Проектирование тяговой подстанции на железнодорожном участке

Основными недостатками ЗРУ с элегазовой изоляцией являются возможность использования только кабельных высоковольтных подключений к РУ с помощью специальных герметичных адаптеров и муфт, необходимость отключения всего РУ при модернизациях и расширениях, применение только специальных трансформаторов тока.

Применение ЗРУ-27,5кВ с элегазовой изоляцией целесообразно при значительных пространственных ограничениях, например, в крупных городах из-за плотности застройки и большой стоимости земли, в труднодоступных районах, в районах с сильно загрязненной атмосферой, в скальном грунте с ограниченными или трудно осваиваемыми площадями под подстанции.

Для тяговых подстанций возможно применение следующих ЗРУ-27,5кВ с элегазовой изоляцией: с пофазной изоляцией -- 8DA11/12 (Siemens, Германия), с изоляцией в одном элегазовом объеме -- NXPLUS (Siemens, Германия).

В ЗРУ с воздушной изоляцией основной изолирующей средой между токоведущими и заземленными частями ячеек является воздух. Ячейки ЗРУ обеспечивают одностороннее обслуживание. Высоковольтные выключатели в ЗРУ данного типа -- вакуумные стационарной или выкатной установки. Ячейки ЗРУ со стационарной установкой выключателей (типа КСО) имеют простую конструкцию, когда на одной раме агрегагированы: силовой вакуумный выключатель, разъединители, литые трансформаторами тока и напряжения, жесткая ошиновка, низковольтный отсек с фидерным терминалом. Ячейки типа КСО имеют систему электромагнитных блокировок для предотвращения ошибочных действий эксплуатационного персонала и предназначены для кабельного или шинного высоковольтного подключения.

Основными достоинствами ячеек типа КСО являются: использование минимального количества подвижных частей, доступность компонентов для проведения периодических осмотров и ревизий, отсутствие специальных требований к помещению РУ.

Основными недостатками ячеек типа КСО являются: отсутствие разделения на отсеки с металлическими стенками, что приводит к низкой локализационной способности ячеек при дуговых замыканиях; отсутствие проходных изоляторов и автоматических шторок, что приводит к низкой степени безопасности эксплуатационного персонала; большие габаритные размеры по сравнению с ЗРУ с элегазовой изоляцией и ячейками типа КРУ

Для тяговых подстанций возможно применение следующих типов ячеек КСО: Sitras ASG25 (Siemens, Германия), С-27,5 (НИИЭФАЭНЕРГО, Россия).

Ячейки ЗРУ-27,5кВ с воздушной изоляцией с выкатными выключателям (типа КРУ) имеют следующую конструкцию: в зависимости от особенностей ячейка разделена на несколько независимых отсеков с металлическими перегородками, устойчивыми к давлению при возникновении дуговых коротких замыканий. Ячейки оборудуются проходными изоляторами и автоматическими шторками для обеспечения высокой степени безопасности эксплуатационного персонала. В низковольтном отсеке ячейки устанавливаются интеллектуальные фидерные терминалы присоединения. Выкатной элемент с расположенным на нем вакуумным выключателем имеет три стандартных фиксированных положения: рабочее, контрольное и ремонтное. Применение выкатного элемента обеспечивает высокую доступность компонентов ячейки для проведения периодических осмотров и ревизий. Ячейки предусматривают возможность выполнения кабельного или шинного высоковольтного подключения.

Основными преимуществами ячеек типа КРУ являются: высокая степень безопасности эксплуатационного персонала за счет системы встроенных механических блокировок и разделения ячейки на независимые отсеки; использование надежных стандартных компонентов; меньшие габаритные размеры по сравнению с ячейками типа КСО; быстрая замена тележки с выключателем.

Основные недостатки ячеек типа КРУ: специальные требования к полам помещения; необходимость в проходе для вкатывания и выкатывания элемента с выключателем.

Возможно применение следующих типов ячеек КРУ: ТАС (Balfour Beatty Rail, Великобритания), Unipowcr (UTU ELEC, Финляндия), Unigear R40 (ABB, Швеция), КЛ-27,5 (НИИЭФА-ЭНЕРГО, Россия), СИГМА (НИИЭФА-ЭНЕРГО, Россия).

Выбираем функциональный блок ЗРУ - 27,5 выполненный на базе ячеек серии КЕ - 275 с элегазовой изоляцией ТУ У 31.2-33165522-019 -2010

Ячейки комплектного распределительного устройства серии “КЕ-275? изготавливается по лицензии фирмы Siemens и представляют собой ячейки СО со стационарно установленным силовым вакуумным выключателем 3АН47. В качестве изоляции используется SF6 (элегаз). Ячейки поставляются Заказчику в полной заводской готовности и не требуют обслуживания в течении всего срока эксплуатации. В своем классе напряжения ячейка обладает минимальными габаритами.

Условия выбора вводных ячеек сведены в таблице 2.33.

Таблица 2.33

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=27,5кВ	Uном= 27,5кВ	Uуст<Uном( 27,5кВ = 27,5кВ)
I27,5нр = 417,7 А	Iном = 630 - 2000 А	I35 нр <Iном(417,7А < 630А)
iбф=3,186кА,	Iоткл = 40 кА	Iбф < Iоткл ( 3,186< 40кА)
Ik = 5,31кА	Iм.вык = 40 кА	Ik< Iм.вык ( 5,31кА < 40 кА)
iуд= 13,54кА	Iскв.т = 40 кА	iуд < iск.т ( 13,54 кА < 40 кА)
Вk = 41,56 кА2с	it2tt=1200кА2с	Вк< it2tt (41,56 кА2с<1200кА2с)



Таблица 2.34

Основные технические характеристики ЗРУ 27,5кВ

Наименование параметра	Значение
Номинальное напряжение: токоведущая часть - заземленная конструкция, кВ	27,5
Наибольшее рабочее напряжение: токоведущая часть - заземленная конструкция, кВ	29,0
Номинальное напряжение между главными (сборными) шинами РУ-27,5кВ,кВ	55,0
Наибольшее рабочее напряжение между главными (сборными) шинами РУ-27,5кВ,кВ	58,0
Номинальный ток главных цепей шкафов РУ-27,5кВ, А	630; 1250; 1600; 2000
Номинальный ток главных (сборных) шин, А	1250
Ток термической стойкости (кратковременный), кА, не менее Примечание - Время протекания тока термической стойкости для главных цепей - не более 3 с, для заземляющих ножей - не более 1 с	20
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей шкафов распределительного устройства (амплитуда), кА Примечание - Если нет ограничений по трансформаторам тока	40
Номинальное напряжение вспомогательных цепей, В:- постоянного тока- переменного тока (однофазного и трехфазного)	110; 220220

Основные технические характеристики ячейки КЕ-275

Номинально напряжение	35кВ
Наибольшее рабочее напряжение	40,5кВ
Номинальный ток главных цепей ячеек КРУ	до 2000 А
Номинальный ток сборных шин	до 2500 А
Номинальный ток отключения выключателей	до 40 кА
Ток термической стойкости (кратковременный): время протекания тока термической стойкости для главных цепей - не более 3 с, для заземляющих ножей - не более 1 с	до 40 кА
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей ячеек КРУ (амплитуда), если нет ограничений по трансформаторам тока	до 100 кА
Габариты	Ш600хГ1625хВ235

Вводные ячейки прошли все контрольные параметры. Для секции сборных шин применяется ячейки.

тяговый подстанция токоведущий трансформатор



Таблица 2.35

Условия выбора ячеек для секционирования сборных шин

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст= 27,5кВ	Uном=35кВ	Uуст<Uном( 27,5кВ кВ)
I27,5пр =1175,695А	Iном= 630; 1250; 1600; 2000	I10нр <Iном(1175,695 А < 1250А)
iбф= 3,186 кА,	Iоткл =40 кА	Iбф < Iоткл ( 3,186 кА<40кА)
Ik = 5,31кА	Iм.вык =40 кА	Ik< Iм.вык (5,31 < 40кА)
iуд= 13,56 кА	Iскв=100 кА	iуд < iскв ( 13,56кА<100 кА)
Вk = 41,56 кА2с	it2tt=1200кА2с	Вк< it2tt (41,56 кА2с<1200кА2с)

Для подключения отходящих линий используем шкафы на номинальные токи 630 А.

Таблица 2.36

Условия выбора ячеек для отходящих линий

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=27,5кВ	Uном=35кВ	Uуст<Uном( 27,5кВ кВ)
I27,5пр = 288,684А	Iном= 630 А	I10нр <Iном(288,684А<630А)
iбф= 0,321 кА,	Iоткл =40кА	Iбф < Iоткл ( 0,321кА<40кА)
Iкз = 4,5645кА	Iм.вык = 40 кА	Ik< Iм.вык (4,5645кА<40кА)
iуд= 11,64кА	Iм.дин =100 кА	iуд < iскв ( 11,64кА<100кА)
Вk = 34,794 кА2с	it2tt=1200кА2с	Вк< it2tt (34,764кА2с<1200кА2с)

Исходя из расчетов видно, что выбор всех электрических аппаратов в РУ - 27,5кВ удовлетворяет допустимым условиям

Выбор электрических аппаратов в ЗРУ-10кВ

РУ-10кВ подстанции предполагается выполнить с применением малогабаритного РУ - ячейку серии КСО-272

Вводные шкафы на токи 2000А комплектуются маломасляными выключателями типа ВМПЭ-10.Секционные шкафы на токи до 1000А и линейные на токи до 3200А комплектуются колонковыми масляными выключателями серии ВМГ-10 с пружинным приводом - поэтому выбираем в ЗРУ- 10кВ КРУ

В ячейках установлены выключатели типа ВМПЭ-10.Для выключателей этого типа t_cв=0,05с, тогда ф = t_сз+ t_cв =0,01+0,05=0,06с.

ЗРУ изготавливаются в соответствии с техническими требованиями 08.040ТТ, «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03 ГОСТ14695-80Е, ТУ 3412-006-24366272-2001, ТУ3434-001-02917889-2002 (в части РУНН), ТУ 3414-002-2366272-99 (в части УВН), ТУ 5363-010-24366272-2002 и удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Таблица 2.37

Основные технические параметры ЗРУ 10кВ

Наименование параметра	Значение
Номинальная мощность трансформатора, кВт	1500
Количество трансформаторов, шт	2
Номинальное входное напряжение, кВ	0,6
Номинальное выходное напряжение, кВ	6, 10
Напряжение собственных нужд, кВ	0,4
Номинальный входной ток, А	2х1200
Номинальный выходной ток, А	630
Номинальная частота, Гц	50
Величина сопротивления изоляции на стороне низшего напряжения (НН) относительно корпуса-не менее, МОм	1,0
Величина сопротивления изоляции на стороне высшего напряжения (ВН) относительно корпуса-не менее, МОм	1000
Ток электродинамической стойкости шин отсека ВН, кА	51
Ток термической стойкости шин отсека ВН, кА	20
Габаритные размеры ДхШхВ, не более, мм	10105х2940х3070
Масса, не более, кг	20000
Срок службы не менее, лет	7

Условия выбора вводных ячеек сведены в таблице 2.38

Таблица 2.38

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=10кВ	Uном=10кВ	Uуст<Uном( 10кВ<10кВ)
I10нр =916,893А	Iном=1600А	I10нр < Iном (916,893 А<1600А)
iбф= 6,187кА,	Iоткл =20кА	Iбф < Iоткл ( 6,187 кА< 20кА)
Ik = 10,31кА	Iм.вык = 52 кА	Ik< Iм.вык (10,31 кА < 52кА)
iуд= 26,3 кА	Iм.дин =52 кА	iуд < iскв ( 26,3 < 52кА)
Вk =214,72 кА2с	it2tt=1200кА2с	Вк< it2tt (214,72 кА2с<1200 кА2с)

Вводные ячейки прошли все контрольные параметры Для секции сборных шин применяется спаренные ячейки. Условия выбора ячеек приведены в таблице 2.39.

Таблица 2.39

Условия выбора ячеек для секционирования сборных шин

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=10кВ	Uном=10кВ	Uуст<Uном( 10кВ<10кВ)
I10нр =916,893А	Iном= 1600А	I10нр <Iном(916,893А < 1600А)
iбф= 6,187 кА,	Iоткл =20кА	Iбф < Iоткл ( 6,187 кА < 20кА)
Ik = 10,31кА	Iм.вык = 51 кА	Ik< Iм.вык (10,31< 51кА)
iуд= 26,3 кА	Iм.дин =51 кА	iуд < iскв ( 26,3 кА < 51кА)
Вk =214,72 кА2с	it2tt=1200кА2с	Вк < it2tt (214,72кА2с < 1200кА2с)

Для подключения отходящих линий используем шкафы на номинальные токи 630-1000 А.

Таблица 2.40

Условия выбора ячеек для отходящих линий: I_p.max = 916,893/3 = 305,631 А

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=10кВ	Uном=10кВ	Uуст < Uном ( 10кВ < 10кВ)
I10нр =305,631 А	Iном=1000А	I10нр < I ном ( 305,631 А< 1000А)
iбф= 6,187 кА,	Iоткл =20кА	Iбф < Iоткл (6,187кА<20кА)
Ik = 10,31 кА	Iм.вык = 51 кА	Ik< Iм.вык (10,31кА < 51кА)
iуд= 26,3 кА	Iм.дин =51 кА	iуд < iскв ( 26,3 кА < 51кА)
Вk = 108,42 кА2с	it2tt=1200кА2с	Вк< it2tt (108,42кА2с<1200кА2с)

Исходя из расчетов видно, что выбор всех электрических аппаратов в РУ - 10кВ удовлетворяет допустимым условиям.



Релейная защита

Основными видами повреждения трансформаторов являются многофазные и однофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах трансформатора, а также "пожар в стали" магнитопровода. Однофазные повреждения бывают двух видов: на землю и между витками обмотки. Наиболее вероятны короткие замыкания на выводах трансформаторов и однофазные замыкания в обмотках. При витковых замыканиях разрушается изоляция и магнитопровод трансформатора, поэтому такие повреждения должны отключатся быстродействующей защитой. Использовать для этой цели токовые и дифференциальные защиты не представляется возможным, так как при малом числе замкнувшихся витков ток в поврежденной фазе со стороны питания может оказаться меньше значения номинального тока, а напряжение на выводах трансформатора практически не изменится. Защиты, основанные на использовании электрических величин не реагируют на "пожар в стали" магнитопровода. Для защиты от такого вида повреждений и от витковых замыканий на трансформаторе устанавливается токовая защита, которая является универсальной защитой от токовых повреждений Достоинствами газовых защит являются:

- высокая чувствительность и реагирование на все виды повреждений внутри бака;

- сравнительно не большое время срабатывания;

- простота выполнения;

- способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла.

Наряду с этим защита имеет ряд недостатков, основной из которых - не реагирование на повреждения вне бака. Защита может действовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, например при доливке масла. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты от внутренних повреждений. Вместе с газовой защитой устанавливается дифференциальная защита.

Для защиты от внешних коротких замыканий применяются токовые защиты с выдержкой времени. Эти защиты реагируют и на внутренние короткие замыкания, следовательно, могут использоваться как резервные. Защита от перегрузки выполняется на реле тока, включенном в сеть одного из трансформаторов тока защиты от внешних коротких замыканий. Для отстройки от кратковременных перегрузок и коротких замыканий предусматривается реле времени. Выдержка времени принимается на ступень селективности больше, чем время срабатывания защиты трансформатора от внешних коротких замыканий.

а) На силовом трансформаторе 110/35

дифференциальная токовая защита

максимальная токовая защита с блокировкой по напряжению с 2 выдержками времени на отключение ввода 110кВ -1 ступень, отключение выключателя 110кВ - 2 ступень

- токовая защита от перегрузки с действием на сигнал

- газовая защита с действием на сигнал и на отключение тр-ра

- от понижения уровня масла

б) на вводах 27,5 и 10,5кВ

- максимальная токовая защита(1 ступень защиты тр-ра установлена на стороне 110кВ

в) На секционном выключателе 27,5кВ максимальная токовая защита

г) На отходящих кабальных линиях 27,5 и 10,5кВ

- токовая отсечка

- максимальная токовая защита

- защита от замыкания на землю (с действием на сигнал).

Управление, сигнализация, блокировка

Управление приводами масляных выключателей осуществляется с помощь ключа управления установленного в шкафах КМ-1Ф и в релейных шкафах ИТР (предполагается автоматическое управление ими). Управление разъединителями 110кВ осуществляется с помощью ручных приводов. В релейном шкафу собраны выходные сигналы (аварийное отключение выключателей и неисправности подстанции), которые выдают сигнал в пункт диспетчерского управления. Кроме того выдается информация о положении выключатея110/35кВ. Предполагается применение аппаратуры телемеханики КУСТ-А. Оперативная блокировка подстанции на стороне 110кВ выполняется электромагнитной на выпрямленном оперативном токе 220 В.На стороне 110кВ в комплектных РУ выполняется механическая блокировка.

Автоматика

Автоматика на подстанции предусматривает:

а) на тр-рах 110/35кВ - автоматическое регулирование напряжения со стороны 110кВ

б) на вводах 110кВ:

- автоматическое отключение вводов при исчезновение напряжения -автоматическое включение вводов при восстановление напряжения.

в) на секционном выключателе 110кВ

- 2х стороннее автоматическое включение резерва без выдержки времени при отключении одного из вводов 110кВ.

- автоматическое выключение выключателя при восстановление напряжения.

г) на отходящих линии 110кВ

- автоматическая частотная разгрузка.

- автоматическое повторное включение после АЧР.

д) на шинах собственных нужд 220 В

- автоматическое включение резерва (АВР).

е) на шинах обеспечивающих питание 220 В-АВР.

Высокочастотная связь

Проектом предусмотрено высокочастотная связь с диспетчерским пунктом электрической сети.



2.7 Расчёт заземления

Заземляющее устройство представляет собой совокупность заземлителя и заземляющих проводников. Заземлителем называется проводник (электрод) или совокупность металлических соединенных между собой проводников, находящихся в соприкосновении с землей. Искусственным заземлителем называется заземлитель, специально выполненный для целей заземления. Естественными заземлителями называются находящиеся в соприкосновении с землей электропроводящие части коммуникаций, зданий и сооружений производственного или иного назначения, используемых для целей заземления. Наиболее важной характеристикой такого контура является сопротивление растеканию заземляющего устройства, которое не должно превышать 0,5 Ом. Условный план подстанции и контур заземления подстанции показан на рисунке.

,Ом

где - сопротивление заземляющего устройства, Ом.

Сопротивление заземляющего устройства определяется по формуле:

;

где R₁₁ - сопротивление растеканию в горизонтальной сетке, Ом;

R₂₂ - сопротивление растеканию вертикальных электродов, Ом;

R₁₂ - взаимное сопротивление между горизонтальной сеткой и вертикальными электродами, Ом.

Сопротивления R₁₁, R₂₂ ,R₁₂ определяются выражениями:



где с - удельное сопротивление грунта, Ом·м (для суглинка принимаем равным 100 Ом·м);

L - полная длина проводников, образующих горизонтальную сетку, м;

S - площадь покрытия защитной сеткой, м²;

l - длина вертикальных заземлителей, м (l = 1,8 м);

d - диаметр вертикального электрода, м ();

b - ширина полосы горизонтальных заземлителей, м (b=0,02м);

h - глубина заложения горизонтальных заземлителей, м (h=0,5 м);

n - число вертикальных заземлителей, шт.

Рис. 2.19 План тяговой подстанции

Определим площадь подстанции по представленному рисунку 2.19:

Вычислим периметр подстанции по представленному рисунку 2.19:

Определяем число вертикальных заземлителей, учитывая, что расстояние между вертикальными заземлителями не должно быть меньше длины заземлителя:

,

где n - число вертикальных заземлителей, шт;

- периметр защищаемой зоны;

Длина горизонтальных заземлителей находится как сумма длин полос располагающихся в четырёх прямоугольных фигурах. Вычислим число полос располагающиеся по ширине подстанции:

Всего: 29 + 26 = 55 шт.

Вычислим число полос располагающиеся по длине подстанции:

Всего: 38 + 14 = 52 шт.

Вычислим длину полос по ширине подстанции.



Вычислим длину полос по длине подстанции

Определим полную длина проводников образующих горизонтальную сетку.

Определяем сопротивления R₁₁, R₂₂, R₁₂:

Теперь определим сопротивление заземляющего устройства:

0,378 Ом < 0,5 Ом

Сопротивление заземляющего контура не превышает 0,5 Ом, следовательно, рассчитанное заземление применимо к установке.

Схема расположения приведена в графической части (Лист 4).



3. Измерительные трансформаторы. Обслуживание, ремонт испытания

3.1 Измерительные трансформаторы

Обслуживание, ремонт и испытания измерительных трансформаторов регламентируются СТО 70238424.17.220.20.002-2011Измерительные трансформаторы. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования.

Трансформаторы напряжения (ТН). ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

ТН есть измерительный трансформатор, в котором при номинальных условиях вторичное напряжение практически пропорционально первичному и фазовый сдвиг между ними близок к нулю.

ТН предназначен для питания от вторичной (вторичных) обмотки цепей автоматики, релейной защиты, сигнализации и измерения в электроустановках высокого напряжения. Первичная обмотка ТН включается параллельно в цепь высокого напряжения и может иметь один (однополюсный) или два (двухполюсный) вывода изолированных от земли на полное рабочее напряжение. При наличии в ТН одного изолированного вывода первичной обмотки второй вывод заземляется. Выводы первичной обмотки обозначаются А, В, С, О или А, Х. Выводы вторичной обмотки а, b, с, 0 или а, х. Выводы дополнительной вторичной обмотки а_д, х_д. Начала первичных и вторичных обмоток обозначаются соответственно А, В, С, а, b, с, а_д (см. рис.4.1).

ТН классифицируются

а) по способу подключения к цепи:

непосредственное (электромагнитные ТН);

через емкость (емкостные ТН).

б) по числу обмоток:

двухобмоточные; трехобмоточные.

в) по числу фаз:

однофазные;

трехфазные (трехфазные ТН только до 35 KB).

г) по способу охлаждения:

с естественным воздушным охлаждением (сухие);

с естественным масляным охлаждением (масляные).

д) по роду установки:

внутренней; наружной.

Для ТН, вторичные обмотки которых включаются на напряжение между фазами, номинальное напряжение данных обмоток равно 100 В, а включаемых между фазой и землей 100/ . Соответственно номинальное напряжение первичных обмоток однофазных ТН, один вывод которых всегда соединен с землей, равно фазному, т.е. 6/, 10/ и т.д.

Предельные погрешности ТН, соответствующие классам точности 0,2; 0.5; 1; 3, определены для частоты 50+5 Гц первичного напряжения 0,8ч1,21U_1ном, нагрузки подключенной ко вторичной обмотке в пределах

От 0,25

при коэффициенте мощности cosц = 0,8 и зависят от размеров магнитопровода, магнитных свойств стали, конструкции и сечения обмотки, а также от нагрузки и первичного напряжения. Если нагрузка ТН незначительна, то к вторичным обмоткам подключаются балластные резисторы, чтобы обеспечить работу ТН в необходимом классе точности.

ТН напряжением до 35кВ и каскадные ТН типа НКФ-110-58У1 предназначены для сетей с изолированной нейтралью, а напряжением 110кВ и выше - для сетей с заземленной нейтралью.

В цепи первичной обмотки ТН до 35кВ, как правило, устанавливаются предохранители. Предохранители обеспечивают защиту шин и других первичных цепей, к которым подключен ТН. Токи к.з. в цепях вторичной обмотки и на ее выводах в большинстве случаев имеют значения недостаточные для срабатывания предохранителей и, поэтому, ими не защищается.

В тех случаях, когда возникновение к.з. в цепи первичной обмотки маловероятно или последствия его не представляют опасности для электроснабжения потребителей, предохранители на стороне высокого напряжения ТН не устанавливаются. На напряжение 110кВ и выше ТН включаются без предохранителей.

Для защиты ТН от повреждений при к.з. во вторичных цепях применяют предохранители или автоматы. Предохранители могут устанавливаться только на ТН, не питающих быстродействующие устройства релейной защиты, подверженных неправильным действиям (ложным срабатываниям) при обрыве цепей напряжения. При наличии таких устройств для защиты ТН должны применяться автоматы. Это необходимо для обеспечения эффективного действия специальных блокировок, устанавливаемых в от дельных комплектах быстродействующих защит для предотвращения их ложного срабатывания при нарушении исправности вторичных цепей ТН, т.к. предохранители могут срабатывать недостаточно быстро. Автоматы более надежны и позволяют быстро восстановить питание цепей напряжения, а их блок-контакты могут использоваться для сигнализации при нарушении исправности этих цепей. Автоматы должны включаться во все незаземленные провода за исключением выводов обмотки "разомкнутый треугольник 3·U_ном" (cм. рис. 3.1r).

Некоторые распространенные схемы включения ТН представлены на рис. 3.1. Два двухобмоточных ТН могут быть включены на междуфазное напряжение по схеме открытого треугольника (рис. 3.1a). Схема обеспечивает получение симметричных линейных напряжений и применяются в установках 6-35кВ. Вторичные цепи защищаются двухполюсным автоматическим выключателем, при срабатывании которого подается сигнал о разрыве цепей напряжения. Для создания видимого разрыва вторичной цепи установлен двухполюсный рубильник. Фаза b шинок вторичного напряжения заземлена по условиям безопасности.

Три однофазных двухобмоточных ТН могут быть включены в трехфазную группу по схеме звезда-звезда с заземлением нейтралей обмоток высокого и низкого напряжения (рис. 3.1б). Схема позволяет включать измерительные приборы и реле на линейные напряжения и напряжения фаз по отношению к земле. В частности, данная схема используется для включения вольтметров контроля изоляции в сетях напряжением до 35кВ, работающих с изолированной нейтралью. ТН работают в нормальном режиме под напряжением в раза меньше номинального, что вызывает большие погрешности. Поэтому, данная схема не применяется для включения счетчиков электрической энергии. Вторичные цепи ТН защищены предохранителями во всех трех фазах, так как заземлена не фаза, а нейтраль вторичной обмотки.

Для измерения линейных и фазных напряжений в сетях 6-10кВ используют трехфазный трехстержневой двухобмоточный ТН типа НТМК, включенный по схеме рис. 3.1.в. В связи с отсутствием заземления нейтрали первичной обмотки, данная схема не может быть применена для измерения напряжения по отношению к земле.

Рис. 3.1 Схемы включения и примеры обозначения обмоток однофазных и трехфазных ТН

По схеме рис. 3.1г включается трехфазные трехобмоточные ТН типа НТМИ, предназначенные для сетей 6-10кВ, работающих с изолированной или компенсированной нейтралью. Такие ТН изготовляются групповыми, т. е. состоящие из трех однофазных ТН. Применяются также трехфазные трехобмоточные трансформаторы старой серии, которые выпускались с бронестержневыми магнитопроводами (три стержня и два боковых ярма). Основные вторичные обмотки защищены трехполюсными автоматическими выключателями. Вспомогательные контакты автоматических выключателей используются для сигнализации о разрыве цепей напряжения и блокирования защит минимального напряжения и АРВ. Дополнительные вторичные обмотки ТН, соединенные в разомкнутый треугольник, служат для сигнализации о замыкании на землю. К зажимам этой обмотки непосредственно подключается только реле повышения напряжения, поэтому в этой цепи отсутствует рубильник. По рассматриваемой схеме включаются в трехфазные группы и однофазные трехобмоточные ТН типа СHOM в сетях напряжением 6-35кВ.

Для обозначения типа ТН принято следующие буквенно-цифровые обозначения: Н - трансформатор напряжения; О - однофазный; Т - трехфазный; С - сухой; Л - с литой изоляцией; Г - с газовой изоляцией; М -- масляный; Ф - в фарфоровой покрышке; 3 - с заземленным выводом первичной обмотки; И - с обмоткой для контроля изоляции; Э - для установки на экскаватор; К - в серии НОСК - для комплектных распределительных устройств; К - в серии НКФ - каскадный; К - в серии НТМК - с компенсацией угловой погрешности; первое число -класс напряжения; второе (при наличии) год разработки. В серии НОЛ (например НОЛ 08-6) цифры 08 - порядковый номер или шифр разработки, вторая - напряжение. Буква (буквы) и цифра в конце означает климатическое исполнение и категорию размещения. Например: СHOM-35-65У1 - есть ТН, однофазный, масляный, с заземленным выводом первичной обмотки, на напряжение 35кВ, год разработки 1965, для умеренного климата и для работы на открытом воздухе.

Трансформаторы тока (ТТ). ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия

ТТ есть трансформатор, в котором при нормальных условиях работы вторичный ток практически пропорционален первичному току и фазо вый сдвиг между ними близок к нулю.

Первичная обмотка ТТ включается в цепь последовательно (в рассечку токопровода), а вторичная замыкается на некоторую нагрузку (токовые обмотки измерительных приборов, реле), обеспечивая ток в ней, пропорциональный току в первичной обмотке.

ТТ осуществляют преобразование переменного тока любого значения в переменный ток, допустимый по значению для непосредственного измерения с помощью стандартных измерительных приборов или для работы реле защиты. ТТ обеспечивают напряжения. ТТ в установках высокого напряжения необходимы также и в тех случаях, когда уменьшения тока не требуется.

ТТ классифицируютсяа) по месту установки:

на открытом воздухе; в закрытом помещении;

в полостях электрооборудования.б) по способу установки:

проходные; опорные; встроенные.

в) по числу ступеней трансформации:

одноступенчатые; многоступенчатые (каскадные).

г) по выполнению первичной обмотки:

одно витковые; многовитковые.

д) по назначению вторичных обмоток:

для измерения; для защиты; для измерения и защиты.

е) по числу коэффициентов трансформации:

с одним коэффициентом трансформации;

с несколькими коэффициентами трансформации, получаемыми изменением числа витков первичной или вторичной обмоток, либо применение нескольких вторичных обмоток с различным числом витков на соответствующие номинальные токи.

ТТ выпускаются на номинальные токи вторичной обмотки 1 или 5 А (2 или 2.5 А - по отдельному заказу). Ток 1 А только для ТТ с номинальным первичным током до 4000 А. ТТ характеризуются также действительным и номинальным коэффициентами трансформации: действительный - отношение действительного первичного тока к действительному значению вторичного тока; номинальный - соответствующее отношение номинальных токов.

Нагрузка ТТ есть полное сопротивление (Ом) или мощность (В А) его внешней вторичной цепи с указанием коэффициента мощности. Вторичная нагрузка с cosц₂ = 0,8, при которой гарантируется установленный класс точности ТТ или предельная кратность первичного тока относительно его номинального значения, называется номинальной вторичной нагрузкой ТТ.

ТТ, в соответствии с ГОСТ 7746-78, характеризуются классом точности и нормами погрешности. Номинальный класс точности ТТ для измерений численно равен токовой погрешности данного ТТ при номинальной вторичной нагрузке. Классы точности ТТ для измерений приняты 0,2; 0,5; 1; 3; 5; 10, а для защиты 5Р; 10Р.

Обозначение выводов обмоток ТТ представлено на рис. 3.2.

Рис. 3.2 Схемы обозначения выводов обмоток ТТ

а - первичная обмотка с одной секцией; б - ТТ с одной вторичной обмоткой без ответвлений; в - тоже с ответвлениями; г - первичная обмотка с несколькими секциями; г - ТТ с несколькими вторичными обмотками (варианты исполнения)

Выводы первичной обмотки на ТТ обозначаются буквой"Л" (линия), а выводы вторичных обмоток - буквой "И" (измерение). Начала и концы соответственно указываются цифровыми индексами 1 и 2 у этих букв. Выводы Л1 и И1, а также Л2 и И2 называют однополярными.

У шинных ТТ, не имеющих первичной обмотки, до установки на место их использования, обозначения Л1 и Л2 ставятся на корпусе трансформатора у соответствующих входного и выходного отверстий, предназначенных для продевания шины.

У ТТ, встраиваемых в электрооборудование, вместо Л1 и Л2 на сердечнике обозначаются "Верх" и "Низ". При правильной укладке трансформатора ввод высокого напряжения со стороны верха считают за начало, а его внутренний (нижний) зажим - за конец первичной обмотки ТТ. Началом вторичной обмотки при этом является провод, имеющий марку "А", а концом - провод, имеющий марку "Д".

Для определения типа ТТ внутренней установки принято следующее буквенноцифровое обозначение: цифры - номинальное напряжение вкВ; Т - трансформатор тока; П - проходной; 0 - одновитковый стержневой; Ш - одновитковый шинный; В - с воздушной изоляцией, встроенный или с водяным охлаждением магнитопровода; Г - для генераторных токопроводов; К - катушечный; Л - с литой изоляцией; М - модернизированный или малогабаритный; Ч - для повышенной частоты; С - специальный.

В обозначении начальной всегда является буква Т; следующая буква характеризует способ установки (П - проходной; опорный обозначения не имеет); далее - конструкцию первичной обмотки (О, Ш, К; петлевая первичная обмотка обозначения не имеет); последняя - конструкцию или условия применения ТТ (В, Л, М, Г, Ч). Например: ТПОЛ- 10 -- ТТ проходной, одновитковый стержневой, с литой изоляцией из эпоксидных компаундов, на напряжение 10кВ.

ТТ наружной установки выполняются опорного типа с бумажно-масляной изоляцией на напряжение 35кВ и выше. Для трансформаторов данного типа принято следующее буквенное обозначение: Т - трансформатор тока; Ф - с фарфоровой изоляцией (покрышкой); Н - наружной установки; К - с конденсаторной бумажно-масляной изоля цией или каскадный; Д - для дифференциальной защиты; Р - для релейной защиты или изоляцией рамовидной формы; 3 - для защиты от замыканий на землю, с звеньевой обмоткой; М - маслонаполненный или модернизированный. Например: ТФНД-35 - ТТ в фарфоровой покрышке, наружной установки, с обмотками для дифференциальной за щиты, на напряжение 35кВ.

Особенностью ТТ является то, что нельзя размыкать цепь вторичной обмотки работающего трансформатора. При таком размыкание во вторичной обмотке появляется э.д.с. порядка сотен вольт (до десятков киловольт) представляющая опасность для обслуживающего персонала и изоляции ТТ. Кроме того, из-за существенного увеличения магнитного потока потери в сердечнике и, следовательно, нагрев и расширение послед него резко увеличиваются, что может привести к пробою изоляции и короткому замыканию на землю первичной обмотки ТТ.

Общие технические требования и методы испытаний трансформаторов напряжения и трансформаторов тока определены ГОСТ 1983-77Е и ГОСТ 774б-78Е.

Перед началом испытаний должен быть проведен внешний осмотр измерительного трансформатора. При этом проверяют состояние и целостность фарфора и литой изоляции, наличие и уровень масла, отсутствие течи масла, состояние выводов обмоток, отсутствие вмятин на корпусе трансформатора, целость масломерного стекла, затяжку контактных соединений, наличие пломб, надежность заземления выводов обмоток и корпусов трансформаторов.

3.2 Нормы приемо-сдаточных испытаний измерительных трансформаторов - Испытание измерительных трансформаторов

3.2.1 Объем приемо-сдаточных испытаний

В соответствии с требованиями ПУЭ объем приемо-сдаточных испытаний измерительных трансформаторов определяет выполнение следующих работ.

1. Измерение сопротивления изоляции первичных и вторичных обмоток.

2. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции.

3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции первичных и вторичных обмоток.

4. Измерение тока холостого хода.

5. Снятие характеристик намагничивания магнитопровода трансформаторов тока.

6. Проверка полярности выводов (у однофазных) или группы соединения (у трехфазных) измерительных трансформаторов.

7. Измерение коэффициента трансформации на всех ответвлениях.

8. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.

9. Испытание трансформаторного масла.

10. Испытание емкостных трансформаторов напряжения типа НДЕ.

11. Испытание вентильных разрядников трансформаторов напряжения типа НДЕ.

Измерение сопротивления изоляции.

а) первичных обмоток. Производится мегаомметром на напряжение 2500 В. Значение сопротивления изоляции не нормируется .

Для трансформаторов тока напряжением 350кВ типа ТФКН-330 измерение сопротивления изоляции производится по отдельным зонам; при этом значения сопротив ления изоляции должны быть не менее приведенных в таблице 3.1 настоящего раздела.

Таблица 3.1

Наименьшее допустимое сопротивление изоляции первичных обмоток трансформаторов тока типа ТФКН-330

Измеряемый участок изоляции	Сопротивление изоляции, МОм
Основная изоляция относительно предпоследней обкладки	5000
Измерительный конденсатор (изоляции между предпоследней и последней обкладками)	3000
Наружный слой первичной обмотки (изоляция последней обкладки относительно корпуса)	1000

б) вторичных обмоток. Производится мегаомметром на напряжение 500 или 1000 В.

Значение сопротивления изоляции не нормируется, но вместе с присоединенными к обмоткам цепями должно быть не менее 1 МОм.

Сопротивление изоляции каждой обмотки измеряется по отношению к корпусу и остальным соединенным с ним обмоткам. При оценке состояния изоляции вторичных обмоток можно ориентироваться на следующие средние значения сопротивления изоля ции исправной обмотки: 10 МОм у встроенных ТТ и 50 МОм у выносных. У ТТ типа ТФН при наличии вывода от экрана вторичной обмотки измеряется также сопротивление изоляции между экраном и вторичной обмоткой, которое должно быть не менее 1 МОм.

О порядке измерения сопротивления изоляции следует руководствоваться указаниями.

У ТТ, не имеющих первичной обмотки - встроенных, шинных и т. д. оценка состояния главной изоляции осуществляется косвенным путем при измерениях сопротивления изоляции выключателей, трансформаторов, шин и т.д.

Для ТТ с бумажно-масляной изоляцией конденсаторного типа, имеющих вывод 0 от наружной обкладки главной изоляции, сопротивление изоляции вывода 0 регламентируется и указывается в паспорте; так. для ТТ типа ТФРМ сопротивление, измеренное мегаомметром 2500 В, при новом включении должен быть 500 МОм, в процессе эксплуатации - не 10 МОм.

3.2.2 Измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции

Производится для маслонаполненных ТТ напряжением 110кВ и выше. Тангенс угла диэлектрических потерь изоляции ТТ при температуре +20°С не должен превышать значений, приведенных в табл. 3.2.

О порядке измерения tgд следует руководствоваться указаниями (ссылка выше).

"Нормами испытания электрооборудования" предусматривается также измерение tgд у ТТ с основной бумажно-бакелитовой и бумажно-масляной изоляцией не зависимо от номинального напряжения ТТ. При этом, измеренная величина не должна превышать значений, представленных в табл. 3.3.



Таблица 3.2

Наибольший допустимый тангенс угла диэлектрических потерь изоляции трансформаторов тока

Наименование испытуемого объекта	Тангенс угла диэлектрических потерь,% при номинальном напряжении,кВ
	110	150-220	330	500
Маслонаполненные трансформаторы тока (основная изоляция)	2.0	1.5	-	1.0
Трансформаторы тока типа ТФКН-330 основная изоляция относительно предпоследней обкладки	-	-	0.6	-
Измерительный конденсатор (изоляция между предпоследней и последней обкладками)	-	-	0.8	-
Наружный слой первичной обмотки (изоляция последней обкладки относительно корпуса)	-	-	1.2	-

Таблица 3.3

Наибольший допустимый тангенс угла диэлектрических потерь изоляции трансформаторов тока с основной бумажно-бакелитовой и бумажно-масляной изоляцией

Объект испытаний	Номинальное напряжение,кВ
	3-15	20-35	60-110	150-220
Маслонаполненные ТТ с бумажно-масляной изоляцией		2,5	2	1,5
ТТ с бумажно-бакелитовой изоляцией	3	2,5	2

3.2.3 Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

а) изоляции первичных обмоток. Испытание является обязательным для ТТ и ТН до 35кВ (кроме ТН с ослабленной изоляцией одного из вводов).

Значения испытательных напряжений для измерительных трансформаторов указаны в табл. 3.4.

Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения: для ТН 1 мин, для ТТ с керамической, жидкой или бумажно-масляной изоляцией 1 мин, для ТТ с изоляцией из твердых органических материалов или кабельных масс 5 мин.

Таблица 3.4

Испытательное напряжение промышленной частоты для измерительных трансформаторов

Исполнение изоляции измерительного трансформатора	Испытательное напряжение, кВ, при номинальном напряжении, кВ
	3	6	10	15	20	35
Нормальная	21.6	28.8	37.8	49.5	58.5	85.5
Ослабленная	9	14	22	33	-	-

Если один из выводов обмотки высокого напряжения ТН имеет ослабленную изоляцию, то состояние последней оценивается по результатам измерения ее сопротивления.

б) изоляция вторичных обмоток. Значение испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним вторичными цепями составляет 1кВ относительно заземленного цоколя. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.

О порядке испытания изоляции повышенным напряжением промышленной частоты следует руководствоваться указаниями.

3.2.4 Измерение тока холостого хода

Производится для каскадных трансформаторов напряжения 110кВ и выше на вторичной обмотке при подведенном номинальном напряжении последней. При изме рении необходимо учитывать, что у однофазных ТН, у которых второй вывод вторичной обмотки заземляется, номинальное напряжение основной вторичной обмотки составляет 100/ , В, а дополнительной - 100 В или 100/3, В.

Ток холостого хода таких ТН составляет десятки ампер (зависит от напряжения ТН), что необходимо учитывать при выборе регулирующего устройства. Рекомендуется в качестве последнего применять нагрузочный реостат, который позволяет регулировать ток до 40-50 А. При использовании в качестве регулирующего устройства автотрансформатора амперметр показывает заниженное значение из-за значительного искажения формы тока. При проверке следует исходить из того, что ток во вторичной обмотке не может превышать максимально допустимого значения, определяемого максимальной мощности трансформатора по паспорту.

Для ТН с несимметричной магнитной системой (трехфазных трехстержневых) ток холостого хода определяется как среднее арифметическое суммы токов холостого хода всех трех фаз, т.к. у этих трансформаторов намагничивающий ток средней фазы меньше токов крайних фаз. Подводимое напряжение определяется как среднее арифметическое трех измеренных линейных напряжений.

Схема измерения тока холостого хода ТН представлена на рис. 3.3. Значение тока холостого хода не нормируется.

Рис. 3.3 Схема измерения тока холостого хода ТН

3.2.5 Снятие характеристик намагничивания магнитопровода трансформаторов тока

Характеристика намагничивания (вольт-амперная характеристика) представляет собой зависимость напряжения вторичной обмотки U₂ от тока намагничивания в ней I_нам и используются для оценки исправности ТТ. По снижению характеристики намагничивания и изменению ее крутизны выявляется наиболее распространенная и опасная неисправность ТТ - витковое замыкание во вторичной обмотке. Кроме того. характеристика используется для проверки пригодности трансформаторов по их погрешностям для ис пользования в схеме релейной защиты при данной нагрузке.

При снятии характеристики намагничивания магнитопровода на испытуемую вторичную обмотку при разомкнутой первичной обмотке подается переменное регулируемое напряжение, измеряемое вольтметром, и измеряется проходящий по обмотке ток (см. рис. 3.4). При испытаниях одной из вторичных обмоток все остальные вторичные обмотки должны быть замкнуты. При наличии у обмоток ответвлений характеристика снимается на рабочем ответвлении.

Снятие характеристик должно осуществляться по схеме с регулированием напряжения автотрансформатором, обеспечивающей наименьшее искажение формы кривой напряжения. Схема с одним автотрансформатором позволяет обеспечивать пределы регулирования напряжения от 0 до 250 В, а с двумя автотрансформаторами - от 0 до 450 В.

При сборке испытательной схемы вольтметр необходимо включать так, чтобы потребляемый им ток не входил в измеренный намагничивающий ток.

Характеристику намагничивания рекомендуется снимать до номинального тока или до начала насыщения. У маломощных ТТ насыщение наступает при токе менее 5 А, а у мощных ТТ с большим коэффициентом трансформации насыщение наступает при токах до 1 А, но при больших значениях напряжения.

Снятие характеристик намагничивания ТТ, предназначенных для питания релейной защиты, фиксирующих приборов и т. п., когда необходима проверка расчетов погрешностей, токов небаланса и допустимой нагрузки применительно к условиям протекания сверхтоков, проводится до тока выше номинального, т.е. до начала области насыщения или до тока намагничивания, равного 10% максимального тока короткого замыкания



где n_т - коэффициент трансформации испытываемого ТТ

Рис. 3.4 Схема снятия характеристики намагничивания: а - с одним регулировочным устройством; б - с двумя регулировочными устройствами

При снятии характеристики намагничивания напряжение на всей вторичной обмотке не должно превышать 1800 В. Допустимое напряжение для рабочего ответвления в этом случае должно определяться

где К_раб, К_max- рабочий и максимальный для данного ТТ коэффициенты трансформации.

Измерение напряжения рекомендуется производить комбинированным прибором Ц4312. Измерение тока намагничивания должно проводиться амперметром (миллиамперметром) действующего значения.

Исправность ТТ оценивается путем сопоставления снятой характеристики с типовой характеристикой намагничивания для данного типа ТТ. Типовая характеристика представляет собой зависимость э.д.с. вторичной обмотки от тока намагничивания Е₂ = f(I_нам). Поэтому, снятую характеристику U₂ = f(I_нам) необходимо привести к типовой путем вычитания из полученных результатов величины падения напряжения на вторичной обмотке - ДU = I_нам·z₂, (z₂ - сопротивление вторичной обмотки ТТ).

Если для снятия характеристики намагничивания требуется напряжение выше 1000В, применяется специальный повышающий трансформатор или характеристика снимается при подаче тока через первичную обмотку и измерением напряжения на вы водах вторичной обмотки вольтметром с большим внутренним сопротивлением. При этом напряжение на вторичной обмотке не должно превышать величины, равной 1,3 z_н·n, где z_н,n - соответственно допустимая нагрузка на вторичную обмотку ТТ и допустимая кратность первичного тока

У ТТ с закороченными витками вторичной обмотки снятая характеристика намагничивания располагается ниже типовой характеристики (см. рис. 3.5). Если снятая характеристики располагается ниже типовой на 20% и более, то ТТ включать в эксплуатацию не рекомендуется. В паспорте ТТ могут быть указаны значения U₂,I_нам для контрольных замеров при новом включении. В этом случае рекомендуется оценивать ТТ по приведенным контрольным точкам с учетом указаний приведенных выше.

При отсутствии типовых характеристик оценивать состояние ТТ можно сопоставлением с характеристиками заведомо исправных однотипных ТТ с таким же коэффициентом трансформации.

При возникновении сомнений в исправности ТТ по полученным характеристикам, можно воспользоваться дополнительным измерением угла между U>,I c помощью прибора ВАФ-85М. У исправных ТТ в линейной части характеристики намагничивания Uz опережает I на угол 30-50, который увеличивается до 90 по мере увеличения тока намагничивания. При наличии виткового замыкания угол опережения при тех же значениях тока намагничивания значительно меньше. Увеличение угла наблюдается при больших значениях I_нам.



Рис. 3.5 Характеристики намагничивания при витковых замыканиях во вторичных обмотках

1 - ТТ типа ТПШФ-10, 5000/5 А (1.1 исправный ТТ, 1.2 - закорочен 1 виток);

2 - ТТ типа ТВ-35, 300/5 А (2.1 - исправный ТТ, 2.2 - закорочено 2 витка, 2.3 - закорочено 9 витков.

Таблица 3.7

Одноминутное испытательное напряжение промышленной частоты для аппаратов, измерительных трансформаторов, изоляторов и вводов

Класс напряжения, кВ	Испытательное напряжение,кВ
	Аппараты*, трансформаторы тока и напряжения	Изоляторы и вводы
	Фарфоровая изоляция	Другие виды изоляции**	Фарфоровая изоляция	Другие виды изоляции
До 0,69	1	1	-	-
3	24	22	25	23
6	32	29	32	29
10	42	38	42	38
15	55	50	57	51
20	65	59	68	61
35	95	86	100	90

*Аппараты - силовые выключатели, выключатели нагрузки, разъединители, отделители, короткозамыкатели, заземлители, предохранители, вентильные разрядники, комплектные распределительные устройства, комплектные экранированные токопроводы, конденсаторы связи.

**Под другими видами изоляции понимается бумажно-масляная изоляция, изоляция из органических твердых материалов, кабельных масс, жидких диэлектриков, а также изоляция, состоящая из фарфора в сочетании с перечисленными диэлектриками.

б) изоляции вторичных обмоток и доступных стяжных болтов. Производится напряжением 1000В в течение 1 мин.

Испытание напряжением 1000В промышленной частоты может быть заменено измерением одноминутного значения сопротивления изоляции мегаомметром на напряжение 2500В.

При проведении испытания мегомметром на 2500В можно не выполнять измерений сопротивления изоляции мегомметром на напряжение 500-1000В. Изоляция доступных стяжных болтов испытывается при вскрытии измерительных трансформаторов.

3.2.6 Измерение коэффициента трансформации

Трансформаторы тока

Проверка коэффициента трансформации ТТ производится путем измерения соотношений токов или напряжений в первичной и вторичных обмотках. Схемы измерений показаны на рис. 3.6.

Подача тока (рис. 3.6, а) осуществляется от нагрузочного устройства на первичную обмотку ТТ. Для измерения коэффициента трансформации встроенных трансформаторов тока в его окно вставляется токоведущий стержень, выполняющий роль первичной обмотки. Значение тока устанавливается в пределах 0,1ч0,25 номинального. Класс точности измерительных приборов предпочтительно иметь не менее 1,0, но допустимо также применение менее точных приборов. Измерение тока в первичной цепи ТТ производится или амперметром прямого включения, или с использованием измерительного трансформатора тока. При наличии нескольких вторичных обмоток все они должны быть замкнуты на измерительные приборы или закорочены.

Коэффициент трансформации проверяемого ТТ равен отношению значений первичного измеренного тока ко вторичному.

На полностью собранных ТТ, имеющих первичную обмотку, определение коэффициента трансформации может быть выполнено путем подачи регулируемого напряжения на вторичную обмотку ТТ (рис. 3.6, б). Значение напряжения, подаваемого на вторичную обмотку, составляет, как правило, не более 220 В. Значение напряжения на первичной обмотке поэтому мало (менее 1В) и используемые приборы должны обеспечить необходимую точность измерений, а также не вносить дополнительных погрешностей (рекомендуется использовать приборы с сопротивлением не менее 1 кОм/В), класс точности приборов не менее 1,0.

Рис. 3.6 Схемы проверки коэффициента трансформации трансформаторов тока:

а -- методом измерений токов; б -- методом измерении напряжений; ТТ -- проверяемый трансформатор тока; ТТ1 -- измерительный трансформатор тока; Р -- регулятор напряжения; НУ -- нагрузочное устройство; А -- амперметр; V -- вольтметр