Система автоматического контроля качества и учета количества электроэнергии

Проблема учета количества электроэнергии обусловлена развитием рыночных отношений, которые требуют увеличения точности учета для целей коммерческих расчетов. Например, ежегодно только в одной точке учета сети 110 кВ недоучет оценивается единицами, десятками миллионов рублей. Кроме того, постановлением Правительства РФ № 1013 от 13.08.1997 г. электроэнергия признана видом товара, который характеризуется качеством. Под качеством электроэнергии понимается множество технических параметров (частота основной гармоники, спектральный состав тока и напряжения, отклонение напряжения от номинала и т. д.), на основании которых вычисляются показатели качества электроэнергии (ПКЭ). Методику расчета ПКЭ и нормы на них устанавливает ГОСТ 13 109–97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». Поэтому, говоря о контроле качества электроэнергии, следует понимать определение некоторого множества физических величин, на основании которых рассчитываются ПКЭ.

Актуальность решения задачи контроля качества и учета количества электроэнергии обусловлена несколькими аспектами.

Во-первых, существующая методика учета перетоков электроэнергии, основанная на периодических измерениях (в течение 0,5 часа) и статистической обработке результатов измерений [1], не может обеспечить достоверности данных о действительных режимах в системе электроснабжения.

Во-вторых, высоковольтные электрофизические установки, которые эксплуатируются в настоящее время и призваны решать задачу учета количества и контроля качества электроэнергии, зачастую не обеспечивают требований ГОСТ 13 109–97 по точности измерений.

В-третьих, существуют юридические причины, вынуждающие участников рынка электроэнергии поддерживать ее качество. Например, согласно ст. 512 (п.2) ГК РФ, потребитель вправе отказаться от оплаты уже потребленной некачественной энергии, а в настоящее время ведется активная работа по введению закона о тарифах (скидках, надбавках) на электроэнергию как функцию ее качества.

При этом сложность решения поставленной задачи обусловлена тем, что электроэнергия, как товар, помимо требований к качеству, обладает особенностью: ее производство и потребление являются неразделимыми во времени процессами, т. е. электроэнергию нельзя хранить и запасать (в больших количествах). В связи с этим, принимая во внимание интегральный характер ПКЭ и факт, что качество электроэнергии на месте производства не гарантирует ее качества в точке присоединения потребителя, необходимо чтобы измерения количества передаваемой электроэнергии и контроль ее качества проводились синхронно во всех контрольных точках энергосистемы одновременно. Таким образом, для существующей методики измерений это означает совпадение во времени моментов начала и окончания измерений, что на практике не реализуется из-за влияния человеческого фактора. Кроме того, электрооборудование, включенное в сеть, влияет на качество электроэнергии, а оно, в свою очередь, может сказываться на функционировании потребителей электроэнергии. Так, например, известно, что перекос фаз негативно влияет на работу электродвигателей, а пульсации напряжения, вызывающие частое мерцание источников искусственного освещения, отрицательно сказываются на работоспособности человека. Примером влияния потребителя (нагрузки) на ПКЭ служат несимметричные нагрузки и мощные промышленные преобразователи напряжения, построенные по принципу импульсных источников питания, которые искажают форму тока. Таким образом, с позиций коммерческого учета также важно знать «виновную» в ухудшении качества электроэнергии сторону [2].

Поэтому необходимо изменить существующий порядок учета электроэнергии [3]. Об этом свидетельствуют соответствующие нормативные документы [4−6]. При этом задача учета количества и контроля качества электроэнергии должна автоматически решаться в масштабе реального времени посредством системы единого времени и единой базы данных энергосистемы. Это также позволит решить проблему оперативности получения данных, повысить их достоверность и снизить себестоимость системы в целом.

Практические измерения ПКЭ, посредством существующих приборов (устройств), на выходных порталах большинства электростанций не выявили значительных претензий к качеству электроэнергии. В тоже время измерения ПКЭ в контрольных точках сетей различных региональных энергосистем России показали, что практически ни в одной из них поставляемая потребителям энергия не соответствовала требованиям ГОСТ 13 109–97. Анализ этой ' проблемы показал, что часто причиной ухудшения качества электроэнергии является плохое техническое состояние линий электропередачи и трансформаторных подстанций.

