реферат, рефераты скачать Информационно-образоательный портал
Рефераты, курсовые, дипломы, научные работы,
реферат, рефераты скачать
реферат, рефераты скачать
МЕНЮ|
реферат, рефераты скачать
поиск
Влияние погрешности трансформаторов тока и напряжения на коммерческие потери в энергосистемах

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*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




© 2003-2013
Рефераты бесплатно, рефераты литература, курсовые работы, реферат, доклады, рефераты медицина, рефераты на тему, сочинения, реферат бесплатно, рефераты авиация, курсовые, рефераты биология, большая бибилиотека рефератов, дипломы, научные работы, рефераты право, рефераты, рефераты скачать, рефераты психология, рефераты математика, рефераты кулинария, рефераты логистика, рефераты анатомия, рефераты маркетинг, рефераты релиния, рефераты социология, рефераты менеджемент.