Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ существующих информационно- измерительных систем контроля и учета электроэнергии 13
1.1 Требования, предъявляемые к ИИС контроля и учета электроэнергии 13
1.2 Существующие методики учета электроэнергии и средства измерений 15
1.3 Недостатки существующих методов и средств измерений 33
1.4 Цель и задачи исследований 40
Выводы по главе 42
2 Разработка методики учета отпущенной электроэнергии с коррекцией погрешностей и иис на ее основе 43
2.1 Анализ структуры ИИС контроля и учета электроэнергии с коррекцией погрешностей 43
2.2 Разработка методики учета потребляемой электроэнергии и мощности 47
2.3 Математическая модель влияния дестабилизирующих факторов на погрешность измерения мощности 48
2.4 Исследование математической модели влияния дестабилизирующих факторов на погрешность измерения мощности 52
2.5 Определение мгновенных значений внешних воздействий 59
2.6 Анализ поправочных коэффициентов 61
Выводы по главе 63
З Анализ подсистемы коррекции 65
3.1 Анализ источников погрешностей подсистемы коррекции 65
3.1.1 Погрешности элементов подсистемы коррекции 66
3.1.2 Динамическая погрешность подсистемы коррекции 71
3.2 Методы уменьшения погрешностей подсистемы коррекции 73
Выводы по главе 78
4 Экспериментальное исследование иис контроля и учета электроэнергии 80
4.1 Зависимость погрешностей измерительных трансформаторов от значений внешних воздействий 80
4.2 ИИС контроля и учета электроэнергии на базе комплекса «Энергия» до коррекции погрешностей 97
4.3 ИИС контроля и учета электроэнергии на базе комплекса «Энергия» с коррекцией погрешностей 104
4.4 Внедрение полученных результатов 107
4.4.1 Внедрение полученных результатов в промышленность 107
4.4.2 Внедрение полученных результатов в учебный процесс 108
Выводы по главе 109
Основные результаты и выводы 111
Литература
- Существующие методики учета электроэнергии и средства измерений
- Разработка методики учета потребляемой электроэнергии и мощности
- Погрешности элементов подсистемы коррекции
- ИИС контроля и учета электроэнергии на базе комплекса «Энергия» до коррекции погрешностей
Введение к работе
Актуальность и перспективность работы. Важнейшей задачей, стоящей перед нашей страной, являются повышение качества выпускаемой продукции при наименьших затратах на энергоресурсы. Успешное решение этих проблем во многом зависит от органов управления хозяйственной деятельностью на всех уровнях. Правильность принимаемых ими решений, непосредственно зависящая от погрешности измерений, оказывает существенное влияние на объект управления. Это связано с тем, что измерения - единственный способ получения объективной информации. Таким образом, чем точнее измерения, тем объективнее информация [1]. В связи с этим, повышаются требования к точности информационно-измерительных систем (ИИС) для контроля и учета электроэнергии. Существующие системы учета электроэнергии в энергосистемах не обеспечивают требуемой в условиях рыночных отношений точности учета, так как они создавались в основном десятки лет назад, когда электроэнергия не являлась товаром и на точность ее учета не обращалось должного внимания. В настоящее время при измерениях мощности на большинстве энергообъектов не учитывают реальные погрешности компонентов системы, поскольку они, как правило, неизвестны и при расчете результирующей погрешности учета, погрешности компонентов учитываются только как случайные, хотя ряд из них являются систематическими. Это приводит к недостоверной оценке погрешности. В условиях эксплуатации в энергосистемах на характеристики компонентов системы влияют дестабилизирующие факторы, которые могут приводить к увеличению погрешности измерения мощности. Из-за снижения энергопотребления в последние годы в энергосистемах трансформаторы тока (ТТ) работают при токах, существенно меньших номинального. Нередко ТТ классов точности 0,5 и 1 работают при первичном токе менее 5 % номинального, что может приводить к отрицательной токовой погрешности ТТ, превышающей 10 % [2].
