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.

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 — (Df_I /100), KU = 1 — (Df_U /100),.

где Df_I — токовая погрешность трансформатора тока, Df_U — 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 = 331 021 094−326 683 013=4338081 кВт*ч/год;

по данным за 1998 г..

DW = 294 647 641−290 512 594= 4 135 047 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 = 328 316 428−326 683 013=1633415 кВт*ч/год;

по данным за 1998 г..

DW = 292 196 976−290 512 594=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:

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

Е_р — 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=W_c* (t-C₁) *K₁*10^-5,.

где: W_c — 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=24 тыс. у.е.

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

DС_пс=W_пс*b_э*С₁*10^-5,.

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

b_э — коэффициент, характеризующий сокращение потерь в сетях.

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

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

DС_нэ=Н_э*С₂*К_вв,.

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

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

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

DС_нэ=44*0,75*0,38=12,54 тыс. у.е.

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

DС_сон=1,07*К_перс*К_сон*ЗП*Ч, где: 1,07 — коэффициент отчислений на социальное страхование;

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

К_сон — 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.

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

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

DС_авт=К_авт*С_авт,.

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

С_авт — годовые затраты на автотранспорт.

DС_авт=0,2*8=4 тыс. у.е.

6. Экономия затрат на капитальный ремонт оборудования:

DС_кр=К_фон*С_кр,.

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

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

DС_кр=0,017*196,68=3,34 тыс. у.е.

7. Годовая экономия от функционирования АСДУ РЭС:

Э_г=DА+DС_пс+DС_нэ+DС_сон+DС_авт+DС_кр-С^асу,.

где: С^асу — текущие затраты, связанные с функционированием АСДУ РЭС, тыс. у. е.

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

8. Годовой экономический эффект:

Э=Э_г-Е_н*К_д^А,.

где: Е_н — единый нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений;

К_д^А — единовременные затраты, связанные с созданием АСДУ РЭС:

К_д^А= К_к^А+ К_п^А=62.12+8.18=70.3 тыс. у.е.

Э=35.7−0,15*70.3=25.155 тыс. у.е.

9. Расчетный коэффициент эффективности капиталовложений:

Е_р=Э_г/ К_к^А,.

Е_р=35.7/62.12=0.57.

10. Срок окупаемости капиталовложений:

Т= К_к^А/Э_г,.

Т=62.12/35.7=1.74года Расчетный коэффициент эффективности Е_р=0.57, что больше отраслевого нормативного коэффициента капиталовложений равного 0,44, следовательно, создание АСДУ РЭС экономически целесообразно.

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.