Учебная работа. Влияние погрешности трансформаторов тока и напряжения на коммерческие потери в энергосистемах

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

влияние погрешности трансформаторов тока и напряжения на коммерческие потери в энергосистемах

Нижегородский региональный центр
энергосбережения при НГТУ

влияние погрешности трансформаторов
тока и напряжения на коммерческие потери в энергосистемах

А.Б. Лоскутов,

Е.Б. Солнцев,

И.В. Озеров

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

 (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

в диапазоне изменения первичного тока от номинального значения 1 — 25%
токовая погрешность имеет отрицательный знак;

с увеличением первичного тока абсолютное значение токовой погрешности
уменьшается;

экспериментальные исследования подтверждают правильность математической
модели токовой погрешности трансформатора тока;

учет токовой погрешности трансформатора тока в АСКУЭ позволит уменьшить
величину небаланса по подстанциям;

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

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.

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:

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 DfI — токовая погрешность трансформатора
тока, DfU — погрешность трансформатора напряжения.

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.

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.

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.

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.

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.

Оценка экономических результатов внедрения АСДУ РЭС производится по
следующим показателям:

Эг — годовая экономия в связи с функционированием
автоматизированной системы диспетчерского управления;

Ер — расчетный коэффициент эффективности капитальных вложений
на создание АСДУ;

Т — срок окупаемости капитальных вложений.

Внедрение задач АСДУ в РЭС определяется следующими критериями
эффективности функционирования РЭС:

повышение качества и эффективности электроснабжения;

снижение потерь в электрических сетях;

снижение трудозатрат персонала на обработку и сбор информации о
производственной деятельности предприятия;

снижение затрат на капитальный и текущий ремонт;

снижение потерь при аварийных отключениях;

снижение затрат на содержание автотранспорта, необходимого для
оперативного обслуживания электрических сетей.

Расчет показателей экономической эффективности производится следующим
образом:

1. Приращение годового объема реализуемой продукции в энергосистеме,
формируемое за счет АСДУ РЭС:

DА=Wc* (t-C1) *K1*10-5,

 

где: Wc — количество электроэнергии, передаваемое по сети РЭС,
кВт*ч;

C1 — себестоимость передачи электроэнергии, у. е. /кВт*ч;

К1 — коэффициент, определяющий долю участия АСДУ РЭС в
формировании ежегодного прироста реализуемой продукции.

DА=800*106* (1,2-0,2) *0,003*10-5=24тыс. у. е.

2. Экономия затрат от снижения потерь электроэнергии в электрических
сетях РЭС:

DСпс=Wпс*bэ*С1*10-5,

 

где: Wпс — потери электроэнергии в электрических сетях, кВт*ч;

bэ — коэффициент, характеризующий сокращение потерь в сетях.

DСпс=96*106*0,04*0,2*10-5=7,68тыс. у. е.

3. Экономия затрат от снижения потерь при аварийных отключениях в
распределительных сетях:

DСнэ=Нэ*С2*Квв,

где: Нэ — величина недоотпуска электроэнергии при отказах,
тыс. кВт*ч;

С2 — приведенные затраты на предотвращение недоотпуска
электроэнергии, у. е. /кВт*ч;

Квв — коэффициент, характеризующий снижение потерь при
аварийных отключениях в распределительных сетях.

DСнэ=44*0,75*0,38=12,54тыс. у. е.

4. Экономия трудозатрат персонала, связанных со сбором и обработкой
информации:

DСсон=1,07*Кперс*Ксон*ЗП*Ч,

где: 1,07 — коэффициент отчислений на социальное страхование;

Кперс — коэффициент, характеризующий снижение трудозатрат
персонала по обработке информации;

Ксон — коэффициент, отражающий долю общей численности
промышленно-производственного персонала, занятого сбором и обработкой
информации (принимается равным 0,2);

Ч — численность персонала, чел.

DСсон=1,07*0,15*0,12*1,066*74=1,52тыс. у. е.

5. Экономия затрат на автотранспорт, необходимый для сбора информации о
состоянии управляемых объектов и оперативного персонала:

DСавт=Кавт*Савт,

где: Кавт — коэффициент, характеризующий снижение расходов на
содержание автотранспорта;

Савт — годовые затраты на автотранспорт.

DСавт=0,2*8=4тыс. у. е.

6. Экономия затрат на капитальный ремонт оборудования:

DСкр=Кфон*Скр,

где: Кфон — коэффициент, характеризующий снижение затрат на
капитальный ремонт оборудования;

Скр — затраты на капитальный ремонт оборудования, тыс. у. е.

DСкр=0,017*196,68=3,34тыс. у. е.

7. годовая экономия от функционирования АСДУ РЭС:

Эг=DА+DСпс+DСнэ+DСсон+DСавт+DСкр-Сасу,

где: Сасу — текущие затраты, связанные с функционированием
АСДУ РЭС, тыс. у. е.

Эг=24+7,68+12,54+1,52+4+3,34-17,3=35,7тыс. у. е.

8. годовой экономический эффект:

Э=Эг-Ен*КдА,

где: Ен — единый нормативный коэффициент экономической
эффективности капиталовложений;

КдА — единовременные затраты, связанные с созданием
АСДУ РЭС:

КдА= КкА+ КпА=62.12+8.18=70.3тыс.
у. е.

Э=35.7-0,15*70.3=25.155тыс. у. е.

9. Расчетный коэффициент эффективности капиталовложений:

Ер=Эг/ КкА,

Ер=35.7/62.12=0.57

10. Срок окупаемости капиталовложений:

Т= КкА/Эг,

Т=62.12/35.7=1.74года

Расчетный коэффициент эффективности Ер=0.57, что больше
отраслевого нормативного коэффициента капиталовложений равного 0,44,
следовательно, создание АСДУ РЭС экономически целесообразно.



Литература

1.      Барзилович
В.М. Высоковольтные трансформаторы тока. М. — Л.: Госэнергоиздат, 1962.

2.      Афанасьев
В.В., Адоньев Н.М., Кибель В.М., Сирота И.М., Стогний Б.С. Трансформаторы тока.
Л.: Энергоатомиздат, 1989.

3.      Вавин
В.И. Трансформаторы напряжения и их вторичные цепи. М.: Энергия, 1967.

4.      Дымков
А.М. Трансформаторы напряжения. М.: Энергоатомиздат, 1975.

5.      РД
34.09.101-94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве,
передаче и распределении

Учебная работа. Влияние погрешности трансформаторов тока и напряжения на коммерческие потери в энергосистемах