Актуальной проблемой электроэнергетики является проблема снижения потерь передаваемой электроэнергии в распределительных сетях. Здесь важными мероприятиями являются мероприятия, направленные на повышение точности учета распределяемой электроэнергии.

Целью данной работы явился обзор погрешностей измерительных трансформаторов напряжения (ТН), которыми характеризуется точность работы ТН.

Вторичное напряжение трансформатора, увеличенное в К_ном раз ( ), несколько отличается от первичного напряжения по модулю, так и по фазе вследствие потерь мощности в трансформаторе. Разность этих напряжений, отнесенная к первичному напряжению, представляет собой погрешность в напряжении:

(1)

Погрешность в напряжении положительна, если . Погрешность трансформатора может быть выражена в процентах.

Угол δ между векторами первичного и вторичного напряжений представляет угловую погрешность трансформатора.

Погрешности ТН обусловливаются потерями мощности в его магнитопроводе и в обмотках. Из-за этих потерь вектор вторичного напряжения, повернутый на 180^° и проведенный к первичному напряжению, не совпадает по модулю и по фазе с вектором первичного напряжения . Величина

, (2)

выраженная в процентах, называется погрешностью в напряжении, а угол d между векторами и , выраженный в минутах или в радианах (1 рад »3440¢), называется угловой погрешностью ТН.

Погрешности ТН зависят от размеров магнитопровода, магнитной проницаемости стали, конструкции обмотки, сечения провода, а также от нагрузки и первичного напряжения. Чтобы уменьшить погрешности ТН, выбирают меньшую плотность тока в обмотках и меньшую магнитную индукцию по сравнению с соответствующими значениями для силовых трансформаторов.

В конструкции ТН предусматривается компенсация погрешности по напряжению путем некоторого уменьшения числа витков первичной обмотки, а также компенсация угловой погрешности за счет специальных компенсирующих обмоток. Предельные погрешности отнесены к следующим условиям: частоты 50±5 Гц, первичное напряжение от 0,8 до 1,2 номинального, нагрузка от 0,25 номинальной до номинальной при коэффициенте мощности .

Суммарное потребление обмоток измерительных приборов и реле, подключенных к вторичной обмотке ТН, не должно превышать номинальную мощность ТН, т.к. в противном случае это приведет к увеличению погрешностей.

Как видно из диаграммы (рис.1), характеристики ТН представляют собой наклонные прямые, проведенные из общей точки, соответствующей погрешности при холостом ходе. Наклон характеристик определяется коэффициентом мощности нагрузки и углом , из выражения

. (3)

а) б)

Рис. 1 Характеристики ТН:

а- погрешность в напряжении; б- угловая погрешность.

погрешность не зависит от нагрузки, При характеристика угловой погрешности имеет наклон вниз, а при - наклон вверх.

При коэффициенте мощности, равном единице, наклон характеристики наименьший. Наибольший наклон характеристики имеет место при (рассматривается только индуктивная нагрузка трансформатора). Из анализа характеристик ТН можно сделать вывод, что ТН не характеризуются постоянным коэффициентом трансформации, а коэффициент трансформации зависит от многих факторов.

Характеристика угловой погрешности (рис. 1) имеют также вид наклонных прямых. При холостом ходе угловая погрешность положительна.

На суммарную погрешность ТН сказываются потери напряжения во вторичной цепи между ТН и измерительным прибором, которые обусловлены активным сопротивлением соединительных проводов. Эта погрешность нормируется и входит в суммарную погрешность измерительного канала. Поскольку для каждого ТН расстояние между трансформатором и измерительными приборами фиксировано (не изменяется в процессе эксплуатации) представляется разумным учесть падение напряжения на соединительных проводах и добавлять его к измеренной величине напряжения. Это систематическая погрешность измерений и её можно учесть, снизив суммарную погрешность измерительного канала.

В работе проводится анализ абсолютных и угловых погрешностей измерительных трансформаторов напряжения в зависимости от величины напряжения, коэффициента мощности (Cos), загрузки вторичных цепей и пр. Показывается, что для каждого отдельного ТН ход кривых рис. 1 индивидуален, а погрешность может быть скорректирована с помощью индивидуальной поправочной функции. Использование таких индивидуальных поправочных функций фактически эквивалентно введению индивидуальных коэффициентов трансформации для каждого ТН. Введение индивидуальных коэффициентов трансформации целесообразно для повышения точности учета электроэнергии в электроэнергетических системах. Оценка недоучета энергии из-за отсутствия индивидуальных коэффициентов трансформации ТН составляет порядка 0,050,15 % от всей передаваемой энергии.

