СТАНДАРТЫ ПО ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМ ТРАНСФОРМАТОРАМ
Новые требования

Измерительные трансформаторы тока и напряжения являются необходимыми элементами электроустановок от 0,4 кВ и выше. Кроме коммерческого учета электроэнергии, эти трансформаторы, как правило, одновременно выполняют задачи питания устройств релейной защиты, автоматики, сигнализации, телемеханики и измерений, поэтому требования к ним постоянно растут.
В настоящее время технические требования к измерительным трансформаторам регламентируются ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 1983-2001. Но эти стандарты уже отстают от реалий жизни, что отмечал Аркадий Гуртовцев («Новости ЭлектроТехники» № 1(49) 2008).
Михаил Хаимович Зихерман выносит на обсуждение читателей требования к измерительным трансформаторам, которые, как он считает, давно пора отразить в ГОСТах.

Михаил Зихерман, ведущий научный сотрудник филиала НТЦ Электроэнергетики – ВНИИЭ, г. Москва

ПОДКЛЮЧЕНИЕ СЧЕТЧИКОВ

Конструкция трехфазных индукционных счетчиков для сетей 6–35 кВ и 110–750 кВ изначально была различной.
Счетчики для сетей 6–35 кВ имели трехпроводное подключение, т.е. от трансформатора напряжения к ним подводилось три провода (фазы А, В и С) и они питались от трех межфазных напряжений («фаза–фаза»).
Счетчики для сетей 110–750 кВ требовали уже четырехпроводного подключения. От трансформатора напряжения к ним, помимо трех фазных проводов (А, В и С), подводился еще и нулевой провод от нейтральной точки звезды вторичных обмоток, то есть эти счетчики питались от трех фазных напряжений («фаза–ноль»).
Это различие вызывалось различием в способе заземления нейтрали первичной сети.
Сети 6–35 кВ в большинстве своем имеют неэффективно заземленную нейтраль. В трехпроводных сетях электроэнергия транспортируется к потребителю только по трем межфазным каналам, поскольку первичные обмотки потребительских силовых трансформаторов 6–35 / 0,4–10 кВ изолированы от земли. Каналы «фаза–земля» ни при каких обстоятельствах не могут передавать электроэнергию потребителю. Однофазные замыкания сети на землю потребитель даже не замечает, хотя одно из фазных напряжений может упасть до ноля. Питание электросчетчиков в сетях 6–35 кВ позволяет учесть при этом электроэнергию полностью, так как междуфазные напряжения сохраняются. Правда, заземляемые трансформаторы напряжения в этом случае выходят из класса точности, но с этим недостатком до сих пор мирились.
В сетях 110–750 кВ нейтрали силовых трансформаторов большей частью глухо заземлены. Электроэнергия здесь может передаваться как по междуфазным каналам, так и по каналам «фаза–земля». В строго симметричном режиме работают только междуфазные каналы, и ток в земле, как в четвертом нулевом проводе, отсутствует. В реальности идеальной симметрии достичь невозможно, и небольшая часть энергии (1–2%) передается по каналам «фаза–земля». Чтобы учесть всю энергию с высокой точностью, в этих сетях нужны счетчики четырехпроводного подключения.
В современных микропроцессорных счетчиках вышеупомянутое разделение, если не отсутствует совсем, то стало почти незаметно. В результате счетчики высоких классов точности стали широко применяться для точного учета электроэнергии не только в четырехпроводных, но и в трехпроводных сетях. То есть нулевой провод от нейтрали звезды вторичных обмоток трансформаторов напряжения стал подаваться на счетчик во всех случаях.
Такой подход резко меняет требования к классам точности обмоток трансформаторов напряжения, предназначенных для коммерческого учета в сетях 6–35 кВ.
Раньше напряжения «фаза–земля» использовались исключительно для контроля изоляции в сетях с неэффективно заземленной нейтралью. Класс точности фазных напряжений мог быть низким (порядка 3,0), и это всех устраивало. Теперь потребовалось не только повышение класса точности фазных напряжений вплоть до 0,2, но и расширение рабочего диапазона фазных напряжений в новом классе.
В настоящее время рабочий диапазон напряжений, предназначенных для измерений, составляет от 80 до 120% номинального напряжения, то есть применительно к фазным напряжениям – от 46,2 до 69,4 В .
Теперь этот диапазон должен будет расшириться от 0 до 120 В, поскольку в сетях 6–35 кВ возможна длительная работа с однофазным замыканием сети на землю. По длительности оно может достигать порядка 200 ч в год, и теперь уже никто не позволит производить учет электроэнергии в течение столь длительного времени вне класса точности.
Однако прежде чем вводить новое требование в ГОСТ 1983, следует его обсудить с производителями трансформаторов напряжения. Возможно, оно встретит возражения, поскольку потребует переработки конструкции в сторону увеличения материалоемкости.

