Трансформаторы для учета электроэнергии: классификация, принципы выбора и эксплуатации

Трансформаторы для учета электроэнергии (ТУ) являются ключевыми элементами систем коммерческого и технического учета в электрических сетях от 0,4 кВ и выше. Их основная функция – преобразование первичных токов и напряжений до стандартных, безопасных и удобных для измерения величин, с последующей передачей этих сигналов на счетчики электроэнергии. Точность и надежность учета напрямую зависят от правильного выбора, монтажа и эксплуатации измерительных трансформаторов. Данная статья рассматривает классификацию, технические характеристики, нормативные требования и практические аспекты применения ТУ.

1. Классификация и типы трансформаторов для учета

Трансформаторы для учета подразделяются по виду преобразуемой величины и конструктивному исполнению.

1.1. Измерительные трансформаторы тока (ТТ)

Предназначены для преобразования первичного тока в пропорционально уменьшенный вторичный ток, стандартизированный для измерительных приборов. Основные типы:

• Проходные: Устанавливаются в проем (окно) шины или кабеля. Не имеют первичной обмотки как таковой, ее роль выполняет токоведущий проводник. Широко применяются в КРУ, на шинах и в кабельных отводах.
• Опорные: Имеют собственную изолированную первичную обмотку, монтируются на опорную плоскость. Применяются при сложной конфигурации первичных цепей или необходимости нескольких коэффициентов трансформации.
• Шинные: Разновидность проходных, где роль первичной обмотки выполняет шина распределительного устройства, проходящая через окно трансформатора.
• Тороидальные (с разъемным магнитопроводом): Позволяют установку без разрыва токоведущего проводника, что критически важно для модернизации действующих установок.

1.2. Измерительные трансформаторы напряжения (ТН)

Предназначены для преобразования первичного напряжения сети во вторичное стандартное напряжение. Основные типы:

• Заземляемые (однофазные): Обмотка высшего напряжения (ВН) имеет вывод, предназначенный для заземления. Типы НОМ, НОЛ, ЗНОЛ.
• Незаземляемые (двухобмоточные): Обмотки ВН изолированы от земли. Тип НТМИ.
• Каскадные: Применяются для высоких напряжений (110 кВ и выше), где конструкция с одним магнитопроводом становится громоздкой.
• Емкостные (ТНК): Используют емкостный делитель, применяются в сетях 110-1150 кВ.

2. Ключевые технические характеристики и классы точности

Выбор ТУ осуществляется на основе комплекса параметров, регламентированных ГОСТ 7746-2015 (ТТ) и ГОСТ 1983-2015 (ТН).

2.1. Для трансформаторов тока

• Номинальное первичное (I1н) и вторичное (I2н) напряжение: I2н обычно равно 5 А или 1 А.
• Номинальный коэффициент трансформации (Kн): Kн = I1н / I2н.
• Класс точности: Определяет допустимую погрешность в процентах при заданных условиях. Для коммерческого учета используется класс 0,5S или 0,2S. Класс «S» обеспечивает высокую точность при низких нагрузках (1-5% от I1н).
• Номинальная нагрузка (S2н) в ВА и вторичная нагрузка (Z2н) в Омах: Фактическая нагрузка вторичной цепи (провода, счетчики, реле) не должна превышать S2н.
• Предельная кратность (коэффициент безопасности приборов — FS): Характеризует способность ТТ ограничивать погрешность при токах короткого замыкания для защиты приборов.
• Ток термической стойкости (Iтерм) и электродинамической стойкости (Iдин): Параметры, определяющие стойкость к сквозным токам КЗ.

Таблица 1. Классы точности и допустимые погрешности ТТ (основные)

Класс точности	Допустимая токовая погрешность, ±% при токе первичной цепи	Допустимая угловая погрешность, ±мин. при токе первичной цепи	Основная сфера применения
0.2S	0.75% при 1% I1н; 0.35% при 5% I1н; 0.2% при 20-120% I1н	30 при 1% I1н; 15 при 5% I1н; 10 при 20-120% I1н	Высокоточный коммерческий учет
0.5S	1.5% при 1% I1н; 0.75% при 5% I1н; 0.5% при 20-120% I1н	90 при 1% I1н; 45 при 5% I1н; 30 при 20-120% I1н	Коммерческий учет, технический учет
0.5	— ; 1.5% при 10% I1н; 0.5% при 20-120% I1н	— ; 90 при 10% I1н; 30 при 20-120% I1н	Технический учет, измерения
1.0	— ; 3.0% при 10% I1н; 1.0% при 20-120% I1н	— ; 180 при 10% I1н; 60 при 20-120% I1н	Технический учет, сигнализация

2.2. Для трансформаторов напряжения

• Номинальное первичное (U1н) и вторичное (U2н) напряжение: U2н обычно равно 100 В (57.7 В для фазного напряжения в сетях с заземленной нейтралью).
• Номинальный коэффициент трансформации (Kн): Kн = U1н / U2н.
• Класс точности: Определяет допустимую погрешность по напряжению и углу. Для учета – класс 0.5 или 0.2.
• Номинальная мощность в заданном классе точности: Нагрузка вторичной цепи не должна превышать указанную мощность для сохранения заявленного класса точности.
• Схема соединения обмоток: Звезда/звезда, звезда/треугольник и др., в зависимости от схемы сети и требований учета.

Таблица 2. Классы точности и допустимые погрешности ТН (основные)

Класс точности	Допустимая погрешность по напряжению, ±%	Допустимая угловая погрешность, ±мин.	Основная сфера применения
0.2	0.2	10	Прецизионные лабораторные измерения, высокоточный учет
0.5	0.5	20	Коммерческий учет электроэнергии
1.0	1.0	40	Технический учет, измерения
3.0	3.0	Не нормируется	Сигнализация, блокировка

3. Принципы выбора трансформаторов для коммерческого учета

Выбор ТУ регламентируется ПУЭ (Глава 1.5) и методическими указаниями. Основные критерии:

3.1. Выбор трансформаторов тока

• По номинальному напряжению: Uн ТТ ≥ Uн установки.
• По номинальному первичному току: I1н выбирается по длительному рабочему току нагрузки (Iраб) с учетом его роста. Рекомендуется: I1н ≥ Iраб, но при этом рабочий ток должен составлять 40-60% от I1н для оптимальной точности. При сезонной или переменной нагрузке допустимо снижение до 20-30%.
• По классу точности: Для коммерческого учета – 0,5S или 0,2S. Обмотки для учета должны быть отделены от обмоток для защиты.
• По вторичной нагрузке (Z2): Расчетное сопротивление вторичной цепи (Z2расч = Zпр + Zприб + Zконт) должно быть меньше или равно номинальной нагрузке (Z2н) для выбранного класса точности. Сопротивление проводов (Zпр = ρ
• 2L / S) – ключевой фактор, требующий увеличения сечения или сокращения длины кабеля.
• По проверке на электродинамическую и термическую стойкость: Iдин ≥ iуд (ударный ток КЗ); Iтерм ≥ Iкз
• √tпр (tпр – время протекания тока).

3.2. Выбор трансформаторов напряжения

• По номинальному напряжению и схеме соединения: Соответствие номинальному напряжению сети и требуемой схеме вторичных цепей (3хЗНОЛ для учета в сетях 6-10 кВ с изолированной нейтралью).
• По классу точности: Для учета – 0,5.
• По нагрузке: Суммарная потребляемая мощность присоединенных счетчиков, реле и других приборов (Sрасч) должна быть меньше номинальной мощности ТН (S2н) в выбранном классе точности. Рекомендуется запас 20-25%.
• По конструкции и типу: Для сетей 6-35 кВ с изолированной нейтралью применяются ТН в исполнении «Звезда-Звезда с открытым треугольником» (3хЗНОЛ) для контроля изоляции.

4. Организация схем учета с использованием ТТ и ТН

Наиболее распространенные схемы:

• Прямое включение: Только в сетях 0,4 кВ при токах до 100 А.
• Полукосвенное включение: Счетчик включается через ТТ (в сетях 0,4 кВ и выше при токах более 100 А). Схемы: трехфазная трехпроводная (2 ТТ, 2 элемента счетчика), трехфазная четырехпроводная (3 ТТ, 3 элемента счетчика).
• Косвенное включение: Счетчик включается через ТТ и ТН (в сетях 6 кВ и выше). Схемы: десятипроводная (раздельные цепи тока и напряжения), с использованием комбинированных клеммных коробок.

Критически важным требованием является правильность фазировки и полярности при подключении вторичных цепей. Ошибка приводит к некорректным показаниям. Цепи учета должны быть физически отделены от цепей релейной защиты и автоматики.

5. Поверка, метрологический надзор и эксплуатация

Трансформаторы учета относятся к средствам измерений и подлежат периодической поверке. Межповерочный интервал (МПИ) составляет, как правило, 4-8 лет для ТТ и 4-16 лет для ТН, в зависимости от типа и напряжения. Эксплуатация включает:

• Визуальный контроль целостности, отсутствия разрядов, коронирования.
• Контроль надежности контактных соединений в первичных и вторичных цепях (нагрев).
• Контроль целостности цепи заземления вторичных обмоток (одна точка заземления для предотвращения наведенных потенциалов).
• Периодический контроль фактической вторичной нагрузки (Z2) и коэффициента загрузки.
• Запрет на работу ТТ в режиме холостого хода (разомкнутая вторичная обмотка) из-за риска пробоя изоляции и опасного высокого напряжения.

6. Часто задаваемые вопросы (FAQ)

Вопрос 1: Можно ли использовать для коммерческого учета трансформаторы тока класса точности 0.5 вместо 0.5S?

Нет, для коммерческого учета, согласно ПУЭ и договорным отношениям, должны применяться ТТ класса 0,5S или 0,2S. Класс «S» обеспечивает существенно более высокую точность в диапазоне малых нагрузок (1-5% от I1н), что минимизирует потери при недогрузке потребителя.

Вопрос 2: Как рассчитать необходимое сечение контрольного кабеля от ТТ до счетчика?

Сечение рассчитывается исходя из допустимого падения напряжения (сопротивления) для обеспечения вторичной нагрузки не более номинальной. Используется формула: S (мм²) ≥ (ρ 2L I2н²) / (Z2н — Zприб — Zконт), где ρ=0.028 Ом*мм²/м (для меди), L – длина кабеля в одну сторону (м), I2н=5А (или 1А), Z2н – номинальная нагрузка ТТ в Омах, Zприб и Zконт – сопротивления приборов и контактов. На практике для цепей 5А при длине до 50 м часто принимают сечение 2.5-4 мм², но расчет обязателен.

Вопрос 3: Что такое коэффициент безопасности приборов (FS) и как его выбирать?

FS (Factor of Security) – это предельная кратность тока для ТТ, при которой полная погрешность не превышает 5% или 10%. Он защищает приборы учета от больших погрешностей при сквозных токах КЗ. Для цепей учета, как правило, выбирают ТТ с FS5 или FS10. Значение FS должно быть согласовано с максимальным током КЗ в точке установки.

Вопрос 4: Обязательно ли заземлять вторичные обмотки ТТ и ТН?

Да, обязательно. Вторичные цепи измерительных трансформаторов должны быть заземлены в одной точке для обеспечения безопасности персонала и защиты оборудования от перехода высокого потенциала при пробое изоляции между обмотками. Для ТТ заземление выполняется на ближайшей от него сборке зажимов или в клеммной коробке. Для ТН, как правило, заземляется общая точка вторичных обмоток.

Вопрос 5: В чем основная причина выхода из строя трансформаторов тока?

Помимо естественного старения изоляции, основные причины: работа с разомкнутой вторичной обмоткой (холостой ход), приводящая к перегреву, пробою и возгоранию; превышение токов термической и динамической стойкости при КЗ; некачественные контактные соединения на первичной шине, вызывающие локальный перегрев и разрушение изоляции.

Заключение

Грамотный выбор, монтаж и эксплуатация трансформаторов для учета электроэнергии являются технической и экономической основой достоверного коммерческого учета. Соблюдение требований нормативных документов (ПУЭ, ГОСТ), тщательный расчет параметров вторичной нагрузки, правильная организация схем включения и регулярный метрологический контроль позволяют минимизировать методические погрешности и потери при расчетах за электроэнергию. Постоянное развитие технологий, включая появление комбинированных трансформаторов (ТНТ) и цифровых интерфейсов (МЭК 61850), не отменяет фундаментальных физических принципов, лежащих в основе работы измерительных трансформаторов, знание которых остается обязательным для специалистов в области энергоучета.