В период реструктуризации российской энергетики, когда из АО-энерго выделяются самостоятельные генерирующие, сбытовые, сетевые и др. компании, задача точности измерений объемной электроэнергии становится еще более актуальной в связи с необходимостью упорядочения финансовых расчетов за поставленную (проданную) и полученную (купленную) электроэнергию в рамках бывших АО-энерго на новом, более качественном уровне¹.

ТН входит в состав измерительных комплексов, которыми осуществляется учет электроэнергии на объектах электроснабжения.

Измерительные трансформаторы напряжения представляют собой многообмоточные трансформаторы специальной конструкции, состоящие из одной первичной обмотки и нескольких вторичных. Одна из вторичных обмоток предназначена для измерительных цепей, к ней присоединяются соответствующие цепи счетчиков, ваттметров и измерительных преобразователей системы телеизмерений. В ТН, используемых в сетях общего назначения, предусматриваются две вторичные обмотки: основная и дополнительная. На каждый тип ТН устанавливаются значения наибольшей вторичной нагрузки, при которой обеспечивается тот или иной класс точности. Например, ТН типа ЗНОЛ.06 при мощности вторичной нагрузки не более 50 Вт обеспечивает класс точности 0,2, при 75 Вт – класс 0,5, при 150 Вт – класс 1, при 300 Вт – класс 3.

Трансформаторы напряжения работают в практически стабильном режиме в течение всего расчетного периода и относятся к потерям холостого хода. В каждой точке учета электроэнергии на напряжениях 6-35 кВ используется два ТТ, а на напряжении 110 кВ и выше – три, во всех случаях устанавливается три ТН (в сетях 6–10 кВ могут использоваться трехфазные ТН). Потери электроэнергии в ТН и ТТ, установленных в одной точке учета, составляют (тыс. кВт*ч в год):

• 2,8 – в сети напряжением 6–10 кВ;

• 5,1 – 35 кВ;

• 14,2 – 110 кВ;

• 17,4 – 220 кВ;

• 23,8 – 330 кВ;

• 36,0 – 500 кВ;

• 68,5 – 750 кВ.

Расчеты показали, что для сравнительно небольшой энергосистемы с потреблением энергии, сопоставимым с потреблением ОАО «Новгородэнерго», годовые потери составляют в ТТ и ТН – 5,5 млн. кВт*ч.³ В целом, по АО-энерго наблюдается недоучет электроэнергии, который увеличивает фактические ее потери. Возникновение таких погрешностей обусловлено следующими причинами, связанными с ТН:

• перегрузкой вторичных цепей ТН;

• потерей напряжения в линиях соединения счетчиков и ТН;

• малым значением cosφ вторичной нагрузки (менее 0,5).

Большинство из этих причин при правильной организации работ могут быть устранены, а соответствующие составляющие погрешности – значительно уменьшены.

При формировании тарифов потери, обусловленные погрешностями приборов учета электроэнергии, входят в состав технологических потерь.

Методология расчета и нормирования потерь, обусловленных погрешностями приборов учета электроэнергии, является менее проработанной.

Несмотря на то, что стандарты устанавливают допустимые погрешности в виде симметричной относительно нуля величины, реальные погрешности выпускаемых ТН концентрируются в зоне отрицательных значений. При работе с нагрузкой вторичной цепи, близкой к номинальной, погрешности выпускаемых ТН концентрируются в зоне от 0 до К_п.².²

При измерении как поступающей в сеть электроэнергии, так и отпускаемой из нее, возникает недоучет электроэнергии. При одинаковых параметрах всех измерительных комплексов на объекте результирующего недоучета не возникло бы. Однако классы точности и другие характеристики приборов, фиксирующих поступление электроэнергии, как правило, выше аналогичных характеристик приборов, фиксирующих ее отпуск из сети.

Следует обратить внимание и на то, что потери напряжения во вторичных цепях ТН, имеющие только положительный знак, соответствующий недоучету, обычно вводятся в формулы как случайная величина с нулевым математическим ожиданием. Очевидно авторы [2] предполагают, что на части ТН потери напряжения во вторичных цепях имеют отрицательные значения и в суммарной величине компенсируют друг друга².

При исследованиях погрешностей приборов учета используется термин «недоучет электроэнергии» и иногда – «переучет». Это понятно, т.к. у большинства приборов погрешность лежит в отрицательной области: у ТН – в силу их конструкции. Необходимость обеспечения соответствия требованиям по точности во всем диапазоне загрузок ТН неизбежно приводит к различию погрешностей на противоположных границах этого диапазона. Условия же работы ТН таковы, что даже оставаясь в классах точности, они работают в зонах загрузок, соответствующих недоучету. Термин недоучет может применятся только в случае, если существует отрицательная систематическая погрешность системы учета электроэнергии на объекте, а как было показано ранее, ее существование – объективная реальность даже при эксплуатации приборов, полностью соответствующих установленным требованиям².

Особенности поверки аиис куэ. Существующие методики требуют доработки5

Повышение точности учета - одна из важнейших задач автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии. Установить соответствие действительной точности измерений заявленной точности можно лишь с помощью адекватной методики поверки. Специалисты Сибирского НИИ метрологии считают, что недостатки существующих методик маскируют реальную точность измерений, и предлагают дополнить методики обязательной проверкой условий эксплуатации измерительных компонентов. Как известно, автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ), как правило, имеют иерархическую структуру. На низшем уровне располагаются информационно-измерительные комплексы точек учета (ИИК ТУ), обязательным компонентом которых является счетчик электроэнергии. Для расширения диапазона измерений в состав ИИК могут включаться измерительные трансформаторы тока и напряжения. Более высокие уровни АИИС КУЭ образуются устройствами сбора и передачи данных (УСПД), которые объединяют отдельные ИИК ТУ в группы учета и передают результаты измерений на высшие уровни АИИС КУЭ. На самом верхнем уровне АИИС КУЭ расположен информационно-вычислительный комплекс, обеспечивающий сбор результатов измерений от всех ИИК ТУ системы, обработку и долговременное хранение этих результатов. Обычно на этом же уровне расположены технические средства, обеспечивающие синхронизацию часов реального времени отдельных компонентов АИИС КУЭ с системой единого времени. Коммерческий учет является сферой применения средств измерений, на которую, в соответствии со ст. 13 Федерального закона № 4871-1 от 27.04.1993 «Об обеспечении единства измерений», распространяется государственный метрологический контроль и надзор (ГМКН). Это означает, что АИИС КУЭ подвергаются обязательным испытаниям для целей утверждения типа, первичной поверке при изготовлении и периодической поверке в процессе эксплуатации⁵. CЛОЖИВШИЙСЯ ПОДХОД.

В силу особенностей использования и построения АИИС КУЭ, оценить пределы погрешностей измерительных каналов и всей системы в целом в рамках испытаний для целей утверждения типа возможно только путем композиции погрешностей компонентов системы с учетом реальных условий их эксплуатации. При этом под условиями применения компонентов измерительного канала, кроме климатических условий, следует понимать:

• значение нагрузок вторичных цепей для масштабных преобразователей – трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН);

• значение потерь напряжения в линиях присоединения к счетчикам электрической энергии для ТН;

• значение напряженности магнитного поля в местах установки счетчиков электрической энергии;

• собственные характеристики объекта измерения – частота и напряжение сети, в которой происходит измерение мощности и энергии.

Определение пределов погрешностей измерительных каналов при поверке АИИС также возможно только поэлементным методом. При этом в отличие от испытаний, для подтверждения значения суммарного предела погрешности измерения электроэнергии измерительным каналом нет необходимости в учете зависимости погрешности компонентов и всего измерительного канала АИИС от влияющих величин (условий применения). При поверке достаточно убедиться, что значения всех влияющих величин в реальных условиях эксплуатации не выходят за границы, определенные для этих величин при испытаниях для целей утверждения типа. Проверка этих условий при проведении поверки должна быть обязательной. Однако, как показывает опыт, при разработке методик поверки АИИС КУЭ операции проверки условий эксплуатации измерительных компонентов каналов АИИС часто игнорируются. Нами был проведен анализ содержания нескольких документов, устанавливающих методики поверки АИИС КУЭ, выдержки из которых представлены в табл. 1. Таблица 1

В проанализированных методиках проверка собственно измерительных компонентов измерительных каналов сводится к проверке наличия действующих свидетельств о поверке на трансформаторы тока, напряжения и счетчики. Инструментальной проверке подвергаются в основном связующие и вспомогательные компоненты системы.⁵

АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ.

Для оценки возможного вклада в суммарное значение предела погрешности измерительного канала АИИС КУЭ каждой из перечисленных составляющих рассмотрим его структуру. Суммарный предел погрешности измерения активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95 в соответствии с РД 153-34.0-11.209-99, в общем случае принимают равным: , где: δ_I – предел допустимой амплитудной погрешности ТТ; δ_υ – предел допустимой амплитудной погрешности ТН; δ_θ– предел допустимой погрешности трансформаторной схемы включения счетчика; δ_л – предел допустимой относительной погрешности из-за потерь напряжения в линии присоединения счетчика к ТН; δ_с.о – предел основной допустимой погрешности счетчика электрической энергии при измерении количества активной электрической энергии; δ_сj – пределы дополнительных допустимых погрешностей счетчика электрической энергии; δ_ус – предел допустимой погрешности устройства сбора и передачи данных. В свою очередь пределы допустимой погрешности трансформаторной схемы включения счетчика вычисляются по формуле: , где θ_I и θ_U – пределы допустимой угловой погрешности ТТ и ТН соответственно, выраженные в минутах; cos φ – значение коэффициента мощности. В табл. 2 приведены значения составляющих для случаев, наиболее часто встречающихся в АИИС КУЭ оптового и розничного рынков электрической энергии. Данные приведены для наихудшего случая – ток равен 5% номинального значения, cos φ = 0,5. Таблица2 Примечания 1 – счетчик класса 0,5S по ГОСТ 30206, ТТ класса 0,5 по ГОСТ 7746, ТН класса 0,5 по ГОСТ 1983; 2 – счетчик класса 0,5S, ТТ класса 0,5S, ТН класса 0,5; 3 – счетчик класса 0,2S, ТТ класса 0,5, ТН класса 0,5; 4 – счетчик класса 0,2S, ТТ класса 0,2S, ТН класса 0,2. *) Предел дополнительной погрешности счетчика от влияния температуры окружающего воздуха (для температур, установленных ПУЭ, от 0 до 40OС). **) Предел дополнительной погрешности счетчика от влияния магнитного поля частотой 50 Гц. ***) Суммарный предел дополнительной погрешности счетчика от влияния изменения напряжения сети, частоты сети и тока третьей гармоники. ****) УСПД типа СИКОН С10, связанное со счетчиком цифровым каналом связи. «Лидер» составляющих погрешности.

По данным табл. 2 построена диаграмма, которая иллюстрирует вклад каждой составляющей в суммарный предел погрешности измерительного канала. Эта диаграмма приведена на рис. 1. Из диаграммы видно, что в области малых токов основной вклад в суммарный предел погрешности измерительного канала вносит составляющая за счет трансформаторной схемы включения счетчиков электрической энергии. Этот вклад может достигать 90%. Пределы амплитудной погрешности ТТ и ТН, пределы основной и дополнительных погрешностей счетчика электрической энергии могут вносить до 10% каждая. Незначительную долю вносят составляющие, вызванные потерями напряжения в линии присоединения счетчика к ТН и передачей данных из счетчиков в УСПД. Таким образом, можно отметить, что основной вклад в суммарный предел погрешности измерительного канала вносят составляющие тех факторов, проверке которых в проанализированных в таблице 1 методиках практически не уделяется внимание. Нагрузки вторичных цепей ТТ и ТН, потери напряжения в линиях присоединения счетчика к ТН в рамках поверки ни в одной из рассмотренных методик не проверяются. Условия эксплуатации счетчика электрической энергии в части температуры воздуха и магнитной обстановки в месте его установки проверяются только в одной из методик поверки при получении исходных данных для расчета суммарной погрешности. Следует подчеркнуть тот факт, что проверки значений нагрузки вторичных цепей ТТ и ТН и потерь напряжения в линиях присоединения счетчика к ТН проводятся в рамках ревизий вторичных цепей ТТ и ТН, которые проводят специализированные организации. Однако замеченные в результате ревизии недостатки часто остаются не устраненными. В результате становится возможной эксплуатация технических средств АИИС КУЭ за пределами допустимых условий и соответственно выход суммарной погрешности за допустимый предел.⁵ РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРТИЗЫ.

В рамках испытаний для целей утверждения типа нами была проведена экспертиза 100 измерительных каналов нескольких АИИС КУЭ как оптового, так и розничного рынка. Экспертиза проводилась по результатам анализа паспортов-протоколов измерительных каналов и по результатам измерений на энергообъектах. При проведении экспертизы наряду с прочими параметрами фиксировались:

• факты несоответствия нагрузки вторичных цепей ТТ и ТН допустимым пределам;

• факты превышения потерями напряжения в линии присоединения счетчиков к ТН допустимой величины;

• факты несоответствия температурного режима в месте установки счетчиков электрической энергии требованиям ПУЭ;

• факты несоответствия напряженности магнитного поля в местах установки счетчиков установленным в технической документации на счетчики рабочим условиям эксплуатации.

Диаграмма с результатами анализа приведена на рис. 2. Из диаграммы видно, что в 10–20% случаев нагрузка вторичных цепей ТТ и ТН оказалась вне допустимых пределов, установленных ГОСТ 7746 и ГОСТ 1983. При этом нагрузка в большинстве случаев находится ниже допустимого значения, равного 25% номинальной мощности нагрузки. Важно заметить, что снижение нагрузки вторичной цепи ниже допустимого значения приводит к положительным значениям погрешности и вызывает переплату за электрическую энергию со стороны потребителя. Вторым по количеству нарушений условий эксплуатации оказалось несоответствие температурного режима эксплуатации счетчиков электрической энергии установленным в ПУЭ нормам. Это приводит к росту суммарной погрешности измерительного канала, хотя рост этот и предсказуем, поскольку пределы допустимой дополнительной погрешности от температуры нормированы для всего рабочего диапазона температур (более широкого, чем предусмотренный ПУЭ) счетчиков электрической энергии. Фактов слишком больших потерь напряжения в линиях присоединения ТН к счетчикам и превышения напряженностью магнитного поля допускаемой величины выявлено не было. Требования к методикам поверки.

Для того чтобы исключить применение отдельных компонентов измерительных каналов в условиях, в которых погрешности измерений или преобразований превышают допустимые значения или вовсе не установлены, при разработке методик испытаний для целей утверждения типа АИИС КУЭ, а также методик поверки АИИС КУЭ необходимо включать в них проверки:

• мощности нагрузки вторичных цепей ТТ и ТН;

• температурного режима в месте установки счетчиков электрической энергии;

• потерь напряжения в линии присоединения счетчиков электрической энергии к ТН;

• напряженности магнитных полей (постоянных и переменных) в месте установки счетчиков электрической энергии.

Методики проверки всех перечисленных параметров широко известны и изложены в нормативно-технических документах по ревизии вторичных цепей ТТ и ТН, например, в [5]. Заметим, что необходимость включения перечисленных проверок в программу испытаний АИИС КУЭ для целей утверждения типа и далее в методику поверки вызывает необходимость более тщательного предпроектного обследования объекта специалистами организации-разработчика АИИС КУЭ. Связано это с тем, что, при выявлении недостатков системы в процессе испытаний для целей утверждения типа, после заключения договора на разработку и монтаж системы, у разработчика возникают непредсказуемые финансовые и временные затраты на устранение недостатков. Они могут быть достаточно велики и включать в себя затраты на внесение изменений в проект системы, проектирование дополнительных компонентов, а иногда и замену компонентов АИИС КУЭ. В то же время, если недостатки выявлены на стадии предпроектного обследования системы, у разработчика есть возможность оценить затраты и правильно распределить ответственность за их устранение с заказчиком, на балансе которого, как правило, находятся существующие первичные преобразователи и оборудование, входящее в состав существующих измерительных цепей тока и напряжения.⁵