Распределительные трансформаторы 6 -35 кВ

1.

Распределительные трансформаторы 6 -35 кВ.
Технологии изготовления. Режимы работы.
СПбПУ Петра Великого
Институт Энергетики
Высшая школа электроэнергетических систем
к.т.н., доцент, Иванов Сергей Анатольевич
[email protected]

2.

Распределительные трансформаторы ТМ, ТМГ, ТМЗ
6(10)/0,4 кВ
Трансформатор ТМ
Трансформатор ТМЗ.
Часть объема бака замещена азотной подушкой.
Требуется систематическая подкачка азота
для поддержания в баке не менее 0,2кгс/см2,
из-за снижения давления азота при
при полной герметизации за счет поглощения азота маслом.
Трансформатор ТМГ

3.

Современные технологии изготовления обмоток
распределительных трансформаторов типа ТМГ
Вакуумная установка для
заливки масла в
трансформаторы типа ТМГ

4.

МЭТЗ им. В. И. Козлова
Масляные герметичные трансформаторы ТМГ 6(10) - 35 кВ
ТМГ21 35/0,4 кВ, Sном = 2500 кВА
ТМГ32_1000кВА_10/0,4 кВ
Европейский стандарт CENELES
ТМГ21 10/0,4 кВ, Sном = 3200 кВА
ТМГ33_250кВА_10/0,4 кВ
Стандарт ПАО «РОССЕТИ»

5.

ТМГ Минского электротехнического завода им. В.И. Козлова.
Технические характеристики
Трансформаторы ТМГ 11 - серия 1 модификация 1, (а также
ТМГ 21, 32 и 33) предназначены для работы в условиях
наружной или внутренней установки.
Исполнение для для умеренного (от +40 до - 45 град. С) или
холодного (от + 40 до -60 град. С) климата.
Окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая пыли в
концентрациях, снижающих параметры изделий в
недопустимых пределах.
Трансформаторы не предназначены для работы в условиях
тряски, вибрации, ударов, в химически активной среде.
Высота установки над уровнем моря не более 1000
м.Номинальная частота 50 Гц.
Регулирование напряжения до ±2х2,5 % (ПБВ).

6.

Для контроля уровня масла в трансформаторах предусмотрен
маслоуказатель поплавкового типа.
Для контроля внутреннего давления в баке и сигнализации в
трансформаторах, размещаемых в помещении, предусматривается
по заказу потребителя установка электроконтактного
мановакуумметра.
Для измерения температуры верхних слоев масла на крышке
трансформатора предусматривается гильза для установки
жидкостного стеклянного термометра.
Для измерения температуры верхних слоев масла трансформаторы
мощностью от 630 до 1600 кВА по заказу потребителя
комплектуются манометрическим сигнализирующим термометром.
Ввод нейтрали стороны НН трансформатора рассчитан на
продолжительную нагрузку током равным, 100 % Iном.
Гарантийный срок эксплуатации силовых масляных
трансформаторов составляет 5 лет.

7.

8.

Разрушение маслонаполненного
трансформатора

9.

Силовые трансформаторы СЭЩ серии 14 для
распределительных сетей 10 кВ типа ТНГ-СЭЩ и ТНГФ-СЭЩ,
заполненные огнестойкой жидкостью

10.

11.

Стандарт организации ПАО «РОССЕТИ». СТО 34.01-3.2-011-2021.
Трансформаторы силовые распределительные 6–10 кВ мощностью 63 – 2500 кВА.
Требования к уровню потерь холостого хода и короткого замыкания.
Дата введения: 21.06.2021
• 6.2.1. Настоящим Стандартом устанавливаются 4 категории уровня
максимальных потерь в силовом трансформаторе 6-10 кВ (холостого
хода - с индексом «Х», и короткого замыкания - с индексом «К»): 1, 2, 3
и 4, приведенные в таблице 1 и таблице 2.

12.

13.

«Инновационный» класс энергоэффективности
Х4К3
Снижение (усредненно) потерь
Pхх на 30% и Pкз на 20% (относительно Х1К1)
Требования к потерям вступают в силу как
обязательные с 01.07.2024 г.

14.

