Трансформаторы напряжения контроля изоляции 6–10 кВ. Сравнительный анализ моделей.9
Трансформаторы напряжения (ТН) в электрических сетях 6–10 кВ обеспечивают безопасность измерений, питание средств учета электроэнергии, контроль изоляции оборудования, питание оперативных цепей, цепей сигнализации, автоматики и релейной защиты. Большинство расчетных счетчиков смонтировано на присоединениях 6–10 кВ. Поэтому для обеспечения надежности и точности работы к ТН 6–10 кВ предъявляются повышенные требования. В первую очередь это относится к ТН контроля изоляции (ТНКИ), которые, кроме всех перечисленных функций, должны обеспечивать защиту от повреждений при феррорезонансных процессах. Выполнение всех этих требований ведет к увеличению габаритов ТНКИ и к сложностям компоновки в малогабаритных ячейках КРУ. Надежда на повышение точности учета энергии за счет применения электронных счетчиков и автоматизированных измерительных систем не оправдалась из-за высоких систематических погрешностей. Во многом это относится к ТНКИ, условием работы которых является заземление нейтрали обмотки ВН. Ее разземление устранило бы основную причину их повреждения (протекание значительных токов через обмотки ВН на землю) и уменьшило погрешности.
Задача, требующая решения
В течение длительного времени разрабатывались устройства защиты, многие из которых были неэффективны. Так, применение ТНКИ НТМИ-6-10, выполненных в соответствии с ГОСТ 1983-2001, ограничено из-за многих недостатков:
частые повреждения при феррорезонансных явлениях в электрической сети. Включение резисторов в цепь разомкнутого треугольника R=25 Ом или в нулевой вывод обмотки ВН резисторов R<10 кОм не обеспечивает его защиту от повреждения*. Постоянное включение в нулевой вывод ВН как активных, так и индуктивных сопротивлений более 10 кОм обеспечивает его защиту, но в этом случае увеличивается погрешность измерения пропорционально с увеличением значения сопротивления;
при однофазном замыкании на землю в сетях 6-10 кВ обмотка ВН замкнувшейся фазы ТН шунтируется и его схема соединения становится аналогичной схеме открытого треугольника. Известно, что в этом случае при подключенной нагрузке к выводам фаз А и С обмотки НН возникают недопустимые погрешности. Это относится к двум трансформаторам напряжения, включенным по схеме открытого треугольника, и к трансформатору НАМИ-10/6, где также используются два ТН;
малая номинальная мощность трансформатора позволяет подключить не более четырех присоединений 6–10 кВ, где используются индукционные счетчики.
Таким образом, наиболее актуальной задачей являлось создание ТНКИ, не имеющего всех перечисленных выше недостатков, а самой сложной оказалась проблема защиты ТН от феррорезонансных процессов. Думаем, что на данный момент наиболее надежным и эффективным оказалось устройство, разработанное в 1985 году и имеющее авторское свидетельство на изобретение N1319158 СССР, МКИ3 НО2Н9/04 (Устройство для защиты от резонансных перенапряжений трансформатора напряжения в сети с изолированной нейтралью / Ю.А. Степанов, А.П. Кузнецов, М.Н. Игнатьев // Открытия. Изобретения. – 1987, N 23). В этом устройстве был использован индуктивный элемент, выполненный в виде однофазного трансформатора напряжения нулевой последовательности (ТНП), первичная и вторичная обмотки которого подключаются соответственно между нейтралями первичной и вторичной обмоток трехфазного трансформатора напряжения и землей.
