Перегрузка трансформаторов тока | Заметки электрика
Здравствуйте, уважаемые читатели и гости сайта «Заметки электрика».
В сегодняшней статье я хотел бы поделиться с Вами информацией по перегрузке трансформаторов тока и последствиями, возникающими при этом явлении.
В качестве примера я сошлюсь на реальный случай, который произошел буквально на днях на одной из распределительных подстанций.
В общем, дело было так. Низковольтная распределительная подстанция, щит 220 (В).
Прошу обратить внимание на то, что трехфазные сети с изолированной нейтралью и линейным напряжением 220 (В) и 500 (В) все еще используются у нас на производстве, поэтому особо не удивляйтесь.
На одном из фидеров ведется коммерческий учет электроэнергии с помощью счетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.16, который подключен через два трансформатора тока ТОП-0,66 с коэффициентом трансформации 50/5. Сейчас про схему подключения я говорить не буду — на эту тему читайте отдельную статью: схемы подключения счетчиков электрической энергии через трансформаторы тока.
Для контроля тока нагрузки в фазе А подключен щитовой амперметр типа Э30, откалиброванный на коэффициент трансформации 50/5.
Вот принципиальная однолинейная схема этого присоединения.
Вот графики нагрузок за последние 2 месяца: сентябрь и октябрь. Эти данные я выгрузил из 30-минутных профилей мощности данного электросчетчика.
Средняя нагрузка за сентябрь составила 8,04 (А), максимальная нагрузка — 43,2 (А).
Средняя нагрузка за октябрь составила 11,7 (А), максимальная нагрузка — 103,05 (А).
Ничего не предвещало беды, пока потребитель однажды резко не увеличил потребляемую мощность. Как видите, с середины октября нагрузка стала частенько превышать 50 (А). Дело в том, что в это время потребитель приобрел и установил какой-то мощный станок. Соответственно, нагрузка на фидере резко возросла и порой превышала более 100% от номинального первичного тока наших ТТ.
Но всем известно, что у трансформаторов тока имеется некоторая перегрузочная способность и он способен кратковременно выдерживать некоторое увеличение нагрузки.
Существует единственный и действующий ГОСТ 7746-2001, по которым изготавливают трансформаторы тока и в котором упоминается про их допустимую перегрузку. В п.6.6.2 этого ГОСТа говорится следующее:
А вот эта самая таблица 10 (для наглядности я ее разбил на несколько частей).
Как видите, наибольший рабочий первичный ток не у всех ТТ превышает номинальный.
Чуть ниже по тексту в этом ГОСТе имеется примечание о том, что допускается кратковременно увеличивать первичный ток трансформаторов тока на 20% по отношению к его наибольшему рабочему первичному току, но по согласованию с производителем и не более 2 часов в неделю.
В нашем же случае потребитель ничего не согласовывал, а просто увеличил первичный ток ТТ даже не на 20%, а более, чем на 100%, что и привело к следующим последствиям.
Повышенный ток вызвал значительный нагрев обмоток ТТ. По фотографиям оплавленных корпусов уже снятых трансформаторов тока видно, что в основном грелась вторичная обмотка. Это объясняется тем, что при превышении тока нагрузки магнитопровод мог уйти в насыщение, а следовательно, грелась не только вторичная обмотка, но и само «железо».
Если бы оперативный персонал при периодическом осмотре вовремя не заметил зашкалившую стрелку амперметра и не почувствовал запах гари и оплавленной изоляции, то последствия могли быть еще более серьезней, например, вплоть до короткого замыкания. Вот ссылочка, где на примерах из своей практики я рассказывал про последствия от коротких замыканий. Тогда бы точно пришлось менять не только трансформаторы тока.
Поэтому и было решено немедленно отключать данный фидер!
По этому инциденту пока еще ведется расследование, но в любом случае за нарушение эксплуатации электроустановки потребитель понесет наказание, согласно действующего законодательства (скорее всего штраф). Естественно, что ему же придется оплатить приобретение новых трансформаторов тока и услуги по их замене.
С учетом изменившейся нагрузки потребитель запросил увеличить выделяемую мощность, поэтому было решено установить трансформаторы тока ТТИ-А с коэффициентом трансформации 150/5, что мы успешно и сделали. Также нам пришлось заменить щитовой амперметр, откалиброванный на коэффициент 150/5 с пределом 150 (А).
Замену трансформаторов тока, как на высоковольтных, так и на низковольтных подстанциях, по тем или иным причинам мы производим с регулярной периодичностью.
Вот буквально около месяца назад на этой же подстанции мы производили замену стареньких трансформаторов тока КЛ-0,66 на ТТИ-А. У меня даже фотографии сохранились — до замены и после. Причина замены: не прошли очередную поверку.
Зачастую старые ТТ, в основном такие как, ТК-10 или ТК-20 выходят из строя по причине ухудшения изоляции первичной обмотки, но об этом я напишу как-нибудь в следующий раз.
В конце статьи посмотрите видеоролик, который я снял в момент перегрузки трансформаторов тока на данном фидере — очень впечатляет такой режим работы:
P.S. Будьте внимательны и не перегружайте трансформаторы тока свыше номинальных или допустимых значений. Спасибо за внимание.
Если статья была Вам полезна, то поделитесь ей со своими друзьями:
zametkielectrika.ru
Перегрузочная способность трансформаторов тока (Страница 1) — Спрашивайте
В действующем ГОСТ 7746-2015 в последнем абзаце п.6.6. имеется такая фраза: «По согласованию между потребителем и изготовителем допускается кратковременное, не более
2 ч в неделю, повышение первичного тока на 20 % по отношению к наибольшему рабочему первичному току».
Таким образом, читать эту фразу следует так: ТТ 600/5. Наибольший рабочий ток — 630 А, Аварийно допустимый ток — 756 А. Получается, что если изготовитель допускает перегрузку на время до 20 минут на время ликвидации аварии на 20%, то при достижении тока через присоединение до 750 А отключать его не следует, а следует принять меры по разгрузке указанного присоединения. возникает закономерный вопрос — существуют ли ограничения по длительной работе устройств РЗА при сверхноминальном токе? Разумеется, увеличится ток намагничивания, следовательно — погрешность. На оборудование УРЗА пагубно это никак не повлияет, т.к. оборудование вообще расчитано на токи КЗ.
Поясню подробнее: служба электрических режимов утверждает, что ТТ можно перегружать на 20% от наибольшего рабочего, который зачастую уже выше на 5% от номинала. Служба РЗА утверждает, что ТТ нельзя перегружать более чем на 10% от номинала по требованиям, предъявляемым к техническому исполнению устройств РЗА. ВЫходит, что мы имеем 2 цифры (750 и 660 А — АДТН). имеем также цифру 630 А — ДДТН. Вопрос принципиальный. Каков предел для ТТ в условиях аварийного режима (именно АВАРИЙНОГО!, а не нормального!).
PS: забыл указать третью цифру АДТН — 720 А — это та цифра, которую предоставляет в рамках 340 Приказа Минэнерго ежегодно Т+, ссылаясь на ГОСТ 7746, но получается указанная цифра умножением не 630 на 1,2, а 600, т.е. номинала, а не наибольшего рабочего тока. Необходим принципиально идентичный подход для всех субъектов электроэнергетики, присоединившихся к указанному стандарту.
www.rzia.ru
Перегрузка трансформаторов тока, Заметки электрика
Здравствуйте, уважаемые читатели и гости сайта «Заметки электрика».
В сегодняшней статье я хотел бы поделиться с Вами информацией по перегрузке трансформаторов тока и последствиями, возникающими при этом явлении.
В качестве примера я сошлюсь на реальный случай, который произошел буквально на днях на одной из распределительных подстанций.
В общем, дело было так. Низковольтная распределительная подстанция, щит 220 (В).
Прошу обратить внимание на то, что трехфазные сети с изолированной нейтралью и линейным напряжением 220 (В) и 500 (В) все еще используются у нас на производстве, поэтому особо не удивляйтесь.
На одном из фидеров ведется коммерческий учет электроэнергии с помощью счетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.16, который подключен через два трансформатора тока ТОП-0,66 с коэффициентом трансформации 50/5. Сейчас про схему подключения я говорить не буду — на эту тему читайте отдельную статью: схемы подключения счетчиков электрической энергии через трансформаторы тока.
Для контроля тока нагрузки в фазе А подключен щитовой амперметр типа Э30, откалиброванный на коэффициент трансформации 50/5.
Вот принципиальная однолинейная схема этого присоединения.
Вот графики нагрузок за последние 2 месяца: сентябрь и октябрь. Эти данные я выгрузил из 30-минутных профилей мощности данного электросчетчика.
Средняя нагрузка за сентябрь составила 8,04 (А), максимальная нагрузка — 43,2 (А).
Средняя нагрузка за октябрь составила 11,7 (А), максимальная нагрузка — 103,05 (А).
Ничего не предвещало беды, пока потребитель однажды резко не увеличил потребляемую мощность. Как видите, с середины октября нагрузка стала частенько превышать 50 (А). Дело в том, что в это время потребитель приобрел и установил какой-то мощный станок. Соответственно, нагрузка на фидере резко возросла и порой превышала более 100% от номинального первичного тока наших ТТ.
Но всем известно, что у трансформаторов тока имеется некоторая перегрузочная способность и он способен кратковременно выдерживать некоторое увеличение нагрузки.
Существует единственный и действующий ГОСТ 7746-2001, по которым изготавливают трансформаторы тока и в котором упоминается про их допустимую перегрузку. В п.6.6.2 этого ГОСТа говорится следующее:
А вот эта самая таблица 10 (для наглядности я ее разбил на несколько частей).
Как видите, наибольший рабочий первичный ток не у всех ТТ превышает номинальный.
Чуть ниже по тексту в этом ГОСТе имеется примечание о том, что допускается кратковременно увеличивать первичный ток трансформаторов тока на 20% по отношению к его наибольшему рабочему первичному току, но по согласованию с производителем и не более 2 часов в неделю.
В нашем же случае потребитель ничего не согласовывал, а просто увеличил первичный ток ТТ даже не на 20%, а более, чем на 100%, что и привело к следующим последствиям.
Повышенный ток вызвал значительный нагрев обмоток ТТ. По фотографиям оплавленных корпусов уже снятых трансформаторов тока видно, что в основном грелась вторичная обмотка. Это объясняется тем, что при превышении тока нагрузки магнитопровод мог уйти в насыщение, а следовательно, грелась не только вторичная обмотка, но и само «железо».
Если бы оперативный персонал при периодическом осмотре вовремя не заметил зашкалившую стрелку амперметра и не почувствовал запах гари и оплавленной изоляции, то последствия могли быть еще более серьезней, например, вплоть до короткого замыкания. Вот ссылочка, где на примерах из своей практики я рассказывал про последствия от коротких замыканий. Тогда бы точно пришлось менять не только трансформаторы тока.
Поэтому и было решено немедленно отключать данный фидер!
По этому инциденту пока еще ведется расследование, но в любом случае за нарушение эксплуатации электроустановки потребитель понесет наказание, согласно действующего законодательства (скорее всего штраф). Естественно, что ему же придется оплатить приобретение новых трансформаторов тока и услуги по их замене.
С учетом изменившейся нагрузки потребитель запросил увеличить выделяемую мощность, поэтому было решено установить трансформаторы тока ТТИ-А с коэффициентом трансформации 150/5, что мы успешно и сделали. Также нам пришлось заменить щитовой амперметр, откалиброванный на коэффициент 150/5 с пределом 150 (А).
Замену трансформаторов тока, как на высоковольтных, так и на низковольтных подстанциях, по тем или иным причинам мы производим с регулярной периодичностью.
Вот буквально около месяца назад на этой же подстанции мы производили замену стареньких трансформаторов тока КЛ-0,66 на ТТИ-А. У меня даже фотографии сохранились — до замены и после. Причина замены: не прошли очередную поверку.
Зачастую старые ТТ, в основном такие как, ТК-10 или ТК-20 выходят из строя по причине ухудшения изоляции первичной обмотки, но об этом я напишу как-нибудь в следующий раз.
В конце статьи посмотрите видеоролик, который я снял в момент перегрузки трансформаторов тока на данном фидере — очень впечатляет такой режим работы:
vizada.ru
Перегрузка силовых трансформаторов (длительная допустимая и кратковременная аварийная)
Перегрузка силовых трансформаторов важный параметр, необходимый как при проектировании, так и при эксплуатации электрических станций и подстанций
В статье представлены действующие нормативные документы, на основании которых определяются допустимые перегрузки трансформаторов
1. Допустимая длительная перегрузка силовых трансформаторов по ПТЭ
| Тип трансформаторов | Длительно допустимая перегрузка* |
| Масляные | 5%** [п. 5.3.14 ПТЭ ЭСС], [п. 2.1.20 ПТЭП] |
| С жидким негорючим диэлектриком | 5%** [п. 2.1.20 ПТЭП] |
| Сухие*** | устанавливаются заводской инструкцией [5.3.15 ПТЭ ЭСС] |
Примечания:
* — под длительно допустимой понимается сколь угодно долгая продолжительность перегрузки;
** — указана перегрузка в % номинального тока ответвления (если напряжение на ответвлении не превышает номинального)
*** — на практике сухие трансформаторы стараются не перегружать;
Кроме того, для трансформаторов в зависимости от режима работы допускаются систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируются типовой инструкцией по эксплуатации трансформаторов и инструкциями заводов-изготовителей [п. 5.3.14 ПТЭ ЭСС], [п. 2.1.20 ПТЭП].
2. Аварийная кратковременная перегрузка трансформатора по ПТЭ
В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах [5.3.15 ПТЭ ЭСиС] , [п. 2.1.20 ПТЭ П]:
| Масляные трансформаторы | |||||
| Перегрузка по току, % | 30 | 45 | 60 | 75 | 100 |
| Длительность перегрузки, мин | 120 | 80 | 45 | 20 | 10 |
| Сухие трансформаторы | |||||
| Перегрузка по току, % | 20 | 30 | 40 | 50 | 60 |
| Длительность перегрузки, мин | 60 | 45 | 32 | 18 | 5 |
3. Аварийная кратковременная перегрузка трансформатора по Приказу Минэнерго РФ N250 от 06.05.2014 г.
В соответствии с Приложением №1 «Методических указаний по определению степени загрузки вводимых после строительства объектов электросетевого хозяйства»(утв. Приказом Минэнерго РФ N250 от 06.05.2014 г):
Допустимые аварийные перегрузки для силовых (авто-) трансформаторов различной системы охлаждения в зависимости от температуры (°С) охлаждающей среды (в долях от номинального тока)
| Температура (°С) охлаждающей среды | Система охлаждения | |
| М, Д | ДЦ, Ц | |
| Для трансформаторов со сроком эксплуатации менее 30 лет | ||
| -20°С и ниже | 1,5 | 1,5 |
| -10°С | 1,5 | 1,4 |
| 0°С | 1,4 | 1,4 |
| 10°С | 1,3 | 1,3 |
| 20°С | 1,3 | 1,2 |
| 30°С | 1,2 | 1,2 |
| 40°С | 1,1 | 1,1 |
| Для трансформаторов со сроком эксплуатации более 30 лет | ||
| -20°С и ниже | 1,2 | |
| -10°С | 1,2 | |
| 0°С | 1,15 | |
| 10°С | 1,0 | |
| 20°С | 1,0 | |
| 30°С | 1,0 | |
| 40°С | 1,0 | |
4. Аварийная кратковременная перегрузка трансформатора по ГОСТ 14209-97 (упрощенные таблицы)
Допустимые аварийные перегрузки без учета предшествующей нагрузки (по ГОСТ 14209-97, Таблица Н.1)
| Продолж. перегрузки в течение суток, ч | Перегрузка в долях номинального тока, в зависимости от температуры охлаждающей среды во время перегрузки | |||
| -25°С | ONAN | ON | OF | OD |
| 0,5 | 2,0 | 1,8 | 1,6 | 1,4 |
| 1,0 | 1,9 | 1,7 | 1,6 | 1,4 |
| 2,0 | 1,9 | 1,7 | 1,5 | 1,4 |
| 4,0 | 1,8 | 1,6 | 1,5 | 1,4 |
| 8,0 | 1,7 | 1,6 | 1,5 | 1,4 |
| 24,0 | 1,7 | 1,6 | 1,5 | 1,4 |
| -20° C | ONAN | ON | OF | OD |
| 0,5 | 1,9 | 1,7 | 1,6 | 1,5 |
| 1,0 | 1,9 | 1,6 | 1,5 | 1,4 |
| 2,0 | 1,8 | 1,6 | 1,5 | 1,4 |
| 4,0 | 1,7 | 1,6 | 1,5 | 1,4 |
| 8,0 | 1,7 | 1,5 | 1,5 | 1,4 |
| 24,0 | 1,6 | 1,5 | 1,5 | 1,4 |
| -10° C | ONAN | ON | OF | OD |
| 0,5 | 1,7 | 1,6 | 1,5 | 1,4 |
| 1,0 | 1,7 | 1,5 | 1,5 | 1,4 |
| 2,0 | 1,7 | 1,5 | 1,5 | 1,3 |
| 4,0 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,3 |
| 8,0 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,3 |
| 24,0 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,3 |
| 0° C | ONAN | ON | OF | OD |
| 0,5 | 1,7 | 1,5 | 1,4 | 1,3 |
| 1,0 | 1,7 | 1,5 | 1,4 | 1,3 |
| 2,0 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,3 |
| 4,0 | 1,6 | 1,4 | 1,4 | 1,3 |
| 8,0 | 1,6 | 1,4 | 1,4 | 1,3 |
| 24,0 | 1,5 | 1,4 | 1,4 | 1,3 |
| 10° C | ONAN | ON | OF | OD |
| 0,5 | 1,7 | 1,4 | 1,4 | 1,3 |
| 1,0 | 1,6 | 1,4 | 1,4 | 1,3 |
| 2,0 | 1,5 | 1,4 | 1,3 | 1,2 |
| 4,0 | 1,5 | 1,3 | 1,3 | 1,2 |
| 8,0 | 1,5 | 1,3 | 1,3 | 1,2 |
| 24,0 | 1,5 | 1,3 | 1,3 | 1,2 |
| 20° C | ONAN | ON | OF | OD |
| 0,5 | 1,5 | 1,3 | 1,3 | 1,2 |
| 1,0 | 1,4 | 1,3 | 1,3 | 1,2 |
| 2,0 | 1,4 | 1,3 | 1,3 | 1,2 |
| 4,0 | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,2 |
| 8,0 | 1,4 | 1.3 | 1,2 | 1,2 |
| 24,0 | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,2 |
| 30° C | ONAN | ON | OF | OD |
| 0,5 | 1,4 | 1,2 | 1,2 | 1,2 |
| 1,0 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,2 |
| 2,0 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,2 |
| 4,0 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,1 |
| 8,0 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,1 |
| 24,0 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,1 |
| 40° C | ONAN | ON | OF | OD |
| 0,5 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,2 |
| 1,0 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,1 |
| 2,0 | 1,3 | 1,2 | 1,1 | 1,1 |
| 4,0 | 1,2 | 1,2 | 1,1 | 1,1 |
| 8,0 | 1,2 | 1,1 | 1,1 | 1,1 |
| 24,0 | 1,2 | 1,1 | 1,1 | 1,1 |
Допустимые аварийные перегрузки без учета предшествующей нагрузки, не превышающей 0,8 номинального тока (по ГОСТ 14209-97, Таблица Н.2)
| Продолж. перегрузки в течение суток, ч | Перегрузка в долях номинального тока, в зависимости от температуры охлаждающей среды во время перегрузки | |||
| -25°С | ONAN | ON | OF | OD |
| 0,5 | 2,0 | 2,0 | 1,9 | 1,7 |
| 1,0 | 2,0 | 2,0 | 1,7 | 1,6 |
| 2,0 | 2,0 | 1,9 | 1,7 | 1,5 |
| 4,0 | 1,9 | 1,7 | 1,6 | 1,5 |
| 8,0 | 1,7 | 1,6 | 1,6 | 1,4 |
| 24,0 | 1,7 | 1,5 | 1,6 | 1,4 |
| -20° C | ONAN | ON | OF | OD |
| 0,5 | 2,0 | 2,0 | 1,8 | 1,6 |
| 1,0 | 2,0 | 2,0 | 1,7 | 1,5 |
| 2,0 | 2,0 | 1,9 | 1,6 | 1,4 |
| 4,0 | 1,8 | 1,6 | 1,5 | 1,4 |
| 8,0 | 1,7 | 1,5 | 1,5 | 1,4 |
| 24,0 | 1,7 | 1,5 | 1,5 | 1,4 |
| -10° C | ONAN | ON | OF | OD |
| 0,5 | 2,0 | 2,0 | 1,7 | 1,6 |
| 1,0 | 2,0 | 1,9 | 1,6 | 1,5 |
| 2,0 | 1,9 | 1,8 | 1,5 | 1,4 |
| 4,0 | 1,7 | 1,6 | 1,5 | 1,3 |
| 8,0 | 1,6 | 1,5 | 1,4 | 1,3- |
| 24,0 | 1,5 | 1,5 | 1,4 | 1,3 |
| 0° C | ONAN | ON | OF | OD |
| 0,5 | 2,0 | 2,0 | 1,7OF | 1,5 |
| 1,0 | 2,0 | 1,8 | 1,6 | 1,4 |
| 2,0 | 1,9 | 1,7 | 1,5 | 1,3 |
| 4,0 | 1,7 | 1,5 | 1,4 | 1,3 |
| 8,0 | 1,6 | 1,4 | 1,4 | 1,3 |
| 24,0 | 1,5 | 1,4 | 1,4 | 1,3 |
| 10° C | ONAN | ON | OF | OD |
| 0,5 | 2,0 | 1,9 | 1,6 | 1,5 |
| 1,0 | 1,9 | 1,7 | 1,5 | 1,4 |
| 2,0 | 1,8 | 1,5 | 1,4 | 1,3 |
| 4,0 | 1,6 | 1,4 | 1,3 | 1,2 |
| 8,0 | 1,5 | 1,3 | 1,3 | 1,2 |
| 24,0 | 1,5 | 1,3 | 1,3 | 1,2 |
| 20° C | ONAN | ON | OF | OD |
| 0,5 | 2,0 | 1,8 | 1,5 | 1,4 |
| 1,0 | 1,8 | 1,6 | 1,4 | 1,3 |
| 2,0 | 1,7 | 1,5 | 1,3 | 1,2 |
| 4,0 | 1,5 | 1,3 | 1,3 | 1 ,2 |
| 8,0 | 1,4 | 1,3 | 1,3 | 1,2 |
| 24,0 | 1,4 | 1,3 | 1,3 | 1,2 |
| 30° C | ONAN | ON | OF | OD |
| 0,5 | 1,9 | 1,7 | 1,4 | 1,3 |
| 1,0 | 1,8 | 1,5 | 1,3 | 1,3 |
| 2,0 | 1,6 | 1,4 | 1,2 | 1.2 |
| 4,0 | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,1 |
| 8,0 | 1,3 | 1,2 | 1,2 | 1,1 |
| 24,0 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,1 |
| 40° C | ONAN | ON | OF | OD |
| 0,5 | 1,8 | 1,6 | 1,3 | 1,3 |
| 1,0 | 1,7 | 1,4 | 1,3 | 1,2 |
| 2,0 | 1,5 | 1,3 | 1,2 | 1,1 |
| 4,0 | 1,3 | 1,2 | 1,1 | 1,1 |
| 8,0 | 1,2 | 1,1 | 1,1 | 1,1 |
| 24,0 | 1,2 | 1,1 | 1,1 | 1,1 |
Система охлаждения трансформаторов
| Обозначение | Наименование |
| Д (ONAF) | масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла |
| М (ONAN) | естественное масляное охлаждение |
| ДЦ (OFAF) | масляное охлаждение с дутьем и с принудительной циркуляцией масла |
| Ц (OFWF) | масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла |
| ON | обозначает виды охлаждения ONAN или ONAF |
| OF | обозначает виды охлаждения OFAF или OFWF |
Перечень НТД по вопросу перегрузки трансформаторов
— «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации», утв. приказом Министерства энергетики РФ от 19 июня 2003 г. N 229 (ПТЭ ЭСС)
— «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей», утв. приказом Министерства энергетики РФ от 13 января 2003 г. N 6 (ПТЭ П)
— «Методические указания по определению степени загрузки вводимых после строительства объектов электросетевого хозяйства, а также по определению и применению коэффициентов совмещения максимума потребления электрической энергии (мощности) при определении степени загрузки таких объектов», утв. приказом Министерства энергетики РФ от 6 мая 2014 г. N 250.
— ГОСТ 14209-97 «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов», введен в действие в качестве Государственного стандарта Российской Федерации с 01.01.2002
— СТО 56947007-29.180.01.116-2012 «Инструкция по эксплуатации трансформаторов», утв. приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 02.03.2012 № 113
— Проект норматива «Требования к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию» (подготовлен Минэнерго России 23.07.2018)
elensis.ru
2.2.3. Допустимые перегрузки трансформаторов и автотрансформаторов
2.2.3. Допустимые перегрузки трансформаторов и автотрансформаторов
Допустимые перегрузки трансформаторов и автотрансформаторов (далее — трансформаторов) в нормальных режимах работы определяются старением изоляции его обмоток — бумаги. Старение изоляции приводит к изменению исходных электрических, механических и химических свойств изоляционных материалов трансформаторов. Сроком естественного износа трансформатора, работающего в номинальном режиме, считается срок, равный примерно 20 годам.
Для нормального суточного износа изоляции трансформатора температура наиболее нагретой точки его обмоток не должна превышать 98 °C. По правилу, предложенному немецким ученым Монтзингером, следует, что если температуру увеличить на 8 °C, срок службы изоляции сократится примерно в 2 раза. В данном случае под температурой наиболее нагретой точки подразумевается температура наиболее нагретого внутреннего слоя обмотки верхней катушки трансформатора.
На практике трансформаторы работают, как правило, с переменной нагрузкой в условиях непрерывно изменяющейся температуры охлаждающей среды. В таких условиях при перегрузках может иметь место форсированный износ изоляции. При нагрузках же меньше номинальной изоляция недоиспользуется, что также экономически нецелесообразно. Следовательно, режим работы трансформатора должен быть оптимальным, то есть близким к расчетному.
Согласно ПТЭ, допускается длительная перегрузка масляных трансформаторов и трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком любой обмотки по току на 5 %, если напряжение их обмоток не выше номинального; при этом для обмоток с ответвлениями нагрузка не должна превышать 1,05 номинального тока ответвления. В автотрансформаторе ток в общей обмотке должен быть не выше наибольшего длительно допустимого тока этой обмотки.
Продолжительные допустимые нагрузки сухих трансформаторов устанавливаются в стандартах и технических условиях конкретных групп и типов трансформаторов.
В ряде случаев такой допустимой перегрузки для оптимального использования изоляции трансформатора оказывается недостаточно. В этом случае продолжительность и значения перегрузок трансформаторов номинальной мощностью до 100 МВА находят по графикам нагрузочной способности в зависимости от суточного графика нагрузки, эквивалентной температуры охлаждающей среды и постоянной времени трансформатора. Это же правило относится и к трансформаторам с расщепленными обмотками.
Если при наступлении перегрузки у оперативного персонала отсутствуют суточные графики нагрузки и персонал не может воспользоваться графиками нагрузочной способности для определения допустимой перегрузки, рекомендуется пользоваться данными табл. 2.2 и 2.3 — в зависимости от системы охлаждения трансформатора (см. также п. 2.2.4).
Таблица 2.2
Таблица 2.3
Окончание табл. 2.3
Из этих таблиц следует, что систематические перегрузки, допустимые после нагрузки ниже номинальной, устанавливаются в зависимости от превышения температуры верхних слоев масла над температурой охлаждающей среды, которое определяется не позднее начала наступления перегрузки.
Кроме систематических перегрузок в зимние месяцы года допускаются 1 %-ные перегрузки трансформаторов на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15 %. Это правило применяется в том случае, если максимум нагрузки не превышал номинальной мощности трансформатора.
Перегрузки по нагрузочной способности и по 1 %-ному правилу могут применяться одновременно при условии, если суммарная нагрузка не превышает 150 % номинальной мощности трансформатора.
При возникновении аварий, например, при выходе из работы одного из параллельно работающих трансформаторов и отсутствии резерва, разрешается аварийная перегрузка оставшихся в работе трансформаторов независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды.
При разрешенных аварийных перегрузках форсированный износ изоляции и сокращение ее срока службы считается меньшим злом, чем аварийное отключение потребителей электроэнергии.
В соответствии с ПТЭ, в аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:
Допускается продолжительная работа трансформаторов (при нагрузке не выше номинальной мощности) при повышении напряжения на любом ответвлении любой обмотки на 10 % сверх номинального напряжения данного ответвления. При этом напряжение на любой из обмоток должно быть не выше наибольшего рабочего напряжения.
Во избежание повреждения трансформаторов и развития аварии величины и время аварийных перегрузок трансформаторов должны находиться под контролем.
За время аварийной перегрузки оперативно-ремонтный персонал должен принять меры по замене поврежденного оборудования резервным, а затем разгрузить перегруженные трансформаторы до номинальной мощности отключением менее ответственных по категории надежности электроснабжения потребителей.
Поделитесь на страничкеСледующая глава >
info.wikireading.ru
Перегрузка трансформаторов тока (Страница 1) — Трансформаторы тока (ТТ), напряжения (ТН) и их вторичные цепи — Советы бывалого релейщика
Перейти в раздел:
Трудности переводаСпрашивайте — отвечаемСтуденческий РазделОпросыСсылки на интернет ресурсы релейной тематикиЦифровая подстанцияРелейная защита среднего напряженияРелейная защита и автоматика трансформаторов, реакторов и автотрансформаторовРелейная защита и автоматика линий 110-1150кВРелейная защита и автоматика генераторов, двигателейРелейная защита и автоматика в «малой энергетике»ДЗШ, ДЗО, УРОВЦифровые устройства релейной защиты и автоматикиСтатические/Электроные релеПрограмное обеспечение МП устройств релейной защитыКак проводить анализ осциллограмм аварийных регистраторовСистемы и устройства противоаварийной автоматикиЗащиты от однофазных замыканий на землюОпределение места повреждения (ОМП)Автоматическое включение резерва (АВР)Аварии, дефекты оборудования…Автоматика Управления Выключателем (АУВ)Ж/Д, тяговые подстанции, транспортВопросы эксплуатации аппаратуры передачи аварийных сигналовПосты. Совместимость.ВЧ обработка, каналы, трактыБиблиотека УПАСКЗеркало старого форума. УПАСКРазные режимные вопросыРежимная автоматикаПрограммное обеспечениеАппаратура для выполнения проверокОперации с устройствами РЗАДелай как яСхемы распределительных устройствСобственные нуждыТрансформаторы тока (ТТ), напряжения (ТН) и их вторичные цепиОперативный ток и цепи управленияВспомогательное оборудованиеИспытания и измеренияСистемы учета электроэнергии и измерительные приборыОрганизационные вопросыАСУ ТП и РЗА, МЭК 61850АИИС КУЭТелемеханика (ТИ, ТС, ТУ)Расчёт сетей напряжением до 1000ВВыбор параметров настройки устройств релейной защиты и автоматикиВыбор первичного оборудованияГрафика в релейной защитеОбщие вопросы проектированияУчимся делать расчётыБиблиотека РЗАБиблиотека электромонтёраИностранная литератураПроектированиеОрганизационые вопросы связаные с РЗАНормативно-техническая документацияПовышение квалификацииОбъявления разработчиков техники РЗА, специалистов эксплуатирующих организацийРелейщики ищут работуТребуются релейщикиКуплю/продамНовости энергетикиРазговоры на свободные темыПриемная Администрации форумаПомощьАрхивыОбсуждение продукции
Форум работает на PunBB, при поддержке Informer Technologies, Inc
www.rzia.ru
Эксплуатация трансформаторов тока
Дата публикации: 07.20.2016Условия эксплуатации трансформаторов тока должны удовлетворять следующим основным требованиям:
1. Все находящиеся в эксплуатации трансформаторы тока должны систематически осматриваться с целью своевременного обнаружения и устранения ненормальностей в их работе.
Периодичность осмотров устанавливается ПЭТ и местными инструкциями. При осмотрах особое внимание должно быть обращено на чистоту изоляторов и состояние контактных соединений.
Изоляторы и изоляционные части трансформаторов, находящиеся с наружи, должны регулярно очищаться от пыли, копоти и других загрязнений.
Состояние контактных соединений характерезуется их температурой.
Черезмерный перегрев контактов может быть обнаруженпо цветам побежалости, появляющимся на близлежащих от контакта участках шин.
В установках на напряжения до 35 кв допускается проверка температуры контактов с помощью свечей, прижимаемых к проверяемому контакту изолирующей штангой.
Плавление свечей происходит при следующих температурах: стеариновой при 50, парафиновой при 54 и желтого воска при 64.
Для тойже цели (определения температуры токоведущих частей и контактов) применяются также термокарандаши и термопленки, изменяющий свой цвет при нагревании их свыше определенной температуры.
Как те, так и другие выпускаются в виде наборов, охватывающих тот или иной диапазон температуры.
Каждому номеру термокарандаша или термопленки соответствуют вполне определенная температура, указанная на их маркировке.
В ответственных случаях контроль контактных соединений осуществляется путем измерения падения напряжения в контактном соединении.
Однако этот способ не всегда доступен, так как для своего осуществления требует наличия специального переносного устройства, состоящего из автотрансформатора, выпрямителя и вольтметра, смонтированных на изолирующей штанге.
При обнаружении перегрева контактов, в особенности прогресирующего, трансформатора тока должен быть немедленно выведен из эксплуатации для приведения контакта в рабочее состояние.
При эксплуатации маслонаполненых трансформаторов тока должно быть обеспечено систематическое наблюдения за уровнем масла.
Уровень масла при любой токовой нагрузке трансформатора и тепературе окружающего воздуха от -40 до +35 не должен выходить за пределы стекла маслоуказателя.
Ненормальное понижение уровня масла является признаком появления течи, которая может быть обнаружена путем осмотра трансформатора тока.
При обнаружении просачивания масла через трещины в фарфоре (появляющиеся иногда в местах склейке отдельных частей)или сварные швы – трансформатор должен быть выведен из эксплуатации для капитального ремонта.
Течи масла через уплотнения должны устраняться на месте путем подтягивания соответствующих болтов или гаек.
При устранении течи через уплатнения, расположеные между фарфором и металическими частями, а также между элементами фарфоровых покрышек , необходимо соблюдение предосторожностей.
После устранения течи должна быть произведена доливка маска в порядке, установленном заводскими инструкциями по мантажу и эксплуатации соответствующих трансформаторов.
2. Класс точности измерительного трансформатора должен отвечать требованиям.
3. Напряжение сети, в которую включен трансформатор тока, не должно превышать наибольшего рабочего напряжения.
Использование трансформатора тока нормального исполнения в установках, расположенных на высоте, превосходящей 1000 м над уровнем моря, а также при температуре окружающего воздуха более +35 может быть допущенно только при условии снижения рабочего напряжения.
Размеры снижения напряжения должны быть согласованы с заводом – изготовителем.
4. Перегрузка трансформатора тока по току может быть допущена только в пределах, оговоренных для каждого типа при условии, что температура окружающего воздухане превышает +35, а высота установки трансформатора тока над уровнем моря не превосходит 1000 м.
В случае, если температура окружающего воздуха превышает +35, велечина максимально допустимого тока должна быть ограничена значением, вычесленым по формуле.
Исключение состовляет трансформатор тока ТФНК500, для которого заводом-изготовителем установлена более жесткая норма снижения токовой нагрузки, а именно: 2% величины нормированного значения максимально допустимого тока на каждый градус повышения температуры (сверх + 35).
При окружающей температуре меньше + 35 допускается увеличение максимально допустимого тока из расчета примерно 0,5% на каждый градус понижение температуры (но не более чем на 20% в общей сложности) при условии, что температура нагрева токоведущих частей не превосходит при этом температуры нагрева их при нормированном значении максимально допустимого тока и окружающей температуре + 35.
В случае установки трансформатора тока на высоте, превышающей 1000 м над уровнем моря, величинамаксимально допустимого тока должна быть уменшина.
5. Велечина вторичной нагрузки не должна превышать значения, указанного на щитке трансформатора тока.
Следует иметь в виду, что увеличение вторичной нагрузки сверх указаной приводит к увеличению погрешностей и уменьшению 10%-ной кратности трансформатора тока.
Вместе с тем практика эксплуатации трансформаторов тока довольно часто сталкивается с необходимостью увеличения вторичных нагрузок свер нармированных Учитывая это, в информационных материалах заводов изготовителей приводятся зачения так называемых «вторичных нагрузок в соседних классах точности», т.е. нагрузок, при которых погрешности трансформаторов укладываются в один из нижестоящих классов точности.
Характер зависимости погрешностей измеритерьных трансформаторов тока от вторичной нагрузки при увеличении ее свыше.
Угол наклона кривых относительно оси абсцисс определяется мощностью сердечника.
Чем меньше мощность сердечника , тем больше угол наклона кривых, т.е. тем быстрее возрастают погрешности при увеличении вторичной нагрузки.
Для защитных трансформаторов тока приводятся, обычно, не таблицы, а кривые, представляющие зависимость 10%- ных кратностей сердечников от величины вторичной нагрузки.
При подключении к трансформатору вторичной (внешней) нагрузки необходимо учитывать также ее коэффициент мощности cos ф2. Следует иметь в виду, что приводимые в государственном стондарте ГОСТ 7746-55 предельные погрешности даются при cos ф2 = 0,8.
6. Во время работы трансформаторов тока вторичной обмотки его всегда должны быть замкнуты на прибры или закорочены.
Размыкание вторичных обмоток под током или выключение первичной обмотки трансформатора тока в сеть при разомкнутой вторичной обмотке недопустимо по нижеперечислинным причинам:
а) При протекании по первичной обмотке трансформатора номинального тока или тока, превосходящего номинальный, на разомкнутыхконцах вторичной обмотки возникает высокое напряжение, в большинстве случаев опасное как для обслуживающего персонала, так и для изоляции обмоток.
Появление на разомкнутых концахвторичной обмотки высокого напряжения является следствием исчезновения ампервитков AW.
Оказывающих размагничивающее действие на сердечник, что приводит к резкому возрастанию магнитного потока Ф0.
В результате этого при каждом возрастании потока (в каждый полупериод) сердечник насыщается и кривая изменения потока из синусоидальной превращается в трапецеидальную.
Как видно магнитный поток Ф0, появляющийся в результате размыкания вторичной обмотки , в течение ничтожного промижутка времени достигает величины, во много раз превосходящий наминальное значение, после чего на протяжении почти всего полупериода остается практически неизменным(на уровне магнитного насыщения материала сердечника) и , наконец, столь же быстро убывает.
Так как э.д.с. вторичной обмотки пропорциональна скорости изменения потока, то очевидно, что пр быстром возростании и убывании потока (боковые сторонытрапеции) во вторичной обмотке будет индуктироваться э.д.с.
Величина пиков напряжения на разомкнутых концах вторичной обмотки достигает у некоторых трансформаторов тока (имеющих мощные сердечники или большое число витков вторичной обмотки) несколько десятков киловольт.
б) В результате черезмерного возрастания магнитного потока размыкание вторичной обмотки трансформатора тока приводит к остаточному намагничиванию сердечника, которые вызывает увеличение погрешностей трансформатора ток.
Для восстановления первоначального состояния трансформатора тока необходимо специальное размагничевание всех его сердечников.
Размагничивание сердечников производится в соответствии с правилами, приведенными в п.7 настоящей главы.
7. При коротких замыканиях в линии, включениях и отключениях линии под током и других анологичных режимах, связаных с черезмерным возрастанием тока могут намагнититься, что приводит, как уже указывалось, к возрастанию их погрешностей (в пределах номинального тока).
Восстановление первоначального состояния трансформатора тока требует проведения специальной операции- размагничивания сердечников.
Размагничивание сердечников производится следующим образом.
Вторичная обмотка трансформатора тока замыкается на активное сопротивление, равное по величине 15-20 кратному значению номинальной вторичной нагрузки.
В первичную обмотку трансформатора тока подается переменный ток, плавно возрастающий от нуля до 1,2 I1н, который затем также плавно уменьшается до нуля.
Этот цикл повторяется два-три раза.
Размагничевание трансформаторов тока целесообразно производить при каждой ревизии.
8. В процессе эксплуатации распределительных устройств должна производиться систематическая проверка вторичных цепей, состоящих из вторичных обмоток трансформатора тока, измерительных приборов , реле, контакторов, катушек приводов и т.п.
Проверка вторичных цепей заключается в периодических их повышенным напряжением.
Согласно требованиям «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» сопротивление изоляции вторичной цепи, измеренное с помощью мегомметра на 500-1000 В, должно состовлять не менее 1 МОМ для каждого присоединения.
Периодичность измерения сопротивление изоляции устанавливается ведомственными или местными инструкциями.
Под испытанием повышеным напряжением понимается испытание вторичной цепи переменным напряжением 1 кВ в течение 1 мин.
ПРИМЕЧАНИЕ. Допускаеться замена этого испытания одноминутным испытаниемизоляции мгомметром на 2500 В.
Периодичность испытания повышенным напряжением – 1 раз в 3 года.
9. Изоляция первичных обмоток трансформаторов тока на номинальные напряжения от 3 до 35 кВ должна время от времени подвергаться ипытанию повышенным напряжением.
Это испытание производится, как правило, во время профилактических испытаний, проводимых 1 раз в 3 года.
Под повышенным напряжением в этом случае понимается напряжение промышленной частоты, состовляющее 75% от полного испытательного напряжения.
Для трансформаторов тока на номинальные напряжения от 110 кВ и выше это испытание неоязательно.
10. У маслонаполненых трансформаторов тока должно систематически производиться измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tgq) внутри изоляции.
Периодичность измерения tg q изоляции устанавливается ведомственными инструкциями. Величина tg q для маслонаполненых трансформаторов тока в условиях эксплуатации не нармируется.
Браковочным признаком для них является не обсолютное значение tg q, а характер его изменения с течением времени.
Трансформатор тока, у которых наблюдается резкий рост tg q, должны выводиться из эксплуатации.
Трансформаторы тока, у которых наблюдается незначительный рост tg q, должны быть подвергнуты дополнительным испытаниям с целью выявления состояния прочих характеристик изоляции.
Вопрос о снятии трансформаторов тока с эксплуатации должен решать на основании совокупного рассмотрения всех результатов испытания изоляции.
Трансформаторы тока, имеющие повышенный, но стабильный tg q, могут быть оставлены в эксплуатации при условииустановления за ними систематического наблюдения.
Помимо измерения tg q изоляции, у маслонаполненных трансформаторов тока должна осуществляться систематическая проверка масла, состоящая из сокращенного анализа и испытания на электрическую прочность.
Отбор проб масла для сокращенного анализа у трансформаторов тока на номинальное напряжение 35 кВ должен производиться не реже одного раза в 3 года, а у трансформаторов тока на 110 кВ и выше – не реже одного раза в год.
В объем сокращенного анализа входят испытания.
Отбор проб масла для испытания на электрическую прочность должен производиться не реже одного раза в год для всех классов напряжения.
Пробивное напряжение масла (в стандартном разряднике) у трансформатораов тока на номинальное напряжение 35 кВ должно состовлять не менее 30 кВд, а у трансформаторов тока на номинальные напряжения от 110 кВ и выше – не менее 35 кВд.
Если масло не удовлетворяет этим требованиям , должна быть произведена сушка или замена его.
Допускается сушка масла непосредственно в трансформаторе тока с помощью центрифуги и фильтрпресса.
Замена масла должна производиться под вакуумом в соответствии с заводскими инструкциями по сушке и прпитке трансформаторов тока соответствующего типа.
В процессе эксплуатации маслонаполненных трансформаторов тока следует обращать внимание также на цвет и прозрачность масла.
У недавноустановленных трансформаторов тока масло, видемое через стекло маслоуказателя, имеет, обычно, желтоватый цвет и вследствие небольшой толщины слоя кажется совершенно прозрачным.
В процесседлительной эксплуатации масло несколько темнеет, но не теряет своей прозрачности.
Значительное потимнение масла, сопровождающееся частичной потерей прозрачности, свидетельствует о том (в особенности, если потемнение наблюдается не у всех установленных трансформаторов тока, а только у одного из них или у части трансформаторов тока), что в нутри трансформатора тока протекают процессы, приводящие к разрушению изоляции.
Одной из более вероятных причин потемнениямасла является воздействие на него постоянных искровых разрядов.
Искравые разряды могут явиться как следствием нарушения контактных соединений токой цепи (главным образом – вторичной), так и следствием нарушения внутренних потенциальных соединений первичной обмотки.
В последнем случае разряды имеют емкостный характер, так как возникают в результате появления не отсоединившихсяя от первичной обмотки металлических частей неопределенного, так называемого «плавающего» потенциала. В обоих случаях трансформатор тока должен быть подвергнут вскрытию (переборке) для выявления и устранения дефекта.
С целью предохранения масла от чрезмерного увлажнения в процессе эксплуатации следует не реже двух раз в год (желательно весной и осенью) производить выпуск из металлических маслорасширителей сконденсировавшийся в них влаги.
Выпуск влаги производиться через специальный влаговыпускатель, расположенный в нижней части маслорасширителя.
Это требования не распростроняется на трансформаторы тока ТФНК330 и ТФНК550, снабжены влагопоглатителями, а также на трасформаторы тока ТФН35М и ТФНД110М, не имеющие металлического маслорасширителя.
11. При наладке схем дифференциальной защиты следует иметь в виду, что снижение тока небаланса, порождаемого трансформаторами тока, может быть достигнуто путем применения следующих мер:
а) В схемах дифферинциальной защиты силовых трансформаторов, где на стороне высокого и низкого напряжения используется трансформатор тока разных типов, с различными (не совпадающими) коэффициентами трансформации, рекомендуется установка автотрансформаторов тока, предназначенных для выравнивания величин линейных вторичных токов, создаваемых каждой группой трансформаторов тока.
б) Во всех без исключения схемах дифференциальной защиты должно обеспечиваться равенство сопротивлений обеих ветвей вторичной цепи (считая от трансформаторов тока до реле) за счет правильного выбора места присоединения реле.
Если это по каким-либо причинам не может быть выполнено, допускается включение в одну из ветвей вторичной цепи добавочного сопротивления, выбранного с таким расчетом, чтобы общее сопротивление вторичной цепи не превосходило значения максимально допустимой вторичной нагрузки.
в) Рекомендуется установка реле с возможно большим сопротивлением при условии, что общее сопротивление вторичной цепи не превосходит значения максимально допустимой вторичной нагрузки.
12. Профилактические испытания, включающие измерения сопротивления изоляции, испытание повышенным напряжением, измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции и испытание масла у маслонаполненных трансформаторов тока, поверку контактных соединений и другие испытания, предусматриваемые местными или ведомственными инструкциями, должны производиться не реже одного раза в 3 года для всех типов трансформаторов тока.
13. Все трансформаторы тока, предназначенные для цепей измерения, должны иметь пломбу Комитета стандартов, мер и измерительных приборов, удоставеряющую прохождения ими государственной поверки.
Повторная государственная поверка обязательно только для трансформаторов тока, вышедших из ремонта.
Трансформатор тока, не подвергавшиеся ремонту, повторной государственной поверке в процессе эксплуатации не подлежат.
14. Неправильное обслуживание трансформаторов тока может явится причиной несчастных случаев . Во избежание этого, при обслуживании трансформатора тока необходимо соблюдение следующих правил.
а) Все металлические части трансформатора тока, связанные со вторичной обмоткой (фланцы, кожух, основание, цоколь, тележка и т.п.), а также один из выводов вторичной обмотки должны быть надежно заземлены;
б) выполнение переключений в цепях вторичных обмоток, а также производство других работ, связаных с размыканием вторичных обмоток, допускается только после отключения трансформатора тока от сети.
Выполнение переключений без отключения трансформатора тока от сети допускается только в цепях, снабженных специальными зажимами для закорачивания.
Осуществление переключений непосредственно на выводах вторичных обмоток трансформатора тока, без отключения его от сети, допускается только у трансформатора тока типа ТФНК400, снабженного специальным короткозамыкателем;
в) проверка релейных защит и других устройств, питающихся от трансформатора тока, должна производиться по нарядам, согласно правилам техники безопасности, персоналом, прошедшим специальное обучение и допущенным к самостоятельной проверке соответствующих устройств.
samarskietransformatori.ru
