Модернизация измерительных комплексов в сети 110 кВ.7

Ежегодно через одну точку учета в сети 110 кВ проходит электроэнергия на сотни миллионов рублей, а недоучитывается при этом – на миллионы и даже десятки миллионов. Основная причина недоучета – систематические погрешности средств измерения: трансформаторов тока (ТТ), напряжения (ТН) и счетчиков. В такой ситуации модернизация измерительных комплексов неизбежна и затраты на совершенствование учета представляются умеренными. Однако для высокоточной работы всего измерительного комплекса недостаточно иметь средства учета с высокими классами точности. К примеру, как пишет профессор Я.Т. Загорский в статье «Метрологическое обеспечение измерений для учета электроэнергии – насущная или ничтожная проблема?» («Новости Электротехники» №3, 2003, с.38-41), систематические погрешности со знаком «минус» возникают в том числе и «при смещении рабочей точки ТТ и счетчиков в область малых токов из-за использования ТТ одновременно как для измерения электроэнергии, так и для защиты, т.е. с завышенным коэффициентом трансформации ТТ...». Это происходит из-за того, что электроэнергия учитывается в нормальном режиме, а релейная защита работает в аварийном. Токи нормального режима отличаются от токов КЗ в десятки и в сотни раз, а коэффициент трансформации ТТ обычно один и тот же, причем для учетных обмоток он оказывается завышенным, а для релейных – заниженным. В результате рабочие токи, как правило, не достигают 20% от номинального, а токи КЗ, напротив, превышают номинальные более чем в 20 раз. Это одинаково плохо как для учета, так и для релейной защиты. То есть необходимо формировать измерительные комплексы таким образом, чтобы все составляющие соответствовали друг другу, условиям эксплуатации и были правильно соединены между собой. Модернизируя точки учета, следует не упускать из виду то, что метрологические характеристики всех элементов комплекса должны быть друг с другом согласованы. Оптимальные параметры элементов измерительного комплекса для сети 110 кВ Требованиям современного измерительного комплекса, на мой взгляд, более всего соответствуют следующие счетчики:

• трехфазные, микропроцессорные с малым потреблением мощности от измерительных трансформаторов (по цепям тока – не более 0,5 ВА на фазу и по цепям напряжения – не более 10 ВА на фазу). Основная мощность по цепям напряжения расходуется на питание устройств передачи данных в системе АСКУЭ, а сами аналого-цифровые преобразователи потребляют очень мало;

• класс точности 0,2S или 0,5S (S обозначает нормирование погрешностей счетчика в области малых токов вплоть до

• 0,5–1,0% от номинального значения);

• схема включения – для трехфазной четырехпроводной сети, поскольку вторичные обмотки ТТ и ТН собираются в трехфазную звезду с нулевой точкой, которая соединяется с нулевой точкой счетчика четвертым (нулевым) проводником (в нормальном рабочем режиме по четвертому проводу текут только небольшие токи небаланса);

• номинальное напряжение 57,7/100 В с минимальной несимметрией потребления по фазам и коэффициентом мощности нагрузки близким к 0,8, поскольку поверка трансформатора напряжения на соответствие классам точности производится при этом коэффициенте;

• номинальный ток – обязательно 1 А, так как использование значения 5 А чревато недопустимо большими потерями мощности (более 95%) в соединительных проводах;

• максимальный рабочий ток – 150–200% от номинального, что обеспечивает точный учет при возможных перегрузках;

• ток термической и динамической стойкости токовых цепей счетчика может не превышать 40 и 100 А соответственно, т.к. вторичная обмотка ТТ, предназначенная для питания счетчика, должны иметь номинальный коэффициент безопасности приборов не более 10, т.е. при больших первичных токах КЗ магнитопровод этой обмотки должен насыщаться и не пропускать сверхтоки во вторичную цепь;

• климатическое исполнение и категория размещения счетчика должны соответствовать условиям его применения;

• защита от воздействия внешних полей;

• при необходимости учета реактивной энергии желательно иметь счетчик совмещенной конструкции, чтобы аналого-цифровые преобразователи были общими для обоих каналов.