Повышения точности можно достичь путем замены существующих измерительных компонентов средствами учета более высокого класса точности, но это требует значительных финансовых затрат. Например, чтобы обеспечить новыми средствами учета такое предприятие, как завод «Прогресс», где 16 коммерческих точек учета, необходимо около 2 миллионов руб. Кроме того, необходимо дальнейшее обеспечение новых высокоточных средств учета новыми более точными эталонами для периодической поверки.
Актуальность проблемы энергосбережения подчеркивает целый ряд государственных, отраслевых нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности [3].
Общие правовые отношения, связанные с коммерческим учетом электроэнергии, регулируются следующими нормативными правовыми актами:
- «Законом об обеспечении единства измерений» (федеральный закон от 27.04.93 №4871-1);
- «Законом об энергосбережении» (федеральный закон, принят Государственной думой 13.03.96);
- «Правилами учета электрической энергии» [4], утвержденными Министерством топлива и энергетики РФ и Министерством строительства РФ, согласованными с Госстандартом, Главгоснадзором и РАО «ЕЭС России» (акт федерального органа исполнительной власти, зарегистрирован в Минюсте РФ 24.10.96 под №1182);
Важным документом в области создания и развития ИИС контроля и учета электроэнергии является Приказ РАО «ЕЭС России» № 381 от 23.08.95 г. «О создании автоматизированных систем контроля и учета электро- и теплоэнергии и дальнейшем развитии их в РАО «ЕЭС России» и акционерных обществах энергетики и электрификации».
Необходимо отметить, что ИИС контроля и учета электроэнергии являются частью большого класса средств измерений (СИ), и, обладая всеми основными признаками СИ, являются их специфической разновидностью. Поэтому все организационно-правовые нормы, действующие в отношении средств измерений, в полной мере распространяются и на ИИС. Однако ИИС контроля и учета электроэнергии имеют свою специфику. Эта специфика порождена следующими особенностями: комплектацией на месте эксплуатации из счетчиков электроэнергии (СЭ) и измерительных трансформаторов, выпускаемых различными изготовителями, существенным распределением в пространстве и, как следствие, наличием протяженных линий связи между компонентами, многоканальностью, возможностью наращивания в процессе эксплуатации, конструктивной привязкой к объектам учета, насыщенностью вычислительной техникой. Кроме того, значительная часть ИИС контроля и учета электроэнергии входит в состав более сложных структур: ИИС контроля, диагностирования, аварийной защиты, испытательного оборудования, а также систем управления энергообеспечения. В этих сложных структурах энергохозяйства ИИС контроля и учета электроэнергии часто может быть выделена только на функциональном уровне.
В настоящее время действуют несколько общероссийских нормативно-технических документов различного ранга, регламентирующих общие требования и методы метрологического обеспечения ИИС и многочисленная группа общероссийских и ведомственных документов на специализированные ИИС. Возглавляет эту ветвь документации ГОСТ Р 8.596-2002 [5], введенный в действие с 1.03.2003. Этот стандарт заменил МИ 2438-97 [6] с аналогичным наименованием. ГОСТ Р 8.596-2002 охватывает практически все организационно-правовые вопросы метрологического обеспечения ИИС и значительную часть технических (метрологических) вопросов: метрологическую экспертизу технической документации на ИИС, нормирование и расчет метрологических характеристик измерительных каналов (РІК), утверждение типа, поверку и метрологический надзор.
В процессе развития рыночных отношений в электроэнергетике все большее внимание уделяется проблемам снижения коммерческих потерь электроэнергии, значение которых во многих энергосистемах часто превосходит технические потери. В настоящее время до 50 % коммерческих потерь определяются погрешностями измерений электроэнергии и несовершенством автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии [7]. Погрешности средств учета приводят к недостоверности учета выработанной электростанциями и отпущенной потребителям электроэнергии. Поэтому данную составляющую потерь электроэнергии можно назвать измерительными потерями. Измерительные потери определяются результирующей погрешностью каждого ИК, которая в свою очередь характеризуется суммарными погрешностями, имеющими в своем составе случайные и систематические составляющие [8,9,10].
