Энергетика является определяющим фактором развития экономики любой страны. Низкая энергетическая эффективность российской экономики стала одной из главных причин напряженности в топливои энергоснабжении страны. Проблема высокой энергоемкости производства усугубляется исключительно низким уровнем полезного использования энергоресурсов. На всех последовательных этапах добычи, переработки, преобразования, транспортировки и распределения первичных источников и на всех ступенях использования энергии в материальном производстве, сфере услуг в целом теряется около 90% энергии от первоначального уровня [20].
Всегда уделялось большое внимание повышению эффективности функционирования энергетической отрасли в целом. Проблемы метрологического обеспечения измерений для учета электроэнергии в электроэнергетической отрасли продолжительное время считались малозначащими и второстепенными. Например, в числе около 20 отраслевых научно-технических программ НИОКР отрасли «Электроэнергетика» Минэнерго СССР программа «Метрология, стандартизация и сертификация» появилась как самостоятельная лишь в РАО «ЕЭС России» 1994 г.
На протяжении десятков лет не уделялось достаточного внимания созданию эталонной базы страны и средств измерений электроэнергии, правильному выбору и применению средств измерений электроэнергии, соблюдению условий измерений на энергетических объектах, разработке и правильному применению метрологических норм и правил и другим метрологическим работам.
Последние годы в электроэнергетической отрасли отношение к учету электроэнергии стало постепенно меняться. Как в РАО «ЕЭС России», так и в отдельных АО-энерго проясняется то, что вкладывание финансовых средств в учет электроэнергии способно окупить себя в кратчайшие сроки, а задержка с решением проблем учета продолжает вести к дальнейшему нарастанию существенных экономических потерь [4].
Потери электроэнергии в электроэнергетике определяются как: ПОСТУПЛЕНИЕ + ВЫРАБОТКА — ОТДАЧА — РЕАЛИЗАЦИЯ = ПОТЕРИ.
При таком подходе понятие «потери» — это фактический небаланс АО-энерго, предприятия электрических сетей, района электрических сетей, подстанции, шины, включающий в себя и собственно технологические потери электроэнергии, и так называемые «коммерческие потери». В состав коммерческих потерь электроэнергии входят и все недостатки учета электроэнергии.
По данным АО «Пермэнерго», в 1999 г. расход электроэнергии на ее транспорт в сетях составил:
— в мае — 138 500 МВт-ч, или 10,59%;
— в июне — 63 ООО МВт-ч, или 5,42%;
— в июле — 91 705 МВт-ч, или 8,05%;
— в августе — 131 900 МВт-ч, или 10,7%;
— в сентябре — 182 270 МВт-ч, или 13,68%.
По сравнению с 1998 г. потери в сентябре возросли на 116 001 МВт-ч. По данным АО «Челябэнерго», сравнительный анализ отчетных и статистических данных о поступлении в сеть и потерях электроэнергии показал, что при снижении за 1990;1998 г. г. поступления в сеть 0,4 — 220 кВ в 1,5 раза потери электроэнергии возросли в 1,6 раза, или на 470 МВт-ч. То же самое творится как в сетях РАО «ЕЭС России», так и в сетях других АО-энерго. Такой рост потерь, при снижении поступления в сеть, объясняется значительным ростом коммерческих потерь электроэнергии, в частности недоучетом отпущенной электроэнергии из-за недопустимо больших погрешностей средств учета и безучетным потреблением электроэнергии.
Переход экономики России на новые системы хозяйствования, выделение из состава АО-энерго станций и сетей в РАО «ЕЭС России», увеличение тарифов, внедрение автоматизированного учета и введение новых форм расчетов вынуждают повышать точность коммерческого учета и вообще всей системы электрических измерений, что привело к существенному повышению интереса к этим проблемам. Жесткие требования к достоверности расчетного учета, защищенности технических средств этого учета от несанкционированного доступа, снижение затрат на эксплуатацию средств учета заставляют АО-энерго внедрять системный подход к организации расчетного и технического учета электроэнергии, т. е. переходить к применению на практике систем балансов электроэнергии, включая расчеты фактического и допустимого небаланса [37].
