ترانسفورماتورهای برق قدرت

[spow 44197]

حرکت به سمت خصوصی سازی در صنعت برق تولیدکنندگان برق را به استفاده بهینه و بسیار کارا از تجهیزات موجودشان ترغیب می کند . لذا در راستای این سیاست در حال حاضر توجه ویژه ای به کیفیت تجهیزات مورد استفاده و بهبود عملکرد و افزایش فاصله زمانی تعمیر و نگهداری توسط تولیدکنندگان مبذول می شود .

از آنجا که ترانسفورماتورهای قدرت یکی از گرانترین تجهیزات در صنایع برق می باشند ، لذا تولیدکنندگان برای کاهش هزینه های سرمایه گذاری سعی می کنند ترانسفورماتورهای قدرت خود را در وضعیت اضافه بار نسبت به مقادیر نامی آن قرار دهند. این اضافه بار باعث افزایش درجه حرارت ترانسفورماتور و سایر بخشهایی که جریان از آن عبور میکند می شوند . یکی از حساسترین قسمتها کنتاکت های تپ چنجر های زیر بار می باشند که با افزایش درجه حرارت ، تخریب و به حالت زغالی درمی آیند .

برنامه های وسیع تحقیقاتی برای رفع این مشکل اجرا شده است و آخرین تکنولوژی که در مرحله آزمایش و پیاده سازی عملی بسیار موفق بوده است ، روشی است که توسط نیکولز برای شرکت گاز و برق پاسیفیک انجام شده است .

در بررسیهای اولیه ای که نیکولز بر روی کنتاکتهای سوخته انجام داده است این نتیجه را داده است که طرح جدید کنتاکت ها باید دارای هدایت الکتریکی و حرارتی بالاتر ، مقاومت بالاتری در برابر جوش خوردن و در برابر سائیدگی مکانیکی داشته باشد . در این طراحی نیکولز در نظر داشت که طرح مورد نظر قابل انطباق برای انواع تپ چنجرها باشد .

برای اینکار طرح استفاده از کنتاکت های با پوشش نقره بالا و ایجاد کنتاکت هایی با مقاومت خیلی پائین ELR ارائه شد. برای ایجاد این روکش ابتدا با استفاده از سلف فرکانس بالا این آلیاژ نقره ای بر روی کنتاکت جوش خورده است و سپس مقادیر اضافی آن ماشینکاری شده است . این سطح نقره ای باعث ایجاد مقاومت کم و تماس استاتیکی بهتری برای کنتاکت های کلید می شود .این طرح در پروژه های مختلفی مورد استفاده واقع شده و باعث جلوگیری از تخریب کنتاکتها و عدم نیاز به تعمیر و نگهداری در دوره های زمانی کوتاه شده است .

 

منبع : High Voltage Supply

آدرس :

برای مشاهده این محتوا لطفاً ثبت نام کنید یا وارد شوید.

• ورود
• یا
• ثبت نام

[spow 44197]

یکی از حوزه های استفاده از الکترونیک قدرت در صنعت برق، تپ چنجر ترانسفورماتورها می باشد . تپ الکترونیکی برخلاف نوع مکانیکی ، کنترل دائم و تنظیم جریان ولتاژ ترانسفورماتور را ممکن میسازد . بدین منظور ، بایستی امکان تغییر تپ در شرایط بار کامل ترانس فراهم گردد . مهمترین مسئله در طراحی مبدل قدرت برای این منظور، اندوکتانس سرگردان تپ های سوئیچ شده می باشد . اگر عمل تغییر تپ بین دو تپ مختلف در فرکانس بالا صورت بگیرد ، امکان تنظیم دائمی ولتاژ ثانویه در بار کامل ترانس وجود دارد . کل سیستم در شکل زیر نشان داده شده است :

شکل ( 1 ) - مبدل قدرت ، اتصالی بین شبکه قدرت و ترانس

طراحی مبدل قدرت

به دلایل زیر از لحاظ فنی، امکان استفاده از یک مبدل قدرت معمول تجاری سه فاز حتی در سیستم توزیع وجود ندارد :

1. ولتاژ فاز شبکه توزیع (در محدوده تا 20 کیلوولت) از حد ظرفیت بلوکه کردن نیمه هادیهای قدرت معمول ، بیشتر است .
   
2. کل سیستم مذکور ، شامل مبدل قدرت ، بایستی در شرایط وقوع اتصال کوتاه ترانس در مدار باقی بمانند ( مثلا برای جریان نامی 22 آمپر اولیه ، جریان اتصال کوتاه تا 550 آمپر را تحمل کند) .
   
3. با برقدار کردن ترانس، جریانی در حدود چهار برابر جریان نامی برقرار میشود که در نتیجه ثانویه ترانس، تا لحظاتی قادر نیست برق 400 ولت مورد نیاز دستگاههای کنترلی فوق را تامین کند .
   

بنابراین ، برای ساختن مبدل قدرتی که بر مشکلات فوق غلبه کند ، موارد زیر در مرحله تحقیق و بررسی قرار دارند :

 

• تحقیق در مورد توپولوژی و مفاهیم کنترلی (مدولاسیون) مبدل .
  
• مدل شبیه سازی شده از ترانس قدرت با مبدلهای قدرت برای توپولوژیهای مختلف .
  
• توپولوژیهای مختلف ممکن از مبدل قدرت و تکنیکهای مرتبط کنترل از طریق شبیه سازی .
  
• انتخاب توپولوژی بهینه از مبدل قدرت با توجه به قابلیت اطمینان سیستم ، پیچیدگی و هارمونیکها و دقت شکل موج ترانس .
  
• اثبات توپولوژی در نظر گرفته شده از لحاظ تجربی .
  
• انجام آزمون در یک آزمایشگاه ولتاژ بالا و ارزیابی نتایج با توجه هارمونیکهای شکل موج مبدل .
  

منبع : Its

آدرس :

برای مشاهده این محتوا لطفاً ثبت نام کنید یا وارد شوید.

• ورود
• یا
• ثبت نام

[spow 44197]

مهمترین عامل خطا در ترانسفورماتور شکست عایقی است. شکست عایقی عمدتاً در نتیجه استرسهای حرارتی، در نقطه داغ سیم‌پیچ ترانسفورماتور رخ می‌دهد.

از طرفی شرکتهای برق در سیستم قدرت تجدید ساختار شده به منظور به تعویق انداختن سرمایه‌گذارها استراتژی‌ بهره‌برداری حداکثر از امکانات موجود را برگزیده‌اند. بنابراین بارگذاری ترانسفورماتور به بیش از مقدار نامی مورد توجه قرار گرفته است. از آنجا که مهمترین محدودیت افزایش بارگذاری ترانسفورماتور ایجاد نقاط داغ است، مدل‌سازی دقیق رفتار حرارتی ترانسفورماتور جهت تعیین دمای نقطه داغ (HST) و قابلیت بارگذاری واقعی از اهمیت ویژه‌ای برخوردار است.

مدلهای حرارتی ترانسفورماتور

بطور کلی می‌توان مدلهای حرارتی رایج را به مدلهای استاندارد (استانداردهای IEEE و IEC و ...)، مدلهای دوگان حرارتی – الکتریکی و مدلهای مبتنی برهوش مصنوعی تقسیم کرد.

الف- مدلهای استاندارد

با توجه به اهمیت بارگذاری مناسب ترانسفورماتور به منظور حفظ عمر مفید آن IEEE و IEC راهنماهایی برای بارگذاری ترانسفورماتور ارایه داده‌اند. این راهنماها روابطی تجربی را برای پیش‌بینی دمای نقطه داغ پیشنهاد می‌کنند که با تفاوت جزیی در استاندارد IEC 354 و استاندارد IEEE C57.91-1995 ارایه شده‌اند.

بر این اساس دمای نقطه داغ سیم‌پیچ ترانسفورماتور از سه مولفه اصلی دمای محیط،‌افزایش دمای روغن قسمت بالای تانک ترانسفورماتور نسبت به محیط و افزایش دمای نقطه داغ نسبت به دمای روغن قسمت بالای تانک تشکیل شده است.

در راهنمای IEEE روابط زیر حاکم هستند:

در این روابط ?H دمای نقطه داغ، ?TO دمای روغن

قسمت بالای تانک، ?A دمای محیط، ??To افزایش دمای روغن قسمت بالا نسبت به محیط و ??H افزایش دمای نقطه داغ نسبت به روغن قسمت بالاست.

الف-1- افزایش دمای روغن قسمت بالا نسبت به محیط:

در این روابط i زیرنویس حالت اولیه، U زیرنویس حالت نهایی، r نشان دهنده مقدار نامی و K نسبت بار به بار نامی است. R نسبت تلفات بار در بار نامی به تلفات بی‌باری،‌n یک نمای تجربی،?To ثابت زمانی افزایش دمای روغن قسمت بالا، t زمان و ƒ تابعی از ??To,u و ??To,i است.

الف-2- افزایش دمای نقطه داغ سیم‌پیچ نسبت به روغن

قسمت بالا:

در این روابط m یک نمای تجربی و

w ? ثابت زمانی دمای سیم‌پیچ است.

الف-3- مزایا و معایب

مهمترین مزیت مدلهای استاندارد سادگی آنهاست. از سوی دیگر حساسیت دمای نقطه داغ بدست آمده نسبت به انحراف پارامترهای تجربی m و n قابل توجه است و تنها در شرایطی می‌توان از مقادیر نامی ثوابت تجربی ارایه شده در استانداردها استفاده کرد که ترانسفورماتور به طور معمول تحت بار نامی بهره‌برداری شود و اضافه بارهای سنگین کمتر رخ دهد. خطای این مدلها نیز بالاست (حتی تا 20 درجه سانتی‌گراد). دو مورد اخیر عیوب اصلی مدل‌های استاندارد است.

ب- مدلهای دوگان حرارتی – الکتریکی:

دوگانی اساسی بین فرآیندهای الکتریکی و حرارتی در جدول 1 آمده است. در مدل دوگان برای بدست آوردن دمای نقطه داغ، ابتدا مدلی برای دمای روغن قسمت بالای تانک ارایه می‌شود، سپس دمای روغن بدست آمده از این مدل به عنوان ورودی به مدل دمای نقطه داغ داده می‌شود. ترکیب این دو مدل، مدل دوگان حرارتی ترانسفورماتور را بدست می‌دهد.

 

ب-1- مدل دمای روغن قسمت بالا:

مدل دمای روغن قسمت بالای تانک بصورت یک مدار حرارتی در شکل 1 دیده می‌شود.

متغیرهای این شکل عبارتند از:

qtot: تلفات کل

qfe: گرمای تولید توسط تلفات بی‌باری

qcu: گرمای تولیدی توسط تلفات بار

Cth-oil: ظرفیت حرارتی روغن

?oil: دمای روغن قسمت بالا

Rth-oil: مقاومت حرارتی غیرخطی روغن

?amb: دمای محیط

مقاومت حرارتی غیرخطی روغن

Rth-oil براساس نظریه انتقال گرما با رابطه زیر نمایش داده می‌شود که در این رابطه h ضریب هدایت گرما و A سطح هدایت گرما است.

ویسکوزیته روغن ترانسفورماتور به شدت با دما تغییر می‌کند. از سوی دیگر بر مبنای تئوری انتقال حرارت، ضریب هدایت گرما بصورت زیر با ویسکوزیته روغن رابطه دارد:

در این رابطه C1یک عدد ثابت است که خصوصیات حرارتی تقریباً ثابت روغن را در بر می‌گیرد. ویسکوزیته (?) برحسب کیلوگرم بر مترثانیه با رابطه زیر به دما وابسته است:

اهمیت تغییر دمایی ویسکوزیته روغن این است که بر روی مقاومت حرارتی روغن و ثابت زمانی روغن قسمت بالا تاثیر می‌گذارد. مقدار n در رابطه 9 برای حالات مختلف خنک‌سازی درجدول 2 آمده است.

معادله دیفرانسیل مدار حرارتی نشان داده شده در شکل 1 بصورت زیر است:

ب-2- مدل دمای نقطه داغ:

مشابه تئوری داده شده برای مدل دمای روغن قسمت بالا، مدل نقطه داغ نیز بصورت یک مدار حرارتی نمایش داده می‌شود.

متغیرهای شکل 2 عبارتند از:

qcu: گرمای تولیدی توسط تلفات بار

Cth-wdg: ظرفیت گرمایی سیم‌پیچی

?hs: دمای نقطه داغ

Rth-hs-oil: مقاومت گرمایی غیرخطی سیم‌پیچ تا روغن

?oil: دمای روغن

با صرفنظر از مقاومت گرمایی سیم‌پیچ و عایق در برابر مقاومت گرمایی روغن، مقاومت گرمایی سیم‌پیچ تا روغن

Rth-hs-oil: بصورت زیر در می‌آْید:

معادله دیفرانسیل مدار حرارتی نشان داده شده در شکل 2 عبارت است از:

در شکل 3 نتایج اندازه‌گیری عملی، خروجیهای مدل دوگان و مدل IEEE برای سیم‌پیچ فشار قوی یک ترانسفورماتور KV21/118/230 با ظرفیت MVA250 و خنک‌سازی ONAF آورده شده است. همانطور که از شکل مشخص است دقت مدل دوگان بیشتر از مدل IEEE است.

ب-3- مزایا و معایب:

دقت مدلهای دوگان بیش از مدل استاندارد است. از طرف دیگر رابطه‌ای بین فرآیندهای الکتریکی و حرارتی برقرار می‌شود که تحلیل رفتار حرارتی را آسان می‌کند.

مهمترین عیبی که این مدلها را از شرایط واقعی دور می‌کند، متمرکز در نظر گرفتن مقاومتها، ظرفیتها و منابع گرماست، در حالی که می‌دانیم درعمل حالت توزیع شده را داریم.

ج- مدلهای مبتنی بر هوش مصنوعی

همانطور که می‌دانیم در یک روش هوش مصنوعی ابتدا باید با اندازه‌گیری‌های واقعی انجام شده اصطلاحاً مدل را تعلیم دهیم. سپس مدل به دست آمده می‌تواند دمای نقطه داغ را با توجه به ورودی‌های جدید اعمال شده تخمین بزند. البته مدلهای هوشمند معنی فیزیکی مشخصی ندارند و تنها یک ارتباط دقیق بین ورودی و خروجی مدل در محدوده‌ای که توسط داده‌های تعلیم پوشانده می‌شود،‌برقرار می‌سازند.

مدلهای حرارتی هوشمندترانسفورماتور در 10 سال اخیر مورد توجه قرار گرفته‌اند. از این میان می‌توان به کاربرد شبکه عصبی، الگوریتم ژنتیک و منطق فازی اشاره کرد.

یکی از بهترین نمونه‌ها، مدل حرارتی فازی- ژنتیکی است که در سال 2004 توسط ایپولیتو و همکارانش ارایه شد. شکل 4 نتیجه کاربرد این مدل برای یک ترانسفورماتور سه فاز KVA25 در شرایط اضافه بار را نشان می‌دهد. ملاحظه می‌شود با گذشت زمان خطای مدل IEEE افزایش یافته و به بیش از 10 درجه سانتی‌گراد نیز می‌رسد، در حالی که مدل فازی دقت خود را تا پایان حفظ می‌کند.

ج-1- مزایا و معایب:

از مهمترین مزایای مدلهای هوشمند دقت بسیار بالای آنها نسبت به سایر مدلهاست که در شرایط اضافه بار نیز حفظ می‌شود علاوه بر این با دقت خوبی رفتار حرارتی دینامیکی را پیش‌بینی می‌کنند. با وجود این مزایا، تعلیم مدل با مشکلاتی روبروست. از جمله می‌توان به حجم بالای اندازه‌گیری مورد نیاز برای پوشش حالات مختلف بارگذاری ونیاز به اندازه‌گیری دمای نقطه داغ که به طور معمول اندازه‌گیری نمی‌شود، اشاره کرد. علاوه بر این تعلیم باید برای هر ترانسفورماتور یا حداقل مدل ترانسفورماتوری که ارزیابی حرارتی آن موردنظر است، انجام شود.

راهکارهای افزایش دقت مدلها

با توجه به مطالب ارایه شده در بخشهای قبلی راهکارهای زیر برای افزایش دقت مدلهای حرارتی پیشنهاد می‌شود.

الف- مدلهای استاندارد

مرجع (14) به جای روابط (1)، (2)، (4) و (7) مدل IEEE، روابط زیر را ارایه داده است:

دینامیک به تغییرات دمای محیط پاسخ دهد و بنابراین دقت مدل افزایش یابد.

در پیوست (Annex G) G راهنمای بارگذاری IEEE (2) پیشنهاد شده است که دمای روغن کف تانک معادلات دیفرانسیل (15) و (16) به صورت ضمنی،‌ به شکل پاسخ نمایی به ورودی پله در روابط (4) و (7) آورده شده است. بیان رابطه (4) به صورت معادله دیفرانسیل (15) این امکان را فراهم می‌کند که دمای روغن قسمت بالا به صورت ترانسفورماتور به عنوان نقطه شروع محاسبات در نظر گرفته شود. با وجود این مشکل که معمولاً دمای روغن بالای تانک اندازه‌گیری می‌شود و نه روغن کف، این پیشنهاد طبق ادعای این استاندارد به بهبود دقت مدل می‌انجامد.

مرجع (15) با توجه به نقش تلفات آهن در ایجاد حرارت و وابستگی آن به ولتاژ و به منظور درنظر گرفتن تاثیر انحراف تلفات آهن از مقدار نامی، رابطه (3)‌را به صورت زیر اصلاح کرده است. در این رابطه V ولتاژ اولیه ترانسفورماتور بر حسب P.u. و q ثابت اصلاح شده استاینمتز است.

ب- مدلهای دوگان حرارتی- الکتریکی:

در نظر گرفتن تغییر تلفات آهن در نتیجه انحراف ولتاژ از مقدار نامی می‌تواند دقت مدل دوگان را نیز افزایش دهد. برای وارد کردن این ایده به مدل باید منبع جریان qfe در شکل 1 را وابسته به ولتاژ در نظر گرفت.

از سوی دیگر کاربرد هوش مصنوعی «الگوریتم ژنتیک» در تعیین پارامترهای مدل همان‌طور که در مرجع (17) آمده است، می‌تواند به افزایش دقت مدل بینجامد.

ج- مدلهای مبتنی بر هوش مصنوعی:

در اکثر کارهایی که در زمینه هوش مصنوعی انجام شده است، دمای محیط تقریباً ثابت و برابر دمایی که در آن اندازه‌گیریهای عملی انجام شده است در نظر گرفته می‌شود. طبیعی است که تعلیم مدل با دماهای محیط مختلف می‌تواند بر دقت نتایج بیفزاید. این مطلب برای سایر پارامترهای جوی مانند سرعت باد، تابش خورشید و ... نیز صادق است.

از سوی دیگر ترکیب روشهای هوش مصنوعی با منطق فازی، مانند ترکیب الگوریتم ژنتیک و فازی (12) به بهبود دقت مدل کمک می‌کند.

به علاوه اگر به نحوی اثر تغییرات ولتاژ اولیه روی تلفات آهن و در نتیجه عملکرد حرارتی ترانسفورماتور را به مدل وارد کنیم، دقت مدل افزایش خواهد یافت. این کار را می‌توان با در نظر گرفتن ولتاژ اولیه ترانسفورماتور به عنوان یک ورودی مستقل مدل و تعلیم مدل با ولتاژهای اولیه مختلف انجام داد.

د- بهبود‌های قابل ایجاد در همه مدلها:

در همه مدلهای موجود،‌ مدلسازی فقط برای یک روش خنک سازی خاص انجام شده است و روشن و خاموش شدن فن‌ها و پمپ‌ها در طول کارکرد ترانسفورماتور در نظر گرفته نشده است. بنابراین راهکاری که به افزایش دقت همه مدلها می‌انجامد، ‌وارد کردن الگوریتم روشن- خاموش شدن فن‌ها و پمپ‌ها در فرآیند مدلسازی است. برای مثال در مدل دوگان این کار با تغییر مقدار n مطابق جدول 2 با توجه به رژیم کاری ترانسفورماتور قابل انجام است.

علاوه بر این همان طور که قبلاً نیز اشاره شد، مدلسازی شرایط جوی مانند شدت تابش نور خورشید، سرعت باد،‌ارتفاع از سطح دریا و ... نیز می‌تواند دقت همه مدلها را بهبود بخشد، گرچه ممکن است این بهبود قابل توجه نباشد.

ه- شبیه‌سازی:

با توجه به کمبود فضا در اینجا به شبیه‌سازی تاثیر در نظر گرفتن تغییرات ولتاژ اولیه روی پاسخ مدل IEEE اکتفا می‌کنیم. مقادیر ثوابت در نظر گرفته شده، در جدول 3 آورده شده است. لازم به ذکر است که طراحی این ترانسفورماتور بر مبنای دمای محیط 30 درجه سانتی‌گراد و دمای نامی نقطه داغ 110 درجه سانتی‌گراد انجام شده است. شکل 5 تغییرات دمای نقطه داغ را نسبت به ولتاژ اولیه نمایش می‌دهد. ملاحظه می‌شود که اگر تغییرات ولتاژ اولیه را در نظر نگیریم،‌انحراف 10 درصدی از ولتاژ نامی می‌تواند به خطایی حدود 25/2 درجه سانتی‌گراد در پیش‌بینی دمای نقطه داغ بینجامد.

نتیجه‌گیری

از آنجا که ممکن است یک ترانسفورماتور به دفعات تحت اضافه بار قرار گیرد،‌تحلیل دقیق رفتار حرارتی آن به منظور استفاده هر چه بیشتر از ظرفیت با توجه به حفظ عمر مفید، ضروری به نظر می‌رسد.

با این هدف ابتدا چند مدل حرارتی رایج ترانسفورماتور و مزایا ومعایب هر کدام تشریح شد. در ادامه مجموعه‌ای از راهکارهای بهبود دقت مدلها (شامل پیشنهادات مراجع مختلف و ایده‌های نویسندگان مقاله حاضر) مورد توجه قرار گرفت. همچنین برای نمونه نقش در نظر گرفتن تغیرات ولتاژ اولیه ترانسفورماتور روی پاسخ مدل IEEE شبیه سازی شد. مشاهده شد که لحاظ کردن افزایش 10 درصدی ولتاژ تغذیه، تخمین دمای نقطه داغ را بیش از 2 درجه سانتی‌گراد بالا می‌برد.

 

 

منبع : ماهنامه صنعت برق

[spow 44197]

ترانسفورماتورها یکی از مهمترین عناصر شبکه های انتقال و توزیع هستند . در ترانسفورماتورها انرژی الکتریکی در مس سیم پیچها ، آهن هسته ، تانک ترانس و سازه های نگهدارنده بصورت حرارت تلف می شود. حتی در زمانیکه ترانسفورماتور بدون بار است ، در هسته تلفات بی باری (NLL) بوجود می آید. در نتیجه مطالعات و بررسیهای انجام شده ، در 50 ساله اخیر محققان موفق شده اند با صرف هزینه ای دو برابر برای هسته ، تلفات بی باری را به یک سوم کاهش دهند. اخیراً با جایگزینی فلزات بیشکل و غیر بلوری (Amorphous) بجای آهن سیلیکونی درهسته ترانسفورماتورهای توزیع با قدرت نامی کوچکتر از 100 KVA ، تلفات بی باری باز هم کاهش یافته است . این کار هنوز در مورد ترانسفورماتورهای بزرگ با قدرت نامی بزرگتر از 500KVA انجام نشده است . اگرچه برای هر ترانسفورماتور ، 1 درصد توان نامی آن بعنــوان توان تلفـاتی در نظر گرفتـه می شود، اما باید توجه داشت که آزاد سازی بخش کوچکی از این تلفات در طول عمر ترانسفورماتور صرفه جوئی کلانی به همراه خواهد داشت . در ترانسفورماتورهای قدرت معمول ، تقریباً 80% از کل تلفات ، مربوط به تلفات بارداری ترانسفورماتور (LL) است که از این 80% ، سهم تلفات اهمی سیم پیچها 80 % بوده و 20 % دیگر مربوط به تلفات ناشی از جریانهای فوکو و شارهای پراکنده است . لذا تلاشهای زیادی جهت کاهش تلفات بارداری صورت می گیرد. در ابررساناها بعلت عدم وجود مقاومت اهمی در برابر جریان d c تلفاتاهمی برابر با صفر است . لذا با استفاده از ابررساناها در ترانسفورماتورها، تلفات کل ترانسفورماتور، کاهش قابل ملاحظه ای خواهد یافت. در مقابل جریان ac ، در ابر رساناها تلفاتی از نوع تلفات فوکو رخ می دهد. گرمای بوجود آمده از این تلفات باید با استفاده از سیستم های خنک کننده دفع گردد.بررسیهای بعمل آمده حاکی از آن است که ترانسفورماتورهای ابررسانا با قدرت 10 MVA و بالاتر عملکرد نسبتا بهتری داشته و نسبت به ترانسفورماتورهای معمولی قیمت پایینتری خواهند داشت .

تلاشهایی که جهت توسعه ترانسفورماتورهای ابررسانا انجام می گیرد صرفاً بخاطر مسایل اقتصادی و کاهش هزینه کل نیست. یکی دیگر از دلایل طرح این مبحث آنست که در مراکز پر تراکم شهری، رشد مصرف 2 درصدی (سالیانه ) به معنی نیاز به ارتقاء ظرفیت سیستم های موجود است . از طرفی بسیاری ازپستهای توزیع بصورت سرپوشیده (Indoor) بوده و در کنار ساختمانها نصب شده اند. در این نوع پست ها همانند دیگر پستهای توزیع از ترانسهای روغنی استفاده میشود که استفاده از روغن مشکلات و خطرات زیست محیطی و ایمنی مربوط به خود را دارد. در حالیکه در ترانسفورماتورهای ابررسانا، ماده خنک کننده نیتروژن است که خطری برای افراد و موجودات زنده نداشته ، بعلاوه ، خطر آتش سوزی نیز وجود ندارد. بهمین لحاظ خنک کننده مورد استفاده در ترانسفورماتورهای ابررسانا به هیچ عنوان قابل مقایسه با روغنهای قابل اشتعال و مواد شیمیایی همچون PCB نیست .

توجه جدی به ترانسفورماتورهای ابررسانا از زمان شناخت ابررساناهای دمای پایین LTS ( اعم از Nb-Ti و Nb3-Sn ) از اوایل دهه 1960 ، آغاز شد. مطالعاتی که در آن زمان بر روی این ترانسفورماتورها انجام شد ، نشان داد که جهت بهره برداری از این ترانسفورماتورها، باید آنها را در دمای 4 .2K نگه داشت که انجام چنین کاری اقتصادی نیست . بهمین دلیل گامها بسوی کشف موادی با قابلیت ابررسانایی در دماهای بالاتر ، برداشته شد. در اواسط دهه 1970 ، شرکت Westing House ، طرح یک ترانسفورماتور نیروگاهی 550/22kv , 1000MVA را مورد مطالعه قرار داد و به این نتیجه رسید که مشکلاتی از قبیل انتقال جریان ، عملکرد فوق جریان (Overcurrent) و حفاظت همچنان وجود خواهند داشت .

از سال 1980 ، توسعه ترانسفورماتورهای LTS توسط شرکت های GEC-Alsthom , ABB ، در اروپا و چند شرکت صنعتی و مرکز دانشگاهی در ژاپن، مورد پیگیری قرار گرفت . پیشرفت های بعمل آمده در تولید هادیهای طویل Nb-Ti و مواد با مقاومت بالا (Cu-Ni) بر کاهش تلفات ac تاثیر زیادی داشته است . مساله عملی بودن کاهش وزن و افزایش راندمان نیز بر روی ترانسفورماتورهای با قدرتهای کمتر از 100KVA (تکفاز 80KVA Alsthom) ، (Toshiba)30KVA و سه فاز 40KVA (دانشگاه Osaka) مورد بررسی قرار گرفت . هم چنین ترانسفورماتورهای بزرگتری نیز ساخته شده و آزمایشهای مربوطه را با موفقیت پشت سر گذاشتند. در یک ترانسفورماتور تکفاز 330KVA ساخت ABB پیش بینی های لازم برای محدود سازی جریان خطا و حفاظت در برابر یخ زدگی در نظر گرفته شد. شرکت برق Kansai Electric نیز گزارشی از ترانسفورماتور LTS با هادی Nb3Sn با قدرت 2000 KVA ارائه نموده است .

 

منبع : مؤسسه Loyola

آدرس :

برای مشاهده این محتوا لطفاً ثبت نام کنید یا وارد شوید.

• ورود
• یا
• ثبت نام

[spow 44197]

سلام

 

پروژه‌اي در مورد ترانسفورماتورهاي سه فاز

 

سرفصلهاي اين پروژه بشرح زير است:

 

 

- اعوجاج در ترانسفورماتورهاي سه فاز

- بررسي بارگيري نامتعادل براي انواع اتصالات سه فاز

- گروه برداري و استاندارد گروه بندي در ترانسفورماتورهاي سه فاز

- تعيين دسته اتصالي

 

 

برای مشاهده این محتوا لطفاً ثبت نام کنید یا وارد شوید.