Существующие в настоящее время устройства, методики учета отпущенной электроэнергии и расчет энергетического баланса на ИИС ведется при помощи счетчиков электроэнергии без учета погрешностей измерительных трансформаторов, возникающих под влиянием дестабилизирующих факторов. Это приводит к небалансу электрической энергии [1,7]. По отчетам Башкирской сетевой компании в энергосистеме такого региона, каким является Республика Башкортостан, небаланс электрической энергии в среднем за один день в денежном выражении составляет около 965 000 руб. Следовательно, повышение точности учета путем уменьшения погрешностей измерительных трансформаторов, возникающих при влиянии дестабилизирующих факторов, позволит повысить эффективность учета электроэнергии.
Таким образом, задача совершенствования существующих и создания новых методов и средств учета отпущенной электроэнергии в настоящее время актуальна, имеет важное народно-хозяйственное значение и перспективна в обозримом будущем.
Цель работы и задачи исследования. Целью диссертационной работы является повышение точности учета потребляемой электроэнергии и мощности.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
1. Провести анализ существующих методик и средств учета отпущенной электроэнергии, для выявления и развития наиболее перспективных из них;
2. Разработать математическую модель влияния дестабилизирующих факторов на погрешность измерения мощности;
3. Разработать методику учета отпущенной электроэнергии, позволяющую повысить точность измерений потребляемой мощности путем введения поправок;
4. Разработать ИИС контроля и учета электроэнергии для реализации разработанной методики, не требующую больших финансовых затрат, обладающую возможностью интеграции в существующую структуру учета и соответствующую требованиям нормативной документации;
5. Исследовать и оценить погрешности предлагаемой ИИС контроля и учета электроэнергии, разработать варианты их уменьшения, доказать соответствие характеристик ИИС поставленным требованиям и внедрить полученные результаты в производство и учебный процесс.
Методы исследования. Поставленные задачи в диссертационной работе решаются с использованием теории точности ИИС, математической статистики и программирования, методов математического моделирования и анализа, теории аппроксимации.
Научная новизна:
1. Математическая модель влияния дестабилизирующих факторов на погрешность измерения мощности;
2. Методика учета электроэнергии, позволяющая повысить точность измерений потребляемой мощности путем введения поправок;
3. Структура и параметры ИИС контроля и учета электроэнергии с коррекцией погрешностей.
Практическую ценность имеют:
1. Уменьшение потерь электроэнергии за счет повышения точности учета путем введения поправок, компенсирующих составляющую результирующей погрешности измерения от влияющих факторов;
2. Методика учета электроэнергии, позволяющая повысить точность измерения электроэнергии и мощности;
3. Недорогая ИИС контроля и учета электроэнергии, позволяющая реализовать методику повышения точности и использовать ее в существующих системах.
На защиту выносятся:
1. Математическая модель влияния дестабилизирующих факторов на погрешность измерения мощности;
2. Методика учета электроэнергии, позволяющая повысить точность измерений потребляемой мощности как минимум в 4 раза путем введения поправок, компенсирующих систематическую составляющую погрешностей измерений, вызванных влиянием дестабилизирующих факторов;
3. ИИС контроля и учета электроэнергии с коррекцией погрешностей измерительных трансформаторов от дестабилизирующих факторов.
Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на: 7-ой Всероссийской научно-технической конференции «Состояние проблемы измерений» (Москва, 2000 " г.); Международной научно-технической конференции «CSIT2000»;
Международной научно-технической конференции «Интеллектуальные системы управления и обработки информации» (Уфа, 2001 г.); 2-ой Международной научно-технической конференции «Проблемы техники и технологии телекоммуникаций" (Уфа, 2001 г.); 2-м научно-техническом семинаре «Энергоэффективная экономика. Автоматизированные системы учета энергоносителей. Опыт внедрения в РБ» (Уфа, 2002 г.); 3-м научно-техническом семинаре «Метрологическое обеспечение электрических измерений в электроэнергетике» (Москва, 2004 г.); Международной научно-технической конференции «Мехатроника, автоматика, управление - 2005» (Уфа, 2005 г.).
