От чего зависит погрешность трансформатора напряжения и как ее компенсировать

Обновлено: 30.06.2024

Под погрешностями ТТ подразумевается отличие вектора вторичного тока I2 от вектора приведенного первичного тока I’1 по величине и углу. Это отличие обусловлено наличием тока намагничивания I’нам создающего магнитный поток Ф в сердечнике ТТ. Из схемы замещения (рис. 3.6) видно, что величина тока намагничивания I’нам, а следовательно, и погрешности ТТ зависят от соотношения сопротивлений ветви намагничивания (Z’нам) и цепи вторичного тока (Z2+Zн). Чем больше ток ответвляется в сопротивление Z’нам, тем больше погрешности ТТ.

Установлены следующие погрешности ТТ:

1. Угловая погрешность.

Она представляет собой угол между вектором первичного тока I’1 и вторичного тока I2 (d). Она выражается в градусах, минутах или сантирадианах и считается положительной, когда вектор I2 опережает вектор I’1.

2. Полная погрешность.

Точность работы ТТ, предназначенных для релейной защиты, характеризуется полной погрешностью в условиях установившегося режима. Согласно ГОСТ 7746-68 полная погрешность представляет собой действующее значение разности мгновенных значений токов i₂ и i’₁. Полная погрешность e, выраженная в процентах.

3. Токовая погрешность.

Токовая погрешность или погрешность в коэффициенте трансформации, определяется как арифметическая разность первичного тока, поделенного на номинальный коэффициент трансформации и измеренного действительного значения вторичного тока.

Для ограничения погрешностей нужно ограничивать величину магнитного потока Ф или магнитной индукции В=Ф/S, не допуская насыщения магнитопровода. Из принципа работы ТТ вытекает, что поток Фт, должен иметь такую величину, при которой наведенная им вторичная ЭДС Е2 была бы достаточной для компенсации падения напряжения в цепи вторичной обмотки.

Таким образом, для уменьшения погрешности ТТ должен работать в прямолинейной части характеристики намагничивания. Это условие обеспечивается:

а) конструктивными параметрами сердечниками;

б) правильностью выбора Zн;

в) снижением величины вторичного тока, что достигается выбором соответствующего коэффициентом трансформации n_Т.

При эксплуатации ТТ может оказаться, что его погрешности больше заданного класса точности, а уменьшения их изменением конструктивных параметров ТТ не представляется возможным или экономически невыгодным. Поэтому используются специальные способы уменьшения погрешности. Эти способы обеспечивают уменьшение погрешностей при нормальном режиме работы ТТ, т.е. при изменении первичного тока в диапазоне от 10 до 120% номинального.
Отрицательную токовую погрешность можно уменьшить, отмотав от вторичной обмотки трансформатора тока то или иное число витков. Такой способ уменьшения токовой погрешности называется витковой коррекцией. При витковой коррекции число витков вторичной обмотки становится меньше номинального 292
числа витков. Вследствие этого уменьшается МДС вторичной обмотки, направленная против МДС первичной обмотки. Последняя остается неизменной, так как определяется только первичным током и числом витков первичной обмотки.
Уменьшение МДС вторичной обмотки будет сопровождаться увеличением МДС и намагничивания и результирующего магнитного потока Ф0. Увеличение магнитного потока Ф0 приведет к повышению ЭДС во вторичной обмотке. Вследствие этого увеличивается и вторичный ток. Увеличение вторичного тока приводит к уменьшению отрицательной токовой погрешности или даже к изменению ее знака. Результирующая токовая погрешность ТТ с витковой коррекцией равна алгебраической сумме номинальной токовой погрешности (которая всегда отрицательна) и токовой погрешности, полученной в результате отмотки, и называется действительной токовой погрешностью. Она может быть вычислена по формуле