• ورود
• یا
• ثبت نام

 

 

به نقل از وبلاگ برق قدرت

[spow 44197]

"تست ترانسفورماتور"

ترانس های قدر ت در کارخانه سازنده تست اساسی شده و با ولتاژ های در حد نامی و بیشتر و جریانهای بزرگ، تست میشوند اما پس از حمل ترانس به مقصد جهت بررسی و تائید صحت عملکرد ترانس و نداشتن هر نوع عیب در زمان بهره برداری ، تستهایی بروی آن در محل (پست )با وسایل اندازه گیری دقیق اما قابل حمل ونقل انجام میشود که به اختصار در زیر آمده است:

تست نسبت تبدیل :(RATIO)

تست پیوستگی تپ چنجر(TAP CONTINUE)

تست مقاومت عایقی : (MEGGER)

تست جریان بی باری :(NO_LOAD)

تست شار مغناطیسی : MAGNETIC

تست گروه برداری :(VECTOR GROUP)

تست اتصال کوتاه :(SHORT CIRCUIT)

تست مقاومت اهمی :(RESISTANCE)

تست تانژانت دلتا :(TAN- DELTA)

 

 

1- تست نسبت تبدیل :(RATIO)

در این تست با دادن ولتاژ به اولیه یا ثانویه ترانس ، ولتاژ طرف مقابل را به دقت اندازه گیری می کنند.در ترانسهای قدرت کاهنده معمولا طرف اولیه را ولتاژ 380 ولت می دهند و در ثانویه ولتاژ بین 110 تا 180( در تراسهای 20/63 کیلو ولت )بسته به ترانس و تپ های آن اندازه گیری خواهد شد.

 

2- تست پیوستگی تپ چنجر(TAP CONTINUE)

در این تست به اولیه ولتاژ 380 داده و در طرف ثانویه ولت مترهای آنالوگ دقیق قرار داده و در زمان تغییر تپ ها انحراف عقربه در هر سه فاز را بررسی کرده تا بقول معروف عقربه پس نزند . در زمان تغییر تپ میبایست به ترتیب زیر عمل نمود.

1-2....1-2-3....2-3-4....3-4-5 و... یعنی یک پله پائین ودو پله بالا (در روند افزایشی تپ )

 

3- تست مقاومت عایقی : (MEGGER)

این تست را به کمک دستگاه میگر انجام می دهند و در زمانهای 15 ثانیه و60 ثانیه و5 دقیقه و 10 دقیقه اندازه گیری میکنند. اندازه گیری به قرار زیر است:

LV/HV

HV +E/LV

LV+E/HV

در این تست سرهای اولیه اتصال کوتاه میشود و همینطور در ثانویه.(بهتر است در مرحله اول انجام شود)

 

4- تست جریان بی باری :(NO_LOAD)

در این تست با دادن ولتاژ به اولیه و در صورتی که ثانویه مدار باز است جریان آنرا با آمپر متر دقیق اندازه گیری می کنیم . برای ثانویه هم به همین منوال است . در اتصال ستاره نسبت آمپر های سه فاز 1-0.8-1 و در اتصال مثلث 1-1-1.3 است.

 

5- تست شار مغناطیسی : MAGNETIC

در این تست با دادن ولتاژ تک فاز به سر های هر فاز و نول (در اتصال ستاره ) جریان هر فاز را اندازه گیری و ولتاژ سیم پیچ طرف مقابل را می خوانیم.

 

6- تست گروه برداری :(VECTOR GROUP)

در این تست سرهای مشابه ،در یک فاز را اتصال کوتاه کرده (مثلا U-u) و ولتاژ سه فاز را تزریق میکنیم و ولتاژ را برای تمای سرها نسبت به هم میخوانیم.

 

7- تست اتصال کوتاه :(SHORT CIRCUIT)

این تست را با اتصال کوتاه کردن در ثانویه انجام میدهیم و جریان در اولیه و ثانویه را پس از وصل ولتاژ 380 به اولیه قرائت و ثبت میکنیم.

 

8- تست مقاومت اهمی :(RESISTANCE)

در این تست ولتاژ دی سی (مثلا 12 ولت ) را به سرهای هر فاز با سر نول در اتصال ستاره و هر دو فاز در اتصال مثلث تزریق کرده و جریان عبوری را اندازه گیری میکنیم.(این تست بهتر است در آخرین مرحله انجام گیرد)

 

9- تست تانژانت دلتا :(TAN- DELTA)

در این تست با دستگاه مخصوص این تست حالتهای مختلف در ترانس را میشود بررسی نمود و ظرفیت خازنی بین هر نقطه از ترانس را اندازه گیری کرد.

[spow 44197]

نرم افزار محاسبات کامل همه نوع ترانسفورماتور

 

نرم افزاری فوق العاده کم حجم ومفید

 

 

 

[spow 44197]

گروه برداری اتصالات ترانسفورماتور

اصولاً در ترانسفورماتورها بین ولتاژ اولیه و ثانویه ، اختلاف فازی حاصل می شود که مقدار آن ، بستگی به طریقه اتصال بین سیم پیچ های مختلف داخل ترانسفورماتور دارد . پس ابتدا باید نحوه اتصالات سیم پیچ های اولیه و ثانویه را مشخص نمود .

برای مشخص نمودن اتصالات سیم پیچ های ترانسفورماتور از حروف اختصاری استفاده می شود . به این ترتیب که اتصال ستاره با Y ، اتصال مثلث با D و اتصال زیگزاگ را با Z نشان می دهند . در ضمن اگر اتصال مورد نظر در طرف فشار قوی باشد ، با حروف بزرگ و اگر در طرف فشار ضعیف باشد ، با حروف کوچک نمایش می دهند .

مثلاً اتصال ستاره – ستاره با Yy و یا اتصال مثلث – زیگزاگ با Dz مشخص می شود ( لازم به ذکر است که حروف معرف اتصال طرف ولتاژ بالا یا فشار قوی ، در ابتدا ، و حروف معرف اتصال طرف ولتاژ پایین ، بعد از آن قرار می گیرد ) .

حال اگر در طرف ستاره یا زیگزاگ ، مرکز ستاره یا زیگزاگ ، زمین شده باشد ، متناسب با اینکه اتصال مربوطه در طرف ولتاژ بالا یا پایین باشد ، به ترتیب از حروف N یا n استفاده می شود ؛ مثلاً Yzn یعنی اتصال ستاره – زیگزاگ که مرکز زیگزاگ ، زمین شده است و اتصال ستاره در طرف ولتاژ بالا ، و زیگزاگ در طرف ولتاژ پایین است .

بعلاوه در ترانسفورماتورها ، هر فاز اولیه با فاز مشابه اش در ثانویه ، اختلاف فاز مشخصی دارد که جزء خصوصیات آن ترانسفورماتور به شمار می آید ؛ مثلاً ممکن است این زاویه ۰، ۳۰ ، ۱۵۰ ، ۱۸۰ و ... باشد .

برای آنکه زاویۀ مذکور ، اختلاف فاز را برای هر ترانسفورماتور مشخص نمایند به صورت مضربی از عدد ۳۰ تبدیل می کنند و مضرب مشخص شده را در جلوی حروف معرف اتصالات طرفین ترانسفورماتور می آورند . مثلاً مشخصه YNd۱۱ بیانگر اتصال اولیه ستاره با مرکز ستاره زمین شده و ثانویه ، مثلث است که اختلاف زاویه بین اولیه و ثانویه برابر ۳۳۰ می باشد . به این عدد گروه ترانسفورماتور می گویند .

به طور کلی مطابق استاندارد IEC۷۶-۴ ، نوع اتصالات ترانسفورماتورها می تواند مطابق یکی از اعداد ۱۱،۱۰،۸،۷،۶،۵،۴،۲،۱،۰ باشد . اصولاً اتصالات ترانسفورماتورها به چهار دستۀ مجزا تقسیم می شوند که عبارتند از :

۱) دستۀ یک : به ترانسفورماتورهایی گفته می شود که دارای گروه ۰،۴ یا ۸ هستند .

۲) دستۀ دوم : به ترانسفورماتورهایی گفته می شود که دارای گروه ۲،۶ یا ۱۰ هستند .

۳) دستۀ سوم : به ترانسفورماتورهایی گفته می شود که دارای گروه ۱ یا ۵ هستند .

۴) دستۀ چهارم : به ترانسفورماتورهایی گفته می شود که دارای گروه ۷ یا ۱۱ هستند .

اما دو موضوع مهم در گروه و اتصال ترانسفورماتورها ، تعیین گروه آنها با توجه به نوع اتصال ، و یا یافتن نوع اتصال سیم پیچ ها با توجه به دانستن گروه ترانسفورماتور می باشد .

الف ) تعیین گروه ترانسفورماتور با توجه به معلوم بودن اتصالات سیم پیچ ها

این موضوع را با شرح یک مثال بیان می کنیم . فرض کنید که اتصالات سیم پیچ های ترانسفورماتور ، به صورت ستاره – مثلث و مطابق با شکل زیر باشد . ابتدا بر روی این اتصالات ، سرهای ورودی و خروجی سیم پیچ ها با U,V,W (برای سیم پیچ اولیه) و u,v,w (برای سیم پیچ ثانویه) مشخص می شوند . سپس بردار نیروی محرکه تمام سیم پیچ ها را از انتهای هر فاز به سمت ابتدای هر فاز رسم می نماییم . لازم به ذکر است که سر سیم پیچ ها به معنای ابتدای فاز خواهد بود و طبعاً سر دیگر سیم پیچ ها به معنای انتهای فاز می باشد .

برای یافتن گروه ترانسفورماتور ، دو دایره متحدالمرکز با قطرهای متفاوت رسم می کنیم و ساعت های ۱ تا ۱۲ را بر روی آن مشخص می سازیم . ابتدا بر روی دایره بزرگتر ، بردارهای ولتاژ سیم پیچ های اولیه رسم می شود . در اینجا با توجه به اتصال اولیه به صورت ستاره ، بردارهای OU ، OV و OW بر رویساعت های ۱۲ (یا صفر) ، ۴ و ۸ رسم می گردد . توجه شود که بین سرهای خروجی ، ۴ ساعت یا ۱۲۰ درجه اختلاف فاز می باشد .

سپس نوبت به ترسیم بردارهای ولتاژ سیم پیچ های ثانویه می رسد . با توجه به اتصال مثلث سیم پیچ های ثانویه ، باید بردار ولتاژ vu در راستای بردار ولتاژ OU اولیه ، بردار ولتاژ wv ثانویه هم راستا با بردار ولتاژ OV اولیه ، و بردار ولتاژ uw ثانویه در راستای بردار ولتاژ OW اولیه رسم گردد . البته بردارهای هم راستا باید به گونه ای رسم شوند که اولاً بین سرهای خروجی ، معادل ۴ ساعت اختلاف فاز داشته باشد ، و ثانیاً توالی فاز uvw (در جهت عقربه های ساعت) در ثانویه رعایت شود .

حال با توجه به موقعیت ولتاژ u ثانویه که بر روی عدد ۱ قرار گرفته است ، در می یابیم که گروه این نوع اتصال ، معادل ۱ می باشد . به عبارت دیگر ، بین ولتاژ اولیه و ثانویه ، ۳۰ درجه اختلاف فاز وجود دارد .

ب) تعیین اتصال سیم پیچ های ترانسفورماتور با توجه به معلوم بودن گروه آن

مشابه قسمت قبل ، این موضوع را با مثالی بیان می کنیم . فرض کنید که می خواهیم اتصال ترانسفورماتور Yd۱۱ را رسم نماییم . در شکل زیر نحوه یافتن اتصالات یک ترانسفورماتور Yd۱۱ نشان داده شده است .

در این روشبر روی نمودار دایره ای ، و با توجه به اتصال سیم پیچ اولیه ، بردارهای ولتاژ OU ، OV و OW رسم می شود . سپس با توجه به گروه ۱۱ ترانسفورماتور ، بردارهای uv ، vw و wu (با در نظر گرفتن این نکته که سر u روی عدد ۱۱ ، سر v روی عدد ۳ ، و سر w بر روی عدد ۷ قرار گیرد) رسممی شود .

پس از رسم نمودار دایره ای ، سیم پیچ اولیه و اتصالات آن رسم می شود و بر روی آن ، بردارهای ولتاژ مشخص می گردد . حال با توجه به مطالب گفته شده ، کافی است که سرهای خروجی را در ثانویه ترانسفورماتور تعیین نماییم .

انتخاب سرهای خروجی باید به گونه ای صورت گیرد تا بردارهای ولتاژ سیم پیچ های اولیه و ثانویه با بردارهای ولتاژ اولیه و ثانویه بر روی نمودار ، یکسان باشد . در نهایت باید سرهای همنام u ، v و w ثانویه به هم متصل گردند تا اتصال مثلث کامل گردد که این روند در شکل نشان داده شده است

[spow 44197]

ساخت ترانسفورماتور خشک

 

در ژوئیه ۱۹۹۹، شركت ABB، یك ترانسفور ماتور فشار قوی خشك به نام “Dryformer “ ساخته است كه نیازی به روغن جهت خنك شدن بار به عنوان دی الكتریك ندارد.در این ترانسفورماتور به جای استفاده از هادیهای مسی با عایق كاغذی از كابل پلیمری خشك با هادی سیلندری استفاده می شود.

تكنولوژی كابلاستفاده شده در این ترانسفورماتور قبلاً در ساخت یك ژنراترو فشار قوی به نام "Power Former"در شركتABB به كار گرفته شده است. نخستین نمونه از این ترانسفورماتور اكنون در نیروگاه هیدروالكترولیك “Lotte fors” واقع در مركز سوئد نصب شده كه انتظار می رود به دلیل نیاز روزافزون صنعت به ترانسفورماتور هایی كه ازایمنی بیشتری برخوردار باشند و با محیط زیست نیز سازگاری بیشتری داشته باشند، با استقبال فراوانی روبرو گردد.

ایده ساخت ترانسفورماتور فاقد روغن در اواسط دهه ۹۰ مطرح شد. بررسی، طراحی و ساخت این ترانسفورماتور از بهار سال ۱۹۹۶ در شركت ABB شروع شد. ABB در این پروژه از همكاری چند شركت خدماتی برق از جمله Birka Kraft و Stora Enso نیز بر خوردار بوده است.

● تكنولوژی

ساخت ترانسفورماتور فشار قوی فاقد روغن در طول عمر یكصد ساله ترانسفورماتورها، یك انقلاب محسوبمی شود. ایده استفاده از كابل با عایق پلیمر پلی اتیلن (XLPE) به جای هادیهای مسی دارای عایق كاغذی از ذهن یك محقق ABB در سوئد به نام پرفسور “Mats lijon” تراوش كرده است.

تكنولوژی استفاده از كابل به جای هادیهای مسی دارای عایق كاغذی، نخستین بار در سال ۱۹۹۸ در یك ژنراتور فشار قوی به نام “ Power Former” ساخت ABB به كار گرفته شد. در این ژنراتور بر خلاف سابق كه از هادیهای شمشی ( مستطیلی ) در سیم پیچی استاتور استفاده می شد، از هادیهای گرد استفاده شده است.

