На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |   2008  |   »
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Проблемы и решения

01.10.2014 Метрологическое обеспечение распределенных измерительных комплексов в схемах электроснабжения

 

Метрологическое обеспечение распределенных измерительных комплексов в схемах электроснабжения

 

Распределительные электросетевые комплексы как в государственных, так и в акционированных энергосистемах должны соответствовать основным требованиям к их построению на современном этапе развития.

К примеру, изложенные в [1] требования относятся к системам, совместно образующим автоматизированный иерархический интегрированный комплекс центра управления сетей энергоснабжающей организации. Речь об автоматизированной системе управления технологическими процессами (АСУ ТП), автоматизированной системе оперативно-технологического управления (АСОТУ) и автоматизированной информационно-измерительной системе контроля и учета электроэнергии (АИИС КУЭ).

 

Distributive electric grid complexes in state and corporatized energy systems must accord with basic requirements for construction at the present stage of development. Automatic control system of engineering processes, automated system for operational and technological management and automated information-measuring system for monitoring and accounting of power are considered in this article. Basic functions of the last one are increasing the measurements’ accuracy and reliability in the wholesale and retail energy markets, determination of technical and economic characteristics, the energy loss monitoring and etc. The main focus is on the problems of measuring accuracy. Nowadays its direct valuation exists neither in Russia nor in Belarus.

 

АИИС КУЭ рассматривается в [1] как информационно-измерительная система. Ее основные функции, начиная от центра управления сетей до отдельных групп потребителей, – повышение точности и достоверности измерений на оптовом и розничном рынках энергии, определение технико-экономических показателей, мониторинг потерь энергии и др. Подобные цели достигаются применением электронных цифровых счетчиков, автоматизацией расчета потерь электроэнергии на всех уровнях иерархии сетей, подбором технических средств, соответствующих метрологическим требованиям, выбором каналов связи приемлемой надежности и пропускной способности.

Учитывая перечисленные требования и функции, каждая АИИС КУЭ по российскому законодательству должна быть внесена в Государственный реестр технических средств измерений как единичное средство измерения в системе учета электроэнергии, хотя она организуется в виде трехуровневой ИИС по принципу действующей в Республике Беларусь концепции приборного энергоучета: информационно-измерительный комплекс на первом уровне, информационно-вычислительный комплекс электроустановки – на втором и ИВК локальной или корпоративной вычислительной сети – на третьем, верхнем уровне. На всех трех уровнях формируется структура с системой обеспечения единого времени (СОЕВ), привязанной к единому календарю.

Подобный состав АИИС КУЭ порождает проблему точности измерений, так как в настоящее время прямого ее нормирования как по измерению энергии, так и по мощности нет ни в России [2], ни в Беларуси. Например, в российских Правилах устройства электроустановок [2] определены только требования к классам точности измерительных приборов, трансформаторов тока и напряжения, хотя фактически такие устройства являются лишь элементами достаточно сложных измерительных иерархических систем, а в Беларуси – к тому же и управляющих систем в соответствующем режиме. В [1] отмечено, что в некоторых проектных схемах соединений при соблюдении всех требований ПУЭ к средствам коммерческого учета расчетная погрешность измерений в общем случае достигает 5–6 %. Подобная величина погрешности обусловлена тем, что в канале учета обычно используется 10 и более элементов, погрешность которых находится в пределах максимум 1 % для каждого. Кроме того, следует учитывать, что по каждому элементу насчитывается более 10 видов погрешности и, таким образом, мы выходим на результирующую погрешность, названную в [1]. Рассмотрим получение подобного результата более подробно.

Согласно [3], границы погрешности измерений активной электроэнергии dаик ( %) определяют по формуле:

 

 

где dj – предел допускаемой относительной токовой погрешности трансформатора тока (ТТ), %;

du – предел допускаемой относительной погрешности напряжения ТН, %;

dqa – предел допускаемой относительной погрешности трансформаторной схемы подключения счетчика за счет угловых погрешностей ТТ и трансформатора напряжения (ТН) для активной энергии, %;

dл– потери напряжения во вторичных цепях ТН, %;

dОСа – предел допускаемой основной относительной погрешности счетчика активной энергии, %;

dСДаi – предел допускаемой дополнительной погрешности счетчика активной энергии, возникающей из-за отклонения i-й влияющей величины от ее нормального значения, %.

