Загрузка...
Учебная работа. Статья: 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.
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:
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);
ЗП — среднегодовая зарплата персонала, тыс. у. е.;
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
*Кд
А
,
где: Ен
— единый нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений;
Кд
А
— единовременные затраты, связанные с созданием АСДУ РЭС:
Кд
А
= Кк
А
+ Кп
А
=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
/ Кк
А
,
Ер
=35.7/62.12=0.57
10. Срок окупаемости капиталовложений:
Т= Кк
А
/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