Меню

Минимальный ток вторичной обмотки трансформатора тока

Что такое трансформатор тока, его конструкция и принцип работы

Для нормального функционирования устройств обеспечивающих релейную защиту высоковольтных ЛЭП, требуется контролировать параметры электрической линии. Снимать показания с высоковольтных проводов напрямую – опасно и не эффективно. Режим работы обычного трансформатора не позволяет контролировать изменение тока. Решает эту проблему трансформатор тока, у которого показатели вторичной цепи изменяются пропорционально величине тока первичной обмотки.

Конструкция и принцип действия

Внешний вид типичного трансформатора тока представлен на рисунке 1. Характерным признаком этих моделей является наличие у них диэлектрического корпуса. Формы корпусов могут быть разными – от прямоугольных до цилиндрических. В некоторых конструкциях отсутствуют проходные шины в центре корпуса. Вместо них проделано отверстие для обхвата провода, который выполняет функции первичной обмотки.

Трансформатор тока

Рис. 1. Трансформатор тока

Материалы диэлектриков выбирают в зависимости от величины напряжений, для которых предназначено устройство и от условий его эксплуатации. Для обслуживания промышленных энергетических систем изготавливают мощные ТТ с керамическими корпусами цилиндрической формы (см. рис. 2).

Промышленный керамический трансформатор тока

Рис. 2. Промышленный керамический трансформатор тока

Особенностью трансформатора является обязательное наличие нагрузочного элемента (сопротивления) во вторичной обмотке (см. рис. 3). Резистор необходим для того, чтобы не допускать работы в режиме без вторичных нагрузок. Функционирование трансформатор тока с ненагруженными вторичными обмотками недопустимо из-за сильного нагревания (вплоть до разрушения) магнитопровода.

Принципиальная схема трансформатора тока

Рис. 3. Принципиальная схема трансформатора тока

В отличие от трансформаторов напряжения, ТТ оснащены только одним витком первичной обмотки (см. рис. 4). Этим витком часто является шина, проходящая сквозь кольцо сердечника с намотанными на него вторичными обмотками (см. рис. 5).

Схематическое изображение ТТ Рис. 4. Схематическое изображение ТТ Устройство ТТ Рис. 5. Устройство ТТ

Иногда в роли первичной обмотки выступает проводник электрической цепи. Для этого конструкция сердечника позволяет применить шарнирное соединение частей трансформатора для обхвата провода (см. рис. 6).

ТТ с разъемным корпусом

Рис. 6. ТТ с разъемным корпусом

Сердечники трансформаторов выполняются способом шихтования кремнистой стали. В моделях высокого класса точности сердечники изготовляют из материалов на основе нанокристаллических сплавов.

Принцип действия.

Основная задача токовых трансформаторов понизить (повысить) значение тока до приемлемой величины. Принцип действия основан на свойствах трансформации переменного электрического тока. Возникающий переменный магнитный поток улавливается магнитопроводом, перпендикулярным направлению первичного тока. Этот поток создается переменным током первичной катушки и наводит ЭДС во вторичной обмотке. После подключения нагрузки начинает протекать электрический ток по вторичной цепи.

Зависимости между обмотками и токами выражены формулой: k = W2 / W1 = I1 / I2 .

Поскольку ток во вторичной катушке обратно пропорционален количеству витков в ней, то путем увеличения (уменьшения) коэффициента трансформации, зависящего от соотношения числа витков в обмотках, можно добиться нужного значения выходного тока.

На практике, чаще всего, эту величину устанавливают подбором количества витков во вторичной обмотке, делая первичную обмотку одновитковой.

Линейная зависимость выходного тока (при номинальной мощности) позволяет определять параметры величин в первичной цепи. Численно эта величина во вторичной катушке равна произведению реального значения тока на номинальный коэффициент трансформации.

В идеале I1 = kI2 = I2W2/W1. С учетом того, что W1 = 1 (один виток) I1 = I2W2 = kI2. Эти несложные вычисления можно заложить в программу электронного измерителя.