Для обновления измерительных комплексов наибольший интерес представляют трансформаторы тока с такими или близкими к ним параметрами:

• номинальный первичный ток обмотки для учета электроэнергии должен выбираться по величине рабочего тока соответствующего присоединения. Для сетей 110 кВ рабочие токи большинства присоединений не превышают 200 А. Так, ВЛ 110 кВ имеет натуральную мощность 30 МВт и соответственно ток 150 А. Номинальный ток потребительских силовых трансформаторов мощностью 16–25 МВА равен 80–125 А. ТТ с номинальным током порядка 600 А и более требуются только на стороне 110 кВ понижающих автотрансформаторов мощностью 120 МВА и выше, а также для мощных блоков электростанций;

• номинальный вторичный ток – обязательно 1 А;

• класс точности 0,2S или 0,5S в диапазоне рабочих токов от 0,5–1,0% до 150–200% от номинального;

• допустимая вторичная нагрузка – в пределах от 1 до

• 2,5 ВА при коэффициенте мощности, равном единице (т.е. при чисто активной нагрузке). С одной стороны, это не противоречит ГОСТ 7746-2001 в части величины коэффициента мощности, а с другой стороны, находится в оптимальных пределах при номинальном вторичном токе 1 А, поскольку сопротивление фазного провода легко обеспечить в пределах 0,5-2,0 Ом (к тому же оно близко к чисто активному). Сопротивлением обратного (нулевого) провода можно пренебречь;

• номинальный коэффициент безопасности приборов не более 10.

Сказанное выше относится к вторичной обмотке №1, предназначенной только для питания счетчиков коммерческого учета, и другие приборы к этой обмотке подключать не следует. Однако использовать дорогостоящий высоковольтный аппарат, каким является ТТ 110 кВ, только для целей коммерческого учета нецелесообразно. Можно снабдить его еще вторичными обмотками для технических измерений и релейной защиты. ТТ – высоковольтные аппараты и должны обладать достаточной термической, механической и электрической прочностью. Большинство параметров ТТ регламентируются ГОСТ 7746-2001, однако некоторые из них приходится выбирать самим, в частности наибольший длительно допустимый рабочий ток первичной обмотки. Он должен быть по возможности наибольшим, чтобы обеспечить перегрузочную способность ТТ в аварийных ситуациях (сейчас – 600–1000 А), причем вторичная обмотка №1 должна длительно выдерживать такую перегрузку. Класс точности обмотки №1 при этом может не сохраняться. Самостоятельно выбирается и ток термической и динамической стойкости. Пока в большинстве случаев требуемый односекундный ток термической стойкости не достигает 40 кА, а динамической – 101 кА. Но на эти цифры следует ориентироваться уже сейчас, так как высокая стойкость понадобится, если в процессе развития энергосистем токи КЗ возрастут. Планируя модернизацию измерительных комплексов, предпочтение лучше отдать следующим трансформаторам напряжения:

• одноступенчатым электромагнитным с отдельной основной вторичной обмоткой №1 для включения коммерческих счетчиков. Каскадные электромагнитные и емкостные для этих целей не подходят, т.к. вторичная обмотка №2, к которой подключается релейная защита, у ТН этих типов недопустимо влияет на погрешности обмотки №1. В одноступенчатом некаскадном электромагнитном ТН это влияние возможно минимизировать на уровне 10–15%. В остальных конструкциях оно значительно больше;

• класс точности основной вторичной обмотки №1 (57,7 В) – 0,2 в диапазоне мощностей 25–100 ВА при коэффициенте мощности 0,8, что позволит подключить на один трехфазный комплект ТН от 3 до 10 микропроцессорных счетчиков и не обращать внимания на величину нагрузки релейной обмотки №2;

• класс точности основной вторичной обмотки №2 (57,7 В) может быть снижен до 0,5–1,0 при номинальной мощности

• 200–400 ВА с коэффициентом мощности 0,8, что не сказывается на работе релейной защиты;

• класс точности дополнительной вторичной обмотки №3

• (100 В) можно снизить до 3,0 при мощности 1200 ВА;

• вторичные цепи ТН имеют автоматы или предохранители для защиты их от токов КЗ. Они обладают значительными внутренними сопротивлениями, которые нужно учитывать при расчете потерь напряжения.

