 |
Модернизация измерительных
комплексов в сети 110 кВ
Михаил Зихерман,
к.т.н., с.н.с., конструктор измерительных трансформаторов
«Раменского электротехнического завода «Энергия»
В каждом номере журнала вновь и вновь наши авторы говорят о проблемах, связанных с потерями электроэнергии (эти материалы Вы найдете на сайте www.news.elteh.ru). Обсудив многие вопросы (режимы электропотребления, борьба с хищениями, создание современных систем учета), в журнале № 3(21)2003 мы обратились к задачам метрологического обеспечения измерений для учета электроэнергии. В частности, речь шла о правильном выборе и применении средств измерения.
Сегодня статья о путях создания оптимальных измерительных комплексов в сетях 110 кВ дополнит картину.
Ежегодно через одну точку учета в сети 110 кВ проходит электроэнергия на сотни миллионов рублей, а недоучитывается при этом – на миллионы и даже десятки миллионов. Основная причина недоучета – систематические погрешности средств измерения: трансформаторов тока (ТТ), напряжения (ТН) и счетчиков. В такой ситуации модернизация измерительных комплексов неизбежна и затраты на совершенствование учета представляются умеренными.
Однако для высокоточной работы всего измерительного комплекса недостаточно иметь средства учета с высокими классами точности.
К примеру, как пишет профессор Я.Т. Загорский в статье «Метрологическое обеспечение измерений для учета электроэнергии – насущная или ничтожная проблема?» («Новости Электротехники» №3, 2003, с.38-41), систематические погрешности со знаком «минус» возникают в том числе и «при смещении рабочей точки ТТ и счетчиков в область малых токов из-за использования ТТ одновременно как для измерения электроэнергии, так и для защиты, т.е. с завышенным коэффициентом трансформации ТТ...». Это происходит из-за того, что электроэнергия учитывается в нормальном режиме, а релейная защита работает в аварийном. Токи нормального режима отличаются от токов КЗ в десятки и в сотни раз, а коэффициент трансформации ТТ обычно один и тот же, причем для учетных обмоток он оказывается завышенным, а для релейных – заниженным. В результате рабочие токи, как правило, не достигают 20% от номинального, а токи КЗ, напротив, превышают номинальные более чем в 20 раз. Это одинаково плохо как для учета, так и для релейной защиты.
То есть необходимо формировать измерительные комплексы таким образом, чтобы все составляющие соответствовали друг другу, условиям эксплуатации и были правильно соединены между собой. Модернизируя точки учета, следует не упускать из виду то, что метрологические характеристики всех элементов комплекса должны быть друг с другом согласованы.
Оптимальные параметры
элементов измерительного комплекса для сети 110 кВ
Требованиям современного измерительного комплекса, на мой взгляд, более всего соответствуют следующие счетчики:
- трехфазные, микропроцессорные с малым потреблением мощности от измерительных трансформаторов (по цепям тока – не более 0,5 ВА на фазу и по цепям напряжения – не более 10 ВА на фазу). Основная мощность по цепям напряжения расходуется на питание устройств передачи данных в системе АСКУЭ, а сами аналого-цифровые преобразователи потребляют очень мало;
- класс точности 0,2S или 0,5S (S обозначает нормирование погрешностей счетчика в области малых токов вплоть до
- 0,5–1,0% от номинального значения);
- схема включения – для трехфазной четырехпроводной сети, поскольку вторичные обмотки ТТ и ТН собираются в трехфазную звезду с нулевой точкой, которая соединяется с нулевой точкой счетчика четвертым (нулевым) проводником (в нормальном рабочем режиме по четвертому проводу текут только небольшие токи небаланса);
- номинальное напряжение 57,7/100 В с минимальной несимметрией потребления по фазам и коэффициентом мощности нагрузки близким к 0,8, поскольку поверка трансформатора напряжения на соответствие классам точности производится при этом коэффициенте;
- номинальный ток – обязательно 1 А, так как использование значения 5 А чревато недопустимо большими потерями мощности (более 95%) в соединительных проводах;
- максимальный рабочий ток – 150–200% от номинального, что обеспечивает точный учет при возможных перегрузках;
- ток термической и динамической стойкости токовых цепей счетчика может не превышать 40 и 100 А соответственно, т.к. вторичная обмотка ТТ, предназначенная для питания счетчика, должны иметь номинальный коэффициент безопасности приборов не более 10, т.е. при больших первичных токах КЗ магнитопровод этой обмотки должен насыщаться и не пропускать сверхтоки во вторичную цепь;
- климатическое исполнение и категория размещения счетчика должны соответствовать условиям его применения;
- защита от воздействия внешних полей;
- при необходимости учета реактивной энергии желательно иметь счетчик совмещенной конструкции, чтобы аналого-цифровые преобразователи были общими для обоих каналов.
Для обновления измерительных комплексов наибольший интерес представляют трансформаторы тока
с такими или близкими к ним параметрами:
- номинальный первичный ток обмотки для учета электроэнергии должен выбираться по величине рабочего тока соответствующего присоединения. Для сетей 110 кВ рабочие токи большинства присоединений не превышают 200 А. Так, ВЛ 110 кВ имеет натуральную мощность 30 МВт и соответственно ток 150 А. Номинальный ток потребительских силовых трансформаторов мощностью 16–25 МВА равен 80–125 А. ТТ с номинальным током порядка 600 А и более требуются только на стороне 110 кВ понижающих автотрансформаторов мощностью 120 МВА и выше, а также для мощных блоков электростанций;
- номинальный вторичный ток – обязательно 1 А;
- класс точности 0,2S или 0,5S в диапазоне рабочих токов от 0,5–1,0% до 150–200% от номинального;
- допустимая вторичная нагрузка – в пределах от 1 до
- 2,5 ВА при коэффициенте мощности, равном единице (т.е. при чисто активной нагрузке). С одной стороны, это не противоречит ГОСТ 7746-2001 в части величины коэффициента мощности, а с другой стороны, находится в оптимальных пределах при номинальном вторичном токе 1 А, поскольку сопротивление фазного провода легко обеспечить в пределах 0,5-2,0 Ом (к тому же оно близко к чисто активному). Сопротивлением обратного (нулевого) провода можно пренебречь;
- номинальный коэффициент безопасности приборов не более 10.
Сказанное выше относится к вторичной обмотке №1, предназначенной только для питания счетчиков коммерческого учета, и другие приборы к этой обмотке подключать не следует.
Однако использовать дорогостоящий высоковольтный аппарат, каким является ТТ 110 кВ, только для целей коммерческого учета нецелесообразно. Можно снабдить его еще вторичными обмотками для технических измерений и релейной защиты.
ТТ – высоковольтные аппараты и должны обладать достаточной термической, механической и электрической прочностью. Большинство параметров ТТ регламентируются ГОСТ 7746-2001, однако некоторые из них приходится выбирать самим,
в частности наибольший длительно допустимый рабочий ток первичной обмотки. Он должен быть по возможности наибольшим, чтобы обеспечить перегрузочную способность ТТ в аварийных ситуациях (сейчас – 600–1000 А), причем вторичная обмотка №1 должна длительно выдерживать такую перегрузку. Класс точности обмотки №1 при этом может не сохраняться.
Самостоятельно выбирается и ток термической и динамической стойкости. Пока в большинстве случаев требуемый односекундный ток термической стойкости не достигает 40 кА, а динамической – 101 кА. Но на эти цифры следует ориентироваться уже сейчас, так как высокая стойкость понадобится, если в процессе развития энергосистем токи КЗ возрастут.
Планируя модернизацию измерительных комплексов, предпочтение лучше отдать следующим трансформаторам напряжения:
- одноступенчатым электромагнитным с отдельной основной вторичной обмоткой №1 для включения коммерческих счетчиков. Каскадные электромагнитные и емкостные для этих целей не подходят, т.к. вторичная обмотка №2, к которой подключается релейная защита, у ТН этих типов недопустимо влияет на погрешности обмотки №1. В одноступенчатом некаскадном электромагнитном ТН это влияние возможно минимизировать на уровне 10–15%. В остальных конструкциях оно значительно больше;
- класс точности основной вторичной обмотки №1 (57,7 В) – 0,2 в диапазоне мощностей 25–100 ВА при коэффициенте мощности 0,8, что позволит подключить на один трехфазный комплект ТН от 3 до 10 микропроцессорных счетчиков и не обращать внимания на величину нагрузки релейной обмотки №2;
- класс точности основной вторичной обмотки №2 (57,7 В) может быть снижен до 0,5–1,0 при номинальной мощности
- 200–400 ВА с коэффициентом мощности 0,8, что не сказывается на работе релейной защиты;
- класс точности дополнительной вторичной обмотки №3
- (100 В) можно снизить до 3,0 при мощности 1200 ВА;
- вторичные цепи ТН имеют автоматы или предохранители для защиты их от токов КЗ. Они обладают значительными внутренними сопротивлениями, которые нужно учитывать при расчете потерь напряжения.
Завершая статью, хочу заметить:
удобно было бы аттестовывать весь измерительный комплекс в целом.
Следует присваивать ему определенный класс точности и погрешности выражать в процентах от номинального количества электроэнергии в час. Это поможет как продавцу электроэнергии, так и покупателю оценивать качество конкретного комплекса, сравнивать различные комплексы, оценивать сроки окупаемости капитальных вложений и т.д.
Иногда находящиеся в эксплуатации измерительные комплексы не могут длительно сохранять присвоенный им ранее класс точности и возникает необходимость их периодической поверки и переаттестации. Однако переповерять все комплексы подряд через определенные интервалы времени не имеет смысла. Это следует делать только по заказу продавца электроэнергии либо покупателя вне зависимости от того, кому из них данный комплекс принадлежит. Выполнять поверку обязаны подразделения Госстандарта, а оплачивать – заказчик. Если ни продавец, ни покупатель не заказывают поверку, это означает, что каждого из них устраивает существующая точность взаимных расчетов и они не ожидают для себя экономической выгоды от ее возможного повышения.
| 
|