Повысить эффективность витковой коррекции при малом числе витков оказывается возможным, если отмотать не целое, а дробное число витков (т.е. часть витка). Для этого вторичная обмотка должна иметь специальное исполнение.
Витковая коррекция является простым и широко распространенным способом уменьшения отрицательной токовой погрешности.
Изменить токовую погрешность можно одним из способов, получивших общее название компенсации погрешностей. Большая часть способов компенсации погрешностей ТТ основана на свойстве ферромагнитных материалов изменять свою проницаемость в зависимости от магнитной индукции. Искусственно изменяя магнитную индукцию в магнитопроводе, можно увеличить его магнитную проницаемость и тем самым снизить погрешность ТТ.
Компенсацию погрешностей можно осуществить следующими способами: 1) спрямлением кривой намагничивания; 2) подмагничиванием магнитопровода; 3) созданием нулевого потока; 4) перераспределением потоков рассеяния.

9. Схема релейной защиты АД (Uном. АД=380 В.).

ЗАЩИТА ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ НИЖЕ 1000 В

Защиту электродвигателей напряжением 500, 380 и 220 В осуществляют, исходя из тех же требований, что и к электродвигателям более высоких напряжений. Для этих электродвигателей применяются мгновенная РЗ от междуфазных КЗ, РЗ от перегрузки, РЗ минимального напряжения. Защита от КЗ осуществляется с помощью плавких предохранителей, а также максимальных токовых реле прямого или косвенного действия. На электродвигателях напряжением до 500 В широко применяются аппараты, в которых совмещены устройства РЗ и управления - магнитные пускатели и автоматические выключатели.

Магнитными пускателями называются трехфазные автоматические выключатели низкого напряжения (контакторы), рассчитанные на разрыв нормального рабочего тока двигателя
и тока его перегрузки. Отключение токов КЗ при применении магнитного пускателя возлагается на последовательно с ним включаемые предохранители.

Магнитные пускатели (рис. 19.17) в большинстве случаев не имеют защелки и во включенном положении удерживаются действием электромагнита YA, обмотка которого подключена на напряжение питания. Включение магнитного пускателя осуществляется нажатием кнопки SB1. При этом замыкается цепь обмотки удерживающего электромагнита, якорь которого притягивается и замыкает механически связанные с ним силовые контакты. Кнопка SB1 имеет самовозврат, поэтому после ее размыкания цепь обмотки электромагнита остается замкнутой через вспомогательный контакт SQ, шунтирующий кнопку SB1. Для отключения пускателя вручную служит кнопка SB2, при нажатии которой разрывается цепь удерживания электромагнита, и якорь его, отпадая, размыкает силовые контакты YAJ: При понижении напряжения питающей сети электромагнит отпадает, и электродвигатель отключается, чем осуществляется защита минимального напряжения. После восстановления напряжения магнитный пускатель сам включиться не может - включение его должно вновь осуществляться вручную. Защита электродвигателя от перегрузки выполняется тепловыми реле КА1 и КА2. Тепловые реле настраиваются таким образом, чтобы они не срабатывали от токов, проходящих при пуске и самоэапуске электродвигателя. Схема включения цепей магнитного пускателя, приведенная на рис. 19.17, применяется для защиты неответственных
электродвигателей, подверженных технологической перегрузке. В случае, если электродвигатель не подвержен перегрузкам, из схемы исключаются контакты тепловых реле. На ответственных электродвигателях, которые не должны отключаться при снижениях напряжения, вместо кнопок управления SB1 и SB2 устанавливается однополюсный рубильник, которым производится включение и отключение электродвигателя. После восстановления напряжения магнитный пускатель вновь включается, так как рубильник S остается замкнутым.

Рис. 19.17. Схема зашиты электродвигателя напряжением г.о 500 В с магнитным пускателем

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Точность работы трансформаторов напряжения оценивается погрешностями:

1) погрешность по напряжению (или коэффициенту трансформации), под которой понимается отклонение действительного коэффициента трансформации от номинального;

2) погрешность по углу, под которой понимается угол сдвига вторичного напряжения относительно первичного.

В условиях эксплуатации трансформатор напряжения может работать с различными погрешностями. В зависимости от погрешностей установлены четыре класса точности: 0,2; 0,5; 1 и 3 соответственно погрешностям напряжения в процентах. Номинальная мощность трансформатора отнесена к определенному классу точности. Однако по условию нагрева он может допускать перегрузки в несколько раз, выходя при этом из заданного класса точности. Поэтому в каталогах и паспортах на ТН указываются два значения мощности: номинальная мощность в вольт-амперах, при которой ТН может работать в гарантированном классе точности, и предельная мощность, с которой ТН может работать с допустимым нагревом обмоток. Так например, у ТН типа НОМ-6 с коэффициентом трансформации 6000/100 для класса точности 1 номинальная мощность составляет 50 ВА, а предельная – 300 ВА.

Кроме рассмотренных выше основных погрешностей, возникающих при трансформации первичного напряжения на вторичную сторону, на работу релейной защиты и точность измерений влияют так же дополнительные погрешности от падения напряжения в кабелях от ТН до места установки панелей защиты или измерений. Поэтому, сечение жил кабелей должно выбираться так, чтобы падение напряжения в указанных цепях не превышало:

3 % – для релейной защиты;

2 % -для фиксирующих измерительных приборов;

1,5 % –для щитовых измерительных приборов;

0,25–0,5 % – для счетчиков.

Потери напряжения определяются по известным сопротивлениям жил контрольных кабелей и значениям проходящих по ним токов нагрузки:

– коэффициенты для пересчета фазного падения напряжения на междуфазное (при питании нагрузки по трем фазам , а при питании по двум жилам нагрузки, включенной на междуфазное напряжение, ).

РАЗДЕЛ 3. ЗАЩИТА ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ 6-35 КВ.

ТЕМА 3.1. Основные принципы выполнения защиты.

Как уже говорилось, указанные линии относятся к сети с изолированной или компенсированной нейтралью. Следовательно, их защита должна реагировать на трехфазные, двухфазные КЗ и двойные замыкания на землю. Однофазные замыкания не относятся к коротким замыканиям и могут существовать 2 и более часов. За это время можно переключить нагрузку на другой источник, и уже после этого отключить линию. Поэтому, защита от замыканий на землю, может действовать на сигнал. В ряде случаев, защита от замыканий на землю может отсутствовать, например, на воздушных линиях, для которых отсутствуют трансформаторы тока нулевой последовательности. В этом случае поиск места замыкания на землю производится путем поочередного отключения линий.

Для работы при двухфазных и трехфазных коротких замыканиях достаточно иметь устройства защиты установленные в двух фазах. Защита всегда устанавливается в фазах А и С. Она не реагирует на ток фазы В, но это не имеет значения, т.к. при любых междуфазных КЗ ток протекает в 2-х фазах и сработает защита установленная либо в фазе А, либо в фазе С, либо одновременно в 2 фазах.

Рис. 3.1. Соотношения токов в трехрелейной схеме.

В обратном проводе трансформаторов тока протекает сумма токов двух фаз, равная полному току трехфазного КЗ. Таким образом, можно одновременно обеспечить чувствительность защиты при КЗ за трансформатором Υ/∆.

Максимальная токовая защита (МТЗ), как правило, является основной, а иногда и единственной защитой линии 6-35 кВ. МТЗ - это защита с относительной селективностью, уставка которой отстраивается (т.е. выбирается большей) от тока нагрузки, и не только обеспечивает отключение КЗ на своей линии, а если позволяет ее чувствительность, еще и резервирует отключение КЗ смежного участка.

Селективность максимальной защиты обеспечивается ее выдержкой времени. Поэтому, по мере приближения места установки защиты к источнику питания увеличивается выдержка времени ликвидации КЗ. Вследствие этого объем повреждения возрастает, так как при этом увеличивается и величина тока короткого замыкания.

