Трансформаторы (стр. 3 )

мм2.

Объем стали угла магнитной системы, согласно 11.96[1]

(5.3)

мм3.

Длина стержня согласно 8.5[1]

(5.4)

мм.

Расстояние между осями стержней согласно 8.6[1]

, (5.5)

где =348,2 мм – внешний диаметр обмотки ВН, мм;

=20 мм – расстояние между обмотками соседних стержней (табл. 4.5[1]).

мм.

Округляем размер: С =370 мм.

Масса стали угла магнитной системы, согласно 8.7[1]

, (5.6)

где

кг.

Масса стали ярм, согласно 8.8[1], с учетом 8.9[1] и 8.10[1]

= (5.7)

кг.

Масса стали стержней согласно 8.11[1]

, (5.8)

где масса стали стержней в пределах окна магнитной системы согласно 8.12[1]

. (5.9)

кг;

Масса стали в местах стыка пакетов стержня и ярма согласно 8.13[1]

, (5.10)

где = 145 мм – ширина первого пакета ярма.

кг.

кг.

Полная масса стали магнитной системы согласно 8.14 [1]

(5.11)

190,55+209,4=399,95 кг.

6.  Расчет потерь холостого хода

Индукция в стержне согласно 8.15[1]

. (6.1)

Тл.

Индукция в ярме согласно 8.16[1]

. (6.2)

Тл.

Индукция на косом стыке согласно 8.17[1]

. (6.3)

Тл.

Площади немагнитных зазоров на прямом стыке на среднем стержне равны соответственно активным сечениям стержня и ярма. Площадь зазора на косом стыке на крайних стержнях согласно 8.18[1]

. (6.4)

мм².

Удельные потери для стали стержней, ярм и стыков находим по табл.4.9[1] для стали марки 3404 толщиной 0,35 мм при шихтовке в две пластины:

при ;

при ;

при .

Для плоской магнитной системы с косыми стыками на крайних стержнях и прямыми стыками на среднем стержне, с многоступенчатым ярмом, без отверстий для шпилек, с отжигом пластин после резки стали и удаления заусенцев для определения потерь холостого хода применим выражение 8.19[1].

(6.5)

где значение коэффициента kп. у в (6.5) определяется по табл.4.17[1], kп. у =10,18.

Удаление заусенцев при нарезке пластин электротехнической стали приводит к увеличению удельных потерь, которое может быть учтено коэффициентом kп. з: kп. з = 1 – для отожженных пластин.

Удельные потери возрастают при резке пластин. Это увеличение учитывается коэффициентом kп. р, который для отожженной стали равен 1,05.

Коэффициент формы ярма kп. я = 1, если число ступеней в сечении ярма и стержня одинаковы или отличаются на 1–3 ступени.

Перешихтовка верхнего ярма приводит к увеличению потерь. Это учитывается коэффициентом kп. ш. При мощности трансформатора до 250 кВ·А – 1,01.

Увеличение потерь за счет прессовки стержней и ярм учитывается коэффициентом kп. п, значения которого приведены в табл. 8.3 kп. п= 1,03.

Полученное значение Вт составляет заданного значения.

7.  Расчет тока холостого хода

По табл. 4.10[1] находим удельные намагничивающие мощности:

при

при

при

Для принятой конструкции магнитной системы и технологии ее изготовления используем 8.20[1].

Qx=[kт. р.·kт. з.(qcGc+qяG'я-4qяGy+kт. у.kт. пл.Gy )+q3n3П3]·kт. я.·kт. п.·kт. ш. (7.1)

где kт. р. – коэффициент, учитывающий влияние резки рулона на пластины. Для отожжённой стали kт. р =1,18 ;

kт. з. – коэффициент, учитывающий влияние срезания заусенцев. Для отожжённых пластин kт. з=1,0;

kт. пл. – коэффициент, учитывающий ширину пластин в углах магнитной системы. Определяется по табл. 4.22[1] , kт. пл =1,5;

kт. я. – коэффициент, учитывающий форму сечения ярма. Для многоступенчатого ярма k т. я =1 ;

kт. п. – коэффициент, учитывающий прессовку магнитной системы. Определяется по табл. 8.3[1], k т. п. =1,045;

kт. ш. – коэффициент, учитывающий перешихтовку верхнего ярма. kт. ш=1,01 при мощности до 250 кВ·А.

k т. у. – коэффициент определяемый из табл 4.23[1], k т. у. = 42,345.

Ток холостого хода согласно 8.21[1]

Iо=. (7.2)

или заданного значения.

Активная составляющая тока холостого хода согласно 8.22[1]

Iоа= (7.3)

Iоа

Реактивная составляющая тока холостого хода согласно 8.23[1]

Iор. (7.4)

Iор= 2,127%.

8.  Тепловой расчет трансформатора

8.1.  Тепловой расчет обмоток

Внутренний перепад температуры в обмотке НН согласно 9.1[1]

, (8.1)

где – теплопроводность изоляции провода, по табл. 9.1[1], = 0,17

.

Внутренний перепад температуры в обмотке ВН согласно 9.2[1]

, (8.2)

где р – потери, выделяющиеся в общего объёма обмотки. Для алюминиевого провода определяется согласно формуле 9.4[1]

; (8.3)

– средняя теплопроводность обмотки согласно 9.5 [1]

, (8.4)

где – теплопроводность междуслойной изоляции, находится по табл. 9.1.[1] =0,17 ;

– средняя условная теплопроводность обмотки без учета междуслойной изоляции, согласно 9.6[1]

, (8.5)

где

.

Средний перепад температуры составляет полного перепада

Обмотка НН: .

.

Обмотка ВН: .

.

Перепад температуры на поверхностях обмоток согласно 9.13[1]

, (8.6)

где k = 0,285.

Обмотка НН: =19,723 °С.

Обмотка ВН: =15,105 °С.

Полный средний перепад температуры от обмотки к маслу согласно 9.15[1].

(8.7)

Обмотка НН: ºС.

Обмотка ВН: ºС.

8.2.  Тепловой расчет бака

По табл. 9.3[1] в соответствии с мощностью трансформатора выбираем конструкцию гладкого бака со стенками в виде волн, которая показана на рис.8.1.

Изоляционные расстояния отводов определяем до прессующей балки верхнего ярма и стенки бака. До окончательной разработки конструкции внешние габариты прессующих балок принимаем равными внешнему габариту обмотки ВН. Основные размеры бака показаны на рис.8.2.

Рис.8.1. Форма и основные размеры стенки бака с волнами.

Рис. 8.2. Основные размеры бака.

Согласно рис.9.5а[1] должны быть определены следующие минимальные расстояния и размеры:

s1 – изоляционное расстояние от изолированного отвода обмотки ВН до собственной обмотки по табл.9.4.[1] s1 =50 мм;

s2 – изоляционное расстояние от изолированного отвода обмотки ВН до стенки бака по табл. 9.4.[1] s2 =50 мм;

d1 – диаметр изолированного отвода обмотки ВН при классах напряжения 10 и 35 кВ, d1=20 мм при мощностях до 10000 кВ·А;

s3 – изоляционное расстояние от неизолированного или изолированного отвода обмотки НН или СН до обмотки ВН по табл.9.5[1] s3 =90мм;

s4 – изоляционное расстояние от отвода обмотки НН или СН до стенки бака по табл. 9.4[1] s4=20мм;

d2=20 мм – диаметр изолированного отвода от обмотки НН или СН, равный d1

Минимальная ширина бака согласно 9.16[1]

B = D”2 + (s1 + s2 + d1 +s3 + s4 + d

В=348,2+(50+50+20+90+20+20)=598,2 мм.

Принимаем В=600 мм. при центральном положении активной части трансформатора в баке.

Длина бака согласно 9.17[1]

A = 2C + D”2 + 2 s5, (8.9)

где s5 = s3 + d2 +s4.

s5 =90+20+20=130 мм.

А=2·370+348,2+2·130=1348,2 мм.

Принимаем А=1350 мм

Высота активной части

На. ч. = lс + 2hя+ n , (8.10)

где п – толщина подкладки под нижнее ярмо, n =50мм .

мм.

Принимаем расстояние от верхнего ярма до крышки бака при горизонтальном расположении над ярмом переключателя ответвлений обмотки ВН по табл. 9.6[1]

Ня, к = 400 мм.

Глубина бака

Нσ = На, ч + Ня, к. (8.11)

Нσ = 856 + 400 =1256 мм.

Поверхность излучения стенки согласно 9.33[1]

Пи. в = [2· (А-В)+π · (B+2b)] ·Нв·10-6, (8.12)

где b – глубина волны b=300 мм;

Нв – высота волнистой стенки на 100 мм меньше предварительно рассчитанной глубины бака. НВ=1156 мм.

Развернутая длина волны согласно 9.34[1]

lВ = 2.b+t – 0,86.d (8.13)

где с – ширина масляного канала с=10 мм

t – шаг волны стенки согласно 9.35[1]

t=а+с+2·δ, (8.14)

где а – ширины воздушного канала волны, а =25 мм ;

δ – толщина стенки δ =1 мм.

t = 25+10+2·1=37 мм.

мм

Число волн согласно 9.36[1]

m = [2· (A — В) + π· В]/t. (8.15)

.

Поверхность конвекции стенки согласно 9.37[1]

Пк, в= m·lB·kB ·Hв·10-6, (8.16)

где kB – коэффициент, учитывающий затруднение конвекции воздуха в воздушных каналах волн,

kB =l – α2/190,

где α=b/а.

Полная поверхность излучения бака согласно 9.38[1]

Пи=Пи, в+Пр+Пкр·0,5, (8.17)

где Пр – поверхность верхней рамы бака Пр=0,1 tm;

Пкр – поверхность крышки бака

м2

Пр = 0,1·37·92·10=0,3404.

Полная поверхность конвекции бака согласно 9.39[1]

Пк=Пк, в+Пр+Пкр·0,5 (8.18)

Среднее превышение температуры стенки бака над температурой окружающего воздуха согласно 9.45 [1]

, (8.19)

где k = 1,05 по [1]

Среднее превышение температуры масла вблизи стенки над температурой внутренней поверхности стенки трубы согласно 9.46 [1]

Θ м, б ≈ k1·0,165· , (8.20)

где k1 – коэффициент, равный 1,0 при естественном масляном охлаждении [1];

ΣПк – сумма поверхностей конвекции гладкой части труб, волн, крышки без учета коэффициентов улучшения или ухудшения конвекции [1].

°С

Согласно ГОСТ1677-85 необходимо выполнить условие < 60 °С и < 65 °С

Превышение температуры масла в верхних слоях над температурой окружающего воздуха согласно 9.47 [1]

Θм. в,в=σ(Θбв+Θм, б), (8.21)

где σ =1,2 [1].

.

Превышение средней температуры обмоток над температурой воздуха согласно 9.48 [1].

. (8.22)

Обмотка НН: .

Обмотка ВН: .

9.  Определение массы конструктивных материалов и масла трансформатора

Масса активной части, т. е. остов с обмотками и отводами

. (9.1)

кг.

Масса бака при толщине стенок 1 мм

, (9.2)

где – сумма объёмов стенок стали, крышки и дна бака;

– удельная плотность стали = 7800.

(9.3)

(9.4)

.

(9.5)

кг.

Внутренний объём гладкого бака

, (9.6)

где – объём бака без волн

;

– объём всех волн

.

Объём активной части

, (9.7)

где для трансформаторов с алюминиевыми обмотками.

м³.

Общая масса масла в [т] согласно 9.49[1]

(9.8)

где – масса масла в расширителе

, (9.9)

где – плотность масла ;

– объём расширителя

10 %.

.

кг.

т = 815,06 кг.

Масса трансформатора

(9.10)

кг.

10.  Экономическая оценка рассчитанного трансформатора

Удобным для расчётов является определение не сроков окупаемости, а расчетных годовых затрат, определяемых согласно 10.2[1]

, (10.1)

где – затраты связанные с изготовлением трансформатора.

– затраты на амортизационные годовые отчисления.

– удельные годовые затраты руб/кВт·год, связанные с покрытием независящих от нагрузки потерь холостого хода = 85 руб/кВт·год и изменяющихся с нагрузкой потерь короткого замыкания =31 руб/кВт·год табл. 10.1[1].

– удельные годовые затраты руб/кВар·год, на компенсацию реактивной мощности() трансформатора

– могут быть приняты равными 1,1 руб/кВар·год

– реактивная мощность, определяется как сумма реактивных мощностей холостого хода и короткого замыкания.

– коэффициент, учитывающий максимальную нагрузку трансформатора в последний год нормативного срока окупаемости по табл. 10.1[1] принимаем = 0,8

Выражение +может быть заменено формулой 10.4[1]

+=( + ), (10.2)

где – себестоимость или оптовая цена трансформатора;

= 0,15 – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

= 0,063 – нормативные амортизационные годовые отчисления.

Стоимость трансформатора согласно 10.9[1]:

=+. (10.3)

Стоимость активной части согласно 10.7[1]:

=+, (10.4)

где – коэффициент, учитывающий стоимость изоляционных материалов;

= 1,06 руб/кг – цена обмоточных проводов для трансформаторовкВА;

= 1,23 руб/кг - коэффициент учитывающий стоимость изготовления остова трансформатора, включая стоимость крепежных и других материалов, заработную плату;

kотх – коэффициент, учитывающий отходы стали при раскрое для рулонной стали: kотх = 1,05;

= 0,456 руб/кг – цена стали по прейскуранту;

==366,75 руб

Стоимость системы охлаждения согласно 10.8[1]:

Сохл= kохл(Рх+Рк), (10.5)

где kохл = 13,8 руб/кВт – удельная стоимость системы охлаждения отнесённая к 1 кВт потерь по табл. 10.2[1];

Сохл= 13,8·(0,638 +3,144) = 52,19 руб.

Согласно (10.3)

Ктр = 366,75+52,19 = 418,94 руб.

Согласно (10.2)

+= 418,94·(0,15 +0,063) = 89,24 руб.

Реактивная мощность согласно 10.3[1]

Qp =. (10.6)

Qp = кВАр.

Годовые затраты согласно 10.1[1]

З = 89,24 + 85·0,6381 + 0,8·31·3,144 + 1,1·10,786 = 233,31 руб.

11.  Инженерная оценка рассчитанного трансформатора

При расчете был рассчитан трансформатор ТМ 160/35 с алюминиевыми обмотками и с плоской магнитной системой с косыми стыками на крайних стержнях и прямыми на среднем. Материал магнитной системы холоднокатаная анизотропная тонколистовая сталь марки 3404 толщиной 0,35 мм.

Трансформатор был рассчитан с максимальным приближением к ГОСТ.

Все рассчитанные параметры входят в допустимые значения.

В результате расчета получены следующие значения:

- потери короткого замыкания Р = 3046,82 Вт, задано было значение Р= 3100 Вт. Согласно ГОСТ допустимое отклонение составляет +5%. Полученное значение отличается от заданного на -1,82 %;

- расчетное значение напряжения короткого замыкания составляет u = 6,3394%, заданное u = 6,5%, отклонение -2,47%. Согласно ГОСТ допустимое отклонение составляет 5%.

- потери холостого хода Р=643,81 Вт, заданно было значение Р = 620 Вт, полученное значение отличается от заданного на 3,84%. Согласно ГОСТ допустимое отклонение составляет +7,5%.

- при расчете получен ток холостого хода I = 2,165% при заданном I = 2%, отклонение составляет 8,27%. Согласно ГОСТ допустимое отклонение составляет + 15%.

Список использованной литературы

1.  , «Проектирование силовых трансформаторов» Тирасполь, 2007.