Возможные причины возгорания трансформаторов тока счетчика
Обновлено: 17.04.2024
Нарушение учета электроэнергии
В нашей организации инспектор Мосэнергосбыта выявил нарушение учета электроэнергии, а именно "сгорел" один из трех трансформаторов на входе перед счетчиком. Теперь нам грозят выставлением счета в размере: мощность тр-ра х на время, прошедшее с последней проверки электрощитка. Вопрос к специалистам:
"Правда ли, что мы недоплачивали 1/3 платежей? Ведь 2 других тр-ра работают и их показания проходят через счетчик. И правильный ли порядок расчета доплаты (штрафа)?"
Спасибо
При равномерной нагрузке по фазам - примерно, да. Но если сгорел ТТ то получается, скорее всего, что он работал с хорошим перегрузом. Поэтому, опять же, скорее всего недокрутил счетчик намного больше. На счет штрафа точно не знаю. Мне кажется все зависит от того кому принадлежит этот счетчик. Если Энергосбыту - то они виноваты что не проводили плановые проверки, если Вам - то тут увы.
21.05.2007 в 10:182service@ В Договоре посмотрите зону ответственности - на каких вводах заканчивается ответственность Энергосбыта и начинается ваша. От этого имхо и надо танцевать.
21.05.2007 в 10:26Т.е счетчик непрямого включения? Тогда непонятно где отгорел провод. На тр-ре всего две клеммы, а сам тр-тор должен был быть опломбирован. Соответственно доступа к нему у потребителя нет. И какие тогда претензии?
21.05.2007 в 10:41Salty_Ears написал :
Соответственно доступа к нему у потребителя нет. И какие тогда претензии?
Типовой договор на энергоснабжение
Цитата
Абонент обязан .
2.3.5 Поддерживать в наличии находящиеся у него в собственности или на ином законном основании средства релейной защиты и противоаварийной автоматики, приборы учета электроэнергии и мощности, а также иные устройства, необходимые для поддержания требуемых параметров надежности и качества электроэнергии, и соблюдать в течение всего срока действия договора требования правил эксплуатации указанных средств, приборов и устройств, а также требования, установленные для технологического присоединения энергопринимающих устройств к электрическим сетям.
2.3.26 Незамедлительно сообщать Сетевой организации обо всех нарушениях схемы учета и неисправностях в работе расчетных приборов учета, о нарушениях защитных и пломбирующих устройств приборов учета, а также обо всех неисправностях оборудования, принадлежащего Сетевой организации, находящегося в помещении или на территории Абонента.
21.05.2007 в 10:42Действительно, пломбы нарушены были?
21.05.2007 в 10:46iale написал :
Поддерживать в наличии
Счётчик и ТТ в наличии, правила эксплуатации не нарушены (если не удастся доказать обратное).
А исправность счётчика - головная боль Энергосбыта. Если не будет доказано умышленное повреждение.
Вам всё-таки не сюда, а к юристам надо.
21.05.2007 в 11:06ВТБ! написал :
Счётчик и ТТ в наличии, правила эксплуатации не нарушены (если не удастся доказать обратное).
А исправность счётчика - головная боль Энергосбыта. Если не будет доказано умышленное повреждение.
добавил более корректный пункт из Договора - п.2.3.26 , см. 5-й пост.
21.05.2007 в 11:27iale написал :
Незамедлительно сообщать Сетевой организации
Для суда это слова - не более.
Как только обнаружили - сообщили. А обнаружили только что - вместе с инспектором.
Есть регламент проверки опломбированных ТТ?
Есть доказательства, что отказ произошёл до последней периодической проверки?
Да нет ни регламента, ни тем более доказательств.
А пломбы есть.
iale написал :
2.3.26 Незамедлительно сообщать Сетевой организации обо всех нарушениях схемы учета и неисправностях в работе расчетных приборов учета, о нарушениях защитных и пломбирующих устройств приборов учета, а также обо всех неисправностях оборудования, принадлежащего Сетевой организации, находящегося в помещении или на территории Абонента.
Все это правильно, но как потребитель ( абонент ) может без соответствующих приборов и допуска под пломбы обнаружить неисправность трансформатора или счетчика? Если трансфирматор "сгорел", то это не значит, что он имеет выразительный черный цвет. И повреждена быстрее всего вторичная обмотка, а это уже измерительная цепь для проверки которой нужны полномочия и аттестованные приборы. При повреждении первичной обмотки половина предприятия оказалась бы без электроснабжения.
На мой взгляд, все эти пункты и подпунктики традиционный способ обслуживающих организаций снять с себя любую ответственность и еще, при этом, иметь дополнительный источник дохода без расширения круга своих обязанностей.
Показания со счётчика снимаются ежемесячно?
Есть данные за последние года три?
Когда отмечено падение потребления? Вот это неожиданное падение и может обсуждаться как предполагаемая дата отказа.
Вопрос не технический, напрягайте своих юристов - дав им необходимую техническую информацию.
21.05.2007 в 12:53avmal написал :
Все это правильно, но как потребитель ( абонент ) может без соответствующих приборов.
Сейчас потребителей обязывают ставить автоматизированные системы учета потребления, в диспетчерском режиме - каждые 3-5 мин обновляется информация, учетная - получасовка. Т.е. макс час-два и резкий скачок виден. Даже если система еще не установлена, то съем показаний со счетчиков и расчет за потребленную энергию ведь должен делаться. Отсутствие адекватных нарастающих показаний при наличии потребления - это как минимум повод сделать выводы, не дожидаясь визита инспектора.
21.05.2007 в 13:15iale написал :
Отсутствие адекватных нарастающих показаний при наличии потребления - это как минимум повод сделать выводы, не дожидаясь визита инспектора.
Я так думаю, что странности в показаниях должен замечать инспектор, а не потребитель - первоочередная задача потребителя оплачивать потребляемую энергию, согласно показаний счетчика, и не превышать отпущенный лимит, который, собственно, ограничивается вводным автоматом. Если еще потребитель будет выполнять функции и инспекторов, то они могут остаться без работы, хотя уже и сейчас практически все свои обязанности, кроби сбора оплаты и штрафов, они стараются переложить на плечи абонентов.
21.05.2007 в 13:242avmal Вот в том числе и поэтому во вновь устанавливаемых системах АСКУЭ требуется организация внешнего дистанционного доступа к счетчику (счетчикам) со стороны энергоснабжающей организации ( чаще через модем по тлф линии ).
Вопрос старый, "больной", имеет и технические и юридические проблемы, спорить можно долго, потребителя прекрасно можно понять, но и сбытовые компании тоже.
iale написал :
Вопрос старый, "больной", имеет и технические и юридические проблемы, спорить можно долго, потребителя прекрасно можно понять, но и сбытовые компании тоже.
Потому, пока этот вопрос технически и юридически не решен, сам бог велел инспекторам бегать по объектам и отрабатывать свой хлеб, а не перекладывать свою работу на других. Сбытовые компании можно бы было понять, если бы еще кроме контроля за своими средствами контроля, они возложили на потребителя еще и получение оплаты и взымание штрафов .
21.05.2007 в 13:37avmal написал :
сам бог велел инспекторам бегать по объектам
На ловца и зверь бежит - к нам как раз сегодня с утреца приезжала инспекторша, походила, посмотрела с дежурным, чего-то в листочках почиркала и ушла.
21.05.2007 в 13:40iale написал :
к нам как раз сегодня с утреца приезжала инспекторша, походила, посмотрела с дежурным, чего-то в листочках почиркала и ушла.
Я о чем и говорю - "помяни лукавого . "
21.05.2007 в 16:52ИМХО трансформаторы тока горят только от перегрузки по току - раскалённая первичная обмотка (токовая шина) разогревает катушку.
Причём горят они по-настоящему - плавятся вместе с опломбированной крышкой, дымят и воняют, иногда загораются открытым огнём.
ИМХО здесь вина абонента - юрлица (превышение разрешенной мощности, сильный небаланс потребления по фазам, неудовлетворительная протяжка болтов токовой шины, завышенные\неисправные автоматы и бездействие ответственного).
Обычно остаётся только обугленная катушка, а пломба вместе с пластмассой корпуса стекает
21.05.2007 в 17:43Ну да. у него может сгореть только вторичная обмотка, т к первичная толще подводящей шины раза в два. В нашей организации (дет сад :-)), токовые тр-ры были не просто опломбированы, но закрыты асбоцементными плитами и на болтах их крепящих уже стояли пломбы. Т.е их видно небыло вообще. О каком их обслуживании может идти речь? Ну правда раз в пять лет снимали и возили в Одессу на поверку.
21.05.2007 в 20:03Salty_Ears написал :
трансформаторы тока горят только от перегрузки по току
Поясните - нормальный режим тр-ра тока это режим к.з. вторичной цепи, при обрыве во вторичной цепи может быть пробой, или я что-то не понял?
Раскаленная первичная шина - это неверно выбранная защита?
2oKELA
Трансформатор тока - это катушка на токоведущей шине, например
oKELA написал :
нормальный режим тр-ра тока это режим к.з. вторичной цепи
Фактически так, ведь они подключены к токовым обмоткам счётчика.
Пробой токового трансформатора не страшен, ведь токовые обмотки счётчика не имеют контакта с нейтралью.
oKELA написал :
Раскаленная первичная шина - это неверно выбранная защита?
Да, плюс плохая протяжка соединений шины.
21.05.2007 в 20:44oKELA написал :
Поясните - нормальный режим тр-ра тока это режим к.з. вторичной цепи, при обрыве во вторичной цепи может быть пробой, или я что-то не понял?
если не ошибаюсь тр. тока запрещается включать в цепь при разорванной вторичной обмотке иначе - пробои изоляции и все.
21.05.2007 в 20:54oKELA написал :
Раскаленная первичная шина - это неверно выбранная защита?
Мне на ум, кроме паяльной лампы, ни одна сила не приходит, чтобы раскалить медную шину такого сечения. В данном случае сомневаюсь, что причиной повреждения является первичная - предприятие осталось бы без частичного электроснабжения. Протяжка соединений может быть причиной оплавления трансформатора, но ее в опечатанном ящике потребителю не проверить и не может быть списана на потребителя. У вторичной, по моему разумению, может быть только одно повреждение - заводской брак.
21.05.2007 в 21:25avmal написал :
Мне на ум, кроме паяльной лампы, ни одна сила не приходит, чтобы раскалить медную шину такого сечения
НЕОДНОКРАТНО встречался с ВОЗГОРАНИЕМ трансформаторов тока из-за
разогрева от раскалённой шины.
Особо запомнился шедевр - использование на КТП для соединения рубильника видимого разрыва с трансформатором тока люминевой полосы (похоже, спинки от детских санок).
Спасибо всем за чуткое отношение к нашей проблеме.
Сперва о технической стороне: в приложениях фотографии и схема нашего щитка. Нам до сих пор не понятно:
- Почему при сгоревшем трансформаторе потребители получают электроэнергию, а счетчик его не считает? Так ли это .
- Как при сгоревшем тр-ре никто из потребителей не остался без питания, и ко всему прочему выхода из строя не заметили?
- Что за перемычка, легитимна ли она и в чьих интересах она стоит?
Теперь о "политической":
зону ответственности пока не определили, т.к. не нашли сам договор. Ищем.
Трансформаторы 78 года выпуска и не о какой пломбировке речи не идет.
Показания со счётчика снимаются ежемесячно.
Есть данные за последние пять лет - падение обнаружено перед последней проверкой в 2005 году, как раз приблизительно на треть (кстати нам указали уже тогда указали о неисправности тр-ра) - но объективно ли анализировать неисправность (момент её происхождения) по изменению (падению) показаний потребления.
Отрекомендуйте нам пожалуйста, желательно уже зарекомендовавших себя установщиков АСКУЭ (мы уже созрели)!
Нам выставили штраф за недоплаченую электроэнергию за три последних года (с момента последней проверки). А существует ли нормированный штраф в нашем случае - ну например 50 или 100 МРОТ. Если да, то есть ли смысл упирать на уплату именно него, а не возмещения недоплаченой электроэнергии?
Спасибо заранее, так как нам идти на прием в энерго сбыт в среду, а если мы не выработаем стратегию поведения, пообещали нас обесточить.
Причины, почему нельзя размыкать вторичную обмотку трансформатора тока
Кроме трансформаторов, питающих электрооборудование, есть устройства, которые используются для измерения тока. Это трансформаторы тока (ТТ). Первичная обмотка этих устройств включается последовательно с нагрузкой, а к вторичной обмотке подключается амперметр или защитное устройство, обладающее низким сопротивлением. Эти приборы отличаются от обычных электротрансформаторов, в которых режим холостого хода (разомкнутые вывода вторичной катушки) является нормой. Если вторичную обмотку трансформатора тока ТТ разомкнуть, то устройство может выйти из строя.
СодержаниеЧто из себя представляет измерительный трансформатор тока
Трансформатор тока — это небольшой электротрансформатор, обычно мощностью 5Вт, в котором первичная катушка намотана толстым проводом или шиной. В аппаратах, предназначенных сетей с силой тока более 100А вместо обмотки используется кабель или шина, проходящая через магнитопровод.
Нагрузкой ТТ являются амперметры, реле максимального или минимального тока и токовые обмотки электросчетчиков. Это аппараты, обладающие малым внутренним сопротивлением, поэтому ТТ работает в режиме КЗ.
Виды ТТ
Такие трансформаторы есть разных типов:
- Сухие. Самый распространенный вид. Первичная обмотка выполнена из неизолированной шины или нескольких витков толстого провода.
- Тороидальные. Первичная катушка отсутствует, вместо этого аппарат надевается на изолятор высоковольтного трансформатора или через него пропускается кабель. Отличаются простотой конструкции и низкой точностью измерений. Применяются в цепях защиты.
- Высоковольтные. Используются для измерения в цепях высокого напряжения и для разделения измерительных приборов и цепей ВН.
Основные параметры
Главными параметрами при выборе аппарата являются следующие:
- Номинальное напряжение. Определяется изоляцией обмоток и указывает, в сетях с каким напряжением допускается использовать устройство.
- Номинальный ток первичной цепи. Это максимальная измеряемая величина, при котором возможна длительная работа.
- Номинальный ток вторичной цепи. Нагрузка вторичной обмотки при подключенных реле или амперметре.
- Сопротивление нагрузки. Полное сопротивление амперметра, катушки реле или электросчетчика. Отклонение этого параметра от паспортных данных влияет на точность измерений.
- Коэффициент трансформации. Определяется соотношением первичного и вторичного токов.
Информация! Большинство параметров указывается на корпусе аппарата, остальные данные есть в паспорте устройства.
Преимущества использования
Применение ТТ дает преимущества при проектировании и эксплуатации электросетей:
- использование одинаковых по конструкции амперметров, отличающихся только градуировкой шкалы;
- разделение сетей высокого и низкого напряжения;
- увеличение диапазона измерений.
Применение
Измерительные трансформаторы используются в следующих случаях:
- Измерение тока, величина которого не позволяет измерить его непосредственно амперметром. Обычно это больше 5А.
- Питание электросчетчиков. Позволят измерять бОльшую мощность, чем предусмотрено аппаратом.
- Использование в качестве разделительного трансформатора. Позволяет производить измерения в сетях напряжением выше 1кВ.
- В цепях контроля тиристорных преобразователей. При нарушениях в работе тиристоров на выходе аппарата вместо постоянного напряжения появляется пульсирующее, что приводит к появлению тока во вторичной обмотке ТТ.
- Нулевая защита ВВ трансформаторов. Отключает аппарат при значительном перекосе нагрузки и коротком замыкании одной из фаз на землю.
Обозначение на схеме
В отличие от обычного электротрансформатора на схеме ТТ не отмечается магнитопровод. Условное обозначение этого устройства состоит из двух элементов, изображенный один поверх другого:
Почему ТТ не может работать в режиме холостого хода
В отличие от обычного электротрансформатора для трансформатора тока является нормальным режим короткого замыкания. При размыкании выводов вторичной обмотки в ТТ происходят процессы, которые могут привести к аварийной ситуации.
Увеличение магнитного потока
В электротрансформаторе переменный ток I¹, протекающий по первичной обмотке, создает магнитный поток F¹ в магнитопроводе. Этот поток наводит напряжение во вторичной обмотке.
Особенностью ТТ является то, что ток в первичной обмотке I¹ не зависит от нагрузки I² и магнитный поток F¹ остается неизменным, что при размыкании выводов и отсутствии I² приводит к росту F и перегреву магнитопровода.
Повышение напряжения на выводах
В режиме ХХ происходит рост напряжения на выводах вторичной обмотки. Это связано с тем, что трансформатор передает не просто ток или напряжение. Аппарат передает с одной катушки на вторую мощность P=I¹*U¹=I²*U².
В обычных аппаратах при уменьшении I² уменьшается также I¹ и передаваемая мощность Р. В отличие от них в ТТ I¹, U¹ и Р не зависят от I². Поэтому при уменьшении I², протекающего через вторичную обмотку, напряжение начинает расти и достигает максимума в режиме ХХ.
Справка! Измерить увеличение напряжения можно обычным вольтметром, но его ограничивает ток, протекающий через прибор. Для более качественного измерения необходим электростатический вольтметр.
Что произойдет при размыкании цепи вторичной обмотки
При размыкании или обрыве проводов, идущих к измерительным приборам, появляются два фактора, которые могут привести к аварии и травмам людей:
Опасность возникновения аварийных ситуаций отображена в нормативных документах. Запрет на размыкание отходящих выводов трансформатора указан в нормативных документах, таких, как ПОТЭУ п.42.2, ПТЭЭП п.2.6.24 и других.
Как закоротить, если есть необходимость
При необходимости отсоединить измерительный прибор или реле, не отключая первичную цепь, вывода, идущие к этим элементам, необходимо закоротить куском провода или перемычкой сечением не менее 0,35мм². Устанавливается перемычка на выводах трансформатора или непосредственно возле измерительного прибора.
При заземленных отходящих выводах это можно сделать, не отключая электроустановку.
Важно! В процессе установки закоротки и демонтажа амперметра или реле под нагрузкой вторичная цепь не должна размыкаться.
Проверка правильности соединений
Правильность подключения ТТ производится контрольным измерением переносными токоизмерительными клещами. Показания приборов должны совпадать.
При подключении к аппарату реле защиты проверка выполняется при помощи специальных приборов, позволяющих подать ток необходимой величины в первичную обмотку.
При проверке подключения трехфазных электросчетчиков, необходимо проверить правильность подключения трансформаторов для каждой фазы:
Последствия при перегрузке трансформаторов тока (реальный пример)
Ноябрь 1st, 2015 Рубрика: Трансформаторы тока, ЭлектрооборудованиеВ 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.
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.
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.
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.
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.
Обрыв вторичной обмотки трансформатора тока. К чему приводит?!
Февраль 27th, 2018 Рубрика: Трансформаторы тока, ЭлектрооборудованиеНесколько дней назад мне передали замечание, что на одном из фидеров перестал показывать амперметр, хотя нагрузка на фидере была, и причем не маленькая, около 30-50 (А).
Кстати, данная неисправность произошла в распределительном устройстве напряжением 10 (кВ) исполнения КСО.
Щитовой амперметр типа Э30 подключен через трансформатор тока ТПОЛ-10 с коэффициентом трансформации 150/5.
По приезду на подстанцию я обнаружил, что произошел обрыв провода на щитовом амперметре.
Амперметр установлен на дверце ячейки КСО и, видимо, в течение длительной эксплуатации произошло перегибание жилок гибкого проводника, что и привело к обрыву.
Напомню, что согласно ПУЭ, п.3.4.4, сечение токовых цепей должно быть не менее 2,5 кв.мм по меди или 4 кв.мм по алюминию. В моем случае применен медный гибкий провод ПВ-3 (ПуГВ) сечением 2,5 кв.мм.
В связи со случившейся ситуацией я и решил написать статью о том, что произойдет с трансформаторами тока при обрыве их вторичной цепи.
Во всех правилах, хоть в ПОТЭУ (п.42.2), хоть в ПТЭЭП (п.2.6.24), строго настрого запрещено размыкать вторичную цепь ТТ и об этом должны знать все без исключения.
А что же все таки произойдет с трансформатором тока при обрыве его вторичной цепи? Давайте разберемся!
Правда для этого нам необходимо рассмотреть принцип работы трансформатора тока и его устройство. Сильно вдаваться в подробности устройства ТТ я не буду, т.к. цель статьи заключается немного в другом, да и разновидностей ТТ в природе не мало. Если кому интересно, то могу рассказать об устройстве ТТ более подробнее на примере конкретного типа, но уже в другой своей публикации.
В общем, первичная обмотка трансформатора тока чаще всего состоит из одного витка или шины, которая подключена последовательно в силовую цепь, где необходимо измерять или контролировать ток.
Встречаются также и трансформаторы тока с многовитковой первичной обмоткой.
Вот например, трансформаторы тока ТПФМ-10 имеют многовитковую первичную обмотку. На данный момент таких ТТ на наших подстанциях осталось уже немного, т.к. мы с некоторой периодичностью заменяем их на более новые ТПОЛ-10.
Подробнее про классификацию трансформаторов тока читайте в моей отдельной статье (вот ссылочка).
Первичная обмотка (шина) имеет малое количество витков (чаще всего один) и большое сечение, соизмеримое с номинальным током силовой нагрузки.
Шина первичной обмотки проходит через магнитопровод, на котором намотана вторичная обмотка.
Вторичная обмотка имеет много витков и малое сечение, и всегда замыкается накоротко, либо через малое сопротивление подключенных к ней реле и различных приборов (Zн).
Сильно вдаваться в теорию я не буду, а попробую объяснить более по-простому.
При протекании тока в первичной обмотке трансформатора тока, по закону электромагнитной индукции возникает магнитный поток Ф1, который замыкается по магнитопроводу и пронизывает вторичную обмотку ТТ. В связи с этим, во вторичной обмотке ТТ наводится (индуцируется) ток I2 (при условии, что цепь замкнута), который образует магнитный поток Ф2, направленный встречно магнитному потоку Ф1. В итоге, в магнитопроводе образуется результирующий магнитный поток Фт, который называют основным или намагничивающим потоком.
Конструктора при проектировании рассчитывают сечение магнитопровода исходя из нормальной работы трансформатора тока, т.е. при его замкнутой вторичной обмотке. При нормальной работе трансформатора тока основной поток Фт не велик.
При разрыве вторичной обмотки ТТ произойдет следующее.
Во-первых, значительно увеличится основной магнитный поток Фт в магнитопроводе, что вызовет его нагрев. Это произойдет из-за того, что во вторичной обмотке не будет тока, а значит не возникнет встречного магнитного потока Ф2, который скомпенсирует магнитный поток Ф1 от первичной обмотки.
Во-вторых, на выводах вторичной обмотки наведется напряжение, соизмеримое с несколькими киловольтами.
Согласно закону сохранения энергии, мощность с генератора (первичная обмотка трансформатора тока в нашем случае) равна мощности, которую мы снимаем со вторичной обмотки с учетом потерь в меди и стали. В итоге, это выражение можно записать в таком виде :
Для простоты и наглядности не будем учитывать потери в меди и стали:
Запишем мощности вышеприведенного выражения через токи и напряжения:
А теперь представим, что тока I2 у нас не стало. Соответственно, выражение примет следующий вид:
У обычных трансформаторов напряжения при изменении вторичного тока I2 всегда изменяется ток в первичной обмотке I1 из-за наличия большого количества витков. А вот у трансформатора тока первичная обмотка имеет всего один виток, а изменить первичный ток I1 никак не возможно, потому что он является частью силовой цепи, где мы и контролируем его.
Поэтому, «U1·I1» является как бы константой (неизменной величиной) и для сохранения передаваемой мощности из первичной обмотки во вторичную в значительной степени увеличивается напряжение на вторичной обмотке до нескольких киловольт. В нормальном режиме на вторичной обмотке напряжение составляет буквально несколько вольт, а то и меньше (зависит от нагрузки).
На самом деле напряжение на первичной обмотке (напряжение падения на витке или шине) тоже немного изменяется, но это настолько малая величина, что ей можно смело пренебречь.
- Повышенное напряжение на выводах вторичной обмотки может привести к повреждению подключенных к ней устройств, в особенности это касается полупроводниковых приборов и различной электроники.
- Повышенное напряжение может привести к межвитковому замыканию вторичной обмотки или пробою ее на корпус, соответственно, выходу трансформатора тока из строя.
- Также повышенное напряжение опасно в плане поражения обслуживающего персонала электрическим током в случае ошибочного или самопроизвольного разрыва вторичных цепей ТТ.
Ну коль такая ситуация с обрывом токовых цепей ТТ фазы С у меня случилась на подстанции, то я и решил воспользоваться ситуацией, и измерить напряжение на разомкнутой вторичной обмотке.
Напряжение между выводами ТТ (421 и 410) составило 34,2 (В). Как видите, ничего критического нет и это далеко не киловольты. Тем не менее нужно учесть то, что во время измерения первичный ток ТТ составлял 30% от номинального. При номинальном же токе напряжение на разомкнутой обмотке будет гораздо и гораздо больше и не исключено, что там наведутся киловольты!
Кстати, из-за насыщения магнитопровода напряжение на разомкнутой вторичной обмотке имеет несинусоидальную форму с резкими и острыми пиками.
В общем, решил фидер в ремонт не выводить. Установил на токовом клеммнике закоротку и произвел переподключение амперметра.
Перезачистил оба конца, опрессовал их изолированными наконечниками и подключил к амперметру. Готово.
Снял закоротку с клеммника и проверил показания амперметра. Как видите, теперь амперметр показывает ток нагрузки данного присоединения.
Вот еще один пример разрыва вторичной цепи ТТ из моей практики.
При проведении пуско-наладочных работ в одном из торговых центров я обнаружил, что монтажники забыли закоротить трансформатор тока на фазе А.
И уже по традиции, рекомендую посмотреть видеоролик по материалам данной статьи:
Дополнение. Рекомендую посмотреть видео про еще один случай обрыва вторичной цепи ТТ:
Запомните главное и золотое Правило! Трансформатор тока работает в режиме короткого замыкания, т.е. его вторичная обмотка должна быть всегда замкнута накоротко или через малое сопротивление подключенных к ней устройств и приборов.
Поиск неисправности в цепях учета электроэнергии (счетчик ПСЧ-4ТМ.05М)
Май 1st, 2018 Рубрика: Учет электроэнергии, ЭлектролабораторияСтатья получилась достаточно актуальной и обсуждаемой. В комментариях Вы меня просили почаще обозревать подобные неисправности и ситуации.
И вот сегодня я решил рассказать Вам про совсем недавний случай по поиску возникшей неисправности в цепях учета электроэнергии.
В общем, передали мне замечание, что на дисплее счетчика ПСЧ-4ТМ.05М стала моргать цифра «2».
Напомню, что цифры (пиктограммы) «1», «2» и «3» у счетчика ПСЧ-4ТМ.05М в режиме текущих измерений и основных параметров обозначают наличие фазных напряжений. При отсутствии или снижении уровня напряжения ниже 0,14·Uном цифра соответствующей фазы начинает моргать. Если же моргают сразу все цифры, то это свидетельствует о неправильном порядке чередования фаз цепей напряжения при подключении к счетчику. В моем случае моргала только цифра «2».
Данный счетчик ведет учет потребления электроэнергии одного из присоединений распределительной подстанции напряжением 10 (кВ). Счетчик подключен через два трансформатора тока ТПЛ-10 с коэффициентом трансформации 150/5 и трехфазный трансформатор напряжения НТМИ-10 с коэффициентом трансформации 10000/100, про который я кстати, подробно рассказывал в одной из своих статей.
По векторной диаграмме и значениям в таблице отчетливо видно, что явно отсутствует фаза В цепей напряжения:
А линейные напряжения АВ и ВС, из-за отсутствия фазы В, имеют вот такие вот ненормальные значения:
По этой же причине угол между вектором тока фазы В (зеленого цвета) и вектором напряжения фазы В (зеленого цвета) имеет такое некорректное значение в 299°. На него пока не обращайте внимания, т.к. в первую очередь нам нужно найти причину отсутствия напряжения фазы В.
Произведем измерение линейных и фазных напряжений непосредственно на клеммах счетчика.
Для наглядности прикладываю схему подключения счетчика через два трансформатора тока (неполная звезда) и трансформаторы напряжения.
Вот значения измеренных линейных напряжений:
Как видите, линейные напряжения полностью присутствуют и имеют номинальную величину около 103 (В).
Теперь проведем измерение фазных напряжений по отношению к нулю счетчика (10 клемма). Еще раз уточню, что на (10) клемму счетчика в данном случае общий ноль (нейтральный вывод) от ТН не подключен, т.е. измерение фазных напряжений будет производиться по отношению к общей точке (звезды) внутри счетчика.
Как видите, в фазе В получилось какое-то странное значение! При этом фазные напряжения А и С находятся в норме.
Дополнительно проверил значения линейных и фазных напряжений с помощью вольтметрового переключателя, чтобы убедиться в исправности ТН.
Внешний вид выкатного элемента (каретки) с трансформатором напряжения НТМИ-10.
Автомат цепей напряжения 100 (В) типа АП50. Кстати, у меня на сайте имеется статья, где я прогружал автомат АП50 с целью выявления подделки.
Вольтметровый переключатель и киловольтметр, установленные на дверце релейного отсека ТН.
В итоге, все линейные и фазные напряжения находятся в норме. К тому же недоучета по другим присоединениям (фидерам) данной секции нет.
Таким образом делаем выводы, что трансформатор напряжения у нас исправен и нареканий к нему нет.
Коль фаза В приходит на счетчик, но он ее категорически не видит, то значит с большой вероятностью можно сказать, что внутри счетчика имеется некая неисправность в цепи напряжения фазы В.
Но чтобы уж точно убедиться в этом, я решил провести небольшой эксперимент. Принудительно поменял местам фазу А (А630) и В (В600) на вводном клеммнике в ячейке.
Итак, если у нас действительно отсутствует фаза В, то на дисплее счетчика начнет моргать цифра «1». Если все таки неисправность закралась внутри счетчика, то значит на дисплее так и продолжит моргать цифра «2».
На дисплее так и продолжала моргать цифра «2».
И это еще раз доказывает, что внутри счетчика в модуле напряжения фазы В имеется неисправность и данный счетчик подлежит замене.
После замены счетчика ПСЧ-4ТМ.05М на новый аналогичный, цифра «2» уже не моргала, а линейные и фазные напряжения приняли соответствующий вид:
Для наглядности прикладываю векторную диаграмму, снятую уже с нового счетчика.
На отсутствие векторов тока не обращайте внимания, т.к. фидер выведен в ремонт (высоковольтный выключатель отключен, каретка выкачена в ремонтное положение, автомат цепей управления отключен).
И в завершении, предлагаю Вам посмотреть видеоролик по материалам данной статьи:
Причины загораний трансформаторов.
- завышенной частоты включения под нагрузку и выключения.
При коротком замыкании в результате воздействия электрической дуги на трансформаторное масло и разложения его на горючие газы могут происходить взрывы, которые приводят к разрушению трансформаторов и растеканию горящего масла.
На каждом энергопредприятии имеется запас диэлектрических средств, оборудованы места для заземления пожарной техники. Заземлители выполняют их гибких медных проводов.
Подача любой пены при тушении эл.установок под напряжением строго запрещена.
Порошковые огнетушители применяют для тушения эл. установок под напряжением до 1000 В, углекислотные до 10 000 В. При этом расстояние должно быть не менее 1 метра.
Тушение пожаров на электроустановках под напряжением во всех случаях должно осуществляться с соблюдением обязательных условий:
- надежного заземления ручных стволов и насосов пожарных автомобилей;
- применение личным составом диэлектрических средств;
- соблюдение минимальных безопасных расстояний от электроустановок под напряжением до пожарных работающих со стволом или огнетушителем (при тушении порошком, если 1кВ – 1,5 метра, до 10 кВ – 2 метра;
- используют воду в виде компактных струй из стволов РС-50, РСК-50 и распыленных из стволов с насадками НРТ-5, а также негорючие газы, порошковые составы.
При пожаре возможно:
- быстрое распространение огня при повреждении масляной системы генератора, трансформаторов, растекание горючего масла в кабельные туннели, нижерасположенные этажи и подвалы, а также по горящему утеплителю и конструкционным элементам здания в смежные помещения;
- горение изоляции электрических кабелей, проложенных в коробах, туннелях и шахтах, с выделением токсичных продуктов горения;
- горение жидкометаллического теплоносителя (натрий, калий), который взаимодействует со всеми химическими веществами, в том числе и с водой, с интенсивным выделением водорода, тепла, дыма и токсичных газов;
- возникновение опасных уровней радиации;
- образование взрывоопасных концентраций при разрушении системы водородного охлаждения;
- быстрое и скрытое распространение огня по полимерному утеплителю внутри стеновых и кровельных панелей, с выделение большого количества дыма и токсичных продуктов горения;
- образование новых очагов пожара внутри здания от стекающего горящего расплава полимерного утеплителя и битума;
- деформация и угроза обрушения несущих ферм, других незащищенных металлических конструкционных элементов, покрытия;
- наличие значительного количества оборудования находящегося под напряжением;
- нарушение устойчивой радиосвязи.
При тушении пожаров необходимо:
- установить связь со старшим по смене энергетического объекта, получить от него данные об обстановке на пожаре и письменный допуск на тушение;
- выяснить места заземления пожарной техники и стволов, наличие заземляющих устройств;
- ликвидировать в первую очередь очаги, представляющие повышенную опасность для несущих конструкций, взрывоопасного и пожароопасного оборудования;
- установить участки и помещения, где возможно и невозможно пребывание личного состава, участвующего в тушении;
- выявить оборудование, работа которого будет способствовать развитию пожара и электроустановки представляющие опасность в ходе тушения пожара.
- подавать огнетушащие вещества на электроустановки только после снятия напряжения, заземления пожарных автомобилей и стволов, соответствующего инструктажа старшим, из числа технического персонала;
- не допускать самостоятельных действий личного состава ГПС по отключению электроэнергии и подачи огнетушащих веществ;
- организовать совместно с персоналом при угрозе распространения пожара остановку турбогенераторов и вытеснение водорода инертным газом из системы охлаждения, слить масло из маслосистемы и маслобаков в аварийную емкость;
- осуществлять подачу порошка, пены низкой кратности или распыленной воды внутрь трансформаторов и другого маслонаполненного оборудования через отверстия;
- не допускать скопления в помещениях с электроустановками личного состава ГПС.
Горящие трансформаторы отключают со всех сторон и заземляют. На развившихся пожарах организуют защиту от высокой температуры соседних трансформаторов, реакторов, оборудования и установок. Пожары трансформаторов, реакторов и масляных выключателей тушат пеной средней мощности с интенсивностью подачи раствора пенообразователя 0,2 л/(м 2 с), а с тонкораспыленной водой с интенсивностью 0,1 л/(м 2 с). В процессе разведки выделяют характер повреждения трансформаторов, реакторов и трубопроводов, содержащих трансформаторное масло, направления растекания горящей жидкости в сторону соседних трансформаторов и другого оборудования, опасность взрыва расширительных бачков, наличие стационарных пенных или водяных установок пожаротушения и, при необходимости, возможность приведения их в работу.
Если масло горит над крышкой трансформатора и ниже ее масляный бак не поврежден, то на тушение вводят один-два ручных водяных ствола с насадками Г-5, которые обеспечивают оптимальный расход воды при интенсивности подачи 0,2-0,24 л/(м 2 с). Если расширительный бачок на трансформаторе оказывается в огне, часть масла, равную его объему (примерно 10% объема масла же трансформатора), сливают в аварийную емкость. Больше сливать масла из трансформатора (реактора) запрещается, т.к. это может привести к повреждению внутренних обмоток и усложнению пожара.
Если в условиях пожара крышка трансформатора сорвана, то масло может гореть в баке и вокруг трансформатора. В этом случае вначале ликвидируют горение масла вокруг трансформатора распыленной водой, воздушно-кинетической пеной средней кратности или в комбинации распыленной струёй и огнетушащими порошками одновременно. Если тушение масла производят опыленными струями, стволы целесообразно располагать по периметру пожара равномерно (рис. 9.2), а при тушении пеной или комбинированным способом огнетушащие вещества подают в сопутствующем потоке воздуха. Это наиболее эффективный прием, обеспечивающий поступление порошка и распыленной воды в зону горения одновременно. Тушение масла в баке при сорванной крыше осуществляют пеной средней кратности, которую подают с помощью пеноподъемников или выдвижных лестниц.
Рис. 9.2. Схема подачи в зону горения распыленной воды и огнетушащего порошка
При разрушении масляных баков, трубопроводов или выбросе масла происходит растекание его по территории. Для предотвращения растекания горящего масла в ходе тушения создают заградительные валы из земли или песка, ли отводные каналы с учетом рельефа местности. Одновременно готовят необходимое количество сил и средств для тушения горящего трансформатора, а для охлаждения баков соседних трансформаторов по мере готовности вводят струи воды с интенсивностью 0,5-1 л/с на 1 м периметра бака трансформатора. В процессе тушения РТП не должен допускать распространения огня по вентиляционным каналам, в помещениях трансформаторных и распределительных устройств принимать меры по защите щитов управления. При подаче стволов избегать попадания воды на нагретые фарфоровые части аппаратов, изоляторы и разрядники.
Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.
Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).
Папиллярные узоры пальцев рук - маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.
Читайте также: