关口电能计量论文

关口电能计量论文（精选8篇）

关口电能计量论文 第1篇

DL/T448-2000《电能计量装置技术管理规程》中规定:“电能计量技术机构对发生的计量故障应及时处理, 对造成的电量差错, 应认真调查、认定, 分清责任, 提出防范措施, 并根据有关规定进行差错电量的计算。”

因装置故障导致漏计电量的计算方法很多, 但是, 有时因为没有准确的失压、缺相、失流、故障及恢复正常运行的时间记录, 没有非完全失压的准确数据, 用常规的计量差错计算方法难以奏效, 以下是笔者对三种方法的分析和论证。

平均功率法:依据故障前和恢复正常后功率的平均值与故障时间的乘积来计算漏计电能量。该方法的优点是方便简单, 易于掌握。缺点是平均功率与实际值的误差很大, 加之故障时间很难准确, 计算出的结果与实际值的误差很大, 不宜采用。

相关装置电能量代数差法:在 2个变电站线路的AB二侧均有装置 (A、B站联络线简图见图1) , 当B端装置故障, 故障在T2～ T3时间段内发生, 可分别读取T2至T3时间 (见图2) 段线路的AB二侧电能数乘以倍率得Wa和Wb, 则:

A端计量装置的电量:

Wa′= (1+εa) P′ (t2+tx+t3) +I′2R (t2+tx+t3) (1)

式 (1) 中, P′为该线路B端日平均功率, εa为A端计量装置的综合误差值, I′2R为该线路线损功率值。

同理, B端装置的电量:

Wb′= (1+εb) P′ (t2+t3) (2)

差错电量= Wa′-Wb′

Wa′-Wb′= (1+εa) P′tx + (εa-εb) P′ (t2+t3) + I′2R (t2+tx+t3) (3)

式 (3) 中, (1+εa) P′tx 为差错电量实际值, (εa-εb) P′ (t2+t3) 为二侧装置综合误差引起的附加差错电量, I′2R (t2+tx+t3) 为T2～ T3时间段线损电量。

该方法的优点是方便简单, 不需要精确的故障时间, 易于掌握。缺点是计算结果中包含了该线路的线损电量和对侧装置误差产生的电量, 计算的结果与实际值的误差很大, 不宜采用。

1 运用线损法计算

联络线及时区简图中, T1～T2为正常运行时区t1, B端装置故障发生在T2～T3时区内的某个时间段tx。

线损率计算公式:

m=[ (Wa-Wb) / Wa]100%

= (1-Wb/ Wa) 100% (4)

式 (4) 中, Wa为线路A侧输出电量;Wb为线路B侧输入电量; m为线损率。

当线路B侧装置发生故障时, 设漏计的电量为Wx, 则:

m′=[1- (Wb′+Wx) / Wa′]100%

移项得:Wx= (1-m′/100) Wa′-Wb′

我们知道线损率在短时间内基本是相对稳定的, 即m′=m, 则:

Wx= (1-m/100) Wa′-Wb′ (5)

具体的操作是:用T1～T2正常运行时区t1二端的电能数据计算线损率m, 再应用该m值及包含装置发生故障时区T2～T3内的二端电能数据计算出差错电量。T1可选择在故障发生的前n天D时刻, T2可选择在故障发生的前1天D时刻, T3可选择在恢复正常运行的后1天D时刻。

下面对式 (5) 进行论证:

式 (4) 中:Wa = (1+εa) Pt1+ I2Rt1 (6)

Wb = (1+εb) Pt1 (7)

∵m′=m

∴Wx= (Wa′Wb / Wa) -Wb′ (8)

将式 (1) 、 (2) 、 (6) 、 (7) 代入式 (8) 得:

Wx=[ (1+εa) P′+ I′2R] (t2+tx+t3) (1+εb) P/[ (1+εa) P+ I2R]- (1+εb) P′ (t2+t3)

我们知道通常情况下短期时间内每回线路每天的运行负荷曲线是近似的, 即短期时间内每回线路的日平均功率是近似的, 则:

P′≈P I′2≈I2

∴ Wx≈Ptx +εbPtx (9)

