РОССИЙСКОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ

по эксплуатации измерительных трансформаторов тока и напряжении 110кВ и выше

МОСКВА 2008

РОССИЙСКОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ

по эксплуатации измерительных трансформаторов тока и напряжения 110 кВ и выше

ЗАО «ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ» МОСКВА 2008

6.2.    Трансформаторы тока.

При вводе в эксплуатацию масляные ТТ должны пройти проверку, которая включает в себя:

-    внешний осмотр;

-    расконсервацию;

-    проверку уровня масла;

-    измерение пробивного напряжения масла по ГОСТ 6581-75 [5],

РД 34.45-51.300-97 [4];

-    измерение tg5 масла при 20°С, 70°С и 90°С по ГОСТ 6581-75 [5], РД 34.45-51.300-97 [41;

-    измерение влажности масла по РД 34.43.107-95, ГОСТ 1547-84 [6], РД 34.45-51.300-97 [4];

-    измерение сопротивления главной изоляции и изоляции вторичных обмоток (мегаомметром на 2,5 и 1,0 кВ соответственно) в соответствии с РД 34.45-51.300-97 [4J, приложение А;

- измерение tg6 главной изоляции при напряжении 10 кВ в соответствии с РД 34.45-51.300-97 [4), приложение Б;

-    измерение сопротивления обмоток постоянному току в соответствии с РД 34.45-51.300-97 [4], приложение В;

-    проверку полярности первичных и вторичных обмоток в соответствии с [1], приложение Д;

- снятие кривой намагничивания каждой вторичной обмотки в соответствии с [1] и РД 34.45-51.300-97 [4], приложение Г;

-    измерение коэффициента трансформации в соответствии с [1] и РД 34.45-51.300-97 [4], приложение Е.

Для ТТ с элегазовой и твердой изоляцией, а также импортных ТТ подготовку при вводе в эксплуатацию производят согласно заводскому руководству.

Из г ерметичных и импортных ТТ взятие проб масла производится по согласованию с заводом-изготовнтелем.

6.3.    Трансформаторы напряжения.

При вводе в эксплуагацию масляные ТН должны пройти проверку, которая включает в себя:

-    внешний осмотр;

-    расконсервацию;

-    проверку уровня масла;

-    измерение пробивного напряжения масла по ГОСТ 6581-75 [5], РД 34.45-51.300-97 [4];

-    измерение влажности масла по РД 34.43.107-95, ГОСТ 1547-84 [6], РД 34.45-51.300-97 [4];

-    измерение tg 5 масла при 20°С, 70°С и 90°С по ГОСТ 6581-75 [5], РД 34.45-51.300-97 [4];

-    измерение сопротиатения изоляции первичной обмотки и каждой вторичной обмотки относительно корпуса и других обмоток (мсгаом-метром 2,5 и 1,0 кВ) в соответствии с РД 34.45-51.300-97; [4], приложение И;

10

-    измерение сопротивления обмоток постоянному току в соответствии с РД 34.45-51.300-97; [4], приложение В;

- измерение тока и потерь холостого хода при номинальном напряжении каждой ступени в соответствии с РД 34.45-51.300-97; [4], приложение К;

- проверку полярности первичных и вторичных обмоток в соответствии с [2] и РД 34.45-51.300-97 [4], приложение Д;

-    измерение коэффициента трансформации каждой ступени в отдельности в соответствии с [2] и РД 34.45-51.300-97 [4], приложение Л;

-    определение потери напряжения от ТН до нагрузки включая защитный автомат в соответствии с [2];

-    определение нагрузки на каждую из обмоток трансформаторов напряжения в соответствии с [2].

Для емкостных ТН и ТН с элегазовой и твердой изоляцией, а также импортных ТН подготовку при вводе в эксплуатацию проводить по рекомендации завода-изготовителя.

Из гермегичных и импортных ТТ взятие проб масла производится по согласованию с заводом-изготовителем.

