Меню

Сопротивление вторичной цепей трансформатора тока

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящая рекомендация устанавливает порядок расчета, выбора и способа включения догрузочных резисторов во вторичную цепь трансформаторов тока.

В настоящей рекомендации приведены возможные мероприятия, проведение которых направлено приведение нагрузки трансформаторов тока в соответствие с требованиями ГОСТ 7746.

Рекомендация распространяется на трансформаторы тока, изготовленные по ГОСТ 7746.

Решение о проведении мероприятий по разгрузке вторичных цепей измерительных трансформаторов тока или о подключении дополнительных нагрузок к вторичным обмоткам измерительных трансформаторов тока (догрузке) принимается по результатам соответствующих измерений мощности вторичной нагрузки на месте их установки и эксплуатации.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящей рекомендации использованы ссылки на следующие нормативные документы:

1) ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия»;

2) ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

3) ГОСТ 12.2.003-91 «ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности»;

4) ГОСТ 12.2.007.0-75 «ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности»;

5) ГОСТ 12.2.007.3-75 «ССБТ. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности»;

6) ГОСТ 12.2.007.14-75 «ССБТ. Кабели и кабельная арматура. Требования безопасности»;

7) ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;

8) ГОСТ Р 51350-99 «Безопасность электрических контрольно-измерительных приборов и лабораторного оборудования. Часть 1. Общие требования».

3 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Фактическая нагрузка измерительных трансформаторов тока определяется в процессе измерения вторичной нагрузки (сопротивления) трансформаторов тока.

В реальных условиях эксплуатации возможны ситуации, когда фактическая нагрузка трансформатора тока имеет значение менее 25 % или более 100 % от ее нормированного номинального значения. Замена трансформатора тока на более подходящий представляется экономически нецелесообразной.

Для увеличения фактической нагрузки трансформатора тока рекомендуется использовать специальные резисторы, предназначенные для включения во вторичную цепь измерительных трансформаторов тока в соответствии с согласованным в установленном порядке проектом. В настоящей инструкции приведена методика расчета сопротивлений догрузочных резисторов во вторичных цепях трансформаторов тока, даны примеры таких расчетов, а также рекомендации по их установке.

Для уменьшения фактической нагрузки проводят мероприятия по разгрузке вторичных цепей трансформаторов тока.

Нормализация нагрузки трансформаторов тока должна обеспечить получение фактической нагрузки в диапазоне (50 ± 10) % от нормированного номинального значения.

4 ПЕРЕЧЕНЬ ОПЕРАЦИЙ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ НОРМАЛИЗАЦИИ НАГРУЗКИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

При проведении работ по нормализации нагрузки трансформаторов тока на месте их установки и эксплуатации следует выполнять операции, указанные в таблице 1.

Таблица 1 — Перечень операций

Номер пункта

1. Внешний осмотр вторичных цепей трансформатора

2. Проверка технической документации

3. Проверка правильности обозначения выводов и групп соединений обмоток вторичных цепей трансформатора

4. Проверка переходных контактов трансформаторов тока

5. Измерение нагрузки (сопротивления) вторичной цепи трансформатора тока

6. Расчет и выбор догрузочных резисторов (если по результатам измерений вторичная нагрузка трансформатора тока составляет менее 25 % от номинального значения)

7. Указания по монтажу догрузочного резистора

8. Проведение мероприятий по разгрузке вторичных цепей (если по результатам измерений вторичная нагрузка трансформатора тока составляет более 100 % от номинального значения)

9. Определение значения вторичной нагрузки трансформатора тока после проведения мероприятий по нормализации нагрузки

5 СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА

При проведении операций по нормализации нагрузки вторичных цепей трансформаторов тока должны быть применены средства измерений и вспомогательные устройства, приведенные в таблице 2.

Таблица 2 — Средства измерений и вспомогательные устройства

Требуемые метрологические и технические характеристики

1. Прибор для измерения напряжения и тока вторичных цепей

Диапазон измерения напряжения (0,1 — 5) В. Диапазон измерений силы переменного тока (0,01 — 6) А.

Погрешность измерения не более ±1 %

2. Измеритель комплексных сопротивлений

Диапазон измерения комплексного сопротивления (0,05 — 5) Ом.

Погрешность измерения не более ±4 %

3. Указатель фаз

Определение начала и конца обмоток трансформаторов тока

4. Догрузочный резистор

Номинальные значения сопротивлений нагрузки (вторичной нагрузки):

(0,04 — 0,16) Ом (от 1 В·А до 4 В·А).

Номинальный ток 5 А.

Максимальный ток 1,01 Iн.

Перегрузка 60 Iн в течение 1 сек.

Рабочая температура (-40 . +60) °С.

Относительная влажность до 90 %.

Погрешность сопротивления ±10 %

Перечень рекомендуемых средств измерений и вспомогательного оборудования:

1) Прибор измерения тока и напряжения — «РЕСУРС-UF2M», «Энергомонитор 3.3 Т»

2) Указатель фаз — «Потенциал — ТВ-М2»

3) Измеритель комплексных сопротивлений — «Вымпел»

4) Резисторы типа МР3021-Т-5А

Все средства измерений должны быть внесены в Госреестр СИ и иметь действующие свидетельства о поверке.

Примечание — Допускается применение основных и вспомогательных средств измерений других типов с метрологическими характеристиками не хуже приведенных в таблице 2.

6 ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПЕРСОНАЛА

6.1 К проведению измерений вторичной нагрузки трансформаторов тока и ее нормализации допускаются лица, имеющие стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившие настоящую методику и прошедшие обучение по проведению работ в соответствии с указанной рекомендацией.

6.2 Работы должны проводиться с участием не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже IV.

6.3 При проведении работ должны присутствовать специалисты организации, на балансе которой находится измерительный трансформатор тока и его вторичные цепи, имеющие опыт работы и право (в случае необходимости) на подключение и отключение догружаемого трансформатора.

7 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

7.1 При проведении работ должны быть соблюдены требования [1], а также требования безопасности на средства измерений, изложенные в их руководствах по эксплуатации.

7.2 Персоналом должны быть соблюдены меры изложенные в [3].

7.3 Средства измерений, вспомогательные средства и оборудование должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ 12.2.007.3, ГОСТ 12.2.007.14, ГОСТ 22261 и ГОСТ Р 51350.

7.4 Все оперативные отключения и включения должны проводиться руководителем работ в соответствии с программой проведения работ, утвержденной в установленном порядке.

8 УСЛОВИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

8.1 При проведении измерений вторичной нагрузки измерительной цепи трансформатора тока климатические условия должны соответствовать рабочим условиям используемых средств измерений.

Условия применения в части механических воздействий должны соответствовать рабочим условиям средства измерений вторичной нагрузки трансформатора тока.

8.2 Перед проведением измерений выполняют следующие подготовительные операции:

— определяется место, в котором имеется возможность подключения прибора для измерения вторичной нагрузки трансформатора тока;

— размещают и заземляют прибор для измерения вторичной нагрузки.

9 ПРОВЕДЕНИЕ ОПЕРАЦИЙ ПРИ НОРМАЛИЗАЦИИ НАГРУЗКИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие трансформатора тока следующим требованиям:

— выводы первичной и вторичной обмоток должны быть исправными и иметь маркировку, соответствующую ГОСТ 7746;

— трансформатор должен быть снабжён табличкой с маркировкой по ГОСТ 7746;

— заземляющий зажим (если он предусмотрен) должен быть подключен к заземлению и иметь соответствующее обозначение.

Перед проведением работ должно быть проверено наличие следующих документов:

— паспорт на трансформатор тока;

— действующее свидетельство о поверке трансформатора тока.

Правильность включения обмоток трансформатора тока определяют с помощью прибора, например «Потенциал-ТВ-М2», имеющего возможность определения начала и конца обмоток трансформаторов тока.

Перед проведением работ по нормализации нагрузки трансформаторов тока переходные контакты должны быть зачищены и протянуты.

Перед проведением мероприятий по нормализации нагрузки трансформатора тока измеряют фактическую нагрузку (сопротивление) вторичной цепи.

Нагрузку (сопротивление) вторичной цепи (с отключением вторичной цепи трансформатора тока) измеряют по утвержденной в установленном порядке методике выполнения измерений нагрузки (комплексного сопротивления) вторичной цепи трансформатора тока.

В соответствии с данными паспорта-протокола cos φ нагрузки больше или равен 0,8. В этом случае принимаем, что вторичная нагрузка трансформатора тока чисто активная, тогда: Zизм2 = Rизм2.

Фактическая вторичная нагрузка, приведенная к значению номинального тока, рассчитывается по формуле

где R изм2 — сопротивление нагрузки вторичной цепи, определенное в соответствии с аттестованной в установленном порядке методикой выполнения измерений;

I ном2 — номинальный ток вторичной цепи.

Нагрузку (сопротивление) вторичной цепи (без отключения вторичной цепи трансформатора тока) измеряют по утвержденной в установленном порядке методике выполнения измерений.

Текущее значение вторичной нагрузки определяют методом амперметра-вольтметра.

Значение сопротивления вторичной цепи рассчитывают по формуле

Рассчитанное значение сопротивления подставляют в формулу (1).

Согласно ГОСТ 7746 фактическая нагрузка (сопротивление) вторичной цепи составляет значение от 25 % до 100 % от номинального значения сопротивления (нагрузки) вторичной цепи трансформатора тока.

Согласно ГОСТ 7746 на трансформаторы тока с номинальной вторичной нагрузкой до 10 В·А нижний предел вторичных нагрузок установлен в соответствии с таблицей 3:

Если нагрузка (сопротивление) вторичной цепи трансформатора тока менее 25 % от номинального значения или менее значений, установленных в таблице 1, то проводятся мероприятия по выбору догрузочного резистора в соответствии с пунктом 9.6 настоящей рекомендации.

Если фактическая нагрузка (сопротивление) вторичной цепи составляет значение более 100 % от номинального значения, то проводятся мероприятия по разгрузке вторичных цепей в соответствии с пунктом 9.8 настоящей рекомендации.

Расчет догрузочных резисторов вторичных цепей трансформаторов тока проводится на основании фактической нагрузки, типа трансформатора тока и схемы соединения вторичных обмоток трансформаторов тока.

Поскольку оптимальные значения метрологических характеристик трансформаторов тока находятся в диапазоне от 40 % до 60 % от номинального значения вторичной нагрузки, то выполняем нормализацию вторичной нагрузки трансформатора тока до уровня 50 %. Сопротивление догрузочного резистора определяется по формуле

где Sном2 — номинальная вторичная нагрузка трансформатора.

Догрузочные резисторы включаются в каждую фазу вторичной цепи. В несимметричной схеме соединения вторичных обмоток трансформаторов тока, например, «неполная звезда» догрузочный резистор может быть включен в нулевой провод вторичной цепи.

Догрузочные резисторы могут устанавливаться в распределительный шкаф на DIN-рейку. Шкаф должен иметь возможность опломбирования от несанкционированного доступа.

Догрузочные резисторы могут устанавливаться с использованием штатных кабельных связей в клеммной колодке. Клеммная колодка должна иметь возможность опломбирования от несанкционированного доступа.

Догрузочные резисторы могут устанавливаться вне распределительных шкафов и клеммных колодок с использованием специального бокса, предусматривающего возможность опломбирования от несанкционированного доступа.

Пример № 1

Выбрать догрузочные резисторы во вторичных цепях трансформаторов тока типа Т-0.66-У3, установленных на стороне 0,4 кВ трансформатора собственных нужд подстанции.

Коэффициент трансформации — 300/5;

Класс точности — 0,5;

Номинальная мощность — 5 В·А;

Фактическая мощность нагрузки — 1 B·A;

Схема соединения вторичных обмоток — «полная звезда», рис. 1.1, а

Рис. 1.1. Схема соединения вторичных обмоток трансформатора тока с догрузочными резисторами: «полная звезда» (а) и «неполная звезда» (б)

Примечание — На схеме приведены следующие условные обозначения:

Rн1.a, Rн1.b, Rн1.c — фактическая нагрузка трансформатора тока фаз а, b, с без учета догрузочных резисторов.

Минимальная допустимая нагрузка трансформаторов тока составляет:

S н.мин = 3,75 В·А.

Сопротивления догрузочных резисторов определяем по формуле

Из номенклатуры догрузочных резисторов, выпускаемых предприятием ООО «ЗИП-Научприбор», г. Краснодар, выбираем догрузочный резистор типа МР 3021-Т-5А-4В·А, Rдогр.ном = 0,16 Ом

Пример № 2

Выбрать догрузочные резисторы во вторичных цепях трансформаторов тока (ТТ) типа ТПШЛ-10, установленных на вводе 6 кВ силового трансформатора подстанции.

Коэффициент трансформации — 2000/5;

Класс точности — 0,5;

Номинальное значение сопротивления — 1,2 Ом;

Схема соединения вторичных обмоток — «неполная звезда», рис. 1.1, б);

Фактическое значение сопротивления нагрузки — 0,12 Ом.

Значение сопротивления догрузочных резисторов определяем по формуле (3)

Из номенклатуры догрузочных резисторов, выпускаемых предприятием ООО «ЗИП-Научприбор», г. Краснодар, выбираем три догрузочных резистора типа МР 3021-Т-5А-4В·А, номиналом по 0,16 Ом

R догр.ном = 0,48 Ом

Возможны следующие мероприятия по разгрузке вторичных цепей:

1. Замена аналоговых приборов во вторичных цепях на цифровые, имеющие меньшее входное сопротивление;

2. Оптимизация цепей защиты;

3. Уменьшение сопротивления кабеля;

4. Использование специальных преобразователей.

После проведения мероприятий по нормализации нагрузки трансформатора тока измеряют фактическое значение нагрузки (сопротивления) вторичной цепи. Значение нагрузки (сопротивления) вторичной цепи определяют в соответствии с п. 9.5.

Значение фактической вторичной нагрузки трансформатора тока должно находиться в диапазоне (50 ± 10) % от нормированной номинальной нагрузки.

БИБЛИОГРАФИЯ

1. ПОТ Р М-016-2001 «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок»;

Читайте также:  Практическая работа расчет электрических цепей постоянного тока методом свертывания схем

2. РД 153-34.0-11.209-99. Рекомендации. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности;

3. Правила устройства электроустановок ( ПУЭ ). Шестое издание. Дополненное с исправлениями. — Москва, ЗАО «Энергосервис», 2005 — 440 стр;

4. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭ. Технические требования (Приложение № 11.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);

5. РД 34.09.101-94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении;

6. Вавин В.Н. Трансформаторы напряжения и их вторичные цепи. Москва, «Энергия», 1977 — 104 стр;

7. Техническое обслуживание измерительных трансформаторов тока и напряжения. Сост. Ф.Д. Кузнецов; под ред. Б.А. Алексеева. Москва, Изд-во НЦ ЭНАС, 2004 — 96 стр.

Источник

Что такое трансформатор тока, его конструкция и принцип работы

Для нормального функционирования устройств обеспечивающих релейную защиту высоковольтных ЛЭП, требуется контролировать параметры электрической линии. Снимать показания с высоковольтных проводов напрямую – опасно и не эффективно. Режим работы обычного трансформатора не позволяет контролировать изменение тока. Решает эту проблему трансформатор тока, у которого показатели вторичной цепи изменяются пропорционально величине тока первичной обмотки.

Конструкция и принцип действия

Внешний вид типичного трансформатора тока представлен на рисунке 1. Характерным признаком этих моделей является наличие у них диэлектрического корпуса. Формы корпусов могут быть разными – от прямоугольных до цилиндрических. В некоторых конструкциях отсутствуют проходные шины в центре корпуса. Вместо них проделано отверстие для обхвата провода, который выполняет функции первичной обмотки.

Трансформатор тока

Рис. 1. Трансформатор тока

Материалы диэлектриков выбирают в зависимости от величины напряжений, для которых предназначено устройство и от условий его эксплуатации. Для обслуживания промышленных энергетических систем изготавливают мощные ТТ с керамическими корпусами цилиндрической формы (см. рис. 2).

Промышленный керамический трансформатор тока

Рис. 2. Промышленный керамический трансформатор тока

Особенностью трансформатора является обязательное наличие нагрузочного элемента (сопротивления) во вторичной обмотке (см. рис. 3). Резистор необходим для того, чтобы не допускать работы в режиме без вторичных нагрузок. Функционирование трансформатор тока с ненагруженными вторичными обмотками недопустимо из-за сильного нагревания (вплоть до разрушения) магнитопровода.

Принципиальная схема трансформатора тока

Рис. 3. Принципиальная схема трансформатора тока

В отличие от трансформаторов напряжения, ТТ оснащены только одним витком первичной обмотки (см. рис. 4). Этим витком часто является шина, проходящая сквозь кольцо сердечника с намотанными на него вторичными обмотками (см. рис. 5).

Схематическое изображение ТТ Рис. 4. Схематическое изображение ТТ Устройство ТТ Рис. 5. Устройство ТТ

Иногда в роли первичной обмотки выступает проводник электрической цепи. Для этого конструкция сердечника позволяет применить шарнирное соединение частей трансформатора для обхвата провода (см. рис. 6).

ТТ с разъемным корпусом

Рис. 6. ТТ с разъемным корпусом

Сердечники трансформаторов выполняются способом шихтования кремнистой стали. В моделях высокого класса точности сердечники изготовляют из материалов на основе нанокристаллических сплавов.

Принцип действия.

Основная задача токовых трансформаторов понизить (повысить) значение тока до приемлемой величины. Принцип действия основан на свойствах трансформации переменного электрического тока. Возникающий переменный магнитный поток улавливается магнитопроводом, перпендикулярным направлению первичного тока. Этот поток создается переменным током первичной катушки и наводит ЭДС во вторичной обмотке. После подключения нагрузки начинает протекать электрический ток по вторичной цепи.

Зависимости между обмотками и токами выражены формулой: k = W2 / W1 = I1 / I2 .

Поскольку ток во вторичной катушке обратно пропорционален количеству витков в ней, то путем увеличения (уменьшения) коэффициента трансформации, зависящего от соотношения числа витков в обмотках, можно добиться нужного значения выходного тока.

На практике, чаще всего, эту величину устанавливают подбором количества витков во вторичной обмотке, делая первичную обмотку одновитковой.

Линейная зависимость выходного тока (при номинальной мощности) позволяет определять параметры величин в первичной цепи. Численно эта величина во вторичной катушке равна произведению реального значения тока на номинальный коэффициент трансформации.

В идеале I1 = kI2 = I2W2/W1. С учетом того, что W1 = 1 (один виток) I1 = I2W2 = kI2. Эти несложные вычисления можно заложить в программу электронного измерителя.

Принцип действия трансформатора тока

Рис. 7. Принцип действия трансформатора тока

На рисунке 7 не показан нагрузочный резистор. При измерениях необходимо учитывать и его влияние. Все допустимые погрешности в измерениях отображает класс точности ТТ.

Классификация

Семейство трансформаторов тока классифицируют по нескольким признакам.

Пример наружного использования ТТ

  1. По назначению:
    • защитные;
    • линейки измерительных трансформаторов тока;
    • промежуточные (используются для выравнивания токов в системах дифференциальных защит);
    • лабораторные.
  2. По способу монтажа:
    • наружные (см. рис. 8), применяются в ОРУ;
    • внутренние (размещаются в ЗРУ);
    • встраиваемые;
    • накладные (часто совмещаются с проходными изоляторами);
    • переносные.

Рис. 8. Пример наружного использования ТТ

  • Классификация по типу первичной обмотки:
    • многовитковые, к которым принадлежат катушечные конструкции, и трансформаторы, с обмотками в виде петель;
    • одновитковые;
    • шинные.
  • По величине номинальных напряжений:
    • До 1 кВ;
    • Свыше 1 кВ.

Трансформаторы тока можно классифицировать и по другим признакам, например, по типу изоляции или по количеству ступеней трансформации.

Расшифровка маркировки

Каждому типу трансформаторов присваиваются буквенно-цифровые символы, по которым можно определить его основные параметры:

  • Т — трансформатор тока;
  • П — буква указывающая на то, что перед нами проходной трансформатор. Отсутствие буквы П указывает, что устройство принадлежит к классу опорных ТТ;
  • В — указывает на то, что трансформатор встроен в конструкцию масляного выключателя или в механизм другого устройства;
  • ВТ — встроенный в конструкцию силового трансформатора;
  • Л— со смоляной (литой) изоляцией;
  • ФЗ — устройство в фарфоровом корпусе. Звеньевой тип первичной обмотки;
  • Ф — с надежной фарфоровой изоляцией;
  • Ш — шинный;
  • О — одновитковый;
  • М — малогабаритный;
  • К — катушечный;
  • 3 — применяется для защиты от последствий замыкания на землю;
  • У — усиленный;
  • Н — для наружного монтажа;
  • Р — с сердечником, предназначенным для релейной защиты;
  • Д — со вторичной катушкой, предназначенной для питания электричеством дифференциальных устройств защиты;
  • М — маслонаполненный. Применяется для наружной установки.
  1. Номинальное напряжение (в кВ) указывается после буквенных символов (первая цифра).
  2. Числами через дробь обозначаются классы точности сердечников. Некоторые производители вместо цифр проставляют буквы Р или Д.
  3. следующие две цифры «через дробь» указывают на параметры первичного и вторичного токов;
  4. после позиции дробных символов — код варианта конструкционного исполнения;
  5. буквы, расположенные после кода конструкционного варианта, обозначают тип климатического исполнения;
  6. цифра на последней позиции — категория размещения.

Схемы подключения

Первичные катушки трансформаторов тока включаются в цепь последовательно. Вторичные катушки предназначены для подключения измерительных приборов или используются системами релейной защиты.

Во вторичную цепь включаются выводы измерительных приборов и устройства релейной защиты. С целью обеспечения безопасности, сердечник магнитопровода и один из зажимов вторичной катушки должны заземляться.

При подключении трехфазных счетчиков, в сетях с изолированной нейтралью обмотки трансформатора соединяются по схеме «Неполная звезда». При наличии нулевого провода применяется схема полной звезды.

Выводы трансформаторов маркируются. Для первичной обмотки применяются обозначения Л1 и Л2, а для вторичной – И1 и И2. При подключении измерительных приборов следует соблюдать полярность обмоток.

Схема «неполная звезда» применяется для двухфазного соединения.

В дифференциальных защитах, используемых в силовых трансформаторах, обмотки включаются треугольником.

Основные схемы подключения:

Основные схемы подключения

  • В сетях с глухозаземленной нейтралью ТТ подключается к каждой фазе. Соединение обмоток трансформатора – полная звезда.
  • Подключение по схеме неполной звезды. Применяется в сетях с изолированными нулевыми точками.
  • Схема восьмерки. Симметрично распределяет нагрузки при трехфазном КЗ.
  • Соединение ТТ в фильтр токов нулевой последовательности. Применяется для защиты номинальной нагрузки от коротких замыканиях на землю.

Технические параметры

Очень важной характеристикой трансформатора тока является класс точности. Этот параметр характеризует погрешность измерения, то есть показывает, на сколько номинальный (идеальный) коэффициент трансформации отличается от реального.

Коэффициент трансформации

Так как в реальном коэффициенте трансформации присутствует синфазная и квадратурная составляющая, то значения коэффициента всегда отличаются от номинального. Разницу (погрешность) необходимо учитывать при измерениях. На результаты измерений влияют также угловые погрешности.

У всех ТТ погрешность отрицательна, так как у них всегда присутствуют потери от намагничивания и нагревания токовых катушек. С целью устранения отрицательного знака погрешности, для смещения параметров трансформации в положительную сторону, применяют витковую коррекцию. Поэтому в откорректированных устройствах привычная формула для вычислений не работает. Поэтому коэффициенты трансформации в таких аппаратах производители определяют опытным путем и указывают их в техпаспорте.

Класс точности

Токовые погрешности искажают точность измерения электрического тока. Поэтому для измерительных трансформаторов высокие требования к классу точности:

  • 0,1;
  • 0,5;
  • 1;
  • 3;
  • 10P.

Трансформатор может находиться в пределах заявленного класса точности, только если сопротивление максимальной нагрузки не превышает номинального, а ток в первичной цепи не выходит за пределы 0,05 – 1,2 величины номинального тока трансформатора.

О назначении

Основная сфера применения трансформаторов – защита измерительного и другого оборудования от разрушительного действия предельно высоких токов. ТТ применяются для подключения электрического счетчика, изоляции реле от воздействия мощных токовых нагрузок.

Видео по теме

Источник

Расчёт и выбор измерительных ТТ

11. Расчёт и выбор измерительных ТТ

11.1 Выбор измерительных трансформаторов тока, сечения жил кабелей. 3

11.1.1 Измерительные трансформаторы тока. 3

11.1.2. Методика выбора трансформаторов тока. 3

11.1.3. Расчёт коэффициента трансформации ТТ. 3

11.1.4. Проверка выбора коэффициента трансформации ТТ.. 4

11.2. Расчёт вторичной нагрузки ТТ. 4

Приложение 11.1. 7

11.1 Выбор измерительных трансформаторов тока, сечения жил кабелей

11.1.1 Измерительные трансформаторы тока

В проекте описан общий принцип выбора трансформаторов тока (ТТ) , приведены методики и алгоритмы расчёта параметров ТТ.

Трансформаторы тока, используемые для коммерческого учёта электроэнергии, должны быть включены в государственный реестр средств измерений, иметь действующее свидетельство (отметку в паспорте) о поверке СИ.

Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению, первичному и вторичному токам, по типу установки, конструкции, классу точности.

Для присоединения расчётных счётчиков электроэнергии используются трансформаторы тока с классом точности не более 0,5S.

Установка ТТ осуществляется на присоединениях напряжением класса 0,4 кВ.

В качестве основных нормативных документов регламентирующих требования по размещению ТТ и их параметрам используется ПУЭ (Глава 1.5 «Учет электроэнергии»),

11.1.2. Методика выбора трансформаторов тока.

Выбор конструкции ТТ.

Учитывая конструктивные особенности сборок низкого напряжения, расположение токоведущих шин, необходимо использовать шинные трансформаторы тока типа ТШП-0,66, ТШ-0,66, и трансформаторы тока опорного типа ТОП-0,66, Т-0,66.

11.1.3. Расчёт коэффициента трансформации ТТ.

Коэффициент трансформации по каждой точке необходимо выбирать с учётом минимальных и максимальных первичных токов в режимные дни (летний минимум и зимний максимум) или данных о присоединённой мощности абонента, или уставок предохранителей или установленной мощности силового трансформатора (для организации технического учёта на лучах ТП). Максимальный первичный ток ТТ рассчитывается по формуле:

Минимальный ток принимается равным 15% от максимального:

Согласно ПУЭ (п. 1.5.17) допускается применение трансформаторов тока с завышенным коэффициентом трансформации, если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока будет составлять не менее 40% номинального тока счётчика, а при минимальной рабочей нагрузке — не менее 5%. Выбор ТТ заключается в подборе ТТ с номинальным первичным током, удовлетворяющем условию:

11.1.4. Проверка выбора коэффициента трансформации ТТ

Выбранные коэффициенты ТТ проверяются на соответствие п. 1.5.17 ПУЭ. при применении электросчётчиков типа с Iном сч.=5 А, должны выполняться неравенства:

Трансформаторы тока необходимо установить типа ТШП-0,66, или ТШ-0,66, с классом точности 0,5S, с номинальной вторичной нагрузкой 5 ВА.

Расчётные токи присоединений и выбранные коэффициенты трансформации приведены в Приложении 11.1. таблица 11.1.

11.2. Расчёт вторичной нагрузки ТТ.

Чтобы погрешность ТТ не превысила допустимую для данного класса точности, нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов в соответствии с ГОСТ 7746 должна удовлетворять следующим требованиям: «для трансформаторов с номинальными вторичными нагрузками 1; 2; 2,5; 3; 5 и 10 ВА нижний предел вторичных нагрузок — 0,8; 1,25; 1,5; 1,75; 3,75 и 3,75 ВА соответственно». Для ТТ с номинальными вторичными нагрузками выше 10 Вт вторичная нагрузка должна быть не менее 25 % от номинальной и не должна превышать номинальную, задаваемую в каталогах.

Читайте также:  Утечка тока паджеро спорт

В проекте предусмотрено использование трансформаторов тока типа ТШП -0,66 и Т-0,66. Класса точности ТТ — 0,5S, номинальная вторичная нагрузка — 5 ВА и номинальный вторичный ток 5 А. В соответствии с требованиями ГОСТ 7746 расчётное значение вторичной нагрузки ТТ должно находится в пределах: 3,75 ВА … 5 ВА (0,15 Ом…0,2 Ом).

Согласно ГОСТ 7746 номинальная вторичная нагрузка — полное сопротивление внешней вторичной цепи трансформатора тока, имеющей коэффициент мощности cos φ = 0,8, при котором гарантируются класс точности трансформатора тока.

Нагрузка трансформатора тока складывается из следующих элементов: сопротивления проводов, связывающих счётчик электрической энергии с трансформаторами тока; сопротивления приборов, включённых в цепь трансформатора тока; переходного сопротивления в контактных соединениях.

Внешняя нагрузка на трансформатор тока определяется с учетом схемы соединения трансформаторов тока, данных каталогов на счетчики и расчётных данных длины вторичных цепей ТТ приведённых в кабельном журнале.

При расчёте внешней нагрузки трансформатора тока для упрощения принимается, что все полные сопротивления имеют одинаковые углы, т. е. могут складываться арифметически. Указанное допущение приемлемо, поскольку вносимая этим ошибка обычно невелика и идет в сторону дополнительного запаса.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока определяется по формуле,

— переходное сопротивление в контактах принимается равным — 0,05 Ом;

— сопротивление проводов, Ом (в случае соединения трансформаторов тока звездой в испытательной клеммной коробке, сопротивление увеличить в 2- раза);

Получить полный текст Подготовиться к ЕГЭ Найти работу Пройти курс Упражнения и тренировки для детей

— сопротивление приборов, Ом

При выборе трансформаторов тока должно выполняться условие

где — номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Сопротивление проводов для схемы включения счётчика и ТТ по схеме «звезды», определяют по формуле:

где — длина провода, м ;

— удельная проводимость, Ом/м;

— сечение провода или жилы кабеля;

Сопротивление счетчика, определяется из каталога на соответствующую аппаратуру непосредственно или пересчетом по имеющимся в каталоге данным о потребляемой мощности и токе по формуле,

где — мощность, ВА, потребляемая прибором при токе I, А.

Для рассматриваемых в проекте типов счетчиков мощность, потребляемая каждой токовой цепью, не превышает 0,1 ВА, следовательно, = 0,004 Ом.

Расчёты нагрузки вторичных измерительных цепей трансформаторов тока приведены в Приложении 11.1., Таблица 11.2.

Приложение 11.1

Выбор коэффициента трансформации и проверка выбранного коэффициента трансформации ТТ на присоединениях в соответствии п. 1.5.17 ПУЭ. Данные по присоединённой мощности, разрешённой единовременной мощности, рабочих токах взяты на основании материалов предпроектного обследования объекта.

Источник



Правильный выбор трансформатора тока по ГОСТу

Задача данной статьи дать начальные знания о том, как выбрать трансформатор тока для цепей учета или релейной защиты, а также родить вопросы, самостоятельное решение которых увеличит ваш инженерный навык.

В ходе подбора ТТ я буду ссылаться на два документа. ГОСТ-7746-2015 поможет в выборе стандартных значений токов, мощностей, напряжений, которые можно принимать для выбора ТТ. Данный ГОСТ действует на все электромеханические трансформаторы тока напряжением от 0,66кВ до 750кВ. Не распространяется стандарт на ТТ нулевой последовательности, лабораторные, суммирующие, блокирующие и насыщающие.

Кроме ГОСТа пригодится и ПУЭ, где обозначены требования к трансформаторам тока в цепях учета, даны рекомендации по выбору.

Выбор номинальных параметров трансформаторов тока

До определения номинальных параметров и их проверки на различные условия, необходимо выбрать тип ТТ, его схему и вариант исполнения. Общими, в любом случае, будут номинальные параметры. Разниться будут некоторые критерии выбора, о которых ниже.

1. Номинальное рабочее напряжение ТТ. Данная величина должна быть больше или равна номинальному напряжению электроустановки, где требуется установить трансформатор тока. Выбирается из стандартного ряда, кВ: 0,66, 3, 6, 10, 15, 20, 24, 27, 35, 110, 150, 220, 330, 750.

2. Далее, перед нами встает вопрос выбора первичного тока ТТ. Величина данного тока должна быть больше значения номинального тока электрооборудования, где монтируется ТТ, но с учетом перегрузочной способности.

Приведем пример из книги. Допустим у статора ТГ ток рабочий 5600А. Но мы не можем взять ТТ на 6000А, так как турбогенератор может работать с перегрузкой в 10%. Значит ток на генераторе будет 5600+560=6160. А это значение мы не замерим через ТТ на 6000А.

Выходит необходимо будет взять следующее значение из ряда токов по ГОСТу. Приведу этот ряд: 1, 5, 10, 15, 20, 30, 40, 50, 75, 80, 100, 150, 200, 300, 400, 500, 600, 750, 800, 1000, 1200, 1500, 1600, 2000, 3000, 4000, 5000, 6000, 8000, 10000, 12000, 14000, 16000, 18000, 20000, 25000, 28000, 30000, 32000, 35000, 40000. После 6000 идет 8000. Однако, некоторое электрооборудование не допускает работу с перегрузкой. И для него величина тока будет равна номинальному току.

Но на этом выбор первичного тока не заканчивается, так как дальше идет проверка на термическую и электродинамическую стойкость при коротких замыканиях.

2.1 Проверка первичного тока на термическую стойкость производится по формуле:

Формула проверки первичного тока ТТ на термическую устойчивость

Данная проверка показывает, что ТТ выдержит определенную величину тока КЗ (IТ) на протяжении определенного промежутка времени (tt), и при этом температура ТТ не превысит допустимых норм. Или говоря короче, тепловое воздействие тока короткого замыкания.

iуд — ударный ток короткого замыкания

kу — ударный коэффициент, равный отношению ударного тока КЗ iуд к амплитуде периодической составляющей. При к.з. в установках выше 1кВ ударный коэффициент равен 1,8; при к.з. в ЭУ до 1кВ и некоторых других случаях — 1,3.

2.2 Проверка первичного тока на электродинамическую стойкость:

Формула проверки первичного тока ТТ на динамическую устойчивость

В данной проверке мы исследуем процесс, когда от большого тока короткого замыкания происходит динамический удар, который может вывести из строя ТТ.

Для большей наглядности сведем данные для проверки первичного тока ТТ в небольшую табличку.

выбор первичного тока трансформатора тока по термической и электродинамической устойчивости

3. Третьим пунктом у нас будет проверка трансформатора тока по мощности вторичной нагрузки. Здесь важно, чтобы выполнялось условие Sном>=Sнагр. То есть номинальная вторичная мощность ТТ должна быть больше расчетной вторичной нагрузки.

Вторичная нагрузка представляет собой сумму сопротивлений включенных последовательно приборов, реле, проводов и контактов умноженную на квадрат тока вторичной обмотки ТТ (5, 2 или 1А, в зависимости от типа).

Величину данного сопротивления можно определить теоретически, или же, если установка действующая, замерить сопротивление методом вольтметра-амперметра, или имеющимся омметром.

Сопротивление приборов (амперметров, вольтметров), реле (РТ-40 или современных), счетчиков можно выцепить из паспортов, которые поставляются с новым оборудованием, или же в интернете на сайте завода. Если в паспорте указано не сопротивление, а мощность, то на помощь придет известный факт — полное сопротивление реле равно потребляемой мощности деленной на квадрат тока, при котором задана мощность.

Схемы включения ТТ и формулы определения сопротивления по вторичке при различных видах КЗ

Не всегда приборы подключены последовательно и это может вызвать трудности при определении величины вторичной нагрузки. Ниже на рисунке приведены варианты подключения нескольких трансформаторов тока и значение Zнагр при разных видах коротких замыканий (1ф, 2ф, 3ф — однофазное, двухфазное, трехфазное).

формулы определения сопротивления по низкой стороне ТТ при различных схемах подключения

zр — сопротивление реле

rпер — переходное сопротивление контактов

rпр — сопротивление проводов определяется как длина отнесенная на произведение удельной проводимости и сечения провода. Удельная проводимость меди — 57, алюминия — 34,5.

Кроме вышеописанных существуют дополнительные требования для ТТ РЗА и цепей учета — проверка на соблюдение ПУЭ и ГОСТа.

Выбор ТТ для релейной защиты

Трансформаторы тока для цепей релейной защиты исполняются с классами точности 5Р и 10Р. Должно выполняться требование, что погрешность ТТ (токовая или полная) не должна превышать 10%. Для отдельных видов защит эти десять процентов должны обеспечиваться вплоть до максимальных токов короткого замыкания. В отдельных случаях погрешность может быть больше 10% и специальными мероприятиями необходимо обеспечить правильное срабатывание защит. Подробнее в ПУЭ вашего региона и справочниках. Эта тема имеет множество нюансов и уточнений. Требования ГОСТа приведены в таблице:

значения погрешностей ТТ для цепей РЗА по ГОСТ-7746-2015

Хоть это и не самые высокие классы точности для нормальных режимов, но они и не должны быть такими, потому что РЗА работает в аварийных ситуациях, и задача релейки определить эту аварию (снижение напряжения, увеличение или уменьшение тока, частоты) и предотвратить — а для этого необходимо уметь измерить значение вне рабочего диапазона.

Выбор трансформаторов тока для цепей учета

К цепям учета подключаются трансформаторы тока класса не выше 0,5(S). Это обеспечивает бОльшую точность измерений. Однако, при возмущениях и авариях осциллограммы с цепей счетчиков могут показывать некорректные графики токов, напряжений (честное слово). Но это не страшно, так как эти аварии длятся недолго. Опаснее, если не соблюсти класс точности в цепях коммерческого учета, тогда за год набежит такая финансовая погрешность, что “мама не горюй”.

ТТ для учета могут иметь завышенные коэффициенты трансформации, но есть уточнение: при максимальной загрузке присоединения, вторичный ток трансформатора тока должен быть не менее 40% от максимального тока счетчика, а при минимальной — не менее 5%. Это требование п.1.5.17 ПУЭ7 допускается при завышенном коэффициенте трансформации. И уже на этом этапе можно запутаться, посчитав это требование как обязательное при проверке.

По требованиям же ГОСТ значение вторичной нагрузки для классов точности до единицы включительно должно находиться в диапазоне 25-100% от номинального значения.

Диапазоны по первичному и вторичному токам для разных классов точности должны соответствовать данным таблицы ниже:

значения погрешностей ТТ для цепей учета и измерения по ГОСТ-7746-2015

Исходя из вышеописанного можно составить таблицу для выбора коэффициента ТТ по мощности. Однако, если с вторичкой требования почти везде 25-100, то по первичке проверка может быть от 1% первичного тока до пяти, плюс проверка погрешностей. Поэтому тут одной таблицей сыт не будешь.

Таблица предварительного выбора трансформатора тока по мощности и току

предварительная таблица выбора ТТ по мощности

Пройдемся по столбцам: первый столбец это возможная полная мощность нагрузки в кВА (от 5 до 1000). Затем идут три столбца значений токов, соответствующих этим мощностям для трех классов напряжений — 0,4; 6,3; 10,5. И последние три столбца — это разброс возможных коэффициентов трансформаторов тока. Данные коэффициенты проверены по следующим условиям:

  • при 100%-ой нагрузке вторичный ток меньше 5А (ток счетчика) и больше 40% от 5А
  • при 25%-ой нагрузке вторичный ток больше 5% от 5А

Я рекомендую, если Вы расчетчик или студент, сделать свою табличку. А если Вы попали сюда случайно, то за Вас эти расчеты должны делать такие как мы — инженеры, электрики =)

К сведению тех, кто варится в теме. В последнее время заводы-изготовители предлагают следующую услугу: вы рассчитываете необходимые вам параметра тт, а они по этим параметрам создают модель и производят. Это выгодно, когда при выборе приходится варьировать коэффициент трансформации, длину проводов, что приводит и к удорожанию схемы и увеличению погрешностей. Некоторые изготовители даже пишут, что не сильно и дороже выходит, чем просто серийное производство, но выигрыш очевиден. Интересно, может кто сталкивался с подобным на практике.

Вот так выглядят основные моменты выбора трансформаторов тока. После выбора и монтажа, перед включением, наступает самый ответственный момент, а именно пусковые испытания и измерения.

Сохраните в закладки или поделитесь с друзьями

Источник

Обслуживание РЗиА и вторичных цепей — Трансформаторы тока и вторичные токовые цепи

Содержание материала

  • Обслуживание РЗиА и вторичных цепей
  • Обязанности оперативного персонала при обслуживании устройств РЗиА
  • Трансформаторы тока и вторичные токовые цепи
  • Трансформаторы напряжения и вторичные цепи напряжения
  • Источники и цепи постоянного оперативного тока
  • Способы питания оперативных цепей переменным током
  • Неисправности в цепях оперативного тока
  • Сигнальная аппаратура
  • Цепи сигнализации
  • Сигнализация замыкания на землю в сетях 3—35 кВ
  • Обслуживание цепей и устройств сигнализации
  • Газовая защита трансформаторов и автотрансформаторов
  • Обслуживание газовой защиты
  • Дифференциальная защита шин
  • Релейная защита шиносоединительных и обходных выключателей
  • АПВ
  • АВР
  • Операции с релейной защитой и АПВ при производстве переключений
  • Фиксирующие приборы и автоматические осциллографы
  • Графические условные обозначения в схемах
Читайте также:  Аппарат управления оперативным током схема

ГЛАВА ВТОРАЯ
ВТОРИЧНЫЕ ЦЕПИ, ИСТОЧНИКИ ПИТАНИЯ И ИХ ОБСЛУЖИВАНИЕ
К вторичным цепям относятся как оперативные цепи (в том числе цепи управления), так и цепи тока и напряжения. Рассмотрим сначала измерительные трансформаторы, являющиеся источниками питания цепей тока и напряжения.
В установках высокого напряжения измерительные трансформаторы изолируют реле устройств РЗА и приборы от цепей высокого напряжения, что значительно облегчает конструирование и условия эксплуатации этих реле и приборов.
Измерительный трансформатор состоит из магнитопровода, набранного из тонких листов трансформаторной стали, и обмоток, охватывающих его часть. Обмотка, подключаемая к первичной цепи подстанции, называется первичной, а обмотка, к которой подключаются измерительные приборы, реле и другая аппаратура, называется вторичной обмоткой измерительного трансформатора.
Согласно правилам техники безопасности вторичные обмотки измерительного трансформатора должны иметь постоянное заземление в одной точке схемы для предохранения персонала и оборудования вторичных цепей от высокого напряжения в случае повреждения изоляции между обмотками. Измерительные трансформаторы делятся на трансформаторы тока (ТТ) и трансформаторы напряжения (ТН).
Трансформаторы тока и вторичные токовые цепи. Первичная обмотка ТТ включается последовательно в цепь присоединения, например линии, трансформатора. В цепь вторичной обмотки ТТ последовательно включают обмотки реле и приборов. Коэффициентом трансформации ТТ называют отношение номинального тока I1 первичной обмотки к номинальному току I2 вторичной обмотки, что приблизительно равно отношению числа витков w2 вторичной обмотки к числу витков W1 первичной обмотки:

Магнитные потоки, создаваемые токами первичной и вторичной обмоток в магнитопроводе, направлены навстречу друг другу. Результирующий магнитный поток определяется разностью этих магнитных потоков; в нормальных условиях работы он невелик. При конструировании ТТ сечение магнитопровода рассчитывают, исходя из нормального
значения результирующего магнитного потока. Вторичная обмотка трансформатора тока должна быть замкнута всегда на цепь с относительно малым сопротивлением. При обрыве цепи вторичной обмотки, когда через первичную обмотку проходит ток, магнитный поток в магнитопроводе значительно возрастает, так как исчезает магнитный поток, создаваемый вторичной обмоткой. В разомкнутой вторичной обмотке будет наводиться э. д. е., значение которой может достигать десятков тысяч вольт и быть смертельно опасным. Магнитопровод ТТ при этом будет перегреваться из-за возросшего магнитного потока, что может привести к повреждению изоляции обмоток и железа ТТ. С учетом этого обстоятельства во вторичных цепях ТТ устанавливают испытательные зажимы и испытательные блоки, позволяющие при проведении испытаний или проверок устройств РЗА и приборов подключать, например, измерительные приборы без разрыва вторичной цепи.
На рис. 1,а схематично показан испытательный зажим в нормальном режиме работы вторичной цепи, когда съемная перемычка 1 соединяет две части испытательного зажима. Измерительный прибор подключают к измерительным винтам 2 зажима параллельно съемной перемычке, не разрывая замкнутую цепь, а затем ослабляют винты 3 и отодвигают или снимают перемычку, вследствие чего измерительный прибор оказывается последовательно включенным в замкнутую вторичную цепь (рис. 1,6). С помощью испытательных зажимов можно также замкнуть накоротко вторичные обмотки ТТ без предварительного разрыва цепей с аппаратурой и приборами, для чего надлежит установить перемычку между измерительными винтами испытательных зажимов, установленных в фазных и нулевом проводах ТТ (см. штриховую линию на рис. 3).

Рис. I. Испытательный зажим во вторичной цепи ТТ: а — нормальный режим; б —включение амперметра
Испытательные блоки — это специальные четырех- или шестицепные (на четыре или на шесть цепей) разъемные контактные устройства, при помощи которых присоединение устройств РЗА или измерительных приборов
к вторичным цепям ТТ, а в некоторых случаях — и к вторичным цепям ТН, к источникам и цепям оперативного тока. Эти устройства обеспечивают возможность быстрого и надежного размыкания или замыкания цепей, а также производства проверок и регулировок реле и других устройств с безразрывным подключением приборов во вторичные цепи ТТ. Обеспечивается также возможность временных изменений в схемах защиты, необходимых при наладке и проверке, без производства переключений на зажимах панели. На рис. 2 показан испытательный блок на шесть цепей. Испытательный блок состоит из основания (корпуса) 1, в углублении которого установлены два ряда пружинящих контактов (пластин) 3, и съемной рабочей крышки 2 с контактными планками 4, соединяющими попарно пружинящие контакты в каждой цепи при вставленной в корпус рабочей крышке (рис. 2,в). К одному ряду верхних внешних зажимов 6 блока подключают провода, идущие к реле или приборам, а к другому ряду нижних внешних зажимов 7 подключают вторичные цепи от ТТ или от ТН или питающие цепи оперативного тока. При снятии рабочей крышки испытательного блока, верхние и нижние пружинящие контакты каждой цепи изолируются друг от друга, а соседние пружинящие контакты нижнего ряда, к которому подведены вторичные цепи от ТТ, закорачиваются без разрыва цепей на расположенные в глубине корпуса блока закорачивающие пластины 5 (рис. 2,а). На время проверок защиты персоналом службы РЗАИ рабочая крышка заменяется испытательной крышкой, электрически соединяющей испытательную схему или измерительные приборы с цепями устройств РЗА. В отличие от рабочей испытательная крышка 8 (рис. 2,г) вместо контактных планок имеет контактные пластины 9, электрически соединенные с измерительными зажимами 10 на внешней стороне крышки. При включении испытательной крышки с заранее подсоединенным к ней амперметром последний включается в цепь, проходящую через блок, без разрыва этой цепи.
В каждой крышке блока есть замок (на рис. 2 не показан), защелкивающийся при установке крышки на полную глубину и фиксирующий ее положение. Если по условиям эксплуатации испытательный блок должен длительное время находиться без рабочей крышки, то вместо нее в блок должна быть вставлена холостая крышка для предовращения попадания пыли и мусора внутрь блока. Холостая крышка не имеет внутреннего выступа, контактных планок или пластин и поэтому при своем включении сохраняет неизменным положение пружинящих контактов блока. Холостая крышка должна отличаться от рабочей крышки цветом. При установке испытательных блоков в шкафах открытого распределительного устройства шкафы должны оборудоваться подогревом.
Вторичные обмотки ТТ и обмотки реле (приборов) соединяют между собой по различным типовым схемам.

Рис. 2. Устройство испытательного блока: а — корпус испытательного блока без крышки (со снятой левой боковиной); б — рабочая крышка испытательного блока; в — испытательный блок с вставленной рабочей крышкой (в разрезе); г — схема испытательного блока с испытательной крышкой, включенной для измерения тока в цепи

Нa рис. 3 в качестве примера приведена схема соединения вторичных обмоток ТТ и обмоток реле в полную звезду (имеются также схемы соединения в неполную звезду, в треугольник и др.) [2]. В этой схеме три одноименных конца вторичных обмоток (обозначены и1 или и2) соединены между собой и образуют нулевую точку «звезды», от остальных трех концов обмоток отходят фазные провода. Обмотки трех реле подключены с одной стороны к фазным проводам, другие концы обмоток реле соединены между собой и также образуют нулевую точку. Нулевые точки ТТ и реле соединены между собой проводом, который называют нулевым. В нормальном режиме нагрузки и при трехфазных к. з. по фазным проводам проходят равные по значению токи, соответствующие токам в первичной цепи, по нулевому проводу при этом проходит ток во много раз меньшего значения — так называемый ток небаланса. Ток небаланса возникает из-за отклонений значения и фазы вторичных токов ТТ; эти отклонения бывают различны в каждой фазе. Ток небаланса равен геометрической сумме вторичных токов трех фаз.

Рис. 3. Схема соединения вторичных обмоток ТТ и обмоток реле (приборов) в полную звезду (ИЗ — испытательные зажимы)
При однофазном замыкании на землю по фазному проводу поврежденной фазы и нулевому проводу проходит ток, соответствующий току замыкания на землю. Приведенная на рис. 3 схема является также фильтром токов нулевой последовательности; в выходную цепь этого фильтра (в нулевой провод) включают реле, которые должны действовать при замыканиях на землю. На кабельных линиях напряжением 35 кВ и ниже иногда устанавливают специальные ТТ нулевой последовательности (ТНП). Стальной магнитопровод ТНП кольцеобразной или прямоугольной формы охватывает трехфазный кабель или несколько трехфазных кабелей. К вторичной обмотке ТНП подключают реле. При прохождении по защищаемому кабелю токов нагрузки, токов трехфазных или двухфазных к. з. геометрическая сумма магнитных потоков в магнитопроводе ТНП теоретически равна нулю. При этом ток во вторичной обмотке „ТИП теоретически должен быть равен нулю. Однако вследствие некоторой несимметрии расположения жил кабеля или самих кабелей по отношению к вторичной обмотке ТНП в последней возникает небольшая э. д. с. и через обмотку реле проходит ток небаланса, который отстраивают от тока срабатывания реле. При прохождении по фазе кабеля тока однофазного замыкания на землю во вторичной обмотке ТНП индуцируется э. д. е., под действием которой появляется ток, достаточный для срабатывания реле.
Постоянное заземление вторичной обмотки ТТ в одной точке выполняют обычно на самом ТТ или на ближайшем к нему ряду зажимов. В сложных схемах релейной защиты, когда соединяют между собой вторичные обмотки нескольких групп ТТ, размещенных в разных местах подстанции, постоянное заземление вторичных цепей этих ТТ также должно выполняться в одной точке. Обычно это заземление устанавливают в месте сборки цепей групп ТТ (в распределительном устройстве или на панели релейной защиты).
Особенности производства операций в токовых цепях. Эксплуатационные работы (проверки и испытания), связанные с ТТ, могут ограничиваться только вторичными цепями ТТ (измерение сопротивления изоляции, проверка цепей релейной защиты под нагрузкой и т. д.), а могут охватить и первичную цепь ТТ. Оперативный персонал должен четко представлять себе объем и место предстоящих работ и выполнять все подготовительные работы в полном соответствии с правилами техники безопасности [5].
Проведение операций с испытательными блоками во вторичных цепях ТТ разрешается оперативному персоналу лишь в некоторых случаях (см. ниже). При этом оперативный персонал проходит специальное обучение, во время которого должны быть рассмотрены варианты всех операций, их содержание и последовательность. Оперативный персонал, допущенный к операциям с испытательными блоками, должен быть также проинструктирован персоналом службы РЗАИ на рабочем месте.
Основные правила выполнения операций с испытательными блоками заключаются в следующем. При снятии рабочей крышки испытательного блока необходимо нажать пальцами на обе защелки, чтобы открыть замки с двух сторон крышки, а затем резко без перекосов выдернуть крышку в направлении, перпендикулярном панели. Вставлять рабочую крышку нужно до защелкивания замка.
При наличии двух выключателей на присоединение операции в токовых цепях одного из двух комплектов ТТ
с помощью испытательных блоков надлежит проводить с временным отключением устройств релейной защиты, которые по принципу действия и чувствительности могут срабатывать ложно из-за кратковременного возникновения несимметрии токов при рабочем режиме (например, дифференциально-фазные высокочастотные защиты, чувствительные токовые защиты нулевой последовательности соответствующих ступеней, защиты параллельных линий и т. п.) [6]. Если указанные выше операции поручается выполнить оперативному персоналу, службой РЗАИ должны быть даны письменные указания с перечнем всех защит, которые должны быть при этом временно (и на какое время) отключены.

Рис. 4. Схема трехфазного пятистержневого трансформатора напряжения

После окончания работы во вторичных цепях ТТ оперативный персонал должен проверить, введены ли в действие на отключение все защитные устройства, которые выводились из действия.

Источник