АНТИРЕЗОНАНСНЫЕ ТН

В ГОСТ 1983-89 термин «антирезонансный трансформатор напряжения» отсутствовал. В ныне действующем ГОСТ 1983-2001 он появился, но антирезонансные трансформаторы в нем рассматриваются как отдельный вид трансформаторов в связи со спецификой их конструкции. Дополнительные требования к ним рекомендуется устанавливать в стандартах на трансформаторы конкретных типов, и в ГОСТ они не вошли.
За последние годы антирезонансные трансформаторы напряжения всех классов напряжения от 6 до 500 кВ прочно вошли в жизнь. Настало время сформулировать дополнительные технические требования к ним, регламентировать объем дополнительных испытаний и методы контроля и ввести это в основное содержание ГОСТ 1983.

РАБОЧИЙ ДИАПАЗОН НАГРУЗКИ

Производители трансформаторов напряжения стремятся сделать их как можно более мощными, чтобы одним трансформатором обеспечить максимальное количество присоединений. В сетях 6–10 кВ число присоединений может достигать 20. Вместе с тем существуют распредустройства, где число присоединений меньше 5 и нагрузка на трансформатор оказывается менее 25% от номинальной. В этом случае трансформатор, согласно ГОСТу, может выйти из класса точности, превысив предел допустимой положительной амплитудной погрешности.
В таких случаях приходится искусственно увеличивать нагрузку на трансформатор, добавляя нагрузочные сопротивления, которые необходимо сертифицировать и периодически поверять как объекты метрологии, что неудобно.
Настало время из метрологических требований ГОСТ 1983 убрать нижний предел рабочего диапазона нагрузки и нормировать ее от 0 до 100% от номинальной. Правда, 1–2 ВА следует оставить для питания приборов сравнения при поверке класса точности.

ПИТАНИЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ

• ввести в ГОСТ пределы допустимой степени несимметрии нагрузки в заявленном классе точности;
• потребовать от изготовителей микропроцессорных устройств симметричности потребления при питании от трансформаторов напряжения;
• запретить в эксплуатации подключать к трансформаторам напряжения устройства с несимметричным входом.

НОМИНАЛЬНЫЙ ПЕРВИЧНЫЙ ТОК

Трансформаторы тока обычно имеют несколько вторичных обмоток. Одна-две обмотки предназначаются для измерений, а остальные – для релейной защиты. В соответствии с назначением различаются и технические требования к ним.
Измерительные обмотки работают в диапазоне рабочих токов нагрузки. От них требуется высокий класс точности в этом диапазоне и низкий коэффициент безопасности приборов при токах короткого замыкания.
Обмотки для защиты, напротив, работают в аварийных режимах при коротких замыканиях, и от них требуется точность при больших токах.
Диапазон рабочих токов определяется мощностью присоединения, а диапазон токов короткого замыкания – мощностью генераторов и их удаленностью от места замыкания. Требуемая величина номинального первичного тока обмоток для измерений обычно оказывается в несколько раз меньше, чем у обмоток для защиты.
Раньше это противоречие пытались разрешить путем введения отпайки от вторичной обмотки, предназначенной для измерений.
Однако при этом терялся высокий класс точности. Не в пользу измерений бытовало и высокое значение номинального первичного тока при его выборе в конкретных случаях, например, когда на присоединении силового трансформатора ТМ-2500/110 с номинальным током 13 А был установлен трансформатор тока ТФЗМ-110 с коэффициентом трансформации 600/5.
Сейчас появились трансформаторы с разными номинальными значениями первичного тока – низкими для измерительных обмоток и высокими для защитных. Одинаковый для всех вторичных обмоток номинальный первичный ток перестал существовать. Для трансформатора тока в целом потерял смысл и соответствующий термин. Вместо него предлагается ввести термин «номинальный первичный ток отдельной вторичной обмотки».

ДИАПАЗОНЫ РАБОЧИХ ТОКОВ

Диапазон рабочих токов у микропроцессорных счетчиков значительно шире, чем у индукционных. Это позволяет продолжать учет энергии как на пороге чувствительности (0,2–0,3% от номинального тока), так и при перегрузках по току в 1,5–2,0 раза.
Регламентируемый ГОСТом диапазон рабочих токов для измерительных обмоток у трансформаторов тока значительно уже. Для классов точности 0,2 и 0,5 он составляет от 5 до 120%, а для классов точности 0,2S и 0,5S – от 1 до 120% от номинального.
Благодаря магнитным материалам с высокой магнитной проницаемостью появились трансформаторы тока с расширенным диапазоном рабочего тока у измерительных обмоток (от 0,2 до 200% номинального тока). На Урале выпускаются и метрологические комплексы для их поверки в таком диапазоне. Хотелось бы узаконить это положение и ввести в ГОСТ 7746 новые классы точности 0,2 SS и 0,5 SS.

КОЭФФИЦИЕНТ МОЩНОСТИ

Индукционные счетчики и электромеханические реле имели низкий коэффициент мощности и потребляли большую реактивную мощность по токовым цепям. Поэтому в действующем ГОСТе предусматривается коэффициент мощности нагрузки, равный 0,8 инд. Теперь основную нагрузку вторичных обмоток трансформаторов тока составляют соединительные провода, которые представляют собой практически чистое активное сопротивление с коэффициентом мощности, близким к единице. Хотелось бы отразить нынешнее состояние в ГОСТ 7746.

ПОГРЕШНОСТИ ОБМОТОК

В борьбе с хищениями электроэнергии органы Энергосбыта стремятся не только запломбировать цепи учета, но и питать их от обособленных обмоток. Для этого у трансформаторов напряжения в последнее время появилась еще одна основная вторичная обмотка, что допускается ГОСТом.
Однако это решает проблему только наполовину, поскольку первичная обмотка остается общей для всех обмоток и в ней тоже происходит потеря напряжения.
Чтобы количественно оценить взаимное влияние нагрузок вторичных обмоток друг на друга, нужно ввести новые термины: «собственная погрешность вторичной обмотки» и «взаимная погрешность вторичной обмотки». Собственная погрешность обмотки определяется в зависимости от ее нагрузки, а взаимная – от нагрузки соседней обмотки.
В ГОСТ 1983 хотелось бы ввести требование указывать собственные и взаимные погрешности обмоток в стандартах на трансформаторы конкретных типов.

АМПЛИТУДНО-ЧАСТОТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Требования к погрешностям ТТ и ТН по передаче высших гармоник в ГОСТ 1983 и в ГОСТ 7746 отсутствуют.
Вместе с тем в ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системе электроснабжения общего назначения» содержатся не только требования к допустимому значению коэффициента n-й гармонической составляющей напряжения, но и пределы допустимой погрешности измерения. Анализу подлежат все гармонические составляющие вплоть до 25-й гармоники включительно.
В современных микропроцессорных счетчиках имеется анализатор гармоник, однако эти измерения из-за отсутствия сведений о погрешностях ТТ и ТН метрологически не обеспечены. Необходимо устранить этот недостаток.

ПОГЛОЩАЕМАЯ ЭНЕРГИЯ ПРИ РАЗРЯДЕ ЕМКОСТЕЙ

Электромагнитные трансформаторы напряжения иногда устанавливаются на конденсаторных батареях с целью снятия с них остаточного заряда после их отключения. При этом вся энергия, накопленная в конденсаторах, переходит в первичную обмотку трансформатора и нагревает ее. При чрезмерном нагреве возможно повреждение изоляции и даже самого трансформатора.
Для оценки степени опасности такого процесса необходимо знать предельное количество энергии, поглотить которое первичная обмотка способна без повреждения. Величину этой энергии следует указывать в стандартах на трансформаторы конкретных типов.
Аналогичное требование возникает и при установке трансформаторов напряжения на длинных линиях электропередачи. Если на линии отсутствуют другие заземляемые элементы, заряд с емкости проводов после отключения стекает через первичную обмотку трансформатора напряжения. Это явление следует учитывать при анализе отказов трансформаторов напряжения в эксплуатации, особенно в случае многократных включений отключений линии.

ВЫВОД

Пересмотр ГОСТ 1983 и ГОСТ 7746 происходит довольно редко – примерно один раз в десять лет. Чтобы необходимые изменения более оперативно вносились в стандарты, хотелось бы корректировать только отдельные пункты действующих ГОСТов, без пересмотра документов в целом.
Такая практика широко применяется в России в других областях промышленности, и нет никаких оснований воздерживаться от нее в области стандартизации измерительных трансформаторов.