ВЛИЯНИЕ ПОГРЕШНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Спад производства последних лет привел к уменьшению нагрузок в ряде узлов энергосистемы, а также снижению потребления промышленностью, что в свою очередь вызвало возникновение отрицательной погрешности в автоматизированных системах контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ). Причиной тому стало возникновение отрицательной погрешности у первичных датчиков тока и напряжения, в качестве которых используются трансформаторы тока и напряжения. Данная работа посвящена исследованию причин возникновения погрешностей и способам устранения недоучета электропотребления в системах АСКУЭ.

Погрешности трансформаторов тока (токовая и угловая) обусловлены наличием тока намагничивания и рассчитываются по формулам [1, 2]:

токовая погрешность

Формула (1)


где lм - средняя длина магнитного потока в магнитопроводе, м; z2 - сопротивление ветви вторичного тока (полное сопротивление вторичной цепи и вторичной обмотки), Ом; f - частота переменного тока, Гц; Sм - действительное сечение магнитопровода, м2; j - угол потерь, а a - угол сдвига фаз между вторичной э.д.с. Е2 и вторичным током I2, град.;

угловая погрешность

(2)

Основное влияние на величины погрешностей трансформаторов тока оказывают их загрузка по току и величина сопротивления вторичной цепи. В условиях снижения потребления электроэнергии промышленными предприятиями загрузка трансформаторов тока часто не превышает 5 - 15 %, что приводит к значительному увеличению погрешностей.

Предельные значения токовой и угловой погрешностей трансформаторов тока для измерений (по ГОСТ 7746-89) приведены в таблице.

 

Класс точности

Первичный ток, % номинального

Предельная погрешность

Вторичная нагрузка, % номинальной, при cos j2=0,8

токовая

угловая

мин

град

0,2

5
10
20
100-200

±0,75
±0,50
±0,35
±0,20

±30
±20
±15
±10

±0,9
±0,6
±0,4
±0,3

 

0,5

5
10
20
100-200

±1,5
±1,0
±0,75
±0,5

±90
±60
±45
±30

±2,5
±1,7
±1,35
±0,9

25-100

Результаты расчета угловой и токовой погрешностей трансформаторов тока типа ТПОЛ 600/5, класса точности 0,5, произведенные по формулам (1) и (2), показаны на рис. 1 и 2 (тонкая линия - расчетная кривая, жирная линия - аппроксимация). Вид аппроксимирующего выражения и критерий согласия расчетной и аппроксимирующей кривых представлены на рисунках.


Рис. 1


Рис. 2

Для диапазонов изменения (1 - 10 % и 10 - 100 %) первичного тока от номинального значения математические модели токовой погрешности наиболее распространенных трансформаторов тока имеют вид:

ТПОЛ10- 600/5
Df [%] = 0,8428 * ln I1 - 1,9617 для 1 < I1 < 10%
Df [%] = 0,0841 * ln I1 - 0,3919 для 10 < I1 < 100%

ТЛШ10- 2000/5
Df [%] = 0,7227 * ln I1 - 1,6815 для 1 < I1 < 10%
Df [%]= 0,0722 * ln I1 - 0,3353 для 10 < I1 < 100%

ТПШФД10- 3000/5
Df [%] = 0,5986 * ln I1 - 1,2261 для 1 < I1 < 10%
Df [%] = 0,0597 * ln I1 - 0,1111 для 10 < I1 < 100%

Значения первичного тока I1 трансформатора тока в формулы следует подставлять в процентах от номинального значения.

Исследования погрешностей трансформаторов тока проведенные в НИЦЭ, показали приемлемую сходимость теоретических и экспериментальных результатов. На рис. 3 приведены результаты экспериментального исследования ТТ типа ТПЛМ10-200/5, класса точности 0,5.

Результаты исследования токовых погрешностей различных типов трансформаторов тока с первичным номинальным током 75 - 600 А позволило сделать следующие выводы:


Рис. 3

  1. в диапазоне изменения первичного тока от номинального значения 1 - 25 % токовая погрешность имеет отрицательный знак;
  2. с увеличением первичного тока абсолютное значение токовой погрешности уменьшается;
  3. экспериментальные исследования подтверждают правильность математической модели токовой погрешности трансформатора тока;
  4. учет токовой погрешности трансформатора тока в АСКУЭ позволит уменьшить величину небаланса по подстанциям;
  5. количество электроэнергии, отпускаемой потребителям, из-за отрицательной токовой погрешности трансформаторов тока занижено по сравнению с фактической величиной; поэтому учет токовой погрешности трансформатора тока в АСКУЭ позволит более точно оценивать величину отпускаемой потребителям электроэнергии и получить определенный экономический эффект, который будет оценен далее.

Вторым источником погрешности измерения электроэнергии является трансформатор напряжения.

Согласно [3, 4] погрешность по напряжению определяется следующим образом: DU = DUн+DUх (3)
где DUн - погрешность по напряжению, обусловленная током нагрузки, %; DUх - погрешность по напряжению, обусловленная током холостого хода, %.

Используя векторную диаграмму, можно с достаточной точностью выразить составляющие погрешности трансформатора напряжения следующим образом:



где U2 - напряжение вторичной обмотки трансформатора, В; Ia- активная составляющая тока холостого хода, приведенная к вторичной обмотке трансформатора, А; r'1 - приведенное сопротивление первичной обмотки трансформатора, приведенное ко вторичной обмотке, Ом; I'p - приведенная реактивная составляющая тока холостого хода, приведенная ко вторичной обмотке трансформатора, А; x'1 - реактивное сопротивление первичной обмотки трансформатора, приведенное ко вторичной обмотке, Ом; I2 - ток нагрузки трансформатора, А; r2 - сопротивление вторичной обмотки трансформатора, Ом; cosj2 - коэффициент мощности нагрузки, отн. ед.; x - индуктивное сопротивление трансформатора, Ом.

Угловая погрешность трансформатора напряжения определяется как

,
где d'x - угловая погрешность, обусловленная током холостого хода; d'н - угловая погрешность, обусловленная током нагрузки.

Составляющие угловой погрешности определяются как

;

Результаты расчета погрешностей трансформатора напряжения показаны на рис. 4 и 5. Основное влияние на погрешность трансформатора напряжения оказывает величина вторичной загрузки I2.


Рис. 4


Рис. 5

Зависимость погрешности трансформатора напряжения от коэффициента загрузки по мощности (отношение фактической нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжения к номинальной величине нагрузки) имеет вид

DU[%] = - 0,73 * Кз + 0,35,
где Кз - загрузка трансформатора напряжения по вторичной обмотке, отн. ед.

Полученные выражения для погрешностей трансформаторов тока и трансформаторов напряжения позволяют увеличить точность учета электроэнергии на подстанциях.

Эффективность внедрения АСКУЭ на подстанции зависит

  • от затрат на внедрение АСКУЭ;
  • от экономического эффекта, полученного в результате внедрения.

В настоящее время учет отпущенной электроэнергии и расчет энергетического баланса на большинстве подстанций ведется при помощи электромагнитных счетчиков без учета погрешностей трансформаторов тока и трансформаторов напряжения.

Часто трансформаторы напряжения работают при загрузке вторичной обмотки, превышающей номинальную в несколько раз, т. е. с отрицательной погрешностью. Большую часть нагрузки трансформатора напряжения составляют измерительные приборы, подключенные к ним, в частности электромагнитные счетчики активной энергии. Например, на подстанции "Свердловская" установлены индукционные счетчики типа САЗУ-И670М, потребляемая мощность которых 4 Вт. В результате внедрения АСКУЭ индукционные счетчики будут заменены на электронные - типа ПСЧ, потребляемая мощность которых в два раза меньше - 2 Вт.

В этом случае коэффициент загрузки трансформатора напряжения снижается в два раза до значения 1,1 и, следовательно, снижается погрешность трансформатора напряжения с 1,15 % до 0,5 %. Снижение погрешности трансформатора напряжения приведет к повышению точности учета отпущенной потребителям электроэнергии.

Учет токовых погрешностей трансформаторов тока и напряжения в системе АСКУЭ дает экономический эффект. Для оценки экономического эффекта от внедрения АСКУЭ был произведен оценочный расчет годового потребления электроэнергии по подстанции "Свердловская" с учетом погрешностей трансформаторов тока и напряжения. Расчет производился следующим образом:

  1. По имеющимся данным за характерные зимние и летние сутки года (1997 и 1998 гг.) рассчитывались почасовые значения активной мощности (с учетом погрешностей трансформаторов тока и напряжения) по вводам и отходящим линиям по формуле

    Рфакт = P * КI * KU,
    где Р - среднечасовые значения мощности, определяемые по показаниям электросчетчиков;
    KI - коэффициент, учитывающий токовую погрешность трансформатора тока, KU - коэффициент, учитывающий погрешность трансформатора напряжения.

    KI = 1 - (DfI /100), KU = 1 - (DfU /100),
    где Df
    I - токовая погрешность трансформатора тока, DfU - погрешность трансформатора напряжения.

     

  2. Определялось потребление электроэнергии за характерные зимние и летние сутки с учетом погрешностей трансформаторов тока и напряжения (Wз.факт и Wл.факт) и без учета погрешностей (Wз и Wл) по вводам и отходящим линиям:

    Wз.факт = S Рфакт.з,
    Wл.факт = S Рфакт.л,
    Wз = S Рз,
    Wл = S Рл.

     

  3. Рассчитывалась величина годового потребления активной электроэнергии по вводам и отходящим линиям по формулам

    Wг.факт = Wз.факт * Nз + Wл.факт * Nл,
    Wг = Wз * Nз + Wл * Nл,
    где Nз = 213 и Nл = 152 - количество зимних и летних суток в году.

     

  4. Эффект от внедрения АСКУЭ определяется по формуле DW = SWг.факт - SWг,
    где SWг.факт и SWг - годовое потребление электроэнергии отходящими фидерами с учетом и без учета погрешностей трансформаторов тока и напряжения соответственно.

Оценку экономического эффекта произведем для двух вариантов.

  1. При учете АСКУЭ токовых погрешностей трансформаторов тока и снижении погрешностей трансформаторов напряжения за счет пониженного энергопотребления электронных счетчиков эффект составит:

    по данным за 1997 г.
    DW = 331021094-326683013=4338081 кВт*ч/год;

    по данным за 1998 г.
    DW = 294647641-290512594= 4135047 кВт*ч/год.

    В денежном выражении экономический эффект (Э) равен (при стоимости электроэнергии 0,4 руб/кВт*ч)
    Э = 1735 ... 1650 тыс. руб в год.

     

  2. При учете только снижения погрешностей трансформаторов напряжения за счет пониженного энергопотребления электронных счетчиков эффект составит:

    по данным за 1997 г.
    DW = 328316428-326683013=1633415 кВт*ч/год;

    по данным за 1998 г.
    DW = 292196976-290512594=1684382 кВт*ч/год.

    В денежном выражении экономический эффект равен (при стоимости электроэнергии 0,4 руб/кВт*ч)
    Э = 653 ... 674 тыс. руб в год.

В заключение можно сделать следующие выводы:

  • уменьшение нагрузок в ряде узлов энергосистемы, а также снижение потребления электроэнергии промышленностью привели к возникновению отрицательной погрешности у трансформаторов тока и соответственно к коммерческому недоучету потребленной энергии;
  • для устранения недоучета потребления электроэнергии необходимо вводить корректирующие коэффициенты;
  • учет погрешностей трансформаторов тока в АСКУЭ, а также уменьшение погрешностей трансформатора напряжения за счет внедрения новых электронных счетчиков приводят к значительному экономическому эффекту.