До идеала еще далеко
У трансформаторов серии НАМИ 6-10-35 кВ и НАМИ-10/6-95 (выпускаются с 1995 года на Раменском электротехническом заводе) в качестве индуктивного элемента также используется трансформатор нулевой последовательности, включенный аналогично схеме описанного выше устройства. Отличие состоит в том, что дополнительная вторичная обмотка 3U0 расположена на стержне трансформатора нулевой последовательности. На трех стержнях первого трансформатора помещается компенсационная обмотка, соединенная в замкнутый треугольник без внешних выводов, что противоречит ГОСТ 1983-2001. Эти отклонения от схемы, предложенной в указанном авторском свидетельстве, снижают эффективность ТНКИ, а также определяют увеличение погрешностей как в нормальном режиме, так и в режиме однофазного замыкания. Известно, что в любом случае, когда у обмотки ВН нейтраль заземлена, могут возникать феррорезонансные процессы. Примером их проявления могут служить ситуации, сложившиеся с трансформаторами НАМИ-6 на Самарской ТЭЦ и НТМИ-6–10 на двух понижающих подстанциях 35/6 и 110/10 кВ Самарской области. Процессы происходили при симметричном режиме, но без подключенных к шинам линий электропередачи 6-10 кВ. Они сопровождались ложным сигналом о замыкании на землю, сильным нагревом резисторов, подключенных к обмотке 3U0 у трансформаторов НТМИ-6-10 (у трансформатора НАМИ резистор не устанавливается), повышением фазных напряжений у НТМИ-6–10 до 125 В, а 3U0 до 220 В. Значения линейных напряжений 100 В оставались без изменений, ток феррорезонанса в этом случае меньше номинального тока высоковольтной обмотки ТН. После отключения резисторов, реле и аппаратов (включенных на Uф или 3U0) с Uн меньшими, чем напряжения 125 или 220 В, трансформаторы длительное время работали нормально и при повышенных значениях напряжения. При этом не представлялась возможность фазировки с другими секциями. Феррорезонанс прекращался после включения одной из линий электропередачи, хотя согласно методу, описанному в авторском свидетельстве, для прекращения феррорезонанса достаточно было бы шунтировать или дешунтировать вторичную обмотку трансформатора нулевой последовательности ТНП. В 1985–1990 гг. на семи подстанциях 35/10 кВ ОАО «Самараэнерго» с суммарной длиной воздушных линий 10 кВ 40–60 км на секцию, где при однофазных замыканиях повреждались трансформаторы НТМИ-10, были установлены ТНП, включенные по схеме, описанной в авторском свидетельстве. В качестве ТНП применялись трансформаторы напряжения НОМ-6. При этом использовалась автоматическая схема оперативных цепей. После установки антирезонансного устройства феррорезонансные явления практически мгновенно устранялись и повреждения ТНКИ прекратились.
|
Схемы. Проблемы остаются Возвращаясь к уже рассмотренным трансформаторам НАМИ-6-10-35 кВ (см. рис. 1) и НАМИ-10/6-95, надо отметить, что у них ток компенсационной обмотки, соединенной в замкнутый треугольник, оказывает существенное влияние на увеличение его погрешностей во всех случаях появления напряжения небаланса этой обмотки. Нулевая рабочая точка вторичной обмотки, собранной в звезду, перенесена на точку вторичной обмотки нулевой последовательности – ТНП. Вследствие этого класс точности, согласно заводским данным, при измерении фазных напряжений снижается до класса точности 3. Отсутствие выводов вторичной обмотки замкнутого треугольника не позволяет оценить ее техническое состояние в процессе эксплуатации, определить сопротивление изоляции, сопротивление обмоток постоянному току, проверить отсутствие витковых коротких замыканий и обрыва цепи обмоток. Это является нарушением «Норм испытания электрооборудования». Например, отсутствует возможность обнаружения виткового замыкания в процессе наладки и эксплуатационных проверок, что увеличивает риск возгорания ТН. Трансформаторы напряжения НАМИ-10/6-95 отличаются от НАМИ-6-10-35 кВ наличием на стороне ВН дополнительной компенсационной обмотки, схема включения которой аналогична схеме соединения обмоток ВН трансформатора напряжения типа НТМК. Чтобы исключить возможности повреждения трансформатора НТМК нейтраль его обмоток ВН согласно ГОСТ 1983-2001 не заземляется, а у НАМИ-10/6-95 заземлена. При нарушении порядка