همانطور كه از معادلات ماكسول استنباط می شود، هادیهای سیلندری ، توزیع میدان الكتریكی متقارنی دارند. بر این اساس ژنراتوری می توان ساخت كه برق را با سطح ولتاژ شبكه تولید كند بطوریكه نیاز به ترانسفورماتور افزاینده نباشد. در نتیجه این كار، تلفات الكتریكی به میزان ۳۰ در صد كاهشمی یابد.

در یك كابل پلیمری فشار قوی، میدان الكتریكی در داخل كابل باقی می ماند و سطح كابل دارای پتانسیل زمین می باشد.در عین حال میدان مغناطیسی لازم برای كار ترانسفورماتور تحت تاثیر عایق كابل قرار نمی گیرد.در یك ترانسفورماتور خشك، استفاده از تكنولوژی كابل، امكانات تازه ای برای بهینه كردن طراحی میدان های الكتریكی و مغناطیسی، نیروهای مكانیكی و تنش های گرمایی فراهم كرده است.

در فرایند تحقیقات و ساخت ترانسفورماتور خشك در ABB، در مرحله نخست یك ترانسفورماتور آزمایشی تكفاز با ظرفیت ۱۰ مگا ولت آمپر طراحی و ساخته شد و در Ludivica در سوئد آزمایش گردید. “ Dry former” اكنون در سطح ولتاژ های از ۳۶ تا ۱۴۵ كیلو ولت و ظرفیت تا ۱۵۰ مگا ولت آمپر موجود است.

● نیروگاه مدرن Lotte fors

ترانسفورماتور خشك نصب شده در Lotte fors كه بصورت یك ترانسفورماتور – ژنراتور افزاینده عمل می كند ، دارای ظرفیت ۲۰ مگا ولت امپر بوده و با ولتاژ ۱۴۰ كیلو ولت كار می كند. این واحد در ژانویه سال ۲۰۰۰ راه اندازی گردید.

اگر چه نیروگاه Lotte fors نیروگاه كوچكی با قدرت ۱۳ مگا وات بوده و در قلب جنگلی در مركز سوئد قرار دارد اما به دلیلنوسازی مستمر، نیروگاه بسیار مدرنی شده است. در دهه ۸۰ میلادی ، توربین های مدرن قابل كنترل از راه دور در ان نصب شد و در سال ۱۹۹۶، كل سیستم كنترل آن نوسازی گردید. این نیروگاه اكنون كاملاً اتوماتیك بوده و از طریق ماهواره كنترل می شود.

● ویژگیهای ترانسفورماتور خشك

ترانسفورماتور خشك دارای ویژگیهای منحصر بفردی است از جمله:

۱) به روغن برای خنك شده با به عنوان عایق الكتریكی نیاز ندارد.

۲) سازگاری این نوع ترانسفورماتور با طبیعت و محیط زیست یكیاز مهمترین ویژگی های آن است. به دلیل عدم وجود روغن، خطر آلودگی خاك و منابع آب زیر زمینی و همچنین احتراق وخطر آتش سورزی كم میشود.

۳) با حذف روغن و كنترل میدانهای الكتریكی كه در نتیجه آن خطر ترانسفور ماتور از نظر ایمنی افراد ومحیط زیست كاهش می یابد، امكانات تازه ای از نظر محل نصب ترانسفورماتور فراهم میشود.به این ترتیبامكانات نصب ترانسفورماتور خشك در نقا شهری و جاهایی كه از نظر زیست محیطی حساس هستند،فراهم میشود.

۴) در ترانسفورماتور خشك به جای بوشینگ چینی در قسمتهای انتهایی از عایق سیسیكن را بر استفاده میشود.به این ترتیب خطر ترك خوردن چینی بوشینگ و نشت بخار روغن از بین میرود.

۵) كاهش مواد قابل اشتعال، نیاز به تجهیزات گسترده آتش نشانی كاهش میدهد. بنابراین از این دستگاهها در محیط های سر پوشیده و نواحی سرپوشیده شهری نیز می توان استفاده كرد.

۶) با حذف روغن در ترانسفورماتور خشك، نیاز به تانك های روغن، سنجه سطح روغن، آلارم گاز و ترمومتر روغن كاملاً از بین میرود.بنابراین كار نصب آسانتر شده و تنها شامل اتصال كابلها و نصب تجهیزات خنك كننده خواهد بود.

۷) از دیگر ویژگی های ترانسفورماتور خشك، كاهش تلفات الكتریكی است. یكی از راههای كاهش تلفات و بهینه كردن طراحی ترانسفورماتور، نزدیك كردن ترانسفورماتور به محل مصرف انرژی تا حد ممكن است تا از مزایای انتقال نیرو به قدر كافی بهره برداری شود. با بكار گیری ترانسفورماتور خشك این امر امكان پذیر است .

۸) اگر در پست، مشكل برق پیش آید، خطری متوجه عایق ترانسفورماتور نمی شود. زیرا منبع اصلی گرما یعنی تلفات در آن تولید نمی شود.بعلاوه چون هوا واسطه خنك شدن است و هوا هم مرتب تعویض و جابجا می شود، مشكلی از بابت خنك شدن ترانسفورماتور بروز نمی كند.

● نخستین تجربه نصب ترانسفررماتور خشك

ترانسفورماتورخشك برای اولین بار در اواخر سال ۱۹۹۹ در Lotte fors سوئد به آسانی نصب شده و از آن هنگام تاكنون به خوبی كار كرده است. در آینده اینزدیك دومین واحد ترانسفورماتور خشك ساخت ABB (Dry former ) در یك نیروگاه هیدروالكتریك در سوئد نصب می شود.

● چشم انداز آینده تكنولوژی ترانسفورماتور خشك

شركت ABB در حال توسعه ترانسفورماتور خشك Dryformer است. چند سال اول از آن در مراكز شهری و آن دسته از نواحی كه از نظر محیط زیست حساس هستند، بهره برداری می شود. تحقیقات فنی دیگری نیز در زمینه تپ چنجر خشك، بهبود ترمینال های كابل و سیستم های خنك كن در حال انجام است. در حال حاضر مهمترین كار ABB، توسعه و سازگار كردن Dryformer با نیاز مصرف كنندگان برای كار در شبكه و ایفای نقش مورد انتظار در پست هاست

[spow 44197]

اصول خشك كردن ترانسفورماتورهای قدرت

 

روغن ترانسفورماتورهای قدرت نقش بسیار مهمی در عملكرد ترانسفورماتورها دارند. نقش عایق كنندگی، خنك كنندگی و تشخیص عیب از جمله مهمترین وظایف روغن می باشند. با پیرشدن ترانسفورماتور ، روغن این دستگاه بعضی از خصوصیات شیمیایی و الكتریكی خود را از دست می دهد. از جمله مهمترین این خصوصیات می توان به خصوصیات الكتریكی كه حائز اهمیت می باشند، اشاره نمود.

دلایل اصلی كه روغن ترانسفورماتورهای قدرت را دچار مشكل می نمایند عبارتند از:

۱) افزایش ذرات معلق در روغن

۲) وجود آب به مقدار زیاد در روغن

۳) وجود آلودگی های شیمیایی مانند اسیدیته و...

مسائل فوق باعث تغییر پارامترهای متعدد می شوند. به عنوان مثال افزایش ذرات معلق و وجود آن باعث كاستن قدرت دی الكتریك روغن و افزایش اسیدیته، باعث خوردگی كاغذ و اجزای داخلی ترانسفورماتور می شود. برای بهبود روغن ترانسفورماتوری كه دچار ضعف های متعدد شده است می توان از فیلتراسیون استفاده نمود. با فیلتر نمودن روغن می توان ذرات معلق آن را جدا نمود و در نتیجه ولتاژ شكست را بالا برد. می توان با خلاء نمودن روغن ، آب را بصورت بخار از روغن جدا نمود. حذف آلودگی های شیمیایی فقط با كمك فیلترهای شیمیایی ممكن است.

از جمله مهمترین آلودگی كه روغن ترانسفورماتور را تحت تأثیر قرار می دهد وجود آب به مقدار كم در داخل روغن است. جدا نمودن آن در داخل ترانسفورماتور به راحتی امكان پذیر نمی باشد. علت این مسأله وجود مقادیر بسیار زیاد آب داخل كاغذ ترانسفورماتور می باشد كه با جدا نمودن آب روغن دوباره جایگزین آن می شود.

● روشهای فیلتر نمودن

الف) روشهای Off-line

از زمانهای دور برای بهبود کیفیت عایقی روغن ترانسفورماتورهای قدرت از روشهای فیلتراسیون هنگامی که ترانسفورماتور خاموش بوده است استفاده می کردند. در این روش هنگامی که ترانسفورماتور خاموش می باشد به مدت چند شبانه روز به صورت پیوسته روغن را داخل ترانسفورماتور چرخانده و آنرا در بیرون تحت فیلتراسیون و خلاء به منظور جدا نمودن ذرات معلق و آب محلول قرار می دادند.

این روش دارای معایب فراوانی است از جمله لزوم داغ نمودن روغن ترانسفورماتور و همچنین لزوم خاموش نمودن ترانسفورماتور را می توان نام برد.

ب) روشهای نوین – روشهای در حین کار

برای جدا نمودن آب به صورت بهینه، لازم است كه از فیلترهای در حین كار استفاده نمود. مهمترین مزایای فیلترهای (خشك كن) های در حین كار خشك نمودن بهینه ترانسفورماتور در طول زمان و همچنین عدم لزوم خاموشی ترانسفورماتور را می توان عنوان نمود. اصول عملکرد این فیلترها مانند شکل زیر است که در آن روغن از مخزن تحت فشار خارج شده و در مسیر آن یک فیلتر فیزیکی قرار می گیرد. در اینجا ذرات معلق فیلتر شده و تحت تاثیر خلاء آب محلول در آن گرفته می شود. روغن فیلتر شده به وسیله پمپ به ترانسفورماتور برگردانده می شود. این چرخه با دبی پایین در حدود ۲۵۰ لیتر در ساعت به صورت پیوسته از چند ماه تا چند سال با توجه به وضعیت ترانسفورماتور صورت می گیرد.

● مزایای خشك كردن On-Line روغن و كاغذ عایقی ترانسفورماتورهای قدرت با استفاده ازدستگاه V۳۰

▪ رطوبت زدائی از روغن ترانسفورماتور بصورت On-Line

▪ افزایش ولتاژ شکست روغن عایقی

▪ رطوبت زدائی از کاغذ عایقی ترانسفورماتور

▪ کاهش میزان ذرات معلق داخل روغن ترانس

▪ کاهش میزان ضریب تلفات عایقی روغن

▪ کاهش میزان اسیدیته روغن

▪ افزایش قابلیت بارگیری ترانسفورماتور

▪ افزایش عمر باقیمانده ترانسفورماتور

▪ عملکرد مطمئن و عدم تأثیر سو بر بهره برداری عادی از ترانسفورماتور

▪ گاززدائی از روغن ترانسفورماتور با استفاده از روش De-Gassing

▪ اعلام آلارم و خروج ترانسفورماتور از مدار در صورت تشکیل مقدار زیاد گاز

[آریوبرزن 13988]

پس از آنکه روغن مورد بهره برداری قرار می گیرد ، بر حسب نوع روغن و شرایط سرویس ، تغییراتی در آن مشاهده می شود که موجب تقلیل کیفیت و کاهش عمر مفید آن می شود . این تغییرات به سبب ورود ناخالصی ها و آلودگی به روغن و یا تغییرات شیمیایی ناشی از اکسیداسیون می باشد .

در اثر اکسیداسیون روغن ، ویسکوزیتۀ آن افزایش یافته ، اسیدیتۀ آن بالا رفته ، رنگ روغن کدر و تیره می شود . اگر نتایج آزمایش های روغننیاز به تصفیۀ روغن را اثبات نماید ، باید به منظور جداسازی ناخالصی ها و احیای خواصّ اصلی مورد نیاز روغن ، در مورد تصفیۀ آن اقدام نمود .

روش های مختلفی برای تصفیۀ روغن وجود دارد .

این روش ها به دو دستۀ عمدۀ تصفیۀ فیزیکی و تصفیۀ شیمیایی تقسیم بندی می شوند . در روش های تصفیۀ فیزیکی با روش های فیزیکی نظیر عبور روغن از صافی ها یا گرم کردن روغن و غیره ، ناخالصی های روغن را از آن جدا می کنند . در روش های تصفیۀ شیمیایی با افزودن مواد شیمیایی و ترکیب شیمیایی آن ها با روغن ، خواص از دست رفته روغن مجدداً احیا می شود .

روش های تصفیۀ فیزیکی

در این قسمت به چهار روش تصفیۀ فیزیکی روغن اشاره می شود :

▪ تصفیه از آب :

ساده ترین روش جداسازی آب از روغن این است که روغن را در ظرف بزرگیمی ریزند و در ته ظرف ، دریچه ای تعبیه می کنند . پس از مدتی که روغن در ظرف بماند ، چون آب سنگین تر از روغن است ، در ته ظرف جمع می شود و می توان با باز کردن دریچه ، آب را تخلیه نمود . این روش نیاز به وقت زیادی دارد و دقت آن نیز کم است ؛ زیرا اگر دریچه زود بسته شود آب همچنان در روغن باقی خواهد ماند و اگر دریچه کمی دیر بسته شود ، مقداری از روغن به هدر می رود .

روش دیگر برای این کار ، حرارت دادن روغن است ؛ زیرا درجه حرارت تبخیر آب پایین تر از روغن است و در صورت حرارت دادن روغن ، آب به صورت بخار از روغن خارج می شود . حرارت دادن معمولاً در یک ظرف بسته و در خلاء انجام می گیرد تا سرعت عمل آن بیشتر شود . از پمپ های خلاء نیز برای گرفتن رطوبت روغن استفاده می شود .

▪ روش گریز از مرکز برای جداسازی ناخالصی های جامد :

در این روش ، روغن را در ظرف دوّار بزرگی می ریزند و پس از حرارت دادن تا حدّ دمای ۱۵ الی ۴۵ درجۀ سانتیگراد ، آن را به گردش در می آورند . جرم ناخالصی های جامد داخل روغن معمولاً از جرم روغن بیشتر است ؛ از این رو ، در عمل گردش روغن ، ناخالصی های جامد در اطراف جدارۀ خارجی ظرف قرار گرفته وته نشین می شوند و روغن خالص در وسط ظرف می ماند . این روش از نظر سرعت عمل و نحوۀ تصفیه مناسب است .

▪ استفاده از ف ی ل تر های کاغذی :

با عبور روغن از ف ی ل تر های کاغذی ، ذرّات جامد غوطه ور در روغن نمی توانند از این ف ی ل ترها عبور کنند . همچنین مقداری از آب موجود در روغن نیز ، توسط این ف ی ل ترها جذب می شود . هرچه منافذ این ف ی ل ترها ریزتر باشد ، کیفیت تصفیه بهتر است . برای سرعت عمل در این روش ، معمولاً روغن را با فشار وارد ف ی ل ترها می کنند .