从式 (9) 中我们可以看出, 运用线损法计算结果P tx为差错电量, εbPtx为仅包含发生故障装置综合误差引入的差错电量, 科学正确。

2 运用母线电量不平衡率法计算

变电站一次接线见图3。设Ⅰ线、Ⅱ线为输入电量;#201、#202为输出电量;#201装置在T2～T3时区内发生故障 (见图2) , 故障时间为tx, 则母线电量不平衡率计算公式:

m=[1- (W201+W202) / (WⅠ+WⅡ) ]100% (10)

式 (10) 中, W201+W202为T1～T2时间段主变#201、#202输出母线电量;WⅠ+WⅡ为T1～T2时间段Ⅰ线、Ⅱ线输入母线电量;m为T1～T2时间段母线电量不平衡率。

当#201装置发生故障时, 设漏计的电量为Wx, 则:

m′=[1- (W′201+ Wx +W′202) / (W′Ⅰ+W′Ⅱ) ]100% (11)

移项得:

Wx= (1-m′/100) (W′Ⅰ+W′Ⅱ) - (W′201+W′202) (12)

式 (12) 中, W′201+W′202为T2～T3时间段主变#201、#202输出母线电量; W′Ⅰ+W′Ⅱ为T2～T3时间段Ⅰ线、Ⅱ线输入母线电量;m′为T2～T3时间段母线电量不平衡率。

我们知道母线电量不平衡率在短时间内基本是相对稳定的, 即m′=m, 则:

Wx= (1-m/100) (W′Ⅰ+W′Ⅱ) - (W′201+W′202) (13)

同理: Wx=Ptx +εbPtx

3 运用主变变损率法计算

设#201装置在T2～T3时区内发生故障 (见图3) , 故障时间为tx (见图2) , 由于缺乏数据, 不能采用母线电量不平衡率法计算时, 还可以采用主变变损率法进行计算, 则主变变损率为:

m=[1- (W901+W101) / W201]100% (14)

式 (14) 中, W201为T1～T2时间段主变#201输入主变电量;W901+W101为T1～T2时间段#901、#101输出主变电量之和;m为T1～T2时间段主变变损率。

当#201装置发生故障时, 设漏计的电量为Wx, 则:m′=[1- (W′901+W′101) / (W′201+ Wx) ]100% (15)

移项得:Wx= (W′901+W′101) / (1-m′/100) -W′201 (16)

式 (16) 中, W′201为T2～T3时间段#201、#202输入主变电量;W′901+W′101为T2～T3时间段#901、#101输出主变电量之和;m′为T2～T3时间段主变变损率。

我们知道主变变损率在短时间内基本是相对稳定的, 即m′=m, 则:

Wx= (W′901+W′101) / (1-m/100) -W′201 (17)

同理: Wx=Ptx +εbPtx

4 应用实例

2007年6月18日19时德兴变电站220kVⅠ、Ⅱ段母线PT二次回路相继失压大约4小时, 导致该站220kV所有电能表在此时间段内漏计电能量。

①主变高压侧漏计电量的计算方法

(见图4) 应用变损率计算方法计算主变高压侧漏计电能量:

调用本站#1、#2主变三侧记录的电量数据, 选择6月1日至6月17日的各侧电量计算出主变变损率m;再选择6月1日至6月19日的各侧电量和主变变损率m计算出主变高压侧漏计的电能量, 利用电子表格Excel进行运算可提高效率并减少人为差错。

#1主变变损率 (应用公式 (14) 在电子表格F5中输入) :

= (1- ( (C4-B4) *E4+ (C5-B5) *E5) / (C3-B3) *E3) *100

#1主变高压侧差错电量 (应用公式⒄在电子表格F3中输入) :

= ( (D4-B4) *E4+ (D5-B5) *E5) / (1-F5/100) - (D3-B3) *E3

同理可计算出#2主变的变损率和#2主变高压侧差错电量, 计算结果见表1。

#1主变差错电量为14.29万kWh;#2主变差错电量为28.96万kWh。

②用线损法计算李兴线漏计电能量。

分别调用本站与线路对侧变电站记录的电量数据, 同理操作计算。

兴李线线损率 (应用公式 (4) 在电子表格F4中输入) :

= (1- ( (C4-B4) *E4) / (C5-B5) *E5) *100

兴李线差错电量 (应用公式 (5) 在电子表格F2中输入) :

= ( (D5-B5) *E5* (1-F5/100) - (D4-B4) *E4

同理可计算出乐兴线的线损率和乐兴线的差错电量, 计算结果见表2。

兴李线差错电量为14.09万kWh;乐兴线差错电量为61.69万kWh。

③计算德大线的漏计电能量

由于德大线的对侧未装设装置, 因此, 不能采用线损法来计算李兴线漏计电能量。但在各回线路的漏计电能量都计算出来后, 可以采用母线电量不平衡率的计算方法来推算德大线的漏计电能量, 将#1、#2主变、兴李线、乐兴线已计算出的漏计电量数据填入表中, 计算结果见表3。

母线电量不平衡率 (应用公式 (10) 在电子表格F2中输入) :

=100* (1- ( (C6-B6) *E6+ (C7-B7) *E7+ (C8-B8) *E8) / ( (C4-B4) *E4+ (C5-B5) *E5) )

德大线差错电量 (应用公式 (13) 在电子表格F6中输入) :

= ( (1- (F2/100) ) * ( (D4-B4) *E4+ (D5-B5) *E5+F4+F5) - (D6-B6) *E6- (D7-B7) *E7- (D8-B8) *E8-F7-F8) /10000

德大线的差错电量为36.39万kWh。

5 结束语

计量“新政”与关口表的完善 第2篇

[关键词]电网发电厂水电站电能量计量计量表计

关口电量表是发电厂核算上网电量、电力网跨区域跨省际联络线以及大型工业用户用于结算和核算经济指标的关键计量工具。关口电量表的准确计量和正常运行与否，对电源方的发电厂(水电站)、供应方的供电公司和主要消费者——大型工业用户都是一个十分敏感的话题，因为它牵扯到各方的经济利益。在目前电力系统的实际情况下，对220kV以下系统而言，由于设备运行年限长，设计不尽合理等诸多因素的影响，运行中的关口电能计量装置电压降超标、卖方计量损失、购方计量误差较大以及关口电能表运行安全可靠性差等等现象，未能得到应有的重视。特别是在“厂网分开、竞价上网”的电力市场体制建立以后，对各侧关口计量系统的方案设计、设备选型、技术管理等提出了更高更严格的要求。保证计量装置准确、可靠，是提高企业综合经济效益和市场竞争力的有力手段，如何科学利用现代技术搞好关口计量工作令人思考。

1目前关口计量系统的特点

1.1上网关口计量装置设备陈旧

电力系统网络关口有功电能量和无功电能量系统是考核、计量发电厂(水电站)上网电量、用户购网电量、核算电力系统各方经营效益的最直接依据。陈旧设备对上网关口计量造成的损失现象普遍存在(大部分是少计上网电量)，但却常常被忽视。由于电力工业的飞速发展，网络接线变得复杂，而系统电压互感器二次．电压网络、电压切换系统却一直沿用基建投产以来的陈旧设备，经过技术改造的二次系统也只是更换部分元器件。对关口计量产生很大影响的二次电压网络越来越庞大，造成的压降和关口计量损耗问题却一直得不到根本解决。以双母线接线的网络为例，传统双母线关口计量电压回路设计，均与继电保护装置电压切换统一考虑。保护装置的电压切换箱完成双母线电压切换功能，切换后的电压回路既供继电保护用也供关口电能表用，这种设计思路在现场广泛使用并取得较好的运行经验，特别是在厂网一家时的明显优势是简化设计、节约工程投资。但从关口计量系统多年运行状况、电压互感器二次压降实测情况分析，该共用电压切换方案产生的计量损耗较大、安全可靠性差。特别是厂网分家后，各省分别统一更换关口计量表计(例：国产表更换为ABB电子型电能表)以后，全部拆除了昔日做为电力计量革新成果而推广的电压互感器二次电压补偿器。二次回路实际压降造成的计量损失各厂自行承担，电网将不予考虑。关口电压补偿装置的拆除，计量损失将更加突出，同时又引发了继电保护可靠性和选择性的波动。绝大多数厂、站电力系统关口计量表计电压回路一直沿用基建以来的电压回路。以220kV系统为例分析，电压互感器二次回路设备情况：计量用电压互感器二次绕组(0.5级)与继电保护装置共用，由保护装置去完成各关口电压回路切换，电压网络运行年限长(个别长达30年)，二次电缆选用截面较小(多为1.5mm²电缆)，诸多因素制约了计量准确度等级的提高。

1.2 电压互感器端子箱至电能表盘压降超标，运行功耗大

改造前多次实测验证，从电压互感器端子箱至电能表盘实测压降0.3～0.5V，超出了规程规定的0.25％标准。由于压降造成的关口计量损耗已经直接造成上网电量损失，影响了发电综合效益。220RV用的变送器采用的是原老型号变送器，电源系统取自电压互感器二次电压回路，运行功耗大，使电压互感器二次负载重(实测电压回路电流3.5A，甚至更大)。计量电压回路与保护电压回路共用，系统安全性差。关口计量装置电压回路目前引自保护装置的电压切换箱，仪表的现场定检(1次／季度)对保护电压回路的安全运行造成影响，如：某发电厂曾经发生仪表定检人员误碰电压回路短路，造成整个电压互感器二次跳闸失电的事件，导致多套距离保护、母差保护异常，对继电保护的安全、可靠运行产生影响。

1.3计量装置电压回路与保护回路配置不合理

按照设计规范要求，计量电压回路与保护电压回路空气开关应分开配置，且动作值不同，保证切除电压回路故障的选择性差。但是目前的配置方式不利于仪表、保护二次电压空气开关保护的整定和配置(规范要求计量回路的空气开关跳闸运作电流要小于保护回路空气开关跳闸动作电流值)。

2关口计量误差及计量损耗

根据关口计量系统接线方式，产生计量误关或计量损失有以下原因。

2.1表计误差

表计误差大致有以下几种原因：机械表运行年限长，造成的机械磨损使老旧机械转盘表功耗高，灵敏度低(低负荷不启动)；电子式电能表的功耗等。

2.2 电压互感器和电流互感器变比误差以及二次回路压降造成的计量误差

对电压互感器和电流互感器变比误差造成的计量损失，根据《电能计量装置技术管理规程》 (DL/T448-2000)要求，采用0.2S级宽量限专用互感器即可有效解决关口计量系统互感器变比误差损失。

2.3最易忽视的计量损失来自于电压互感器二次压降

由于电压互感器二次回路的保险、刀闸、接线端子、切换继电器触点接触电阻、小截面电缆电阻等造成的电压互感器电压损耗将直接降低关口电能表计量数值。所以计量电压回路改造，降低二次压损，减少计量损失应引起专业人士的高度重视。对消除表计计量损失，更换低功耗、宽量限、高精度电能表迫在眉睫。

3新关口及电压回路改造、

3.1 严格执行《安规》，严禁电流互感器和电压互感器二次回路短路

工作中严格执行《安规》，加强监护，严禁电流互感器二次回路开路和电互感器二次回路短路。在运行设备和施工设备的屏柜之间设置红布帘或警告带，防止误碰运行设备。在现场工作过程中，凡遇到异常情况，不论与本身工作是否相关，应立即停止工作，保持现状，待查明原因，确定与本工作无关时方可继续工作；若异常情况是本身工作所引起，应保留现场并立即通知值班人员，以便及时处理。现场工作开始前，应查对己做的安全措施是否符合要求，运行设备与检修设备是否明确分开，还应看清设备名称，严防走错位置。电缆敷设时，应注意不要踩断或拉断其它电缆，防止运行设备误跳闸。交、直流回路测绝缘时，应采取防止抗干扰电容击穿的措施。拆除电缆时，应根据图纸搞清电缆走向，确认电缆无用且无电时，从电缆两端拆除，拆除电缆后应用对线灯核对无误。拆除电缆时，若出现异常情况，应立即停止工作并及时同运行人员联系，待分析清楚原因后，方可进行。回路接线应充分注意电流回路和电压

回路接地点，防止漏接或多接接地点。工作中应认真仔细区分清楚计量用电压回路和保护用电压回路，严防两个电压回路因二次接地方式不同混淆而发生短路异常。新电能表屏和直流电压切换屏内的计量及报警设备检查校验完成，各设备应正常完好。各间隔电能表至其端子箱的电流回路电缆敷设到位(端子箱侧需要该间隔停电后方可施工)。

3.2采用独立的计量二次绕组

采用独立的计量二次绕组，220kV电压互感器已大多改造为新式防污型，其中一组0.2级的计量绕组未利用的，可结合电压回路改造启用该绕组，提高计量电压回路精度，独立的计量电压回路运行安全性高。建立独立的关口计量电压网络，设置计量专用电压切换回路，选用大容量切换继电器(5～10A)，安装计量电压互感器端子箱专用空气开关。电压切换继电器采用磁保持继电器，防止断路器辅助接点接触异常(一次设备完好)情况下的电能表停计。可以有效降低电压互感器二次压降，最大限度地降低计量损失，准确计量应计上网电量。目前的0.5级电压互感器电压回路是B相接地方式，新的电压回路采用N相接地，消除了系统接地故障干扰造成计量装置异常。更换大截面屏蔽电缆。采用电压回路三相四线制接地，电压电缆截面不小于2.5mm²，电流回路选用4～6mm²截面电缆，降低接线阻抗。同时消除了仪表和继电保护共用一组电压回路无电压补偿装置对继电保护选择性和可靠性的干扰。

3.3关口计量装置采用集中布置方式

关口计量装置采取集中布置方式，便于运行抄表、现场定检、维护工作的管理。尽量减少二次电缆长度，以降低二次电压损耗。根据《电能计量装置技术管理规程》(DL/T448-2000)要求，配置双套的关口计量表计，“一主一备”的配置方式，防止发生计量纠纷事件。

3.4提高关口计量装置的准确性

为规范关口表监督管理，提高计量关口准确性。一些省份更换了发电企业关口表，采用ABB美国公司产ALPHA型电能表。该表为0.2S级宽量限，工作电压范围0.8～1.15倍额定电压，工作电流范围10mA～10A，或加拿大PML公司生产的ION8300、ION8400、ION8500型高端关口电能表。符合国际IEC687标准要求，通讯、人工抄表接口完善。高精度、低损耗、多功能的表计可以有效地减少表计计量损耗。但是，还应该看到，目前有的0.2S级关口表组成的计量回路，仅仅是对基波计量，对电压波形畸变较大的地方应采用能够对全波计量的关口电量表，或在互感器二次侧加装滤波装置，以实现计量值接近真实数据。充分利用目前成熟的前沿计量技术，使其与高度自动化系统联网，使关口计量表强大的附加功能发挥作用，实现同步数据共享，利用它们的故障录波、电压／电流越限检测、谐波分析与谐波电能计量、序分量测量、掉电报警、负荷曲线记录、同步时钟等功能，来完善我们的生产自动化管理系统。

3.5控制好关口表计电压回路电缆压降

关口电能计量装置中互感器问题探讨 第3篇

1 存在的问题与解决方案

1.1 互感器准确度等级太低

依据国家计量检定规程DL/T448-2000《电能计量装置技术管理规程》第5.3条规定, I, Ⅱ类电能计量装置互感器准确度等级不应低于0.2级。在测试中发现, 早期兴建的变电站, 互感器准确度等级普遍偏低, 一般只有0.5级。以大庆电业局让胡路变电所为例, 220k V母线电压互感器为老式JCC型, 其准确度等级仅为1级。这种低等级互感器, 显然是不符合国家规程规定的, 必须选用高准确度等级的互感器。

1.2 电能计量装置无计量专用互感器二次绕组

依据DL/T448-2000《电能计量装置技术管理规程》第5.4条规定, I, Ⅱ类用于贸易结算的电能计量装置应按计量点配置计量专用电压、电流互感器或者专用二次绕组。电能计量专用电压、电流互感器或专用二次绕组及其二次回路不得接人与电能计量无关的设备。由于历史原因, 许多早期制造的互感器二次绕组较少, 关口电能计量装置互感器二次绕组为计量、测量、保护共用, 各专业试验维护人员同在一个回路工作, 势必影响电能计量的可靠性和安全性, 容易由此造成电量损失。同时, 电能计量、继电保护和测量回路共用1组母线电压互感器, 使电压互感器二次回路容易过负载, 造成二次回路压降超差, 影响电能计量的准确性。因此, 对于此类关口电能计量装置, 应当加装计量专用互感器或专用二次绕组。

