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     »

Анализ

01.01.2016 Система информационного обеспечения для расчета метрологических характеристик многоканальных АСУЭ

 

Система информационного обеспечения для расчета метрологических характеристик многоканальных АСУЭ

 

В связи с широким внедрением многоуровневых автоматизированных систем контроля и учета энергии на всех уровнях (от межгосударственных, межсистемных перетоков и генерации до потребления отдельными потребителями и их группами) появился ряд нормативных документов, касающихся метрологического обеспечения этих систем. Например, с 2010 г. действуют утвержденные БелГИМ программа и методика метрологической аттестации автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии по межгосударственным, межсистемным перетокам и генерации (АСКУЭ ММПГ) [1]. Документ предназначен для получения с заданной дискретизацией и периодичностью результатов измерений с оценкой погрешностей как по отдельным элементам (измерительные трансформаторы напряжения (ТН), электронные счетчики (ЭС) с хранимой базой данных (БД)), так и по группе каналов учета.

 

В статье рассмотрены проблемы создания информационной базы для расчета в реальном времени необходимых метрологических характеристик автоматизированных систем учета электроэнергии (АСУЭ, АСКУЭ) как по отдельным каналам учета, так и в целом по их группе. Проведение подобных расчетных операций на основе паспортных характеристик средств измерений и с учетом изменяющихся нагрузок позволяет повысить экономические и надежностные характеристики электроснабжения путем внедрения собственных мероприятий на основе информации, в том числе и по уровням погрешностей, имеющим неудовлетворительные значения при резкопеременных нагрузках.

 

The article deals with the problem of creating an informational base to calculate the required metrological characteristics of automated systems of electricity metering (AMR) in real time for individual channels and the whole group in general. The holding of such transactions on the basis of passport characteristics of measuring instruments and taking into account changing loads enhances reliability characteristics and economic power through the implementation of their own actions on the basis of information, including the levels of errors, with the most unsatisfactory values when the abruptly variable loads.

 

Подобные документы по АСКУЭ бытовых потребителей в Беларуси отсутствуют, и неясно, будут ли они разработаны в виде типовых методик метрологической аттестации или в виде методик для каждой АСКУЭ каждого потребителя, как это сделано в России. Там действует документ об утверждении типа средств измерений – «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО ПКФ «Атлас» (утв. ФГУП «ВНИИМС» 15.10.2010 г.). Если такие методики будут разрабатываться для каждой вновь вводимой АИИС КУЭ в России, это приведет к необоснованным издержкам. Можно надеяться, что в Беларуси с помощью научной поддержки метрологическая аттестация АСКУЭ потребителей обеспечит получение новых результатов, кроме тех, что дает аттестация отдельных элементов и узлов учета.

Согласно программе и методике [1] оценку погрешности АСКУЭ ММПГ первоначально осуществляют по отдельным каналам (на примере оценки для активной энергии):

где dj – предел допускаемой относительной токовой погрешности ТТ, %;

du – предел допускаемой относительной погрешности напряжения ТН, %;

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

dл – потери напряжения во вторичных цепях ТН, %;

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

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

Как следует из формулы (1), результаты расчета могут быть получены как при нормальных значениях влияющих величин (например, нормальный уровень напряжения), так и при их отклонении, для чего погрешности измерений в точках учета определяются для трех значений тока нагрузки Iн с индуктивно-активным коэффициентом мощности cosj = 0,8: Iн = 0,05Iном, Iн = 0,2Iном, Iн = Iном. В целях исследования метрологических характеристик по каждому каналу учета можно расширить диапазон измеряемых величин, как, например, это сделано в [2], где основная допускаемая токовая погрешность и угловая погрешность для измерительных электронных трансформаторов тока рассчитываются по 4 точкам (5, 20, 100 и 120 % от номинального значения).

Как видно из табл. 1 и 2, приведенных в [2], пределы основной допускаемой погрешности измерения для электронных трансформаторов тока (ЭТТ) различных классов точности зависят от степени загрузки канала по току, и чем меньше степень загруженности канала, тем выше погрешность. Поскольку практически повсеместно имеет место неравномерная нагрузка по каналам электропотребления, нормируемые значения погрешностей учета энергии не могут служить основой для оценки погрешности в темпе процесса электроснабжения, то есть исключается возможность руководствоваться ими без специальных расчетов на основании полученных данных.