Принцип действия трансформатора тока

Рис. 7. Принцип действия трансформатора тока

На рисунке 7 не показан нагрузочный резистор. При измерениях необходимо учитывать и его влияние. Все допустимые погрешности в измерениях отображает класс точности ТТ.

Классификация

Семейство трансформаторов тока классифицируют по нескольким признакам.

Пример наружного использования ТТ

  1. По назначению:
    • защитные;
    • линейки измерительных трансформаторов тока;
    • промежуточные (используются для выравнивания токов в системах дифференциальных защит);
    • лабораторные.
  2. По способу монтажа:
    • наружные (см. рис. 8), применяются в ОРУ;
    • внутренние (размещаются в ЗРУ);
    • встраиваемые;
    • накладные (часто совмещаются с проходными изоляторами);
    • переносные.

Рис. 8. Пример наружного использования ТТ

  • Классификация по типу первичной обмотки:
    • многовитковые, к которым принадлежат катушечные конструкции, и трансформаторы, с обмотками в виде петель;
    • одновитковые;
    • шинные.
  • По величине номинальных напряжений:
    • До 1 кВ;
    • Свыше 1 кВ.

Трансформаторы тока можно классифицировать и по другим признакам, например, по типу изоляции или по количеству ступеней трансформации.

Расшифровка маркировки

Каждому типу трансформаторов присваиваются буквенно-цифровые символы, по которым можно определить его основные параметры:

  • Т — трансформатор тока;
  • П — буква указывающая на то, что перед нами проходной трансформатор. Отсутствие буквы П указывает, что устройство принадлежит к классу опорных ТТ;
  • В — указывает на то, что трансформатор встроен в конструкцию масляного выключателя или в механизм другого устройства;
  • ВТ — встроенный в конструкцию силового трансформатора;
  • Л— со смоляной (литой) изоляцией;
  • ФЗ — устройство в фарфоровом корпусе. Звеньевой тип первичной обмотки;
  • Ф — с надежной фарфоровой изоляцией;
  • Ш — шинный;
  • О — одновитковый;
  • М — малогабаритный;
  • К — катушечный;
  • 3 — применяется для защиты от последствий замыкания на землю;
  • У — усиленный;
  • Н — для наружного монтажа;
  • Р — с сердечником, предназначенным для релейной защиты;
  • Д — со вторичной катушкой, предназначенной для питания электричеством дифференциальных устройств защиты;
  • М — маслонаполненный. Применяется для наружной установки.
  1. Номинальное напряжение (в кВ) указывается после буквенных символов (первая цифра).
  2. Числами через дробь обозначаются классы точности сердечников. Некоторые производители вместо цифр проставляют буквы Р или Д.
  3. следующие две цифры «через дробь» указывают на параметры первичного и вторичного токов;
  4. после позиции дробных символов — код варианта конструкционного исполнения;
  5. буквы, расположенные после кода конструкционного варианта, обозначают тип климатического исполнения;
  6. цифра на последней позиции — категория размещения.

Схемы подключения

Первичные катушки трансформаторов тока включаются в цепь последовательно. Вторичные катушки предназначены для подключения измерительных приборов или используются системами релейной защиты.

Во вторичную цепь включаются выводы измерительных приборов и устройства релейной защиты. С целью обеспечения безопасности, сердечник магнитопровода и один из зажимов вторичной катушки должны заземляться.

При подключении трехфазных счетчиков, в сетях с изолированной нейтралью обмотки трансформатора соединяются по схеме «Неполная звезда». При наличии нулевого провода применяется схема полной звезды.

Выводы трансформаторов маркируются. Для первичной обмотки применяются обозначения Л1 и Л2, а для вторичной – И1 и И2. При подключении измерительных приборов следует соблюдать полярность обмоток.

Схема «неполная звезда» применяется для двухфазного соединения.

В дифференциальных защитах, используемых в силовых трансформаторах, обмотки включаются треугольником.

Основные схемы подключения:

Основные схемы подключения

  • В сетях с глухозаземленной нейтралью ТТ подключается к каждой фазе. Соединение обмоток трансформатора – полная звезда.
  • Подключение по схеме неполной звезды. Применяется в сетях с изолированными нулевыми точками.
  • Схема восьмерки. Симметрично распределяет нагрузки при трехфазном КЗ.
  • Соединение ТТ в фильтр токов нулевой последовательности. Применяется для защиты номинальной нагрузки от коротких замыканиях на землю.

Технические параметры

Очень важной характеристикой трансформатора тока является класс точности. Этот параметр характеризует погрешность измерения, то есть показывает, на сколько номинальный (идеальный) коэффициент трансформации отличается от реального.

Коэффициент трансформации

Так как в реальном коэффициенте трансформации присутствует синфазная и квадратурная составляющая, то значения коэффициента всегда отличаются от номинального. Разницу (погрешность) необходимо учитывать при измерениях. На результаты измерений влияют также угловые погрешности.

У всех ТТ погрешность отрицательна, так как у них всегда присутствуют потери от намагничивания и нагревания токовых катушек. С целью устранения отрицательного знака погрешности, для смещения параметров трансформации в положительную сторону, применяют витковую коррекцию. Поэтому в откорректированных устройствах привычная формула для вычислений не работает. Поэтому коэффициенты трансформации в таких аппаратах производители определяют опытным путем и указывают их в техпаспорте.

Класс точности

Токовые погрешности искажают точность измерения электрического тока. Поэтому для измерительных трансформаторов высокие требования к классу точности:

  • 0,1;
  • 0,5;
  • 1;
  • 3;
  • 10P.

Трансформатор может находиться в пределах заявленного класса точности, только если сопротивление максимальной нагрузки не превышает номинального, а ток в первичной цепи не выходит за пределы 0,05 – 1,2 величины номинального тока трансформатора.

О назначении

Основная сфера применения трансформаторов – защита измерительного и другого оборудования от разрушительного действия предельно высоких токов. ТТ применяются для подключения электрического счетчика, изоляции реле от воздействия мощных токовых нагрузок.

Видео по теме

Источник

Расчёт и выбор измерительных ТТ

11. Расчёт и выбор измерительных ТТ

11.1 Выбор измерительных трансформаторов тока, сечения жил кабелей. 3

11.1.1 Измерительные трансформаторы тока. 3

11.1.2. Методика выбора трансформаторов тока. 3

11.1.3. Расчёт коэффициента трансформации ТТ. 3

11.1.4. Проверка выбора коэффициента трансформации ТТ.. 4

11.2. Расчёт вторичной нагрузки ТТ. 4

Приложение 11.1. 7

11.1 Выбор измерительных трансформаторов тока, сечения жил кабелей

11.1.1 Измерительные трансформаторы тока

В проекте описан общий принцип выбора трансформаторов тока (ТТ) , приведены методики и алгоритмы расчёта параметров ТТ.

Трансформаторы тока, используемые для коммерческого учёта электроэнергии, должны быть включены в государственный реестр средств измерений, иметь действующее свидетельство (отметку в паспорте) о поверке СИ.

Читайте также:  Фарадей в своих опытах обнаружил возникновение тока в замкнутой

Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению, первичному и вторичному токам, по типу установки, конструкции, классу точности.

Для присоединения расчётных счётчиков электроэнергии используются трансформаторы тока с классом точности не более 0,5S.

Установка ТТ осуществляется на присоединениях напряжением класса 0,4 кВ.

В качестве основных нормативных документов регламентирующих требования по размещению ТТ и их параметрам используется ПУЭ (Глава 1.5 «Учет электроэнергии»),

11.1.2. Методика выбора трансформаторов тока.

Выбор конструкции ТТ.

Учитывая конструктивные особенности сборок низкого напряжения, расположение токоведущих шин, необходимо использовать шинные трансформаторы тока типа ТШП-0,66, ТШ-0,66, и трансформаторы тока опорного типа ТОП-0,66, Т-0,66.

11.1.3. Расчёт коэффициента трансформации ТТ.

Коэффициент трансформации по каждой точке необходимо выбирать с учётом минимальных и максимальных первичных токов в режимные дни (летний минимум и зимний максимум) или данных о присоединённой мощности абонента, или уставок предохранителей или установленной мощности силового трансформатора (для организации технического учёта на лучах ТП). Максимальный первичный ток ТТ рассчитывается по формуле:

Минимальный ток принимается равным 15% от максимального:

Согласно ПУЭ (п. 1.5.17) допускается применение трансформаторов тока с завышенным коэффициентом трансформации, если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока будет составлять не менее 40% номинального тока счётчика, а при минимальной рабочей нагрузке — не менее 5%. Выбор ТТ заключается в подборе ТТ с номинальным первичным током, удовлетворяющем условию:

11.1.4. Проверка выбора коэффициента трансформации ТТ

Выбранные коэффициенты ТТ проверяются на соответствие п. 1.5.17 ПУЭ. при применении электросчётчиков типа с Iном сч.=5 А, должны выполняться неравенства:

Трансформаторы тока необходимо установить типа ТШП-0,66, или ТШ-0,66, с классом точности 0,5S, с номинальной вторичной нагрузкой 5 ВА.

Расчётные токи присоединений и выбранные коэффициенты трансформации приведены в Приложении 11.1. таблица 11.1.

11.2. Расчёт вторичной нагрузки ТТ.

Чтобы погрешность ТТ не превысила допустимую для данного класса точности, нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов в соответствии с ГОСТ 7746 должна удовлетворять следующим требованиям: «для трансформаторов с номинальными вторичными нагрузками 1; 2; 2,5; 3; 5 и 10 ВА нижний предел вторичных нагрузок — 0,8; 1,25; 1,5; 1,75; 3,75 и 3,75 ВА соответственно». Для ТТ с номинальными вторичными нагрузками выше 10 Вт вторичная нагрузка должна быть не менее 25 % от номинальной и не должна превышать номинальную, задаваемую в каталогах.

В проекте предусмотрено использование трансформаторов тока типа ТШП -0,66 и Т-0,66. Класса точности ТТ — 0,5S, номинальная вторичная нагрузка — 5 ВА и номинальный вторичный ток 5 А. В соответствии с требованиями ГОСТ 7746 расчётное значение вторичной нагрузки ТТ должно находится в пределах: 3,75 ВА … 5 ВА (0,15 Ом…0,2 Ом).

Согласно ГОСТ 7746 номинальная вторичная нагрузка — полное сопротивление внешней вторичной цепи трансформатора тока, имеющей коэффициент мощности cos φ = 0,8, при котором гарантируются класс точности трансформатора тока.

Нагрузка трансформатора тока складывается из следующих элементов: сопротивления проводов, связывающих счётчик электрической энергии с трансформаторами тока; сопротивления приборов, включённых в цепь трансформатора тока; переходного сопротивления в контактных соединениях.

Внешняя нагрузка на трансформатор тока определяется с учетом схемы соединения трансформаторов тока, данных каталогов на счетчики и расчётных данных длины вторичных цепей ТТ приведённых в кабельном журнале.

При расчёте внешней нагрузки трансформатора тока для упрощения принимается, что все полные сопротивления имеют одинаковые углы, т. е. могут складываться арифметически. Указанное допущение приемлемо, поскольку вносимая этим ошибка обычно невелика и идет в сторону дополнительного запаса.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока определяется по формуле,

— переходное сопротивление в контактах принимается равным — 0,05 Ом;

— сопротивление проводов, Ом (в случае соединения трансформаторов тока звездой в испытательной клеммной коробке, сопротивление увеличить в 2- раза);

Получить полный текст Подготовиться к ЕГЭ Найти работу Пройти курс Упражнения и тренировки для детей

— сопротивление приборов, Ом

При выборе трансформаторов тока должно выполняться условие

где — номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Сопротивление проводов для схемы включения счётчика и ТТ по схеме «звезды», определяют по формуле:

где — длина провода, м ;

— удельная проводимость, Ом/м;

— сечение провода или жилы кабеля;

Сопротивление счетчика, определяется из каталога на соответствующую аппаратуру непосредственно или пересчетом по имеющимся в каталоге данным о потребляемой мощности и токе по формуле,

где — мощность, ВА, потребляемая прибором при токе I, А.

Для рассматриваемых в проекте типов счетчиков мощность, потребляемая каждой токовой цепью, не превышает 0,1 ВА, следовательно, = 0,004 Ом.

Расчёты нагрузки вторичных измерительных цепей трансформаторов тока приведены в Приложении 11.1., Таблица 11.2.

Приложение 11.1

Выбор коэффициента трансформации и проверка выбранного коэффициента трансформации ТТ на присоединениях в соответствии п. 1.5.17 ПУЭ. Данные по присоединённой мощности, разрешённой единовременной мощности, рабочих токах взяты на основании материалов предпроектного обследования объекта.

Источник

Как подобрать трансформаторы тока для систем учета электроэнергии

Страница 1 из 2 1 2 >

Много где читал, что при выборе ТТ по току. Номинал ТТ должен быть больше или равен максимального тока установки.
Но согласно ГОСТ 7746-2001 п 6.6.2 Наибольшие рабочие первичные токи трансформаторов на номинальные токи до 10000 А должны соответствовать указанным в таблице 10.
И в таблице указано, что ТТ со значением номинального первичного тока 15, 30, 75, 150, 200, 300, 600, (А) в обязательном порядке должны выдерживать наибольший рабочий первичный ток, равный соответственно, 16, 32, 80, 160, 200, 320, 630, (А). То есть получается максимальный ток установки может быть больше номинала ТТ.
В моем случае согласно ТУ
Максимальная нагрузка 165 кВт, Сила тока максимальная 258 А, категория 3
Можно поставить, возможно 250 но по нему нет информации в ГОСТ 7746-2001 в таблице 10. Есть 200А и 300А. соответственно не понятно какую максимальную нагрузку должен держать 250 согласно ГОСТА
По расчету согласно п.1.5.17 ПУЭ проходит и 250 и 300 даже 400.
Соответственно ясно, что только 200 нельзя ставить и ниже.

Помогите разобраться как правильно согласно нормативов подобрать трансформатор
какой трансформатор нужно ставить если Сила тока максимальная 258 А ?

всё что связано с упорядоченным движением заряженных частиц

1.5.17. Допускается применение трансформаторов тока с завышенным коэффициентом трансформации (по условиям электродинамической и термической стойкости или защиты шин), если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока будет составлять не менее 40 % номинального тока счетчика, а при минимальной рабочей нагрузке — не менее 5 %.

Спасибо почитал РМ-2559. Но ничего особо ограничивающего там не сказано.
По первичной обмотке
Есть расчет I р min / Ктт ≥ I min (0,1 А)
Но учитывая что минимальный ток достаточна плавающая величина и ее можно уменьшить и увеличить при желании разброс большой.

По расчету согласно ПУЭ тоже большой разброс получается. может я не так считаю ?

трансформатор тока выбран правильно, если при
максимальной нагрузке ток во вторичной обмотке трансформаторов тока будет
составлять не менее 40% номинального тока счетчика, а при минимальной
рабочей нагрузке — не менее 5%.
Проверяем трансформатор тока 400 / 5
Ток в первичной цепи при максимальной нагрузке 165 кВт
I мах= Р / 3 U cos f = 258,75128 А
Ток во вторичной цепи при максимальной нагрузке составляет:
I2 = I1 / Коэф.трансорм. = 3,234391 A
40 % I н.сч. = 2 А
I 2 > 40 % I н.сч.; 3,234391 > 2 условие выполняется

Минимальная нагрузка составляет Рмин. = 50,0 кВт
Ток в первичной цепи при минимальной нагрузке 50 кВт
I мin= Р / 3 U cos f = 78,409479 А
Ток во вторичной цепи при минимальной нагрузке составляет:
I2 = I1 / Коэф.трансорм. = 0,9801185 A
5 % I н.сч. = 0,25 А
I 2 > 5 % I н.сч. ; 0,980118 > 0,25 условие выполняется

Проблема в том что электрику в части общего проекта сдавать на экспертизу и потом замечание из-за этого получать не хочется. Заказчик хочет трансформатор побольше поставить 400/5, я не могу четко сказать ему почему 400/5 нельзя ставить, по расчету они проходят.
Класс точности под Счётчики меркурий 230 – 0,5, номинальный вторичный ток 5. Вопрос только по Номинальному первичному току трансформаторов. Ограничений не найду что 400 нельзя.

6.2.Коэффициент трансформации трансформаторов тока должен выбираться по расчетному току присоединения. Величина
расчетного тока присоединения не должна превышать номинальный ток трансформатора тока.
6.3.Завышение коэффициента трансформации трансформаторов тока недопустимо.
6.4. В резервируемых схемах, когда ток аварийного режима проходит через один из счетчиков, коэффициент трансформации
трансформаторов тока должен выбираться потоку аварийного режима с учетом допустимой 20% перегрузки
трансформаторов тока в аварийном режиме.

Читайте также:  Проволочный виток с током расположен в вертикальной плоскости как направлен вектор индукции

1. ток 258А трансформаторы 250/5 противоречит п. 6.2

2. по п. 6.3 что является завышение коэффициента трансформации тока ? Я так понимаю минимальный ток вторичной цепи не должен был меньше определенного занчения 0,5 А

возмем I норм режима 200 А (можно подогнать под любую величину впринципе до 258А) сейчас она точно не понятна
При 25%-ной нагрузке ток в первичной цепи составляет I1 = (200*25)/100 =50А

Ток вторичной цепи. при трансах 300/5 КТТ =60 при 400/5 КТТ = 80

I2 = I1/nt = 50/60 = 0,83 А

I2 = I1/nt = 50/80 = 0,625 А

Обе величины больше 0,5

А теперь допустим I норм режима 50 А. I max 259 А

трасны 200/5 возмем КТТ = 40

I1 = (50*25)/100 =12,5 А
I2 = I1/nt = 12,5/40 = 0,3125 менее 0,5. Получается тогда даже 200 не подходят.

3. 6.4 не совсем понял это 2 категория имется что ли в ввиду смысл АВР по 3 категории. И на АВР обычно если вторая категория ставяться отдельные два счетчика и трансы. Ну там уже какая схема подключения. Я так понимаю это если вторая категори и АВР один счетчик то на него надо транс с возможностью 20% перегрузки.

Источник



Точный учет: трансформаторы тока

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.

Таблица 1. Удельное количество неучтенной электрической энергии в год, в зависимости от погрешностей трансформатора тока классом точности 0,2S.

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).

Читайте также:  Основные силовые характеристики электрического тока

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

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

  1. 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.
  2. 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.
  3. 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.
  4. 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.
  5. 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.
  6. 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.
  7. 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

  1. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
  2. Правила устройства электроустановок, 7-е изд.
  3. IEС 60044-1 «INTERNATIONAL STANDARD. Instrument transformers — Part 1: Current transformers»
  4. М. Зихерман «Стандарты по измерительным трансформаторам. Новые требования».
  5. Легостов В.В., Легостов В.В. «Измерительные трансформаторы тока», ИЗМЕРЕНИЕ.RU № 12 2’06
  6. Афанасьев В.В. «Высоковольтные ТТ».
  7. 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»

Источник