گاز زدایی برای جدا کردن گازهای محلول در روغن : با استفاده از تکنیک خلاء ، عمل گاز زدایی روغن و جدا کردن گازهای حل شده در روغن انجام می گیرد . با پودر کردن روغن و پاشیدن آن به داخل محفظۀ خلاء ، علاوه بر گرفتن تمام آب غیر محلول در روغن ، مقدار آب محلول در آن نیز به حدّ ppm ۱۰ کاهش می یابد . همچنینبا این عمل ، گازهای حل شده در روغن نیز به ۲۵/۰ درصد حجم ، تقلیل می یابد .

 

 

روش های تصفیۀ شیمیایی

زمانی که با افزایش میزان اکسیداسیون در روغن ، شرایط تشکیل لجن در آن فراهم گردد ، عمل تصفیۀ فیزیکی به تنهایی قادر به جبران و احیای فساد روغن نبوده و از این رو ، تصفیۀ شیمیایی روغن انجام می گیرد .

در تصفیۀ شیمیایی ، از ف ی ل ترهای فعّال (اکتیو) استفاده شده و با استفاده از عملیات مختلف ، نظیر تصفیه با حلّال ها و تصفیه با اسید سولفوریک ، پالایش انجام می گیرد . تصفیۀ شیمیایی معمولاً با هزینۀ زیادی انجام می شود ؛ از این رو ، فقط برای مصرف کننده های بزرگ ، کارخانه های ترانسفورماتور سازی و مراکز بزرگ تعمیر ترانسفورماتورها مقرون به صرفه می باشد.

عبور روغن از خاک رنگبر (Fullers Earth) ، یکی از مرسوم ترین روش ها در تصفیۀ شیمیاییاست . در این روش ، خاک رنگبر در یک منبع قرار می گیرد و روغن گرم توسط پمپ ، با فشار زیاد از این خاک عبور داده می شود . با انجام این عمل ، عدد اسیدی روغن کاهش یافته و به حد مجاز خود می رسد .

به علاوه دیگر خواص روغن ، از قبیل ضریب تلفات عایقی و مقاومت مخصوص آن نیز بهبود می یابد . مقدار خاک رنگبر مورد نیاز ، به میزان کهنگی روغن بستگی دارد و معمولاً بین یک تا هفت درصد وزن روغن می باشد . اضافه کردن مواد ضد اکسیداسیون در هنگام تصفیه فیزیکی در موقع گردش روغن نیز ، یکی دیگر از روش های تصفیۀ شیمیایی است .

 

منبع:بانک اطلاعات مهندسی برق

[spow 44197]

اشنایی با ترانسفورماتورهای نیروگاههای گازی تیپ V94.3 زیمنس

 

موفق باشید

 

برای مشاهده این محتوا لطفاً ثبت نام کنید یا وارد شوید.

• ورود
• یا
• ثبت نام

[spow 44197]

ترنسفورماتورهای روغنی و تجهیزات مربوطه

 

 

برای مشاهده این محتوا لطفاً ثبت نام کنید یا وارد شوید.

• ورود
• یا
• ثبت نام

[Mehdi.Aref 26780]

ترانسهای جریان برای نمونه گیری جریان به نسبت عبور جریان از اولیه خود و القای آن در ثانویه استفاده میشوند. این ترانسها به منظور حفاظت و اندازه گیری در ابتدای خطوط ورودی به پستها و همچنین در ورودی ترانس قدرت و ورودی ثانویه ترانس و همچنین در خروجی های پست و نقاط کلیدی دیگر که احتیاج است جریان در آن نقطه تحت نظر باشد استفاده میشود که هر کدام از این نقاط با ترانس مخصوص به خود چه از نظر عایقی و ساختمان و چه از نظر قدرت و دقت ، نصب و استفاده می گردند .

ترانسفورماتور جریان از دو سیم پیچ اولیه و ثانویه تشکیل شده که جریان واقعی در پست از اولیه عبور نموده و در اثر عبور این جریان و متناسب با آن، جریان کمی (در حدود آمپر) در ثانویه به وجود می‌آید. ثانویه این ترانسها با مقیاس کمتری از اولیه خود که تا حد بسیار بالایی تمام ویژگیهای جریان در اولیه خود را دارد به تجهیزات فشار ضعیف پست و رله ها و نشاندهنده ها متصل میشود. ثانویه این ترانسها دارای سیم پیچ با دورهای زیادتری نسبت به اولیه که بیشتر مواقع تنها یک شمش و یا چند دور از شمش است ساخته میشود .

نکته ای که قابل توجه است ، مقدار سیم پیچ در تعداد دور است که باید به نسبت مورد نظر رسید . در ثانویه سیم های بدور هسته سیم های لاکی هستند . هسته های حفاظتی بدون در نظر گرفتن تصحیح دور طراحی میشنود ولی در هسته های اندازه گیری جهت رسیدن به بارها و دقت های مورد نیاز تصحیح دور انجام میشود .میزان بار در ثانویه ، از نکات دیگر است که در طراحی سطح مقطع سیم پیچ موثر است .این ترانسها هم باید در حالت و شرایط عادی و هم در شرایط اضطراری مثل جریان زیاد و یا هر خطایی که ممکن است بوجود آید قابلیت اندازه گیری ونمونه گیری جریان را داشته باشد .

یکی ازمهمترین موارد در ساختمان یک ترانسفورماتور جریان، اختلاف ولتاژ خیلی زیاد بین اولیه و ثانویه می‌باشد زیرا ولتاژ اولیه همان ولتاژ نامی پست است، در حالیکه ولتاژ ثانویه خیلی پایین می‌باشد که با توجه به این مورد بایستی بین اولیه و ثانویه ایزولاسیون کافی وجود داشته باشد. ترانسفورماتورهای جریانی که در پست‌های فشارقوی مورد استفاده قرار می‌گیرند، دارای ایزولاسیون کاغذ و روغن (توأما”) می‌باشند.

[Mehdi.Aref 26780]

طرح این ترانسفورماتورها نیز بستگی به سازنده آن داشته، ولی بطور کلی ترانسفورماتورهای جریان از نظر ساختمانی در انواع مختلف ساخته می‌شوند:

۱- CT های هسته پایین

۲- CT های هسته بالا

۳- نوع بوشینگی

۴- نوع شمشی

۵- نوع حلقوی

۶- نوع قالبی یا رزینی (Castin Resine)

الف) ترانسهای جریان هسته پائین:

ترانسفورماتورهای جریان هسته پایین و یا “Tank Type”: در این نوع، هادی اولیه در داخل یک بوشینگ به شکل “U” قرار دارد، بطوریکه قسمت پایین “U” در داخل یک تانک قرار دارد و در این حالت اطراف اولیه بوسیله کاغذ عایق شده و در روغن غوطه‌ور می‌باشند در این حالت مخزن فلزی از نظر الکتریکی محافظت میشود . سیم پیچی‌های ثانویه بصورت حلقه، هادی اولیه را در بر می‌گیرند. در این طرح طول اولیه نسبتا” زیاد بوده و عبور جریان باعث گرم شدن ترانس جریان می‌گردد . استفاده از این نوع ترانس های جریان بیشتر در مواقعی است که چندین هسته و نیز اتصالات متعدد در اولیه برای دسترسی به نسبتهای مختلف جریان لازم باشد.

در این ترانسها ترکیب روغن به همراه دانه های ریز کوارتز خالص است که منجر به حد اقل شدن ابعاد ترانس میشود .

محفظه روغن کاملاً آب بندی است و نیاز به باز بینی و نگهداری ندارد.

ب ) ترانسهای جریان هسته بالا :

در این نوع ترانسها مسیر طی شده در اولیه بسیار کوتاه میشود . هادی اولیه از داخل یک حلقه عبور کرده و سیم پیچ ثانویه دور هسته حلقوی پیچیده شده است . که ثانویه آن در قسمت بالا بوده و به نام “Top Core ” و یا “Inverted” مشهور می‌باشند. کلیه سیم پیچ ها در داخل عایقی از روغن قرار دارد و سرهای ثانویه بوسیله سیم های عایق شده از داخل یک لوله به جعبه ترمینال هدایت میشود. جهت ایجاد عایق کافی بین ثانویه و اولیه در اطراف سیم پیچ ثانویه تعداد زیادی دور کاغذ که با توجه به ولتاژ ترانسفورماتورها تعیین می‌گردد، پیچیده می‌شود و فضای خالی بین کاغذ و اولیه نیز توسط روغن احاطه می‌شود. در ولتاژهای بالا ممکن است که سیم پیچ ثانویه در یک قالب آلومینیومی جاسازی شود.

در هر دو حالت فوق بایستی سعی شود که به هیچ عنوان هوا و یا ذرات دیگر به داخل محفظه ترانسفورماتورهای جریان نفوذ ننموده و از طرف دیگر امکان انبساط و انقباض روغن در اثر تغییر درجه حرارت نیز وجود داشته باشد، لذا در بالای ترانسفورماتورها بایستی فضای خالی به وجود آورد که به منظور ایزوله نمودن از هوا، از فولاد یا تفلون و یا دیافراگم‌های لاستیکی (ارتجاعی) استفاده می‌شود که در اثر انبساط و انقباض روغن بالا و پایین می‌روند. در بعضی از طرح‌ها نیز محفظه بالای روغن را از گاز نیتروژن پر می‌کنند.

ج ) ترانس های جریان بوشینگی :

در بعضی از دستگاه‌ها نظیر کلیدهایی از نوع “Dead Tank Type” و یا ترانسفورماتورهای قدرت و راکتورها جهت صرفه‌جویی می‌توان ثانویه یک ترانس جریان را در داخل بوشینگ دستگاه‌ها قرار داده، بطوریکه اولیه آن با اولیه دستگاه مشترک باشد. این نوع ترانس را ترانسفورماتورهای جریان از نوع بوشینگی می‌نامند. در ولتاژهای پایین نیز ممکن است از رزین به عنوان ماده جامد عایقی استفاده نمود که این نوع ترانسفورماتورهای جریان تا ولتاژ ۶۳ کیلو‌ولت کاربرد بیشتری دارند و در حال حاضر سازندگان مختلفی سعی می‌نمایند که این طرح را برای ولتاژهای بالاتر نیز مورد استفاده قرار دهند.

د ) ترانس جریان نوع قالبی یا رزینی:

از این نوعCT ها بیشتر در مناطق گرمسیری و به منظور جلو گیری از نفوذ رطوبت و گرد و خاک به داخل CT ‌ استفاده می شودو تا سطح ولتاژ ۶۳ کیلو ولت و جریان ۱۲۰۰ آمپر بیشتر طراحی نشده اند.

این ترانسها بمنظور جداسازی مدارهای حفاظتی واندازه گیری از مدار فشار قوی و تبدیل مقادیر جریان یا ولتاژ به میزان مورد نظر بکار میروند . این نوع ترانسها قابل نصب در تابلوهای فشار متوسط است . عایق این نوع ترانسها از نوع اپوکسی رزین است که تحت خلا ریخته گری میشود و با خواص عایقی و مکانیکی مناسب ساخته میشود .

ترانس های جریان از نظر هسته به دو نوع تقسیم می شوند :

۱- ترانس های جریان با هسته اندازه گیری

۲- ترانس های جریان با هسته حفاظتی

۱- ترانس های جریان با هسته اندازه گیری وظیفه دارند که در حدود جریان نامی و عادی شبکه از دقت لازم برخوردار باشند. و این نوع هسته ها باید در جریان های اتصالی کوتاه به اشباع رفته و مانع از ازدیاد جریان در ثانویه و در نتیجه مانع سوختن و صدمه دیدن دستگاه های اندازه گیری در طرف ثانویه شوند.

۲- ترانس های جریان با هسته حفاظتی :

باید در جریانهای اتصال کوتاه هم بتوانند دقت لازم را داشته و دیرتر به اشباع رفته تا بتوانند متناسب با افزایش جریان در اولیه ، آن را در ثانویه ظاهر کرده و با تشخیص این اضافه جریان در ثانویه توسط رله های حفاظتی فرمان قطع یا تریپ به کلیدهای مربوطه داده تا قسمتهای اتصالی شده و معیوب از شبکه جدا شوند.

قدرت نامی ترانس جریان:

قدرت اسمی ترانس جریان مساوی حاصل ضرب جریان ثانویه اسمی و افت ولتاژ مدار خارجی ثانویه حاصل از این جریان می باشد. مقادیر استاندارد قدرت های اسمی عبارتند از :

۲٫۵ – ۵ – ۱۰ – ۱۵ – ۳۰ VA

که البته مقادیر بالاتر در ترانسها قابل طراحی و استفاده نیز میباشد .

کلاس دقت ترانس های جریان:

میزان خطای CT ها با توجه کلاس دقت آنها مشخص می گردد. کلاس دقت CT برای هسته اندازه گیری و حفاظتی به دو صورت مختلف بیان می گردد. برای هسته اندازه گیری درصد خطای جریان را در جریان نامی ارائه می کنند.

مثلاً کلاس دقت CL=0.5 یعنی ۵/۰ % خطا در جریان نامی CT های اندازه گیری را معمولا در کلاس دقت های ۱/۰ – ۲/۰ – ۵/۰ – ۱ -۳ – ۵ – مشخص می کنند و در کاتولوگ ها و نیم پلیت تجهیزات به صورت ۲/۰:cl 5/1200 c.t: مشخص می گردد . در ضمن باید توجه داشت اگر بر روی نیم پلیت ها ۸۰۰c نوشته شود یعنی ولتاژ اتصال کوتاه اگر از ۸۰۰ ولت بالاتر رود ct به حالت اشباع خواهد رفت .

برای هسته های حفاظتی درصد خطای جریان را برای چند برابر جریان نامی بصورت XPY بیان می کنند . %X خطا در Y برابر جریان نامی مثلا ۱۰ P 5 یعنی ۵% خطا در ۱۰ برابر جریان نا می که CT های حفاظتی بر اساس استاندارد IEC بصورتP 5 وP 10 می باشند ( ۳۰ P 5 و ۲۰ P 5 و۱۰ P 5 ) و (۲۰ P 10و ۱۰ P 10).

CT ها دارای چند نوع خطا می باشند :

۱- خطای نسبت تبدیل RAT IO =KIS-IP/IP

2-خطای زاویه : PHASE DISPLUCEMENT: اختلاف زاویه و ثانویه CT با رعایت نسبت تبدیل خطای زاویه است .

۳- CT های حفاظتی دارای خطای ترکیبی می باشند . مثلا خطای ترکیبی CT نوع ۲۰P 5 برابر۵% است.

۴- CT های حفاظتی دارای خطای ALF می باشند. ( ACURRACY LIMIT FUCTER) یعنی تاچند برابر جریان نامی CT نباید خطای CT از حد گارانتی تجاوز کند مثلا خطای ALF در CT 20 p 5 برابر ۲۰ می باشند .

[spow 44197]

مدلهای حرارتی ترانسفورماتور و راهکارهای افزایش دقت آنها

 

مهمترین عامل خطا در ترانسفورماتور شکست عایقی است. شکست عایقی عمدتاً در نتیجه استرسهای حرارتی، در نقطه داغ سیم‌پیچ ترانسفورماتور رخ می‌دهد.

از طرفی شرکتهای برق در سیستم قدرت تجدید ساختار شده به منظور به تعویق انداختن سرمایه‌گذارها استراتژی‌ بهره‌برداری حداکثر از امکانات موجود را برگزیده‌اند. بنابراین بارگذاری ترانسفورماتور به بیش از مقدار نامی مورد توجه قرار گرفته است. از آنجا که مهمترین محدودیت افزایش بارگذاری ترانسفورماتور ایجاد نقاط داغ است، مدل‌سازی دقیق رفتار حرارتی ترانسفورماتور جهت تعیین دمای نقطه داغ (HST) و قابلیت بارگذاری واقعی از اهمیت ویژه‌ای برخوردار است.

مدلهای حرارتی ترانسفورماتور

بطور کلی می‌توان مدلهای حرارتی رایج را به مدلهای استاندارد (استانداردهای IEEE و IEC و ...)، مدلهای دوگان حرارتی – الکتریکی و مدلهای مبتنی برهوش مصنوعی تقسیم کرد.

الف- مدلهای استاندارد

با توجه به اهمیت بارگذاری مناسب ترانسفورماتور به منظور حفظ عمر مفید آن IEEE و IEC راهنماهایی برای بارگذاری ترانسفورماتور ارایه داده‌اند. این راهنماها روابطی تجربی را برای پیش‌بینی دمای نقطه داغ پیشنهاد می‌کنند که با تفاوت جزیی در استاندارد IEC 354 و استاندارد IEEE C57.91-1995 ارایه شده‌اند.

بر این اساس دمای نقطه داغ سیم‌پیچ ترانسفورماتور از سه مولفه اصلی دمای محیط،‌افزایش دمای روغن قسمت بالای تانک ترانسفورماتور نسبت به محیط و افزایش دمای نقطه داغ نسبت به دمای روغن قسمت بالای تانک تشکیل شده است.

در راهنمای IEEE روابط زیر حاکم هستند:

در این روابط ?H دمای نقطه داغ، ?TO دمای روغن

قسمت بالای تانک، ?A دمای محیط، ??To افزایش دمای روغن قسمت بالا نسبت به محیط و ??H افزایش دمای نقطه داغ نسبت به روغن قسمت بالاست.

الف-1- افزایش دمای روغن قسمت بالا نسبت به محیط:

در این روابط i زیرنویس حالت اولیه، U زیرنویس حالت نهایی، r نشان دهنده مقدار نامی و K نسبت بار به بار نامی است. R نسبت تلفات بار در بار نامی به تلفات بی‌باری،‌n یک نمای تجربی،?To ثابت زمانی افزایش دمای روغن قسمت بالا، t زمان و ƒ تابعی از ??To,u و ??To,i است.

الف-2- افزایش دمای نقطه داغ سیم‌پیچ نسبت به روغن

قسمت بالا:

در این روابط m یک نمای تجربی و

w ? ثابت زمانی دمای سیم‌پیچ است.

الف-3- مزایا و معایب

مهمترین مزیت مدلهای استاندارد سادگی آنهاست. از سوی دیگر حساسیت دمای نقطه داغ بدست آمده نسبت به انحراف پارامترهای تجربی m و n قابل توجه است و تنها در شرایطی می‌توان از مقادیر نامی ثوابت تجربی ارایه شده در استانداردها استفاده کرد که ترانسفورماتور به طور معمول تحت بار نامی بهره‌برداری شود و اضافه بارهای سنگین کمتر رخ دهد. خطای این مدلها نیز بالاست (حتی تا 20 درجه سانتی‌گراد). دو مورد اخیر عیوب اصلی مدل‌های استاندارد است.

ب- مدلهای دوگان حرارتی – الکتریکی:

دوگانی اساسی بین فرآیندهای الکتریکی و حرارتی در جدول 1 آمده است. در مدل دوگان برای بدست آوردن دمای نقطه داغ، ابتدا مدلی برای دمای روغن قسمت بالای تانک ارایه می‌شود، سپس دمای روغن بدست آمده از این مدل به عنوان ورودی به مدل دمای نقطه داغ داده می‌شود. ترکیب این دو مدل، مدل دوگان حرارتی ترانسفورماتور را بدست می‌دهد.

 

ب-1- مدل دمای روغن قسمت بالا:

مدل دمای روغن قسمت بالای تانک بصورت یک مدار حرارتی در شکل 1 دیده می‌شود.

متغیرهای این شکل عبارتند از:

qtot: تلفات کل

qfe: گرمای تولید توسط تلفات بی‌باری

qcu: گرمای تولیدی توسط تلفات بار

Cth-oil: ظرفیت حرارتی روغن

?oil: دمای روغن قسمت بالا

Rth-oil: مقاومت حرارتی غیرخطی روغن

?amb: دمای محیط

مقاومت حرارتی غیرخطی روغن

Rth-oil براساس نظریه انتقال گرما با رابطه زیر نمایش داده می‌شود که در این رابطه h ضریب هدایت گرما و A سطح هدایت گرما است.

ویسکوزیته روغن ترانسفورماتور به شدت با دما تغییر می‌کند. از سوی دیگر بر مبنای تئوری انتقال حرارت، ضریب هدایت گرما بصورت زیر با ویسکوزیته روغن رابطه دارد:

در این رابطه C1یک عدد ثابت است که خصوصیات حرارتی تقریباً ثابت روغن را در بر می‌گیرد. ویسکوزیته (?) برحسب کیلوگرم بر مترثانیه با رابطه زیر به دما وابسته است:

اهمیت تغییر دمایی ویسکوزیته روغن این است که بر روی مقاومت حرارتی روغن و ثابت زمانی روغن قسمت بالا تاثیر می‌گذارد. مقدار n در رابطه 9 برای حالات مختلف خنک‌سازی درجدول 2 آمده است.

معادله دیفرانسیل مدار حرارتی نشان داده شده در شکل 1 بصورت زیر است:

ب-2- مدل دمای نقطه داغ:

مشابه تئوری داده شده برای مدل دمای روغن قسمت بالا، مدل نقطه داغ نیز بصورت یک مدار حرارتی نمایش داده می‌شود.

متغیرهای شکل 2 عبارتند از:

qcu: گرمای تولیدی توسط تلفات بار

Cth-wdg: ظرفیت گرمایی سیم‌پیچی

?hs: دمای نقطه داغ

Rth-hs-oil: مقاومت گرمایی غیرخطی سیم‌پیچ تا روغن

?oil: دمای روغن

با صرفنظر از مقاومت گرمایی سیم‌پیچ و عایق در برابر مقاومت گرمایی روغن، مقاومت گرمایی سیم‌پیچ تا روغن

Rth-hs-oil: بصورت زیر در می‌آْید:

معادله دیفرانسیل مدار حرارتی نشان داده شده در شکل 2 عبارت است از:

در شکل 3 نتایج اندازه‌گیری عملی، خروجیهای مدل دوگان و مدل IEEE برای سیم‌پیچ فشار قوی یک ترانسفورماتور KV21/118/230 با ظرفیت MVA250 و خنک‌سازی ONAF آورده شده است. همانطور که از شکل مشخص است دقت مدل دوگان بیشتر از مدل IEEE است.

ب-3- مزایا و معایب:

دقت مدلهای دوگان بیش از مدل استاندارد است. از طرف دیگر رابطه‌ای بین فرآیندهای الکتریکی و حرارتی برقرار می‌شود که تحلیل رفتار حرارتی را آسان می‌کند.

مهمترین عیبی که این مدلها را از شرایط واقعی دور می‌کند، متمرکز در نظر گرفتن مقاومتها، ظرفیتها و منابع گرماست، در حالی که می‌دانیم درعمل حالت توزیع شده را داریم.

ج- مدلهای مبتنی بر هوش مصنوعی

همانطور که می‌دانیم در یک روش هوش مصنوعی ابتدا باید با اندازه‌گیری‌های واقعی انجام شده اصطلاحاً مدل را تعلیم دهیم. سپس مدل به دست آمده می‌تواند دمای نقطه داغ را با توجه به ورودی‌های جدید اعمال شده تخمین بزند. البته مدلهای هوشمند معنی فیزیکی مشخصی ندارند و تنها یک ارتباط دقیق بین ورودی و خروجی مدل در محدوده‌ای که توسط داده‌های تعلیم پوشانده می‌شود،‌برقرار می‌سازند.

مدلهای حرارتی هوشمندترانسفورماتور در 10 سال اخیر مورد توجه قرار گرفته‌اند. از این میان می‌توان به کاربرد شبکه عصبی، الگوریتم ژنتیک و منطق فازی اشاره کرد.

یکی از بهترین نمونه‌ها، مدل حرارتی فازی- ژنتیکی است که در سال 2004 توسط ایپولیتو و همکارانش ارایه شد. شکل 4 نتیجه کاربرد این مدل برای یک ترانسفورماتور سه فاز KVA25 در شرایط اضافه بار را نشان می‌دهد. ملاحظه می‌شود با گذشت زمان خطای مدل IEEE افزایش یافته و به بیش از 10 درجه سانتی‌گراد نیز می‌رسد، در حالی که مدل فازی دقت خود را تا پایان حفظ می‌کند.

ج-1- مزایا و معایب:

از مهمترین مزایای مدلهای هوشمند دقت بسیار بالای آنها نسبت به سایر مدلهاست که در شرایط اضافه بار نیز حفظ می‌شود علاوه بر این با دقت خوبی رفتار حرارتی دینامیکی را پیش‌بینی می‌کنند. با وجود این مزایا، تعلیم مدل با مشکلاتی روبروست. از جمله می‌توان به حجم بالای اندازه‌گیری مورد نیاز برای پوشش حالات مختلف بارگذاری ونیاز به اندازه‌گیری دمای نقطه داغ که به طور معمول اندازه‌گیری نمی‌شود، اشاره کرد. علاوه بر این تعلیم باید برای هر ترانسفورماتور یا حداقل مدل ترانسفورماتوری که ارزیابی حرارتی آن موردنظر است، انجام شود.

راهکارهای افزایش دقت مدلها

با توجه به مطالب ارایه شده در بخشهای قبلی راهکارهای زیر برای افزایش دقت مدلهای حرارتی پیشنهاد می‌شود.

الف- مدلهای استاندارد

مرجع (14) به جای روابط (1)، (2)، (4) و (7) مدل IEEE، روابط زیر را ارایه داده است:

دینامیک به تغییرات دمای محیط پاسخ دهد و بنابراین دقت مدل افزایش یابد.

در پیوست (Annex G) G راهنمای بارگذاری IEEE (2) پیشنهاد شده است که دمای روغن کف تانک معادلات دیفرانسیل (15) و (16) به صورت ضمنی،‌ به شکل پاسخ نمایی به ورودی پله در روابط (4) و (7) آورده شده است. بیان رابطه (4) به صورت معادله دیفرانسیل (15) این امکان را فراهم می‌کند که دمای روغن قسمت بالا به صورت ترانسفورماتور به عنوان نقطه شروع محاسبات در نظر گرفته شود. با وجود این مشکل که معمولاً دمای روغن بالای تانک اندازه‌گیری می‌شود و نه روغن کف، این پیشنهاد طبق ادعای این استاندارد به بهبود دقت مدل می‌انجامد.

مرجع (15) با توجه به نقش تلفات آهن در ایجاد حرارت و وابستگی آن به ولتاژ و به منظور درنظر گرفتن تاثیر انحراف تلفات آهن از مقدار نامی، رابطه (3)‌را به صورت زیر اصلاح کرده است. در این رابطه V ولتاژ اولیه ترانسفورماتور بر حسب P.u. و q ثابت اصلاح شده استاینمتز است.

ب- مدلهای دوگان حرارتی- الکتریکی:

در نظر گرفتن تغییر تلفات آهن در نتیجه انحراف ولتاژ از مقدار نامی می‌تواند دقت مدل دوگان را نیز افزایش دهد. برای وارد کردن این ایده به مدل باید منبع جریان qfe در شکل 1 را وابسته به ولتاژ در نظر گرفت.

از سوی دیگر کاربرد هوش مصنوعی «الگوریتم ژنتیک» در تعیین پارامترهای مدل همان‌طور که در مرجع (17) آمده است، می‌تواند به افزایش دقت مدل بینجامد.

ج- مدلهای مبتنی بر هوش مصنوعی:

در اکثر کارهایی که در زمینه هوش مصنوعی انجام شده است، دمای محیط تقریباً ثابت و برابر دمایی که در آن اندازه‌گیریهای عملی انجام شده است در نظر گرفته می‌شود. طبیعی است که تعلیم مدل با دماهای محیط مختلف می‌تواند بر دقت نتایج بیفزاید. این مطلب برای سایر پارامترهای جوی مانند سرعت باد، تابش خورشید و ... نیز صادق است.

از سوی دیگر ترکیب روشهای هوش مصنوعی با منطق فازی، مانند ترکیب الگوریتم ژنتیک و فازی (12) به بهبود دقت مدل کمک می‌کند.

به علاوه اگر به نحوی اثر تغییرات ولتاژ اولیه روی تلفات آهن و در نتیجه عملکرد حرارتی ترانسفورماتور را به مدل وارد کنیم، دقت مدل افزایش خواهد یافت. این کار را می‌توان با در نظر گرفتن ولتاژ اولیه ترانسفورماتور به عنوان یک ورودی مستقل مدل و تعلیم مدل با ولتاژهای اولیه مختلف انجام داد.

د- بهبود‌های قابل ایجاد در همه مدلها:

در همه مدلهای موجود،‌ مدلسازی فقط برای یک روش خنک سازی خاص انجام شده است و روشن و خاموش شدن فن‌ها و پمپ‌ها در طول کارکرد ترانسفورماتور در نظر گرفته نشده است. بنابراین راهکاری که به افزایش دقت همه مدلها می‌انجامد، ‌وارد کردن الگوریتم روشن- خاموش شدن فن‌ها و پمپ‌ها در فرآیند مدلسازی است. برای مثال در مدل دوگان این کار با تغییر مقدار n مطابق جدول 2 با توجه به رژیم کاری ترانسفورماتور قابل انجام است.

علاوه بر این همان طور که قبلاً نیز اشاره شد، مدلسازی شرایط جوی مانند شدت تابش نور خورشید، سرعت باد،‌ارتفاع از سطح دریا و ... نیز می‌تواند دقت همه مدلها را بهبود بخشد، گرچه ممکن است این بهبود قابل توجه نباشد.