Публикации. Основные материалы диссертационной работы опубликованы в 10 трудах: 1 статья в периодическом журнале, 7 материалов конференций, один патент РФ на полезную модель и регистрация программы для ЭВМ.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав основного текста, основных результатов и выводов, списка литературы из 104 наименований, содержит 32 рисунка, 9 таблиц и 5 приложений. Общий объем диссертационной работы 183 страницы.
В первой главе рассматриваются требования, предъявляемые к ИИС контроля и учета электроэнергии. Приводится сопоставительный анализ существующих методик и средств учета электроэнергии и мощности. По результатам этого анализа определены цель и задачи исследования.
Вторая глава посвящена методике учета электроэнергии, позволяющая повысить точность измерений потребляемой мощности путем введения поправок. Поправки компенсируют систематическую составляющую погрешностей измерений, вызванных влиянием дестабилизирующих факторов. Математической модели влияния дестабилизирующих факторов на погрешность измерения мощности и ИИС контроля и учета электроэнергии, реализованной на их основе.
В третьей главе проводится исследование параметров разработанной ИИС контроля и учета электроэнергии, оценка характеристик. Исследуются факторы, влияющие на значение погрешности. Выдаются рекомендации по уменьшению погрешности ИИС контроля и учета электроэнергии.
В четвертой главе проводятся экспериментальные исследования устройства вспомогательных измерений (УВИ), предлагаемой ИИС контроля и учета электроэнергии и зависимости измерительных трансформаторов от значений внешних воздействий. Описано внедрение полученных в ходе диссертационной работы результатов в промышленность и учебный процесс, которое подтверждает практическую значимость полученных результатов.
В приложениях приводятся акты внедрения результатов диссертационной работы в промышленность и учебный процесс, протоколы экспериментальных исследований зависимости измерительных трансформаторов от значений внешних воздействий и протоколы экспериментальных исследований предлагаемой ИИС контроля и учета электроэнергии.
Существующие методики учета электроэнергии и средства измерений
Измерение потребляемой мощности на энергообъектах выполняет ИИС для контроля и учета электроэнергии. Данный вид СИ относится к ИИС, представляющим собой совокупность функционально объединенных масштабных измерительных преобразователей, таких как измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и тока, интегрирующих приборов - счетчиков электроэнергии (СЭ) с импульсным или цифровым интерфейсом, а также концентраторов или устройств сбора данных (УСД), устройств передачи данных, центральных вычислительных устройств и других технических средств и различных СИ, размещенных в разных точках контролируемого объекта и соединенных между собой каналами и/или линиями связи. Структурная схема ИК ИИС контроля и учета электроэнергии изображена на рисунке 1.1 [2, 3]. Этой схеме соответствует большинство эксплуатируемых в настоящее время систем учета.
ИИС контроля и учета электроэнергии являются многоканальными, производят в автоматическом режиме полностью или частично выполнение измерительных и вычислительных операций.
Чтобы определиться с выбором метода измерения и, следовательно, структурой разрабатываемой ИИС необходимо определить требования, предъявляемые объектом измерения к ИИС. Они определяются условиями протекания технологических процессов, для измерения которых применяется ИИС, измеряемыми физическими единицами и экономическими соображениями.
Метрологические характеристики ИИС контроля и учета электроэнергии определяются метрологическими характеристиками СИ и параметрами технических средств, входящих в состав измерительной системы, которые влияют на результаты и погрешности измерений электроэнергии и мощности [2,3]. Измеряемые технологические процессы предъявляют требования к ИИС как к цепи последовательных преобразований, каждое из которых выполняется с некоторой погрешностью [11]. Большой диапазон измеряемых физических единиц, таких как сила тока, напряжение, мощность, частота, время и т.д. ставит условие универсальности разрабатываемой ИИС контроля и учета электроэнергии для возможности ее использования в различных энергетических системах [12]. Из экономических соображений вытекает требование по снижению погрешности измерения и уменьшению затрат в ходе промышленной эксплуатации.
Исходя из вышесказанного, можно сформулировать основные требования к средствам учета потребляемой электроэнергии, мощности и ИИС на их основе [13 -16]: 1) измерение одновременно нескольких физических величин; 2) погрешность измерения мощности должна находиться в пределах, установленных нормативными документами [13,14]; 3) независимость погрешности измерений от изменения параметров окружающей среды; 4) способность обеспечить хранение и обработку измеренной информации; 5) простота и надежность монтируемого оборудования; 6) большая универсальность и малая стоимость, т.е. возможность применения ИИС контроля и учета электроэнергии на различных объектах эксплуатации, при измерении значений величин различных типов без изменения ее структуры и с минимальной настройкой внутренних параметров системы [15,16].
Цель параграфа - анализ существующих методик и СИ потребляемой электроэнергии и мощности. Известно несколько методик, применение которых дает возможность создавать различные СИ потребляемой электроэнергии и мощности. Методики основаны на способах измерения физических величин, особенностях самих величин, физических принципах измерений [17].
Как физическую величину, электрическую мощность определяют работой, совершаемой источником электромагнитного поля в единицу времени.
Электроэнергия определяется интегрированной по времени величиной мощности [18]. Измерения мощности выполняют одним из двух методов. Первый метод основан на измерении электроэнергии W в течение промежутка времени AT с использованием счетчика электроэнергии и вычислении средней мощности Р за промежуток времени АГпо формуле [17]: W Р=—. (1.1) AT v J Второй метод основан на измерении интервала времени АГ, за который диск индукционного счетчика совершает заданное число оборотов п, и вычислении средней мощности Р за интервал времени АГпо формуле [17]: р=кхп_ (12) где к - коэффициент пропорциональности, определяемый техническими данными счетчика.
Измерения электроэнергии выполняют методом интегрирования по времени электрической мощности контролируемой сети при помощи индукционного или электронного счетчика электроэнергии и периодического считывания непрерывно нарастающих показаний счетчика. Значение электроэнергии за учетный период определяют по разности показаний счетчика в конце и начале этого периода.
Другими словами, метод измерений электроэнергии основан на интегрировании по времени электрической мощности контролируемой сети при помощи технического средства с нормированными метрологическими характеристиками, автоматически вырабатывающего измерительные сигналы, которые используют в ИИС контроля и учета электроэнергии для автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения данных об электроэнергии. А метод измерений мощности основан на
вычислении средней мощности по интервальному значению расхода электроэнергии, измеренного при помощи счетчика электроэнергии с нормированными метрологическими характеристиками, автоматически вырабатывающего измерительные сигналы, которые используют в ИИС для автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения данных о средней мощности.
Разработка методики учета потребляемой электроэнергии и мощности
Предлагаемая ИИС (рисунок 2.2), реализует экспериментально-расчетную методику, когда корректирующий сигнал вырабатывается при использовании измерения коэффициента мощности вторичной нагрузки cos ф, нелинейных искажений синусоидальной формы кривых тока и напряжения Кш и расчета поправок, которые вводятся в результат измерения мощности.
Эта методика основана на расчете составляющей погрешности, обусловленной действием влияющих факторов на реальную функцию преобразования ИИС контроля и учета электроэнергии. Величиной, управляющей процессом коррекции служит разность между реальным и номинальным значениями определенного фактора, влияющего на статическую реальную функцию преобразования ИИС. В нашем случае 2 влияющих фактора - cos ф и Кт. Тогда, корректирующий сигнал будет функцией, зависящей от изменения cos ф и Кт. Корректирующие сигналы определяются в процессе эксплуатации ИИС контроля и учета электроэнергии путем измерения каждого из факторов и вычитания их номинальных значений из соответствующих результатов измерений. По разностям вычисляется изменение статической реальной функции преобразования СИ, необходимое для исключения погрешности, обусловленной этими разностями. Это вычисленное необходимое изменение статической реальной функции преобразования далее используется для вычисления поправки к значению выходного сигнала ИИС контроля и учета электроэнергии.
Методика обладает следующими свойствами: - необходимы измерения каждого фактора, влияние изменений которого корректируется, т. е. необходимо отдельное устройство вспомога тельных измерений; необходимо знать функции зависимости погрешности ИИС контроля и учета электроэнергии от совместного действия факторов, влияние которых корректируется; - необходимо устройство формирования поправок (УФП), которое по результатам измерения влияющих факторов вычисляет значения поправок; - при формировании поправок в ЭВМ, кроме значений cos ф и Кт, вводится также значение входной величины тока и напряжения, необходимое для определения поправки, являющейся в общем случае функцией этих величин; - измерение и коррекция производятся одновременно и непрерывно по различным каналам; - качество работы коррекции зависит от соответствия динамических характеристик УФП и УВИ частотному спектру факторов cos ф и Кт и от точностных характеристик подсистемы коррекции. Цель параграфа - математическое описание физических принципов, на которых основывается предлагаемая ИИС контроля и учета электроэнергии, получение зависимости составляющих результирующей погрешности.
При проектировании описываемой системы учета был известен лишь предполагаемый алгоритм ее функционирования и требовалось выбрать лучший по определенным показателям вариант ее построения. Исходным для формирования структуры ИИС и ее математической модели послужило обобщенное описание, использующее общие признаки, свойственные большинству систем данного типа. Поэтому для построения наиболее полной математической модели были учтены физические процессы, протекающие при учете электроэнергии. Опишем зависимость выходных параметров от параметров ИИС контроля и учета электроэнергии и входного сигнала, который является контролируемым объектом.
Согласно [69], во всех видах математических моделей процедур измерений в качестве обязательного элемента выступает входное воздействие или входной сигнал в качестве носителя информации об измеряемой величине. Для предлагаемой ИИС входным сигналом является электрическая энергия и мощность. Во всех нормативных документах и исследованиях, касающихся отношений на оптовом и розничном рынках, под электрической энергией (мощностью) понимается активная мощность. Для решения задачи метрологического анализа и метрологического синтеза необходимо представлять себе, помимо свойств входного воздействия, свойства измеряемой величины, условия измерений и состав имеющегося измерительного ресурса, а также предъявляемые требования. Модель, представляющая указанную информацию, называется моделью измерительной ситуации (ММСИТ) [69]. Математическая модель ситуации, представляющей измерение электрической энергии или мощности с учетом коррекции воздействия влияющих факторов представляется следующим образом [69]: ММСИТ = (Р, ММУ, {ММм,}Г=1 , {ps} ), (2.1) где Р - входное воздействие, ММу - математическая модель условий измерений, характеризующихся параметрами внешних воздействий, {ММм,}, - модель измерительной системы, представленной совокупностью элементов (измерительные ТТ и ТН, СЭ, УСПД), {Ps} !, - совокупность отношений, представляющих нормативные требования. Математическая модель структуры, представлена совокупностью элементов (ТТ и ТН, СЭ) {ММм,},. Характеристики УСД и других вычислителей, входящих в ИК и влияющих на результирующую погрешность измерений ИИС контроля и учета электроэнергии (от счетчика до серверного компьютера), в силу их малости по сравнению с влиянием перечисленных выше СИ, не рассматриваются. Математическая модель условий измерения включает в себя погрешности, которые проявляют себя в процессе эксплуатации ИИС в условиях, отличных от нормальных, т.е. дополнительные погрешности, не f регламентируемые в технической документации и зависящие от внешних воздействий.
Погрешности элементов подсистемы коррекции
Исследуем природу всех приведенных выше источников погрешности подсистемы коррекции. Определим наиболее значимые из них и те, влиянием которых можно пренебречь вследствие их малости.
При применении современных АЦП с величиной разрядной сетки равной 10-16 и более двоичными разрядами размерность погрешности квантования составляет 10"4. Это значение пренебрежимо мало по сравнению с погрешностями измерения значений cos ф и Кни, Следовательно, влияние погрешностей дискретизации и квантования АЦП при оцифровке значений исследуемого сигнала является незначительным и учитывать влияние этих факторов на общую погрешность подсистемы коррекции предлагаемой ИИС контроля и учета электроэнергии не нужно. Поэтому в дальнейшем влиянием этой погрешности на погрешность коррекции пренебрегаем.
В результате операций умножения и сложения при переполнении разрядной сетки часть значащих разрядов результата операций отбрасывается и возникает погрешность округления. Но при использовании современных ЭВМ, разрядная сетка которых имеет большую разрядность (32-64 разряда), погрешность округления имеет размерность 10"5 и по своей величине намного меньше, чем погрешность квантования АЦП и другие источники погрешностей. Величина этой погрешности еще более уменьшается при использовании арифметики с плавающей запятой. Поэтому при рассмотрении в дальнейшем общей погрешности подсистемы коррекции предлагаемой ИИС контроля и учета электроэнергии погрешность округления в ЭВМ рассматриваться не будет из-за ее ничтожно малого значения по сравнению с другими источниками погрешности.
Цель подраздела - определить степень влияния погрешностей элементов, при помощи которых выполняется коррекция, на общую погрешность подсистемы коррекции предлагаемой ИИС контроля и учета электроэнергии. Из приведенного в п. 2 описания предлагаемой ИИС видно, что погрешность коррекции обусловливается следующими основными причинами: - погрешностями измерений коэффициента мощности и нелинейности входного сигнала; - различием между действительным значением входной величины в любой момент времени и тем ее значением, по которому вычисляется поправка, действующая в тот же момент времени; - различием между действительной функцией зависимости погрешности ТТ и ТН от влияющих факторов и той функцией аппроксимации, которая введена в память ЭВМ
Все эти причины обусловлены свойствами применяемых конкретных элементов системы коррекции. С другой стороны, погрешность существенно зависит от характера и скорости изменения влияющих факторов. Поэтому при анализе погрешностей учтем раздельно погрешность коррекции при настолько медленных изменениях влияющих факторов, что можно считать их неизменными (статическая погрешность коррекции), и при достаточно быстрых изменениях (динамическая погрешность коррекции). Обе эти группы погрешностей рассматриваются как инструментальные, т. е. зависящие от свойств конкретных элементов системы коррекции. В случаях, которые исследуются в данной работе, практически всегда наблюдаются такие условия эксплуатации ИИС, когда значение коэффициента мощности и несинусоидадьности входного сигнала меняется очень медленно, так что динамические свойства УВИ и УФП практически не оказывают никакого влияния на погрешность коррекции. Это делает целесообразным анализ только статической погрешности коррекции, т. е. погрешности коррекции при неизменных значениях cos ф и Кни. Такой анализ целесообразен еще и потому, что позволяет наиболее явно выявить влияние на погрешность коррекции параметров элементов системы коррекции независимо от характера изменений факторов.
Влияние коэффициента мощности и нелинейности входного сигнала вызывает дополнительную погрешность ИИС, и выходной сигнал системы, в случае приведения к входу, равен сумме истинного значения, или номинальной функции преобразования f„(P), и погрешности Дв, которая является функцией измеряемых величин cos ф и Кни [31]: P = f„(P) + AB. (3.1)
Для вычисления характеристик погрешности коррекции в ЭВМ вводятся аргументы, соответствующие значениям cos ф и Кни, и исправленный результат измерений. ЭВМ вычисляет функцию аппроксимации этих аргументов Ав выч предварительно вычисляя номинальное значение Рп входной величины по исправленному результату измерений:
ИИС контроля и учета электроэнергии на базе комплекса «Энергия» до коррекции погрешностей
При уменьшении температуры относительная погрешность напряжения и абсолютная угловая погрешность становятся меньше. Это объясняется тем, что на погрешности ТН наибольшее влияние оказывает сопротивление первичной обмотки. С увеличением первичного напряжения влияние температуры на погрешности увеличивается из-за увеличения падения напряжения в обмотках. Но характер изменения погрешностей от температуры незначительный.
Таким образом, подтверждается предположение, о том, что влияние температуры окружающего воздуха может быть отнесено к третьей группе внешних влияющих величин практически не оказывающих влияние на погрешности ТТ и ТН.
По результатам экспериментальных исследований ТТ и ТН оценены характер влияния на погрешности трансформаторов искажений синусоидальной формы кривой входных сигналов, коэффициента мощности и температуры окружающего воздуха. Из этих результатов следует, что наибольшее значение погрешности имеют в области малых токов и напряжений, а наиболее значительное влияние на погрешности ТТ и ТН оказывает коэффициент мощности. При наибольшем отличии значения cos ф от чисто активной нагрузки, до 0.4, относительная токовая пофешность ТТ увеличивается на 1.9 %, а абсолютная угловая погрешность изменяется на 92 мин и переходит в область отрицательных значений. При увеличении подмагничивания до 7.5 В, на частоте 150 Гц, относительная токовая пофешность ТТ увеличивается на 0.38 %, а абсолютная угловая пофешность увеличивается на 10.4 мин. При увеличении подмагничивания до 10.5 В, на частоте 450 Гц, относительная токовая пофешность ТТ увеличивается на 0.41 %, а абсолютная угловая пофешность увеличивается на 10.5 мин. Следовательно, сигнал, искаженный гармоникой 150 Гц, имеет практически такое же влияние на пофеншости ТТ. Наименее значительно влияние температуры окружающего воздуха. При изменении этого фактора в пределах от 1 С до 55 С, относительная токовая пофешность ТТ изменилась на 0.05 %, а абсолютная угловая на 3 мин при всех значениях номинального тока. Пофешности ТН так же изменялись незначительно. Относительная пофешность напряжения ТН при изменении температуры в пределах от 1 С до 55 С, изменилась на 0.03 %, а абсолютная угловая на 0.3 мин при всех значениях номинального напряжения.
Цель подраздела - экспериментальное исследование точностных характеристик ИИС контроля и учета электроэнергии до внедрения в систему подсистемы коррекции. Рисунок 4.14 - Плата устройства вспомогательных измерений Прежде, чем провести исследования точностных характеристик ИИС контроля и учета электроэнергии, исследовано, с какой погрешностью производится коррекция. Для исследования точностных характеристик подсистемы коррекции были проведены эксперименты с УВИ (рисунок 4.14). На рисунке 4.15 изображена схема экспериментальных исследований погрешности УВИ при измерениях cos ф. Для исследований использовался фазометр Д5000 класса точности 0.2, набор мер емкости Р597 2 р, набор мер индуктивности Р596 2 р, источник питания (ИСП) класса точности 0.2. Целью эксперимента было исследование погрешности измерений подсистемой коррекции значений cos ф, а так же значения и частоты гармоники. При измерении коэффициента мощности на вход УВИ подавались ток и напряжение. Нагрузкой служили меры индуктивности и емкости. Показания снимались при различных значениях мер. Все изменения разности фаз между током и напряжением контролировались эталонным СИ, фазометром Д5000 класса точности 0,2.
Диапазон изменений cos ф составил от 0 до 1. Условия проведения испытаний являлись нормальными. Каждое значение исследуемого параметра снималось 20 раз. Результаты эксперимента в таблице 4. при измерениях cos ф Анализируя полученные результаты, можно сделать вывод, что максимальная погрешность измерения cos ф по абсолютному значению равна 0.08. Максимальное значение погрешности наблюдается на максимальных значениях исследуемого параметра. Оценка характеристик данного эксперимента приведена в п. 3.2.
Целью следующего эксперимента было исследование погрешности измерений подсистемой коррекции коэффициента нелинейных искажений. На рисунке 4.16 изображена схема экспериментальных исследований погрешности УВИ при измерениях Кт. Для исследований использовались генератор сигналов низкочастотный ГЗ-118 с приведенной погрешностью 1 %, измеритель нелинейных искажений С6-11 с погрешностью 0.05 %, источник питания класса точности 0.2. На базе трансформатора ТОЛ-10 были изготовлены специальные образцы с дополнительными подмагничивающими обмотками. С помощью этих обмоток составной сердечник трансформатора подмагничивался при частоте 150 Гц генератором ГЗ-118 при синусоидальном первичном токе. Форма петель гистерезиса искажалась более высокими по порядковому номеру гармониками от генератора.