6.4. При вводе измерительных трансформаторов в работу и в процессе эксплуатации следует руководствоваться гребованиями Норм РД 34.45-51.3(Х)-97 [4]. Наряду с Нормами следует руководствоваться действующими руководящими документами, а также инструкциями заводов-изготовителей электрооборудования, если они не противоречат требованиям Норм. Результаты измерений заносятся в протокол и сравниваются с заводскими данными. После их сопоставления принимается решение о возможности монтажа.

6.5.    После принятия решения о вводе в эксплуатацию:

-    установить демонтированные на время транспортировки отдельные съемные части измерительного трансформатора;

-    установить трансформатор на фундаменте согласно заводской инструкции с проверкой вертикальности (каждую ступень отдельно);

-    закрепить анкерные болты и подключить заземление к специальному болту, имеющемуся на основании. Заземление только через анкерные болты не допускается;

-    подсоединить первичную обмотку так, чтобы ее выводы не испытывали изгибающих усилий от подводящих проводов;

-    подключить вторичные цепи и, при необходимости, запломбировать клеммную коробку.

6.6.    Завести на каждый трансформатор эксплуатационную документацию, в частности регистрационную каргу, куда регулярно заносятся результаты профилактических работ, обследований и испытаний в течение всего срока службы трансформатора. Иметь техническое описание, инструкцию по эксплуатации и паспорт завода-изготовителя. Формуляры эксплуатационной документации в соответствии с [1], [2] даны в приложениях Н и О.

6.7. После ввода в эксплуатацию многоступенчатою электромагнитного трансформатора напряжения следует проверить не только правильность подсоединения начал и концов уравнительных обмоток между ступенями, но и коэффициент трансформации всего ТН в сборе. Для этого достаточно подать на первичную обмотку напряжение 220 В частоты 50 Гц, а напряжение вторичных обмоток измерить милливольтметром.

7. Обслуживание измерительных трансформаторов.

7.1.    В течение первою года эксплуатации.

В течение первого года эксплуатации у трансформатора могут проявляться дефекты, не замеченные на заводе-изготовителе и при вводе трансформатора в эксплуатацию.

Объем необходимых испытаний такой же, как и при вводе трансформатора в эксплуатацию.

Испытания следует проводить через 1 год после включения.

7.2.    В течение всего срока службы.

Обслуживание измерительного трансформатора производится в соответствии с РД 34.45-51.300-97 [4] и инструкцией завода-изготовителя.

При сроках эксплуатации, превышающих нормативные, с учетом динамики изменения параметров, характеризующих состояние изоляции и механическое состояние, периодичность испытаний ТТ и ТН должна быть изменена (вплоть до ежегодной).

Перечень контролируемых показателей трансформаторов тока, электромагнитных и емкостных трансформаторов напряжения согласно РД 34.45-51.300-97 [4] приведен в таблицах 5-7.

Таблица 5. Трансформатор тока. _ начало    таблицы    5

Узел Контролируемый параметр Стандарты, примечания Изоляция обмоток Сопротивление изоляции обмоток: -    первичной; -    вторичных при отсоединенных вторичных цепях; -    промежуточных. РД 34.45-51.300-97 [4]; РД 153-34.0-35.301-2002 Ш; ГЗ]; Приложение А. Измерения проводить при температуре изоляции не ниже 10°С Тангенс угла РД 34.45-51.300-97 [4]; диэлектрических потерь РД 153-34.0-35.301-2002 изоляции первичной Ш;(3]; обмотки. Приложение Б. Измерения целесообразно проводить только в теплое время года при дневных температурах окружающею воздуха не ниже 20°С.

12

окопчание таблицы 5

Узел Контролируемый параметр Контроль изоляции под рабочим напряжением (при наличии устройства присоединения для измерения под рабочим напряжением) Стандарты, примечания Изоляция обмоток РД 34.45-51.300-97 [4]. Обмотка Сопротивление обмоток постоянному току РД 34.45-51.300-97 [4]; РД 34.35.305 [2]; [3); Приложение В. Магнитопровод Характеристика намагничивания вторичных обмоток РД 34.45-51.300-97 [4]; РД 153-34.0-35.301-2002 fij; [3]; Приложение Г Перегрев обмоток или изоляции Тепловизионный контроль РД 34.45-51.300-97 [4] Трансформатор нос масло Пробивное напряжение ГОСТ 6581-75 [51 РД 34.45-51.300-97 [4]__ Кислотное число ГОСТ 5985-79 [7] РД 34.45-51.300-97 Г41. . Температура вспышки в закрытом тигле ГОСТ 6356-75 (8] РД 34.45-51.300-97 [4]. Температура вспышки в закрытом тигле ГОСТ 6356-75 [8] РД 34.45-51.300-97 [4J.___ Влагосодержание ГОСТ 1547-84 [6] РД 34.43.107-95 [9] РД 34.45-51.300-97 [4]. _ ГОСТ 6370-83 [10] (Класс чистоты по ГОСТ 17216-71) [И] РД 34.45-51.300-97 [4]. Содержание механических примесей Тангенс угла диэлектрических потерь Содержание водорастворимых кислот и щелочей ГОСТ 6581-75 [5] РД 34.45-51.300-97 [4]. _ ГОСТ 6307-75 [12] РД 34.45-51.300-97 [4].

13

Узел	Контролируемый параметр	Стандарты, примечания
Изоляция обмоток	Сопротивление изоляции обмоток: -    первичной; -    вторичной при отсоединенных вторичных цепях; -    промежуточных.	РД 34.45-51.300-97 [4]; РД 34.35.305 [2]; [3]; Приложение И.
Обмотка	Сопротивление обмоток постоянному току	РД 34.45-51.300-97 [4]. РД 34.35.305 [2]; [3]; Приложение В.
	Ток и потери холостого хода при номинальном напряжении	РД 34.45-51.300-97 [4]. РД 34.35.305 [2]; [3]; Приложение К.
Перегрев обмоток или изоляции	Тспловизионный контроль	РД 34.45-51.300-97 [4].
7'рансформаторное масло	Пробивное напряжение	ГОСТ 6581-75 [5) РД 34.45-51.300-97 [41.
	Кислотное число	ГОСТ 5985-79 [7] РД 34.45-51.300-97 [4].
	Температура вспышки в закрытом тигле	ГОСТ 6356-75 [8J РД 34.45-51.300-97 [41.
	Влагосодержание	ГОСТ 1547-84 [6J РД 34.43.107-95 [9} РД 34.45-51.300-97 [4|.
	Содержание механических примесей	ГОСТ 6370-83 [10] (Класс чистоты по ГОСТ 17216-71) [11] РД 34.45-51.300-97 [41.
	Тангенс угла диэлектрических потерь	ГОСТ 6581-75 [5] РД 34.45-51.300-97 14].
1 Содержание водорастворимых кислот и 1 щелочей		ГОСТ 6307-75 (12] РД 34.45-51.300-97 [4].

14

Узел Контролируемый параметр Стандарты, примечания Емкостной делитель Каждый отдельный конденсатор в составе делителя Сопротивление изоляции. РД 34.45-51.300-97 [4); РД 34.35.305 [2]; Величина емкости РД 34.45-51.300-97 [4]; РД 34.35.305 [2]; Тангенс угла диэлектрических потерь РД 34.45-51.300-97 [4]; РД 34.35.305 [21; Тепловизионный контроль под рабочим напряжением РД 34.45-51.300-97 [4] Электромагнитное устройство Изоляция обмоток Сопротивление изоляции обмоток: -    первичной; -    вторичных при отсоединенных вторичных цепях; -    промежуточных. РД 34.45-51.300-97 [4]; РД 34.35.305 [2]; [3]; Приложение И. Обмотка Сопротивление обмоток постоянному току РД 34.45-51.300-97 [4]; РД 34.35.305 [2]; [3]; Приложение В. Магнитопровод Ток и потери холостого хода при номинальном напряжении. РД 34.45-51.300-97 [4]; РД 34.35.305 [2]; [3]; Приложение К. Трансформаторное масло Пробивное напряжение ГОСТ 6581-75 [5] РД 34.45-51.300-97 [4]. Кислотное число ГОСТ 5985-79 [7] РД 34.45-51.300-97 [4]. Температура вспышки в закрытом тигле ГОСТ 6356-75 [8] РД 34.45-51.300-97 [41. Влагосо держание ГОСТ 1547-84 [6] РД 34.43.107-95 [9] РД 34.45-51.300-97 [4]. Содержание механических примесей ГОСТ 6370-83 (10] (Класс чистоты по ГОСТ 17216-71 [11]) РД 34.45-51.300-97 [4]. Тангенс угла диэлектрических потерь ГОСТ 6581-75 [5] РД 34.45-51.300-97 [4]. Содержание водорастворимых кислот и щелочей ГОСТ 6307-75 (121 РД 34.45-51.300-97 [4].

15

ББК 31.261.8 УДК 621.314.2 Т-6

Типовая инструкция по эксплуатации измерительных трансформаторов тока и напряжения ПО кВ и выше. - М.: ЗАО «Энергетические технологии», 2008. - 64 с. ил.

Разработана: Филиалом Открытого акционерного общества “Научно-технический центр электроэнергетики’’ - ВНИИЭ (Филиал ОАО “НТЦ электроэнергетики” - ВНИИЭ), Ивановским государственным энергетическим университетом (ИГЭУ), Департаментом технического аудита и генеральной инспекции Корпоративного Центра ОАО РАО «ЕЭС России», ОАО «СО ЕЭС».

Исполнители:    Зихерман М.Х., Львов Ю.Н., Богомолов В.С.,

Савельев В.А., Львов М.Ю., Медведев Ю.И., Усачев Ю.В., Будовский В.П., Петрочснко В.С..

Утверждена: Членом Правления, Техническим директором ОАО

РАО «ЕЭС России» Ь.Ф. Вайнзихером 09.06.2008.

ISBN 5-9900145-9-2

Ответственный за выпуск Ю И. Медведев Редактор М. С. Борисов Технический редактор С.М.Леонов Корректор Э.В.Янибеков

© ЗАО «Энергетические Технологии»

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение....................................................................... 4

1.    Классификация измерительных трансформаторов.................... 5

2.    Основные параметры измерительных трансформаторов............ 5

3.    Метрологические характеристики......................................... 6

4.    Обозначение выводов обмоток............................................ 8

5.    Транспортировка и хранение............................................... 9

6.    Ввод в эксплуатацию новых измерительных трансформаторов и

измерительных трансформаторов, прошедших восстановительный или капитальный ремонт..................................................... 9

7.    Обслуживание измерительных трансформаторов..................... 12

8.    Действия персонала при обнаружении неисправностей.............. 16

9.    Особенности конструкции и эксплуатации некоторых типов

измерительных трансформаторов........................................ 17

10.    Список литературы.......................................................... 21

Приложение А Методика измерения сопротивления изоляции

трансформаторов тока....................................... 22

Приложение Б Методика измерения тангенса угла диэлектрических

потерь и емкости трансформаторов тока.................. 25

Приложение В Методика измерения сопротивления обмоток постоянному    току    для измерительных

трансформаторов............................................. 32

Приложение Г Методика снятия характеристик намагничивания

трансформаторов тока....................................... 34

Приложение Д    Методика    проверки    полярности выводов

трансформаторов тока и напряжения.................... 36

Приложение Е Методика измерения коэффициента трансформации

трансформаторов тока....................................... 38

Приложение Ж    Методика    проверки    качества уплотнений

трансформаторов тока и напряжения......................... 41

Приложение 3 Методика испытания трансформаторов тока типа ТФНКД-330 кВ и ТФРМ 330-750 кВ в эксплуатации

для оценки влагосодержания твердой изоляции......    42

Приложение И Методика измерения сопротивления изоляции

трансформаторов напряжения........................... 43

Приложение К Методика измерения тока холостого хода

трансформаторов напряжения........................... 44

Приложение Л Методика измерения коэффициента трансформации

трансформатора напряжения............................... 45

Приложение М Методика размагничивания трансформатора тока..... 46

Приложение Н Паспорт-протокол трансформатора тока................ 47

Приложение О Паспорт-протокол трансформатора напряжения и

его вторичных цепей......................................... 53

Термины, определения, обозначения, сокращения...    59

3

Введение.

1.    Типовая инструкция по эксплуатации    измерительных

трансформаторов тока и напряжения ПО кВ и выше (Инструкция) распространяется на опорные измерительные трансформаторы тока и напряжения ПО - 750 кВ наружной установки (категория размещения I), применяемых на электроэнергетических объектах. Данная Инструкция предназначена для применения энергетическими    предприятиями

эксплуатирующими данный вид оборудования и может служить основой для разработки местных инструкций.

2.    Измерительные трансформаторы тока и напряжения на номинальные напряжения сети ПО - 750 кВ используются в сетях при глухом заземлении нейтрали с целью преобразования первичных токов и напряжений в пропорциональные вторичные токи и напряжения.

3.    Область применения трансформаторов гока в зависимости от класса точности:

-    0,2; 0,2S; 0,5; 0,5S - для коммерческого учета электроэнергии;

-    0,5; 0,5S; 1,0; 3,0 - для измерений и технического учета электроэнергии;

-    5Р и ЮР - для релейной защиты и автоматики.

4.    Область применения трансформаторов напряжения в зависимости от класса точности:

-    0,2; 0,5 - для коммерческого учета электроэнергии;

-    0,5; 1,0; 3,0 - для технического учета и измерений;

-    Зр; 6р - для релейной защиты, автоматики.

4

1. Классификация измерительных трансформаторов.

1.1.    Классификация трансформаторов тока.

Трансформаторы тока подразделяю! по следующим основным признакам:

1.1.1.    По климатическому исполнению (У 1 или УХЛI).

1.1.2.    По виду внутренней изоляции (масляная, элегазовая, твердая и

т.п.).

1.1.3.    По виду внешней изоляции (фарфоровая, полимерная и т.п.).

1.1.4.    По числу ступеней трансформации (одноступенчатые, двухступенчатые).

1.1.5.    По числу вторичных обмоток (две, три и т.п.).

1.1.6.    По классу точности вторичных обмоток.

1.1.7.    По числу коэффициентов трансформации.

1.1.8.    По особенностям конструктивного исполнения (рымовидные, звеньевые, У-образные и баковые).

1.1.9.    По способу защиты внутренней изоляции от увлажнения (герметичные, негерметичные и т.п.)

1.2. Классификация трансформаторов напряжения.

Однофазные заземляемые трансформаторы напряжения подразделяют по следующим основным признакам:

1.2.1.    По климатическому исполнению (У 1 или УХЛ1).

1.2.2.    По принципу действия (электромагнитные, емкостные).

1.2.3.    По виду внутренней изоляции (масляная, газовая, твердая и т.п.).

1.2.4.    По виду внешней изоляции (фарфоровая, полимерная и т.п.).

1.2.5.    По числу ступеней трансформации (одно- двух- или многоступенчатые).

1.2.6.    По классу точности вторичных обмоток.

1.2.7.    По особенностям конструктивного исполнения (в металлических или фарфоровых корпусах).

1.2.8.    По способу защиты внутренней изоляции от увлажнения (герметичные, негерметичные и т.п.)

2. Основные параметры измерительных трансформаторов.

2.1.    К основным параметрам трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 7746-2001 относятся:

2.1.1.    Номинальное напряжение.

2.1.2.    Номинальный первичный ток.

2.1.3.    Наибольший рабочий первичный ток.

2.1.4.    Номинальный вторичный ток (1 или 5 А).

2.1.5.    Номинальный коэффициент трансформации каждой вторичной обмотки.

2.1.6.    Класс точности.

5

2.1.7.    Номинальная предельная кратность вторичной обмотки, предназначенной для защиты.

2.1.8.    Номинальный коэффициент безопасности приборов вторичной обмотки, предназначенной для измерения..

2.1.9.    Номинальная вторичная нагрузка с коэффициентом мощности COS<P2 = 1 ИЛИ COS(p2 = 0,8.

2.1.10.    Номинальная частота напряжения сети.

2.1.11.    Наибольшее рабочее напряжение.

2.2. К основным параметрам трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 1983-2001 относятся:

2.2.1.    Номинальное напряжение первичной обмотки.

2.2.2.    Номинальное напряжение каждой вторичной обмотки.

2.2.3.    Номинальная мощность каждой вторичной обмотки в зависимости от класса точности.

2.2.4.    Предельная мощность.

2.2.5.    Номинальная частота напряжения сети.

2.2.6.    Класс точности

3. Метрологические характеристики.

3.1.    Метрологические характеристики устанавливаются для рабочих условий применения:

-    частоты 50 ± 0,5 Гц;

температуры окружающего воздуха в зависимости от климатического исполнения;

-    высоты установки над уровнем моря.

3.2.    У трансформаторов тока пределы допускаемых погрешностей каждой вторичной обмотки в установившемся режиме, кроме того, зависят от величины первичного тока и вторичной нагрузки (таблицы 1 и 2).

Таблица 1. Пределы допускаемых погрешностей обмоток ТТ для измерений и учета электроэнергии.

1 Класс точности Первичный ток, %от номинального значения Предел допускаемой погрешности Величина активно-реактивной нагрузки, % от номинального значения токовой, % угловой 0,2 5 ±0,75 ±30' ±0,9 срад 25-100 20 ±0,35 ±15' ±0,45 срад 100-120 ±0,2 ±10* ±0,3 срад 0,2S 1 ±0,75 ±30’ ±0,9 срад 25-100 5 ±0,35 ±15’ ±0,45 срад 20 ±0,2 ±10' ±0,3 срад 100 ±0,2 ±10' ±0,3 срад 120 ±0,2 ±10' ±0,3 срад

6

окончание таблицы 1

Класс точности Первичный ток, % от номинального значения Предел допускаемой погрешности Величина активнореактивной на1рузки, % от номинального значения токовой, % угловой 0.5 5 ±1,5 ±90' ±2,7 срад 25-100 20 ±0,75 ±45’ ±1,35 срад 100-120 ±0,5 ±30' ±0,9 срад 0,5S 1 ±1,5 ±90' ±2,7 срад 25-100 5 ±0,75 ±45' ±1,35 срад 20 ±0.5 ±30’ ±0,9 срад 100 ±0,5 ±30' ±0,9 срад 120 ±0,5 ±30’ ±0,9 срад 1 5 ±3,0 ± 180’ ±5,4 срад 25-100 20 ±1,5 ±90’ ±2,7 срад 100-120 ±1,0 ±60’ ±1,8 срад 3 50-120 ±3,0 Не нормируют 50-100

Погрешности не должны выходить за пределы прямых, соединяющих точки фиксированных значений погрешностей при фиксированных значениях тока, согласно таблице 1.

Примечание:    При    малых    нагрузках    (до    10    ВА)    следует

руководствоваться указаниями ГОСТ 7746-2001.

Таблица 2. Пределы допускаемых погрешностей обмоток ТТ для релейной защи1ы и автоматики.

Класс точности Предел допускаемой погрешности Величина активно-реактивной нагрузки, % от номинальной при номинальном первичном токе при токе номинальной предельной кратности токовой, % угловой полной,% 5Р ±1 ±60' |± 1,8 срад 5 100 ЮР ±3 Не нормируются _12_ 100

3.3. У трансформаторов напряжения пределы допускаемых погрешностей каждой вторичной обмотки в установившемся режиме, зависят от величины первичного напряжения и вторичной нагрузки (таблицы 3 и 4).

7

Таблица 3. Пределы допускаемых погрешностей обмоток ТН для измерений и учета электроэнергии при номинальном напряжении.

Класс точности Первичное напряжение, о.е. от номинального значения Предел допускаемой по!решности Величина активно-реактивной нагрузки, % от номинального значения напряжения, % угловой 0.2 0,8-1,2 ±0,2 ±10' ±0,3 срад 25 - 100 0,5 ±0,5 ±20’ ±0,6 срад 1,0 ±1,0 ±40' ±1,2 срад 3,0 ±3,0 Нс нормируют

Таблица 4. Пределы допускаемых погрешностей обмоток ТН для релейной зашиты и автоматики.

Класс точности Первичное напряжение, о.е. от номинального значения Предел допускаемой по1решности Величина активно-реактивной нагрузки, % от номинального значения напряжения, % угловой ЗР 0,2+1,2 ±3,0 ±120’ ±3,5 срад 25+100 6Р ±6,0 ±240’ ±7,0 срад

Пределы допустимой погрешности нс должны выходить за пределы прямоугольника, образованного отрезками прямых, соединяющих точки фиксированных предельных погрешностей при крайних фиксированных нагрузках, согласно таблиц 3 и 4 во всем диапазоне изменения напряжения.

3.4. Проверку метрологических характеристик ТН и ТТ проводить в соответствии с [1, 2].

4. Обозначение выводов обмоток.

4.1.    Обозначение выводов обмоток трансформаторов тока.

Выводы первичной обмотки обозначаются JI1 и Л2.

Выводы вторичных обмоток обозначаются буквой И. Перед ней стоит номер обмотки, а цифра в индексе обозначает номер вывода: начала (1), ответвления (2) или конца (2 или 3).

При направлении первичного тока от Л1 к Л2 вторичный ток во внешней цепи (по приборам) проходит от И\ к И₂.

4.2.    Обозначение выводов обмоток грансформаторов напряжения.

Фазный вывод первичной обмотки ТН обозначается буквой А и

присоединяется к одной из фаз сети. Заземляющий вывод первичной обмотки ТН обозначается буквой X и присоединяется к земле. Начало и конец первой вторичной обмотки обозначаются а! и х1 соответственно,

8

второй вторичной обмотки а2 и х2 . Выводы дополнительной вторичной обмотки обозначаются ад и хд.

Вторичные обмотки трех фаз соединяются в звезду с выведенной нейтралью, а дополнительные - в разомкнутый треугольник. Номинальное междуфазное вторичное напряжение обычно составляет 100В.

4.3.    Проверка полярности выводов ТТ и ТН проводится в соответствии с [3J, приложение Д.

4.4.    Импортные 1Т имеют иное обозначение выводов обмоток.

5. Транспортировка и хранение.

5.1.    Транспортироваться ТТ и ТН должны в соответствии с заводской инструкцией. Это относится к типу упаковки, виду транспорта, воздействию климатических и механических факторов, а также положению - вертикальное, наклонное или горизонтальное.

5.2 По окончании транспортировки изделие подвергается входному контролю, по результатам которого составляется соответствующий акт, где указываются внешние дефекты, если они есть, и проверяется комплектность.

5.3.    Хранить ТТ и ТН можно иод навесом обязательно в вертикальном положении. При хранении в горизонтальном положении у герметичных ТТ и ТН часть изоляции находится под небольшим вакуумом, что способствует проникновению влаги и воздуха через уплотнения.

5.4.    Допустимый срок хранения без переконсервации - 2 года. После двух лет хранения должна быть убрана старая смазка и нанесена новая на токоведущие контакты.

5.5. Изоляция находящихся на хранении ТТ и ТН подвержена ухудшению в большей мерс, чем у работающих, так как она нс нагревается рабочим гоком. Поэтому профилактические испытания находящихся на хранении ТТ и ТН должны проводиться в полной мере и в соответствующие сроки согласно РД 34.45-51.300-97 [4J.

6. Ввод в эксплуатацию новых измерительных

трансформаторов и измерительных трансформаторов, прошедших восстановительный или капитальный ремонт.

6.1.    Перед монтажем новых измерительных трансформаторов выполнить но документам проверку соответствия климатического исполнения трансформаторов тока и напряжения условиям эксплуатации

При выборе измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН) при замене на новые необходимо осуществлять проверку совместимости их параметров с реальными условиями работы энергообъекта в составе энергосистемы (учет реального характера апериодической составляющей тока короткого замыкания, учет реальной нагрузки, подключенной к вторичной обмотке ТТ, проверка по характеристикам намагничивания возможности работы в дифференциальной схеме с другими ТТ и т.п.)

9