Анализ литературных источников [1−28], включая статьи, доклады и публикации тезисов соответствующей тематики, определяет круг технических и методических задач, решение которых обеспечивается созданием единой автоматической системы контроля качества и учета количества электроэнергии (АСКУЭ) [1], основанной на современной микропроцессорной базе. В настоящее время, распространенные в России системы АСКУЭ ориентированы на сети ниже 10 кВ. При эксплуатации АСКУЭ в сетях высокого напряжения требуется применение высоковольтных измерительных трансформаторов тока и напряжения (ТТ и ТН). В то же время накопленный опыт внедрения систем АСКУЭ и попытки практической реализации требований [4] в АО Мосэнерго выявили ряд нерешенных вопросов по научному, организационно-методическому, нормативно-правовому и приборному обеспечению этих мероприятий. С технической точки зрения, как показано в [8−10], основными недостатками существующих систем являются характеристики первичных датчиков — высоковольтных ТТ и ТН, а также состояние и характеристики распространенных систем и каналов связи. Громоздкие весьма дорогие штатные ТТ и ТН для подтверждения аттестованных погрешностей требуют плановой дорогой и трудоемкой процедуры поверки, которая в силу экономических причин, как правило, не производится в течение длительного времени [25]. При этом по данным [12, 13] у ТТ, находящихся в эксплуатации более 3 лет в 30%, а более 8 лет в 60% случаев, погрешность выходит за допустимые пределы. Кроме того, погрешность ТТ зависит от режима нагрузки и имеет свойство накопления дополнительной погрешности в течение времени эксплуатации (т.е. например, при возникновении аварийных режимов погрешность измерительного ТТ увеличивается непредсказуемым образом). Поэтому возникают предложения [14] по корректированию величин погрешностей в зависимости от времени (длительности) эксплуатации ТТ и от вида нагрузок с помощью вероятностных методов оценки. Однако достоверность таких оценок низка и плохо обусловлена. Следует отметить, что аналогичные проблемы в части режима нагрузки для ТН менее актуальны, так как отклонения напряжения от номинального невелико. Учитывая при этом, что основной вклад в погрешность АСКУЭ в целом вносят первичные датчики тока и напряжения (ТТ и ТН) [8, 13, 15], оказывается, что повышение точности учета количества электроэнергии и контроля ее качества в высоковольтных сетях может быть достигнуто только путем замены устаревшего парка трансформаторов на более современные первичные преобразователи [16−18]. Поэтому для повышения точности измерений оказывается недостаточным совершенствования системы обработки сигналов с первичных датчиков [19] и совершенствования программного обеспечения, позволяющего получать многочисленные ГЖЭ [20].

В настоящее время не существует метрологически аттестованных приборов, являющихся альтернативой штатным высоковольтным ТТ и ТН. Поэтому все известные АСКУЭ для съема информации о кривых тока и напряжения включаются в высоковольтную сеть через штатные ТТ и ТН, которые вносят дополнительную погрешность. В результате, из-за недостатков.

ТТ и ТН, связанных в основном с периодической аттестацией их погрешностей, заявленная точность электросчетчиков оказывается не реализованной, а погрешность измерений становится не контролируемой.

Еще более усугубляют положение электросчетчики, являющиеся по сути анализаторами сигналов с выходов ТТ и ТН. Большинство счетчиков по сведениям на 2002 год — индукционные, серьезным недостатком которых является зависимость показаний от качества электроэнергии. Например, сравнительные метрологические измерения некачественной энергии в трехфазных сетях при большом количестве гармоник приводят, по данным фирмы «Fluke», к ошибкам в показаниях традиционных счетчиков до 68% [3]. Поэтому на западе уже давно разработаны цифровые счетчики энергии, например, ABB типа «ИОН». К сожалению, последние не могут быть без модернизации применены в российских сетях. Однако, как оказалось, счетчики нового поколения в настоящее время также не позволяют достоверно решить задачу учета количества электроэнергии при плохом ее качестве. Это подтверждают сравнительные испытания существующих счетчиков электрической энергии (серии СОИ — индукционные, СЭТ — электронные и «Альфа» — цифровые) [21]. Так, например, при синусоидальности напряжения и отсутствии высших гармоник все счетчики показывали результаты, лежащие в пределах их класса точности (2,0- 2,0- 1,0 соответственно). Предположительно это связано с тем, что поверка счетчиков производится в соответствии с требованиями ГОСТ 30 270–94 (МЭК 1036−90), т. е. при практически синусоидальных формах кривых напряжения и тока. Однако измерения, проводившиеся авторами работы [21], указывают, что искажения напряжения и тока в бытовых сетях могут достигать 15% и 60% соответственно. Поэтому, например, при работе импульсных источников питания, которым характерно искажение формы тока при синусоидальном напряжении, наблюдаемые отклонения средних показаний счетчиков в зависимости от мощности нагрузки (1800−3000 В-А) составили от 2,77% до 3,85% для электронных счетчиков и от.

3,79% до 4,34% для цифровых. В случае если искажены и ток и напряжение (коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения составлял примерно 20%), то отклонения показаний счетчиков составляли 1,46−3,86% -электронные и 1,73−4,33% - цифровые (относительно индукционных). Еще хуже положение в промышленном секторе, где источников нарушения качества электроэнергии больше и величины потребляемой мощности более значительны.

Для контроля ПКЭ в промышленном секторе также существует немало современных устройств, позволяющих осуществлять контроль качества и учет количества электроэнергии на низком напряжении (до 660 В): ИВК «ОМСК» и «ОМСК-М», «Парма РК 6.05» и «Парма РК 3.01», «Ресурс ХЛ7», «Энергомонитор 3.3», такие серии приборов как «ЭРИС» и «ППКЭ». Класс точности таких приборов равен 0,2- 0,5 (без учета характеристик ТТ и ТН). Однако, при применении нескольких различных счетчиков (приборов контроля ПКЭ) в одной точке контроля одновременно, оказывается, что соотношение их показаний превышают допустимую суммарную погрешность, хотя все применяемые при этом приборы поверены и имеют один и тот же класс точности. Это указывает на существование проблемы достоверного алгоритма обработки сигналов с датчиков тока и напряжения.

В результате в сетях высокого напряжения совокупность недостатков ТТ, ТН с недостатками счетчиков энергии приводит к тому, что действительная погрешность измерительного комплекса в целом, которая складывается из погрешности ТТ и ТН, погрешности счетчиков энергии и погрешности временного отсчета начала измерений, оказывается ненормируемой. Это приводит к небалансу энергии в среднем на 2000;5000 кВт-ч, который может достигать нескольких десятков и даже сотен тысяч кВт-ч [22] (в настоящее время небаланс обычно списывают на статистическую ошибку и хищения электроэнергии). Такая неточность определения мощностей, к примеру, в сети высокого напряжения может приводить к неоптимальному распределению нагрузки между генераторами, не говоря уже об экономическом ущербе.

Таким образом, построение комплексной АСКУЭ, функционирующей в масштабе реального времени и соответствующей требованиям ГОСТ 13 109–97, является сложной и крайне актуальной задачей, решение которой обеспечивается заменой существующего парка первичных датчиков (штатных ТТ и ТН) на их альтернативные технические решения, переходом от периодических измерений к непрерывным (мониторингу). Следовательно, разработка АСКУЭ требует комплексных исследований, направленных на решение следующих задач:

— построение высоковольтных прецизионных датчиков тока и напряжения, свободных от недостатков ТТ и ТН;

— разработка системы обработки сигналов на базе современных технологий, т. е. создание алгоритма обработки сигналов датчиков в масштабе реального времени, обеспечивающего достоверность, повторяемость и высокую точность измерений независимо от параметров анализируемого сигнала;

— выбор структуры АСКУЭ, удовлетворяющей требованиям единого времени и единой базы данных;

— решение задач электромагнитной совместимости (ЭМС) средств цифровой обработки сигналов (ЦОС) и высоковольтного оборудования с сопутствующей электромагнитной обстановкой (ЭМО);

— определение методики поверки высокоточного измерительного комплекса. Рассмотрение перечисленных проблем создания высокоточных АСКУЭ является целью диссертационной работы. При этом особое внимание предполагается уделить построению первичных датчиков, проблемам ЦОС и вопросам ЭМС средств обработки сигнала и высоковольтного оборудования. Это связано с тем, что предлагаемый способ измерения мгновенных значений тока и напряжения ЛЭП ВН принципиально отличается от применяемого в эксплуатируемых в настоящее время системах.

В первой главе проводится анализ существующих средств измерения количества электроэнергии (счетчики электрической энергии), средств контроля ПКЭ и комплексных АСКУЭ. Также изложены общие перспективные подходы к построению разрабатываемой измерительной системы, включающей альтернативные штатным ТТ и ТН первичные датчики.

Во второй главе предлагается конкретная реализация измерительного устройства и приводится решение задач ЭМС средств ЦОС, передачи данных с высоковольтным оборудованием ЛЭП ВН.

В третьей главе анализируется математический аппарат, необходимый для реализации алгоритма ЦОС, который обеспечивает достоверность вычисления спектра сигнала с произвольным гармоническим составом.

В четвертой главе рассматриваются методы измерения частоты основной гармоники полигармонического сигнала с высокой точностью (погрешность до 0,01 Гц), которые обеспечивают применение построенного алгоритма.

В пятой главе изложены результаты физического моделирования помехового воздействия на узлы и блоки разрабатываемой измерительной системы и приводятся характеристики макетов первичных датчиков.

В шестой главе анализируются погрешности измерения амплитуд гармоник и мощности электроэнергии. Также рассматривается вопрос трансформации погрешностей измерения амплитуд гармоник в погрешность расчета ПКЭ.

6.2. Выводы по главе 6.

В результате анализа приведенных результатов [54] становится очевидным, что суммарная погрешность (Дс) измерения мгновенных значений фазных напряжений влияет на погрешности расчета всех ПКЭ, при этом для коэффициента искажения синусоидальности Лс близка к 5, для остальных ПКЭ Лс=1.

Суммарная погрешность измерения амплитуды п-й гармоники определяется выражением дЛп = расчета ПКЭ можно видеть, что почти все они содержат в себе сумму квадратов измеренных величин. Это позволяет положить, что амплитуды всех гармоник измеряются со средней величиной погрешности 8А&bdquo-=0,96%. Тогда можно утверждать, что погрешности расчета ПКЭ лежат в пределах 1% за исключением погрешности расчета коэффициента искажения синусоидальности. Для этого параметра погрешность равна 4,8%. Однако предположение о равенстве погрешностей измерения всех гармоник среднему значению является грубым. Поэтому, учитывая, что при вычислении этого коэффициента рассчитывается отношение суммы квадратов амплитуд (действующих значений) гармоник к квадрату амплитуды (действующего значения) первой гармоники, положим, что погрешность измерения амплитуд всех гармоник равна среднему квадратическому значению погрешности согласно рис. 6.1, т. е. величине 0,26%. Тогда погрешность расчета коэффициента синусоидальности с большой вероятностью не превысит 1,3%.

Полученные данные о погрешностях расчета ПКЭ удовлетворяют требованиям ГОСТ 13 109–97, которые устанавливают погрешность на уровне 5%.

1,35 39 и -1)+ 0,28 Анализируя формулы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В результате работы, направленной на комплексное исследование вопросов прецизионных измерений параметров качества и учета количества электроэнергии в высоковольтных сетях, решены следующие задачи:

1) построены высоковольтные датчики тока и напряжения, а также решены задачи передачи данных с гальванической развязкой и автономного питания узлов и блоков КИУ на высоковольтной стороне;

2) рассмотрены и решены задачи ЭМС, обеспечивающие нормальное функционирование узлов и блоков обработки и передачи данных в условиях ЭМО ЛЭП ВН, конструкция КИУ запатентована: а) Патент РФ № 2 224 260 от 20.02.2004 г.

Бунин A.B., Геворкян В. М., Михалин С. Н., Казанцев Ю. А., Новиков Б. С., Полукаров В.И.

Автоматизированная система контроля качества и измерения количества электроэнергии (варианты)" б) Патент РФ № 2 229 724 от 27.05.2004 г.

Бунин A.B., Геворкян В. М., Михалин С. Н., Казанцев Ю. А., Макальский JI.M., Новиков Б. С., Полукаров В.И.

Автоматизированная система контроля качества и учета количества электроэнергии".

3) разработан алгоритм, обеспечивающий высокую точность измерения амплитуд гармоник (на уровне 0,12% по основной гармонике и до 1,6% по остальным гармоникам), программа его реализующая зарегистрирована в реестре программ для ЭВМ:

Свидетельство об официальной регистрации № 2 003 611 816 от 30.06.2003 г.

Михалин С.Н., Казанцев Ю. А., Геворкян В.М.

Модуль обработки сигналов с датчиков тока и напряжения в масштабе реального времени";

4) выбрана иерархическая структура построения АСКУЭ, обеспечивающая оперативность получения данных на любом уровне системы и удовлетворяющая требованиям функционирования в режиме реального времени (и хорошо зарекомендовавшая себя длительным периодом эксплуатации в существующих АСКУЭ);

5) осуществлены математическое моделирование алгоритма и физические испытания по воздействию электромагнитных полей с уровнями соответствующими ЛЭП ВЫ 220 кВ на отдельные блоки КИУ.

Это позволило:

1) построить измерительную систему, удовлетворяющую по параметрам требованиям ГОСТ 13 109–97;

2) гарантировать достоверность измерений и их независимость от параметров сигнала и внешних факторов (обеспечивается повторяемость измерений);

3) удовлетворить требованиям рынка по точности измерений мгновенной мощности, обеспечить погрешность порядка 1% по сравнению с 5−10%, свойственным современным АСКУЭ, эксплуатируемым в сетях высокого напряжения;

4) указать существенные недостатки существующих АСКУЭ, счетчиков электроэнергии и анализаторов ПКЭ (частично эти недостатки отражены в [55]), показав при этом пути решения проблем;

5) обеспечить конкурентоспособность как по параметрам так и по стоимости измерительной системы для высоковольтных сетей с измерительными приборами, ориентированными на низковольтные цепи;

6) завершить работу на уровне НИР и создать макет КИУ.

Отличительными чертами разработанной системы от аналогов является, как представляется, более низкая себестоимость (оценочно в 2 раза), более простая процедура поверки, более простая процедура монтажа, демонтажа КИУ, лучшие эксплуатационные характеристики (точность и достоверность измерений). Например, «самый прецизионный» в мире среди портативных мультиметров прибор UNIGOR-390 (Lern, Швейцария) обеспечивает относительную погрешность измерения действующего значения низковольтного напряжения в конце шкалы 0,21% [56], в то время как разработанная система обеспечивает измерение амплитуды основной гармоники высоковольтного напряжения на уровне 0,19% (без учета погрешности первичных датчиков, т. е. как вольтметр).

Дальнейшим развитием работы может быть разработка методики поверки высокоточного измерительного комплекса, что связано с вопросами метрологической аттестации измерительной системы. Также дальнейшим направлением развития работы должны быть натурные испытания под высоким напряжением, которые бы максимально приблизили условия функционирования системы к реальной эксплуатации КИУ в сетях высокого напряжения. Однако проведенные математическое моделирование и лабораторные испытания указывают, что уровни помеховых воздействий ЛЭП ВН не могут повлиять на работоспособность разработанной системы, которая обладает достаточным практическим запасом помехоустойчивости.

В заключении отметим, что современное состояние законодательной базы пока сдерживается возможностями измерительной техники. Это проявляется в непроработанности ГОСТ 13 109–97, который изначально ориентирован на суточные, недельные измерения (вместо мониторинга), в неоднозначной формулировке содержания технического регламента [57] и неясности ситуации с сертификацией электроэнергии [58]. Однако разработка новых АСКУЭ, с более широкими возможностями измерений и лучшими характеристиками, позволят устранить подобные недостатки законодательства.