ه- شبیه‌سازی:

با توجه به کمبود فضا در اینجا به شبیه‌سازی تاثیر در نظر گرفتن تغییرات ولتاژ اولیه روی پاسخ مدل IEEE اکتفا می‌کنیم. مقادیر ثوابت در نظر گرفته شده، در جدول 3 آورده شده است. لازم به ذکر است که طراحی این ترانسفورماتور بر مبنای دمای محیط 30 درجه سانتی‌گراد و دمای نامی نقطه داغ 110 درجه سانتی‌گراد انجام شده است. شکل 5 تغییرات دمای نقطه داغ را نسبت به ولتاژ اولیه نمایش می‌دهد. ملاحظه می‌شود که اگر تغییرات ولتاژ اولیه را در نظر نگیریم،‌انحراف 10 درصدی از ولتاژ نامی می‌تواند به خطایی حدود 25/2 درجه سانتی‌گراد در پیش‌بینی دمای نقطه داغ بینجامد.

نتیجه‌گیری

از آنجا که ممکن است یک ترانسفورماتور به دفعات تحت اضافه بار قرار گیرد،‌تحلیل دقیق رفتار حرارتی آن به منظور استفاده هر چه بیشتر از ظرفیت با توجه به حفظ عمر مفید، ضروری به نظر می‌رسد.

با این هدف ابتدا چند مدل حرارتی رایج ترانسفورماتور و مزایا ومعایب هر کدام تشریح شد. در ادامه مجموعه‌ای از راهکارهای بهبود دقت مدلها (شامل پیشنهادات مراجع مختلف و ایده‌های نویسندگان مقاله حاضر) مورد توجه قرار گرفت. همچنین برای نمونه نقش در نظر گرفتن تغیرات ولتاژ اولیه ترانسفورماتور روی پاسخ مدل IEEE شبیه سازی شد. مشاهده شد که لحاظ کردن افزایش 10 درصدی ولتاژ تغذیه، تخمین دمای نقطه داغ را بیش از 2 درجه سانتی‌گراد بالا می‌برد.

منبع : ماهنامه صنعت برق

[spow 44197]

اتصال زمین یا اتصال بدنه در ترانسفورماتورهای روغنی،ابتدا در اثر تخلیه ی الکتریکی و سرانجام در اثر جرقه و قوس الکتریکی به وجود می آید.جرقه و تجزیه ی الکتریکی اولا باعث تجزیه ی روغن می شود و دوم اینکه باعث تولید گاز در روغن می شود.از نظر الکتریکی اتصال زمین ترانسفورماتور مثل هر اتصال زمین دیگری سبب تغییر پیدا کردن ولتاز فازها و در نتیجه جابجا شدن نقطه ی ضفر ستاره در سیستم سه فازه می شود و شدت آن نخست بستگی به ولتاژ سیم پیچی که اتصال زمین پیدا کرده است و دوم بستگی به محل اتصالی شده دارد.

تغییر مکان بردارهای ولتاژ در موقع بروز اتصال زمین برای تشخیص اتصال زمین و حفاظت آن کافی نیست، زیرا در صورتیکه شبکه نیز اتصال زمین شود، ولتاژها تغییر خواهند کرد.در موقع اتصال زمین شدن سیم پیچی ترانسفورماتور علاوه بر تغییر مکان پیدا کردن ولتاژها، جریان اتصال زمین نیز از محل اتصالی عبور می کند.این جریان حتی در شبکه ی کمپانزه شده نیز به نام " جریان زمین باقی مانده" از محل اتصالی عبور خواهد کرد.جریان اتصال زمین موقعی که سیم پیچ های ترانسفورماتور اتصال زمین پیدا کرده است باید از بدنه ی خارجی ترانسفورماتور به زمین عبور کند.در صورتی که اگر شبکه یا سیم رابط ترانسفورماتور اتصال زمین پیدا کند،جریان اتصال زمین از بدنه ی ترانسفورماتور عبور نمی کند، بلکه یک مسیر نامشخص را می پیماید.

حفاظت ترانسفورماتور در مقابل اتصال زمین

برای تشخیص اتصال زین ترانسفورماتور و حفاظت آن در مقابل خطاهایی که اتصال زمین به وجود می آورد یه روش وجود دارد که عبارتند از:

الف-مراقبت روغت توسط رله ی بوخهلتس

ب-رله ی دیفرانسیل

ج-سنجش جریان زمین

در دو روش الف و ب ، سیم های رابط و خروجی ترانسفورماتور در مقابل اتصال زمین حفاظت نمی شود و دوم ایکه طرز کار و عمل آنها در صفحات قبل به تفصیل گفته شده است.از این جهت فقط به شرح روش سنجش جریان زمین می پردازیم.

سنجش جریان زمین جهت کنترل و حفاظت ترانسفورماتور در مقابل اتصال زمین

جهت کنترل جریان زمین، بدنه ی ترانسفورماتور را به یک ترانسفورماتور جریان، که یک طرف آن زمین شده است وصل می کنیم.حسلسیت و دقت این دستگاه در موقع بروز اتصالی بستگی به نسبت تبدیل ترانسفورماتور جریان و یا به عبارت دیگر بستگی به شدت جریان در طرف زکوندر ترانسفورماتور جریان دارد.از طرف دیگر شدت این جریان بستگی به بزرگی و وسعت شبکه دارد.جریان اتصال زمین در صورتی که اتصالی در طرفی از سیم پیچ ترانسفورماتور باشد که به شبکه متصل نیست، بسیار ناچیز و کوچک است.از این جهت شاید بهتر باشد که جریان نامی ترانسفورماتور را حتی المقدور کوچک انتخاب کرد.ولی این عمل این عیب بزرگ را دارد که در حالت اتصال دوبل زمین، جریان اتصال کوتاه بزرگی از ترانسفورماتور عبور می کند و سبب آسیب دیدن ترانسفورماتور و رله خواهد شد.اگر حساسیت دستگاه حفاظت برای سنجش این خطا کافی نباشد، رله موقعی غمل می کند که یک قسمت بزرگی از شبکه قطع شده باشد.رله ی ترانس جریان یک رله ی جریان زیاد می باشد که به محض عمل کردن سبب قطع ترانسفورماتور از شبکه می شود.

[spow 44197]

مشخصات برقگیر:

 

 

 

1- ولتاژ نامی : Rated Voltage

 

- كه عبارت است از حداكثر مقدار مؤثر ولتاژی كه برقگیر در دو سر خود می تواند اعمال كند و عملكردی نداشته باشد.

 

 

 

2- فركانس نامی : Rated Fregaency

 

 

 

F=50 Hz or 60 Hz - ,فركانس شبكه ایكه برقگیر در آن نصب می شود

 

 

 

3- ولتاژ جرقه با فركانس صنعتی: Paver Frequency Spark Over Voltage

 

- عبارت است از حداقل مقدار ولتاژی كه در فركانس صنعتی و در صورت اعمال بهبرقگیر باعث ایجاد جرقه در دو سر آن می شود.

 

 

 

4- ولتاژ جرقه ای ناشی از موج ضربه ای: Impulse Spark Over Voltag

 

- مقدار پیك موج ضربه ای 1.2/50 میكرو ثانیه كه در صورت اعمال به برقگیر باعث

 

آن می شود.

 

5- حداكثر جریان تخلیه:Rated Discharge Current

 

- حداكثر جریانی كه از برقگیر می تواند عبور نماید در هنگام تخلیه بدون آنكه به

 

برقگیر صدمه ای وارد گردد.

 

6- ولتاژ باقیمانده:Residerad Voltage

 

- مقدار ولتاژی كه در صورت عملكرد برقگیر در دو سر آن ظاهر می شود كه بستگی به جریان برقگیر دارد.

 

*كنتور برقگیر: Arester Conter

 

-برای اینكه تعداد دفعاتی را كه برقگیر در اثر اضافه ولتاژها عمل كرده واز خود جریان

 

عبور داده است از جهت كاربرد آن در طراحی های آینده و برداشتهای آماری داشته

 

باشیم از كنتور استفاده می كنیم. به ازای هر بار عملكرد برقگیر كنتور یك شماره را

 

ثبت خواهد كرد كه با توجه به آن تعداد عملكردها در پایان هر ماه , فصل یا سال قابل

 

قرائت و ثبت خواهد بود.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

((( ترانسفورماتورهای اندازه گیری )))

 

در شبكه قدرت ولتاژ و جریان بقدری زیاد هستند كه نمی توان از آنها مستقیما برای عملكرد رله ها و دستگاههای اندازه گیری(آمپر متر و ولتمتر) استفاده كرد به همین دلیل از وسایلی به نام ترانسهای جریان و ولتاژ استفاده می شود تا كمیات الكتریكی را متناسب با ولتاژ و جریان شبكه در سطحی قابل استفاده برای رله ها و دستگاههای اندازه گیری در اختیار آنها قرار دهند.

 

بعبارت دیگر ترانسفورماتورهای اندازه گیری , ترانسفورماتورهای كاهنده ای هستند با قدرت خیلی كم كه جریان و ولتاژ را به مقدار قابل سنجش برای دستگاههای اندازه گیری كاهش می دهند و وسایل اندازه گیری و حفاظتی(رله ها) از شبكه قدرت ایزوله و مجزا می گردند.

 

 

 

*ترانسفورماتور ولتاژ: (P.T)

 

ترانسفورماتوری است كه در آن ولتاژ ثانویه متناسب و همفازی با ولتاژ اولیه بوجود می آید و

 

برای تبدیل ولتاژ یك سیستم به ولتاژی مناسب جهت وسایل اندازه گیری و یا حفاظتی بكار می رود و نیز مدارات اندازه گیری وحفاظتی را از مدار قدرت ایزوله می سازد.

 

این ترانسفورماتورها نیز نظیر سایر ترانسفورماتورها بر اساس القاء الكترومغناطیس عمل نموده و ولتاژ فشار قوی را به ولتاژهای استاندارد تبدیل می نماید.

 

P.T- ها در ولتاژهای زیاد دارای مخزن روغن بوده كه سیم پیچهای اولیه وثانویه را درون خود جای می دهد و شامل قسمتهای زیر است:

 

- سیم پیچ فشار قوی

 

- سیم پیچ فشار ضعیف

 

- مواد عایقی كه در ولتاژهای بالا معمولا روغن و در ولتاژهای پایین از نوع خشك می باشد

 

- هسته

 

- جدار عایقی خارجی آن

 

 

 

*ترانسفورماتورهای ولتاژ از نظر ساختمان به دو دسته تقسیم می شوند:

 

1-نوع تك بوشینگی:Single Bushing

 

2-نوع دو بوشینگی: Double Bushing

 

برای اندازه گیری ولتاژ فاز به زمین از P.T های تك بوشینگی استفاده می شود.

 

P.T های تك بوشینگی از نظر ساخت ارزان قیمت بوده و بصورت ستاره تهیه می شوند.

 

P.T ها كلا بصورت موازی در شبكه قدرت نصب می شوند.

 

 

 

P.T ها باید دارای خصوصیات زیر باشند:

 

1-افت ولتاژ و افت توان در سیم پیچ های اولیه و ثانویه حداقل باشد.

 

2-فلوی پراكندگی بسیار كم باشد.

 

3-هسته به اشباع نرود.

 

نكته مهم: بهترین حات برای P.T این است كه ثانویه آن باز باشد یعنی امپدانس بالایی داشته باشد تا جریان عبوری از آن بسیار محدود گردد.

 

 

 

*تفاوت P.TوC.T :

 

تفاوت آنها در پارامترهای مدار معادل یعنی:

 

1-تفاوت در مقاومت سیم پیچها

 

2-تفاوت در مشخصه هسته ها

 

**نكته**

 

عموما P.T ها بصورت تكفاز مورد استفاده قرار می گیرند.

 

*كاربرد P,T ها:

- در سیستم حفاظت

 

- در سیستم اندازه گیری

 

كه كاربرد P.T ها بصورت مشروح چنین است:

 

- اندازه گیری ولتاژ

 

- اندازه گیری توان

 

- اندازه گیری ضریب قدرت

 

- بهره گیری برای مدار سنكرون چك

 

- استفاده در حفاظتهای O/V---U/V---Directional

 

 

 

*P.T باید در جایی نصب گردد كه از بی برق بودن فیدر مطمئن شویم پس محل نصب P.T:

 

- در دو سر خطوط انتقال ودر كنار Line Trap.

 

- در ورودی و خروجی ترانس قدرت.

 

- در زیر هر شین باید P.T وجود داشته باشد.

 

 

 

* ملاحظات عمومی در P.T*

 

1-در ثانویه P.T می توان از چندین كر استفاده كرد كه هر كر امكان دارد از چندین تپ تشكیل شده باشد. از یك دسته از كرها برای اندازه گیری واز دسته دیگر برای حفاظت استفاده می شود كه كلاس دقت كرهای اندازه گیری باید بالاتر از كرهای حفاظتی باشد.

 

2-در بعضی از موارد امكان دارد كه ثانویه P.T اتصال كوتاه گردد كه باعث می شود جریان زیادی از ثانویه P.T عبور نماید كه چون هسته P.T در نزدیكی اشباع كار می كند باعث صدمه دیدن P.T خواهد شد به همین منظور از فیوز (MCB) استفاده می شود و هر كر یك (MCB) برای خودش باید داشته باشد.

 

 

 

- ترمینالهای ثانویه در P.T با حروف كوچك و در طرف اولیه با حروف بزرگ مشخص می گردند. تپ ها در ثانویه در قسمت راست و تعداد كرها در ثانویه با رقم در سمت چپ مفهوم می شوند.

 

 

 

تعاریف و كمیات مهم در P.T :

 

* ولتاژ نامی

 

* نسبت تبدیل و همیشه فاز به زمین مد نظر است

 

* بار در ثانویه P.T( بردن)

 

* خروجی نامی ترانس

 

* درصد خطای ولتاژ

 

* خطای جابجایی فاز

 

* كلاس دقت

 

 

 

سطح عایقی:

 

ضریب ولتاژ نامی:

 

مصرف میزان اضافه ولتاژ مجاز روی p.T است كه این ضریب به مدت زمان اضافه ولتاژ بستگی داردمثلا:

 

p.T ها بطور معمول10 درصد اضافه ولتاژ را تحمل می نماید.

 

P.T ها بطور معمول 50 درصد اضافه ولتاژ را به مدت 60 Secتحمل می نماید.

 

p.T ها بطور معمول 100 درصد اضافه ولتاژ را به مدت 30 Sec تحمل می نماید.

 

 

 

‍‍‍Capacitor Voltage Transformer Or C.V.T

 

 

 

ترانسفورماتور ولتاژ خازن عبارت است از یك وسیلۀ تقسیم كنندۀ ولتاژ با استفاده از خازن ویك ترانسفورماتور الكترومغناطیسی. دستگاه تقسیم كنندۀ ولتاژ از تعدادی خازن بصورت سری درست شده است با انتقال یك ولتاژ به دو سر مجموعۀ خازن بعلت وجود مقاومت خازن Xc افت ولتاژهایی در دو سر هر یك از خازنها بوجود می آید. در صورتی كه خازنها را با ظرفیت یكسان انتخاب كنیم افت ولتاژ دو سر هر یك از خازن ها برابر خواهد بود.