чередования фаз с высокой стороны ТН компенсационные обмотки будут не уменьшать, а увеличивать погрешность. Следует отметить также, что в заводской схеме НАМИ-10/6-95 не отображена схема соединения компенсационной обмотки, соединенной в звезду. Режимы. Вопросов много На рис. 2 показана электрическая схема соединений трансформатора контроля изоляции типа НАМИ-10/6. Этот трансформатор является антирезонансным только для обмоток фаз А и С, включенных по схеме открытого треугольника, так как эти высоковольтные обмотки не имеют заземления. Однако известно, что рассматриваемая схема исключает возможность подключения нагрузки к выводам а-с из-за возникновения недопустимых погрешностей. Работа же ТНКИ с незагруженными выводами а-с практически нереальна. При использовании схемы открытого треугольника невозможен контроль состояния изоляции высоковольтной электрической сети. Для исключения этого недостатка в корпусе трансформатора установлен дополнительный трансформатор, высоковольтная обмотка которого подключена к фазе В, а второй ее вывод заземлен. Низковольтные обмотки разомкнутого треугольника собраны так, чтобы в нормальном режиме геометрическая сумма вторичных напряжений равнялась нулю. Это достигается тем, что напряжения на обмотках ах и cz равняются соответственно: Uаb/3 и Ucb/3, а на обмотку by подается напряжение Ubo. Причем полярность обмотки треугольника cz изменена. Вследствие этого векторная диаграмма трансформатора напряжения НАМИ-10 примет вид, где сумма напряжений равна нулю: Uаb/3 + Ucb/3 + Ubo= 0. При замыкании на землю любой из фаз А, В, С из этой формулы исключается одно из слагаемых и на выводах разомкнутого треугольника появится напряжение, равное геометрической сумме векторов оставшихся двух слагаемых фаз. Возникновение феррорезонансных явлений в нормальном режиме и режиме замыкания на землю фаз А или С – значительный, на наш взгляд, недостаток трансформатора НАМИ-10. В нормальном режиме при равенстве индуктивного сопротивления обмотки фазы В и суммарного емкостного сопротивления электрической сети возникает феррорезонансный процесс, который из-за малых токов не вызывает повреждений трансформатора напряжения, но предопределяет недопустимое повышение фазных напряжений и напряжения 3U0 разомкнутого треугольника** и появление ложного сигнала о замыкании на землю в электрической сети. При замыкании на землю фазы А или С при равенстве индуктивного сопротивления обмотки фазы В и емкостного сопротивления между фазами АВ или СВ возникает феррорезонанс с возможным повреждением трансформатора. Кроме того, следует отметить, что векторы фазных напряжений Uао и Uсо получены искусственным путем – сложением двух векторов других фаз, а именно: Uао= Ubo+ Uab и Uсо= Ubo+ Ucb. Вследствие этого Uао и Uсо не будут соответствовать своим истинным параметрам. Погрешности ТНКИ НАМИ-10 в нормальном режиме и при нормальной нагрузке представлены в таблице. Для класса точности 0,5 предел допускаемой погрешности напряжения +0,5%, угловой +20’. Модель, отвечающая условиям задачи В точном соответствии с авторским свидетельством на указанное выше изобретение выпускается трехфазный антирезонансный ТНКИ марки НАМИТ-10-2 (производятся с 1997 г. в ОАО «Самарский трансформатор»). На рис. 3 представлена схема соединения НАМИТ-10-2, а на рис. 4 – автоматическая схема оперативных цепей. Нормальный режим работы ТНКИ осуществляется при замкнутой вторичной обмотке ТНП посредством переключателя SA или при автоматическом режиме контактами реле KL. В этом режиме обмотка высокого напряжения ТНП имеет только активное сопротивление порядка 6 кОм, что обеспечивает снижение указанного выше негативного эффекта работы ТНКИ в режиме открытого треугольника при однофазном замыкании в электрической сети. При симметричном трехфазном напряжении за счет неидентичности полного сопротивления фаз А, В, С стороны ВН на выводах ад – хд возникает напряжение небаланса Uнб. При размыкании вторичной обмотки ТНП сопротивление его обмотки ВН увеличивается до » 300 кОм и, как следствие, из-за увеличения падения напряжения на ней повышается напряжение смещения нуля Uо обмотки ВН. Это вызовет рост напряжения Uнб на выводах ад – хд. |
