Фосн трансформатора что это
Фазоповоротные трансформаторы и их использование
В сетях переменного тока потоки активной мощности в линиях пропорциональны синусу угла фазового сдвига между векторами напряжений источника электрической энергии, расположенного в начале линии и приемника электрической энергии, который расположен в конце линии.
Так, если рассмотреть сеть линий, отличающихся по передаваемой мощности, то можно перераспределить потоки мощности между линиями этой сети, специально меняя величину угла фазового сдвига между векторами напряжений источника и приемника в одной или нескольких линиях рассматриваемой трехфазной сети.
Это делается для того, чтобы загрузить линии наиболее благоприятным для них образом, чего в обычных случаях зачастую не бывает. Естественное распределение потоков мощности таково, что приводит к перегрузкам маломощных линий, при этом возрастают потери электроэнергии, а пропускная способность мощных линий ограничивается. Возможны и другие вредные для электротехнической инфраструктуры последствия.
Главное же преимущество фазоповоротного трансформатора в том, что в режиме максимальной нагрузки он способен разгрузить наиболее загруженную линию, перераспределив потоки мощности оптимальным образом.
Фазоповоротный трансформатор включает в себя два отдельных трансформатора: последовательный трансформатор и параллельный трансформатор. Параллельный трансформатор имеет первичную обмотку, выполненную по схеме «треугольник», которая нужна для организации системы трехфазных напряжений со сдвигом по отношению к фазным напряжениям на 90 градусов, и вторичную обмотку, которая может быть выполнена в виде изолированных фаз с блоком отпаек с заземленным центром.
Фазы вторичной обмотки параллельного трансформатора подключаются через выход переключателя блока отпаек к первичной обмотке последовательного трансформатора, которая, как правило, выполняется по схеме «звезда» с заземленной нейтралью.
Вторичная обмотка последовательного трансформатора, в свою очередь, выполняется в виде трех изолированных фаз, включаемых каждая последовательно в рассечку соответствующего провода линии, соотносящегося по фазе так, что к вектору напряжения источника добавляется компонента, сдвинутая по фазе на 90 градусов.
Так на выходе линии получается напряжение, равное сумме векторов напряжений источника питания и дополнительного вектора квадратурной компоненты, которую вносит фазоповоротный трансформатор, то есть в результате меняется фаза.
Амплитуду и полярность вносимой квадратурной составляющей, которую создает фазоповоротный трансформатор, можно менять, для этого предусмотрена возможность регулировки блока отпаек. Так происходит изменение на необходимую величину угла фазового сдвига между векторами напряжений на входе линии и на ее выходе, связанное с режимом работы конкретной линии.
Стоимость установки фазоповоротных трансформаторов довольно велика, однако затраты окупаются благодаря оптимизации условий работы сети. Это особенно актуально для мощных линий электропередач.
В Великобритании фазоповоротные трансформаторы начали применять еще в 1969, во Франции их устанавливают начиная с 1998 года, с 2002 года началось внедрение в Голландии и Германии, в 2009 – в Бельгии и Казахстане.
В России пока нет ни одного установленного фазоповоротного трансформатора, однако проекты есть. Мировой опыт применения фазоповоротных трансформаторов в названных странах однозначно свидетельствует о повышении эффективности работы электрических сетей благодаря управлению энергопотоками с применением фазоповоротных трансформаторов для оптимального их распределения.
Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!
Подписывайтесь на наш канал в Telegram!
Просто пройдите по ссылке и подключитесь к каналу.
Не пропустите обновления, подпишитесь на наши соцсети:
Страница 5: РД 34.43.105-89. Методические указания по эксплуатации трансформаторных масел (52691)
Техническая характеристика приведена в приложении 4.
7.8. В зависимости от степени загрязнения масла работа маслоочистительных установок может осуществляться в режиме пурификации (при значительном загрязнении масла водой и механическими примесями) или кларификации. Для подготовки масел к заливу в оборудование обработка ведется в режиме кларификации под вакуумом.
7.9. С помощью сепараторов ПСМ из масла (как свежего, так и эксплуатационного) нельзя удалить растворенную в нем воду. Поэтому для глубокой осушки трансформаторного масла следует применять цеолиты или вакуумные установки УВМ. Осушку проводят в соответствии с указаниями разд. 8. Центрифугирование трансформаторного масла следует рассматривать как предварительную ступень обработки трансформаторного масла, имеющего низкую электрическую прочность (Uпр менее 20 кВ), с целью подготовки его для залива в электрооборудование.
Сепараторы ПСМ (с обязательным вакуумированием масла) можно применять для обработки эксплуатационных трансформаторных масел непосредственно в электрооборудовании до 150 кВ включительно, с целью восстановления их электрической прочности (Uпр). Обработка масла осуществляется по замкнутой схеме (бак трансформатора → ПСМ → фильтр тонкой очистки масла → бак трансформатора) и при обеспечении надежной герметичности схемы и требований техники безопасности может осуществляться в оборудовании, находящимся под напряжением.
7.10. Очистку эксплуатационных и отработанных трансформаторных масел от механических примесей и шлама целесообразно производить методом фильтрации.
Для этой цели на энергопредприятиях наиболее широко применяются передвижные рамные фильтр-прессы ФП2-3000 и ФП4-4 производства Полтавского турбомеханического завода, а также фильтр-прессы Ф11Р-2,2-315/16У. Основные технические характеристики фильтр-прессов приведены в приложении 5.
7.11. Маслоочистительные установки ПСМ2-4 оборудуются фильтрами тонкой очистки масла типа щелевых суперфильтров. Фильтрующие элементы данных суперфильтров представляют собой пакет бумажных колец, набранных на специальном стержне и сжатых пружиной. Оптимальная сила сжатия пакета составляет 20 кГс. Установки ПСМ2-4 также могут оборудоваться фильтр-прессами вместо щелевых суперфильтров.
7.12. Тонкость очистки трансформаторных масел от механических примесей и шлама зависит от вида и свойств фильтровального материала и конструкции фильтра.
Наиболее широко применяется на энергопредприятиях фильтровальный технический картон ГОСТ 6722-75, задерживающий частицы примесей размером более 20 мкм.
В качестве фильтрующих материалов применяются современные ткани на синтетической и вискозно-штапельной основе. Основные характеристики фильтровальных материалов, применяемых для фильтр-прессов, приведены в приложении 6. В случае отсутствия указанных фильтровальных материалов можно использовать ткань Бельтинг (ГОСТ 332-69) или фильтровальную бумагу БФМ (ТУ 81-042-70).
7.13. Перед применением фильтровальный картон необходимо высушить в сушильном шкафу в течение 24 ч при температуре 80 °С. Просушенный картон до употребления хранят в баке, заполненном свежим сухим трансформаторным маслом.
7.14. При нормальной работе фильтр-пресса давление масла на фильтре должно быть не выше 0,4 МПа (4 кгс/см2). Увеличение давления масла до 0,5 МПа указывает на частичное или полное засорение фильтровального картона.
7.15. На ряде энергопредприятий имеется положительный опыт применения фильтров ФГН и ФОСН для очистки трансформаторных масел от механических примесей и шлама. В качестве фильтрующих элементов в данных фильтрах применяется нетканый материал и специальные фильтрующие патроны (Реготмас 561-1), обеспечивающие тонкость фильтрации порядка 20 мкм. Данные фильтры не комплектуются насосами и следовательно их производительность будет зависеть от производительности маслонасоса, используемого для подачи масла на фильтр. Максимальная производительность фильтров по трансформаторному маслу при 20 °С будет составлять не более 40 % производительности, указанной в марке фильтра.
Достоинствами фильтров ФОСН и ФГН, разработанных объединениями «Вторнефтепродукт», являются:
высокая производительность при малых габаритах;
отсутствие смешения фильтруемого масла с воздухом;
простота регулирования и обслуживания.
8. ОСУШКА И ДЕГАЗАЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ МАСЕЛ
8.1. В настоящее время различными руководящими и нормативно-техническими документами, а также инструкциями заводов-изготовителей электротехнического оборудования установлены предельно допустимые значения различных показателей качества трансформаторного масла, таких как пробивное напряжение, влагосодержание и газосодержание (РД 16363-87). Масло с высокими изоляционными свойствами возможно получить лишь при условии глубокой его осушки и дегазации с применением различной вакуумной и адсорбционной техники.
