Меню

Расчетная кратность трансформаторов тока



Расчетная проверка трансформаторов тока по условию 10% погрешности

Устройство трансформатора тока

Одним из требований при выборе трансформаторов тока (ТТ) является их расчетная проверка на 10% погрешность. Что это значит и для чего это нужно? Это значит, что в аварийном режиме, когда ток в первичной обмотке трансформатора тока достигнет некоторого расчетного значения, погрешность ТТ не должна превышать 10%.

В противном случае ток во вторичной обмотке трансформатора тока будет отличаться более чем на 10% от первичного (с учетом коэффициента трансформации), что может привести к несрабатыванию защиты.

Существует несколько способов проверки ТТ на 10% погрешность:

  1. По кривым предельной кратности
  2. По паспортным данным ТТ
  3. По действительным вольт-амперным характеристикам, снятым у ТТ перед включением электроустановки
  4. По типовой кривой намагничивания электротехнической стали, используемой для изготовления ТТ.

Все эти способы описаны в книгах Шабада М.А. Мы же подробно остановимся на способе проверки трансформатора тока по его паспортным данным. Почему именно на нем? Потому что на этапе проектирования электроустановки снять действительные вольт-амперные характеристики трансформатора не представляется возможным, получить от заводов-изготовителей ТТ кривые предельной кратности также бывает достаточно проблематично, не говоря уже о кривой намагничивания электротехнической стали, из которой изготовлен сердечник ТТ.

Существует два способа проверки ТТ на 10% погрешность по его паспортным данным:

  1. По известным паспортным данным ТТ и его нагрузке определяется фактический коэффициент предельной кратности Кпк.факт и сравнивается с минимально требуемым Кпк.мин
  2. Определяется минимально требуемый коэффициент предельной кратности Кпк.мин, а затем с учетом фактической вторичной нагрузки ТТ определяется номинальный Кпк.ном. Затем выбирается трансформатор тока с ближайшим большим стандартным значением коэффициента Кпк.ном

Рассмотрим более подробно первый вариант (определение фактического Кпк.факт и сравнение его с минимально требуемым Кпк.мин).

Определение фактического коэффициента предельной кратности Кпк.факт

Итак, для определения фактического коэффициента предельной кратности Кпк.факт необходимы следующие исходные данные:

а) Паспортные данные ТТ, а именно

  • Sном — номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока, ВА;
  • Zтр — внутреннее сопротивление трансформатора тока, Ом;
  • Кпк.ном – номинальный коэффициент предельной кратности;
  • Iперв — первичный номинальный ток трансформатора тока, А;
  • Iвтор — вторичный номинальный ток трансформатора тока, А.

б) Должна быть известна схема соединения трансформаторов тока и вторичной нагрузки

в) Необходимо знать какие устройства подключены к вторичной обмотке ТТ, а также какими проводами выполнено это соединение.

Теперь необходимо определить значение вторичной нагрузки, подключенной к цепям ТТ. Для этого воспользуемся готовыми формулами, позаимствованными из книги Шабада М.А.

Таблица 1 – Расчетные формулы для определения вторичной нагрузки трансформаторов тока Zн.расч

Понятно, что в формулах
Zн.расч – расчетное значение вторичной нагрузки, подключенной к цепям ТТ;
rпр – сопротивление проводов соединяющих трансформатор тока и реле защиты;
rпер – переходное сопротивление. Принимается равным 0,1 Ом;
Zр, Zр.ф, Zр.обр – сопротивление реле.

Так как сейчас в основном используются микропроцессорные реле защиты, потребляемая ими мощность по токовым цепям очень мала. Поэтому в формулах вместо Zр, Zр.ф, Zр.обр подставляем значение потребляемой мощности по токовым цепям микропроцессороного реле (в Омах). Если же в каждой фазе и в нулевом обратном проводе установлено свое отдельное реле, то в формулы необходимо подставлять значение потребляемой мощности каждого этого реле.