В настоящее время внедряются в практику системы АСКУЭ [25], системы, совмещающие финансовые расчеты и учет электроэнергии (системы предварительной оплаты) [53], новые формы расчетов за электроэнергию (расчеты по фактическому максимуму нагрузки, различные тарифы по различным классам напряжений, дифференцированные по разным временам суток для различных категорий потребителей тарифы и т. п.). В результате вместо классических индукционных счетчиков класса 1 и 2 начинают массово применяться электронные «интеллектуальные» счетчики классов 0,2 и 0,5, позволяющие учитывать активную и реактивную электроэнергию и мощность по зонам суток с интервалом от 3 минут, запоминанием инте-грал^пвхгдш^шатрвшз^йшвЕШ1ше врршгащапакштсттполучением информации для принятия правильных решений, во многом связаны с тем, что в состав измерительных комплексов входят измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и тока (ТТ). В данной работе рассматриваются некоторые вопросы, связанные с точностью работы измерительных ТН и алгоритмами получения оценок их метрологических характеристик в условиях эксплуатации.
Актуальность работы.
Необходимость гальванической развязки между высоковольтными частями электроустановок и измерительными приборами (датчиками) и требования унификации измерительных устройств обусловили широкое применение измерительных трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН). Эти устройства являются первичными преобразователями для систем измерений, телеметрии, телемеханики и т. д. Для обеспечения необходимой и достаточной точности измерений в России, как и во всех странах, приняты некоторые нормативы по точности этих измерительных трансформаторов. В частности, имеются нормативы (ГОСТы), вводящие классификацию их по точности. Все измерительные ТН делятся на классы точности, которых выделяется пять: 0,1- 0,2- 0,5- 1,0- 3,0.
Измерительные трансформаторы должны проходить периодическую поверку с межповерочным интервалом, ранее определяемым приложением к ГОСТ 8.002−71 (до отмены этого стандарта), что, в случае применения средств измерений для расчетов с потребителями, соответствует интервалу в 4 года. После отмены этого стандарта межповерочный интервал устанавливается для каждого типа трансформатора отдельно при проведении испытаний с целью утверждения типа. Данные об этих интервалах содержатся в описаниях типов, которые хранятся в Госреестре средств измерений. Разброс сроков периодической поверки для разных типов трансформаторов составляет от 3 до 8 лет.
На практике периодическая поверка, по результатам которой можно корректировать изменения коэффициентов преобразования ТН в процессе эксплуатации, не реализуется, поскольку это связано с техническими сложностями. В частности выведение ТН в поверку требует отключения цепей релейной защиты, автоматики и учета на все время поверки и вызывает вает значительные финансовые затраты. Кроме того, имеется мнение [22], что можно отказаться от периодической поверки, как являющейся якобы совершенно излишней, забывая при этом требования Закона РФ «Об обеспечении единства измерений» [21] в части поверки средств измерений при расчетах между покупателем и продавцом. Скорее всего, это мнение обусловлено практически полным отсутствием в Российской Федерации информации о метрологическом состоянии ТН с многолетними сроками эксплуатации.
В качестве основного направления по обеспечению поверки ТН в условиях эксплуатации как в России, так и за рубежом, сегодня принято создание передвижной образцовой поверочной установки, однако из-за высокой стоимости такой установки и отсутствия финансирования работы в России практически не ведутся.
В современной практике обычно считается, что параметры ТН в процессе эксплуатации не меняются, т. е. его класс точности остается неизменным. Однако уже в описаниях типа этот факт завуалированно отвергается наличием требований о периодической поверке для каждого типа ТН. Проверку метрологических параметров ТН необходимо проводить при некоторых строго нормированных сочетаниях влияющих факторов, таких как значения нагрузки вторичных цепей, напряжения, коэффициента мощности нагрузки, которые в реальных условиях эксплуатации, очевидно, не выдерживаются. Кроме того, магнитопроводы ТН, выполняемые в подавляющем большинстве случаев из листовой электротехнической стали, также со временем меняют свои характеристики. Это обусловлено многими факторами:
-«старение» ферромагнетиков из-за наличия вибраций, перепадов температуры и т. п.;
— ослабление шихтовки магнитопроводов в процессе эксплуатации;
— в ТН с литой изоляцией с течением времени происходит дополнительный обжим магнитопровода, связанный с медленными процессами полимеризации компаундов;
— при возникновении резких бросков тока в обмотках ТН возможны процессы изменения кривой намагничивания, как это имеет место в измерительных трансформаторах тока, и т. д.
Подтверждением вышесказанного могут слулсить результаты, полученные в ходе многолетних исследований, проведенных в Чехословацкой национальной и Словацкой региональной энергосистемах в период с 1975 по 1988 гг., на измерительных трансформаторах напряжения и тока, имеющих номинальные напряжения 110−400 кВ.
Так, в результате калибровок измерительных трансформаторов, проводившихся с помощью передвижной поверочной лаборатории в энергосистемах Словакии с октября 1986 г. по декабрь 1988 г., выявлено, что общее число трансформаторов напряжения, погрешность которых не соответствует заявленному классу точности, может достигать 30%, а по отдельным классам напряжений может быть значительно выше [22].
Вопросы метрологии ТН ранее рассматривались, в основном, с позиций научных, безотносительно к реальным практическим задачам. В частности многократные экспериментальные проверки давно показали, что даже реальные значения нагрузок вторичных цепей ТН, которые должны контролироваться достаточно часто и по результатам должны приниматься соответствующие меры, могут в несколько раз превышать номинальные для их работы в заданных классах точности.
Увеличение требований к точности исходной информации привело к осознанию того, что наличие таких «черных ящиков», как измерительные ТТ и ТН, не позволяет доверять системам измерений и учета.
Периодической поверкой на местах эксплуатации в настоящее время практически охвачены только счетчики электроэнергии. Трансформаторы тока и напряжения в своем большинстве работают на энергообъектах уже по 15−30 лет и более без должной периодической поверки. Известны источники возникновения погрешностей измерительных трансформаторов при их эксплуатации. Из-за старения материалов, нарушения условий и электрических режимов работы и по ряду других причин погрешности трансформаторов могут превышать допускаемые пределы в несколько раз. Однако стоящая последние 15−20 лет задача обеспечения периодической поверкой трансформаторов тока и напряжения не решается [4].
Расчетно-экспериментальный способ определения метрологических характеристик трансформаторов напряжения по результатам опытов холостого хода и короткого замыкания опубликован в 1953 г. [28] и в 1995 г. после доработки введен Главгосэнергонадзором России как рекомендуемый в «Методику контроля и анализа качества электрической энергии в электрических сетях общего назначения» [32]. В настоящее время этот способ отсутствует в нормативных документах Госстандарта России, так как отсутствуют результаты сличительных испытаний и нет оценки достоверности метрологических характеристик трансформаторов, полученных путем использования результатов опытов холостого и короткого замыкания.
Значения пределов допустимых погрешностей ТН в рабочих условиях применения должны соответствовать ГОСТ 1983– — 89, при этом в ГОСТ 8.216−88 оговаривается, что погрешности ТН должны определяться при уровнях искажения коэффициентов синусоидальности напряжения не более 5%. Таким образом, вопрос о погрешностях ТН в реальных условиях, когда коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения (Ки) достигает 10 и более процентов, в соответствующих нормативных документах не рассматривается.
Постановлением Правительства РФ [38] введена обязательная сертификация качества электроэнергии. В конце 1999 г. Государственной Думой в третьем чтении принят Закон РФ «Об электромагнитной совместимости». «Временный порядок сертификации электроэнергии по качеству» предусматривает проведение работ по основным показателям качества электроэнергии (отклонение частоты, установившееся отклонение напряжения, коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, коэффициенты несимметрии напряжений по обратной и нулевой последовательностям). Проведение работ по качеству электроэнергии предусматривает не только контроль, но и управление основными показателями качества, включая финансовые механизмы, т. е.
введение
скидок и надбавок к тарифам на электроэнергию для потребителей за качество электроэнергии в зависимости от их долевого вклада. Сегодня известны два способа определения виновника ухудшения показателей качества электроэнергии (ПКЭ).
Первый — измерение ПКЭ до включения потребителя и после включения потребителя. Этот способ обладает одним существенным недостатком — необходимостью полного отключения потребителя, что практически невозможно сделать для потребителей с мощностью более 1 МВт.
Второй — путем определения направлений потоков энергии высших гармоник. Способ основан на измерении гармонических фазовых углов между токами и напряжениями соответствующих гармоник, и в зависимости от того, в каком квадранте находятся векторы, определяется виновник искажения ПКЭ. Способ применим ко всем потребителям, но его погрешность неизвестна.
В связи с тем что измерения и анализ ПКЭ должны проводиться в диапазоне до 40-й гармоники включительно, в данной работе приведены результаты экспериментальных исследований амплитудно-фазовой частотной характеристики (АФЧХ) ТН.
Таким образом, в настоящее время являются актуальными вопросы определения метрологических параметров и характеристик, диагностики, оценки точности передачи высокочастотного сигнала измерительных ТН находящихся в эксплуатации, как с целью снижения потерь электроэнергии, так и для проведения контроля и анализа качества электрической энергии.
Цель диссертационной работы.
1. Разработка и определение достоверности алгоритма и методики, позволяющих повсеместно проводить определение метрологических параметров и характеристик и диагностику измерительных ТН до 35 кВ включительно, как наиболее массовых первичных преобразователей, при отсутствии специальной аппаратуры.
2. Оценка точности передачи сигнала измерительными ТН при высоких уровнях несинусоидальности напряжения в электрических сетях, т. е. при наличии гармоник напряжения до 40-й включительно.
В задачу диссертационной работы входило:
— проведение экспериментальных исследований ТН различных типов изоляции, напряжений, сроков эксплуатации, определение их метрологических параметров и характеристик различными методами, сходимость результатов определения погрешности ТН различными методами;
— разработка метода, установки для определения коэффициента передачи измерительного ТН при высоком уровне несинусоидальности напряжения, методики обработки результатов испытаний.
Основные положения, выносимые на защиту.
Результаты экспериментальных исследований метрологических параметров и характеристик электромагнитных однофазных измерительных трансформаторов напряжения до 35 кВ включительно, с литой и масляной изоляцией, по ГОСТ 8.216−88 и косвенными методами в условиях эксплуатации.
Объект исследования.
Электромагнитные однофазные измерительные трансформаторы напряжением до 35 кВ.
Методы исследования.
При проведении работы использованы методы математического анализа, математического моделирования, теории электрических машин, теории вероятностей и статистической обработки информации, теории цепей, теории гармонического анализа, общей метрологии.
Научная новизна.
1. Предложен алгоритм и методика определения метрологических параметров и характеристик измерительных ТН в условиях эксплуатации.
2. Разработан алгоритм обработки результатов сравнительных испытаний и исследованы существующие методики определения метрологических характеристик ТН.
3. Показано, что предложенная методика обладает достаточной статистической стабильностью, простотой проведения и обработки результатов экспериментов.
4. Предложена методика и алгоритм обработки результатов экспериментальных исследований поведения ТН при различных уровнях несинусоидальности напряжения в электрических сетях.
5. Показано, что при проведении анализа качества электрической энергии, в частности при выявлении потребителей — источников токов высших гармоник, необходимо измерение метрологических характеристик измерительных ТН.
Практическая ценность.
Разработанная методика и алгоритм получения оценки метрологических параметров и характеристик ТН являются составной частью комплекса методических материалов по снижению потерь электроэнергии и проведению контроля и анализа качества электрической энергии.
Разработанные и проверенные алгоритм и методика могут быть использованы эксплуатационным персоналом энергосистем и потребителей для оценки метрологических параметров и характеристик измерительных ТН. На основе этих данных возможно получение выводов о необходимости замены ТН, уменьшения их загрузки, возможности или невозможности подключения дополнительных устройств автоматики, релейной защиты, телемеханики. Эти данные также могут быть использованы при разработке «Методик выполнения измерений» по ГОСТ Р 8.563−96, расчетах погрешностей измерения электроэнергии для выявления причин небаланса и расчета его допустимого значения, урегулирования взаимоотношений между продавцом и потребителем электрической энергии.
Приведенные алгоритм, схемные решения и данные о результатах экспериментальных исследований ТН при несинусоидальных режимах в электрических сетях могут послужить основой для полномасштабных исследований по оценке влияния погрешностей ТН на точность учета электрической энергии.
В работе показано, что в некоторых случаях возможно получение неверных выводов о виновниках нарушения качества электрической энергии и о значениях долевого вклада потребителей — источников токов высших гармоник в такие ПКЭ, как коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения и коэффициент п-й гармонической составляющей напряжения, обусловленные погрешностями измерительных ТН.
Апробация работы Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на III Всероссийском научно-техническом семинаре «Метрологическое обеспечение электрических измерений в электроэнергетике» (Москва, 19−23 апреля 1999 г.). Проект нормативного документа «Измерительные трансформаторы напряжения. Методика выполнения измерений параметров схем замещения в условиях эксплуатации» как рекомендации Госстандарта России докладывался 29 декабря 1999 г. на секции Уральского НИИ Метрологии и направлен на отзывы. Работа, в целом, докладывалась, обсуждалась и получила одобрение на семинаре кафедры электрических машин Уральского государственного технического университета.
Публикации.
Результаты работы опубликованы в шести статьях и одном нормативном документе Госстандарта России.
Объем и структура работы Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и пяти приложений. Объем работы составляет 161 страницу сквозной нумерации, в том числе 97 страниц основного текста (45 рисунков и 6 таблиц), список литературы из 65 наименований на 8 страницах, пять приложений на 56 страницах.
Заключение
.
Предложенный в 1953 г. М. И. Левиным метод определения метрологических характеристик ТН по результатам измерений активных сопротивлений обмоток, токов и напряжений в режимах холостого хода и короткого замыкания на современном этапе развития измерительного оборудования вполне применим в практике.
Проведенные экспериментальные исследования показали, что при опытах XX и КЗ синусоидальность тока и напряжения превышает 5%, в результате чего предложенная М. И. Левиным методика при использовании результатов измерений обычными приборами электродинамической системы может давать существенные погрешности.
Появление нового оборудования — универсального регистратора-анализатора напряжений УРАН-100М, комплекса для измерений и анализа ПКЭ «Омск», прибора ППКЭ и др., позволяющих производить измерения амплитуд токов и напряжений, фазовых сдвигов между током и напряжением, вплоть до 40-й гармоники, позволило доработать метод, предложенный М. И. Левиным.
В данной работе предложено определять погрешности ТН расчетом по схеме его замещения, используя результаты измерений активных сопротивлений обмоток и амплитуд первых гармонических составляющих напряжений, токов и гармонических фазовых углов в опытах XX и КЗ. Оценку значения погрешности ТН, как косвенно измеряемой величины, получают подстановкой оценок значений исходных величин в уравнение их зависимости, а в качестве наиболее достоверного значения косвенно измеряемой величины понимают значение, получаемое подстановкой в уравнение косвенного измерения средних арифметических исходных величин.
Методика основана на том, что для первых гармонических составляющих токов и напряжений трансформатор рассматривается как классический линейный четырехполюсник. В результате получены простые и понятные по физическому смыслу соотношения.
Были проведены две серии проверочных работ. Первая серия была проведена в 1998 году. Всего было испытано 33 ТН с литой изоляцией номинальным напряжением от 3 до 35 кВ. Испытаниям подвергались новые ТН, серийно выпускаемые на АООТ СЗТТ. Вторая серия проводилась в 1999 году. Испытаниям подвергались 14 ТН с масляной изоляцией типа НОМ-15 (номинальное напряжение 13,8 кВ), снятые с эксплуатации на Боткинской ГЭС. Срок службы этих ТН — от 37 до 42 лет.
При проведении первой серии испытаний (33 новых ТН с литой изоляцией) часть измерений проводилась дважды: первый раз с использованием обычных приборов электродинамической системы, измеряющих действующие значения напряжения, тока и активной мощностивторой разс использованием универсального регистратора-анализатора напряжений УРАН-100М.
Для каждого испытанного трансформатора первой серии получены результаты испытаний:
— по ГОСТ 8.216−88 в лаборатории АООТ «СЗТТ»;
— в эксплуатации по результатам опытов XX и КЗ с применением обычных приборов электродинамической системы и с обработкой результатов по методике [32];
— в эксплуатации по результатам опытов XX и КЗ с применением универсального регистратора-анализатора напряжений УРАН — 100 М и предложенным алгоритмом обработки результатов.
Для каждого испытанного трансформатора второй серии получены результаты испытаний:
— по ГОСТ 8.216−88 в лаборатории АООТ «СЗТТ»;
— в эксплуатации по результатам опытов XX и КЗ с применением универсального регистратора-анализатора напряжений УРАН-100М и предложенным алгоритмом обработки результатов.
Сходимость результатов испытаний ТН проверялась путем статистической обработки разности погрешностей напряжения и угловых погрешностей, полученными разными методами.
При использовании универсального регистратора-анализатора напряжений УРАН-100М класса точности 0,2 по току и напряжению и предложенной методики сходимость результатов измерений и расчетов погрешностей с результатами измерений погрешностей ТН по ГОСТ 8.216−88 не превышает:
— ТН с литой изоляцией — погрешность напряжения ± 0,22%, угловая погрешность 0.8 мин.(± 4 мин. от значения 4 мин.).
— ТН с масляной изоляцией — погрешность напряжения ± 0,12%, угловая погрешность -4,5.+2,5 мин. (± 3,5 мин. от значения — 1 мин.).
Показано, что у некоторых ТН имеются ошибки в намотке обмоток, что приводит к отличиям действительных и расчетно-конструкторских величин витковой коррекции. У исследованных трансформаторов она составляет для погрешностей напряжения ТН с литой изоляцией ± 0,1%, с масляной изоляцией ±0,05%.
При наличии в технической документации завода-изготовителя ТН данных о фактической витковой коррекции конкретного ТН и ее учета в расчетах можно ожидать сходимости результатов погрешностей напряжения, определяемых разными методами, не превышающей 0,15%.
В работе показано, что при использовании средства измерений типа УРАН-100М возможно создание простой установки для исследования погрешности ТН при несинусоидальных режимах в сети.
Сделан вывод о незначительной погрешности испытуемого ТН при передаче высших гармонических составляющих спектра напряжения в диапазоне частот 50−2000 Гц, у исследованных ТН она не превышает 0,1%.
Выявлено, что во всех опытах гармоники приблизительно до 10-й передаются с усилением, а гармоники более высоких порядков — с ослаблением. Объяснение этому явлению может быть дано при проведении полномасштабных опытов и дополнительных исследований.
Выявлено, что для исследованных ТН погрешность в передаче гармонического фазового угла определяется угловой погрешностью ТН. При этом можно предположить, что при проведении анализа качества электрической энергии по такому показателю, как коэффициент п-й гармонической составляющей напряжения, возможно появление ошибок в определении виновника и определении долевого вклада отдельных потребителей-источников токов высших гармонических составляющих токов и напряжений. Особенно это касается случаев использования ТН с большими угловыми погрешностями. Так, если предположить, что некий ТН имеет угловую погрешность 20 мин., то в метриках 40-й гармоники эта погрешность возрастает в 40 раз и будет составлять 13 град.
