Реализуемая в Российской Федерации политика энергосбережения, а также растущая стоимость электрической энергии требуют все большей и большей эффективности ее учета. С этой целью создаются автоматизированные системы учета электроэнергии, в штат предприятий принимаются специалисты для их обслуживания. Для создания и эксплуатации таких систем требуются не только дополнительные капиталовложения, но и решения для ряда технических задач, одна из которых будет рассмотрена в этой статье.
Низшим уровнем в иерархии автоматизированных систем учета является уровень информационно-измерительного комплекса (ИИК). Он включает в себя измерительные трансформаторы, счетчики электрической энергии, вторичные цепи измерительных трансформаторов. Очень важным на этапе построения ИИК является минимизация его погрешности, которая в большей мере зависит от правильного выбора измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН). Проблемы выбора ТН — отдельная тема, которая не затрагивается этим материалом. Стоит лишь отметить, что в отличие от ТТ их погрешности не зависят от изменяющейся нагрузки в контролируемой цепи. С ТТ все значительно сложнее.
Часто проектировщики и эксплуатирующие организации недостаточно серьезно относятся к выбору ТТ для учета. Выбирается ТТ с наилучшим классом точности, не заостряя внимания на других его параметрах. Так поступают будучи уверенными, что использование ТТ с наилучшим классом точности — уже экономия средств. Причиной этого является или неумение правильно выбрать ТТ, или желание сэкономить: устанавливаются трансформаторы тока имеющиеся в наличии, или выбираются ТТ, имеющие меньшую стоимость и более простые в установке, несмотря на ограниченность их метрологических характеристик. Результатом являются значительные финансовые потери, появляющиеся вследствие отсутствия точного учета.
Требования к применяемым в нашей стране трансформаторам тока регулирует ГОСТ 7746-2001 (1). В числе прочих характеристик этим стандартом задан ряд первичных токов и значения вторичных токов (1 и 5 А), с которыми ТТ могут быть изготовлены. Также регламентируются диапазоны измерений первичного тока, при которых должен быть сохранен класс точности: от 5-120% для классов точности 0,5 и 0,2, от 1-120% для классов 0,5S и 0,2S. Таким образом, классы точности с литерой «S» отличаются от прочих увеличенным диапазоном измерений в область минимальных значений (с 5% до 1%). Кроме того, существует требование ПУЭ (п.1.5.17) (2), согласно которому требуется выбирать коэффициент трансформации так, чтобы ток в максимальном режиме загрузки присоединения составлял не менее 40% тока счетчика, а в минимальном — не менее 5%. А ток счетчика, как правило, равняется вторичному току ТТ, поэтому приведенное выше требование можно смело отнести к обмотке учета измерительного трансформатора. Стоит отметить, что требование к минимальному режиму идет вразрез с ГОСТ 7746, т.к. делает нецелесообразным применение ТТ классов точности с литерой «S». Что касается требования 40% в максимальном режиме то оно, вероятно, основано на стремлении минимизировать погрешности ТТ классов без «S» (см. рис. 1), в то время как для классов 0,2S и 0,5S целесообразнее было бы применять критерий «20%», в связи с ростом погрешностей при уменьшении первичного тока ниже этой величины (см. рис.2).
Рис. 1. Токовая и угловая погрешности ТТ классов точности 0,2; 0,5; 1 
Рис. 2. Токовая и угловая погрешности ТТ классов точности 0,2S; 0,5S
Итак, при выборе коэффициента трансформации ТТ необходимо «убить двух зайцев»: не только «вписаться» в указанный ГОСТ 7746-2001 диапазон, но и соблюсти требование ПУЭ.
Кроме того, фактическая нагрузка присоединения может быть значительно (в десятки и сотни раз) ниже его номинального тока, как часто случается в сетях распределительных компаний — сети были построены с учетом перспективы развития, которое так и не произошло. В таких случаях нужно обеспечить легитимный учет в области фактических нагрузок и предусмотреть возможность работы присоединения в режиме максимальной пропускной способности, чтобы в случае увеличения объемов транзита электрической энергии не пришлось менять ТТ. Использовать ТТ с завышенным коэффициентом экономически неэффективно, докажем это на конкретном примере. В расчет возьмем только токовую погрешность трансформатора тока, не принимая во внимание его угловую погрешность, а также погрешности других элементов измерительного комплекса — трансформаторов напряжения и счетчика. Имеем трансформатор тока класса точности 0,2S и коэффициентом трансформации обмотки учета 600/5. Используемая мощность силового трансформатора при напряжении 110 кВ равняется 10000 кВА, cos φ равен 0,8. Фактический ток в первичной цепи равен 52,5 А, т.е. 8,75% от номинального первичного тока. При заданной нагрузке токовая погрешность составит примерно 0,31% (см. рис.2), количество неучтенной электрической энергии в год — 217 248 кВ*ч. Принимая стоимость одного киловатт-часа равной 1 руб., получаем неучтенной электроэнергии на сумму 217 248 рублей. При погрешности 0,2 эта сумма составила бы 140 160 рублей, т.е. в полтора раза или на 77 088 рублей меньше. В масштабах распределительных сетевых компаний такое количество неучтенной электроэнергии с каждого силового трансформатора может вылиться в кругленькую сумму. А если загрузка по первичной стороне трансформаторов тока будет еще меньше — цифры будут значительно внушительней, см. табл. 1. Приведенная таблица применима для любого уровня напряжений — необходимо умножить используемую мощность на удельную величину, результатом будет являться годовое количество неучтенной электроэнергии в год, при заданной погрешности ТТ.
| Первичный ток,% номинального значения | Погрешности ТТ класса 0,2S,% | Удельное количество неучтенной э/э, кВт*ч в год |
|---|---|---|
| 1 | ±0,75 | 52,56 |
| 5 | ±0,35 | 24,528 |
| 20 | ±0,2 | 14,016 |
| 100 | ||
| 120 |
Задача обеспечения легитимного учета при малых и номинальных нагрузках присоединений решаема. Отечественной и зарубежной промышленностью производятся трансформаторы тока с расширенным диапазоном измерений — от 0,2 до 200% от номинального тока. Погрешности этого диапазона регламентируются международным стандартом IEС 60044-1 (3)). В частности, для первичных токов свыше 120% номинального тока, погрешности приравнены к значениям, достигаемым при 120% номинала. Зачастую такого диапазона измерений производителям удается достичь применением материалов с высокой магнитной проницаемостью — для изготовления сердечников используются нанокристаллические (аморфные) сплавы, но иногда и применения таких сплавов не требуется. Но существует проблема документального обеспечения улучшенных характеристик: производители при утверждении типа ТТ как средства измерения декларируют испытания на соответствие ГОСТ 7746, т.е. от 1 до 120%. Таким образом, расширенный диапазон номинального тока не подтверждается ничем, кроме заверений заводов-изготовителей. Поэтому, при применении таких ТТ следует убедиться, что расширенный диапазон измерений указан в описании типа и эксплуатационной документации. Следует еще раз отметить, что ГОСТ 7746-2001 не регламентирует погрешностей ТТ при токе свыше 120% номинального. О необходимости внесения в него изменений в части диапазонов первичных токов, расширения значений других параметров передовыми специалистами говорится уже несколько лет (4) и предлагается ввести новые классы точности, однако ГОСТ 7746-2001 до настоящего времени применяется в неизменном виде.
Отдельно необходимо рассмотреть вопрос замены существующих ТТ. К выше обозначенной проблеме выбора коэффициента трансформации обмотки АИИС КУЭ прибавляется проблема сохранения коэффициентов трансформации других обмоток — к ним подключены существующие измерительные приборы, устройства противоаварийной автоматики, телемеханики и релейной защиты. Это, как правило, значительные по величине коэффициенты, определяемые максимальной пропускной способностью присоединений. Таким образом, требуются трансформаторы тока с различными коэффициентами трансформации обмоток АИИС КУЭ, измерений и РЗА. Необходимая кратность Ктт этих обмоток может составлять два, три и более. Такие трансформаторы производятся для уровней напряжений от 6 кВ и выше, но их ассортимент достаточно ограничен — чаще всего это ТТ с кратностью Ктт обмоток измерений и РЗА к Ктт обмотки учета равной двум. Это направление производителями освоено недостаточно, возможно ввиду традиционного подхода проектировщиков к выбору ТТ, хотя выгода при использовании таких ТТ налицо. Производству ТТ с разными коэффициентами обмоток мешают проблемы, связанные с конструкцией ТТ: в связи с тем, что число первичных витков для всех обмоток одинаково, необходимый коэффициент каждой из обмоток достигается варьированием количества ее вторичных витков, как следствие размеры вторичных обмоток увеличиваются и встает вопрос размещения их в габаритах корпуса трансформатора а также достижения требуемой термической и динамической стойкости. К примеру, для трансформаторов тока напряжением 35 кВ и выше изготовление ТТ с различными коэффициентами трансформации возможно при количестве ампервитков измерительной обмотки, большем или равном 1200 (в редких случаях от 600 ампервитков). Даже при наличии таких конструктивных сложностей, производителям удается изготавливать трансформаторы с кратными коэффициентами в широком диапазоне — от 50 до 3000 А. Сегодня предлагается в связи с появлением таких ТТ заменить термин «номинальный ток ТТ» на «номинальный первичный ток вторичной обмотки» (4).
Кроме ТТ с расширенным диапазоном, и кратными коэффициентами трансформации, существуют ТТ с возможностью увеличения коэффициентов трансформации всех обмоток единовременно в два раза, путем изменения количества витков первичной обмотки. У ТТ с такой возможностью существует два первичных вывода, один из которых замыкает первичную обмотку на два витка, другой — на один. Когда замкнуты два витка, коэффициент трансформации понижен, при замыкании на один виток коэффициент трансформации увеличивается в два раза, в соответствии с известной формулой
A1W1= A2W2.
Производятся и ТТ, у которых коэффициенты трансформации обмоток изменяются по вторичной стороне, используя различное количество ампервитков вторичной обмотки — так называемые ТТ с отпайками.
В настоящее время такие ТТ изготавливаются на напряжения от 10 кВ и выше, как с литой, так с масляной и элегазовой изоляцией.
Рис. 3. Отдельно стоящий
трансформатор тока
Вторичные обмотки существующих ТТ очень часто перегружены. Значение мощности вторичной нагрузки может составлять 150, а то и 200-300% номинальной мощности, а разгрузка ТТ прокладкой новых вторичных цепей кабелем большего сечения не всегда решает задачу. Эта проблема актуальнее всего для обмоток измерений, так как требуется их значительная точность. Поэтому наряду с вышеописанными параметрами ТТ должны иметь достаточно большую номинальную мощность вторичных обмоток, а также возможность изготовления с несколькими измерительными обмотками — тогда мощность нагрузки, которую можно подключить к ТТ, увеличивается кратно количеству измерительных обмоток. Общее число измерительных и релейных обмоток тоже ограничивается конструктивными особенностями отдельных видов ТТ и составляет от 1 до 6, в зависимости от уровня напряжения. С ростом уровня напряжения, увеличиваются габаритные размеры трансформатора — тем больше обмоток можно разместить внутри ТТ.
Также при замене ТТ необходимо учитывать, что коэффициент безопасности приборов должен быть как можно ниже, во избежание выхода из строя оборудования вторичных цепей при возникновении токов короткого замыкания. Это означает, что ток во вторичной цепи должен перестать расти раньше (сердечник должен насытиться), чем будут повреждены установленные во вторичных цепях приборы. Следует отметить, что несмотря на то, что зачастую производители ТТ декларируют возможность работы в классе точности даже при нулевой вторичной нагрузке, догрузка трансформаторов тока требуется, именно исходя из достижения требуемого коэффициента безопасности. Опытным путем доказано, что при уменьшении вторичной нагрузки ТТ его коэффициент безопасности увеличивается в несколько раз (5). Поэтому невозможно понять, на сколько же необходимо догрузить обмотку измерений ТТ для достижения требуемого коэффициента безопасности приборов. В связи с этим необходимо, чтобы изготовители ТТ на каждый производимый тип ТТ приводили кривую зависимости коэффициента безопасности от вторичной нагрузки, это требование тоже должно быть внесено в ГОСТ 7746-2001. Сейчас можно рекомендовать догружать ТТ как минимум до нижнего предела загрузки, регулируемого ГОСТ 7746-2001.
Рис.4. Трансформатор тока,
устанавливаемый на ввод силового
оборудования (встраиваемый ТТ).
Номинальная предельная кратность обмоток, в свою очередь, должна быть выше кратности тока короткого замыкания и не ниже кратности существующего ТТ, для обеспечения нормальной работы существующих релейных защит. Не стоит забывать и о проверке на термическую и динамическую стойкость трансформаторов тока напряжением свыше 1 кВ, выполняемую по ГОСТ Р 52736-2007 (7) — трансформатор не должен выйти из строя при коротких замыканиях в электроустановке.
Какие же ТТ наиболее функциональны? Все зависит от задачи, которая решается при выборе измерительных трансформаторов. Если необходима организация как цепей учета, так и измерения, релейных защит, автоматики и пр. — целесообразно применять отдельно стоящие ТТ (рис.3), так как их функционал гораздо более обширен, чем, например, у ТТ, устанавливаемых на ввод силового оборудования (встраиваемых) (рис.4). В частности, для уровня напряжения 110 кВ последние ограничены классами точности — для отечественных ТТ класс 0,2S достигается только при использовании трансформатора с номинальным первичным током от 600 А, при вторичном токе 5 А. Кроме того, если сравнить отдельно стоящий ТТ с встраиваемым по мощностям вторичных обмоток — встраиваемый также уступает. Поэтому, выгодно применять отдельно стоящие ТТ решении комплексных задач по организации одновременно вторичных цепей учета, измерений и РЗА, а также при новом строительстве объектов, при установке ТТ только для организации учета и при условии наличия больших токов в первичной цепи — целесообразно применение встраиваемых ТТ.
Конечно, большую роль играет стоимость трансформаторов и их монтажа. Здесь однозначно лидирующими являются встраиваемые ТТ наружной установки. Они дешевле в изготовлении, при монтаже не требуют установки отдельных опорных конструкций, а также обслуживания в период эксплуатации, так как имеют литую изоляцию. Но стоит еще раз обратить внимание на ограниченность их применения и недостаточный функционал, по сравнению с отдельно стоящими ТТ.
Выводы
- При выборе ТТ необходимо учитывать соотношение номинального первичного тока обмотки учета и фактической нагрузки. Использование ТТ с большими номинальными первичными токами при значении фактических нагрузок присоединений менее 20% от номинального первичного тока ТТ экономически нецелесообразно и приводит к тому, что часть транзита электрической энергии не учитывается, это может повлечь финансовые потери.
- Производимые промышленностью измерительные трансформаторы могут обеспечить точный учет и в области минимальных нагрузок присоединений, и при максимальной пропускной способности линии, используя расширенный диапазон измерений от 1 до 200%, при условии документального подтверждения работы ТТ в классе точности в этом диапазоне.
- При замене существующих ТТ доступны ТТ с различными Ктт обмоток или ТТ с отпайками — таким образом будет обеспечиваться достаточная точность учета и сохранение существующих коэффициентов трансформации обмоток измерений и РЗА. Также можно использовать ТТ с изменяемым количеством первичных витков. При этом необходимо помнить, что при переключении изменяется Ктт всех обмоток одновременно.
- Номинальная мощность обмоток изготавливаемых в настоящее время трансформаторов тока достигает 50-60 ВА — этого, как правило, достаточно для работы в допустимых классах точности. Также возможно производство ТТ с увеличенным количеством обмоток измерений и/или РЗА.
- Необходимо выбирать ТТ с как можно более низким коэффициентом безопасности приборов. Не нужно забывать о догрузке вторичных обмоток — с уменьшением их загруженности увеличивается коэффициент безопасности. Кроме того, необходимо, чтобы производители ТТ декларировали для каждого типа зависимость коэффициента безопасности приборов от вторичной нагрузки.
- При замене ТТ необходимо следить за тем, чтобы номинальная предельная кратность обмоток РЗА была не менее кратности существующих ТТ и выше кратности токов КЗ. Также необходимо осуществлять проверку на термическую и динамическую стойкость.
- Отдельно стоящие ТТ значительно функциональнее встраиваемых, поэтому их использование целесообразно при реконструкции распределительных устройств и новом строительстве. При установке ТТ только для учета и соблюдении условия наличия значительных токов в первичной цепи — возможно применение встраиваемых ТТ.
Используемая литература
- ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
- Правила устройства электроустановок, 7-е изд.
- IEС 60044-1 «INTERNATIONAL STANDARD. Instrument transformers — Part 1: Current transformers»
- М. Зихерман «Стандарты по измерительным трансформаторам. Новые требования».
- Легостов В.В., Легостов В.В. «Измерительные трансформаторы тока», ИЗМЕРЕНИЕ.RU № 12 2’06
- Афанасьев В.В. «Высоковольтные ТТ».
- ГОСТ Р 52736-2007 «Методы расчета термического и динамического действия тока короткого замыкания».
Серяков Андрей Александрович,
главный инженер проекта
Управления технического сопровождения
ООО «Инженерный центр «ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ»