 

Таблица 1

Пределы основной допускаемой токовой погрешности и угловой погрешности для измерительных ЭТТ

Класс точности

± токовая погрешность d (в процентах) при указанном ниже токе (в процентах от номинального)

± угловая погрешность при указанном ниже токе (в процентах от номинального), минут

5

20

100

120

5

20

100

120

0,1

0,4

0,2

0,1

0,1

15

8

5

5

0,2

0,75

0,35

0,2

0,2

30

15

10

10

0,5

1,5

0,75

0,5

0,5

90

45

30

30

1,0

3,0

1,5

1,0

1,0

180

90

60

60

 

Таблица 2

Пределы основной допускаемой токовой погрешности измерения для ЭТТ классов точности 0,2S и 0,5S

Класс точности

± токовая погрешность d (в процентах) при указанном ниже токе (в процентах от номинального)

± угловая погрешность при указанном ниже токе (в процентах от номинального), минут

1

5

20

100

120

1

5

20

100

120

0,2S

0,75

0,35

0,2

0,2

0,2

30

15

10

10

10

0,5S

1,5

0,75

0,5

0,5

0,5

90

45

30

30

30

 

Прежде чем приступить к подобным расчетам, рассмотрим вариант определения границ погрешности измерений активной мощности электроэнергии по группе каналов (dаГР), предложенный в [1]:

(2)

dWi = Wi / WаГР, (3)

где dWi – доля электроэнергии, потребляемой по i-му каналу за время измерения;

Wi – абсолютное значение активной энергии, измеренное в i-м канале, кВт•ч;

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

dвыч – составляющая погрешности, вносимая вычислительным компонентом, определяется как

dвыч = Dвыч / Wизм ´ 100 %, (4)

где Wизм – потребление электроэнергии за расчетный период, кВт•ч;

Dвыч – абсолютная составляющая погрешности, обусловленная разностью показаний счетчиков, считанных с базы данных, и их суммарной величины на мониторе сервера.

Как видно из (2) и (3), в формулах учитываются объемы электропотребления по каждому каналу без учета изменяющихся величин мощности, усредняемой на интервалах, составляющих существенно меньшую длину, чем длина расчетного периода. Другими словами, не учитываются формы графиков нагрузок, которые могут иметь существенную разницу и по этой причине вносить различную долю погрешности при одном и том же объеме электропотребления.

Рассмотрим конкретный пример. На рис. 1 приведены графические зависимости значений dWi для трех каналов учета и пяти вариантов распределения нагрузок по этим каналам в соответствии с табл. 3.

 

 

Таблица 3

Погрешности измерений dаГР по группе каналов в зависимости от долей нагрузки по каждому каналу

Вариант

dW1

dW2

dW3

dаГР

1

0

0

1

1,127

2

0,05

0,1

0,85

0,886

3

0,1

0,2

0,7

0,845

4

0,2

0,3

0,5

0,72

5

0,35

0,35

0,3

0,64

 

В табл. 3 приведены и результаты расчета погрешности по формуле (2) при допущении, что составляющая погрешности dвыч, вносимая вычислительным компонентом, одинакова для каждого канала и равна 0,05, а погрешности измерений электроэнергии по информационному каналу составляют величину dаИК = 1, то есть также одинаковы. В этом случае, как видно из рис. 1, рассчитанное по (2) значение dаГР имеет наименьшую величину, когда все рассматриваемые каналы загружены одинаково (dаГР = 0,64). Наибольшую величину имеет значение dаГР в случае, когда на некотором отрезке времени загружен только один канал, а в двух оставшихся нагрузка приблизилась к 0, что, например, может иметь место при крайне неравномерных графиках нагрузок по отдельным каналам, хотя суммарный график и близок к ровному в крайнем варианте.

Ошибку, допущенную при выводе формулы (2), можно устранить следующим образом, учитывая, что граница погрешности измерений активной электроэнергии dаИК по каналу учета рассчитана для номинальных значений составляющих в подкоренном выражении расчетной формулы (1). Поскольку некоторые составляющие погрешности, например dj – относительная токовая погрешность трансформатора тока, при низких нагрузках имеют величину существенно выше номинальной, то, используя функциональные зависимости подобных погрешностей от степени номинальной загрузки P / Pн по каждому каналу, можно получить и значение dаИК не только на границе (при номинальной нагрузке), но и на всем ее диапазоне. В этом случае погрешность учета dаГР для группы каналов можно будет определить по следующей формуле:

(5)

где dаИКi – погрешность измерений по i-му каналу при нагрузке Рi, dаИКi = f(Pi / Piн).

Из полученной формулы следует, что если каналы загружены одинаково и погрешности измерений по каждому из них также равны, то погрешность учета по их группе будет составлять такую же величину, как и по каждому каналу. Для случая различных функциональных зависимостей dаИКi = f(Pi / Piн) рассмотрим пример, исходные данные для которого приведены в табл. 4, а графические зависимости – на рис. 2.

 

 

Таблица 4

Исходные данные для построения зависимости погрешности измерений активной энергии по каналам учета от их загрузки по мощности

Канал

Рн, кВт

Р / Рн

1,0

0,5

0,2

0,1

0,05

1

300

1,0

1,01

1,2

1,5

1,7

2

200

1,2

1,2

1,6

1,85

2,1

3

100

1,4

1,4

1,42

1,6

1,8

 

Как видно из графических зависимостей и соответствующих им табличных данных, наименьшие погрешности по каналам учета имеют место при номинальных нагрузках, а наибольшие, причем разные по каждому каналу, – при нагрузках ниже 20 % от номинальных. Получение приведенных на рис. 2 кривых основано на применении формулы (1), по которой определяются не только границы погрешности измерений, но и вычисляются их промежуточные значения по тем составляющим погрешности, которые не являются константами при изменении нагрузок. Такими составляющими в первую очередь являются токовые, угловые погрешности, погрешности счетчиков, напряжения в трансформаторах и его потерь во вторичных цепях ТН и т. д.

Рассмотрим несколько вариантов расчета погрешностей по группе учета, состоящей из трех каналов, руководствуясь приведенными в табл. 4 расчетными данными.

1. Нагрузка по всем трем каналам номинальная:

dаГР = (1 ´ 300 + 1,2 ´ 200 + 1,4 ´ 100) /

/ 600 = 1,13 %.

2. Нагрузка по всем каналам составляет 0,05Рн:

dаГР = (1,7 ´ 15 + 2,1 ´ 10 + 1,8 ´ 5) / 30 = 1,85 %.

3. Нагрузки по каналам составляют следующие величины:

P1 / P1н = 0,5; P2 / P2н = 0,1; P3 / P3н = 1,0;

P1 = 0,5P1н = 0,5 ´ 300 = 150 кВт;

P2 = 0,1P2н = 0,1 ´ 200 = 20 кВт;

P3 = P3н = 100 кВт.

С учетом номера канала и отношения Pi / Piн по каждому каналу выпишем значения dаИКi из табл. 2: dаИК1 = 1,01; dаИК2 = 1,85; dаИК3 = 1,4.

По полученным данным dаИКi и Рi рассчитаем значение dаГР:

dаГР = (1,01 ´ 150 + 1,85 ´ 20 + 1,4 ´ 100) / 270 = 1,22 %.

Наличие средств автоматизированного учета по всем каналам группы позволяет проводить расчеты dаГР с любой периодичностью, хотя это целесообразнее всего проводить на таких отрезках времени, на которых усредняются нагрузки (например, 3 мин). Если, например, полученное выше значение dаГР величиной в 1,22 % считать рассчитанным на интервале 3 мин (а таких интервалов на суточном временном отрезке будет 20 ´ 24 = 480), то рассчитать среднее значение dаГР на суточном отрезке времени можно по следующей формуле:

(6)

где dаГРi, – погрешность dаГР и объем электропотребления по группе каналов на i-м суточном интервале.

Важность оценки подобной метрологической интегральной характеристики (МХ) в целом по схеме электроснабжения и электропотребления некоторого объекта (хозяйства) в темпе процесса бесспорна по следующим причинам:

• поскольку наиболее низкие значения МХ имеют место при номинальной нагрузке по каждому каналу, а наиболее высокие – при низких нагрузках, характеристики можно использовать при расчете составляющей экономической эффективности от уплотнения графиков нагрузок, то есть их выравнивания;

• расчет фактических значений МХ в целом по схеме электроснабжения в темпе процесса позволяет получить реальные значения результатов от улучшения МХ после модернизации средств измерений (СИ) любым способом: или направленным перебором вариантов, или методом оптимизации;

• в случае нормирования максимально допустимого значения МХ в целом по многоканальной системе АСКУЭ наличие оперативного контроля ее значения позволит определять степень приближения МХ к норме и выявлять случаи, когда она превысила допустимое значение, что будет основой для разработки мероприятий по изменениям режимов работы потребителей или модернизации СИ.

Из изложенного подхода к оценке МХ системы АСКУЭ следует, что для этого необходимо создать соответствующую информационную базу и разработать систему математического обеспечения с учетом логических вычислительных операций. Упрощенная блок-схема алгоритма, включающего эти операции, представлена на рис. 3.

 

 

Согласно блок-схеме первый модуль обеспечивает получение функциональных зависимостей относительных погрешностей по элементам измерительного канала с учетом их загрузки. Для тех элементов, у которых эта загрузка не оказывает влияния на dа, их значения берутся в виде константы (например, погрешность, обусловленная вычислительной операцией).

Основываясь на зависимостях dа = f(P / Pн) по измерительным элементам канала, в модуле 2 выполняются расчеты значений dаИК при различных нагрузках, что является основой для расчета значений dаГР на любом i-м интервале (модуль 3) и в целом на суточном интервале. При превышении допустимого значения dаГРсут информация об этом превышении с указанием величины накапливается (модуль 9) и используется далее при разработке мероприятий по уменьшению dаГР (модуль 10). Аналогично информации, поступающей для формирования базы данных в модуль 9 после расчетов (модуль 4), поступает информация в модуль 8 после расчетов (модуль 6) на всех суточных интервалах года. В результате обеспечивается получение функциональной зависимости dаГР = f(tгод). Она дает полное представление о соблюдении (несоблюдении) пределов допускаемой относительной погрешности по всей АСКУЭ объекта в целях разработки мероприятий по уплотнению нагрузок (организационные решения) и модернизации первичных средств измерения (технические решения).

Поскольку согласно концепции построения АСКУЭ информация со средств первичного учета энергии поступает в корпоративную (или локальную) вычислительную сеть, проблемы вычислительных возможностей не возникают, а загрузка каналов связи не увеличивается по той причине, что база данных для расчетов формируется на основании экспериментальных данных (частично) и данных, уже собираемых с помощью действующих АСКУЭ (токи, напряжения с их активными и реактивными составляющими). Появление новых составляющих погрешности, например обусловленных все возрастающим объемом высокочастотных гармонических составляющих, также не вызовет возрастания объема собираемой информации, так как она будет получена или при наличии анализаторов качества электроэнергии, или с многофункциональных электронных счетчиков, обеспечивающих оценку показателей качества электроэнергии в сети.

 

Таблица 5

Погрешности, обусловленные наличием гармоник

Класс точности

±Токовая погрешность на гармонике, %

±Угловая погрешность на гармонике, град.

2 и 4

5 и 6

7 и 9

10 и 13

2 и 4

5 и 6

7 и 9

10 и 13

0,1

1

2

4

8

1

2

4

8

0,2

2

4

8

16

2

4

8

16

0,5

5

10

20

20

5

10

20

20

1

10

20

20

20

10

20

20

20

 

Стандартом [2], действующим в России, приведены погрешности, обусловленные наличием гармоник (табл. 5). В комментариях к ним указано, что влияние гармоник на погрешность измерений в худшем случае будет возрастать приблизительно на 15 %. Поскольку возможность расчета объема электроэнергии по каждой гармонике обеспечена, то, допустим, для прибора с классом точности 0,5 наибольшая полная погрешность составит: 0,5 % + 0,15 ´ 0,5 % = 0,575 %.

Расчет метрологических характеристик по каналам и группам учета в соответствии с алгоритмом, укрупненная схема которого приведена на рис. 3, может быть дополнен проверкой каждого канала и группы на надежность. Следует учитывать, что для счетчиков (ЭС), устройств сбора и передачи данных (УСПД), устройств синхронизации времени (УСВ) и сервера в Госреестре России по каждой АИИС КУЭ точно указываются типы и классы элементов измерительного канала, в том числе и такие характеристики, как среднее время наработки на отказ (ТЭС, ТУСПД, ТУСВ, ТС) и среднее время восстановления работоспособности:

lк = 1 / TЭС + 1 / ТУСПД + 1 / ТУСВ + 1 / ТС ≤ lдоп, (7)

где lдоп – максимальный предел удельной повреждаемости канала, 1/ч (1/год).

Суммирование составляющих в (3) обусловлено тем, что при выходе из строя любого элемента вышедшим из строя считается весь канал. При ТЭС = 120 тыс. ч, ТУСПД = 35 тыс. ч, ТС = 100 тыс. ч (по данным на АИИС КУЭ, внесенную в Госреестр СИ Российской Федерации) значение lк составит 0,472 отказа в год. Получение аналогичным образом значений lк для других типов счетчиков, УСПД, УСВ и сервера позволяет провести направленный перебор вариантов как по критерию надежности канала, так и путем рассмотрения этого критерия в виде ограничения.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

1. Развитие интеллектуальной энергетики в первую очередь затронуло систему информационного обеспечения, в том числе метрологического, основой которой длительное время являлось сличение при аттестации показаний отдельных измерительных приборов с показаниями образцовых. В связи с развитием многоканальных АСКУЭ требуется проведение дальнейшего совершенствования методик построения МХ в целом многоканальных систем.

2. Совершенствование методик построения МХ многоканальных АСКУЭ должно проводиться с учетом функционирования в реальном времени каналов и групп учета с оценкой нагрузок, ПКЭ и других параметров, влияющих на расчетные МХ. Результаты подобной оценки должны быть положены в основу нормирования пределов соответствующих МХ в целом не только по каналам, но и по группам учета.

3. Оценка МХ по каналам и группам учета позволит определять корреляционную связь между МХ и коэффициентами загрузки в сети с целью выполнения технико-экономического анализа работы схемы электропотребления, а также разрабатывать мероприятия по модернизации технических средств АСКУЭ.

4. Рассмотренные методы оценки МХ по каналам и группам учета не исключают необходимости моделирования нагрузок с целью проведения коррекции результатов измерений, учитывая, как отмечено в [3], существующий рост числа и мощности потребителей энергии с нелинейными вольт-амперными характеристиками. Подобную работу предстоит выполнить как исследовательскую для получения обоснованной доказательной базы.

5. Учитывая, что в паспортных характеристиках на средства измерения указаны и их расчетные надежностные характеристики, при определении реальных МХ целесообразно выполнять и оценку фактических надежностных характеристик, сравнивая их с допустимыми значениями, если такие заданы.

 

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

 

(Статья поступила в редакцию 14.01.2016 г.)

 

ЛИТЕРАТУРА

 

1. Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии по межгосударственным, межсистемным перетокам и генерации. Программа и методика метрологической аттестации (ПМА. МН 1783-2010). – Минск, БелГИМ, 2010.

2. ГОСТ Р МЭК 60044-8-2010. Трансформаторы измерительные. Часть 8. Электронные трансформаторы тока. Национальный стандарт Российской Федерации. – М.: Стандартинформ, 2012.

3. Забелло Е., Дайнеко В., Булах В., Епифанов В. Информационное обеспечение процессов автоматизации технологических комплексов в агроэнергетике // Энергетика и ТЭК. – 2015. – № 7/8.

 

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