Раздел 5. Защита силовых трансформаторов Общие сведения. Предохранители трансформаторов напряжения

Для любителей предохранителей | Проект "РЗА"

Многие типы трансформаторов защищаются сегодня предохранителями. Это ТНы, небольшие ТСНы и даже силовые трансформаторы 6(10)/0,4 кВ малой мощности. Дешево, сердито и не нужно ничего настраивать.

Сегодня я предлагаю вам рассмотреть последствия установки предохранителя на масляный силовой трансформатор 6/0,4 кВ, в части получаемых защитных характеристик (чувствительность и время отключения). Обещаю, будет интересно!

Возьмем для примера ТП 6/0,4 кВ с трансформаторами 400 кВА. Соединение обмоток естественно D/Yo. Защищать предохранителями трансы Y/Yo – это уже из разряда невероятного, и, вроде, таким никто не занимается.

Стандартный уровень тока трехфазного короткого замыкания на шинах 6 кВ таких ТП составляет обычно 8-12 кА. Для расчета примем 10 кА.

Разделять токи на минимальный и максимальный режимы не будем потому, что это не сильно влияет на уровень токов КЗ на стороне 0,4 кВ, особенно за такими маломощными трансформаторами. Среднее напряжение сети 6,3 кВ.

Расчетная схема приведена на Рис.1

Рис. 1

Теперь давайте рассмотрим наиболее интересные моменты, касающиеся предохранителей

1. Времена отключения коротких замыканий

Найдем номинальный ток трансформатора на стороне 6,3 кВ

Согласно [1, стр.49] номинальный ток предохранителя 6,3 кВ принимается примерно равным 2*Iном.т

Принимаем предохранитель ПКТ-6-80, с номинальным током 80А. Его характеристику возьмем из [2, стр. 335]

Теперь найдем минимальный ток короткого замыкания на шинах 0,4 кВ (конец зоны защиты для ПКТ-6-80), чтобы проверить время отключения предохранителя. Для этого сначала рассчитаем сопротивления схемы.

1. Сопротивление системы

2. Сопротивление трансформатора

3. Отношение сопротивления системы к сопротивлению трансформатора

С точки зрения проверки чувствительности защиты/времени действия предохранителя критическим является ток однофазного КЗ на выводах 0,4 кВ трансформатора. Найдем этот ток для по кривым из [3, Приложение, Рис. П1]

Помня про наше соотношение Хс/Хт получаем минимальные токи КЗ через предохранитель (приведенный на сторону 6,3 кВ).

Металлический однофазный ток КЗ:

Дуговой однофазный ток КЗ:

Коэффициент 0,58 появляется из-за искажения тока КЗ при трансформации со стороны 0,4 на 6,3 кВ через обмотки D/Yo (см. видео по защитам трансформатора)

Ну, и наконец, получаем время отключения этих коротких замыканий по кривой ПКТ-6-80 (см. выше)

Время отключения металлического КЗ — 1,3 с

Время отключения дугового КЗ — 7 с

Если вспомнить, что на стороне 0,4 кВ практически не бывает металлических КЗ (все через дугу), то время отключения правильно выбранного предохранителя будет около 7 с! При этом ток КЗ в баке ТМГ на стороне 0,4 кВ не такой уж и маленький — 8,3 кА. Для транса это настоящая печалька.

 

2. Защита трансформатора от перегрузки

Максимальный рабочий ток ТМГ-400 с учетом срабатывания АВР на стороне 0,4 кВ (СВ на Рис. 1 включен) примерно равен 1,4*Iном.т

Ток защиты от перегрузки (ступень на отключение) выбирается обычно на 5% больше максимального рабочего тока присоединения

Этот ток меньше номинала ПКТ-6-80, поэтому предохранитель вообще не может осуществлять защиту от перегрузки

 

3. Согласование с вышестоящими защитами.

Предположим наша ТП питается от вышестоящей РП 6 кВ через фидер 1 (см. Рис. 2). На фидере 1 установлена защита с независимой характеристикой.

Рис. 2

Ориентировочные уставки защиты фидера 1:

Так как фидер питает одну ТП, то максимальный рабочий ток фидера можно принять равным максимальному рабочему току трансформатора.

 

Помним, что такая же уставка МТЗ будет у вводного автомата 0,4 кВ потому, что она тоже отстраивается от максимального рабочего тока трансформатора. Для согласования чувствительности защит примем ток защиты фидера на 10% больше.

Стандартное время МТЗ защиты фидера на городских ТП примерно 1 с.

 

Теперь, используя Гридис-КС, построим карту селективности защиты фидера и нашего предохранителя

Рис. 3

Как видно из карты защитные кривые пересекаются, причем при минимальных токах КЗ на стороне 0,4 кВ защита фидера будет работать быстрее, неселективно отключая ТП. Изменить эту ситуацию не получится потому, что для этого нужно двигать кривую защиты фидера «вверх и вправо». Вверх нельзя потому, что там уже стоит защита СВ 6 кВ РП со своими выдержками времени, и их менять нельзя. А вправо не получится потому, что мы перестанем резервировать КЗ за трансформатором (минимальный Кч.рез.=1,2)

Если даже попытаться подобрать зависимую характеристику на фидере, то придется многим пожертвовать. Например, защитой от перегрузки фидера. Она просто исчезнет из-за увеличения начального тока характеристики.

Рис. 4

Например, на Рис. 4 подобрана нормально инверсная характеристика с начальным током 240 А, вместо 85,1 А, иначе полной селективности добиться сложно. Можно конечно попробовать подобрать другой наклон и начальный ток кривой, но из графика видно, что оптимально все равно не получиться.

Есть и еще одна проблема. Как только вы примете на фидере зависимую характеристику защиты, то она перестанет согласовываться с независимой характеристикой СВ и ввода РП.

В итоге получаем, что при использовании предохранителя 6 кВ на практике невозможно добиться полной селективности с вышестоящими защитами. Это тоже не очень хорошо

 

Выводы

1. Предохранитель защищает только от коротких замыканий. Для защиты от перегрузки вам придется искать другие способы (например, вводной автомат 0,4 кВ)

2. Времена отключения токов КЗ в конце зоны защиты (обмотки и выводы ННтрансформатора) у предохранителя очень большие. Это увеличивает объемповреждения и будет негативно сказываться на сроке службы трансформатора

3. Предохранитель очень сложно согласовать с вышестоящими защитами. Фактически вы всегда будете нарушать условие селективности

4. При несимметричных КЗ на стороне 0,4 кВ через предохранители 6 кВ будутпротекать разные по величине токи. Таким образом, один из предохранителей может сработать раньше остальных и мы получим неполнофазный режим. Данный режим особенно опасен для двигателей.

Так, что, не использовать предохранители для защиты силовых трансформаторов?

Я бы сказал, что лучше не использовать, но это мнение релейщика. Для заказчика предохранители — это способ сэкономить и упростить электроустановку, поэтому он их и применяет и будет применять.

Единственно, что нужно помнить о всех недостатках предохранителей переднормальной релейной защитой и не использовать их для ответственныхобъектов.

 

Список литературы

1. «Защита трансформаторов распределительных сетей», М.А. Шабад., 1981 г, Энергоиздат
2. «Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей», М.А. Шабад., 2003 г, ПЭИПК
3. “Выбор аппаратуры, защит и кабелей в сетях 0,4 кВ”, А.В. Беляев, 1988г., Энергоатомиздат

pro-rza.ru

Плавкие высоковольтные предохранители ПКТ, ПКН, ПВТ в сельских распределительных сетях

В сельских электронных установках на это напряжение используются предохранители типов ПКТ и ПВТ (прежнее заглавие соответственно ПК и ПСН).

Устройство и принцип деяния плавких предохранителей типаПКТ

Предохранители типа ПКТ (с кварцевым песком) изготовляют на напряжения 6 … 35 кВ и номинальные токи 40 … 400 А. Более обширное распространение получили предохранители ПКТ-10 на 10 кВ, устанавливаемые на стороне высшего напряжения сельских трансформаторных подстанций 10/0.38 кВ. Патрон предохранителя (рис.1) состоит из фарфоровой трубки 3, заполненной кварцевым песком, которая армирована латунными колпачками 2 с крышками 1. Плавкие вставки изготовляют из посеребренной медной проволоки. При номинальном токе до 7.5 А употребляют несколько параллельных вставок 5, намотанных на ребристый глиняний сердечник (рис.1, а). При огромных токах устанавливают несколько спиральных вставок (рис. 1).

Рис. 1. Патроны предохранителей типа ПКТ:а — на номинальные токи до 7.5 А; б — на номинальные токи 10 .… 400 А;1 — крышка; 2 — латунный колпачок; 3 — фарфоровая трубка; 4 — кварцевый песок; 5 — плавкие вставки; 6 — указатель срабатывания; 7 — пружина

Рис. 2. Предохранитель типа ПКТ:1- цоколь; 2- опорный изолятор; 3- контакт; 4- патрон; 5- замок

Такая конструкция обеспечивает не плохое гашение дуги, потому что вставки имеют значительную длину и маленькое сечение. Для уменьшения температуры плавления вставки применен металлургический эффект.

Для понижения перенапряжений, которые могут появляться при резвом гашении дуги в узеньких каналах (щелях) меж зернами кварца, используются плавкие вставки различного сечения по длине. Это обеспечивает искусственное затягивание гашения дуги.

Патрон предохранителя герметизирован — после наполнения трубки кварцевым песком крышки 1, закрывающие отверстия, кропотливо запаивают. Потому предохранитель ПКТ работает бесшумно.

Срабатывание предохранителя определяется по указателю 6, который нормально удерживается специальной металлической вставкой во втянутом вовнутрь положении. При всем этом в сжатом состоянии удерживается также пружина 7. Когда предохранитель срабатывает, прямо за рабочим перегорает железная вставка, потому что по ней начинает проходить весь ток. В итоге указатель 6 выбрасывается из трубки освободившейся пружиной 7.

На рис. 2 показан предохранитель типа ПКТ в собранном виде. На цоколе (железной раме) 1 укреплены два опорных изолятора 2. Патрон 4 предохранителя вставляется латунными колпачками в пружинные держатели (контактное устройство) 3 и зажат замком. Последний предусматривается для того, чтоб удержать патрон в держателях при появлении электродинамических усилий во время протекания огромных токовнедлинного замыкания. Изготовляют предохранители как для внутренней, так и для внешней установки, также особые усиленные предохранители с завышенной предельной мощностью отключения.

Устройство и принцип деяния плавких предохранителей типаПКН

Для защиты измерительных трансформаторов напряжения выпускают предохранители типа ПКН (прежнее заглавие ПКТ). В отличие от рассмотренных предохранителей ПКТ они имеют константановую плавкую вставку, намотанную на глиняний сердечник. Такая вставка обладает более высочайшим удельным сопротивлением. Благодаря этому и малому сечению вставки обеспечивается токоограничивающий эффект.

Предохранители ПКН могут быть установлены в сети с очень большой мощностьюнедлинного замыкания (1000 МВ×А), а отключаемая мощность усиленных предохранителей ПКНУ вообщем не ограничивается. Предохранители ПКН по сопоставлению с ПКТ имеют наименьшие размеры и не снабжены указателем срабатывания (о перегорании плавкой вставки можно судить по свидетельствам устройств, присоединенных со вторичной стороны трансформаторов напряжения).

Устройство и принцип деяния выхлопных плавкихпредохранителей типа ПВТ

Предохранители типа ПВТ (выхлопные, прежнее заглавие — стреляющие типа ПСН) изготовляют на напряжение 10 … 110 кВ. Они созданы для установки в открытых распредустройствах. В сельских электронных сетях более обширно употребляются предохранители ПВТ-35 для защиты трансформаторов напряжением 35/10 кВ.

Рис. 3. Предохранители типа ПВТ:а, б — вид и патрон предохранителя ПВТ (ПСН)-35;в — предохранитель ПВТ (ПС)-35 МУ1; 1 и 1′- контактный ножик; 2 — ось; 3 — опорный изолятор; 4 — плавкая вставка; 5 — трубка из газогенерирующего диэлектрика; 6 — эластичная связь; 7 — наконечник; 8 — патрубок

Основной элемент патрона предохранителя – газогенерирующая трубка 5 из винипласта (рис. 1.5). Снутри трубки размещен гибкий проводник 6, соединенный одним концом с плавкой вставкой 4 , помещенной в железной головке патрона, а вторым – с контактным наконечником 7.

Патрон предохранителя располагается на 2-ух опорных изоляторах 3, укрепленных на цоколе (раме). Головка патрона зажата особым держателем на верхнем изоляторе. На нижнем изоляторе укреплен контактный ножик 1 со спиральной пружиной, которая стремится повернуть ножик вокруг оси 2 в положение 1′. Ножик 1 сцеплен с контактным наконечником 7 патрона. Употребляются цинковые плавкие вставки, также сдвоенные вставки из меди и стали (железная вставка, расположенная параллельно медной, принимает усилие пружины, стремящейся вынуть из патрона гибкий проводник; прималеньком замыкании поначалу расплавляется медная, потом железная вставка).

После перегорания плавкой вставки контактный ножик освобождается и, делая поворот (откидываясь) под действием пружины, тянет за собой гибкий проводник, который потом выбрасывается из патрона.

Под действием дуги, образовавшейся после расплавления вставки, стены винипластовой трубки активно выделяют газ. Давление в патроне увеличивается, поток газа делает сильное продольное дутье, гасящее дугу. Процесс выброса раскаленных газов через нижнее отверстие патрона сопровождается звуком, схожим на выстрел. В связи с повышением длины дуги по мере выброса гибкой связи в процессе отключения перенапряжений не появляется, но эти предохранители не владеют и токоограничивающим эффектом. Как видно из рисунка 1.5, плавкая вставка расположена не в трубке, а в железном колпаке, закрывающем один конец. Это исключает газообразование в обычном режиме, когда плавкая вставка также может греться до высочайшей температуры.

Индустрия выпускает выхлопной (стреляющий) предохранитель типа ПВТ-35МУ1, приведенный на рис. 5, в. Патрон этого предохранителя, в отличие от рассмотренного выше, имеет железный патрубок 8, в каком установлен медный клапан, закрывающий поперечное дутьевое отверстие патрубка. При гашении огромных токовнедлинного замыкания, когда активно развивается дуга, давление в патроне стремительно растет и выбрасывает клапан, в итоге чего отверстие патрубка раскрывается. При гашении дуги с малыми токами отверстие патрубка остается закрытым, обеспечивая увеличение давления в патроне.

Управляемые плавкие предохранители типа УПС-35

Для устранения 1-го из существенных недочетов предохранителей – трудности согласования поочередно установленных аппаратов из-за разброса черт – на базе предохранителей ПВТ(ПС)-35МУ1 разработаны управляемые предохранители УПС-35У1, созданные для защиты трансформаторов напряжением 35/6 … 10 кВ. Имеются также разработки управляемых предохранителей на напряжение 110 кВ.

Гибкий проводник снутри патрона управляемого предохранителя соединен с плавкой вставкой не агрессивно, а через контактную систему, которая обеспечивает механический разрыв цепи плавкой вставки под действием привода при срабатывании релейной защиты.

Когда появляется куцее замыкание, релейная защита срабатывает и в итоге деяния привода контактный ножик вместе с гибкой связью перемещается вниз. При всем этом контактная система, расположенная снутри патрона, размыкается. Другие процессы – предстоящее перемещение и выбрасывание гибкого проводника, гашение дуги – осуществляются так же, как и при перегорании плавкой вставки в неуправляемом выхлопном предохранителе. При огромных токахнедлинного замыкания плавкая вставка управляемого предохранителя перегорает ранее, чем сработает релейная защита.

Вероятен также вариант управляемого предохранителя без плавкой вставки. При всем этом исключается дополнительный обогрев предохранителя, можно повысить его номинальный и отключаемый токи.

elektrica.info

Раздел 5. Защита силовых трансформаторов Общие сведения

В процессе эксплуатации в обмотках трансформаторов могут возникать КЗ между фазами, замыкание одной или двух фаз на землю, замыкание между витками одной фазы и замыкания между обмотками разных напряжений. На вводах трансформаторов и автотрансформаторов, ошиновке и в кабелях могут также возникать КЗ между фазами и на землю. В эксплуатации могут происходить нарушения нормальных режимов работы трансформаторов, к которым относятся: прохождение через трансформатор или автотрансформатор сверхтоков при повреждении других связанных с ними элементов, перегрузка, выделение из масла горючих газов, понижение уровня масла, повышение его температуры. В зависимости от опасности повреждения для нарушения нормального режима трансформатора, защита, фиксирующая нарушение, действует на сигнал, разгрузку или отключение трансформатора.

По количеству обмоток трансформаторы делятся на двух и трёхобмоточные. Весьма часто используются трансформаторы с расщеплённой вторичной обмоткой – для уменьшения токов КЗ, вместо одной вторичной обмотки на полную мощность, наматываются 2, или даже 3 обмотки НН меньшей мощности.

Обмотки трёхфазных трансформаторов соединяются в схему звезды (Υ) или треугольника (∆). В схеме звезды кроме фазных выводов обычно выводится нейтраль. Вывод нейтрали либо заземляется наглухо, либо заземляется через разрядник или дугогасящий реактор в сетях с компенсированной нейтралью. Иногда вывод нейтрали остается незаземлённым.

Каждая пара обмоток трансформатора образует группу соединения, основные из них: Υ/Υ-12, Υ/∆-11. Кроме схемы соединения, в названии группы указывается число, показывающее сдвиг напряжения (или тока) по фазе между вторичной и первичной обмотками. Число, показывающее сдвиг по фазе вторичной обмотки соответствует положению часовой стрелки (низшее напряжение) относительно минутной (высшее напряжение) установившейся в положении 12 часов. Наиболее часто используется группа Υ/Υ–12, в этой группе вторичное напряжение совпадает по фазе с первичным – часовая и минутная стрелки на 12 часов, или Υ/∆–11 – часовая стрелка находится в положении 11 часов, а минутная – на 12. Вторичное напряжение опережает первичное на угол 30°.

Трансформаторы могут присоединяться к сети с помощью:

- выключателей;

- плавких предохранителей или открытых плавких вставок;

- автоматических отделителей или выключателей нагрузки, предназначенных для отключения трансформатора в бестоковую паузу.

Присоединение трансформаторов к сети через плавкие предохранители используется в схемах упрощенных подстанций 6-35 кВ при отсутствии аппаратуры на стороне высокого напряжения трансформатора.

Имеются предохранители ПК-10, ПКТ-10, ПКИ-10, ПСН-10., ПСН-35. Ток плавкой вставки зависит от мощности трансформатора, например: см. таблицу 5.1.

Предохранители ПСН-35 применяются для трансформаторов напряжением 35 кВ малой мощности (до 1000 кВА), обычно на передвижных подстанциях. С помощью таких предохранителей практически невозможно обеспечить селективность защиты трансформатора с защитой ввода, поэтому они согласовываются непосредственно с защитой отходящих от шин линий 6-10 кВ. Были также разработаны, но не нашли применения, стреляющие предохранители 110 кВ типа ПС-110У1.

Плавкие предохранители рассчитаны на отключение тока КЗ в трансформаторе, поэтому они проверяются по номинальному отключаемому току КЗ. Номинальный ток отключения для предохранителей 6-10 кВ может быть в пределах 2,5÷40 кА. Кроме того, требуется выбрать номинальное напряжение предохранителя. Одинаково недопустимо устанавливать предохранитель напряжением 6 кВ на трансформатор 10 кВ, и предохранитель 10 кВ на трансформатор напряжением 6 кВ. В первом случае может произойти перекрытие предохранителя по поверхности, а во втором может не погаснуть дуга внутри предохранителя.

Таблица 5.1.

Рекомендуемые значения номинальных токов плавких вставок предохранителей для трёхфазных силовых трансформаторов 6/0,4 и 10/0,4 кВ

Мощность трансформатора, кВА	Номинальный ток, А
	трансформатора на стороне			плавкой вставки на стороне
	0,4 кВ	6 кВ	10 кВ	0,4 кВ	6 кВ	10 кВ
25	36	2,40	1,44	40	8	5
40	58	3,83	2,30	60	10	8
63	91	6,05	3,64	100	16	10
100	145	9,60	5,80	150	20	16
160	231	15,40	9,25	250	32	20
250	360	24,00	14,40	400	50	40
400	580	38,30	23,10	600	80	50
630	910	60,50	36,40	1000	160	80

Кроме рассмотренных выше предохранителей, которые обеспечивают отключение короткого замыкания, ранее применялись открытые плавкие вставки для трансформаторов напряжением 110 кВ. Трансформатор подключался к линии через тонкие алюминиевые провода, при перегорании которых возникала электрическая дуга. Открытые плавкие вставки не могли отключить ток КЗ, после их перегорания возникало короткое замыкание на стороне ВН, которое должно было отключаться защитой питающей линии.

Рис. 5.1. Схемы присоединения понижающего трансформатора к питающей сети:

с помощью выключателя (а) и отделителя с короткозамыкателем (бив)

При высшем напряжении 35 кВ и более, наиболее распространенным для трансформаторов мощностью более l MBА способом подключения трансформатора отпаечной и тупиковой подстанции к линии является подключение через автоматический отделитель (ОД) с установкой короткозамыкителя (КЗ) (рис. 5.1б,в). Короткозамыкатель устанавливается в 2-х фазах при напряжении 35 кВ, и в одной фазе при напряжении 110 кВ и выше. В этом случае при повреждении в трансформаторе его релейная защита даёт команду на включение КЗ, после чего срабатывает релейная защита питающей линии, и отключается выключатель (В) этой линии. Наступает бестоковая пауза, во время которой автоматика даёт команду на отключениеОД, а линия включается снова от устройства АПВ.

Наиболее предпочтительным является присоединение трансформатора через выключатель (рис. 5.1, а). На рисунке показан выключатель со встроенными в него трансформаторами тока (ТВ).

При наличии у защищаемого трансформатора встроенных трансформаторов тока (TВT) требуется установить более дешевый выключатель без встроенных ТТ, стоимость установки которого может оказаться соизмеримой с установкой короткозамыкателя и отделителя. Большинство строящихся в настоящее время подстанций комплектуются именно выключателями на стороне ВН.

При подключении трансформатора по схемам рис. 5.1, можно полностью реализовать требования к защитам трансформатора, указанным в следующем подразделе.

studfiles.net

Рекомендации по защите трансформаторов | Проектирование электроснабжения

Для защиты силовых трансформаторов применяют предохранители. При выборе предохранителя необходимо руководствоваться некоторыми рекомендациями, которые я нашел в каталоге КЭАЗ. Уважаю производителей, которые предоставляют подобную информацию для проектировщиков.

Немножко отступлю от темы и расскажу интересный случай.

Лучшие рекомендации

Осенью я был на выставке Energy EXPO 2015. Там присутствовали представители «ИГУР». Если кто не знает, они производят все необходимое для заземления и молниезащиты. Я ничего против их не имею, наоборот даже стараюсь поддерживать белорусского производителя.

Видимо продажи идут плохо и они решили срубить еще «бабосиков» на своем типовом проекте или просто вернуть деньги затраченные на печать и разработку. На выставке мне предложили купить данный типовой проект, разумеется, я отказался, т.к. у меня лишних денег не было, да и чисто из-за принципа я за него не отдал бы и 5  копеек, поскольку считаю, что такие типовые проекты должны даваться проектировщикам совершенно бесплатно. Они же в типовом проекте свое оборудование показывают, а не DKC, Betterman и т.п. Цена типового проекта, насколько я понял: 1000000 (70$). Не такие уж и маленькие деньги.

На этом история не закончилась. Звонят мне недавно представители компании «ИГУР» и опять пытаются впарить  этот типовой проект. Если бы это была информация, без которой невозможно сделать заземление, молниезащиту, то я еще подумал бы… В общем через 3 мин разговора по телефону, мне пообещали выслать данный типовой проект по почте совершенно бесплатно. Я просто начал им угрожать тремя буквами … вы правильно подумали  — это DKC Когда придет типовой проект, сделаю обзор и расскажу, что полезного в нем есть и чем он полезен для проектировщика.

А сейчас продолжим тему.

При выборе предохранителей нужно соблюдать следующие условия:

1. Предохранитель должен выдержать номинальный ток трансформатора Iнt и возможные перегрузки трансформатора 1,3-1,4 Iнt;
2. Ток включения обычно 8-12 Iнt не должен расплавить плавкий элемент быстрее 0,1 с;
3. Ток короткого замыкания должен быть меньше максимального тока отключения и ток короткого замыкания должен быть больше минимального тока отключения предохранителя.

Исходя из этих условий и номинальной мощности трансформатора в таблице приведены рекомендуемые значения номинального тока предохранителя для трансформаторов 6/10кВ:

Рекомендуемый номинальный ток предохранителя для защиты трансформатора

Советую почитать:

220blog.ru

Выбор предохранителя для трансформаторной подстанции

 

При выборе предохранителей нужно соблюдать следующие условия:

• Предохранитель должен выдержать номинальный ток трансформатора Iнt и возможные перегрузки трансформатора 1,3-1,4 Iнt;
• Ток включения обычно 8-12 IНt не должен расплавить плавкий элемент быстрее 0,1с;
• Ток короткого замыкания должен быть меньше максимального тока отключения и ток короткого замыкания должен быть больше минимального тока отключения предохранителя.

Исходя из этих условий и номинальной мощности трансформатора в таблице приведены рекомендуемые значения номинального тока предохранителя.

Номинальная мощность транс-ра (кВА) 6/7,2 кВ 10/12 кВ 20/24 кВ 35/40,5 кВ

Ном. первичный ток

транс-ра (A)

Номинальный

ток пред-ля

Ном. первичный ток

транс-ра (A)

Номинальный

ток пред-ля

Ном. первичный ток

транс-ра (A)

Номинальный

ток пред-ля

Ном. первичный ток

транс-ра (A)

Номинальный

ток пред-ля

6 кВ 7,2 кВ

IFmin

(А)

IFmax

(А)

10 кВ 12 кВ

IFmin

(А)

IFmax

(А)

20 кВ 24 кВ

IFmin

(А)

IFmax

(А)

35 кВ 40,5 кВ

IFmin

(А)

IFmax

(А)

50	4,8	4,1	10	16	2,9	2,4	6	10	1,5	1,2	4	6	0,83	0,77	4	6
75	7,2	6,2	16	20	4,3	3,6	10	16	2,2	1,8	4	6	1,2	1,1	4	6
100	9,6	8,2	25	32	5,8	4,8	10	16	2,9	2,4	6	10	1,7	1,5	6	10
125	12,1	10,3	32	40	7,2	6	16	20	3,6	3,0	6	10	2,1	1,8	6	10
160	15,4	13,2	40	50	9,2	7,7	20	25	4,6	3,8	10	16	2,7	2,4	6	10
200	19,2	16,4	40	50	11,5	9,6	25	32	5,8	4,8	10	16	3,2	2,4	10	16
250	24,1	20,6	50	63	14,4	12	32	40	7,2	6,0	16	20	4,1	3,6	10	16
315	30,3	26	50	63	18,2	15,2	40	50	9,1	7,6	20	25	5,2	4,6	16	20
400	38,5	33	63	80	23	19,2	50	63	11,5	9,6	25	32	6,6	5,8	20	25
500	48,1	41,2	80	100	28,8	24	50	63	14,4	12	32	40	8,2	7,2	20	25
630	60,6	51,9	100	125	36,4	30,3	63	80	18,1	15,2	40	50	10,4	9	25	32
800	76,9	66	100	125	46,2	38,5	80	100	23,1	19,2	50	63	13,2	11,5	40	50
1000	96,2	82,5	125	160	57,7	48,1	100	125	28,8	24,1	50	63	16,5	14,4	50	63

 

www.aksprom.biz

Трансформатор напряжения НТМИ-10 | Заметки электрика

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 (вот пример).

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 расчетного коэффициента счетчика электроэнергии.

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.

 

Технические характеристики НТМИ-10

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 класс точности расчетных счетчиков для потребителей мощностью до 670 (кВт) 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 преимуществах и недостатках того или иного типа) 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 измерение фактической мощности трансформатора напряжения, 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 - Ун/Ун - 0 (Ун/Ун -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 подтверждается нашим решением. 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.

 

Схема подключения НТМИ-10

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.

Как видите, цветовая маркировка шин полностью соблюдена. На каждой фазе имеются участки шин без краски, которые необходимы для установки переносных заземлений.

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 (Ун). 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:

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 (Ун). 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 информации: почитайте статью о том, как выполняется маркировка вторичных цепей трансформаторов тока.

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 3Uо, приблизительно равное 100 (В).

Маркировка выводов дополнительной обмотки для контроля изоляции (КИЗ):

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

• ад — Н601 (561)

• хд — Н600 (562)

Дополнительную обмотку также необходимо заземлить, например, на выводе хд.

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.

Бирка с техническими характеристиками НТМИ-10-66.

Сливная пробка.

Маркировка выводов.

А вот видеоролик, который я снял по материалам данной статьи:

P.S. Если у Вас возникли вопросы по тематике данной статьи, то буду рад Вам помочь. Спасибо за внимание.

Если статья была Вам полезна, то поделитесь ей со своими друзьями:

zametkielectrika.ru

Защита с трансформаторов предохранителями на стороне 10 кВ (Страница 1) — Релейная защита и автоматика трансформаторов, реакторов и автотрансформаторов — Советы бывалого релейщика

evdbor пишет:

В руках сейчас держу проект, где трансформатор ТСЗ-1600/10 защищен предохранителями 100А.Номинал вставки в этом случае равен номинальному току трансформатора.Как правило, трансформаторы 1000 кВА и мощнее защищаются выключателями с полноценной РЗА.Необходимо выдать соответствующие замечания по сему проекту.Сборник директивных материалов 1978 года в сети не нашел.

Имеются ли более современные нормативные документы по выбору предохранителей ВН, или может быть найдется Сборник 1978 год?Есть ли в НТД ограничения по мощности трансформатора защищенного предохранителями?

Я думаю найти НТД по выбору предохранителей - предприятие с малой вероятностью успеха. По опыту поиска документов могу сказать - что если документ не выложен в сети - найти его задача трудновыполнимая. Только если повезет и найдется человек с таким "эксклюзивным документом"

Поэтому, я как релейщик, действовал бы другим путем

Я бы написал бы  замечания о неправильном выборе Fu (а в вашем примере он выбран неправильно) и обосновал бы их с помощью других НТД

В частности:

1. Ток на стороне ВН трансформатора 1600 кВА, 10 кВ - I ном ВН = 92, 4 А

2. Сухие трансформаторы (в примере ТСЗ) согласно НТД допускают перегрузку 1.2

НТП ЭПП-94  Проектирование электроснабжения промышленных предприятий

6.4.6. Для сухих трансформаторов предельное значение коэффициента допустимой перегрузки трансформатора следует принимать равным 1,2.

Следовательно по режимы работы возможна (в ходе эксплуатации докинут нагрузку) перегрузка с током 92,4 х 1,2 = 111 А.

3. Возможный ток нагрузки больше номинального тока Fu :  111 > 100 А  - предохранитель сработает ложно (пускай и через значительное время - около 2 часов - кратность 1,1)

4. В замечании написал бы следующее:

"Номинальный   ток   предохранителей   (плавких вставок) выбирается из условий   несрабатывания   при   допустимых перегрузках трансформатора и   при   работе трансформатора   в   режиме   холостого хода (отстройка от бросков тока намагничивания,   которые   в   течение   небольшого   промежутка   времени   могут   в несколько   раз   превосходить   номинальный ток трансформатора)."

Далее привел вы выкладки п. 1-3

далее написал бы фразу: " Требуется заменить выбранный ранее предохранитель на предохранитель с номинальным током, который не вызовет ложное срабатывание при при   допустимых перегрузках трансформатора и   при   работе трансформатора   в   режиме   холостого ход (отстройка от бросков тока намагничивания). По опыту многолетней эксплуатации трансформаторов 10 кВ при выборе рекомендуется пользоваться следующей таблицей выбора предохранителей: "

Вставил бы таблицу из Шабада

Далее написал бы фразу: "По таблице номинальный ток предохранителя для трансформатора 1600 кВА рекомендуется определить эмпирическим путем с коэффициентом номинального ряда мощностей 1,6. "

ИМХО - я бы действовал таким образомПредохранитель для Т 1600 кВА должен быть не менее 200 А.

www.rzia.ru

---

• 
  Трансформатор это статическое электромагнитное устройство имеющее
• 
  Конструкция трехфазного трансформатора
• 
  Где широко применяются трансформаторы
• 
  Наладка трансформаторов
• 
  Из каких частей состоит активная часть трансформатора
• 
  Номинальные параметры трансформатора
• 
  Обмотки трансформатора силового
• 
  Система охлаждения д трансформатора
• 
  Включение трансформатора под напряжение
• 
  Трансформатор переменный
• 
  Термосифонный фильтр трансформатора принцип действия