Производственная группа "Трансформер" принимает заказы
на трансформаторы ТМГ мощностью 32-1000 кВА
с сердечником из аморфной стали.
Главной конструктивной особенностью
трансформаторов АТМГ является
магнитопровод (сердечник), выполненный
из особого металла - аморфной стали.
Данный материал имеет очень низкие
потери.
Если шихтовка магнитопровода методом
step-lap позволяют снизить потери
холостого хода (Рхх) на 20-30%, то
применение аморфной стали для
изготовления такого же магнитопровода
дает возможность снизить потери
холостого хода еще на 75%.

15.

16.

AMT масляный
Кэфф =99,65 %,
Кзагр = 17,5 %
SiT масляный
Кэфф =99,35 %.
Кзагр =37,5 %

17.

18.

Зависимость КПД трансформаторов ТМГ -2000, ТСЛ-2000 и ТМГА-2000
от величины нагрузки, %

19.

Зависимость капитализированной стоимости
трансформаторов ТМГ-2000 и ТМГА -2000 при Кз = 0,2
Зависимость капитализированной стоимости
трансформаторов ТМГ-2000 и ТМГА -2000 при Кз = 0,48

20.

Производственная группа "Трансформер" принимает заказы
на трансформаторы ТМГ мощностью 32-1000 кВА
с сердечником из аморфной стали.
Главной конструктивной особенностью
трансформаторов АТМГ является
магнитопровод (сердечник),
выполненный из особого металла аморфной стали. Данный материал
имеет очень низкие потери.
Если шихтовка магнитопровода методом
step-lap позволяют снизить потери
холостого хода (Рхх) на 20-30%, то
применение аморфной стали для
изготовления такого же магнитопровода
дает возможность снизить потери
холостого хода еще на 75%.

21.

Сухие и масляные трансформаторы GBE.
Класс напряжения 10 и 20 кВ, Sном до 2500кВА. Магнитопроводы
из аморфных (нанокристаллических) сплавов (АС)

22.

ГОСТ Р 54827-2011 (МЭК 60076-11:2004)
Трансформаторы сухие. Общие технические условия
ГОСТ Р 54827-2011
(МЭК 60076-11:2004)
Группа Е64
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
• ТРАНСФОРМАТОРЫ СУХИЕ
• Общие технические условия
• Dry-type transformers. General specifications
ОКС 29.180
ОКП 34 1100
Дата введения 2012-12-01

23.

Классы климатических условий
Класс С1: Трансформатор предназначен для эксплуатации при температуре
окружающей среды не ниже -5 °С, но при транспортировании и хранении допустима
температура окружающей среды вплоть до -25 °С.
Класс С2: Трансформатор предназначен для эксплуатации, транспортирования и
хранения при температуре окружающей среды до -25 °С
Класс С3: Трансформатор предназначен для эксплуатации, транспортирования и хранения
при температуре окружающей среды до -45 °С (климатическое исполнение У1 по ГОСТ
15150).
Класс С4: Трансформатор предназначен для эксплуатации, транспортирования и хранения
при температуре окружающей среды до -60 °С (климатическое исполнение УХЛ1 по ГОСТ
15150).
Примечание - Дополнительные по отношению к МЭК 60076-11 классы климатических
условий С3 и С4 добавлены для учета характерных климатических и географических
особенностей Российской Федерации.

24.

Классы стойкости к воздействиям окружающей среды
• Условия окружающей среды для сухих трансформаторов определяются по влажности,
конденсации влаги, загрязнению и температуре окружающей среды.
Примечание - Эти факторы важны не только в течение периода эксплуатации, но также при
транспортировании и хранении до установки.
Класс Е0: Не может быть никакой конденсации влаги на трансформаторе, а загрязнение
незначительно. Это обычно соответствует внутренней установке в чистом и сухом
помещении.
Класс Е1: Возможна нерегулярная конденсация влаги на трансформаторе (например,
когда трансформатор отключен). Возможно ограниченное загрязнение.
Класс Е2: Частая конденсация влаги или сильное загрязнение, или комбинация и того и
другого.

25.

Классы воспламеняемости
• Класс F0: Не рассматривается опасность возникновения пожара. За исключением
характеристик, присущих конструкции трансформатора, не принимаются специальные
меры по ограничению воспламеняемости. При этом эмиссия токсичных веществ и
непрозрачного дыма должна быть сведена к минимуму.
Класс F1: Трансформаторы подвержены опасности возникновения пожара. Должна
быть ограниченная воспламеняемость. Эмиссия токсичных веществ и непрозрачного
дыма должна быть сведена к минимуму.

26.

Технологии производства сухих
трансформаторов
Открытые обмотки
(воздушно- барьерная изоляция)
RESIBLOC®
Вакуумная (матричная) заливка обмоток ВН

27.

28.

Трансформаторы c воздушно-барьерной изоляцией ООО
“Электрофизика”
Номинальная мощность до 16МВА, класс напряжения до 35кВ
Изоляция обмоток ВН и НН -стеклошелк Nomex (Meta Aramid).
Изоляция класса F (155 град. С) либо класс Н (180 град. С).
Обмотка низкого напряжения (до1кВ) -используется медный
(алюминиевый) провод или фольга с межслоевой изоляцией
NOMEX.
Обмотка высокого напряжения медный (алюминиевый)
эмальпровод с витковой изоляцией NOMEX.

29.

Трансформатор с литой изоляцией
TRHAL (Schneider El)
в настоящее время поставляется в Россию в
соответствии со стандартами МЭК С3-E2-F1
(температура хранения и эксплуатации от -45 до
+40 град)
Трансформатор TRIHAL (IP00)
10/0,4кВ , (Yn/∆ -11), ПБВ 2х2,5%

30.

Испытания TRIHAL на соответствие классу воспламеняемости F1.
Воздействие открытого пламени и теплового излучения
1. Включение радиатора и поджигание спирта.
2. Прекращение горения спирта через 14 – 18 мин. (T доп max = 420 град.)
3. Отключение радиатора через 40 мин ( T доп max = 140 град. через 45 мин. и T доп max = 80 град. через 60 мин.)

31.

Испытания на соответствие классу воспламеняемости F1
Фазные обмотки ВН и НН до и после испытаний

32.

Уникальные противопожарные свойства
трансформатров TRIHAL
2Al(OH)3 + энергия = Al2O3 + 3H2O

33.

Испытания на соответствие классу стойкости к
воздействиям окружающей среды E2
• Испытания по воздействию
окружающей среды по
классу Е2 проводились в
Лаборатории Kema
(Нидерланды)
• 6 часов работы при 93%
влажности
• далее 6 часов работы при
50°С и 90% влажности
• Погружение на 24 часа в
соленую воду при 20 °С

34.

Испытания на соответствие классу климатических условий C2
• Trihal испытан на соответствие классу
С2 в соответствии с HD464S1,
• 12 часов при 20°С,
8 часов при -25°С
• 2 часа в кипящей воде >96°С
2 часа в ледяной воде <5°С
• Диэлектрические испытания +
измерение частичных разрядов 10 пКл
• Испытания проводились в Лаборатории
Kema (Нидерланды)

35.

Кабельный трансформатор типа Dryformer
(ABB Tarnformatoren). Sном до 150 МВА, Uвн от 36 до145кВ.

36.

• Dryformer представляет собой трансформатор,
обмотка которого выполнена кабелем ВН с
изоляцией из сшитого полиэтилена (XLPE).
• Расчетный срок службы трансформатора типа
Dryformer — 30 лет, расчетные показатели
надежности: повреждаемость 0,9 случаев за 100 лет,
среднее время между повреждениями 109 лет (для
обычного трансформатора: 2,4 повреждения за 100
лет, 42 года между повреждениями).
• Помимо высокой надежности кабельной обмотки и
отсутствия масла причиной низкой повреждаемости
Dryformer является меньшее число узлов — до 75
вместо 100 у обычного трансформатора

37.

• Первый трансформатор типа Dryformer
внутренней установки(мощность 20 МВА и
напряжение 140/6,6 кВ) введен в
эксплуатацию в 1999 г. на ГЭС Lottefors
(Швеция). Потери холостого хода составляют
28,5 кВт, нагрузочные потери -104 кВт (для
обычного трансформатора 20 МВА,
соответственно, 19,5 кВт и 165 кВт.)
• Вариант для внешней установки, второй
Dryformer мощностью 16 МВА на напряжение
78/11 кВ установлен в 2000 г. на ГЭС Bergvik.

38.

Морское исполнение сухих трансформаторов
Трансформатор ABB (вакуумная заливка
обмотки ВН ) в защитном кожухе с блоком
охлаждения : дутьем и охлаждением воздуха
водой по двухконтурной схеме.
Трансформатор RESIBLOC

39.

Трансформатор ABB RESIBLOC
с принудительной вентиляцией и РПН
Регулировочные
ответвления РПН
Вентиляторы
РПН шкаф управления
с вакуумными
контакторами

40.

РПН вакуумного типа для сухих
трансформаторов класса напряжения до 35 кВ

41.

Устройство РПН VACUTAP AVT, IP33
Трансформатор TЗR 4000 кВА, 10,5/6,3 кВ
Трансформатор T3R 12500 кВА,
сухой с литой эпоксидной изоляцией,
35/6,3/0,4 кВ.
Устройство РПН VACUTAP VT IP00

42.

Устройство РПН VACUTAP VT на баке (раме) сухого
трансформатора

43.

Технические характеристики РПН VACUTAP VT для сухих
трансформаторов 35 кВ

44.

Принципиальная схема и габариты устройства РПН
трансформатора 6(10)/0,4 кВ
избиратели
вакуумные
контакторы

45.

Устройства РПН масляных трансформаторов
класса напряжения 35 кВ

46.

Технические характеристики устройства РПН масляных
трансформаторов класса напряжения 35 кВ
Принципиальная схема

47.

Автоматическое регулирования напряжения трансформаторов (АРНТ)
Т1
Прибавить
ПМ
Убавить
У
ТТ
Важной
характеристикой
АРНТ
является
зона
нечувствительности. Необходимо устанавливать ширину зоны
нечувствительности несколько больше значения ступени
регулирования, рекомендуется коэффициент запаса 1,3.
УТК
В
И
ИС
ТН
У
В
И
Устройство управления
ИП
Структурная схема автоматического регулирования напряжения:
Т1 - регулируемый трансформатор; ТТ – трансформатор тока;
ТН - трансформатор напряжения;
УТК - устройство токовой компенсации;
ИС - измерительный блок;
У - блок управления; В - блок выдержки времени;
И —исполнительный блок;
ИП - источник питания; ПМ - приводной механизм.
Выдержка времени регулятора позволяет отстроится от
кратковременных изменений напряжения при переменном
характере нагрузки и излишнего действия РПН.
Эффект действия устройств АРТ проявляется по-разному при
установке РПН в нейтрали обмотки ВН, либо на линейных
выводах обмоток СН трехобмоточных трансформаторов, а
также автотрансформаторов.

48.

49.

КРУЭ 6(20) кВ
Шинопровод

50.

Кабельные перемычки и шинопроводное
подключение РУ ТП 6(10)/0,4 кВ

51.

БКТП 2х630кВА
Отсек трансформатора. Кабельные перемычки 0,4кВ (3х ПВ3 1х240) для подключения
трансформатора к РУ0,4кВ в БКТП ЭЗОИС

52.

Трансформатор TRIHАL 10/0,4кВ, 2000кВА
Кабельные перемычки для подключения к РУ0,4кВ.
(9хПВ3 1Х240 на фазу)

53.

Кабельные подключения к RESIBLOC 2000кВА 10/0,4кВ к РУ 0,4кВ и РУ 10 кВ
кабелем с изоляцией СПЭ

54.

ТМГ 1000кВА
Подключение кабелей 0,4кВ и 10кВ (СПЭ изоляция)

55.

Подключение РУ0,4кВ шинопроводом Iном=2500А к трансформатору 1600кВА

56.

Гибкие связи 2500А для подключения шинопровода к
выводам 0,4кВ трансформатора 1600кВА

57.

Подключение трансформатора (1-й этаж) к РУ0,4кВ (2-й этаж)

58.

Токопроводы напряжением свыше 1000 В:
воздушная и полимерная изоляция
Токопроводы на генераторном
напряжении. Воздушная изоляция
Магистральные токопроводы СН
Полимерная изоляция

59.

Шинопроводные системы до 1000 В в зданиях и сооружениях
Полимерная изоляция

60.

Шинопровод & Кабель
Малое пространство
Простая разводка
50%
Кабель
РЩ1
Кабельный лоток
ГРЩ
Шинопровод
РЩ2
Шинопроводное распределение
Кабельное распределение
Экономия времени
0.2
0.6
1.0
1.4
1.8
2.2
2.6
3.0
3.4
А
800
1000
1500
2000
2500
3000
4000
Провода и кабели
шинопровод
3.8
Рабочие
Часы
Удельные
трудозатраты

61.

Применение
в здании
Применение на промышленном
предприятии

62.

Система контроля температуры
По выбору
Данные контроля
Оптоволокно,

63.

Основные технические характеристики токопроводов выше 1000 В;
Производитель
Диапазон
номинальных
токов, А
Материал проводников
Материал изоляции
ABS-Холдинг, Россия
1600 – 24000 А
(6 – 35 кВ)
алюминий
воздух
LS Cable, Южная
Корея
600 – 5000 А
(3.3 – 35 кВ)
медь
воздух
Завод «Невский
Электрощит», Россия
До 33000 А
(6 -35 кВ)
алюминий
воздух
1250 – 12000 А
(10 – 35 кВ)
алюминий, медь
полимерная
SIS, Германия

64.

Основные технические характеристики токопроводов до 1000 В:
Производитель
EAE, Турция
Диапазон номинальных токов, А
Материал
проводников
25 – 40 А (серия E-Line DL)
25 – 63 А (серия E-Line KAM/KAP)
160 – 800 А (серия E-Line KO)
медь
медь
алюминий, медь
алюминий, медь
800 – 6300
BBI, Италия
А (серия E-Line KB)
25 – 40 А (серия Mistral)
63 – 400 А (серия System)
630 – 5000
LS Cable, Южная Корея
А (серия Impact)
160 – 400 А (серия Mini-Way)
600 – 7500
Schneider Electric,
Франция
алюминий, медь
алюминий, медь
А (серия Ex-Way)
20, 40 А (серия KBA, KBB)
40 – 100 A (серия KN)
100 – 800 A (серия KS)
800 – 4000 A (серия KT) * NEW 5000
ШМА, Россия
медь
алюминий, медь
алюминий, медь
1250 – 4000 А (серия ШМА4)
250 – 3200 А (серия ШМА5)
А
медь
медь
алюминий
алюминий
алюминий
алюминий

65.

Степень защиты (код IP ) токопроводов до 1000 В;
Производитель
Диапазон номинальных токов, А
Степень защиты
EAE, Турция
25 – 40 А (серия E-Line DL)
25 – 63 А (серия E-Line KAM/KAP)
160 – 800 А (серия E-Line KO)
800 – 6300 А (серия E-Line KB)
IP 55
IP 55
IP 40, IP55
IP 55
BBI, Италия
25 – 40 А (серия Mistral)
63 – 400 А (серия System)
630 – 5000 А (серия Impact)
IP 55
IP 55
IP 55, IP 56, IP 66
LS Cable, Южная
Корея
160 – 400 А (серия Mini-Way)
600 – 7500 А (серия Ex-Way)
IP 54, IP 65
IP 54, IP 65
Schneider Electric,
Франция
20, 40 А (серия KBA, KBB)
40 – 100 A (серия KN)
100 – 800 A (серия KS)
800 – 4000 A (серия KT) * NEW 5000 А
IP 54
IP 41, IP 54
IP40, IP 50, IP 52, IP 54
IP52, IP 54
1250 – 4000 А (серия ШМА4)
1250 – 3200 А (серия ШМА5)
IP 44
IP 44
ШМА, Россия

66.

Степень защиты (код IP ) токопроводов выше 1000 В;
Производитель
Диапазон
номинальных
токов, А
Степень защиты
Материал изоляции
ABS-Холдинг, Россия
1600 – 24000 А
(6 – 35 кВ)
IP 54
воздух
LS Cable, Юж. Корея
600 – 5000 А
(3.3 – 36 кВ)
IP 54
воздух
Завод «Невский
Электрощит»,
Россия
До 33000 А
(6 -35 кВ)
IP 54
воздух
1250 – 12000 А
(10 – 36 кВ)
IP 54, IP 65
полимерная
SIS, Германия

67.

Отключение ненагруженного трансформатора
вакуумным выключателем
Принципиальная схема электроустановки.
Испытуемый трансформатор Т, в режиме холостого хода коммутируется
вакуумным выключателем Vacuum CBr.

68.

Расчетная схема замещения
Испытуемый
трансформатор

69.

*Кратность перенапряжений при отключении
ненагруженного трансформатора
*Евдокунин Г.А., Тилер Г. Современная вакуумная коммутационная техника для сетей
среднего напряжения. –СПб:Издательство Сизова М.П., 2000.- 114с.

70.

Режимы работы трансформатора
Режим
Циклическая
нагрузка
Систематическая
нагрузка
Кратковременная
аварийная
перегрузка
Продолжительная
Аварийная
(послеаварийная )
перегрузка

71.

Допустимая перегрузка сухих и
масляных трансформаторов (ПТЭ эл.
станций и сетей)
• Для масляных и сухих трансформаторов, а также трансформаторов с жидким негорючим
диэлектриком допускаются систематические перегрузки, значение и длительность которых
регламентируются инструкциями заводов-изготовителей.
• В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх
номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения
предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:
• Масляные трансформаторы:
• перегрузка по току, %
30
45
60
75
100
• длительность перегрузки, мин.
120
80
45
20
10
• Сухие трансформаторы:
• перегрузка по току, %
20
30
40
50
60
• длительность перегрузки, мин.
60
45
32
18
5
• При номинальной нагрузке трансформатора температура верхних слоев масла должна быть
не выше 70-95 С (в зависимости от системы охлаждения).

72.

Допустимые аварийные и длительные послеаварийные перегрузки
трансформаторов TRIHAL с литой изоляцией в нормальных условиях
(при среднегодовой температуре охлаждающей среды 20°С).

73.

Перегрузочная способность трансформаторов с воздушно-барьерной
изоляцией производства ООО «ЭЛЕКТРОФИЗИКА» .

74.

Допустимые аварийные перегрузки трансформаторов
промышленных подстанций при предшествующей нагрузке,
не превышающей 0,8 Sтном (ГОСТ 14209-85)
Перегрузка, час
Температура охлаждающего воздуха, °С
-10
0
+10
+20
+30
М, Д
ДЦ
М, Д
ДЦ
М, Д
ДЦ, Ц
М, Д
ДЦ, Ц
М, Д
ДЦ, Ц
0,5
2
1,8
2
1,8
2
1,7
2
1,6
2
1,5
1
2
1,7
2
1,7
2
1,6
2
1,5
1,9
1,5
2
2
1,6
1,9
1,6
1,8
1,5
1,7
1,4
1,6
1,4
4
1,7
1,5
1,7
1,5
1,6
1,4
1,4
1,4
1,3
1,3
6
1,6
1,5
1,5
1,5
1,5
1,4
1,4
1,4
1,3
1,3
8
1,6
1,5
1,5
1,5
1,4
1,4
1,3
1,4
1,2
1,3
12
1,5
1,5
1,5
1,5
1,4
1,4
1,3
1,4
1,2
1,3
24
1,5
1,5
1,5
1,5
1,4
1,4
1,3
1,4
1,2
1,3

75.

ТРЕБОВАНИЯ К ПЕРЕГРУЗОЧНОЙ СПОСОБНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ, УСТАНОВЛЕННЫХ НА
ОБЪЕКТАХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ, И ЕЕ ПОДДЕРЖАНИЮ
(в ред. Приказа Минэнерго РФ от 28.12.2020 N 1195)
I. Общие положения
1.
Настоящие требования к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее
поддержанию устанавливают требования к длительно допустимой токовой нагрузке, аварийно допустимой токовой нагрузке (с учетом допустимых
величины и длительности перегрузки) трансформаторов и автотрансформаторов…..
2.
Настоящие требования распространяются на следующие силовые масляные трансформаторы и автотрансформаторы общего назначения классом
напряжения от 110 кВ до 750 кВ включительно (далее - трансформаторы (автотрансформаторы):
трансформаторы и автотрансформаторы трехфазные мощностью 5 MBA и более;
трансформаторы и автотрансформаторы однофазные мощностью 1 MBA и более.
Настоящие требования не распространяются на установленные на объектах по производству электрической энергии повышающие двухобмоточные
трансформаторы, обеспечивающие выдачу мощности подключенного к обмотке низшего напряжения генерирующего оборудования. (в ред. Приказа
Минэнерго РФ от 28.12.2020 N 1195)
3. Выполнение настоящих требований является обязательным для субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, владеющих на
праве собственности или ином законном основании объектами по производству электрической энергии и (или) объектами электросетевого хозяйства
(далее - владельцы объектов электроэнергетики)…
4. Владельцы объектов электроэнергетики должны определять перегрузочную способность принадлежащих им трансформаторов (автотрансформаторов),
поддерживать в актуальном состоянии информацию о длительно допустимой и аварийно допустимой токовой нагрузке трансформаторов
(автотрансформаторов) и предоставлять ее в диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике по
трансформаторам (автотрансформаторам), относящимся к объектам диспетчеризации……

76.

Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов
(автотрансформаторов) без ограничения длительности.
Режим
нагрузки
Коэффициент допустимой длительной (без ограничения длительности) перегрузки при
температуре охлаждающего воздуха (воды), , °С
-20
-10
0
10
20
30
40
Нормальный 1,20
(без
повышенного
износа
изоляции)
1,20
1,15
1,08
1,00
0,91
0,82
С
1,25
возможным
повышенным
износом
изоляции
1,25
1,25
1,25
1,20
1,15
1,08
Коэффициенты допустимой аварийной перегрузки трансформаторов (автотрансформаторов) мощностью до 16 MBA включительно
с системой охлаждения М , находящихся в эксплуатации до 30 лет, в случаях превышения индексами технического состояния их
функциональных узлов значения «70» (max «100»).

77.

Построение двухступенчатого, эквивалентного по износу изоляции,
графика нагрузки
77

78.

Пример 1. Для трансформатора
режиме)
номинальной мощностью Sном и недогрузке ( S1 в установившемся
найти допустимую перегрузку в послеаварийном режиме .
Дано:
Sном = 2 МВА
S1 = 1 МВА. θохл = 20°С. Длительность перегрузки t2 = 2 часа
Найти: Какова допустимая загрузка в послеаварийном режиме S2 = ?
К1 = S1/Sном = 1/2 = 0,5
Тогда S2 = К2 ∙ Sном = 1,5 ∙ 2 = 3
МВА
78

79.

Пример 2.По известным недогрузке и перегрузке найти номинальную мощность
трансформатора.
Дано: S1 = 1000 кВА, θохл = 20°С. S2 = 1750 кВА, длительность перегрузки t2 = 4 часа.
Найти: Sном = ?
1. Строим прямую, для которой К2/К1 =
1,75
1750
100
=
2. Находим Sном = S1 / К1 = 1000 / 0,66 = 1500 кВА
(или Sном = S2 / К2 = 1750 / 1,15 = 1500 кВА)
79

80.

Распределительные трансформаторы
6(10)/0,4 кВ Sном до 2500 (3150) кВА
Область применения схем соединения обмоток
распределительных трансформаторов:
• ∆ /Yн
• Y/Yн
• Y/Zн
80

81.

Сопротивления нулевой последовательности в трансформаторах ∆/Yн
• Токи прямой, обратной и нулевой последовательностей протекают как в первичной, так и во вторичной обмотках. При этом
токи нулевой последовательности в первичной обмотке замыкаются внутри нее и в сеть не выходят. Создаваемые токами
нулевой последовательности первичных и вторичных обмоток намагничивающие силы направлены встречно и почти
полностью компенсируют друг друга:
• R1 = R0; Х1 = Х0.
Сопротивления нулевой последовательности в трансформаторах Y/Zн
• Токи нулевой последовательности протекают лишь по вторичной обмотке трансформатора, однако магнитного потока нулевой
последовательности они не создают. На каждом стержне трансформатора расположено по одной вторичной полуобмотке двух
разных фаз и в режиме ОКЗ намагничивающие силы, создаваемые токами нулевой последовательности в этих полуобмотках,
взаимно компенсируются .Токи нулевой последовательности в первичной обмотке отсутствуют ,
• R0 < R1; Х0 < Х1.
Сопротивления нулевой последовательности в трансформаторах Y/Yн
• В обмотках, соединенных в звезду, токи нулевой последовательности протекать не могут. Поэтому в режиме ОКЗ токи этой
последовательности протекают только во вторичной обмотке трансформатора.
Магнитные потоки нулевой последовательности, создаваемые токами вторичной обмотки, замыкаются через металлический
кожух трансформатора.
Сопротивления нулевой последовательности трансформаторов со схемами соединения обмоток
Y/Yн расчету не поддаются. Их можно определить только экспериментально.
• R0 >> R1; X0 >>X1.

82.

Для схем соединения обмоток Y/Yн R0 >> R1; X0 >>X1 .
Величина тока ОКЗ для трансформаторов со схемами
соединения обмоток Y/Yн оказывается значительно меньше
тока трёхфазного КЗ. При этом могут возникнуть трудности с
защитой трансформатора при ОКЗ, особенно если она
выполнена со стороны обмотки ВН предохранителями 6(10)
кВ,

83.

Ретро параметры распределительных трансформаторов ТМ мощностью 1 6 0 – 1 0 0 0 кВА
Использовать устаревшую информацию надо чрезвычайно осторожно, ведь конструкции современных
трансформаторов, в частности кожухов, а также материалы, из которых они изготовлены, существенно
изменились.
Имеющиеся на сегодня данные по сопротивлениям нулевой последовательности трансформаторов крайне
скудны и противоречивы.
Согласно замерам Минского трансформаторного завода, выполненным много лет назад, реактивные
сопротивления нулевой последовательности трансформаторов со схемами соединения обмоток Y /Y н
превышают сопротивления прямой последовательности в среднем в 1 0 раз.

84.

85.

86.

87.

Пример. Выбор защиты трансформатора мощностью 1 0 0
кВА
По условиям отстройки от броска тока намагничивания трансформатора мощностью 100 кВА номинальный
ток предохранителей принимается равным Iном пр = (2 ÷ 3) Iном тр. Поскольку Iном тр = 9,6 А, Iном пр = 20 А.
Минимальный отключаемый ток предохранителем ПКТ-6 кВ, 20 А Iмин откл пр = 240 А, что значительно
больше токов КЗ, приведенных в таблице. Таким образом, защита предохранителями типа ПКТ 6 кВ
оказывается нечувствительной. Более того, при протекании тока КЗ ниже минимально отключаемого,
предохранитель не только не защищает оборудование, но и разрушается сам, вызывая аварию.
В качестве защитного аппарата можно рассмотреть возможность использования предохранителя Fusarc
(Schneider Electric), выбирая из условия Iпр. 0,1с 12 Iном.тр (см. каталог). По времятоковой зависимости этому
условию удовлетворяет предохранитель c номинальным током 20 А и минимальный ток отключения 55 А.
Время отключения тока КЗ, равного 62 А, составляет 7 с. При учете эффекта спада тока, вызванного
увеличением активного сопротивления кабеля го значение приближается к минимальному току отключения
предохранителя – 55 А, что делает защиту ненадёжной.
Улучшить надёжность защиты можно путём применения силового трансформатора 6/0,4 кВ со схемой
соединения обмоток Y/Zн. В этом случае минимальный ток короткого замыкания через предохранители
увеличивается до 80 А, а время его отключения предохранителем сокращается до 0,6 с и защита
становится достаточно надёжной.
Если же в рассмотренном примере будет применён трансформатор со схемой соединения обмоток Y/Yн,
то минимальный ток КЗ через предохранители составит лишь 22 А. Очевидно, что защитить
электрооборудование предохранителями 6 кВ при таком токе невозможно.

88.

Преимущества и недостатки схем соединения обмоток
Распределительных трансформаторов
Схема соединения
Y/Yн
Δ/Yн
Y/Zн
Z0/Z1
≥1 0
≈1
< 1
Iк(1 ) по сравнению с Iк(3)
Iк(1 ) < Iк(3)
Iк(1 ) ≈ Iк(3)
Iк(1 ) > Iк(3)
Преимущества
.
Малые значения токов ОЗЗ.
Известны сопротивления
нулевой последовательности.
.
Простота выбора
защитных
аппаратов.
Недостатки
Смещение нейтрали и искажение
напряжений при несимметричной
нагрузке.
Сложность выбора защитных
аппаратов.
Большие токи ОКЗ
Большие токи
ОКЗ.
88

89.

• Для трансформаторов мощностью до 2 5 0 кВА, защищаемых
предохранителями со стороны ВН, безусловное преимущество имеет схема
соединения обмоток Y/Z н.
• Несколько меньший эффект дает схема ∆/Y н.
• Схему Y/Y н для маломощных трансформаторов применять не следует.
• Схема соединения обмоток трансформаторов Y/Y н может применяться в
сравнительно редких случаях для более мощных трансформаторов при
необходимости ограничения тока ОЗЗ.

90.

Трансформаторы ТМГСУ, ТМГСУ1 1 мощностью
2 5 – 2 5 0 кВА
Минского электротехнического завода
им. Козлова.

91.

92.

Сравнение изменения фазных напряжений для ТМГСУ и ТМГ при о однофазной нагрузке ( фаза а)