Если в информации на реле потребляемая по токовым цепям мощность дается в Вт или ВА, пересчет в Омы производится по формуле

Аналогично выполняется перевод номинальной мощности трансформатора тока из ВА в Омы

Сопротивление проводов rпр рассчитывается по формуле

где: Lпр – длина проводов от зажимов ТТ к реле, м
Sпр – сечение проводов, мм 2 ;
γпр – удельное электрическое сопротивление, в зависимости от материала проводов

  • γпр = 57 м/Ом · мм 2 – для меди
  • γпр = 34,5 м/Ом · мм 2 – для алюминия

Теперь необходимо определить фактический коэффициент предельной кратности по формуле

Определение минимально необходимого коэффициента предельной кратности Кпк.мин

В зависимости от вида защиты, токовые цепи которой подключены к проверяемому трансформатору тока, значение Кпк.мин определяется по разному.

Также в зависимости от типа (класса) применяемых трансформаторов тока Кпк.мин определяется по разному. Ниже приводятся формулы для определения Кпк.мин для транформаторов тока класса 5Р, 10Р.

Максимальная токовая защита

где: Iсраб.то – ток срабатывания наивысшей токовой ступени (как правило, токовой отсечки);
Iперв.тт – номинальный первичный ток ТТ.

Примечение: для микропроцессорных устройств могут быть свои требования к Кпк.мин. Так, для устройств Siemens типа 7SJ80, 7SJ81, 7SJ82 минимально требуемый коэффициент предельной кратности должен быть

Дифференциальная защита шин

Для устройств дифференциальной защиты шин типа 7SS85

где: Iкз.макс – максимальный ток короткого замыкания в месте установки защиты.

Дифференциальная защита трансформатора

Для устройств дифференциальной защиты трансформатора типа 7UT82, 7UT85 минимально требуемый коэффициент предельной кратности определяется по трем условиям

где: Iвнутр.КЗ – максимальный ток КЗ при повреждении внутри защищаемой зоны;
Iвнеш.КЗ – максимальный ток КЗ при повреждении вне защищаемой зоны (приведенный к стороне ВН).

Дифференциальная защита линии

Для функции 87L дифференциальной защиты линии устройств типа 7SD82 минимально требуемый коэффициент предельной кратности определяется по формулам:

где: Iвнутр.КЗ – максимальный ток КЗ при повреждении на защищаемой линии;
Iвнеш.КЗ – максимальный ток КЗ при повреждении вне защищаемой линии.

Проверка на предел измерения

При проверке токовых цепей для любой защиты должно выполняться условие

где: IКЗ.макс – максимальный ток КЗ в месте установки трансформаторов тока.

Пример проверки ТТ на 10% погрешность

Рассмотрим пример проверки трансформатора тока на 10% погрешность.

К трансформатору тока подключен терминал типа 7SJ80 в котором задействована максимальная токова защита и токовая отсечка. Уставка срабатывания токовой отсечки Iсраб.то = 3150 А. Схема соединения трансформаторов тока – полная звезда. Максимальное значение тока КЗ в месте установки защиты IКЗ.макс = 12,45 кА. Терминал релейной защиты устанавливается в релейном отсеке шкафа КРУ и соединятеся с трансформаторами тока медными проводами сечением 2,5 мм 2 .

Проверка

1. По информации на устройство 7SJ80 находим потребляемую им мощность по токовым цепям.

2. Переводим потребляемую мощность в Омы

3. Находим сопротивление проводов от ТТ к терминалу защиты. Поскольку терминал устанавливается в релейном отсеке шкафа КРУ принимаем длину проводом 5 м.

4. Для схемы соединения трансформаторов тока и вторичной нагрузки “полная звезда” используя формулы таблицы 1 находим фактическую вторичную нагрузку трансформатора тока.

Так как мы достоверно не знаем, какой потребитель получает питание от защищаемого присоединения, рассчитываем на худший случай. Максимальная вторичная нагрузка для схемы соединения ТТ “полная звезда” будет для однофазного КЗ, его и примем в качестве расчетного.

5. Определим фактический коэффициент предельной кратности. Для этого сначала переведем номинальную вторичную нагрузку трансформатора тока из ВА в Омы

Определим минимально необходимый коэффициент предельной кратности для максимальной токовой защиты

Следовательно, минимально необходимый коэффициент предельной кратности должен быть больше либо равен 20. Фактический коэффицент предельной кратности при ТТ с Кном= 10 согласно расчету составляет

Читайте также:  Причина возникновения электромагнитного поля переменного тока является

Кпк.факт = 14,64 2 перв = 15 / 5 2 = 0,6 Ом

Проверка на предел измерения

Автор статьи, инженер-проектировщик систем релейной защиты станций и подстанций

Источник

Выбор трансформаторов тока и трансформаторов напряжения: формулы, расчет, схемы

Выбор трансформаторов тока и трансформаторов напряжения: формулы, расчет, схемы

Для контроля за режимом работы электроприемников, а также для производства денежного расчета с энергоснабжающей организацией применяются контрольно-измерительные приборы на подстанциях, присоединяемые к цепям высокого напряжения через измерительные трансформаторы тока и напряжения.

  1. Выбор трансформаторов тока
  2. Классы точности трансформаторов тока
  3. Выбора трансформаторов напряжения
  4. Условия выбора трансформаторов напряжения
  5. Надежность измерительных трансформаторов напряжения в сетях с изолированной нейтралью

Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются по номинальному напряжению, номинальному первичному току и проверяются по электродинамической и термической стойкости к токам короткого замыкания. Особенностью выбора трансформаторов тока является выбор по классу точности и проверка на допустимую нагрузку вторичной цепи.

Классы точности трансформаторов тока

  • Трансформаторы тока для присоединения счетчиков, по которым ведутся денежные расчеты, должны иметь класс точности 0,5.
  • Для технического учета допускается применение трансформаторов тока класса точности 1;
  • Для включения указывающих электроизмерительных приборов — не ниже 3;
  • Для релейной защиты — класса 10(Р).

Чтобы погрешность трансформатора тока не превысила допустимую для данного класса точности, вторичная нагрузка Z2 не должна превышать номинальную нагрузку Z2ном, задаваемую в каталогах.

Индуктивное сопротивление таковых цепей невелико, поэтому принимают Z2р = г2р. Вторичная нагрузка г2 состоит из сопротивления приборов г приб, соединительных проводов гпр и переходного сопротивления контактов гк:

Выбор трансформаторов тока и трансформаторов напряжения: формулы, расчет, схемы

Для определения сопротивления приборов, питающихся от трансформаторов тока, необходимо составить таблицу — перечень электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении.

Суммарное сопротивление приборов, Ом, рассчитывается посуммарной мощности:

Выбор трансформаторов тока и трансформаторов напряжения: формулы, расчет, схемы

В РУ 6—10 кВ применяются трансформаторы с /2ном = 5А; в РУ 110 — 220 кВ — 1 или 5 А. Сопротивление контактов ГК принимают 0,05 Ом при двухтрех приборах и 0,10 — при большем количестве приборов. Сопротивление проводов рассчитывается по их сечению и длине. Для алюминиевых проводов минимальное сечение — 4 мм2; для медных — 2,5 мм2.

Расчетная длина провода зависит от схемы соединения трансформатора тока и расстояния l от трансформатора до приборов:

  • при включении трансформаторов тока в неполную звезду;
  • 21 — при включении всех приборов в одну фазу;
  • l — при включении трансформаторов тока в полную звезду.

При этом длина l может быть принята ориентировочно для РУ 6—10 к В:

  • при установке приборов в шкафах КРУ / = 4… 6 м;
  • на щите управления /= 30…40 м;
  • для РУ 35 кВ / = 45…60 м;
  • для РУ ПО — 220 кВ/ = 65…80 м.

Если при принятом сечении провода вторичное сопротивление цепи трансформаторов тока окажется больше ZHOU для заданного класса точности, то необходимо определить требуемое сечение проводов с учетом допустимого сопротивления вторичной цепи:

Выбор трансформаторов тока и трансформаторов напряжения: формулы, расчет, схемы

где р — удельное сопротивление.

Полученное сечение округляется до большего стандартного сечения контрольных кабелей: 2,5; 4; 6; 10 мм2.

Условия выбора трансформатора тока приведены в табл. 7.5. Дополнительно могут быть заданы: КТН = 1т.тн/УР21ном — кратность тока динамической стойкости трансформатора тока; КТ = /Т//|„ОМ — кратность тока термической стойкости; /i„OM — номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока.

Выбор трансформаторов тока и трансформаторов напряжения: формулы, расчет, схемы

Выбора трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения, предназначенные для питания катушек напряжения измерительных приборов и реле, устанавливают на каждой секции сборных шин. Их выбирают по форме исполнения, конструкции и схеме соединения обмоток, номинальному напряжению, классу точности и вторичной нагрузке.

Условия выбора трансформаторов напряжения

Выбор трансформаторов тока и трансформаторов напряжения: формулы, расчет, схемы

  • конструкция, схема соединения;
  • соблюдение условия Uc.ном = U1ном (где Uc.ном— номинальное напряжение сети, к которой присоединяется трансформатор напряжения, кВ;
  • U1.ном— номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ);
  • класс точности;
  • соблюдение условия S2 рас

При определении вторичной нагрузки сопротивление соединительных проводов не учитывается, так как оно мало. Однако ПУЭ требует оценить потерю напряжения, которая в проводах от трансформаторов к счетчикам не должна превышать 0,5 %, а в проводах к щитовым измерительным приборам — 3 %. Сечение провода, выбранное по механической прочности, как правило, отвечает требованиям потерь напряжения.

Выбор типа трансформатора напряжения определяется его назначением. Если от ТН получают питание расчетные счетчики, то целесообразно использовать на напряжениях 6, 10, 35 кВ два однофазных трансформатора типа НОМ или НОЛ, соединенных по схеме открытого неполного треугольника.

Два однофазных ТН обладают большей мощностью, чем один трехфазный, а по стоимости на напряжения 6 и 10 кВ они примерно равноценны. Если одновременно с измерением необходимо производить контроль изоляции в сетях 6—10 кВ, то устанавливают трехфазные трехобмоточные пятистержневые трансформаторы напряжения серии НТМИ или группу из трех однофазных трансформаторов серии ЗНОМ или ЗНОУТ, если мощность НТМИ недостаточна.

При использовании трех однофазных трансформаторов, соединенных в звезду, нейтральная точка обмотки высокого напряжения ТН должна быть заземлена для правильной работы приборов контроля состояния изоляции

Для напряжения 110 кВ и выше применяют каскадные трансформаторы НКФ.

Надежность измерительных трансформаторов напряжения в сетях с изолированной нейтралью

Электрические сети 6-35 кВ Украины и стран СНГ выполнены с изолированной нейтралью. Эти сети при определенных токах замыкания на землю (для Uн=35 кВ – 10 А; Uн=10 кВ – 20 А; Uн=6 кВ – 30 А) должны иметь, как правило, реакторную или резистивную компенсацию нейтрали.

надежность трансформаторов тока

Основным преимуществом сетей с изолированной нейтралью является возможность обеспечивать длительное время потребителей электроэнергией даже при наличии «земли» в сети без их отключения. В то же время одним из основных недостатков является опасность возникновения (при малых токах замыкания на землю, равных 0,5-3,5 А) феррорезонансных процессов с последующим повреждением электромагнитных трансформаторов напряжения (ТН).

Феррорезонансные процессы (ФРП) в таких сетях, как показывает опыт эксплуатации и исследования, проведенные учеными «Львовской политехники», возникают во время появления и обрыва «земли» в сети (срабатывание разрядников, касание ветвями деревьев, обрыв троса фаз ЛЭП, стекание капель росы по изоляторам, особенно загрязненным, некоторым коммутационным переключениям, приводящим к изменению емкости в сети и т.д.).

В большинстве случаев эти ФРП проходят при частотах 17 и 25 Гц и сопровождаются протеканием через первичную обмотку ТН сверхтоков, которые на порядок и больше превышают допустимые для ТН токи, из-за чего первичные обмотки перегорают в течение нескольких минут. В эксплуатации имеют место случаи, когда первоначально по два-три раза (после замены) перегорает высоковольтный предохранитель 35 кВ, рассчитанный на номинальный ток срабатывания 2 А (это при том, что допустимый ток первичной обмотки ТН не превышает 60 мА), при этом повреждается ТН. Таким образом, имеют место неоднократные протекания больших токов через об-мотку ТН сверх допустимых, которые постепенно, за счет перегрева внутренних слоев, приводят к разложению изоляции и повреждению ТН.

В настоящее время, если судить по публикациям российских журналов, проводится большая работа по защите ТН от их повреждений в сетях.

Однако каждый из предлагаемых методов имеет свои недостатки и не в состоянии полностью решить проблему защиты ТН от воздействия ФРП. Кроме того, отсутствует возможность фиксации появления ФРП на участке сети с ТН.

Читайте также:  Вторичные химические источники тока это

С этой точки зрения наиболее эффективным способом подавления (а главное фиксацией времени и длительности) ФРП является устройство подавления резонанса (УПР), разработанное на кафедре электрических сетей «Львовской политехники», типа ПЗФ-5 (рис. 1, 2).

надежность трансформаторов тока

При возникновении феррорезонанса на выводах обмотки «разомкнутого треугольника» трехфазного ТН (или группы трех однофазных ТН) возникает напряжение нулевой последовательности 3U0 ? 100 В с субгармонической частотой (чаще всего 20-25 Гц).

После появления напряжения с субгармонической частотой устройство ПЗФ-5 с заданной задержкой времени однократно подключает к выводам обмотки «разомкнутого треугольника» резистор 5-6 Ом на время, заданное для гашения ФРП. Подключенный резистор обеспечивает срыв (погашение) феррорезонансных колебаний в течение t ?0,3 с, что исключает возможность термического повреждения обмоток ВН ТН феррорезонансными процессами.

У устройства ПЗФ-5 предусмотрено однократное его включение на заданное время с повторной готовностью к срабатыванию через заданное время. При длительном феррорезонансе предусмотрено повторное однократное срабатывание устройства с последующим запретом (блокированием) импульса гашения вплоть до ликвидации феррорезонанса, после чего устройство снова будет готово к работе. Это обеспечивает термическую стойкость резистора при многократных частых пусках устройства (например, при перемежающей дуге, частыми замыканиями на землю проводов сети ветками деревьев, порывами ветра и т.д.). Устройство формирует архив и отражает на дисплее 5 последних режимов феррорезонанса (срабатываний устройства). В «архиве аварий» устройства накапливается информация о дате и времени возникавших аварийных состояний, что дает эксплуатационным службам дополнительную информацию о состоянии сети в том или ином режиме. По анализу «архива» появляется возможность принять меры по повышению надежности сети в целом.

В настоящее время в системах установлено около 60 УПР. В сетях, где они установлены, информации о повреждениях ТН и неправильной работе ПЗФ не поступало.

Устройство представляет собой металлический ящик размерами 240х185х80 мм, к которому подводится питание ТН 100 В, 50 Гц и напряжение 3U0 от «разомкнутого треугольника», по которому и определяется наличие резонанса в сети. Устройство потребляет не более 10 ВА, устанавливается на панели релейной защиты и может работать при температуре окружающей среды от -55 0С до +60 0С. УПР ПЗФ-5 имеет кнопки вызова – ввода информации (с контролем информации по цифровому индикатору), проверки исправности (тестирования), а также контакты для запуска реле сигнализации при срабатывании (пуске) защиты или потере питания. Масса устройства 3 кг (рис. 3).

Прибор типа ПЗФ-5 обеспечивает защиту трансформатора напряжения от повреждения при феррорезонансных процессах. Вместе с этим нужно учитывать, что ПЗФ-5 может защитить ТН от повреждения только в том случае, если не менее 60% ТН в электрически связанной сети будет оборудовано устройством защиты от ФРП. Наиболее благоприятными условиями для предотвращения ФРП является оборудование такими устройствами 80-90% ТН в электрически связанной сети. Это необходимо потому, что вывод в ремонт одного ТН, оборудованного устройством ПЗФ, приведет к уменьшению общего процента оборудованных ТН, и условия для предотвращения ФРП соответственно ухудшатся.Разработчики и изготовители ТН, так же как и эксплуатационники, заинтересованы в безаварийной работе ТН и было бы целесообразно провести проверку работы устройства ПЗФ-5 в наиболее проблемных сетях, обобщить опыт работы и на его основе принять окончательное решение о целесообразности применения ПЗФ-5.

Источник

Правильный выбор трансформатора тока по ГОСТу

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

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

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

Выбор номинальных параметров трансформаторов тока

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

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

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

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

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

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

2.1 Проверка первичного тока на термическую стойкость производится по формуле:

Формула проверки первичного тока ТТ на термическую устойчивость

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

iуд — ударный ток короткого замыкания

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

2.2 Проверка первичного тока на электродинамическую стойкость:

Формула проверки первичного тока ТТ на динамическую устойчивость

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

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

выбор первичного тока трансформатора тока по термической и электродинамической устойчивости

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

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

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

Читайте также:  Как называются вихревые токи

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

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

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

формулы определения сопротивления по низкой стороне ТТ при различных схемах подключения

zр — сопротивление реле

rпер — переходное сопротивление контактов

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

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

Выбор ТТ для релейной защиты

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

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

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

Выбор трансформаторов тока для цепей учета

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

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

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

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

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

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

Таблица предварительного выбора трансформатора тока по мощности и току

предварительная таблица выбора ТТ по мощности

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

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

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

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

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

Сохраните в закладки или поделитесь с друзьями

Источник

Невский трансформаторный завод «Волхов»

Технический портал компании

Категории

  • 10 кВ
  • 20 кВ
  • 35 кВ
  • 6 кВ

Предельная кратность вторичных обмоток для защиты

Предельная кратность – отношение предельного значения первичного тока, при котором полная погрешность при заданной вторичной нагрузке не превышает 10%, к номинальному первичному току

Номинальная предельная кратность, Кном – предельная кратность при номинальной вторичной нагрузке.

Предельная кратность вторичной обмотки для защиты определяет возможность нормальной работы защитных устройств и систем при аварийных режимах работы.

Кривые погрешностей вторичной обмотки ТТ с классом точности 10Р и номинальной вторичной нагрузкой 15 В·А, снятые при различных значениях вторичной нагрузки

Измерение предельной кратности

Значение фактического (измеренного) значения предельной кратности при номинальной вторичной нагрузке, согласно ГОСТ 7746-2015 должно превышать значения номинальной предельной кратности, и в реальности всегда несколько больше.

Измерение предельной кратности проводится при квалификационных испытаниях прямым методом согласно ГОСТ 7746-2015 п.9.6. или косвенным методом при ПСИ путем измерения значения тока намагничивания. Ток намагничивания, определяемый при расчетном значении напряжения намагничивания Uнам.расч должен быть меньше расчетного тока намагничивания для защитных обмоток ТТ.

где Кном – номинальная предельная кратность обмоток для защиты;
ε – полная погрешность, для защитных обмоток принимается равной 5% для класса точности 5Р или 10 % для класса точности 10Р;
Z2 – полное сопротивление вторичной обмотки, определяемое по формуле

Фактические (измеренные при ПСИ) значения тока намагничивания, расчетного напряжения и расчетного тока намагничивания вторичных обмоток указываются в паспорте на конкретный трансформатор.

Кривые предельной кратности

Предельная кратность напрямую зависит от реального значения вторичной нагрузки. Для правильного проектирования систем защиты существуют кривые предельной кратности, т.е. зависимость коэффициента предельной кратности от нагрузок на вторичной обмотке.

Зависимость коэффициента предельной кратности от нагрузок на вторичной обмотке для вторичной обмотки ТТ с классом точности 10Р и номинальной вторичной нагрузкой 15 В·А

Типовые кривые предельной кратности на трансформаторы тока производства ООО «НТЗ «Волхов» можно посмотреть по ссылке:

Кривые предельной кратности на нетиповые трансформаторы и полные ВАХ вторичных обмоток в табличном или графическом виде с указанием контрольных точек предоставляются по запросу.

Источник