Для уменьшения объема повреждения, защита выполняется ступенчатой: кроме максимальной защиты, применяется токовая отсечка. Токовая отсечка (ТО) является первой ступенью токовой защиты, работает обычно без выдержки времени, и отстраивается от короткого замыкания в конце защищаемой линии (или от КЗ за трансформатором). Таким образом, защита линии выполняется двухступенчатой: максимальная защита и токовая отсечка.

Вторым способом уменьшения выдержки времени защиты, является применение защиты с обратно зависимой характеристикой выдержки времени. Выдержка времени МТЗ уменьшается по мере увеличения тока КЗ. Графическое изображение характеристики показано на рис. 3.2.

Рис. 3.2. Пример обратнозависимой характеристики МТЗ.

Выполнение АПВ

С помощью АПВ выполняется попытка подать напряжение на отключившуюся линию. Больше половины повреждений, которые возникают на линиях имеют проходящий характер, и после отключения исчезают. Это набросы, схлестывание проводов, перекрытие изоляции (например, грозовое). При повреждении на кабеле, АПВ может быть успешным, но не всегда эффективным, вследствие отгорания жилы кабеля (чаще всего в месте пайки). Место пробоя, при этом заплывает и также удается подать напряжение на кабель, однако все фазы могут не дойти до потребителя.

Кроме указанного назначения АПВ, применяется на воздушных и кабельных линиях для исправления неселективной работы защиты. Такая неселективность часто допускается для того, чтобы не увеличивать выдержку времени защиты. Например, если подключенные к линии трансформаторы включены через предохранители (ПК), а на линии применена отсечка без выдержки времени, при повреждении трансформатора одновременно перегорает предохранитель и отключается линия. Последующее АПВ восстанавливает питание остальных трансформаторов, подключенных к линии.

АПВ также входит в комплекс автоматики понижающей подстанции, подключенной к линии через короткозамыкатель и отделитель. Такие схемы, хотя устарели и в настоящее время не проектируются, но еще широко применяются на действующих подстанциях. Защита трансформатора действует на включение короткозамыкателя, он включается и создает искусственное короткое замыкание на линии, на которое реагирует быстродействующая защита линии. Линия отключается, в бестоковую паузу отключается отделитель (разъединитель с пружинным приводом) после этого линия включается от АПВ.

Еще один пример специального использования АПВ: частотное АПВ–ЧАПВ.

Энергетические предприятия оснащены устройствами АЧР. Назначение АЧР – при дефиците мощности в энергосистеме, возникшем из-за отключения генераторов или связей с питающей энергосистемой, отключить нагрузку. Чем больше дефицит мощности, тем больше мощность нагрузки отключаемой от АЧР. Для этого выполняется много (несколько десятков) очередей АЧР. Они отличаются уставками по частоте и времени срабатывания. После ликвидации дефицита и восстановления частоты необходимо включить отключенных от АЧР потребителей. Эту функцию и выполняет частотное АПВ–ЧАПВ. В отличие от обычного АПВ, которое работает сразу после отключения выключателя ЧАПВ должно работать только после того, как частота восстановится. Это выполняется следующим образом:

После срабатывания АЧР подается напряжение на шинку АЧР, и отключаются присоединения, подключенные к этой шинке. Устройство АЧР перестраивается на уставку по частоте, при которой разрешается включение потребителей (уставка ЧАПВ). Напряжение на шинке ЧАПВ сохраняется до тех пор, пока частота не станет выше этой уставки. После чего напряжение на шинке исчезает, и это является командой для включения отключенных от АЧР фидеров. По этой команде пускаются установленные на фидерах устройства АПВ и включают их в работу.

Выполнение АПВ требуется обязательно на воздушных и на смешанных – кабельно-воздушных линиях, на чисто кабельных линиях применение АПВ не обязательно, однако может быть желательно на разветвленных линиях, где оно может помочь при КЗ на ошиновке подстанций.

В системе учета электроэнергии одним из важнейших элементов, влияющих на погрешности измерения энергии, являются измерительные трансформаторы. Наибольшее влияние на метрологические характеристики трансформаторов тока оказывают мощность вторичной нагрузки и первичный ток. Для трансформаторов тока зависимости погрешностей от вторичной нагрузки носят нелинейный характер из-за свойств материала магнитопровода.
ГОСТ 7746-2001 нормирует погрешности трансформаторов тока при мощности вторичной нагрузки 25-100% номинальной в диапазоне 5 - 120% номинального первичного тока для класса точности 0,5 и 1 - 120% для классов точности 0,5S и 0,2S.
При выпуске трансформаторов из производства во время приемосдаточных испытаний погрешности трансформаторов тока определяются в упомянутых диапазонах первичного тока и мощности вторичной нагрузки.
В эксплуатации нередко мощность нагрузки не соответствует диапазону ГОСТ 7746-2001. Обычно мощность вторичной нагрузки завышена из-за подключения в цепь учета приборов релейной защиты и автоматики.
Из-за снижения энергопотребления в энергосистемах трансформаторы тока в ряде узлов работают при токах, существенно меньших номинального. Аналогичная ситуация возникает при включении цепей релейной защиты во вторичную обмотку трансформатора тока совместно с приборами учета электроэнергии, когда в интересах защиты выбирают трансформатор тока с заведомо повышенным коэффициентом трансформации. Это приводит к снижению в 5 - 10 раз вторичного тока ТТ даже при номинальном для энергоснабжения номинальном токе. Также могут встречаться режимы работы трансформаторов при первичных токах, превышающих 120% номинального.
Таким образом, практически отсутствует информация о погрешностях трансформаторов тока в следующих случаях:
при нагрузках, больших номинальной;
при токах, меньших 1% и больших 120% номинального первичного тока.
Целью настоящей работы является исследование влияния мощности вторичной нагрузки на погрешности следующих распространенных типов трансформаторов тока:
ТОЛ10-1-300/5 класс точности 0,5, номинальная вторичная нагрузка 10 В А;
ТПОЛ-10-300/5 класс точности 0,5, номинальная вторичная нагрузка 10 В А.
Для проведения измерений было отобрано по пять трансформаторов каждого типа. Измерения проводились в диапазоне от 0,5 до 200% номинального первичного тока при различных вторичных нагрузках по мощности и cos φ = 0,8 (инд.).

Рис. 1. Токовые погрешности ТОЛ10-1:
1 - ГОСТ 7746; 2 - 0,25Sном; 3 - Sном; 4 - 2Sном; 5 - 3Sном; 6 - 5Sном

Рис. 2. Угловые погрешности ТОЛ10-1:
1 - ГОСТ 7746; 2 - 0,25Sном; 3 - Sном; 4 - 2Sном; 5 - 3Sном; б - 5Sном

Исследования проводились в аккредитованном испытательном центре ОАО СЗТТ по схеме поверки дифференциально-нулевым методом согласно ГОСТ 8.217-87. При проведении измерений использовался образцовый трансформатор типа И-512 класса точности 0,05 и прибор сравнения типа К-507 класса точности 0,1.

На рис. 1 и 2 построены графики зависимости токовой и угловой погрешности от первичного тока при различных вторичных нагрузках для трансформаторов тока ТОЛ10-1. Вторичная нагрузка изменялась от четверти номинальной до пятикратной. Из графика на рис. 1 видно, что в диапазоне тока 20 - 120% номинального при увеличении мощности вторичной нагрузки до двукратной токовые погрешности не выходят за пределы, заданные ГОСТ 7746-2001. При токах, меньших 20% номинального первичного тока, увеличение мощности вторичной нагрузки приводит к резкому росту токовой погрешности. При токе 5% номинального и номинальной вторичной нагрузке погрешность составляет -1,1%, при двойной -2,0%, при тройной -2,5%, при пятикратной -2,7%. При токе 0,5% номинального погрешности составят для нагрузки, равной четверти номинальной, -0,5%, для номинальной -1,75%, для двойной -3%, для тройной -4,2%, а для пятикратной нагрузки -6%.
На рис. 2 построены графики зависимости угловой погрешности от первичного тока при различных вторичных нагрузках для трансформаторов тока ТОЛ10-1. Из графика видно, что в диапазоне первичного тока 20 - 200% изменение вторичной нагрузки от 0,25Sном до пятикратной на угловых погрешностях практически не отражается и погрешности не выходят за пределы, заданные ГОСТ 7746-2001. При токах от 5 до 20% номинального погрешности с ростом вторичной нагрузки до пятикратной увеличиваются, но не выходят за пределы, заданные ГОСТ 7746-2001. При токах, меньших 5%, наблюдается резкий рост угловой погрешности и при 0,5% номинального тока погрешности увеличиваются от 120 мин для нагрузки 0,25Sном до 250 мин для 5Sном.
На рис. 3 и 4 изображены графики зависимости токовой и угловой погрешности в относительных единицах. За единицу приняты погрешности, соответствующие классу точности 0,5 при 100% первичного тока (0,5% токовой погрешности и 30 мин угловой). Из графиков видно, что токовые погрешности при 0,5% первичного тока могут увеличиваться более чем в 12 раз, а угловые - в 8 раз по сравнению с нормой для класса точности 0,5.
На рис. 5 и 6 построены графики зависимости токовой и угловой погрешности от первичного тока для трансформатора тока ТПОЛ-10 при изменении вторичной нагрузки от 0,25Sном до пятикратной номинальной. Этот трансформатор имеет другие конструктивные параметры и поэтому в области низких значений первичного тока влияние свойств магнитопровода сказывается сильнее, чем зависимость от значения вторичной нагрузки.

Из графика на рис. 5 видно, что в диапазоне тока 5 - 200% номинального при увеличении мощности вторичной нагрузки до двойной номинальной токовые погрешности выходят за пределы, заданные ГОСТ 7746-2001.
При токах, меньших 5% номинального первичного тока, увеличение вторичной нагрузки также приводит к резкому росту токовой погрешности.

При токе 1% номинального и вторичной нагрузке 0,25Sном погрешность составляет -1%, при номинальной -3%, а при пятикратной увеличится до -8%. Для тока 0,5% номинального погрешности составят соответственно от -1,7 до -11%. Угловые погрешности в диапазоне тока 5 - 120% номинального от мощности вторичной нагрузки зависят меньше и при увеличении мощности вторичной нагрузки до пятикратной номинальной угловые погрешности не выходят за пределы, заданные ГОСТ 7746-2001. При токе менее 5% наблюдается резкий рост угловой погрешности и при 0,5% первичного тока погрешности увеличиваются до 240 мин.
При тройной нагрузке по мощности при токе более 150% номинального начинается насыщение магнитопровода и наблюдается резкий рост погрешностей. При увеличении мощности нагрузки до пятикратной номинальной увеличение погрешностей начинается уже при токе 120% номинального и токовые погрешности могут увеличиться до 14%, а угловые свыше 300 мин.
На рис. 7 и 8 изображены графики зависимости токовой и угловой погрешности в относительных единицах для трансформатора тока ТПОЛ-10. Из графиков видно, что токовые погрешности при 0,5% первичного тока могут увеличиваться более чем в 22 раза, а угловые - в 8 раз по сравнению с нормой для класса точности 0,5.
Полученные зависимости также сохраняются в рабочем диапазоне температур по ГОСТ 77462001. Результаты исследований качественно можно распространить на все типы трансформаторов тока класса напряжения 0,66 - 10 кВ класса точности 0,5 с номинальными первичными токами до 1000 А. Количественно погрешности существенно зависят от конструктивного исполнения трансформатора и для различных типов трансформаторов и различных номинальных первичных токов будут свои значения погрешностей, при сохранении общей качественной картины, причем при уменьшении первичного тока разброс между погрешностями трансформаторов различных типов будет увеличиваться.