Завершая статью, хочу заметить: удобно было бы аттестовывать весь измерительный комплекс в целом. Следует присваивать ему определенный класс точности и погрешности выражать в процентах от номинального количества электроэнергии в час. Это поможет как продавцу электроэнергии, так и покупателю оценивать качество конкретного комплекса, сравнивать различные комплексы, оценивать сроки окупаемости капитальных вложений и т.д. Иногда находящиеся в эксплуатации измерительные комплексы не могут длительно сохранять присвоенный им ранее класс точности и возникает необходимость их периодической поверки и переаттестации. Однако переповерять все комплексы подряд через определенные интервалы времени не имеет смысла. Это следует делать только по заказу продавца электроэнергии либо покупателя вне зависимости от того, кому из них данный комплекс принадлежит. Выполнять поверку обязаны подразделения Госстандарта, а оплачивать – заказчик. Если ни продавец, ни покупатель не заказывают поверку, это означает, что каждого из них устраивает существующая точность взаимных расчетов и они не ожидают для себя экономической выгоды от ее возможного повышения.

Метрологическое обеспечение измерений для учета электроэнергии – насущная или ничтожная проблема?⁸

Говоря о наиболее важных для электроэнергетики направлениях работ по метрологическому обеспечению измерений электроэнергии (МОИЭ), необходимо предварительно отметить следующее. Создается впечатление, что МОИЭ продолжительное время в нашей стране считалось совершенно незначительным по роли и внутреннему содержанию, т.е. ничтожным. Видимо, поэтому не уделялось достаточного внимания основам МОИЭ: созданию эталонной базы и средств измерений (СИ) электроэнергии, правильному выбору и применению СИ, соблюдению условий измерений на энергообъектах, разработке и правильному применению метрологических норм и правил и другим метрологическим работам. Деятельность ряда ведомств, организаций и предприятий в СССР (Мин-энерго, Госстандарта, Минприбора, НИИ и проектных институтов, предприятий электроэнергетики) в части МОИЭ носила во многом бессистемный и малоэффективный характер. Сложившееся исторически несерь-езное отношение к МОИЭ во многом сохраняется и в настоящее время. Однако некоторые цифры вызыва-ют беспокойство – нынешнее состо-яние средств учета электроэнергии, их неправильные выбор и применение, а также неправильное применение известных метрологических правил и норм обуславливают существенный недоучет электроэнергии. Экспертная оценка показывает, что в наихудшем случае недоучет электроэнергии может достигать минус 10-20% при его среднем значении минус 4-7%. А это большие цифры. ) Нормативная документация

Имеющаяся нормативная документация по МОИЭ в основном пока позволяет решать насущные проблемы. Однако взятый в электроэнергетике курс на создание централизованного оптового рынка электроэнергии, выявление потерь и недоучета электроэнергии, а также настойчивое влияние Госстандарта и Госэнергонадзора России в части государственного метрологического контроля и надзора за измерениями и учетом электроэнергии (это лишь основные факторы) вынуждают пересматривать действующие и разрабатывать новые нормативные документы. В частности, необходимы: оперативный пересмотр «Типовой инструкции по учету электроэнергии...» РД 34.09.101-94, главы 1.5 «Правил устройства электроустановок» об учете электроэнергии; разработка ряда методик выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов напряжения и тока, методики выполнения измерений электроэнергии, обеспечивающей исключение систематических составляющих погрешности введением поправок в результаты измерений и др. За последние 5 лет в свет вышло лишь несколько нормативных документов. При этом необходимо отметить, что темпы разработки отраслевых нормативных документов по метрологии электрических измерений в электроэнергетике в последние 2-3 года заметно снизились. Что в минусе? В последние годы в электроэнергетике постепенно набирают обороты энергетические обследования энергопредприятий, предусмотренные Законом РФ «Об энергосбережении». РАО «ЕЭС России» выпущены соответствующие приказы и ведомственные нормативные документы, регламентирующие обследования. Проявляют определенный интерес к ним и непосредственно обследуемые энергопредприятия. В рамках указанных обследований осуществляются метрологические проверки энергообъектов. Опыт таких проверок показывает, что состояние с системами учета электроэнергии, как правило, весьма далеко от благополучного. Прежде всего бросается в глаза недоукомплектованность энергообъектов средствами учета электроэнергии – современными измерительными трансформаторами тока и напряжения (ТТ и ТН), а также счетчиками электроэнергии. Практически 95% счетчиков электроэнергии работают без замены по 20-30 лет. Эти индукционные счетчики физически и морально устаревшей конструкции выходят за пределы класса точности уже через 2-3 года после их установки, поэтому повсеместно наблюдается отрицательная погрешность измерений электроэнергии. По оценкам органов Госэнергонадзора и Госстандарта России, среднее значение погрешности измерений отпускаемой электроэнергии составляет минус 13%. Основной причиной недоучета является преобладающее влияние систематических погрешностей средств учета, входящих в состав измерительных комплексов, в том числе измерительных каналов АСКУЭ (ТТ, ТН, счетчики). Систематические погрешности со знаком «минус» возникают в следующих случаях:

• при перегрузке вторичных цепей ТТ устройствами релейной защиты, автоматики, телеметрии и др. (погрешность ТТ может достигать минус 5-10% и более);

• при перегрузке вторичных цепей ТН (погрешность ТН может достигать минус 2-3% и более);

• при смещении рабочей точки ТТ и счетчиков в область малых токов из-за использования ТТ одновременно как для измерений электроэнергии, так и для защиты, т.е. с завышенным коэффициентом трансформации ТТ по условиям электродинамической и термической стойкости или защиты шин (погрешность может достигать минус 3-5% и более);

• из-за потери напряжения в линиях соединения счетчиков с ТН

• (может достигать минус 1-2% и более).

Кроме того, отрицательные систематические погрешности измерений могут возникнуть по следующим причинам:

• наличие температурной погрешности счетчиков;

• влияние на счетчики постоянного или переменного магнитных и высокочастотного электромагнитного полей;

• малое значение коэффициента мощности вторичной нагрузки соs (менее 0,5);

• неравномерность нагрузки ТТ и ТН по фазам.

Систематические погрешности могут иметь и знак «плюс». Например, недогрузка ТН может приводить к появлению составляющей погрешности до плюс 0,7-1,5%; угловая погрешность ТТ при перегруженной вторичной цепи трансформатора, малом рабочем токе и малом значении cosj может приводить к возникновению составляющей погрешности до плюс 5-10% и более. Задачи, которые трудно решить

Из практических и научно-технических задач в области МОИЭ можно выделить следующие:

• обновление парка СИ электроэнергии (в основном замена индукционных счетчиков класса точности 2,5 на счетчики класса точности 2,0);

• пересмотр ряда устаревших и разработка новых нормативных документов;

• создание переносных (в крайнем случае — перевозимых) установок для поверки высоковольтных измерительных ТТ и ТН на местах их эксплуатации;

• создание переносных автоматизированных приборов для диагностирования погрешностей высоковольтных ТТ и ТН на местах их эксплуатации;

• создание вспомогательных СИ, в том числе портативных приборов для измерений параметров нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов и портативного автоматизированного вольтамперфазометра;

• разработка поверочных схем для СИ показателей качества электроэнергии;

• исследования метрологических параметров и характеристик высоковольтных измерительных ТТ классов точности 0,2S и 0,5S в широких диапазонах рабочих условий применения;

• испытания счетчиков электроэнергии с целью установления или подтверждения межповерочного интервала, то же применительно к высоковольтным ТТ и ТН.

Две последние задачи можно даже отнести к нерешаемым в настоящее время из-за отсутствия необходимого финансирования работ. При решении задач МОИЭ возникает целый ряд трудностей. Приходится сталкиваться с элементарным непрофессионализмом технического персонала энергопредприятий: неумение пользоваться измерительными приборами, неправильное считывание показателей счетчиков, неправильное подключение счетчиков, несоблюдение условий применения СИ, неправильный выбор СИ (например, в измерительном комплексе применяют счетчик класса точности 0,5S совместно с ТТ класса точности 3) и т.п. Большие трудности возникают из-за недостаточного внимания к проблемам МО измерений электроэнергии со стороны руководства всех уровней, начиная с энергообъектов и заканчивая АО-энерго и РАО «ЕЭС России». Исторически сложившееся негативное отношение к измерениям электроэнергии в СССР, когда учет электроэнергии как очень дешевого товара был практически не нужен, во многом сохранилось у большинства руководителей и по настоящее время. Недостаток указанного внимания проявляется прежде всего в недофинансировании метрологических работ. Отсюда следуют, кроме плохого состояния измерительной техники, недоукомплектованность служб метрологии профессиональными кадрами (в большинстве энергосистем метрологические службы числятся лишь номинально), ослабление метрологического научного потенциала НИИ и проектных институтов с соответствующим спадом объема научных исследований, опытно-конструкторских разработок и неизбежным снижением качества выполняемых работ. Что в плюсе? И все-таки необходимо отметить наблюдаемый в отдельных регионах рост интереса к проблемам измерений при учете электроэнергии. До сознания думающих руководителей АО-энерго, энергопредприятий постепенно доходит истина, что нынешнее состояние измерений приносит значительные финансовые убытки, нарастающие из года в год. Отдельные руководители начинают понимать, что давно настало время выходить из этого застоя, что вложение средств в совершенствование систем учета электроэнергии экономически выгодно, так как способно окупить себя в кратчайшие сроки (один—два года). Следует также отметить неуклонный рост автоматизации измерений посредством создания и внедрения на энергообъектах автоматизированных измерительных систем (АСКУЭ). Автоматизация измерений, сбора, обработки, передачи, хранения и документирования информации, в первую очередь измерительной, способствует переходу на качественно более высокий уровень решения измерительных задач. Современные АСКУЭ создаются с применением высокоточных электронных счетчиков, что обеспечивает замену устаревших индукционных счетчиков, имеющих в 5—10 раз большую погрешность измерений. Регистрация результатов измерений производится в более короткие промежутки времени — до 30 мин. вместо принятого ранее интервала, равного 1 мес. Это открывает возможности оперативного автоматического введения поправок в результаты измерений путем исключения действия систематических составляющих погрешности, чем может быть уменьшен недоучет электроэнергии. Говоря о положительных тенденциях, необходимо отметить те базовые организации метрологической службы энергетики и электрификации, в которых активно проводятся (хотя и в различной степени) работы по совершенствованию МОИЭ. К числу АО-энерго, отличающихся на протяжении последних лет должным вниманием к проблемам МО, можно отнести «Красноярскэнерго», «Кубаньэнерго», «Ленэнерго», «Оренбургэнерго», «Пермьэнерго», «Рязаньэнерго», «Свердловэнерго», «Тюменьэнерго». В последнее время заметно активизировались работы в данном направлении и в «Мосэнерго», где борьба с потерями электроэнергии приобрела стратегический характер. Ожидаемая в ближайшей перспективе реструктуризация в электроэнергетике должна значительно обострить проблемы учета электроэнергии, а следовательно, проблемы измерений и их МО. Это также будет способствовать положительным сдвигам в сфере метрологии. Однако о финансировании разработок СИ энергетического назначения вопрос пока что даже и не ставится: РАО «ЕЭС России» и энергосистемы для этого ещё «не созрели». Как повысить точность измерений

Исходя из общепринятых в метрологии методов повышения точности измерений физических величин, можно отметить два принципиальных, но дополняющих друг друга пути повышения точности измерений и достоверности учета электроэнергии. Первый путь – технологический, основанный на тщательном выборе средств учета (ТТ, ТН, счетчики, УСПД), обеспечении работы ТТ, ТН и счетчиков в оптимальных по точности диапазонах измерений, освобождении вторичных цепей ТТ и ТН от избыточных нагрузок, защите счетчиков от влияния температурных перепадов, постоянного и переменного магнитных полей и др. Технологический путь обычно связан с заметными материальными затратами, в ряде случаев затруднен в реализации (например, невозможно отключить от вторичных цепей ТТ и ТН устройства РЗА), однако тем не менее должен применяться в рамках своих возможностей. Второй путь — структурный, основанный на методах автоматической компенсации погрешностей, введении поправок в результаты измерений на действие систематических погрешностей и др. Структурный путь требует предварительных исследований: диагностирование погрешностей и других метрологических характеристик ТТ, ТН и счетчиков (определение математического ожидания систематических погрешностей, законов их изменения и др.). После этого он позволяет эффективнее (в 5-10 раз), чем технологический путь, добиться повышения точности измерений и достоверности учета электроэнергии. Структурный путь повышения точности средств электрических измерений широко применяется во всем мире, однако в электроэнергетике России при учете электроэнергии он до сих пор не нашел своего применения. Необходимо обратить внимание на следующее. Для оформления паспорта измерительного комплекса (для АСКУЭ – измерительного канала) в соответствии с РД 34.09.101-94, для подготовки к ревизии средств учета электроэнергии в соответствии с Постановлением Правительства РФ № 1619 от 27.12.1997, подготовки к энергетическим обследованиям энергопредприятий, для разработки и аттестации методик выполнения измерений электроэнергии и мощности, для определения погрешностей высоковольтных трансформаторов и в других случаях необходимо выполнять измерения параметров нагрузок вторичных цепей трансформаторов тока и напряжения на местах эксплуатации, определять правильность подключения счетчиков. В этом неоценимую пользу могли бы принести переносные компьютеризированные приборы с автономным питанием:

• вольтамперфазометр класса точности 1;

• прибор для измерений сопротивления нагрузки ТТ;

• прибор для измерений мощности нагрузки ТН;

• измеритель потерь напряжения в цепи напряжения счетчика;

• прибор для диагностирования погрешности ТТ и ТН.

Данные СИ являются специализированными, т.е. область их применения сугубо энергетическая. Следовательно, разработка данных СИ должна беспокоить в первую очередь специалистов в области электроэнергетики. В Заключение о важности МОИЭ

В заключение хотелось бы дать ответ на вопрос, поставленный в заголовке. Предварительно можно отметить, что МОИЭ во многом способствует:

• повышению достоверности учета электроэнергии ее производителями и потребителями;

• упорядочению финансовых расчетов за поставленную (проданную) и полученную (купленную) электроэнергию;

• более полному обеспечению договорных интересов субъектов рынка электроэнергии;

• повышению достоверности при определении технической обоснованности затрат на производство, передачу, распределение и потребление электроэнергии;

• созданию стимулов, обеспечивающих использование энергосберегающих технологий в производственных процессах как производителей, так и потребителей электроэнергии;

• устранению (недопущению) нарушений установленных правил и норм учета электроэнергии при ее производстве, передаче, распределении и потреблении;

• защите законных интересов производителей и потребителей от отрицательных последствий недостоверных результатов измерений электроэнергии.

Если МОИЭ играет столь значительную роль в решении различных задач (производственных, коммерческих, социальных и других) на всех этапах, начиная от производства электроэнергии, включая передачу, распределение, вплоть до ее потребления, можно ли считать МО ничтожной проблемой в электроэнергетике? Ответ может быть только однозначным: - МОИЭ является одной из приоритетных проблем в электроэнергетике, которую необходимо решать в первую очередь.