Мощность вторичной обмотки трансформатора тока

Здравствуйте, уважаемые гости и читатели сайта «Заметки электрика».

На одной из обслуживаемых мной подстанций напряжением 10 (кВ) не так давно мы произвели замену всех индукционных счетчиков типа САЗУ-И670М на электронные ПСЧ-4ТМ.05М.01 (вот .

Причин для замены было несколько. Класс точности 2,0 у не соответствовал современным требованиям к классу точности для расчетных счетчиков (). Также не сводился баланс между приборами учета вводных и отходящих фидеров.

Как говорится, сделали хорошее дело, но здесь есть существенный нюанс, о котором я расскажу в данной статье.

Дело в том, что потребляемая полная мощность индукционного счетчика САЗУ-И670М в каждой цепи напряжения находится в пределах от 5 (ВА) до 6 (ВА), а у электронного ПСЧ-4ТМ.05М.01 - не более 0,8 (ВА), т.е. меньше практически в 7-8 раз.

Вот партия новых счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.01.

Класс точности у ПСЧ-4ТМ.05М.01 для активной энергии составляет 0,5S, а для реактивной — 1. Напряжение (В): 3х(57,7-115)-(100-200).

Соответственно, что после замены счетчиков мощность нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжения (ТН) значительно уменьшилась. В связи с этим нужно измерить фактическую мощность вторичных цепей ТН и убедиться в том, что она не уменьшилась ниже требуемого уровня. Все бы ничего, но эти счетчики входят в коммерческую систему учета электроэнергии (аналог системы ), а значит малейшая погрешность при учете потребляемой электроэнергии напрямую влияет на дополнительные финансовые затраты для предприятия.

А какой требуемый уровень нагрузки должен быть у ТН? Об этом читайте чуть ниже.

На подстанции, где производилась замена счетчиков имеется 4 секции КРУ-10 (кВ). В качестве примера я покажу замер и расчет фактической мощности нагрузки ТН-4 сек.

Технические данные НТМИ-10 и место его установки

Технические данные НТМИ-10 (кратко):

коэффициент трансформации основной обмотки 10000/100 (В)
номинальная мощность 120 (ВА) для класса точности 0,5
номинальное вторичное напряжение основной обмотки 100 (В)
группа соединения Yo/Yo-12

НТМИ-10 установлен на выкатном элементе (каретке).

Силовые контакты (разъемы) выкатного элемента.

Вторичные цепи соединяются с релейным отсеком с помощью соединительной гребенки.

Напомню Вам, что от этих гребенок я отказываюсь и .

В 2011 году (еще до замены счетчиков) к нам приезжала метрологическая служба (у моей ) и проводила поверку этого трансформатора напряжения, где в том числе и измеряла его фактическую нагрузку, а также потери напряжения в цепях от ТН до счетчиков.

Вот скан-копия этого протокола:

Как видно из протокола, то фактическая нагрузка ТН до замены счетчиков была 45 (ВА). Межповерочный интервал составляет 4 года, а значит следующую поверку нужно проводить только в 2015 году.

Но в связи с изменением нагрузки ТН, по рекомендациям Государственной системы обеспечения единства измерений (методика измерений МИ 3195-2009 «Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей», п.13.3) нужно обязательно проводить его внеочередную поверку, т.е. руководителю предприятия нужно будет оплатить визит метрологов, которые проведут все необходимые замеры и предоставят официальный протокол поверки ТН.

Пока метрологи не приехали, я решил самостоятельно измерить и рассчитать фактическую мощность нагрузки ТН, и сделать собственный вывод о необходимости установки догрузочных резисторов.

Измерения я буду проводить по рекомендациям методики МИ 3195-2009 «Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей». Для этого мне понадобятся электроизмерительные клещи, прошедшие поверку (в моем случае достаточно калибровки). Относительная погрешность клещей при измерении токов и напряжений должна быть не более 7%.

Я буду использовать электроизмерительные клещи Mustech М266С - по перечисленным выше требованиям они вполне подходят. Для ознакомления представлю Вашему вниманию несколько полезных статей по работе с электроизмерительными приборами:

Как измерить нагрузку ТН

Небольшие пояснения к схеме:

АВ — автомат цепей напряжения ~100 (В)
А601, В600, С601, О601 — маркировка выводов основной обмотки (звезда)
Н601, Н600 — маркировка выводов дополнительной обмотки (разомкнутый треугольник)
ДС — антирезонансные добавочные сопротивления 25 (Ом) мощностью 400 (Вт)
ПИ — вольтметровый переключатель
V — киловольтметр

Тип автомата цепей напряжения ~100 (В) — АП-50Б (с блок-контактами, действующими через указательное реле в предупредительную сигнализацию).

На данный момент к основной обмотке ТН подключены 7 электронных счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М.01 и два киловольтметра: один через вольтметровый переключатель, а другой - на щите управления. Тип киловольтметров — Э30.

Вольтметровый переключатель собран на 6 положений: АВ, ВС, АС, АО, ВО и СО.

К дополнительной обмотке подключено реле контроля изоляции РН-53/60Д (1 шт.).

Для расчета фактической мощности нагрузки ТН, мне достаточно будет измерить следующие параметры:

ток в фазе А (Iа)
ток в фазе В (Ib)
ток в фазе С (Ic)
фазное напряжение Uао
фазное напряжение Ubо
фазное напряжение Ucо

Измерение я буду проводить при работающем трансформаторе напряжения и без разрыва вторичных цепей.

Вся нагрузка основной обмотки проходит через автомат цепей напряжения ~100 (В), поэтому удобнее всего замер фазных токов выполнить на его выводах.

Вот измеренные значения токов по каждой фазе:

Iа = 0,07 (А)
Ib = 0,08 (А)
Ic = 0,11 (А)

Фазные напряжения удобнее всего измерить на вольтметровом переключателе.

Вот измеренные значения фазных напряжений:

Uао = 60,5 (В)
Ubо = 58,5 (В)
Ucо = 58,9 (В)

Рассчитаем мощность каждой фазы ТН.

Sa = Iа·Uао = 0,07·60,5 = 4,24 (ВА)

Sb = Ib·Ubо = 0,08·58,5 = 4,68 (ВА)

Sс = Iс·Uсо = 0,11·58,9 = 6,48 (ВА)

Вы наверное успели заметить, что измеренные фазные напряжения ТН несколько отличаются от номинального фазного значения 57,7 (В). Это связано с принудительным завышением напряжения на секции. Также на КРУ-4 секции присутствует перекос по напряжению — на него особо не обращайте внимания, т.к. к этой секции подключены двухфазные потребители на стороне 10 (кВ).

В таком случае нужно сделать пересчет потребляемой мощности каждой фазы ТН.

Sa’ = Sa·(Uном/Uао)·(Uном/Uао) = 4,24·(57,7/60,5)·(57,7/60,5)= 3,85 (ВА)

Sb’ = Sb·(Uном/Ubо)·(Uном/Ubо) = 4,68·(57,7/58,5)·(57,7/58,5) = 4,55 (ВА)

Sс’ = Sс·(Uном/Uсо)·(Uном/Uсо)= 6,48·(57,7/58,9)·(57,7/58,9) = 6,21 (ВА)

Рассчитываем фактическую полную мощность нагрузки ТН, которая для трехобмоточного трансформатора напряжения типа НТМИ-10 равна сумме мощностей каждой фазы ТН основной обмотки с учетом мощности нагрузки дополнительной обмотки:

Sтн = Sa’ + Sb’ + Sс’ + Sдоп.

К дополнительной обмотке подключено реле контроля изоляции РН-53/60Д (1 шт.). По паспортным данным его потребляемая мощность при минимальной уставке составляет не более 0,5 (ВА), а при напряжении 100 (В) — 5 (ВА). В расчетах я возьму 0,5 (ВА), т.к. реле не постоянно находится в работе, а только в случае «заземления» фазы на стороне 10 (кВ).

Sтн = Sa’ + Sb’ + Sс’ + Sдоп. = 3,85 + 4,55 + 6,21 + 0,5 = 15,11 (ВА)

Полученную мощность сравниваем с номинальной мощностью ТН. Напомню, что номинальная мощность рассматриваемого трансформатора напряжения НТМИ-10 составляет 120 (ВА). Вот что у меня получилось:

до замены счетчиков мощность ТН составляла 45 (ВА), что соответствовало 37,5% от номинальной мощности ТН
после замены счетчиков мощность ТН стала 15,11 (ВА), что соответствует 12,59% от номинальной мощности ТН

Таким образом, после замены индукционных счетчиков электроэнергии САЗУ-И670М на электронные ПСЧ-4ТМ.05М.01 фактическая мощность нагрузки ТН получилась ниже требуемого значения, что приводит к большим погрешностям и к работе ТН не в заданном классе точности. Вот этот самый нюанс и есть, про который я говорил в самом начале статьи.

В методике измерений МИ 3023-2006 «Рекомендации. Нормализация нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов напряжения», п.3 говорится, что фактическая мощность трансформатора напряжения должна находиться в пределах от 25% до 100% от его номинальной мощности (если иного требования не указано в паспорте на конкретный тип ТН).

В нашем случае для обеспечения заданного класса точности ТН есть два варианта. Первый вариант — это замена действующего ТН на ТН с меньшей номинальной мощностью. Второй вариант — это установка догрузочных резисторов во вторичную цепь ТН. Естественно, что второй вариант более экономичный и более простой, поэтому я склонен именно к нему.

Для увеличения фактической нагрузки в необходимые пределы нужно приобрести и установить догрузочные резисторы. В этой же МИ 3023-2006, п.3, говорится, что их мощность должна быть выбрана таким образом, чтобы фактическая мощность ТН с учетом догрузочных резисторов соответствовала (50±10)% от номинальной мощности ТН.

Как видите, с одной стороны сделали хорошее и доброе дело — заменили старенькие индукционные счетчики на новые электронные, а с другой стороны поимели дополнительные затраты на приобретение догрузочных резисторов, на проект на их установку, на монтажные работы (этот пункт будет осуществлен своими руками) и на внеочередные поверки ТН (до установки резисторов во вторичную цепь и после).

P.S. На этом все, а пока я начну рассчитывать мощность догрузочных резисторов, ведь с установкой резисторов ТН будет работать с минимальными погрешностями, а потребляемая мощность из сети будет рассчитана максимально точно. Спасибо за внимание.

Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по принципу действия и конструктивному выполнению аналогичны силовым трансформаторам.

На рис. 6.1.1 изображен двухобмоточный измерительный трансформатор. Первичная обмотка w 1 имеет несколько тысяч витков, вторичная w 2 – несколько сотен. Буквой А(а) на схемах принято обозначать начало первичной (вторичной) обмотки, буквой Х(х ) – конец. Напряжение вторичной обмотки можно определить как

,(6.1)

где – коэффициент трансформации измерительного трансформатора.

Рис. 6.1.1

Для питания защит ТН могут устанавливаться на шинах электростанций и подстанций и питать защиты всех присоединений (рис. 6.1.2 а) или устанавливаться на каждом присоединении (рис. 6.1.2 б).

Рис. 6.1.2

При переключении присоединений с одной системы шин на другую необходимо производить переключение питания её защит на ТН другой системы шин. Обычно такое переключение делается автоматически при операциях с разъединителями (рис. 6.1.3).

Рис. 6.1.3

6.2. Погрешности трансформаторов напряжения

Формула (6.1) справедлива лишь для идеального трансформатора, однако за счет падения напряжения D U в первичной и вторичной обмотках действительное значение вторичного напряжения

.(6.2)

Для уменьшения D U необходимо уменьшать сопротивление обмоток Z 1 и Z 2 , ток намагничивания I НАМ и ток нагрузки I 2 .

ТН подразделяются на три класса: 0,5;1 и 3.

В каталогах указывается номинальная мощность – максимальная нагрузка, которую может питать ТН в гарантированном классе точности.

Связь нагрузки с номинальной мощностью отображает формула

.(6.3)

6.3. Схемы соединений трансформаторов напряжения

6.3.1. Схема соединения трансформаторов напряжения в звезду

Схема предназначена для получения напряжения фаз относительно земли и линейных напряжений.

Заземление нейтрали первичной обмотки ТН и наличие нулевого провода во вторичной цепи является обязательным условием для получения фазных напряжений относительно земли.

Обмотки реле 1,2,3 включены на фазные напряжения; 4,5,6 – на линейные напряжения.

Соединение ТН по схеме Y / Y может выполняться по 6 и 12 группам. Типовым является соединение по 12 группе.

На рис. 6.3.1: F – плавкий предохранитель; FA – плавкий предохранитель в цепях релейной защиты

Рассмотренная схема соединений может быть выполнена посредством трех однофазных ТН или одного трехфазного пятистержневого ТН (рис.6.3.2) Трехфазные трехстержневые ТН не применяются, так как в их магнитопроводе нет пути для замыкания магнитных потоков нулевой последовательности Ф 0 , создаваемых током I 0 в первичных обмотках при замыкании на землю в сети. Поток Ф 0 замыкается через воздух, это резко увеличивает I НАМ , вызывая недопустимый нагрев трансформатора.

Возможна дополнительная обмотка на основных или дополнительных стержнях для получения напряжения нулевой последовательности (рис. 6.3.2).

Рис. 6.3.2

6.3.2. Схема соединения обмоток трансформаторов напряженияв открытый треугольник

Два однофазных ТН включены на два междуфазных напряжения. Между проводами вторичной цепи включаются реле. Схема позволяет получить 3 междуфазных напряжения.

Рис. 6.3.3

6.3.3. Схема соединения трансформаторов напряжения в разомкнутый треугольник

Схема соединения, показанная на рис. 6.3.4, позволяет получить напряжение нулевой последовательности:

(6.4)

В нормальном режиме U P =0.

Необходимым условием работы схемы является заземление нейтрали первичной обмотки ТН . При отсутствии заземления напряжение на реле будет отсутствовать. Для вторичной обмотки принимается U НОМ =100 В – для сетей с заземленной нейтралью и 100/3 В –д ля изолированной. Практически в нормальных условиях напряжение на реле составляет U нб = 0,5...2 В.

При однофазном КЗ в сети с заземленной нейтралью (рис . 6.3.5):

U A =0;U B +U C =U Ф =U P .

В сети с изолированной нейтралью (рис. 6.3.6): U P =3 U Ф , поэтому у ТН, предназначенных для таких сетей, вторичные обмотки имеют увеличенный в 3 раза коэффициент трансформации (например: 6000/100/3).

Рис. 6.3.5

Напряжение нулевой последовательности может быть получено и от специальных обмоток трехфазных ТН (см. рис. 6.3.2). Чаще всего применяются ТН с двумя вторичными обмотками. Одна соединяется по схеме звезды, а вторая – разомкнутым треугольником (см. рис. 4.3.1 б).

Вторичные обмотки ТН подлежат обязательному заземлению . Оно является защитным, обеспечивая безопасность персонала при попадании высокого напряжения во вторичные цепи. Обычно заземляется нулевая точка звезды или один из фазных проводов. В проводах, соединяющих точку заземления с обмотками ТН, не должно быть коммутационных и защитных аппаратов.

6.4. Контроль за исправностью цепей напряжения

Повреждения во вторичных цепях ТН (КЗ и обрывы) могут вывести из строя оборудование релейной защиты или привести к неправильным её действиям.

При КЗ опасно увеличивается ток, для защиты оборудования устанавливают предохранители или автоматы.

Повреждения вторичных цепей искажают величину и фазу вторичного напряжения, что приводит к неправильной работе защиты.

При обрыве фазы напряжение, подводимое к обмоткам реле, исчезает, что воспринимается защитой как КЗ в сети. Для предотвращения ложных действий предусматриваются специальные устройства (блокировки).

Одна из простейших схем сигнализации обрыва в цепях ТН приведена на рис. 6.4.1.

Рис. 6.4.1

На рис. 6.4.2 изображена принципиальная схема блокировки защиты при повреждении в цепях ТН типов КРБ–11 и КРБ–12.

Рис. 6.4.2

В нормальном режиме напряжение на реле KV 0 отсутствует. При обрыве одной или двух фаз возникает U 0 , под влиянием которого в реле KV 0 появляется ток и оно срабатывает, давая сигнал и выводя защиту из работы.

Реле KV 0 действует не только при обрывах, но и при КЗ на землю в первичной сети; чтобы предотвратить блокирование защиты при этом, ставится реле KV А , реагирующее на появление тока I 0 в первичной сети.

Рассмотренные блокировки, не реагирующие на одновременный обрыв всех трех фаз цепи напряжения, на трехфазное КЗ во вторичных цепях и обрыв нулевого провода, выпускаются Чебоксарским электроаппаратным заводом.

Контроль цепей разомкнутого треугольника

Контроль производится путем периодического измерения напряжения небаланса. При исправной цепи U НБ =1...3 В. При нарушении цепи показания пропадают.

Для контроля применяются и более сложные устройства. Для трансформаторов напряжения с двумя вторичными обмотками: Y / Y /– Схема с семиобмоточным трансформатором или схема с тремя однофазными трансформаторами.

Сложные схемы применяются для блокировки защит на ЛЭП 220 кВ и выше.

Здравствуйте, уважаемые читатели и гости сайта «Заметки электрика».

Счетчики электрической энергии, установленные в электроустановках напряжением 10 (кВ), подключаются через измерительные трансформаторы напряжения и трансформаторы тока ().

В данной статье я хотел бы остановиться на измерительных трансформаторах напряжения и более подробно рассказать Вам про конструкцию и схему подключения трехфазного трансформатора напряжения НТМИ-10.

Помимо трехфазных трансформаторов НТМИ-10, у нас на предприятии установлены и однофазные трансформаторы типа НОМ-10 и ЗНОЛ.06-10, но о них я расскажу Вам в следующий раз — подписывайтесь на рассылку новостей сайта, чтобы не пропустить выход новых статей.

Внешний вид трансформатора НТМИ-10:

Расшифровка НТМИ-10:

Н — трансформатор напряжения
Т — трехфазный
М — масляный (естественное масляное охлаждение)
И — измерительный с дополнительной обмоткой для контроля изоляции (КИЗ)
10 — класс напряжения

Трансформаторы напряжения (ТН) необходимы для снижения уровня высокого напряжения 10 (кВ) до стандартного значения 100 (В). Таким образом, мы изолируем вторичные цепи напряжения от первичных цепей 10 (кВ).

По принципу работы трансформаторы напряжения (ТН) аналогичны обычным силовым понижающим трансформаторам. Они имеют стандартные коэффициенты трансформации в зависимости от уровня первичного напряжения сети: 10000/100 (В), 6000/100 (В), 3000/100 (В), 500/100 (В) и т.д.

Коэффициент ТН указывается через дробь: в числителе — номинальное значение первичного напряжения, а в знаменателе - номинальное значение вторичного напряжения.

В нашем примере у НТМИ-10 коэффициент трансформации равен 10000/100 (В). Это значит, что трансформатор напряжения предназначен для работы в сети напряжением 10 (кВ) и имеет коэффициент трансформации 100. Хотел бы напомнить, что этот коэффициент нужно учитывать при вычислении .

Независимо от того, какой измерительный трансформатор напряжения у Вас установлен — вторичное напряжение у него должно быть всегда 100 (В).

Ко вторичным цепям подключаются различные измерительные приборы, устройства релейной защиты, автоматики и сигнализации: киловольтметры, счетчики электрической энергии, приборы для измерения мощности (ваттметры, варметры), различные преобразователи напряжения и мощности, реле контроля напряжения, реле защиты минимального напряжения, пусковые органы АВР, блоки регулирования напряжения (РКТ) и управления ступенями переключающих устройств РПН силовых трансформаторов и т.д.

Основные технические характеристики НТМИ-10 (1967 года выпуска) указаны на его бирке:

Как видите, один и тот же трансформатор может работать с разными классами точности, правда для каждого класса точности определена его номинальная вторичная нагрузка (мощность).

Рассматриваемый НТМИ-10 предназначен для питания расчетных счетчиков коммерческого учета, а значит должен работать в классе точности 0,5 (ПУЭ, п.1.5.16):

Напомню, что при напряжении 10 (кВ) должен быть не ниже 1,0.

Для работы трансформатора напряжения в классе точности 0,5 его номинальная нагрузка (мощность) не должна превышать 120 (ВА). Но в связи с массовым переходом от индукционных счетчиков к электронным (читайте статью о ) я столкнулся со следующей проблемой.

У электронных счетчиков потребляемая мощность в несколько раз меньше, чем у индукционных, поэтому трансформатор напряжения получился не перегружен, а наоборот — не загружен, что отрицательно сказывается на его погрешности. В методике измерений МИ 3023-2006, п.3 говорится, что фактическая мощность трансформатора напряжения должна быть в пределах от 25% до 100% от его номинальной мощности. Читайте статью о том, как после замены счетчиков я производил , и что нужно делать, чтобы нагрузить ТН для работы в нужном классе точности.

Так, что не забывайте об этом.

Максимальная предельная мощность — это предельная мощность трансформатора, которая в несколько раз превышает номинальную мощность, но при которой трансформатор может работать с допустимым нагревом обмоток.

Остальные характеристики приведены ниже:

схема и группа соединений обмоток - У н /У н - 0 (У н /У н -12)
режим работы — продолжительный
температура эксплуатации от -45°С до +40°С (исполнение У3)
срок службы — не менее 20 лет (по факту уже более 47 лет)
масса 190 (кг)

Устройство и конструкция НТМИ-10

Рассмотрим конструкцию трансформатора напряжения НТМИ-10.

Пришел очередной срок поверки трансформатора напряжения НТМИ-10, установленного в ячейке ТН-2 сек. распределительной подстанции 10 (кВ). Мы пригласили метрологов и по результатам поверки данный НТМИ-10 был забракован по причине повышенной погрешности при работе в классе точности 0,5.

Данный трансформатор пришлось демонтировать с ячейки, а на его место установить новые однофазные 3хЗНОЛ.06-10. Об этом я еще расскажу Вам в ближайшее время.

Ну раз демонтировали НТМИ-10 с ячейки, то это и стало поводом для написания подробной статьи о нем.

Бак трансформатора НТМИ-10 имеет круглую форму и сварен из листовой стали (на фотографии ниже виден сварной шов).

Для его транспортировки имеются специальные крюки, приваренные к баку трансформатора.

На крышке бака расположены 3 высоковольтных ввода (А, В, С), нулевой вывод первичной обмотки (О), выводы вторичных обмоток (основной и дополнительной), пробка для заливки (доливки) масла.

Вводы трансформатора состоят из фарфоровых проходных изоляторов.

Пробка для заливки трансформаторного масла имеет мерную пластину для контроля его уровня в баке.

Внизу бака имеется пробка для слива или отбора масла для испытаний на пробой и проведения химического анализа.

Сливную пробку и крышку бака трансформатора можно опломбировать.

Кстати, наша ЭТЛ занимается испытанием трансформаторного масла на пробой, что . Для этого у нас имеется специальная установка — АИМ-90.

С другой стороны от сливной пробки находится болт для заземления корпуса трансформатора.

Активная часть трансформатора состоит из пятистержневого магнитопровода броневого типа, собранного из пластин электротехнической холоднокатанной стали. Обмотки (А, В, С) насажены на средние стержни магнитопровода. Свободные по краям стержни необходимы для замыкания магнитных потоков нулевой последовательности.

Схему подключения трансформатора напряжения НТМИ-10 рассмотрим на этой же распределительной подстанции, только на соседней ячейке ТН-1 сек, где установлен аналогичный НТМИ-10.

Однолинейная принципиальная схема:

Питание первичной обмотки НТМИ-10 осуществляется со сборных шин 10 (кВ) через шинный разъединитель.

В качестве защиты в каждой фазе установлены предохранители ПКТ-10. Эти предохранители защищают от короткого замыкания только первичные обмотки ТН. Если повреждение возникнет во вторичной цепи и даже на ее выводах, значение тока в первичной цепи будет недостаточно для перегорания плавкой вставки предохранителя.

1. Первичная обмотка ТН

Первичная обмотка НТМИ-10 соединена в звезду с нулевым выводом (У н). Нулевой вывод выведен на крышку трансформатора и должен быть обязательно заземлен.

Заземляется он к стальной полосе, которая соединена с заземляющим устройством подстанции.

Маркировка первичной обмотки:

А — начало обмотки фазы А

В — начало обмотки фазы В
С — начало обмотки фазы С
О — нулевой вывод (концы всех обмоток соединены в одной точке)

У трансформатора НТМИ-10 имеется две вторичные обмотки:

основная
дополнительная (для контроля изоляции)

2. Основная вторичная обмотка

Основная вторичная обмотка соединена в звезду с нулевым выводом (У н). Ее нулевой вывод выведен на крышку трансформатора.

Маркировка выводов основной вторичной обмотки:

a — начало обмотки фазы А
b — начало обмотки фазы В
c — начало обмотки фазы С
o — нулевой вывод (концы всех обмоток соединены в одной точке)

На вторичных выводах имеются металлические бирки, на которых выбита маркировка.

Вторичные цепи ТН маркируются следующим образом (в скобках указаны старые обозначения):

а — А601 (501)

b — В600 (521)
c — С601 (541)
o — О601 (500)

У нас на подстанциях в основном сохранилась старая маркировка, но кое-где имеется и новая.

Для безопасности обслуживания (в случае попадания высокого напряжения во вторичные цепи), один из выводов вторичной обмотки ТН должен обязательно заземляться. Об этом отчетливо говорится в ПУЭ, п.3.4.24:

Заземление должно по возможности быть ближе к трансформатору напряжения. Обычно это выполняется, либо на самих вторичных выводах ТН, либо на ближайшем от ТН клеммнике.

В цепи заземления не должно быть установлено никаких коммутационных аппаратов (рубильников, переключателей, автоматов, предохранителей).

Иногда встречаются схемы, где у вторичной обмотки трансформатора напряжения заземлена не нейтраль, а фаза В. Вот пример схемы подключения НТМИ-10 с заземленной фазой В:

При заземленной фазе В гораздо легче перепроверить себя при подключении счетчиков и других приборов. Еще, фазу В заземляют по причине того, что она по конструкции ближе находится к первичной обмотке — так утверждают специалисты. Пока сам не разберу ТН — подтвердить данный факт не могу.

Но лично я привык, что заземлена всегда нейтраль (нулевая точка у звезды), поэтому при монтаже всегда заземляю именно нулевой вывод.

Для защиты ТН от перегрузок и коротких замыканий во вторичных цепях ~100 (В) устанавливается автоматический выключатель или предохранители. В моем случае установлен трехполюсный автомат АП-50Б, имеющий электромагнитную и тепловую защиты. В случае отключения автомата на панели сигнализации сработает указательное реле (в разговор. — блинкер) «автомат отключен» или «неисправность в цепях напряжения», который выдаст предупредительный сигнал на диспетчерский пульт.

Автомат или предохранители должны быть установлены как можно ближе к ТН. Если это ячейка КСО, то на самой панели, если же это КРУ, то на выкатном элементе или в релейном отсеке.

3. Дополнительная вторичная обмотка (для КИЗ)

Дополнительная обмотка соединена в схему разомкнутого треугольника (сумма фазных напряжений) и является фильтром напряжения нулевой последовательности. К ней подключается реле напряжения (реле контроля изоляции), например, РН53/60Д, которое реагирует и выдает сигнал при замыкании на землю в сети 10 (кВ).

Напряжение на дополнительной обмотке в симметричном режиме составляет около 2-3 (В). При однофазном замыкании какой-либо фазы 10 (кВ) на землю в ней возникает напряжение 3U о, приблизительно равное 100 (В).

Маркировка выводов дополнительной обмотки для контроля изоляции (КИЗ):

а д — начало обмотки

х д — конец обмотки

Провода дополнительной обмотки ТН маркируются следующим образом (в скобках указаны старые обозначения):

а д — Н601 (561)

х д — Н600 (562)

Дополнительную обмотку также необходимо заземлить, например, на выводе х д.

В связи с малой протяженностью вторичных цепей дополнительной обмотки, аппараты защиты в ней можно не устанавливать.

Для защиты трансформатора напряжения от перенапряжений, возникающих при самопроизвольных смещениях нейтрали, в цепь дополнительной вторичной обмотки необходимо установить резисторы номиналом 25 (Ом) мощностью 400 (Вт). Эти резисторы устанавливаются только там, где нет компенсирующих устройств (дугогасящих катушек). Дугогасящие катушки на рассматриваемой подстанции имеются в наличии, но выведены из работы.

Дополнение про НТМИ-10-66

В завершении статьи я решил упомянуть про трансформатор напряжения НТМИ-10 с приставкой «66» (НТМИ-10-66).

Трансформаторы напряжения НТМИ-10-66 стали выпускаться в более позднее время. По принципу действия, техническим характеристикам и схеме подключения они полностью аналогичны с рассмотренным в данной статье НТМИ-10, правда есть небольшие отличия по габаритным размерам и высоковольтным вводам, которые Вы увидите на фотографиях ниже.

Внешний вид.