При возникновении феррорезонанса (XL=XC), автоматически размыкается вторичная обмотка ТНП. При этом сопротивление первичной обмотки увеличивается до 300 кОм, равенство XL=XC нарушается и феррорезонанс срывается. При однофазном замыкании на землю при шунтировании и дешунтировании обмотки НН ТНП напряжение Uнб на выводах ад – хд равняется соответственно » 100 В и » 70-80 В. При шунтировании обмотки НН ТНП ток в ней достигает значения 7-8 А, что меньше допустимого значения тока этой обмотки. Однако этот ток не оказывает влияния на нагрузку ТНКИ, а следовательно, и на его погрешность. Оптимальным с точки зрения выполнения функциональных возможностей и требований к классу точности среди трансформаторов контроля изоляции в сети 6-10 кВ следует считать ТНКИ марки НАМИТ-10-2, изготовляемый в ОАО «Самарский трансформатор» в соответствии с Патентом N 1319158 на изобретение «Устройство для защиты от резонансных перенапряжений трансформатора напряжения в сети с изолированной нейтралью». Авторы: Степанов Ю.А., Кузнецов А.П., Игнатьев М.Н. Патент действует с 27.01.1999.
Точность учета электроэнергии искажают неповеренные измерительные трансформаторы.10 Проблемы, стоящие перед электроэнергетической отраслью России, связанные с повышением точности и достоверностью коммерческого учета электроэнергии, сегодня носят ярко выраженный экономический характер. Повышение точности коммерческого учета электроэнергии невозможно без определения точностных характеристик не только самих электросчетчиков, но и первичных масштабных преобразователей – измерительных трансформаторов напряжения и тока. В соответствии с законами РФ «Об обеспечении единства измерений» (ст. 13), «Об энергосбережении» (ст. 7) и другими нормативно-правовыми актами, средства измерений, используемые для коммерческого учета электроэнергии, подлежат обязательному контролю и надзору. В связи с этим применяемые при учете электрической энергии измерительные трансформаторы напряжения и тока различных классов точности подлежат первичной и периодическим поверкам. Однако на практике периодической поверкой охвачены только счетчики электроэнергии и малогабаритные измерительные трансформаторы тока, которые можно демонтировать и поверить в лабораторных условиях. Поверка остальных средств измерений практически не проводится ввиду отсутствия необходимого оборудования. Проблемы существуют не только в России. Известно, что характеристики измерительных трансформаторов тока и напряжения особенно сильно зависят от параметров нагрузки. Как показывает практика, в большинстве случаев эти нагрузки или находятся в предельной области применения, или превышают максимально допустимые значения. Сложившаяся на энергообъектах практика подключения к измерительным трансформаторам устройств релейной защиты и электроавтоматики нарушает нормированные режимы работы и приводит к превышению допустимых значений погрешности измерительных трансформаторов. Кроме того, метрологические характеристики измерительных трансформаторов при эксплуатации изменяются из-за старения магнитных материалов сердечников. Это приводит к недоучету примерно 7-10% от общего отпуска электроэнергии [1,2]. При этом существует мнение (письмо РАО «ЕЭС России» в Госстандарт РФ №ВВ-4222 от 16.08.2001), что характеристики измерительных трансформаторов достаточно стабильны и проведение их периодической поверки нецелесообразно. Достаточно привести в норму нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов напряжения и тока, и проблема будет решена. Такой подход несостоятелен из-за большого процента брака измерительных трансформаторов напряжения и тока, выявленного в процессе их поверки. Как показывают результаты проведенных за рубежом исследований (в США, Швеции, Словакии и др.), порядка 30-40% находящихся в эксплуатации измерительных трансформаторов обладают погрешностями, не соответствующими заявленному классу точности [3,4]. Достоверные данные о состоянии измерительных трансформаторов в энергосистеме РФ отсутствуют. Причина та же – их периодическая поверка не производится. В связи с этим оказываются лишенными смысла все работы, направленные на повышение точности коммерческого учета электроэнергии, заключающиеся в замене счетчиков электроэнергии