Граница погрешности измерений активной электроэнергии по группе ИК dаГР ( %) определяется по формуле:

 

 

где dwi = Wi / WаГР;

n – количество входящих в группу каналов;

WаГР – суммарное значение активной энергии, измеренное группой, состоящей из n измерительных каналов, кВт•ч;

Wi – значение активной энергии, измеренное i-м измерительным каналом, кВт•ч;

dвыч – погрешность, обусловленная проведением вычислительных операций.

Пределы допускаемой относительной погрешности трансформаторной схемы подключения счетчика за счет угловых погрешностей ТТ и ТН для активной энергии определяются по формуле:

 

 

где qj – угловая погрешность ТТ, мин;

qu – угловая погрешность ТН, мин;

j – угол сдвига фаз между током и напряжением в измеряемой цепи в точке учета, мин;

cosj – коэффициент мощности в точке учета.

Пределы допускаемой токовой погрешности dj ( %) и угловой погрешности qj (мин) ТТ, входящего в состав ИК, определяемые по ГОСТ 7746-2001, приведены в табл. 1, а пределы допускаемых относительной погрешности напряжения, угловой погрешности qu трансформатора напряжения, определяемые по ГОСТ 1983-2001, – в табл. 2.

 

Таблица 1

 

Допускаемые области погрешностей ТТ для классов точности 0,1; 0,2; 0,2S; 0,5; 0,5S

Класс

точности

Первичный ток от I1ном, %

Предел допускаемой погрешности

Предел вторичной нагрузки (% от номинальной)

токовой, d, %

Угловой q

мин (¢)

срад

0,1

5

±0,4

±15

±0,45

25–100 при cosj2 = 0,8

(активно-индуктивная нагрузка)

20

±0,2

±8

±0,24

100–120

±0,1

±5

±0,15

0,2

5

±0,75

±30

±0,9

20

±0,35

±15

±0,45

100–120

±0,2

±10

±0,3

0,2S

1

±0,75

±30

±0,9

5

±0,35

±15

±0,45

20

±0,2

±10

±0,3

100

±0,2

±10

±0,3

120

±0,2

±10

±0,3

0,5

5

±1,5

±90

±2,7

20

±0,75

±45

±1,35

100–120

±0,5

±30

±0,9

0,5S

1

±1,5

±90

±2,7

5

±0,75

±45

±1,35

20

±0,5

±30

±0,9

100

±0,5

±30

±0,9

120

±1,0

±30

±0,9

 

Таблица 2

 

Допускаемые области погрешностей ТН для классов точности 0,2 и 0,5

Класс

точности ТН

Предел допускаемой

погрешности

напряжения, %

угловой, мин

0,2

±0,2

±10

0,5

±0,5

±20

 

Как видно из данных, приведенных в таблицах, существенное изменение величин допускаемых токовых и угловых погрешностей определяет уровни первичных токов по отношению к номинальным, а также классы точности. Так, предел допускаемой угловой погрешности ТТ класса 0,1 при 5-процентной нагрузке в линии по отношению к номинальной и то же класса 0,5 при такой же нагрузке отличается в 6 раз, в первом случае составляя ±15 мин, во втором ±90 мин.

На рис. 1 приведены допускаемые области погрешностей для ТТ классов точности 0,5S и 0,5. Из них следует, что при нагрузке I / Iном = 1 % только у трансформатора тока повышенного класса точности (0,5S) погрешность составляет 1,5 %, а у ТТ класса 0,5 погрешность до I / Iном = 5 % не определена вообще. В данном случае речь идет об области погрешностей без пояснения причин их роста при снижении нагрузок.

 

 

Рассмотрим, как изменяются некоторые составляющие этих погрешностей, например угловые, с учетом влияющих факторов, таких как cosj нагрузки, который может иметь значения в пределах 1 > cosj ≥ 0,7. Обратимся к формуле (3), в которой приведена зависимость допускаемой относительной погрешности трансформаторной схемы подключения счетчика от значений угловых погрешностей ТТ и ТН, а также угла сдвига фаз между током и напряжением в точке учета.

На рис. 2 приведены зависимости dq = f(qi, qu, cosj) для двух наборов трансформаторов тока и напряжения разных классов и низкой степени загрузки по току (5 %). Как следует из рисунка, при изменении cosj от величины, близкой к 1 (чисто активная нагрузка), до величины 0,7 (активная и реактивная нагрузки приблизительно равны) угловые погрешности, обусловленные трансформаторной схемой подключения счетчика, увеличиваются от 0,25–0,75 до 1,25–2,7, то есть превышают величину класса счетчика более чем в 2 раза.

 

 

В подобных условиях рядом специалистов рассматриваются другие принципы действия традиционных измерительных трансформаторов тока и напряжения, например оптические ТТ и ТН. На эту тему на страницах журнала «Электрические сети и системы» были опубликованы две статьи [4, 5], в которых представлены разные точки зрения на перспективы использования подобных трансформаторов. В публикациях изложены мнения специалистов, касающиеся 7 качеств оптических ТТ, которые могут или не могут рассматриваться как преимущества ТТ данного типа:

1. Широкая полоса пропускания сигналов (не менее 6 кГц), позволяющая производить полный анализ как количества, так и качества электроэнергии в части гармоник (до 100).

2. Высокая помехоустойчивость к электромагнитным помехам.

3. Долговечность, стабильность в работе и устойчивость метрологических характеристик.

4. Низкая восприимчивость к вибрациям и изменениям температуры.

5. Простота и надежность конструкции.

6. Отсутствие насыщения ТТ.

7. Снижение затрат на эксплуатационное обслуживание по сравнению с затратами на обслуживание традиционных ТТ.

К сожалению, в публикациях [4, 5] мнения не подкреплены конкретными расчетными и фактическими данными, которые помогли бы получить действительную картину, отражающую преимущества и недостатки каждого вида измерительных ТТ и ТН. Такие результаты, можно надеяться, в ближайшее время будут получены, так как во многих проектах АИИС КУЭ, например в России, рассматриваются и новые поколения первичных измерительных преобразователей [1]: волоконно-оптических токовых (ВОПТ), напряжения (ВОПН) и комбинированных (ВОПК). Последние позволяют впервые на практике реализовать в едином конструктиве функции преобразования тока и напряжения, что выгодно не только с точки зрения объединения функций в одном измерительном устройстве, но и по стоимости самого устройства, его ремонтно-эксплуатационного и метрологического обслуживания. Следует отметить, что главным побудительным мотивом совершенствования измерительных трансформаторов тока и напряжения является желание избавиться от магнитных сердечников с присущим им недостатком – насыщением магнитной системы и созданием условий возникновения феррорезонанса. Если в ближайшем будущем удастся решить проблему стоимости новых ВОПК, то они начнут широко применяться не только в сетях высокого напряжения, но и в распределительных, где сосредоточено основное число узлов и точек измерения токов и напряжений.

Однако какими бы совершенными не были первичные средства измерений, на их метрологические характеристики (МХ) основное влияние оказывают режимы электропотребления, поскольку МХ прибора при нагрузках <5 % Iн и Iн могут отличаться в разы (рис. 1). Однако из данного факта не следует, что выходом из положения является выравнивание нагрузки по каждому каналу электропотребления. Во-первых, это нереально, а во-вторых, в теории управления электрическими нагрузками задача ставится так: как из неровных графиков нагрузки сделать ровный. При поисках решения неизбежно появляются потребители-регуляторы, работающие по неравномерному циклу: с большими нагрузками в часы их минимальных значений в энергосистеме и существенным их снижением вплоть до полного отключения в часы пиковых нагрузок. Для таких потребителей проблема обеспечения требуемых метрологических характеристик измерительных узлов стоит наиболее остро, как, впрочем, и проблема потерь электроэнергии, учитывая их квадратичную зависимость от резко возрастающих токовых нагрузок на соответствующих интервалах времени.

В общем виде для потребителя-регулятора можно сформулировать следующую оптимизационную задачу: определить условия получения максимальной экономии платежей за электроэнергию (Эпр) при изменении формы графика нагрузки (ФГН) потребителя-регулятора, имея функциональные зависимости затрат Zрег на изменение режима работы в соответствии с каждой ФГН; то же – на создание измерительного комплекса по энергоучету и управлению электропотреблением Zизм и то же – значений потерь электроэнергии при работе по различным графикам нагрузки (ГН) (DWпот). Формульная запись задачи имеет следующий вид:

Эпр = DПэ – Zрег – Zизм – DWпот = max. (4)

Поставленная задача может быть решена как простым перебором вариантов, в которых преобладают в основном дискретные величины, так и способом максимизации результата на основании полученных функциональных зависимостей, в том числе и зависимости затрат на создание измерительного комплекса из различных элементов как по стоимости, так и по метрологическим характеристикам.

Из составляющих целевую функцию (4) переменных видно, что они характерны не только для потребителей-регуляторов, но и для любых других, которые ставят целью получение экономического эффекта от снижения платы за энергию и мощность по дифференцированным тарифам. Не противоречит сформулированная функция и интересам поставщика энергии, а следовательно, и государственным интересам, поскольку получение максимума результата для потребителя связано с минимизацией потерь энергосистемы за счет снижения пиковых электрических нагрузок.

Поскольку электронный счетчик соответствующего класса точности является основным элементом в измерительной цепи, то на сегодняшний день именно его метрологическим характеристикам уделено больше всего внимания. По некоторым публикациям, в которых отражены конкретные результаты оценки в условиях эксплуатации ряда типов электронных счетчиков, можно судить о специфических особенностях электронных счетчиков прежде всего с точки зрения их метрологических характеристик. Так, в [6] по приведенным кривым распределения плотности вероятности основных погрешностей электронных счетчиков класса 1 различных типов и их совокупности (рис. 3) следует, что во всех случаях (более 400 измерений) счетчики находились в классе. Если судить по значениям среднеквадратических отклонений (крутизне кривых распределения), то по всем типам счетчиков можно устанавливать более жесткие требования по классу. К сожалению, наиболее вероятные значения dоп имеют место при их отрицательных значениях, что свидетельствует о необходимости внесения коррекции или в схемные решения, или в вычислительные процедуры, так как при использовании на объектах учета счетчиков такого типа будет выигрывать потребитель – в среднем от 0,15 до 0,3 % от объема электропотребления.

 

 

С другой стороны, этот выигрыш компенсируется высокой чувствительностью электронного счетчика (до 2 Вт нагрузки), в то время как чувствительность индукционного однофазного счетчика составляет величину, близкую к 10 Вт, а трехфазного – к 30–40 Вт. В таких условиях полная замена индукционных счетчиков электронными приведет практически к исключению составляющей потерь (для энергосистемы), обусловленной высокой чувствительностью современных электронных счетчиков высокого класса. Кроме того, в настоящее время весомой статьей потребления электроэнергии во всех развитых странах стало электропотребление в режиме ожидания, составляющее в большинстве жилых домов от 5 до 10 % от общего энергопотребления [7].

Потребление электроэнергии в режиме ожидания (средние величины) составляет:

• настольный кондиционер (выключен) – 0,9 Вт;

• зарядное устройство для мобильного телефона (телефон заряжается) – 3,68 Вт;

• радиочасы (включены) – 2,01 Вт;

• компьютер (выключен) – 2,84 Вт;

• струйный факс (включен) – 6,22 Вт;

• телевизор с ЭЛТ (выключен кнопкой) – 2,68 Вт и т. д. [7].

Сегодня широко применяются более 40 видов устройств, использующих режим ожидания. В связи с этим разработан стандарт Международной электротехнической комиссии, предложившей всем странам принять так называемый План одного ватта. Он предусматривает проведение согласованных мер по снижению энергопотребления в режиме ожидания до уровня не более 1 Вт. Такой стандарт в настоящее время уже существует: «Стандарт IEC 62301. Электропотребление в режиме ожидания. Бытовые электроприборы».

Из приведенных условий Плана одного ватта следует, что принявшая его страна обязана полностью заменить все индукционные электросчетчики, используемые для учета бытовых нагрузок, на высокочувствительные электронные. Это предъявляет и новые требования к метрологическому обеспечению как отдельно установленных счетчиков, так и счетчиков в составе автоматизированных систем энергоучета. В статье [8] вполне обоснованно показано, что мощность, потребляемую различными преобразователями в приборах, можно свести к нулю. Заметим, что согласно п. 4.5 стандарта IEC 62301 нулевой потребляемой мощностью считается мощность ниже 5 мВт. Такая величина мощности, как утверждают специалисты [8], вполне достижима.

Таким образом, задачи метрологического обеспечения локальных приборов первичного учета электроэнергии существенно отличаются от задач подобного обеспечения для многоуровневых систем энергоучета. Для подобных систем использование одного, даже самого совершенного по метрологическим характеристикам электронного счетчика проблемы не решает ввиду того, что согласно формуле (1) подобным образом необходимо совершенствовать и другие измерительные элементы, погрешности которых суммируются в виде квадратов их суммы в формуле (1). Опыт проектирования АСКУЭ в виде многоуровневых систем, состоящих из большого числа метрологически аттестуемых элементов, показывает, что затраты на создание АСКУЭ весьма существенны. В Государственном реестре приборов и средств измерения есть много взаимозамещаемых элементов с различными метрологическими характеристиками и, соответственно, различной стоимостью. Ориентация на принцип «дорогое – значит, лучшее» в данном случае приводит к тому, что сметы на системы АСКУЭ оказываются необоснованно завышенными.

Попробуем сформулировать задачу минимизации затрат, представленную в [3] как «распределение требований к метрологическим характеристикам средств измерений в ИИСЭ». Формулировка задачи для случая измерения активной энергии будет следующей: определить условие обеспечения требуемой погрешности измерений электроэнергии измерительного канала (ИК) при минимальных затратах, распределяемых по составляющим с учетом их стоимости в зависимости от значений метрологических характеристик, то есть:

Zик = ZЭС + Zj + Zu = min, (5)

при ограничении:

dапк ≤ dаИКзад, (6)

где ZЭС, Zj, Zu – стоимость электронного счетчика, трансформатора тока и трансформатора напряжения с учетом класса точности;

dаИКзад – заданное значение погрешности измерений по каналу учета.

Как следует из формулы (5), в минимизируемой функции учтены только 3 элемента, так как именно они являются наиболее затратными при синтезе системы энергоучета. Однако при разработке конкретного проекта составляющих может быть и больше. Главное условие – по каждому из элементов необходима достоверная информация по метрологической составляющей и стоимости.

Важную роль играет выбор канала многоканальной системы, поскольку в ее состав могут входить каналы разной степени загрузки и различного набора элементов. В этом случае первоначально выбирается самый загруженный канал с наиболее сложным набором измерительных элементов. При нахождении оптимального решения по данному каналу учитывается специфика других каналов и с учетом этого принимается окончательное решение.

Изложенный выше подход проанализирован на примере учета активной электрической энергии, но аналогично рассматривается решение и по реактивной энергии. Подобную ситуацию следует рассматривать сразу для случая, когда организуется учет двух видов энергии с возможными перетоками в обоих направлениях. Все выбираемые средства измерения должны быть функционально достаточными в соответствии с поставленной задачей. Например, электронный счетчик с функцией учета качества энергии может сравниваться по своим метрологическим характеристикам только с подобными ему счетчиками, обладающими такими же функциональными возможностями.

Выбор оптимального распределения затрат на синтез измерительных средств по каналу учета может быть достаточным, когда каналы идентичны по загрузке. Однако, как свидетельствует формула (2), граница погрешности учета электроэнергии по группе ИК может быть определена только в случае, когда известна доля суммарного электропотребления по каждому каналу. Упрощение задачи очевидно. Уже рассматривался случай, когда к одному из каналов подключен потребитель-регулятор, для которого важен не столько объем электропотребления, сколько форма графика нагрузки. При данном графике в отдельные часы эти нагрузки равны или близки к нулевым, что, несомненно, сказывается на метрологических характеристиках потребителя. Таким образом, формула (2), с помощью которой вычисляется способ определения границы погрешности измерений электрической энергии по группе ИК, требует доработки, хотя в данном случае формулировки оптимизированной задачи не потребуется.

В начале статьи при изложении основных требований к построению распределительных электросетевых комплексов было отмечено, что они должны развиваться совместно, как, например, изложено в [1], что в некоторой степени противоречит принятой в Беларуси концепции приборного энергоучета. Согласно ей (9-й принцип) АСКУЭ не может и не должна решать задачи автоматизированных систем управления технологическими процессами и телемеханических систем диспетчерского управления. Хотя АСКУЭ, как и другие упомянутые системы, являются в целом системами реального времени, они существенно различаются не только целями и задачами, но и дискретностью этого времени, интервалами контроля (от 3 мин и более). Вместе с тем на сегодняшний день функции АСКУЭ существенно расширились (например, анализ ПКЭ, интегральная оценка надежности канала учета энергии), что не противоречит изложенному выше принципу. При расширении функций АСКУЭ не должны нарушаться метрологические характеристики измерительных каналов. Необходимо строго выполнять требования защиты коммерческой информации от несанкционированного доступа.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

1. Требования к метрологическому обеспечению распределенных измерительных комплексов в схемах электроснабжения потребителей вытекают из решения оптимизационных задач синтеза каждого конкретного комплекса с учетом метрологических характеристик его функционально достаточных элементов и их стоимостных и эксплуатационных показателей.

2. При обосновании расчетных значений интегральных метрологических характеристик измерительных комплексов должна учитываться специфика потребителей в части форм графиков нагрузок. Наиболее характерными в данном случае являются потребители-регуляторы, к которым должны быть предъявлены условия обеспечения требуемых метрологических характеристик на всем временном диапазоне.

3. Учитывая, что потребление электроэнергии в режиме ожидания занимает все большую долю в бытовом электропотреблении, в Беларуси следует совершенствовать нормативную базу, касающуюся подобного электропотребления, приведя ее в соответствие с европейской (например, в части стандарта IEC 62301).

4. Совершенствование методик обоснования, расчета и самообеспечения метрологических характеристик измерительных комплексов должно выполняться с учетом расширения их функциональных возможностей и интеграции измерительных, информационных и управляющих комплексов на всех иерархических уровнях с соблюдением правил защиты информации от несанкционированного доступа.

 

Евгений ЗАБЕЛЛО,
доктор технических наук, профессор,
Валерий ЕПИФАНОВ,
аспирант БГАТУ

 

(Статья поступила в редакцию 18.06.2014 г.)

 

ЛИТЕРАТУРА

 

1. Чичев С. И. Реализация автоматизированной информационно-измерительной системы контроля и учета электроэнергии в рамках выполнения технической политики в распределительном электросетевом комплексе ОАО «МРСК ЦЕНТРА» // Электрика. – 2010. – № 6.

2. Правила устройства электроустановок. – М.: ЗАО «Энергосервис», 2003. – 606 с.

3. Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии по межгосударственным, межсистемным перетокам и генерации. Программа и методика метрологической аттестации. – БелГИМ, 2010. – 15 с.

4. Гуртовцев А. Л. Оптические трансформаторы и преобразователи тока // Электрические сети и системы. – 2009. – № 3.

5. Гуревич В. Оптические трансформаторы тока: нужно быть реалистами // Электрические сети и системы. – 2010. – № 4.

6. Гуртовцев А. Л. Погрешности электронных счетчиков. Исследование и оценка // Новости электротехники. – 2007. – № 2.

7. Потребление энергии в режиме ожидания // Энергетическая стратегия. – 2011. – № 4.

8. Онг Э. Нулевое энергопотребление становится реальностью // Силовая электроника. – 2011. – № 4.

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком