталей Q3.

Количество тепла, расходуемое на нагрев условно выделенного центрального столбика до температуры плавления с учетом скрытой теплоты плавления, определяется по формуле

где dэл — диаметр контактной поверхности электрода, см; d1, d2 — толщины свариваемых деталей, см;

с — удельная теплоемкость свариваемого металла, Дж/(г×К);

g — плотность свариваемого материала, г/см3.

Количество тепла на нагрев металла, окружающего центральный столбик, определяется по формуле

где k1 — коэффициент, учитывающий неравномерность нагрева кольца металла по толщине, так как наиболее нагретые участки расположены у внутренней поверхности кольца (k1=0.8);

— средняя температура кольца металла шириной Х0, окружающего центральный столбик;

х 0 — ширина зоны нагрева металла вокруг центрального столбика зависит от времени сварки t св и температуропроводности металла

а’ — температуропроводность материала электрода, см 2 /с.

где k2 — коэффициент формы электрода: при электроде со сферической контактной поверхностью — к2=2.0; с’ —

Потерями тепла Q3 за счет лучеиспускания, ввиду кратковременности процесса, можно пренебречь.

Для шовной сварки необходимо увеличить на 20% для учета потерь на шунтирование.

Расчет усилия сжатия

3. Электрический расчет трансформатора

Определение вторичного напряжения и мощности трансформатора на номинальной ступени

Независимо от того, какое число ступеней регулирования вторичного напряжения должен иметь проектируемый сварочный трансформатор, определяют номинальное значение этого напряжения, которое трансформатор должен обеспечить в режиме холостого хода на одной из ступеней, принятой за номинальную. Напряжение холостого хода вторичной обмотки трансформатора U20ном, необходимое для получения в машине заданного сварочного тока, зависит от конструкции и размеров сварочного контура материла и размеров свариваемых деталей, способа сварки и др.

Рассчитанный сварочный ток Iсв принимается за ток во вторичном контуре машины на номинальной (предпоследней) ступени.

Номинальное вторичное напряжение холостого хода сварочной машины определяется по формуле:

где Iсв.ном — номинальный сварочный ток, А;

— полное сопротивление сварочной машины, приведенное к вторичной цепи, включая сопротивление свариваемых деталей:

где Rкн — суммарное активное сопротивление сварочного контура машины, Ом;

R’тр — активное сопротивление обмоток трансформатора, приведенное ко вторичной цепи, Ом;

Rсв — активное сопротивление зоны сварки, Ом;

х’тр — индуктивное сопротивление обмоток трансформатора, приведенное ко вторичной цепи, Ом;

хкн- индуктивное сопротивление сварочного контура машины, Ом.

где Sкн= H×L — площадь, охватываемая сварочным контуром, см 2.

Sкн=50?22=1100, см 2

Индуктивное сопротивление сварочного контура приближенно определяют по формуле:

Приведенные активное R’тр и индуктивное X’тр сопротивления обмоток трансформатора в зависимости от типа машины и номинального сварочного тока выбирают по табл. 8.

R’тр=9, мк Ом’тр=11, мк Ом

U20ном=38922,264?191?10 -6=7,43, В

Мощность, развиваемая трансформатором на номинальной ступени, определяется как

Рном=Iсв.номU20ном=38922,264?7,43=289,19 ?10 3, В×А

4. Определение пределов регулирования вторичного напряжения холостого хода и числа витков первичной обмотки трансформатора

Регулирование вторичного напряжения при контактной сварке осуществляется изменением трансформации путем секционирования первичной обмотки. Число ступеней регулирования должно быть таким, чтобы коэффициент нарастания вторичного напряжения был не более 1,2.

Для проектируемого трансформатора выбираем восемь ступеней регулирования. За номинальную ступень принимаем предпоследнюю.

Максимальное вторичное напряжение холостого хода на последней ступени:

U 20 max = 1,2 U ном = 1,2·7,43,=8,91 В,

Минимальное вторичного напряжение на первой ступени:

По заданному значению первичного напряжения трансформатора и расчетным значениям U 20макс и U 20мин определяют число витков первичной обмотки, включаемых в сеть на первой и последней ступенях с учетом числа вторичных витков w 2 . Ввиду того, что у большинства контактных трансформаторов один вторичный виток, то

где U 1 — напряжение на первичной обмотке трансформатора, В:

U 1 = U с -U к , U с — напряжение сети (U с = 380 В), U к — падение напряжения на контакторе (U к = 1 В для тиристорного контактора), В

. Электрическая схема переключения ступеней

Витки первичной обмотки распределяются по секциям в соответствии с законом арифметической прогрессии:секция — две части по «n» витков в каждой;секция — две части по «2n» витков в каждой;секция — две части по «4n» витков в каждой.

Вторичное напряжение на каждой ступени:

Первичный ток на других ступенях:

Определение длительного (при ПВ=100%) первичного каждой ступени

Длительный первичный ток на номинальной ступени:

где ПВ — режим работы трансформатора в%, для стыковых машин 20%.

Длительный первичный ток на других ступенях:

Расчет сечения вторичного витка

j2д — допустимая плотность тока во вторичном контуре, А/мм2.

Для витка, сваренного из медных дисков, с трубками охлаждения напаянными по внешнему контуру j 2д =6 А/мм 2 ;

I 2д — длительный вторичный ток, А.

Длительн ый вторичный ток определяется из соотношения

Принимаем по ГОСТ 10594-80 длительный сварочный ток 15000 А.

Расчет сечения проводов каждой секции первичной обмотки

где q1х — площадь поперечного сечения провода секции, мм2;

I1дх max — максимальный длительный ток в секции, А;

j1д — допускаемая плотность тока в первичной обмотке, А/мм2;

Для проектируемого трансформатора выбираем дисковые катушки, плотно прижатые к дискам вторичного витка — j1д= 5 А/мм2

Определение общего сечения первичной обмотки и вторичного витка

Общее сечение первичной обмотки и вторичного витка определяется их суммой:

Расчет активного и полного сечения сердечника магнитопровода

Активное сечение сердечника определяется по формуле

где f — частота переменного тока, Гц

Е 1 = U 1 — ЭДС первичной обмотки трансформатора, В

где dж — толщина отдельных листов пакета, мм;

Расчет геометрических размеров магнитопровода трансформатора. Определение размеров окна сердечника

Площадь окна сердечника:

где q — суммарная площадь обмоток, мм2

Кзо — коэффициент заполнения окна.

По рассчитанной площади окна в соответствии с таблицей 5.2 [1] выбираем пластины трансформаторного железа П — образные, габарита:

Определение толщины пакета сердечника и числа пластин в пакете

Для трансформатора броневого типа толщина пакета сердечника определяется по формуле

S — полное сечение сердечника, мм2;

Каждый электрик должен знать:  Техника безопасности при монтаже электродвигателей

А — ширина среднего стержня, мм.

Число пластин в пакете сердечника определяется по формуле

где:- толщина пакета сердечника, мм;

К э — коэффициент заполнения пакета сердечника;

d ж — толщина пластин, мм.

Разбивка первичной обмотки по катушкам

Разбиваем первичную обмотку на следующие катушки:

2 катушки — 6+11 витков;

2 катушки — 22 витков.

Расчет размеров обмоточных проводов первичной обмотки

Толщину изолированного обмоточного провода рассчитывают для каждой катушки по формуле

Б — ширина окна магнитопровода, мм;

wк — общие число витков в катушке;

dпр — толщина изоляции между витками;

…10 — величина двух зазоров между сторонами катушки, ярмом и стержнем;

-увеличение радиального размера за счет изоляции, пропитки катушки и т.п.

Толщина провода без изоляции:

где dиз — толщина изоляции провода, выбирается по табл. 16 [1].

а 1,1 = 4,35 — 0,44= 3,91 мм 2

а 1,22 = 3,33 — 0,33= 3 мм 2

Ширина провода каждой катушки без изоляции

где qк — принятое сечение провода катушки.

Провод сечения 3,91 х 18,9 в стандарте отсутствует, поэтому прибегаем к разделению сечения на два провода путем симметричного разделения ширины пополам так как ширена больше 14,5 мм. — 3,91 х 9,45 мм. Из табл. 17 [1] выбираем обмоточный стандартный провод с размерами 3,75 х 12,5 мм и сечением 46,02 мм 2. Тогда суммарная площадь поперечного сечения составит 46,02х2=92,04 мм 2.

Провод сечения 3х13,4 в стандарте отсутствует, поэтому прибегаем к разделению сечения на два провода путем симметричного разделения ширины пополам 3 х8,5 Из табл. 17 [1] выбираем обмоточный стандартный провод с размерами 2,5х8,5 мм и сечением 20,79 мм 2. Тогда суммарная площадь поперечного сечения составит 20,79х2=41,58 мм 2.

Толщина обмоточного провода катушек второй секции, наматываемых поверх витков провода первой секции, будет равна:

Провод сечения 5,446х7,5 в стандарте отсутствует. Из табл. 17 [1] выбираем обмоточный стандартный провод с размерами 3,35х12,5 мм и сечением

,33 мм 2. Тогда суммарная площадь поперечного сечения составит

По ГОСТ 434-78 выбираем следующие параметры проводов:

Секция I два провода:

а1,1 = 3,75 мм, b1,1 =12,5 мм, Sp=46,02 мм,

а1,1 из= а1 +диз=3,75+0,33=4,08 мм, b1,1 из= b1,1 +диз=12,5+0,33=12,83 мм.

Секция II два провода:

а1,2 =3,35 мм, b1,2 =12,5 мм, Sp=41,33 мм,

а1,2 из= а1,2 +диз=3,35+0.33=3,68 мм, b1,2 из= b1,2 +диз=12,5+0,=12,83 мм.

Секция III один провод:

а1,22 =2,5 мм, b1,22 =8,5 мм, Sp=20,79 мм,

а1,22 из= а +диз=2,5+0,33=2,83 мм, b1,22 из= b1,22 +диз=8,5+0,33=8,83 мм.

Фактическая величина плотности тока:

Определение размеров дисковых катушек

Радиальный размер катушки определяется по формуле

А к = w к (а из + d из )+2+3+2= w к (а из + d из )+7, мм,

тренней и наружной; З мм — толщина внутренней изоляции с двух сторон катушки с учетом зазоров между слоями изоляции и разбухания ее после пропитки лаком; 2мм — увеличение радиального размера катушки после снятия ее с оправки.

А к = w к (а из + d из )+7=, мм

Для нормального размещения катушки в окне необходимо, чтобы в трансформаторах с обмотками, пропитанными лаком,

Аксиальный размер катушки:

где З мм — толщина наружной изоляции с двух сторон катушки с учетом зазоров между слоями изоляции и разбухании ее после пропитки.

а к1 = 12,83 +3=15,83 мм;

а к2 =8,83 +3=11,83 мм

Внутренний размер катушки по ширине для трансформатора броневого типа определяется как:

где 2А — ширина стержня, на который надевается катушка, мм;

Ж — зазор между катушкой и стержнем, мм.

Для трансформаторов с катушками, залитыми, зазор Ж=18 мм.

Внутренний размер по длине определяется по формуле:

где h — толщина пакета железа, мм;

Г — зазор между катушкой и стержнем, равный 10-26 мм. Он необходим для размещения клиньев, закрепляющих катушку на стержне.

Вк1 = 120,7 + 20=140,7, мм;

Вк2 = 120,7 + 20=140,7 мм.

Внутренний радиус закругления Rк принимается равным 10 мм.

Определение размеров диска вторичного витка

Число дисков вторичного витка вдвое меньше, чем количество катушек первичной обмотки.

Сечение каждого диска определяется как

где q2 — сечение вторичного витка, мм 2; nд — количество дисков вторичного витка.

Радиальный размер диска вторичного витка совместно с трубкой,

напаянной для его охлаждения, определяется по формуле

где Б — ширина окна, мм; (Ж-5)/2 — зазор между диском и стержнем с одной стороны, мм; Н — зазор между трубкой и ярмом (принимается равным 5 мм).

Принимая Кд =75, мм

Для изготовления дисков применяется листовая медь толщиной б, 8, 10, 12 и 16 мм; толщина диска определяется

Принимаем толщину диска равной 10 мм.

Наружный диаметр трубки dтр принимаем равным толщине диска 10 мм.

Радиальный размер диска

Произведем уточнение сечения вторичного витка

Фактическая величина плотности тока:

j2 расч £ j2 таб.;

Внутренний размер диска по длине

В д = 120,7 + (18 — 5)=133,7, мм.

Радиус закругления углов R по внутреннему периметру принимают равным 10 мм.

Радиус закругления углов R’ по наружному контуру принимают равным не менее 50 мм.

Толщина контактных плит берется не менее 25-30 мм. Диаметры каналов в плите для водяного охлаждения принимают не менее 8 мм.

Суммарный зазор в окне трансформатора определяют по формуле:

где В-высота окна, мм; S а к — сумма аксиальных размеров катушек первичной обмотки, мм; S а д — сумма аксиальных размеров дисков вторичного витка, мм; S а ш — сумма толщин изоляционных шайб между катушками и дисками.

Расчет выводов катушек и отводов первичной обмотки контактного трансформатора

Сечение выводов для каждой катушки:

где I1д max — максимальный ток в данной катушке, А,

j 1д max — допустимая плотность тока в выводах, А/мм 2

Ширина вывода с изоляцией определяется по формуле

где Бк, Rк — размеры катушки;

dв-расстояние между соседними выводами (принимается равным не менее 10 мм);

n — количество выводов в катушке.

Ширина голого провода вывода

Bв1 = 38,5 -3=35,5 мм.

Толщина изоляции вывода с двух сторон dиз принимается равной 3 мм. Толщина голого провода вывода

для первой секции 3,53х40 мм S=138.5 мм 2

для второй секции 2х40 мм S=79 мм 2

для третьей секции 2х40 мм S=79,1 мм 2

. Определение массы трансформатора

Масса трансформатора определяется массой сердечника магнитопровода, катушек первичной обмотки, дисков и контактных колодок вторичного витка:

где Gж — масса сердечника магнитопровода, кг; G1 — масса катушек первичной обмотки, кг; G2 — масса дисков вторичного витка, кг; G3 — масса контактных колодок.

Масса сердечника определяется по формуле:

где g — плотность материала магнитопровода, г/см 3 (g = 7,8); Vж — суммарный объем магнитопровода, см 3.

Масса провода катушек каждого типа подсчитывается по формуле:

G1 =gwкLсрqкКу10 -3, кг

где g — плотность материала медного провода, г/см3 (g= 8,9); wк — число витков в катушке; Lср — средняя длина витка катушки, см; qк — сечение провода, см 2; Ку — коэффициент, учитывающий увеличение веса провода за счет изоляции (Ку =1,03-1,08).

Если в конструкции контактного трансформатора было использовано объединение обмоток катушек I и II секций, то в расчетах массы таких катушечных групп следует массу каждой катушки корректировать, правильно рассчитав длину стержней катушки.

Масса дисков вторичного витка определяется по формуле:

G2 =nдgLсрq2д Ку10 -3, кг

где nд — число дисков вторичного витка; q2д — сечение диска вторичного витка, см2; g — плотность материала дисков, г/см 3; Lср — средняя длина витка диска, см.

Размеры и масса дисков уточняются после конструктивного оформления вторичного витка. Тогда же подсчитывается и масса контактных колодок:

где а, b, с — соответственно толщина, ширина и длина колодки.

Средняя длина витка диска рассчитывается по формуле:

В случаях объединения катушек считаем Lср каждой катушки

Lср=(2Бк+2Ак)+(2Вк+2Ак)+2p(1,0+Ак+ Ак2/2), см.

7. Выбор стандартной электросварочной машины

В соответствии с выбранными параметрами режима сварки и техническими параметрами спроектированного трансформатора выбираем стандартную машину для контактной сварки.

1. напряжение питающей сети, В

2. частота питающей сети, Гц

. номинальный сварочный ток, А

. номинальный режим работы ПВ, %

. пределы регулирования вторичного напряжения, В

. число ступеней регулирования

. номинальное усилие на электродах, Н

. устройство привода давления

. номинальный вылет, мм

. номинальный раствор, мм

. ход верхнего электрода, мм

12. число ходов, точек/мин

Исходя из представленных требований я выбираю машину для шовной сварки МШ-3401.

Технические данные машины для шовной сварки МШ-3401

Номинальное первичное напряжение, В380Номинальная частота, Гц50Номинальная мощность, кВа323Номинальный первичный ток, А850Наибольший вторичный ток, кА34Номинальный длительный вторичный ток, кА22Пределы регулирования вторичного тока100-30Пределы регулирования длительности импульса1-20Пределы регулирования длительности пауз1-20Диапазон свариваемых толщин, мм0,8-3Номинальный вылет, мм800Ход верхнего сварочного ролика, мм70Пределы регулирования скорости сварки, м/мин0,4-4,8Номинальное усилие сжатия, кН8Число регулирования вторичного напряжения6Расход свободного воздуха, м 3 /ч2,3Расход охлаждающей воды, л/ч2500Габаритные размеры, ммвысота2360ширена610длина2215Масса, кг1700

8. Расчет сечений токоведущих элементов вторичного контура .

Осуществляется по величинам длительного вторичного тока на номинальной ступени I 2дл.н. и допустимой плотности тока j 2дл. при условии продолжительной работы (ПВ=100%).

где qi — поперечное сечение элемента вторичного контура (шина, консоль, контактная поверхность, кабель), мм2.

Элемент вторичного контураМатериал и маркаУсловия охлажденияДопустимая плотность тока, А/мм 2 Фактическое сечение вторичного элемента, мм 2 Шины гибкиеЛента МГМВоздушное2,07500Шины сплошныеМедь М1Воздушное2,07500Консоли круглыеМедь М1Воздушное2,07500Контакты неподвижныеМедь-медьВоздушное1,015000Контакты скользящиеМедь М1,Водяное2,07500

Изделие устанавливается на нижний прижим 6 по установочным отверстиям, и прижимается верхним 5 прижимом при помаши винтового прижима 7.

В процессе сварки изделие перемещается по направляющим рамы 2. Для поворота в каретке 3 предусмотрен поворотный механизм состоящий из пневмоцилиндра 13 и дисков 24, 23. Для предотвращения соскальзывания изделия в процессе сварки предусмотрен прижимной пневмоцилиндр 49. Для возращения каретки в исходное состояние используется пневмоцилиндр 47. Для компенсации износа сварных роликов предусмотрен механизм подъема состоящий из пневмоцилиндра 48 и рычагов 10.

Для поперечного движения предусмотрены поперечные направляющие на каретке.

Вся конструкция собрана на основании 1 с фундаментом.

В начальном положении прижимная и поворотная плиты разведены. Рабочий укладывает заготовки, собранные под сварку и при помощи винта опускает прижимную плиту и прижимает заготовки. Затем стол переводится в крайнее левое положение, и ролики сжимают края заготовки. Происходит сварка шва.

Когда одна из сторон сварена происходит поворот на 90? при помощи поворотного устройства. Так как радиатор неравнобокий, то при повороте его на 90 ° стол по поперечным направляющим подается или вперед или назад.

10.Методы контроля качества сварных соединений

Методы и объем контроля качества точечной и роликовой сварки устанавливается в зависимости от ответственности сварных соединений, особенностей конструкции и эксплуатации изделия, а также от характера производства.

Сварные соединения изделия относятся к группе А — соединения высокого качества, воспринимающие статические и динамические нагрузки, тепловые удары, а также герметичные соединения, разрушение которых может вызвать разрушение самой конструкции и серьезные последствия для обслуживающего персонала.

Для сварных соединений выбираем следующие методы контроля:

1. Внешний осмотр — при отработке нового режима и в начале и в конце сварки изделия.

2. Технологическая проба — при отработке нового режима, в процессе изготовления партии изделия — периодически.

. Испытания на герметичность — при отработке нового режима.

. Измерение параметров режима — при отработке нового режима в процессе изготовления партии изделия — периодически.

Контроль с разрушение проводится путем разрушения технологических образцов и выборочным испытание сварных конструкций. Подбор режима сварки, а также сварочного оборудования проводится по результатам соответствующих испытаний технологических образцов. Технологические образцы должны соответствовать свариваемым деталям по марке металла, состоянию поверхности, сочетанию толщин или сечений, шагу сварных точек, ширине шва, а в отдельных случаях — форме узла.

Внешний осмотр — наиболее простой способ неразрушающего контроля. осмотр производится невооруженным глазом или с помощью лупы 7 — 10 кратного увеличения. При осмотре проверяется расположение точек и рядов, наличие наружных дефектов (трещин, выплесков, иногда непровары) и продуктов массопереноса, зазору между деталями и деформацию узла.

Контроль параметров сварки проводится специальной аппаратурой периодического и непрерывного измерения. Контролируется сварочный ток, усилие сжатия, время сварки и время паузы.

электросварочный трансформатор напряжение сварка

1.Чуларис А.А. Расчет и проектирование оборудование для контактной сварки: Методические указания. Ростов — на — Дону. РИСХМ, 1985

2.Технология и оборудование контактной сварки (Под ред. Б.Д. Орлова) Москва, Машиностроение, 1986

3.Трансформаторы для электрической контактной сварки. З.Д. Рыськова и др. Ленинград, 1990

4.ГОСТ 15878-79 «Контактная сварка. Соединения сварные. Конструктивные элементы и размеры»

.ГОСТ 297-80 «Машины контактные. Общие технические условия»

Репетиторство

Наши специалисты проконсультируют или окажут репетиторские услуги по интересующей вас тематике.
Отправь заявку с указанием темы прямо сейчас, чтобы узнать о возможности получения консультации.

Трансформаторы тока и напряжения

Перед тем, как рассказать об измерительных трансформаторах – немного теории. Трансформатор – элемент электрической цепи, преобразующий величину переменного напряжения. Трансформаторы могут быть:

  • понижающими, выдающие на выходе меньшее напряжение, чем на входе;
  • повышающими, выполняющие противоположное преобразование;
  • разделительные, не изменяющие величину напряжения, применяющиеся для гальванической развязки между участками электрической сети.

Повышающие и понижающие трансформаторы обратимы: если подать номинальное выходное напряжение трансформатора на его вторичную обмотку, на первичной мы получим номинальное входное напряжение.

С токами в обмотках происходит обратная картина. Первичная обмотка рассчитывается на ток, соответствующий номинальной мощности трансформатора. Под мощность выбирается и сечение магнитопровода, и диаметр обмоточного провода первичной обмотки.

Ток вторичной обмотки понижающего трансформатора может быть больше тока в первичной во столько раз, во сколько меньше ее напряжение. Это отношение называется коэффициентом трансформации. Поэтому сечение обмоточного провода вторичной обмотки у понижающего трансформатора больше. У понижающего – все наоборот. У разделительного – все одинаково.

Зачем нужны измерительные трансформаторы напряжения

В электроустановках до 1000 В измерение напряжения производят, подключая вольтметры непосредственно к шинам или другим контролируемым участкам сети. Но в сетях 6 кВ и выше это невозможно, потому что:

  • при измерении высокого напряжения требуется понизить его величину до размера, воспринимаемого рамкой стрелочного прибора или электронным преобразователем цифрового. Резистивные делители не выполнят задачу с требуемой точностью, а применение понижающего трансформатора сделает прибор громоздким;
  • изоляция проводников для подключения прибора должна выдерживать номинальное напряжение электроустановки. Кроме того, должны соблюдаться междуфазные расстояния, требуемые ПУЭ. Выполнить это невозможно.

Трансформатор напряжения НОЛ

Поэтому для измерений величину напряжения понижают, и для этого нужен трансформатор напряжения

Трансформаторы напряжения и их конструкция

На какое бы напряжение не была рассчитана первичная обмотка трансформатора напряжения, напряжение на вторичной его обмотке стандартно – 100 В. Это сделано для унификации: счетчику электроэнергии без разницы, в какой электроустановке работать – 6 кВ, 10 кВ или более. Если он предназначен для эксплуатации с трансформаторами напряжения, в его технических характеристиках в графе «номинальное напряжение» указано: «3х100 В». Цифра «3» означает, что для измерений к нему подключаются три фазы.

Конструктивно трансформаторы напряжения выполняются:

  • элемент преобразования одной фазы напряжения в своем корпусе, при трехфазном напряжении устанавливаются три таких трансформатора;
  • один корпус содержит трансформатор для преобразования всех трех фаз.

Трехфазный трансформатор напряжения НАМИ

Первичные обмотки трехфазных трансформаторов соединяются в звезду.

Вторичных обмоток у трансформаторов напряжения несколько:

  • обмотка для приборов учета, имеющая класс точности 0,5s;
  • обмотка для измерительных приборов – класс точности 0,5;
  • обмотка для устройств релейной защиты – класс 10Р;
  • обмотка для разомкнутого треугольника – класс 10Р.

Класс точности имеет значение при учете и измерениях. Но есть еще один нюанс: измерительная обмотка трансформатора работает в заявленном классе точности, если не превышена допустимая нагрузка на нее. Поэтому, вместе с классом, на бирке трансформатора указывается допустимая мощность, превышать которую нельзя.

Трансформатор напряжения НОМ-10

Еще один фактор, изменяющий класс точности – сопротивление соединительных проводников. Если прибор учета или амперметр находится вдали от трансформатора напряжения и подключен контрольным кабелем с жилами недостаточного сечения, то значение напряжения на нем будет меньше, чем на трансформаторе.

Выводы вторичной обмотки трансформатора напряжения, используемого для коммерческого учета, закрывают крышкой и пломбируют.

Первичные обмотки трансформаторов напряжения защищают предохранителями. Для защиты вторичных обмоток раньше тоже применяли предохранители, но теперь их заменили автоматические выключатели.

А теперь – вспомним теорию в начале статьи. Основная опасность при работе на трансформаторах напряжения состоит в явлении обратной трансформации. Если по каким-то причинам на вторичную обмотку попадет напряжение 100 В, то первичная окажется под номинальным напряжением электроустановки. Работающие в ячейке люди окажутся под напряжением. Поэтому при выводе в ремонт трансформатора напряжения принимают меры. Исключающие обратную трансформацию.

Зачем нужны трансформаторы тока

Одна из причин, из-за которых в электроустановках выше 1000 В устанавливают трансформаторы тока – та же, что и для трансформаторов напряжения. Невозможно обеспечить изоляцию цепей для подключения приборов.

Но есть дополнительные факторы, вынуждающие использовать их и в электроустановках выше 1000 В:

  • максимальный ток, на который рассчитаны электросчетчики прямого включения – 100 А. Токи выше 100 А требуется понизить.
  • включение амперметров последовательно с нагрузкой снижает надежность электроснабжения;
  • вольтметр подключается к шинам через предохранители или автоматический выключатель, выводы амперметра защитить невозможно. Ток короткого замыкания в амперметре равен току КЗ на шинах. Ошибки в эксплуатации приводят к тяжелым последствиям, а неисправности прибора выводят его из строя навсегда. Поэтому и требуется выполнить гальваническую развязку амперметра с сетью.
  • Заменить амперметр прямого подключения можно, только отключив нагрузку.

Принцип действия и конструкция трансформаторов тока

Трансформатор тока тоже имеет первичную и вторичную обмотку. Но особенность его в том, что первичная обмотка имеет один или несколько витков, а в большинстве изделий представляет собой шину, проходящую через корпус трансформатора. Вариант – трансформаторы, не имеющие собственной первичной обмотки. Они надеваются на шину с измеряемым током или через них пропускается провод, жила кабеля.

Варианты конструктивного исполнения трансформаторов тока до 1000 В

Вторичная обмотка у трансформатора тока на напряжение до 1000 В одна, но у высоковольтных их – минимум две, но бывает и больше. Работает он аналогично повышающему трансформатору, поэтому – все, что сказано в начале статьи о соотношении токов в них для него справедливо.

Номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока всегда равен 5 А, на какой бы ток не была рассчитана первичная. Классы точности обмоток для подключения аппаратуры различаются так же, как и у трансформаторов напряжения.

Но вот подключить к трансформатору тока, используемому для учета электроэнергии, ничего больше не получится. По правилам, кроме счетчика, там не должно быть ничего. И если для аппаратов выше 1000 В это требование легко выполнить (один трансформатор имеет несколько обмоток), то для электроустановок до 1000 В при необходимости устанавливают по два трансформатора на одну фазу: один – для учета, другой – для всего остального (амперметры, ваттметры, устройства защиты, компенсация реактивной мощности). Выводы вторичной обмотки для коммерческого учета у всех трансформаторов закрываются крышкой и пломбируются.

Установка трансформаторов тока в ячейке выше 1000 В

Трансформатор тока должен работать в замкнутой на нагрузку или накоротко вторичной обмоткой. Иначе на ней наводится ЭДС далеко не безопасной величины как для людей, так и для электрооборудования. При обрыве во вторичных цепях можно получить смертельный удар током, даже проведя рукой рядом с клеммами амперметра или счетчика. А электронные схемы на входе приборов выйдут из строя под действием высокого напряжения.

Поэтому для замены амперметров и электросчетчиков в токовых цепях устанавливают специальные клеммы, на которых перед демонтажем прибора обмотку трансформатора закорачивают. Для приборов учета рядом устанавливают клеммы для отключения цепей напряжения. Это функции совмещены в специальном устройстве, называющимся «колодка клеммная измерительная». Для коммерческих цепей учета эти коробки пломбируются, для чего винт, крепящий ее крышку, имеет прорезь в головке (как у винтов крепления крышки корпуса электросчетчика).

Видео про трансформаторы тока

Почему нельзя размыкать вторичную обмотку трансформатора тока и зачем ее обязательно заземлять? Попутно вы узнаете о технических характеристиках и конструкции трансформаторов тока, особенностях их применения.

Измерительные трансформаторы в цепях учёта электрической энергии

Для расширения пределов измерения счетчиков в сетях переменного тока применяются измерительные трансформаторы, которые позволяют при различных напряжениях и токах пользоваться счетчиками со стандартным пределом измерения 100 Ви 5 Анезависимо от напряжения и тока той цепи, называемой первичной, в которой производятся измерение и учет электроэнергии .

Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасные условия для обслуживающего персонала, отделяя цепи приборов от высокого напряжения. Для включения последовательных (токовых) обмоток приборов применяются измерительные трансформаторы тока, для включения параллельных обмоток приборов — измерительные трансформаторы напряжения.

Рисунок 2.3.1. Трансформаторы тока

Трансформаторы тока выпускаются только в однофазном исполнении. Первичная обмотка трансформатора тока включается в электрическую цепь последовательно, во вторичную обмотку его также последовательно включаются токовые катушки счетчиков и др. приборов; через них проходит ток, пропорциональный току в первичной цепи (Рисунок 2.3.1).

Начало и конец первичной обмотки трансформаторов тока (рисунок 2.3.2.) обозначаются индексами Л1 и Л2 (линия), а начало и конец вторичной обмотки — соответственно И1 и И2 (измерение). Зажимы Л1 и И1 однополярны. Это значит, что направление тока во внешней цепи, подключенной к зажимам И1 и И2, совпадает с направлением тока в первичной цепи Л1—Л2.

Рисунок 2.3.2. Условное обозначение трансформатора тока

Так, если зажим Л1 является генераторным, то генераторным будет и зажим И1. Маркировка зажимов предусматривает такое направление вторичного тока в подключенных катушках приборов, которое имело бы место при включении этих приборов непосредственно в цепь первичного тока. Это необходимо для правильной работы счетчиков. В распределительных устройствах принято устанавливать трансформаторы тока зажимом Л1 в сторону сборных шин. Тогда зажим И1 является генераторным при положительном направлении мощности.

На паспортной табличке трансформатора тока указывается его коэффициент трансформации в виде отношения номинальных первичного и вторичного токов, например 100/5А. Трансформаторы тока выпускаются с коэффициентом трансформации: 10/5, 15/5, 20/5, 30/5, 40/5, 50/5, 60/5, 75/5, 100/5 и др. до 15000/5. Номинальный вторичный ток трансформаторов тока обычно равен 5 А. В некоторых случаях для электроустановок 110 кВ и выше изготовляют трансформаторы тока с номинальным током вторичной обмотки 1 А. Номинальный ток счетчика должен соответствовать номинальному току вторичной обмотки трансформатора тока.

При включенной первичной обмотке вторичная обмотка должна быть обязательно замкнута на токовую обмотку прибора или закорочена. В противном случае во вторичной цепи возникает большая электродвижущая сила (1000 — 1500 В), опасная для жизни людей и изоляции вторичной обмотки. Вторичные обмотки трансформаторов тока при косвенном и полукосвенном включении счетчиков (с раздельным присоединением цепей напряжения) должны заземляться. На трансформаторе тока указывается класс точности: 0,2; 0,5; 1,0 или 3,0

На каждом трансформаторе тока указывается и номинальная нагрузка в Омах или вольт-амперах (ВA).

Трансформаторы напряжения по своему устройству принципиально ничем не отличаются от силовых трансформаторов, но мощность их не превышает 2 кВА. Их первичная обмотка с большим количеством витков подключается к измеряемому напряжению; к вторичной обмотке — обмотке низшего напряжения — подключаются параллельные цепи соответствующих измерительных приборов или счетчика.

Номинальный коэффициент трансформации указывается на щитке трансформатора в виде дроби, где в числителе стоит первичное номинальное напряжение, а в знаменателе — номинальное вторичное напряжение, которое у трансформаторов напряжения, применяемых со счетчиками, имеет одно и то же стандартное значение — 100 В.

Для включения электрических счетчиков применяются трансформаторы напряжения класса точности 0,5.

По исполнению трансформаторы напряжения могут быть трехфазными и однофазными, до 3 кВ они выполняются с сухим (воздушным) охлаждением, свыше 6 кВ — с масляным охлаждением.

Принятые обозначения выводов трехфазного трансформатора напряжения для стороны высокого напряжения — А, В, С, 0 идля стороны низкого напряжения — соответственно а, b, с, 0. Трансформатор имеет нулевую группу соединения, т. е. одноименные векторы первичных и вторичных напряжений совпадают (если пренебречь погрешностью).

Рисунок 2.3.3. Схема соединения однофазных трансформаторов напряжения в открытый треугольник

На рис.2.3.3. два однофазных трансформатора напряжения соединены по так называемой схеме открытого треугольника (не следует путать с разомкнутым треугольником). Эта схема обеспечивает симметричные трехфазные напряжения Uаь, Ubc, Uca, поэтому она предназначена для питания приборов и реле, включенных на междуфазное напряжение. Вторичные обмотки трансформаторов напряжения подлежат заземлению.

У трехфазных трансформаторов напряжения заземляется либо нулевая точка, либо вывод фазы b. В открытом треугольнике заземляется общая точка вторичных обмоток трансформаторов, которая должна соответствовать вторичным выводам, соединенным между собой и подключенным к «средней» фазе.

Трансформаторы напряжения обладают погрешностью по напряжению и по углу, обусловленной падением напряжения в обмотках от токов нагрузки. Погрешность по напряжению проявляется в некотором уменьшении вторичного напряжения при нагрузке. Угловая погрешность характеризуется некоторым углом между векторами первичного и вторичного напряжения.

Значения погрешностей зависят от мощности нагрузки трансформатора напряжения. Чем она больше, тем больше токи в обмотках. Пропорционально этим токам увеличиваются падения напряжения в обмотках.

Предельно допустимое значение падения напряжения трансформатора определяет его класс точности. Для каждого класса точности устанавливается номинальная мощность Shom. Обычно для трансформатора напряжений устанавливается два или три класса точности и две или три соответствующие им номинальные мощности. Таким образом, трансформатор напряжения в зависимости от нагрузки может работать в различных классах точности.

Как правило, при организации учёта электроэнергии «по высокой стороне» в трёхфазных сетях с изолированной нейтралью применяют трансформаторы НТМИ (Рис.2.3.4). Они предназначены для масштабного преобразования электрического напряжения переменного тока с целью дальнейшего измерения и подачи на приборы защиты и сигнализации. Рассмотрим один из таких трансформаторов НТМИ-6.

Данный трансформатор рассчитан на номинальное напряжениепервичной обмотки 6000В и вторичной обмотки – 100В. Он имеет различную номинальную мощность для определённого класса точности. Например, для класса 0,5 его мощность составляет 75ВА. Как Вы заметили, вторичная (выходная) обмотка в трансформаторах НТМИ имеет выходное напряжение 100В. Поэтому все электросчётчики, которые устанавливаются для учёта электроэнергии по высокой стороне – 6 кВ, 10 кВ и т.д. имеют входное напряжение 100В.

Дата добавления: 2020-08-31 ; просмотров: 726 ;

ТРАНСФОРМАТОРЫ 13087

Задача 1.1. Номинальная мощность однофазного трансформатора кВА, напряжения кВ и кВ, напряжение короткого замыкания %, ток холостого хода %, потери холостого хода = 29.5 кВт, потери короткого замыкания = 81.5 кВт. Определить токи холостого хода и короткого замыкания, напряжение короткого замыкания.

Напряжение короткого замыкания, кВ:

Номинальный ток, А:

Ток холостого хода, А:

Ток короткого замыкания, А:

Задача 1.2. Определить параметры упрощенной схемы замещения трансформатора, соединенного по схеме Y/Y, составляющие напряжения короткого замыкания в процентах и вольтах, коэффициент мощности нагрузки, коэффициент трансформации, если номинальная мощность кВА, напряжения 20 кВ и 0.4 кВ, потери короткого замыкания 0.6 кВт, напряжение короткого замыкания 5.5%.

Фазные значения номинальных напряжений, кВ:

Фазные значения номинальных токов, А:

Напряжение короткого замыкания, В:

Полное сопротивление упрощенной схемы замещения, Ом:

Активное сопротивление, Ом:

Индуктивное сопротивление, Ом:

Коэффициент мощности, о.е.

Активная составляющая напряжения короткого замыкания:

Индуктивная составляющая напряжения короткого замыкания:

Задача 1.3. Определить наибольшее значение коэффициента полезного действия трехфазного трансформатора, если номинальная мощность = 50 кВА, потери холостого хода = 0.35 кВт, потери короткого замыкания = 1.35 кВт, коэффициент мощности нагрузки = 1.

При максимальном значении коэффициента полезного действия соответствующий этому значению коэффициент нагрузки

Максимальное значение КПД, %

Задача 1.4. Найти распределение нагрузки между двумя трехфазными трансформаторами, имеющими одинаковые коэффициенты трансформации и одинаковые группы соединения обмоток (Y/Y-12), но различные значения напряжения короткого замыкания. При коэффициенте мощности = 0.8 отстающий ток нагрузки = 80 А. Напряжение на первичных обмотках 35 кВ. Трансформаторами имеют следующие отличные данные: мощность – кВА, кВА; напряжение короткого замыкания – %, %; потери короткого замыкания – кВт, кВт.

Напряжение короткого замыкания, кВ:

Активная составляющая напряжения короткого замыкания:

Индуктивная составляющая напряжения короткого замыкания, кВ:

Номинальные токи, А:

Сопротивления схемы замещения в режиме короткого замыкания, Ом:

Комплексное значение тока нагрузки, А:

Ток нагрузки распределяется обратно пропорционально сопротивлениям короткого замыкания:

Упрощенный расчет. Для крупных трансформаторов погрешность упрощенного расчета не превышает 5 %. Он производится по следующей схеме:

1) определяются сопротивления короткого замыкания трансформаторов, Ом

2) определяются токи в трансформаторах, А:

Задача 1.5. Номинальные данные трехфазного трансформатора при соединении обмоток по схеме «звезда-звезда»: мощность = 63 кВА, напряжение на обмотке высокого и низкого напряжения соответственно = 21 кВ и = 0.4 кВ. Потери холостого хода – = 0.29 кВт, ток холостого – , потери короткого замыкания – = 1.65 кВт, напряжение короткого замыкания – = 4.5 %, активная составляющая напряжения короткого замыкания – = 2.54 %. Определить: коэффициент мощности при коротком замыкании и холостом ходе, сопротивления схемы замещения для режима короткого замыкания, КПД при номинальной нагрузке и коэффициентах мощности = 1 и = 0.8; активную мощность на вторичной стороне для = 0.8, при которой значение КПД будет наибольшим; потери в трансформаторе при мощности 10 кВА; напряжение на выводах вторичной обмотки при номинальной нагрузке и коэффициентах мощности = 1 и = 0.8.

Номинальные токи, А:

Коэффициенты мощности, о.е.:

Сопротивления короткого замыкания, Ом:

Коэффициент полезного действия при номинальной нагрузке, о.е.:

Максимальное значение коэффициента полезного действия соответствует условию . Учитывая, что потери короткого замыкания , определяются значения тока

и активной мощности на вторичной стороне

Потери мощности в трансформаторе при 10 кВА:

Напряжение на вторичной обмотке, соответствующее упрощенной схеме замещения трансформатора под нагрузкой:

Напряжение на выводах вторичной обмотки при номинальной нагрузке:

Задача 1.6. Определить номинальный ток вторичной обмотки однофазного трансформатора, если номинальная мощность = 20 кВА, номинальное напряжение первичной обмотки = = 10 кВ, коэффициент трансформации = 15.

Задача 1.7. Определить номинальную мощность трехфазного трансформатора и номинальный ток первичной обмотки , если номинальное напряжение первичной обмотки = 20 кВ, номинальное напряжение вторичной обмотки = 0.4 кВ, номинальный ток вторичной обмотки = 150 А.

Задача 1.8. Найти действующие значения ЭДС в обмотках и , если максимальный магнитный поток = 0.02 Вб, частота тока = 50 Гц, числа витков первичной и вторичной обмоток соответственно = 100, = 50.

Задача 1.9. Максимальный магнитный поток в сердечнике однофазного трансформатора = 0.02 Вб, число витков первичной обмотки = 500. Определить коэффициент трансформации и подведенное напряжение , если напряжение на зажимах вторичной обмотки в режиме холостом ходе = 127 В, частота напряжения сети = 50 Гц.

Задача 1.10. Номинальное напряжение первичной обмотки однофазного трансформатора = 200 В, мощность нагрузки = 1 кВт, коэффициент мощности нагрузки = 0.8.

Задача 1.11. Определить приведенное значение тока вторичной обмотки , если номинальный ток вторичной обмотки = 10 А, номинальные напряжения первичной и вторичной обмоток соответственно = 10 кВ и = 0.4 кВ, обмотки соединены по схеме Y/ .

Задача 1.12. Число витков первичной обмотки однофазного трансформатора = 100, магнитный поток в сердечнике
Ф = 0.01 Вб. Определить ЭДС , если частота тока питающей сети = 50 Гц.

Задача 1.13. Трансформатор включен в сеть переменного тока промышленной частоты. Индуктивность рассеяния первичной обмотки = 0.001 Гн. Определить индуктивное сопротивление рассеяния первичной обмотки .

Задача 1.14. Известно, что вторичная обмотка трансформатора соединена по схеме «треугольник», ток нагрузки = 100 А. На какой ток должны быть рассчитаны катушки фаз вторичной обмотки?

Задача 1.15. Обмотки трехфазного трансформатора соединены по схеме Y/ , число витков каждой фазы первичной обмотки = 1000, вторичной обмотки = 200. Определить линейное напряжение на выходе трансформатора, если линейное напряжение питающей сети =1000 В.

Задача 1.16. В режиме холостого хода трансформатор потребляет мощность = 3.6 Вт, в режиме короткого замыкания – = 2 Вт, масса стали сердечника трансформатора = 3 кг. Определить удельные потери в стали .

Задача 1.17. Определить активную составляющую тока холостого хода однофазного трансформатора, если его номинальная мощность = 100 ВА, номинальный первичный ток =
= 1 А, потери холостого хода = 10 Вт.

Задача 1.18. Первичная обмотка одного трехфазного трансформатора соединена по схеме «звезда», другого – «треугольник». Оба трансформатора присоединены к сети с одинаковым напряжением и имеют одинаковые магнитные потоки. Как отличаются числа витков первичных обмоток трансформаторов?

Задача 1.19. На щитке трансформатора обозначено: =
= 110 кВ, = 10%. Какое напряжение следует подать на первичную обмотку, чтобы в режиме короткого замыкания в обмотках протекали номинальные токи?

Задача 1.20. Потери короткого замыкания трансформатора = 3 кВт, номинальная мощность трансформатора =
= 100 кВА. Определить активную составляющую напряжения короткого замыкания в процентах.

Задача 1.21. В опыте короткого замыкания однофазного трансформатора вольтметр показывает значение 5 В, амперметр – 1 А, ваттметр – 3 Вт. Определить сопротивления схемы замещения и .

Задача 1.22. При замкнутой накоротко вторичной обмотке на вход трансформатора подано напряжение = 10 В, что составляет 5 % от номинального значения, при этом токи в обмотках = = 2.5 А, = = 10 А. Определить мощность однофазного трансформатора и напряжение на выходе при номинальной нагрузке.

Задача 1.23. При номинальном режиме работы трансформатора потери в стали магнитопровода составляют 400 Вт.

Задача 1.24. Ток холостого хода однофазного трансформатора = 1 А, первичная обмотка имеет 100 витков. Определить значение МДС при холостом ходе трансформатора.

Задача 1.25. Ваттметр, подключенный к зажимам источника питания трансформатора, показывает значения: при холостом ходе 50 Вт, при коротком замыкании 50 Вт, при номинальной нагрузке 1 кВт. Определить КПД трансформатора.

Задача 1.26. Номинальная мощность на выходе трансформатора = 0.97 кВт. В режиме холостого хода ваттметр показывает 10 Вт, в режиме короткого замыкания при номинальных токах в обмотках – 20 Вт. Определить КПД трансформатора при номинальной нагрузке.

Задача 1.27. Чему равно значение напряжения на зажимах трансформатора, если изменение вторичного напряжения = 4 %, коэффициент нагрузки = 0.5, номинальное напряжение вторичной обмотки = 400 В?

Задача 1.28. Номинальное первичное напряжение = 6 кВ, коэффициент трансформации = 15. Определить изменение вторичного напряжения трансформатора в процентах, если при номинальной нагрузке = 380 В.

Задача 1.29. Определить напряжение на зажимах вторичной обмотки при активной номинальной нагрузке, если активная составляющая напряжения короткого замыкания = 2 %, номинальное вторичное напряжение = 400 В.

Задача 1.30. Мощность, потребляемая однофазным понижающим трансформатором, = 500 ВА. Напряжение сети =
= 100 В. Коэффициент трансформации = 10. Определить ток нагрузки.

Задача 1.31. Изменение вторичного напряжения однофазного трансформатора при номинальной нагрузке и коэффициенте мощности = 1 составляет 1.97 %.

Задача 1.32. Чему равен угол между векторами одноименных линейных напряжений обмоток трансформатора, если их схема и группа соединения – Y/Y-8?

Задача 1.33. Какие группы можно получить при соединении обмоток трехфазного трансформатора по схеме Y/ ?

Задача 1.34. Какие группы соединения обмоток трехфазного трансформатора возможны при схеме Y/Y?

Задача 1.35. На вход однофазного трансформатора подано напряжение = 220 В частотой = 50 Гц, число витков вторичной обмотки = 30, напряжение на выходе трансформатора в режиме холостого хода = 36 В, площадь поперечного сечения сердечника магнитопровода = 36 . Определить число витков первичной обмотки и максимальное значение магнитной индукции в сердечнике.

Задача 1.36. Однофазный трансформатор подвергнут испытанию при номинальном первичном напряжении в режиме холостого хода и при номинальном токе в обеих обмотках в режиме короткого замыкания. Показания приборов в первичной и вторичной цепи следующие: = 6 кВ, = 220 В,
= 0.18 А, = 70 Вт, = 188 В, = 3 А, = 46 А, = 250 Вт. Определить: номинальную мощность трансформатора , КПД при номинальной нагрузке для значений коэффициента мощности = 1 и = 0.8, параметры схемы замещения при допущении = , = .

Задача 1.37. Определить процентное изменение вторичного напряжения трансформатора при токе нагрузки и коэффициенте мощности = 0.8 по следующим данным: = 100 кВА, = 1970 Вт, = 4.5 %.

Задача 1.38. Трехфазный трансформатор номинальной мощностью = 63 кВА и напряжением обмоток / =
= 10 кВ/0.4 кВ при токе нагрузки = 45.5 А и коэффициенте мощности = 0.9 имеет на обмотке низкого напряжения = 393 В. Схема и группа соединения обмоток – Y/Y-0. Определить реактивную составляющую напряжения короткого замыкания , если потери короткого замыкания = 1280 Вт.

Задача 1.39. Трансформатор мощностью = 63 кВА имеет потери короткого замыкания = 1280 Вт и напряжение короткого замыкания = 4.5 %. Найти значения угла нагрузки, при которых изменение вторичного напряжения не происходит.

Задача 1.40. Определить КПД трехфазного трансформатора, если номинальная мощность = 100 кВА, коэффициент мощности нагрузки = 0.8, потери короткого замыкания =
= 2000 Вт, потери холостого хода = 500 Вт, коэффициент нагрузки = 0.5.

Задача 1.41. Для однофазного трансформатора известны: номинальная мощность = 100 кВА, номинальное первичное напряжение = 10 кВ, коэффициент мощности = 0.8, коэффициент полезного действия = 0.97, потери холостого хода = 700 Вт. Определить активное сопротивление первичной обмотки, считая = .

Задача 1.42(*). Можно ли включить на параллельную работу два трансформатора со следующими данными:

Задача 1.43(*). Два однофазных трансформатора напряжением 6600/220 В, мощностью по 22 кВА каждый включаются на параллельную работу. При номинальной нагрузке автономно работающих трансформаторов , . Определить ток нагрузки каждого из трансформаторов, если при параллельной работе на общих шинах установилось напряжение В.

Задача 1.44(*). Из паспортных данных трехфазного трансформатора известно: кВ, А, , . Определить коэффициент нагрузки трансформатора, при котором потери в стали составляют 700 Вт, а потери в обмотках – 1500 Вт.

Задача 1.45. Однофазный трансформатор включен в сеть с частотой тока 50 Гц, номинальное вторичное напряжение , коэффициент трансформации . Определить числа витков в обмотках и , если в стержне магнитопровода сечением максимальное значение магнитной индукции – (табл. 1.1).

Величи- ны Варианты
, В
, 0.49 0.80 1.2 1.8 0.65 0.80 1.2 0.76 0.60 0.85
, Тл 1.3 1.6 1.8 1.3 1.4 1.5 1.2 1.3 1.5 1.2

Задача 1.46. Для однофазного трансформатора номинальной мощностью и первичным напряжением , мощностью короткого замыкания и напряжением короткого замыкания рассчитать данные и построить график зависимости изменения вторичного напряжения от коэффициента нагрузки , если коэффициент мощности нагрузки – (табл. 1.2).

Величины Варианты
, кВА
, кВ 31.5 6.3 31.5 6.3 6.3 3.4 6.3
, кВт 3.5 5.4
,% 8.5 6.5 8.5 5.5 6.5 7.0 6.5 5.5 5.5 6.0
, о.е. 0.75 (опер) 0.85 (отс) 0.80 (опер) 0.70 (отс) 1.0 0.85 (отс) 0.90 (опер) 1.0 0.80 (отс) 0.70 (отс)

Задача 1.47. Для однофазного трансформатора, технические данные которого приведены в задаче 1.46, рассчитать данные и построить график зависимости КПД от коэффициента нагрузки , если известно, что его максимальное значение соответствует = 0.7.

Задача 1.48. Трехфазный трансформатор номинальной мощностью и номинальными линейными напряжениями , имеет напряжение короткого замыкания , ток холостого хода , потери холостого хода , потери короткого замыкания (табл. 1.3). Обмотки трансформатора соединены по схеме «звезда-звезда». 1. Определить параметры Т-образной схемы замещения, считая ее симметричной ( ; ). 2. Найти КПД и полезную мощность , соответствующие полной потребляемой мощности , , , , при значениях и ; построить в одних осях координат графики . 3. Определить номинальное изменение напряжения .

Вели- чины Варианты
, кВА
, кВ 0.5 3.0 6.0 6.0 3.0 3.0
, кВ 0.23 0.4 0.4 0.4 3.0 0.4 0.6 0.6 0.23 0.23
, % 5.5 5.5 8.5 6.5 5.5 6.5 8.5 5.5 6.5 5.5
, кВт 2.0 3.6 5.8 9.0 13.5 9.0 8.2 6.0 4.0
, кВт 0.65 1.2 1.6 2.5 5.2 3.6 2.8 3.2 2.0 1.5
, % 6.5 5.5 5.5 5.5 5.0 5.0 5.5 5.5 5.5 6.5

Задача 1.49. Три трехфазных трансформатора номинальной мощностью , , и напряжением короткого замыкания , , (табл. 1.4) включены на параллельную работу. Определить: 1) значение нагрузки каждого трансформатора ( ) в кВА при условии, что их общая нагрузка
равна сумме номинальных мощностей (
2) степень использования по мощности ( ) каждого трансформатора; 3) насколько следует уменьшить общую нагрузку трансформаторов , чтобы устранить перегрузку, и как при этом будут использованы в процентах трансформаторы по мощности.

Добавить комментарий