8.2. Эффективная осушка трансформаторных масел достигается путем адсорбционной обработки их цеолитами (молекулярными ситами).
8.2.1. Цеолиты обладают высокой адсорбционной активностью и емкостью по отношению к воде, и поэтому могут обеспечивать удаление из масла значительной части растворенной воды, даже при малом ее содержании. Целесообразнее осушку масла цеолитами производить при пробивном напряжении масла 10 кВ и более.
Средний размер пор синтетического цеолита марки NaA и природного марки ПЦГ-2, наиболее широко используемых на энергопредприятиях, составляет 4 · 10-10 м (1 · 10-10 м = 1 Å).
Физико-химические показатели синтетических и природных цеолитов приведены в приложении 7.
8.2.2. При хранении цеолиты интенсивно поглощают влагу и некоторые газы из окружающей среды, поэтому перед применением их необходимо восстановить (просушить) одним из следующих способов:
вакуумная сушка цеолита при температуре 250 С и остаточном давлении не выше 5332 Па (40 мм рт. ст.) в течение двух-трех часов.
Наиболее эффективны два последних способа, которые позволяют производить сушку цеолитов непосредственно в рабочих адсорберах (патронах) и тем самым предотвратить частичное увлажнение цеолита при его загрузке в адсорберы (патроны).
Перед загрузкой в адсорбер (патрон) цеолит должен быть просеян от пыли и мелких фракций (менее 2,8 мм).
Загруженный в адсорберы (патроны) цеолит, при его применении для осушки масла непосредственно в электротехническом оборудовании, должен дополнительно промываться сухим трансформаторным маслом от остатков пыли.
Хранение подготовленного цеолита осуществляется в герметичном баке под слоем сухого трансформаторного масла (Uпр более 60 кВ) без потери активности достаточно продолжительное время.
8.2.3. В настоящее время осушка масла цеолитами может осуществляться передвижными цеолитовыми установками БЦ 77-1100, ПЦУ (Н0-71) или М0.02-А, технические характеристики которых приведены в приложении 8. На рис. 1 изображена технологическая схема блока установки ПЦУ для осушки масла цеолитами. На территории маслохозяйства можно монтировать стационарные цеолитовые установки, используя штатное оборудование маслохозяйства (адсорберы, фильтр-прессы, маслонасосы), по технологическим схемам аналогичным схеме ПЦУ.
В настоящее время отечественной промышленностью выпускаются цеолитовые установки БЦ 77-1100 и М0.02-А.
Рис. 1. Технологическая схема блока установки ПЦУ для осушки трансформаторного масла цеолитом:
8.2.4. В качестве цеолитовых адсорберов (патронов) целесообразнее применять адсорберы, в которых отношения высоты слоя цеолита к внутреннему диаметру адсорбера составляет не менее 4:1. Расход цеолита марки NaA при осушке трансформаторного масла составляет приблизительно 0,2 % массы осушаемого масла (расход природного цеолита ПЦГ-2 выше примерно в два раза).
8.2.5. В настоящее время наряду с дефицитным и дорогим синтетическим цеолитом марки NaA возможно использовать природный грузинский цеолит марки ПЦГ-2, который значительно дешевле и доступнее синтетического и его применение не требует какого-либо изменения существующих технологических схем и оборудования.
8.2.6. Рационально совместное применение цеолита и силикагеля при регенерации трансформаторных масел.
Предварительная осушка масла цеолитами перед регенерацией масла силикагелем (или другим крупнопористым адсорбентом) позволяет повысить адсорбционную емкость силикагеля по отношению к продуктам старения масла.
8.3. Эффективную осушку и дегазацию трансформаторного масла обеспечивает вакуумная обработка масла.
8.3.1. Вакуумная обработка масла позволяет выделить из масла растворенную воду и газ (воздух).
Наиболее эффективными способами вакуумной обработки трансформаторных масел являются вакуумирование:
распылением масла в вакуумных камерах большого объема;
в тонком слое при медленном перетекании масла по поверхности специальных насадок (кольца Рашипа, хордовые насадки, спиральные кольца и др.) в вакуумных колоннах.
Учитывая, что при атмосферном давлении в трансформаторном масле может содержаться до 10 % объема воздуха, для подготовки масла к заливу в герметичное оборудование (трансформаторы с азотной или пленочной защитой, герметичные вводы) необходима дегазация масла.
При вакуумировании масла достигается определенное равновесие между содержанием воды и воздуха (растворенных в масле газов) в жидкой и газовой фазах, которое зависит от температуры и степени разрежения (остаточного давления). Чем ниже остаточное давление и выше температура при вакуумировании, тем полнее и быстрее происходит удаление воды и газов из масла.
Оптимальными параметрами вакуумирования для осушки и дегазации масла следует считать температуру 80 °С и остаточное давление около 133 Па (1 мм рт. ст.).
8.3.2. В настоящее время осушка и дегазация масла может осуществляться на передвижных установках УРТМ-200 М, УВМ-1, УВМ-2.
Установки УВМ-1 и УВМ-2 предназначаются для сушки, дегазации, очистки от механических примесей, азотирования и нагрева трансформаторного масла, заливаемого в силовые трансформаторы и другое электротехническое оборудование. Установки могут применяться при ремонте, изготовлении, монтаже маслонаполненного высоковольтного оборудования.
Установки УВМ оборудованы электроподогревателями, масляными и вакуумными насосами, фильтрами тонкой очистки. Они могут использоваться для подготовки масел для залива в оборудование после их регенерации крупнопористыми адсорбентами с применением адсорберов непосредственно на действующем оборудовании.
Совместное применение адсорберов и вакуумных установок УВМ может обеспечивать весь необходимый комплекс мероприятий по восстановлению и поддержанию качества эксплуатационных трансформаторных масел.
Техническая характеристика передвижных установок вакуумной обработки трансформаторных масел УВМ приведена в приложении 9.
Установки типа УВМ желательно иметь каждому центральному маслохозяйству.
8.3.3. При необходимости дегазации масла в процессе эксплуатации (например для долива герметичных трансформаторов с пленочной или азотной защитой) и отсутствии вакуумных установок типа УВМ на предприятии или энергосистеме можно осуществлять дегазацию масла разбрызгиванием его при вакууме в герметичной емкости, выдерживающей остаточное давление до 13,3 Па (0,1 мм рт. ст.).
8.3.4. Современные требования к эксплуатации трансформаторных масел создают необходимость широкого использования вакуумной и адсорбционной техники, поэтому на энергопредприятиях необходимо иметь вакуумные насосы серии ВН, НВЗ, АВР, АВМ, 2ДВН, АВЗ и т.д. (при отсутствии вакуумных установок типа УВМ).
Что внутри у трансформатора
Трансформатор представляет собой устройство для преобразования величины переменного тока или напряжения.
В простейшем случае трансформатор состоит из двух гальванически изолированных друг от друга обмоток, помещенных на общий сердечник (Рис.1 ).
Обмотка, подключенная к источнику переменного тока называется первичной. Нагрузка подключается к вторичной обмотке трансформатора. Материалом для обмоток служит медные проводники, реже – алюминиевые круглого или прямоугольного сечения. Для трансформаторов, работающих на сетях переменного тока низкой промышленной частоты материалом сердечника служит электротехническая сталь. 
Принцип работы трансформатора заключается в том, что проходящий по первичной обмотке ток II создает магнитный поток ФОСН, одинаковый во всем сечении сердечника. Магнитный поток индуцирует во вторичной обмотке токIII и напряжение UII, определяемое соотношением витков в двух обмотках – wIи wII.
При прохождении магнитного потока возникают потери в сердечнике на вихревые токи.
Для их уменьшения магнитопровод собирают из отдельных, изолированных друг от друга пластин с высоким удельным сопротивлением. Если замыкаются несколько пластин сердечника, вихревые токи приводят к повышению температуры магнитопровода, что может привести к разрушению изоляции обмоток.
Также возникают потери на образовании магнитного поля вне сердечника трансформатора (Рис. 1,ФРАС). Проходящий в первичной обмотке ток вызывает нагрев проводника катушки и снижает КПД работы трансформатора.
Однофазные трансформаторы по типу сердечника разделяются на броневые и стержневые.
На броневых магнитопроводах катушки обмотки установлены на одной оси и закрыты другими полосами сердечника (Рис 2,а).
Такие трансформаторы широко используется при небольшой мощности потребления. В стержневых трансформаторах (Рис 2, б ) катушки охватывают большую часть сердечника. Магнитопроводы трансформатора делают раздельными для уменьшения вихревых токов и стягивают между собой при сборке. 
В зависимости от отношения витков трансформаторы бывают повышающими и понижающими. Также различают сторону подключения высокого и низкого напряжения.
Однофазный трансформатор может работать в режиме холостого хода, короткого замыкания или на нагрузку.
При холостом ходе, вторичная обмотка не подключена, или подключена на нагрузку с большим сопротивлением. Ток в ней равен нулю. Режим холостого хода используется для измерения коэффициента трансформации и величины потерь в магнитопроводе.
Короткое замыкание в трансформаторе получается, если замкнуть выводы вторичной обмотки. При этом возникает падение напряжение в первичной обмотке, а во вторичной напряжение определяется падением напряжения на сопротивлении обмотки. Режим КЗ используется для измерения величины потерь на обмотках.
Включение трансформатора под нагрузку является рабочим режим трансформатора. При отсутствии перегрузок трансформатор может проработать неограниченно долго. 
Трехфазные трансформаторы можно рассматривать как три отдельных однофазных трансформатора, первичные и вторичные обмотки которых соединены определенным образом – по схеме «звезда» или «треугольник» (Рис 3, первичные обмотки включены «звездой», вторичные – «треугольником»).
Использование соединения «звездой» конструктивно проще и применяется при больших действующих напряжениях при сравнительно малом токе. В обратном случае (при большом токе и малом напряжении) предпочтительней «треугольник». При одинаковой схеме подключения вторичной и первичной обмоток коэффициент трансформации соответствуют коэффициенту одной фазы.
Если используется смешанное подключение коэффициент трансформации будет отличаться от номинального в большую или меньшую сторону, что позволяет изменять напряжение на выводах коммутацией обмоток.
Как правило,трехфазные трансформаторы работают на больших мощностях, что требует дополнительного охлаждения обмоток и сердечника.
Трехфазный трансформатор (Рис. 4) включает первичные 1 и вторичные обмотки 2, концентрически установленные на общий сердечник. Трансформатор помещен в бак 3, заполненный диэлектрическим охлаждающим маслом. Выводы обмоток изолируются от корпуса бака фарфоровыми изоляторами 4.
Система охлаждения включает в себя несколько труб, соединяющих бак сверху и снизу 5 и расширитель 6. При нагреве трансформатора масло поднимается к верху емкости, охлаждается от окружающей среды и опускается через боковые трубки, вытесняя нагретое масло вверх. Расширитель служит для компенсации повышения объема масла при нагреве. Также на бак трансформатора установлены термометр, а в расширителе – окно для измерения объема масла.
Трансформаторы широко применяются в современных системах распределения электроэнергии. В бытовом применении, для питания различной электроники, низкочастотные трансформаторы уже почти вытеснены более лучшими высокочастотными.
Пишите комментарии,дополнения к статье, может я что-то пропустил. Загляните на карту сайта, буду рад если вы найдете на моем сайте еще что-нибудь полезное.
Вводные указания
1. В нормах учтены затраты на: горизонтальное перемещение трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов массой свыше 10 т при закатке на фундамент на расстояние до 10 м; установку трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов на отметке чистого пола; монтаж трубопроводов и емкостей для обработки и заливки масла.
2. В нормах не учтены затраты на:
монтаж вторичных цепей, заземления и кабелей (кроме поставляемых с трансформатором), определяемые по соответствующим нормам отдела 02;
монтаж ящиков, пультов и шкафов (кроме норм по табл. 08-01-003, 08-01-008 и 08-01-025), определяемые по соответствующим нормам отдела 03;
монтаж опорных конструкций (кроме норм табл. 08-01-025);
монтаж трубопроводов контура водяного охлаждения и маслопроводов, соединяющих коллекторы трансформатора и системы охлаждения типа Ц, определяемые по соответствующим нормам сборника ГЭСНм-2001-12 «Технологические трубопроводы»;
монтаж блокировки разъединителей с приводами выключателей, определяемые по соответствующим нормам отделов 01 и 02;
изготовление противовесов для подвесных разъединителей (нормы 08-01-011-11 и 08-01-011-12).
3. Затраты на монтаж разъединителей с килевым расположением фаз определяются по нормам табл. 08-01-011 с коэффициентом 1,4.
4. Затраты на монтаж шинных опор напряжением 110-220 кВ с усиленной изоляцией определяются по нормам табл. 08-01-017 с коэффициентом 1,4.
5. Затраты на монтаж разъединителей напряжением 220 и 330 кВ с усиленной изоляцией определяются по нормам табл. 08-01-011 с коэффициентом 1,25.
6. В нормах табл. 08-01-025 и 08-01-027 не учтены затраты на:
монтаж силовых трансформаторов (в том числе трансформаторов собственных нужд), кроме норм 08-01-025-1 и 08-01-025-2, определяемые по нормам табл. 08-01-001 и 08-01-062;
монтаж выключателей 110 и 220 кВ;
прокладку кабелей и труб, кроме норм с 08-01-025-3 по 08-01-025-21, определяемые по нормам раздела 1 отдела 02;
прокладку контура заземления, кроме норм с 08-01-025-3 по 08-01-025-21, определяемые по нормам раздела 8 отдела 02;
монтаж освещения (кроме норм с 08-01-025-3 по 08-01-025-21), молниезащиты и оборудования ОПУ;
монтаж гибкой ошиновки верхнего яруса ячеек 110 кВ (нормы табл. 08-01-027).
7. В нормах не учтен расход следующих материальных ресурсов: грузов железобетонных; каната стального (троса); проводов всех марок и сечений; труб; шин.
8. Норму 08-01-010-3 следует добавлять к норме 08-01-010-2 при наличии в технической документации на трансформатор (автотрансформатор, реактор) соответствующего указания о степени очистки масла.
Таблица ГЭСНм 08-01-001 Трансформаторы и автотрансформаторы силовые
01. Монтаж трансформатора. 02. Присоединение спусков к оборудованию. 03. Отбор проб масла. 04. Де- при опробовании и испытании. 05. Присоединение.
01. Укладка и демонтаж клеток из шпал и рельсов по шпалам. 02. Монтаж трансформаторов. 03. Монтаж и демонтаж ФОСН. 04. Долив масла в трансформаторы. 05. Сушка и засыпка силикагеля. 06. Отбор проб масла. Прокладка и разделка кабеля. 08. Контрольный прогрев. 09. Дежурство при опробовании и испытании. 10. присоединение.
01. Укладка и демонтаж временных клеток из шпал и рельсов по шпалам. 02. Установка и очистка баков для масла. 03. Прокладка и демонтаж временных маслопроводов. 04. Промывка маслопровода. 05. Монтаж трансформатора. 06. Слив масла из трансформатора. 07. Монтаж и демонтаж ФОСН. 08. Монтаж и демонтаж вакуумпровода. 09. Ваккумирование трансформатора. 10. Залив масла в трансформатор. 11. Сушка и засыпкасиликагеля. 12. Отбор проб масла. 13. Прокладка и разделка кабеля. 14. Контрольный прогрев. 15. Дежурство при опробовании и испытании. 16. Присоединение.
01. Укладка и демонтаж временных клеток из шпал и рельсов по шпалам. 02. Установка и очистка баков для масла. 03. Прокладка и демонтаж временных маслопроводов. 04. Промывка маслопровода. 05. Монтаж трансформатора. 06. Слив масла из трансформатора. 07. Монтаж и демонтаж ФОСН. 08. Монтаж и демонтаж вакуумпровода. 09. Ваккумирование трансформатора. 10. Залив масла в трансформатор. 11. Сушка и засыпка силикагеля. 12. Прокладка и разделка кабеля. 13. Контрольный прогрев. 14. Дежурство при опробовании и испытании. 15. Присоединение.
Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет