Регулирование напряжения трансформаторов
Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определенный уровень напряжения на шинах подстанций. В электрических сетях предусматриваются способы регулирования напряжения, одним из которых является изменение коэффициента трансформации трансформаторов.
Известно, что коэффициент трансформации определяется как отношение первичного напряжения ко вторичному, или
где w1 w2 - число витков первичной и вторичной обмоток соответственно.
Отсюда U2 = U1w2/w1.
Обмотки трансформаторов снабжаются дополнительными ответвлениями, с помощью которых можно изменять коэффициент трансформации. Переключение ответвлений может происходить без возбуждения (ПБВ), т.е. после отключения всех обмоток от сети или под нагрузкой (РПН).
Рис.1. Схема регулирования напряжения ПБВ: а - ответвления вблизи нулевой точки обмотки ±5% с трехфазным переключателем на три положения, б - ответвления в середине обмотки ±2x2,5% с однофазными переключателями на пять положений (фаза А); 1 - неподвижный контакт, 2 - сегмент контактный; 3 - вал переключателя, 4 - контактные кольца
Устройство ПБВ позволяет регулировать напряжение в пределах ±5%, для чего трансформаторы небольшой мощности кроме основного вывода имеют два ответвления от обмотки высшего напряжения: +5% и -5% (рис.1,а). Если трансформатор работал на основном выводе 0 и необходимо повысить напряжение на вторичной стороне U2, то, отключив трансформатор, производят переключение на ответвление -5%, уменьшая тем самым число витков w1.
На трансформаторах средних и больших мощностей предусматриваются четыре ответвления ±2х2,5%, переключение которых производится специальными переключателями барабанного типа, установленными отдельно для каждой фазы (рис.1,б). Рукоятка привода переключателя выведена на крышку трансформатора.
При замыкании роликом переключателя контактов A4-A5 трансформатор имеет номинальный коэффициент трансформации. Положения А3-А4 и А2-А3 соответствуют увеличению коэффициента трансформации на 2,5 и 5%, а положения А5-А6 и А6-А7 - уменьшению на 2,5 и 5%.
Устройство ПБВ не позволяет регулировать напряжение в течение суток, так как это потребовало бы частого отключения трансформатора для производства переключений, что по условиям эксплуатации практически недопустимо. Обычно ПБВ используется только для сезонного регулирования напряжения.
Регулирование под нагрузкой (РПН) позволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Устройство РПН предусматривает регулирование напряжения в различных пределах в зависимости от мощности и напряжения трансформатора (от ±10 до ±16% ступенями приблизительно по 1,5%).
Рис.2. Устройство РПН трансформаторов а - схема включения регулировочных ступеней, Аb - основная обмотка, bс - ступень грубой регулировки, de - ступени плавной регулировки, П - переключатель, И - избиратель, б - переключающее устройство РНТ-13, 1 - переключатель, 2 - горизонтальный вал, 3 - кожух контакторов, 4 - вертикальный вал, 5 - коробка привода, 6 - бак трансформатора
Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН, так как меньший по значению ток позволяет облегчить переключающее устройство. Для расширения диапазона регулирования без увеличения числа ответвлений применяют ступени грубой и тонкой регулировки (рис.2). Наибольший коэффициент трансформации получается, если переключатель П находится в положении II, а избиратель И - на ответвлении 6. Наименьший коэффициент трансформации будет при положении переключателя I, а избирателя - на ответвлении 1.
На рис.2,б показана схема расположения элементов переключающего устройства РНТ-13, применяемого на трансформаторах средней мощности.
Рис.3. Схема и последовательность переключений устройства РПН с токоограничивающими сопротивлениями
Переход с одного ответвления регулировочной обмотки на другое осуществляется так, чтобы не разрывать ток нагрузки и не замыкать накоротко витки этой обмотки. Это достигается в специальных переключающих устройствах с реакторами или резисторами. Схема с резисторами (рис.3) обладает рядом преимуществ перед схемой с реакторами и получает все более широкое применение. На рис.3 показаны регулировочная часть обмотки de и переключающее устройство.
Последовательность работы контакторов и избирателей показана в таблице к рис.3. В исходном положении 0 трансформатор работает на ответвлении 5, ток нагрузки проходит через контакт К1. Допустим, что необходимо уменьшить число витков в регулировочной обмотке, т.е. перейти на ответвление 4. Последовательность работы элементов РПН в этом случае будет следующей: обесточенный избиратель И2 переводится в положение 4, затем отключается К1 и ток нагрузки кратковременно проходит по R1 и К2; при третьей операции замыкается КЗ, при этом половина тока нагрузки проходит по R1 и К2, а половина - по R2 и КЗ, кроме того, витки регулировочной обмотки 5 - 4 оказываются замкнутыми через R1 и R2 и по ним проходит ограниченный по значению циркулирующий ток; при следующих операциях (4 и 5) размыкается К2 и замыкается К4, при этом ток нагрузки проходит по регулировочной обмотке на ответвление 4, избиратель И2, контакты К4 к выводу 0.
В переключателях данного типа используются мощные пружины, обеспечивающие быстрое переключение контактов контактора (< 0.15 с), поэтому токоограничивающие сопротивления R1, R2 лишь кратковременно нагружаются током, что позволяет уменьшить их габариты. Контакторы размещаются в герметизированном баке с маслом. Управление РПН может осуществляться дистанционно со щита управления вручную или автоматически.
В современных устройствах РПН для коммутации тока находят применение вакуумные дугогасительные камеры. Благодаря этому трансформаторное масло не используется в качестве дугогасительной среды и не требуется его смена в процессе эксплуатации. Переключающие устройства РНТА235/1000 применяются на преобразовательных трансформаторах с интенсивным режимом работы переключений.
Дальнейшим совершенствованием РПН является применение тиристорных переключателей. Тиристоры срабатывают в моменты переходов тока нагрузки через нуль и последовательно включают необходимую комбинацию вторичных обмоток.
Рис.4. Схема регулирования напряжения в автотрансформаторе (показана одна фаза) а - ответвления в нейтрали (без реверса) б - ответвления на линейном конце обмотки СН (с реверсом)
Регулирование напряжения в автотрансформаторах имеет некоторую особенность. Если ответвления выполнить в нейтральной точке (рис.4,а), то это позволяет облегчить изоляцию переключающего устройства и рассчитать его на меньший ток, так как в общей обмотке автотрансформатора проходит разность токов. Такое регулирование называется связанным, т.е. при переключении ответвлений одновременно меняется количество витков ВН и СН. Это приводит к резким изменениям индукции в сердечнике и колебаниям напряжения на обмотке НН.
Независимое регулирование в автотрансформаторе можно осуществить с помощью регулировочной обмотки на линейном конце среднего напряжения (рис.4,б). В этом случае переключающее устройство должно быть рассчитано на полный номинальный ток, а изоляция его - на полное напряжение средней обмотки.
Такие переключающие устройства на ток 2000 А с изоляцией классов 110 и 220 кВ позволяют обеспечить РПН для автотрансформаторов больших мощностей. Регулирование осуществляется с помощью трех однофазных регуляторов, имеющих электропривод с автоматическим управлением.
Рис.5. Схема включения последовательного регулировочного трансформатора в цепь автотрансформатора
Для регулирования напряжения под нагрузкой на мощных трансформаторах и автотрансформаторах применяются также последовательные регулировочные трансформаторы (рис.5) Они состоят из последовательного трансформатора 2, который вводит добавочную ЭДС в основною обмотку автотрансформатора 1, и регулировочного автотрансформатора 3, который меняет эту ЭДС. С помощью таких трансформаторов можно изменять не только напряжение (продольное регулирование) но и его фазу (поперечное регулирование). Устройство таких трансформаторов значительно сложнее, чем РПН, поэтому они дороже и применение их ограничено.
Одним из видов последовательных регулировочных трансформаторов являются линейные регуляторы, которые включаются последовательно в линию или в цепь трансформатора без РПН, обеспечивая регулирование напряжения в пределах ±10-15%.
Рис.6. Включение регулировочного трансформатора со стороны НН автотрансформатора
Широкое применение линейные регуляторы находят на подстанциях с автотрансформаторами (рис.6). На стороне СН регулирование напряжения обеспечивается встроенным в автотрансформатор 1 РПН, а на стороне НН устанавливается регулировочный трансформатор 2, снабженный автоматическим регулированием напряжения. Регулировочные трансформаторы типа ЛTM выпускаются мощностью 1,6-6,3 MBА на напряжение 6-10кВ, типов ЛТМН, ЛТДН-16-100 MBА на напряжение до 35 кВ.
Автотрансформаторы
|
Автотрансформатор – это многообмоточный трансформатор, у которого две обмотки соединены электрически. В энергосистемах получили распространение трехобмоточные автотрансформаторы, трехфазные и группы из однофазных автотрансформаторов. Их применение экономически оправдано вместо обычных трансформаторов для соединения эффективно заземленных сетей с напряжением 110 кВ и выше при коэффициентах трансформации не более 3-4. Обмотки трехфазных автотрансформаторов или групп из трех однофазных автотрансформаторов соединяют в звезду с заземленной нейтралью. Преимущества автотрансформаторов 1. Меньший расход меди, стали, а также изоляционных материалов и меньшая стоимость по сравнению с трансформаторами той же мощности. 2. Меньшая масса и габариты позволяют создавать трансформаторы больших мощностей. 3. Автотрансформаторы имеют меньшие потери и больший КПД. 4. Имеют лучшие условия охлаждения. Недостатки автотрансформаторов 1. Необходимость глухого заземления нейтрали, что приводит к увеличению токов однофазного КЗ. 2. Сложность регулирования напряжения. 3. Опасность перехода атмосферных перенапряжений с одной обмотки на другую из-за электрической связи обмоток. В автотрансформаторах часть электрической мощности передается непосредственно (без трансформации) путем контактной связи между последовательной и общей обмотками. И эта мощность называется электрической. Проходной мощностью называют полную мощность, передаваемую с первичной обмотки автотрансформатора на вторичную. Трансформаторной мощностью или типовой мощностью называют мощность, передаваемую магнитным полем. Полная мощность равна сумме трансформаторной и электрической мощностей. Под номинальной мощностью автотрансформатора понимают его проходную мощность при номинальных условиях. Обмотки и магнитопровод автотрансформатора рассчитываются на типовую мощность (передаваемую магнитным полем), которую иногда называют расчетной. Размеры и масса автотрансформатора определяются трансформаторной мощностью. Силовые автотрансформаторы обычно снабжены обмоткой низшего напряжения 6-35 кВ, фазы которого соединены в треугольник. Основное назначение третьей обмотки – в компенсации гармонических составляющих напряжения кратных трем и уменьшения сопротивления нулевой последовательности автотрансформатора.
3. Электрооборудование распределительных устройств ( высоковольтные выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы тока и напряжения ). |
Распределительное устройство (РУ) — электроустановка, служащая для приёма и распределения электрической энергии одного класса напряжения.
Распределительное устройство содержит набор коммутационных аппаратов, вспомогательные устройства РЗиА и средства учёта и измерения.
Как устроены и работают высоковольтные разъединители |
|
В Назначение Эти конструкции используются для создания такого разрыва в электрической схеме, который не только исключает подачу напряжения, но и должен быть виден визуально. Дело в том, что за всю многолетнюю историю эксплуатации электроэнергии сложились традиции безопасного ее использования. Отключения электричества выключателями нагрузки со сложными техническими устройствами скрыты от наблюдения. В случае возникновения у них поломок напряжение остается на участке, предназначенном для вывода из работы. Это очень опасно и является прямой предпосылкой для поражения людей электрическим током или выводу электротехнического оборудования из строя. По этим причинам разъединители монтируют в высоковольтной схеме последовательно с выключателями и, как правило, после них для обеспечения безопасности производства работ. Для понимания этого процесса представим участок электрической схемы, когда электроэнергия от источника на трансформаторной подстанции №1 передается по линии электропередач, разделенной на 5 рабочих участков к подстанциям №2 и №3.
Допустим, что на участке №3 (выделен красным цветом) возникла необходимость проведения технических работ, требующих по условиям безопасности снятия напряжения. Для этого потребуется выполнить отключения силовых выключателей:
При любой неисправности одного из выключателей или ошибочном либо их самопроизвольном несанкционированном включении на рабочем участке №3 появится напряжение, а это недопустимо. Поэтому в электрическую схему после каждого выключателя смонтирован разъединитель, который дополнительно создает безопасный и видимый разрыв цепи. Представленная выше картинка выполнена в упрощенном однолинейном исполнении. Однако, на практике высоковольтные линии электропередач используют минимум три фазы. Более точная схема для нашего случая подготовки рабочего участка №3 к техническому обслуживанию будет иметь следующий вид.
На ней каждая фаза «А», «В», «С» линии электропередачи показана своим цветом: желтым, зеленым и красным. На всех подстанциях она разрывается вначале своим выключателем, а затем — разъединителем. Только после этого каждая фаза линии электропередачи для участка №3 заземляется. На этом рисунке вопрос заземления показан не полностью, а только для демонстрации необходимости его выполнения. Место расположения разъединителя в схеме определяет его упрощенную конструкцию по сравнению с силовым выключателем нагрузки. Это объясняется тем, что выключатель должен надежно разрывать проходящую через него электроэнергию в нормальном режиме работы и аварийные токи коротких замыканий огромных величин, которые могут возникнуть в непредвиденный момент времени в любом месте участка схемы, защищаемого выключателем. Такие процессы очень сложные. Они связаны с ионизацией окружающей среды и возникновением мощной электрической дуги, которая может сжечь контакты. Для предотвращения этого явления используют различные технические решения, основанные на применении сред с изоляционными свойствами. Ими наполняют рабочую область выключателя, в которой производится разрыв цепи. Второе направление борьбы с дугой – это обеспечение максимального быстродействия отключающего механизма. Время его работы сопоставимо со взрывом и происходит примерно за два периода колебания гармоники синусоидального тока. Столько же времени требуется современным защитам со средствами автоматики для выявления неисправности в схеме и подачи команды на исполнительный элемент выключателя. Поэтому время отключения аварийных ситуаций защитами и автоматикой составляет порядка 0,04 сек. Для разъединителей такие сложные устройства не нужны. Они спроектированы для отключения руками оператора или электродвигателями приводов без спешки. Поскольку разъединители устанавливаются после выключателей, то ими оперируют исключительно после снятия напряжения, когда электрической дуги быть не может. Место расположения разъединителя и выключателя можно посмотреть на фрагменте оперативной схемы диспетчера.
Так выглядит фотография участка этой подстанции, переданная со спутника.
Вид на этот же участок местности с земли со стороны вводной опоры.
Таким образом, разъединителями создают видимый разрыв электрической цепи для ее безопасного технического обслуживания после того, как выключателем нагрузки снято напряжение. Это их основное назначение. Конструкция разъединителей Устройство высоковольтного разъединителя довольно сложное, но в то же время оно намного проще, чем у силового выключателя такого же напряжения. Рассмотрим примеры их исполнения для оборудования 330 кВ.
Единственные токи, которые отключают подобные разъединители — это возможные емкостные разряды, образуемые наведенным напряжением. На разрыв их мощности и рассчитаны силовые контакты разъединителей. В рабочем состоянии через них проходит максимальный ток нагрузки. Для оперирования каждой фазой разъединителя по отдельности или в комплексе предназначены шкафы управления приводами.
Если внимательно посмотреть на приведенные фотографии, то видно, что коммутационные контакты выключателя и разъединителя расположены на значительной высоте. Это сделано из соображений безопасности для остального оборудования и обслуживающего эксплуатационного персонала. На ОРУ-110 кВ безопасная высота расположения разъединителя меньше.
Так лучше их обслуживать, проще и дешевле монтировать. Однако, это требует от обслуживающего персонала, находящегося под введенным в работу разъединителем, повышенного внимания. На практике встречались случаи, когда работники в сырую погоду поднимали вверх косу, сокращая безопасное расстояние до электрооборудования и попадая под напряжение 110 кВ. Это лишний раз подтверждает, что технику безопасности необходимо не только досконально знать, но и безукоризненно выполнять. Месторасположение разъединителей воздушных ЛЭП 10 кВ на опорах около крытого распределительного устройства с силовыми выключателями подстанции показано на фотографии.
На следующей снимке виден способ управления разъединителем линии 10 кВ с помощью ручного привода. Питающий трансформатор находится рядом.
Разъединители воздушных линий на 6 кВ имеют такое же устройство, как и для линий 10 кВ.
На всех приведенных фотографиях видно, что любой разъединитель состоит из следующих конструктивных элементов:
У разъединителей, используемых для цепей с напряжением 110 кВ и выше, контактная система выполнена из двух подвижных полуножей, которые разводятся в противоположные стороны. В остальных конструкциях чаще используется один подвижный нож, вводимый в неподвижно закрепленный контакт. Разъединители классифицируют по:
Все операции с разъединителями в работающей схеме относятся к опасным работам, их выполняет только обученный и подготовленный персонал по специально оформленным бланкам под непосредственным контролем диспетчера.
Блокировка разъединителей Особенностью высоковольтных разъединителей является то, что вместе с ними на одной платформе часто располагают заземляющие ножи с обеих сторон создаваемого разрыва. Ими удобно манипулировать оперативному персоналу, выполняющему переключения в схемах электроснабжения. При переключениях важно правильно соблюдать очередность наложения/снятия заземления и включения/вывода из работы разъединителя. Нельзя включать силовой выключатель при установленном заземлении с любой стороны разъединителя. Это приведет к возникновению короткого замыкания. Также нельзя накладывать заземления при включенном разъединителе и поданном напряжении на схему, что тоже создаст КЗ. С целью недопущения при переключениях ошибочных ситуаций используется техническая блокировка действий оперативного персонала со стационарными заземлителями, разъединителями и выключателями. Она может быть:
Конструкции блокировок бывают разными. Их сложность и надежность увеличивается с повышением величины напряжения, используемого в первичной схеме. Для управления электрическими видами блокировок на валах поворота контактных ножей монтируют дополнительные контакты, используемые во вторичных цепях. Их называют блок контактами КСА. Они полностью повторяют положение разъединителя, одновременно с ним замыкаются или размыкаются. С целью расширения возможностей схем управления, защит и автоматики выключателей и линий эти блок контакты создают как с нормально открытым, так и закрытым положением. На приводах стационарных заземляющих ножей и выключателей нагрузки тоже монтируются аналогичные блок контакты.
Схемы управления электромагнитной блокировкой построены на принципе создания последовательных и параллельных цепочек электрических схем из контактов повторителей положения первичного оборудования: выключателей, разъединителей, заземляющих ножей. Когда положение одного из этих коммутационных аппаратов изменяется оперативным персоналом, то соответственно происходит переключение их вторичных контактов, собранных по определенной логической схеме. Если при этом нарушаются требования безопасности, то электромагнитная блокировка запрещает дальнейшие действия с силовым оборудованием. В этом случае необходимо разбираться с правильностью выполненных действий и искать допущенную ошибку. Схемы оперативной блокировки разъединителей на подстанциях питаются от специальных источников напряжения постоянного тока. Обязательные требования к разъединителям:
Высоковольтные выключатели |
ысоковольтные
аппараты: как устроены и работают
разъединители Среди электрического
оборудования высокого напряжения
используются различные коммутационные
аппараты. Одна из их групп получила
название «Разъединители».
Выключатели
служат для включения и отключения токов,
протекающих в нормальных и аварийных
режимах работы электрической сети.
Наиболее тяжелые условия работы
выключателей возникают при отключении
токов КЗ.
Основные типы
выключателей, используемые для
коммутации электрических цепей, описаны
ниже. Классификация выключателей.
Масляные
выключатели
В этих аппаратах
дугогасительное устройство заполнено
трансформаторным маслом. Гашение
электрической дуги осуществляется
путем эффективного ее охлаждения
потоками газа, возникающего при разложении
масла дугой. Наиболее широкое
распространение получили маломасляные
выключатели на напряжения 10-20 кВ и
110-220 кВ.
Рис.
1. Масляный выключатель
Технические
характеристики масляных выключателей
Тип |
Uном,кВ |
Iном,А |
Sном,МВА |
Iоткл,кА |
iуд,кА |
tоткл,с |
tвкл,с |
ВММ-10 |
10 |
400 |
170 |
10 |
25 |
0,1 |
0,2 |
ВПМ-10 |
10 |
1000;630 |
350 |
20 |
52 |
0,1 |
0,3 |
|
|
630;400 |
280 |
16 |
40 |
0,1 |
0,3 |
ВПМП-10 |
10 |
1000;630 |
350 |
20 |
52 |
0,12 |
0,3 |
|
|
630;400 |
280 |
16 |
40 |
0,12 |
0,3 |
ВКЭ-10 |
10 |
1600;1000;630 |
550 |
31,5 |
80 |
0,07 |
0,3 |
|
|
1600;1000;630 |
350 |
20 |
52 |
0,07 |
0,3 |
ВК-10 |
10 |
1600;1000;630 |
550 |
31,5 |
80 |
0,05 |
0,075 |
|
|
1600;1000;630 |
350 |
20 |
52 |
0,05 |
0,075 |
ВМПЭ-10 |
10 |
630;1000;1600;3200 |
550 |
31,5 |
80 |
0.12 |
0,3 |
МГГ-10 |
10 |
5000 |
1000 |
63 |
170 |
0,12 |
0,4 |
|
|
5000;4000;3200 |
750 |
45 |
120 |
0,12 |
0,4 |
ВТ-35 |
35 |
630 |
750 |
12,5 |
32 |
0,15 |
0,34 |
ВТД-35 |
35 |
630 |
750 |
12,5 |
32 |
0,09 |
0,34 |
С-35-М |
35 |
630 |
600 |
10 |
26 |
0,04 |
0,3 |
МКП-35 |
35 |
1000 |
1200 |
20 |
52 |
0,05 |
0,4 |
|
|
|
1500 |
25 |
63 |
|
|
ВМКЭ-35 |
35 |
1000 |
1000 |
16 |
40 |
0,11 |
0,35 |
С-35 |
35 |
3200;2000 |
3000 |
50 |
125 |
0,08 |
0,7 |
Воздушные
выключатели
В воздушных
выключателях гашение дуги осуществляется
потоком сжатого воздуха. Номинальное
напряжение до 1150 кВ.
Рис.
2. Воздушный выключатель
Технические
характеристики воздушных выключателей
Тип |
Uном,кВ |
Iном,А |
Sном,МВА |
Iоткл,кА |
iуд,кА |
tоткл,с |
tвкл,с |
ВВЭ-35 |
35 |
1600 |
1200 |
20 |
52 |
0,05 |
|
ВВУ-35А |
35 |
2000;3150 |
2400 |
40 |
100 |
0,07 |
0,28 |
ВЭ-10 |
10 |
2500;3600 |
550 |
31,5 |
80 |
0,075 |
0,15 |
|
|
1250;1600 |
|
|
|
|
0,075 |
|
|
2500;3600 |
350 |
20 |
52 |
0,075 |
|
|
|
1250;1600 |
|
|
|
|
0,075 |
Элегазовые
выключатели
В элегазовых
выключателях гашение дуги производится
потоком элегаза, либо путем подъема
давления элегаза в камере за счет дуги,
горящей в замкнутом объеме газа.
Применяется на все классы напряжения.
Рис.
3. Элегазовый выключатель
Технические
характеристики элегазовых выключателей
Тип |
Uном,кВ |
Iном,А |
Sном,МВА |
Iоткл,кА |
iуд,кА |
tоткл,с |
tвкл,с |
LF1 |
6,3 |
630;1250 |
270 |
25; |
36; |
|
|
|
10 |
|
340 |
31,5 |
80 |
0,7 |
|
LF2 |
6,3 |
630;1250;2000 |
440 |
40 |
100 |
|
|
|
10 |
|
550 |
31,5 |
80 |
|
|
ВГБЭ-35 |
35 |
630 |
750 |
12,5 |
32 |
0,04 |
0,1 |
ВГБЭП-35 |
35 |
630 |
750 |
12,5 |
32 |
0,04 |
0,1 |
Вакуумные
выключатели
В вакуумных
выключателях. Контакты расходятся в
вакууме. Вакуумные выключатели применяются
при напряжении до 110 кВ.
Рис.
4. Вакуумный выключатель
Технические
характеристики вакуумных выключателей
Тип |
Uном,кВ |
Iном,А |
Sном,МВА |
Iоткл,кА |
iуд,кА |
tоткл,с |
tвкл,с |
|
ВВТЭ-М-10 |
10 |
630-1600 |
220; |
12,5; |
32; |
0,04 |
|
|
ВБПС-10 |
|
|
350; |
20; |
52; |
0,055 |
|
|
|
|
|
550 |
31,5 |
80 |
|
|
|
ВВЭ-М-10 |
|
|
|
|
|
0,04 |
|
|
ВБПВ-10 |
|
|
|
|
|
0,035 |
|
|
ВБЧ-СП-10 |
|
|
350; |
20; |
52; |
0,04 |
|
|
ВБЧ-СЭ-10 |
|
|
550 |
31,5 |
80 |
0,04 |
|
|
ВБСК-10 |
|
|
|
|
|
0,05 |
|
|
ВВЭ-М-10 |
|
2000-3150 |
550;700 |
31,5;40 |
80;100 |
0,05 |
|
|
VD4 с залитыми полюсами (АББ) |
10 |
630-1250 |
280 |
16 |
40 |
0,06 |
0,06 |
|
VD4 со сборными полюсами (АББ) |
|
630-1250 |
350 |
20 |
52 |
0,06 |
0,06 |
|
|
630-2500 |
430 |
25 |
63 |
0,06 |
0,06 |
||
|
630-2500 |
550 |
31,5 |
80 |
0,06 |
0,06 |
||
|
630-2500 |
700 |
40 |
100 |
0,06 |
0,06 |
||
10 |
3150-4000 |
430 |
25 |
63 |
0,06 |
0,06 |
||
|
|
3150-4000 |
550 |
31,5 |
80 |
0,06 |
0,06 |
|
|
3150-4000 |
700 |
40 |
100 |
0,06 |
0,06 |
||
|
1250-4000 |
860 |
50 |
125 |
0,06 |
0,06 |
||
|
1250-2000 |
1090 |
63 |
158 |
0,06 |
0,06 |
||
35 |
1250-3150 |
1500 |
25 |
63 |
0,06 |
0,06 |
||
|
1250-3150 |
1900 |
31,5 |
80 |
0,06 |
0,06 |
||
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|||||||
|
Измерительные трансформаторы тока и напряжения Измерительные трансформаторы тока и напряжения предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики. Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность работающих, так как цепи высшего и низшего напряжения разделены, а также позволяет унифицировать конструкцию приборов и реле. Технические характеристики трансформаторов тока Номинальный первичный и вторичный ток трансформаторов тока Трансформаторы тока характеризуются номинальным первичным током Iном1 (стандартная шкала номинальных первичных токов содержит значения от 1 до 40000 А) и номинальным вторичным током Iном2, который принят равным 5 или 1 А. Отношение номинального первичного к номинальному вторичному току представляет собой коэффициент трансформации КТА= Iном1/ Iном2 Токовая погрешность трансформаторов тока Т Нагрузка трансформаторов тока Нагрузка трансформатора тока — это полное сопротивление внешней цепи Z2, выраженное в омах. Сопротивления r2 и х2 представляют собой сопротивление приборов, проводов и контактов. Нагрузку трансформатора можно также характеризовать кажущейся мощностью S2 В*А. Под номинальной нагрузкой трансформатора тока Z2ном понимают нагрузку, при которой погрешности не выходят за пределы, установленные для трансформаторов данного класса точности. Значение Z2ном дается в каталогах. Электродинамическая стойкость трансформаторов тока Электродинамическую стойкость трансформаторов тока характеризуют номинальным током динамической стойкости Iм.дин. или отношением kдин = Термическая стойкость определяется номинальным током термической стойкости Iт или отношением kт= Iт / I1ном и допустимым временем действия тока термической стойкости tт.
Конструкции трансформаторов тока По конструкции различают трансформаторы тока катушечные, одновитковые (типа ТПОЛ), многовитковые с литой изоляцией (типа ТПЛ и ТЛМ). Трансформатор типа ТЛМ предназначен для КРУ и конструктивно совмещен с одним из штепсельных разъемов первичной цепи ячейки. Для больших токов применяют трансформаторы типа ТШЛ и ТПШЛ, у которых роль первичной обмотки выполняет шина. Электродинамическая стойкость таких трансформаторов тока определяется стойкостью шины. Для ОРУ выпускают трансформаторы типа ТФН в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией и каскадного типа ТРН. Для релейной защиты имеются специальные конструкции. На выводах масляных баковых выключателей и силовых трансформаторов напряжением 35 кВ и выше устанавливаются встроенные трансформаторы тока. Погрешность их при прочих равных условиях больше, чем у отдельно стоящих трансформаторов. Номинальные первичное и вторичное напряжение измерительных трансформаторов напряжения Трансформаторы напряжения характеризуются номинальными значениями первичного напряжения, вторичного напряжения (обычно 100 В), коэффициента трансформации К=U1ном/U2ном. В зависимости от погрешности различают следующие классы точности трансформаторов напряжения: 0,2;0,5; 1:3. Нагрузка трансформаторов напряжения Вторичная нагрузка трансформатора напряжения—это мощность внешней вторичной цепи. Под номинальной вторичной нагрузкой понимают наибольшую нагрузку, при которой погрешность не выходит за допустимые пределы, установленные для трансформаторов данного класса точности. Конструкции трансформаторов напряжения В установках напряжением до 18 кВ применяются трехфазные и однофазные трансформаторы, при более высоких напряжениях — только однофазные. При напряжениях до 20 кВ имеется большое число типов трансформаторов напряжения: сухие (НОС), масляные (НОМ, ЗНОМ, НТМИ, НТМК), с литой изоляцией (ЗНОЛ). Следует отличать однофазные двухобмоточные трансформаторы НОМ от однофазных трехобмоточных трансформаторов ЗНОМ. Трансформаторы типов ЗНОМ-15, -20 -24 и ЗНОЛ-06 устанавливаются в комплектных токопроводах мощных генераторов. В установках напряжением 110 кВ и выше применяют трансформаторы напряжения каскадного типа НКФ и емкостные делители напряжения НДЕ.
Схемы включения трансформаторов напряжения В зависимости от назначения могут применяться разные схемы включения трансформаторов напряжения. Два однофазных трансформатора напряжения, соединенные в неполный треугольник, позволяют измерять два линейных напряжения. Целесообразна такая схема для подключения счетчиков и ваттметров. Для измерения линейных и фазных напряжений могут быть использованы три однофазных трансформатора (ЗНОМ, ЗНОЛ), соединенные по схеме «звезда — звезда», или трехфазный типа НТМИ. Так же соединяются в трехфазную группу однофазные трехобмоточные трансформаторы типа ЗНОМ и НКФ. Присоединение расчетных счетчиков к трехфазным трансформаторам напряжения не рекомендуется, т.к. они имеют, обычно, несимметричную магнитную систему и увеличенную погрешность. Для этой цели желательно устанавливать группу из двух однофазных трансформаторов соединенных в неполный треугольник. Трансформаторы напряжения выбирают по условиям Uуст ≤U1ном, S2≤ S2ном в намечаемом классе точности. За S2ном принимают мощность всех трех фаз однофазных трансформаторов напряжения, соединенных по схеме звезды, и удвоенную мощность однофазного трансформатора, включенного по, схеме неполного треугольника.
|
рансформаторы
тока характеризуются токовой
погрешностью ∆I=(I2K-I1)*100/I1 (в процентах)
и угловой погрешностью (в минутах). В
зависимости от токовой погрешности
измерительные трансформаторы тока
разделены на пять классов точности:
0,2; 0,5; 1; 3; 10. Наименование класса точности
соответствует предельной токовой
погрешности трансформатора тока при
первичном токе, равном 1—1,2 номинального.
Для лабораторных измерений предназначены
трансформаторы тока класса точности
0,2, для присоединений счетчиков
электроэнергии — трансформаторы тока
класса 0,5, для присоединения щитовых
измерительных приборов -классов 1 и
3.