на более точные, внедрении систем автоматического контроля и учета электроэнергии и пр. Необходимы передвижные поверочные лаборатории. Поскольку измерительные трансформаторы из-за больших габаритов и массы в основном являются нетранспортабельными, то при отсутствии резервного парка измерительных трансформаторов напряжения и тока единственно верным решением этой проблемы представляется создание передвижных поверочных лабораторий (ППЛ) для поверки измерительных трансформаторов на местах их эксплуатации с реальной нагрузкой во вторичной цепи. Работы по созданию ППЛ в нашей стране ведутся с начала 70-х годов прошлого века. В середине 80-х годов подобная ППЛ была разработана в НПО «ИСАРИ» (Грузия) при участии ВНИИМС. Данная лаборатория (КППЛ-330/100) должна была обеспечивать поверку измерительных трансформаторов напряжения на напряжения 35/Ц3 – 330/Ц3 кВ, трансформаторов тока на номинальные первичные токи до 3 кА классом точности 0,5 и ниже. В ней также была предусмотрена возможность поверки трехфазных счетчиков электроэнергии классов точности 0,2 и менее точных [4]. Аналогичная передвижная поверочная лаборатория (ППВЛ-35) на номинальное напряжение 35 кВ в тот же период была разработана в УкрЦСМ [4]. Предпринимался еще целый ряд попыток создания ППЛ, однако дальнейшего развития эти работы, в силу возникших финансовых за-труднений, не получили. Мировым лидером по производству эталонного оборудования для поверки измерительных трансформаторов является фирма «Tettex» (Швейцария), однако стоимость ее оборудования чрезвычайно высока. Цена передвижной поверочной лаборатории для поверки измерительных трансформаторов до 10 кВ и 2 кА классов точности 0,1 и ниже составляет приблизительно $380 000, а для поверки измерительных трансформаторов до 300 кВ и 10 кА классов точности 0,1 и менее точных – около $1 200 000 [4]. Именно относительно высокая стоимость ППЛ является одним из основных факторов, сдерживающих их широкое внедрение в практику. В настоящее время работы по созданию средств поверки измерительных трансформаторов напряжения и тока параллельно ведутся в нескольких научно-производственных организациях. Так, в ОАО «Свердловэнерго» при участии Уральского НИИ метрологии завершено изготовление опытного образца передвижной поверочной лаборатории для поверки измерительных трансформаторов напряжения на напряжения до 35 кВ с применением эталонных измерительных трансформаторов напряжения. В научно-производственной фирме «ИНТ» (г. Заречный Пензенской обл.) разработана и прошла сертификацию в Госстандарте самоповеряемая установка для поверки измерительных трансформаторов напряжения на напряжения 6 и 10 кВ, обеспечивающая децентрализованное воспроизведение безразмерной единицы – коэффициента трансформации – и ее передачу поверяемым измерительным трансформаторам напряжения. Ведутся также работы по созданию установки для поверки измерительных трансформаторов тока на номинальные первичные токи до 3 кА в диапазоне частот до 2 кГц. По завершении этих работ представляется целесообразным объединение установок в единую систему – передвижную поверочную лабораторию для поверки измерительных трансформаторов до 10 кВ и3 кА класса точности 0,1 и менее точных. Аналогичные работы ведутся специалистами ОАО «ВНИИЭ» совместно с «Хмельницкоблэнерго» (передвижная поверочная лаборатория ППЛ 0,4-35 кВ). В настоящее время в Украине также освоен выпуск высоковольтных мостов переменного тока СА 7100-1,2. Коэффициент трансформации уточнит расчет за электроэнергию. Следует также отметить, что, помимо чисто технических и финансовых трудностей, существует целый ряд организационных проблем. Поскольку обновление парка измерительных трансформаторов – задача дорогостоящая и маловероятно, что она будет решена в ближайшее время, то выходом из этого положения может быть использование действительного значения коэффициента трансформации для уточнения расчетов за электроэнергию между производителем и потребителем. Однако такой подход требует внесения соответствующих изменений в «РД 34.09.101.94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении». Вопросами внесения изменений в указанную инструкцию занимается базовая организация метрологической службы РАО «ЕЭС России» по электрическим измерениям – ОАО «ВНИИЭ». Метрологической базой для внесения поправок в результаты измерений электроэнергии являются МИ 1967-89 «ГСИ. Выбор методов и средств измерений при разработке методик выполнения измерений. Общие положения» и ГОСТ Р8.563-96 «ГСИ. Методики выполнения измерений» с изменением №2, действуюшим с 01.11.2002. Важной предпосылкой для внесения поправок в результаты измерений электроэнергии является то, что погрешности измерительных трансформаторов на 95% характеризуются систематическими составляющими погрешности [5]. До внесения изменений в инструкцию РД 34.09.101.94 необходимо в соответствии с ГК РФ включать в договор электроснабжения пункт о внесении поправок в результаты измерений электроэнергии по действительному значению коэффициента трансформации. Такой опыт уже накоплен в ОАО «Мордовэнерго». В заключение следует отметить, что необходимость и целесообразность проведения периодической поверки измерительных трансформаторов напряжения и тока, используемых для коммерческого учета электроэнергии, представляются совершенно очевидными. Поэтому для решения этой проблемы необходима активизация усилий всех заинтересованных сторон: Госстандарта, Гос-энергонадзора, РАО «ЕЭС России» и региональных энергетических компаний.
Главное – определить погрешность Комментарий Якова Загорского Проблема, изложенная Дмитрием Нефедьевым, достаточно актуальна в настоящее время. Она вызвана постоянно встречающимся неправильным применением трансформаторов тока и напряжения на местах эксплуатации. Конечно, если применять эти изделия по всем правилам, то вероятность их выхода за пределы класса точности будет мала, причем в течение всего срока службы. На Западе подобное требование к изготовителям трансформаторов закреплено законодательно. В правилах метрологии Германии, написанных на основании Закона о метрологии, имеется таблица, где в левой колонке перечислены средства измерений, а в правой – указан их межповерочный интервал. Например, «однофазные, многофазные электронные счетчики...». Их межповерочный интервал – 8 лет. Значит, изготовители счетчиков должны сделать всё, чтобы приборы за 8 лет не вышли за пределы класса точности. Когда доходим до измерительных трансформаторов, то видим, что в правой колонке написано: межповерочный интервал неограничен, т.е. они должны сохранять свои метрологические характеристики в течение всего срока службы. Если в той же Германии правила эксплуатации измерительных трансформаторов тока и напряжения соблюдаются неукоснительно, то в России отклонения от правил достаточно существенны. И примеров тому множество. Например, еще около 20 лет тому назад вышло письмо Минэнерго СССР, позволяющее подключать к измерительным обмоткам трансформаторов тока и напряжения цепи релейной защиты и автоматики, приборы телеметрии. А они имеют немалую потребляемую мощность. Поэтому трансформаторы, на заводских стендах соответствующие классу точности, в местах реальной эксплуатации оказываются вышедшими за пределы класса точности. Причем речь не идет о том, что они повреждены. Просто погрешность трансформатора вышла за допустимые пределы вследствие нарушения условий его применения. Трансформатор не требует замены – необходимо лишь узнать погрешность, которую он имеет на месте эксплуатации, и затем учитывать эту погрешность при учете отпускаемой электрической энергии. А узнать погрешность в месте реальной работы измерительного трансформатора можно при помощи специальных передвижных поверочных лабораторий. Если для поверки высоковольтных трансформаторов тока основа для таких лабораторий имеется, то для поверки трансформаторов напряжения 6, 10, 35, 110 кВ и выше подобных средств отечественного производства практически нет. А они необходимы. Тем более что необходимость поверки прописана в Законе «Об обеспечении единства измерений», где говорится, что средства измерений, подпадающие в сферу распространения государственного метрологического контроля и надзора, в том числе средства измерений, применяемые в торговых операциях и взаимных расчетах между покупателем и продавцом, подвергаются поверке при выпуске из производства или ремонта, при ввозе по импорту и эксплуатации.
Точность учета электроэнергии зависит от правильности выбора и подключения измерительных трансформаторов
В последнее время в энергетике России возросли требования к точности учета измерений потребляемой мощности, особенно в сетях низкого напряжения. В связи с этим происходит повсеместная замена индуктивных счетчиков электрической энергии на электронные с более высоким классом точности. Однако на практике это часто не дает ожидаемых результатов. Точность измерений, вместо того чтобы возрастать, может значительно ухудшаться. Попробуем разобраться, почему это происходит. Одна из основных причин этой проблемы в том, что измерительные трансформаторы тока и напряжения эксплуатируются за пределами допустимого ГОСТ диапазона измерений их номинальных параметров, что приводит к искажению показаний счетчиков электрической энергии. Это, в частности, может происходить:
- при изменении мощности вторичной нагрузки. Например, при замене индуктивных счетчиков на электронные, мощность потребления которых на порядок меньше, или при увеличении длины измерительных линий, приводящем к значительному увеличению мощности нагрузки;
- при изменении потребляемой мощности объектами и связанным с этим изменением величины первичного тока. Например, при значительном уменьшении или увеличении объема производства, что характерно в настоящее время.
Подобные проблемы существуют и в других странах мира, и поэтому интересно рассмотреть, каким образом они решаются. Класс точности зависит от нагрузки. Мощность вторичной нагрузки измерительных трансформаторов состоит из мощности измерительного прибора плюс мощность проводов: Ризм = Рприб + Рпров , где Ризм - нагрузка измерительного трансформатора; Рприб - нагрузка измерительного прибора; Рпров - нагрузка проводов. Для измерительных трансформаторов нагрузка по ГОСТ должна составлять от 25 до 100% номинальной. Только тогда они работают в своем классе точности. Если нагрузка вторичной цепи выходит за пределы этого интервала, то необходима соответствующая корректировка. Рассмотрим наиболее часто встречающиеся случаи, требующие корректировки мощности нагрузки. Если вторичная нагрузка меньше. Пример 1. Мощность нагрузки меньше допустимого значения (Ризм < 25% Рном). Возьмем типичный для России измерительный трансформатор тока с номинальной вторичной нагрузкой 10 В.А и вторичным током 5 А. Рассчитаем Ризм для вновь установленного электронного счетчика. Пусть длина проводов измерительной линии составляет 5 м при сечении провода 2,5 мм2. В данном случае мощность потерь в проводах составит 1,8 В.А. Мощность потребления электронного счетчика 0,1 В.А. В результате мощность нагрузки составит 1,9 В.А, что ниже допустимого по ГОСТ значения 2,5 В.А. Есть два способа решения этой проблемы: замена измерительных трансформаторов на трансформаторы с меньшим значением номинальной вторичной нагрузки или подключение в измерительную цепь дополнительной нагрузки. В Европе пошли по последнему пути, поскольку он значительно дешевле и эффективнее. Однако для измерительного трансформатора тока подключение обычного сопротивления неприемлемо, из-за того что увеличиваются угловые потери. Поэтому западные производители начали выпуск различных видов дополнительных нагрузок, не увеличивающих угловые потери. Для рассмотренного выше примера уже достаточно минимальной дополнительной нагрузки, равной 1 В.А, тогда Ризм станет равной 2,9 В.А и будет находиться в пределах, допустимых по ГОСТ. Для измерительных трансформаторов напряжения при переходе на электронные приборы возникает та же проблема несоответствия потребляемой мощности. При этом важно отметить, что для трансформаторов напряжения дополнительную нагрузку необходимо устанавливать как можно ближе к самому трансформатору. Включение догрузки до предохранителя дало бы наилучшие результаты для точности измерений, но возникает проблема с отключением высоковольтной системы, поэтому догрузку подключают сразу за предохранителем. Если вторичная нагрузка больше. Пример 2. Мощность нагрузки больше номинальной вторичной нагрузки измерительных трансформаторов (Ризм > 100% Рном). В этом случае также возможна либо замена трансформаторов тока и напряжения на трансформаторы с более мощной вторичной нагрузкой, либо использование преобразователей сигналов, как отдельно выполненных, так и интегрированных в трансформаторах тока. Использование последних позволяет значительно уменьшить Рпров. Применение трансформаторов с преобразователями сигналов дает ряд преимуществ:
уменьшается количество соединительных кабелей, вследствие чего повышается точность измерений;
требуется меньше времени и места для монтажа приборов;
они безопасны при обслуживании;
длина измерительной линии мало влияет на точность измерений.
Отклонения первичной нагрузки. Пример 3. Значительно изменяется первичный ток измерительного трансформатора, т.е. он находится за пределами допустимого ГОСТ интервала измерений. Например, согласно ГОСТ 7746-89 для трансформаторов тока класса точности 0,5 допустимый интервал измерений составляет от 5 до 120% номинального тока. Для указанного случая возможно несколько решений:
использование измерительных трансформаторов тока с расширенным диапазоном измерений. Например, класса точности 0.5S и 0,2S, что расширяет допустимый по ГОСТ интервал измерений до 1% номинального тока. Если необходимо увеличить диапазон измерений в сторону больших токов (больше 120%), то необходимо использовать трансформаторы с увеличенным диапазоном, например 150 или 200%, что позволяет расширить диапазон первичного тока соответственно до 150 или 200% от номинального;
использование трансформаторов тока с возможностью переключения в цепи первичной обмотки, что позволяет применять один и тот же трансформатор тока с одним и тем же классом точности для двух номинальных первичных токов. Например трансформаторы тока с номинальным первичным током 800 А и 400 А, 600 А и 300 А, 1500 А и 750 А и т. д. Этот подход позволяет еще больше расширить диапазон измерений по первичному току, в котором будет выполняться класс точности трансформаторов тока. В их конструкции, в зависимости от схемы включения первичной обмотки, сердечник может иметь один или два витка первичной обмотки, что позволяет использовать один и тот же трансформатор на два первичных тока, один из которых составляет ровно половину другого. Такой тип трансформаторов тока позволяет в два раза повысить номинальный первичный ток трансформатора, сохраняя при этом класс его точности;
использование трансформаторов тока с дополнительными отводами в цепи вторичной обмотки.
Вопрос цены или цена вопроса. Из всего вышесказанного становится ясно, что указанные методы (а в большинстве это замена старых измерительных трансформаторов на современные, соответствующие нагрузкам в обмотках) позволяют устранить многие негативные факторы, влияющие на точность измерений. И самое время поговорить о цене вопроса. К сожалению, на подавляющем большинстве российских предприятий измерительные трансформаторы выпускаются со стандартными параметрами, не позволяющими учитывать запросы потребителя в каждом конкретном случае. В западных странах от этого давно ушли: современные технологии дают возможность производить низковольтные измерительные трансформаторы любой нагрузки, в зависимости от требований клиента, по одной и той же цене. Стандартный российский трансформатор типа ТШП 0,66 стоит порядка 5-10 долларов США, западный – около 30 долларов. Но он будет сделан под конкретные условия. Специалисты подсчитали, что убытки от погрешности одного неправильно подключенного или неправильно используемого измерительного трансформатора могут достигать 1000 долларов в год. Стоит ли единовременная экономия в 20-25 долларов таких потерь в последствии?
Литература