 

در ولتاژهای بالاتر از 63 kv بعلت سهولت در طراحی و از نظر اقتصادی از C.V.T استفاده می نمایند. قدرت خروجی( بردن Burden ) C.V.T یا P.T ها به طریق استاندارد IEC یكی از مقادیر زیر است (160,200,350,500 Va) از ترانسفورماتورهای ولتاژ خازن در سیستم های مخابراتی پست موسوم به( P.L.C ) power line Carrier نیز استفاده می شود.

 

 

 

 

 

‍‍‍‍‍‍‍ Current TransFormer Or C.T

 

 

 

C.T ها بصورت سری با شبكه قرار می گیرند و هدف عدم تاثیر ‍C.T بر روی شبكه است و به همین دلیل باید:

 

1-امپدانسی مغناطیسی كنندگی C.T بسیار كم باشد.

 

2-در حالت بی باری ثانویۀ C.T‍ باید حتما اتصال كوتاه گردد.

[spow 44197]

دلایل اتصال كوتاه شدن ثانویۀ ‍C.T:

 

در ترانسهای جریان یا ‍C.T ها جریان اولیه تویط شبكۀ قدرت می شود و بار ‍‍C.T( امپدانسی كه در ثانویۀ C.T قرار می گیرد نظیر آمپرمتر و رله) تاثیری بر روی جریان اولیه نداشته و جریان شبكۀ قدرت را تغییر نمیدهد زیرا این امپدانس در مقایسه با امپدانس بار شبكۀ قدرت مقدار ناچیزی است ,در حالتی كه ثانویۀ C.T باز می باشد فلوئی كه در هستۀ C.T بوجود می آید ناشی از جریان اولیه كه همان شبكۀ قدرت است می باشد و بعلت اینكه جریانی در ثانویۀ ایجاد نمی شود كه این ولتاژ می تواند سبب آسیب رساندن به عایقهای ‍‍C.T‍‍ و در نهایت سبب منهدم شدن ‍‍C.T می شود, علاوه بر این القاء ولتاژ زیاد در ثانویۀ C.T می تواند خطرات جانی برای اپراتور پست كه در ارتباط با تابلوهای فرمان است ایجاد نماید.

 

 

 

*نكتۀ قابل توجه در مورد:

 

در مورد ‍C.T ها این است كه همیشه یك سر سیم پیچ ثانویۀ كلیۀ ترانسهای جریان را باید زمین كرد, علت این امر این است كه در شرایط مختلف احتمال القاء ولتاژ بسیار زیاد در سیم پیچ ثانویه وجود دارد, از طرف دیگر از بین رفتن عایق بین ثانویه و اولیه می تواند برای افرادی كه در حال كار كردن با دستگاه می باشند خطرناك باشد به این ترتیب زمین كردن ثانویه موجبات حفاظت افراد را فراهم می نماید.

 

ملاحضات عمومی در مورد C.Tها:

 

 

 

* از اولیۀC.T جریان شبكه عبور می كند. * جریان ثانویه در ‍‍C.T تابعی از جریان اولیه است.

 

* بار ‍C.Tوسایل اندازه گیری و حفاظتی است.

 

* از مهمترین مشخصات C.T lp/ ls است.

 

* جریان ثانویۀ‍‍‍C.T ها معمولا یك و پنچ آمپر است.

 

* تعداد كرهای C.T به شش تا هم می رسد.

 

* جنس هستۀ C.T معمولا از سیلیكن ,آهن ,یا نیكل –آهن است.

 

 

 

عایق های بكار رفته در C.T‍‍ ها:

 

 

 

عایق خشك Low Voltage

 

مقره چینی , عایق زرین قالب گیری شده Medium Voltage

 

روغن و كاغذ آغشته به روغن High Extera High Voltage

 

 

 

كمیات و مشخصات الكتریكی دقتی C.T ها:

 

1- نسبت تبدیل جریان lp/ls

 

2- بردن, امپدانس در ثانوبۀ C.T

 

3- درصد اختلاف بین جریان نامی و جریان واقعی

 

4- خطای جریان یا خطای نسبت تبدیل

 

5- جابجایی در فاز جریان, اختلاف فاز بین 1p/1s

 

6-خطای مركب

 

7- حد دقت جریان اولیه

 

8- ضریب حد دقت نامی

 

9- كلاس دقت

 

10- سطح عایقی

 

11- ولتاژ نامی

 

12- حد حرارتی جریان كوتاه مدت) 1th)

 

13- حد جریان دینامیكی Idyn

 

14-ولتاژ شروع اشباع

 

 

 

 

 

*دلیل عمدۀ خطا در C.T :

 

امپدانس مغناطیس كنندگی و موءلفۀ جریان بی باری 10 است.

 

*تفاوت عمدۀ ‍C.T ها و ترانسها قدرت:

 

در نقطۀكار آنها می باشد.

 

ترانسهای قدرت همیشه در زانوی منحنی كار می نمایند در حالیكهC.T باید دور از زانوی منحنی ناحیۀ عملكرد قرار داشته باشد تا خطای اندازه گیری كم شود مخصوصا در كرهایی از C.T كه برای حفاظت استفاده می شوند نقطۀ كار ‍‍C.T باید بسیار پایین باشد تا هنگام بروز فالت ‍C.T به اشباع نرود.

 

*نكته: C.T باید دارای هسته ای با ضریب نفوذپذیری بالا باشد كه در نتیجه مقطع هسته بزرگتر می شود.

 

 

 

*مكان نصب ‍C.T :

 

1-ملاحظات فنی برای اندازه گیری و حفاظت

 

2-طرح شینه بندی

 

3-سهولت انجام تعمیرات

5- ملاحظات اقتصادی

 

 

 

هر C.T حداقل چهار كر دارد:

 

1-یك كر برای اندازه گیری

 

2-یك كر برای حفاظت اصلی

 

3-یك كر برای پشتیبان

 

4-یك كر برای حفاظت شین

 

می دانیم كه روغن C.T روغن بسته ای بوده كه در طول عمر C.T نیاز به تعویض ندارد, پس اگر ‍‍ C.T دارای نشتی روغن گردد می بایستی در همان مراحل توسط اپراتور ایستگاه و در اسرع وقت به واحد تعمیرات اطلاع داد تا نسبت به برطرف كردن آن اقدام گردد. زیرا اگر قسمتهای عایقی C.Tبدون روغن باقی بماند: C.Tدر مدت كوتاهی منفجر و خسارات زیادی را به تجهیزات جانبی وارد می كند. پس اپراتورهای هر شیفت باید نسبت به روغن C.Tبسیار حساس و هر گونه نشتی را بلافاصله به واحدهای ذیربط اطلاع دهند.پس موارد زیر از وظایف اپراتور هر شیفت می باشد:

 

*در صورت وجود هر گونه نشتی از روغن ‍‍C.T مخصمصا از قسمت زیر مقره ها و یا از ترمینال باكس ‍‍C.T می بایستی موضوع توسط اپراتور شیفت بدون درنگ به سرپرست واحد بهره برداری و واحد تعمیرات اطلاع تا در مورد تعمیر و یا خروج اضطراری آن اقدام گردد.

 

*چنانچه میزان نشتی روغن در حدی باشد كه نمای ‍C.T خالی از روغن گردد, اپراتور شیفت

 

بایستی ضمن اطلاع به مركز كنترل, بلافاصله C.T را از مدار خارج و آن را كاملا ایزوله نماید. سپس موضوع را به سرپرست واحد بهره برداری ایستگاه و گروه تعمیرات اطلاع و گزارش نماید.

 

 

 

روشهای تولید برق DC:

 

1-باطری

 

2-ژنراتور برق DC

 

3-مبدل AC-DC( یكسو ساز): Reactifair

 

 

 

*مصرف كنندگان برق DC در پست:

 

1-لامپها وآلامهای هشدار دهنده

 

2-رله های حفاظتی

 

3-سیستم و دستگاههای مخابراتی = ) voc 48-50( ) (voc

 

4-بوبین قطع ووصل بریكر و سكسیونرها

 

5-روشنایی اضطراری: Emergency light

 

6-موتورهای بریكر و سكسیونر 125(voc)=

 

7-زنگ اعلان خطر

 

8-موتور تپ چنجر ترانسهای قدرت.

 

 

 

*روشهای تامین برق DC در ایستگاه:

 

1-استفاده از باطری.

 

2-استفاده از باطری شارژر. Battry Charger

 

-در صورتی گه برق AC مورد نیاز ایستگاه بهر دلیلی قطع گردد, باطریها برق DC مورد نیاز ایستگاه را به مدت زمان معینی تامین می نماید كه این مدت زمان بستگی به آمپر ساعت باطریها و مقدار مصرف از باطریهاست.

 

 

 

موارد مصرف باطریها:

 

1- سیستم های مخابراتی و روشنایی اضطراری U.P.S

 

2- سكوهای نفتی درون دریا كه از ساحل دورند و نیاز به انرژی دائمی دارند.

 

3- بیمارستانها و سیستم اعلان خبر.

 

4-تغذیۀ DC ایستگاهها و نیروگاههای برق.

[spow 44197]

ساختمان ترانسفورماتور

 

ترانسفورماتورها را با توجه به كاربرد و خصوصیات آنها به سه دسته كوچك متوسط و بزرگ دسته بندی كرد. ساختن ترانسفورماتورهای بزرگ و متوسط به دلیل مسایل حفاظتی و عایق بندی و امكانات موجود ، كار ساده ای نیست ولی ترانسفورماتورهای كوچك را می توان بررسی و یا ساخت. برای ساختن ترانسفورماتورهای كوچك ، اجزای آن مانند ورقه آهن ، سیم و قرقره را به سادگی می توان تهیه نمود .

 

 

 

اجزای تشكیل دهنده یك ترانسفورماتور به شرح زیر است؛

 

 

 

 

 

هسته ترانسفورماتور:

 

 

 

هسته ترانسفورماتور متشكل از ورقه های نازك است كه سطح آنها با توجه به قدرت ترانسفورماتور ها محاسبه می شود. برای كم كردن تلفات آهنی هسته ترانسفورماتور را نمی توان به طور یكپارچه ساخت. بلكه معمولا آنها را از ورقه های نازك فلزی كه نسبت به یكدیگر عایق‌اند، می سازند. این ورقه ها از آهن بدون پسماند با آلیاژی از سیلیسیم (حداكثر 4.5 درصد) كه دارای قابلیت هدایت الكتریكی و قابلیت هدایت مغناطیسی زیاد است ساخته می شوند .

 

 

 

در اثر زیاد شدن مقدار سیلیسیم ، ورقه‌های دینام شكننده می شود. برای عایق كردن ورقهای ترانسفورماتور ، قبلا از یك كاغذ نازك مخصوص كه در یك سمت این ورقه چسبانده می شود، استفاده می كردند اما امروزه بدین منظور در هنگام ساختن و نورد این ورقه ها یك لایه نازك اكسید فسفات یا سیلیكات به ضخامت 2 تا 20 میكرون به عنوان عایق در روی آنها می مالند و با آنها روی ورقه ها را می پوشانند. علاوه بر این ، از لاك مخصوص نیز برای عایق كردن یك طرف ورقه ها استفاده می شود. ورقه های ترانسفورماتور دارای یك لایه عایق هستند .

 

 

 

بنابراین ، در مواقع محاسبه سطح مقطع هسته باید سطح آهن خالص را منظور كرد. ورقه‌های ترانسفورماتورها را به ضخامت های 0.35 و 0.5 میلی متر و در اندازه های استاندارد می سازند. باید دقت كرد كه سطح عایق شده ى ورقه های ترانسفورماتور همگی در یك جهت باشند (مثلا همه به طرف بالا) علاوه بر این تا حد امكان نباید در داخل قرقره فضای خالی باقی بماند. لازم به ذكر است ورقه ها با فشار داخل قرقره جای بگیرند تا از ارتعاش و صدا كردن آنها نیز جلوگیری شود .

 

 

 

سیم پیچ ترانسفورماتور :

 

 

 

معمولا برای سیم پیچ اولیه و ثانویه ترانسفورماتور از هادی های مسی با عایق (روپوش) لاكی استفاده می‌كنند. اینها با سطح مقطع گرد و اندازه‌های استاندارد وجود دارند و با قطر مشخص می‌شوند. در ترانسفورماتورهای پرقدرت از هادیهای مسی كه به صورت تسمه هستند استفاده می‌شوند و ابعاد این گونه هادی‌ها نیز استاندارد است .

 

 

 

توضیح سیم پیچی ترانسفورماتور به این ترتیب است كه سر سیم پیچ‌ها را به وسیله روكش عایقها از سوراخهای قرقره خارج كرد، تا بدین ترتیب سیم ها قطع (خصوصا در سیمهای نازك و لایه‌های اول) یا زخمی نشوند. علاوه بر این بهتر است رنگ روكش‌ها نیز متفاوت باشد تا در ترانسفورماتورهای دارای چندین سیم پیچ ، را به راحتی بتوان سر هر سیم پیچ را مشخص كرد. بعد از اتمام سیم پیچی یا تعمیر سیم پیچهای ترانسفورماتور باید آنها را با ولتاژهای نامی خودشان برای كنترل و كسب اطمینان از سالم بودن عایق بدنه و سیم پیچ اولیه ، بدنه و سیم پیچ ثانویه و سیم پیچ اولیه آزمایش كرد .

 

 

 

قرقره ترانسفورماتور:

 

 

 

برای حفاظ و نگهداری از سیم پیچ‌های ترانسفورماتور خصوصا در ترانسفورماتورهای كوچك باید از قرقره استفاده نمود. جنس قرقره باید از مواد عایق باشد قرقره معمولا از كاغذ عایق سخت ، فیبرهای استخوانی یا مواد ترموپلاستیك می سازند. قرقره هایی كه از جنس ترموپلاستیك هستند معمولا یك تكه ساخته می شوند ولی برای ساختن قرقره های دیگر آنها را در چند قطعه ساخت و سپس بر روی همدگر سوار كرد. بر روی دیواره های قرقره باید سوراخ یا شكافی ایجاد كرد تا سر سیم پیچ از آنها خارج شوند .

 

 

 

اندازه قرقره باید با اندازه ى ورقه‌های ترانسفورماتور متناسب باشد و سیم پیچ نیز طوری بر روی آن پیچیده شود. كه از لبه های قرقره مقداری پایین تر قرار گیرد تا هنگام جا زدن ورقه‌های ترانسفورماتور ، لایه ى رویی سیم پیچ صدمه نبیند. اندازه قرقره های ترانسفورماتورها نیز استاندارد شده است اما در تمام موارد ، با توجه به نیاز ، قرقره مناسب را می توان طراحی كرد