1.3 电压互感器超差

从2002年起, 开展对高压互感器的现场检验工作, 先后测试了大庆电业局创业、先锋、庆北、中本、火炬、春蕾变电所关口电能计量装置的互感器。在测试中发现, 个别互感器存在误差超差现象。创业变电所220k VJCC型母线电压互感器严重超差, 先锋变电所3台220k V母线电压互感器超差, 后由生产厂家更换后方合格。

1.4 互感器负载问题

现场互感器的二次负荷是影响电能计量装置安全、可靠计量的最重要的环节之一。依据DI/448-2000《电能计量装置技术管理规程》第5.4条规定, 互感器实际二次负荷须在25%~100%额定负荷范围之内。互感器二次负荷的变化很容易引起互感器误差的变化, 即计量性能的改变, 当实际二次负荷超出25%~100%额定负荷范围时, 互感器容易超差。因此, 为保证电能计量的准确性, 必须定期对现场互感器的二次负荷进行准确的测量, 超过互感器额定二次负荷时应及时查明原因, 并尽快整改。

1.5 电压互感器二次回路电压降超差

根据DL/T448-2000《电能计量装置技术管理规程》第5.3条规定, I, Ⅱ类用于贸易结算的电能计量装置中电压互感器二次回路电压降应不大于其额定二次电压的0.2%。2001~2002年, 对全省关口电能计量装置的电压互感器二次回路压降进行了全面测试, 合格率仅为75%左右, 这说明, 电压互感器二次电压降问题仍然严重, 个别单位对此还未引起足够的重视。

由于历史原因, 许多早期修建的变电所, 电能计量与测量回路共用同一电压互感器绕组, 二次侧接有大量感应式电能表和测量仪表, 二次回路电流很大, 由于感应式电能表电压线圈功率因素偏低, 因此, 在二次回路压降上表现为比差和角差都很大。对于此类计量装置, 为减小二次电压降, 建议取消无用的感应式电能表, 改装低功耗静止式电能表, 并把测量与计量二次回路分开。当三相电压互感器二次回路中性点发生偏移时, 对其二次压降影响很大, 表现为二次压降三相极不对称, 严重时某些相比差还将出现正值, 严重影响计量的准确性。对于该类计量装置, 电压互感器二次回路无中性线者应安装中性线, 中性线电阻值过大时应加大中性线截面积, 并减小接触电阻。电压互感器和电能表连接导线过长时, 二次导线电阻值较大, 压降容易超差, 对于该计量装置, 建议加粗二次导线或在电压互感器旁边就近安装电能表。

因此, 关口电能计量装置电压互感器二次回路压降应定期进行检验, 当二次回路压降超差时, 各单位应及时查明原因, 对二次回路进行改造。

2 结论

综上所述, 为考核电能计量装置实际运行状况和计量性能, 保证在运行状况下准确计量, 各电业局、电厂应更加重视关口电能计量装置互感器的计量性能, 这对于电力体制改革后的电厂和电网公司都有着非同一般的意义。对不符合规程要求的互感器必须限期进行技术改造, 改造完毕再由试研所进行现场测试验收。对于不引起重视的某些单位, 可以考虑与电量结算挂钩, 根据测试情况, 修正电量并进行通报。对新上的关口电能计量装置的互感器, 严格按规程要求进行现场校验和验收, 验收不合格的严禁投入使用。

摘要：随着电力工业的市场化改革, 电网内部与电网之间电能的大规模生产与交换, 涉及到各部门的巨大经济效益。现就关口电能计量装置中互感器问题进行如下分析。

关口电能计量论文 第4篇

关键词：电力系统关口,总不确定度,电能计量点群,电能计量装置

科学、合理的评估和考核电力系统关口电能计量结果, 直接关系和影响到电力网的经济运行和经营效益。

我们习惯沿用单个计量点配备的电能表实测误差或者计算其电能计量装置综合误差是否合格来评估和考核电力系统关口电能计量结果。因此, 至少存在着以下几点不容忽视的问题:

a.误差是个理想的概念, 它本身就是不确定的。b.单一的电能表误差并不能全面地表征电能计量结果接近真值的程度。c.带电实负荷检测电能计量装置的综合误差。d.虽然目前已能理论推算出其综合误差, 但由于误差计算分析和处理上的差异, 往往对同一计量装置会作出不同的评价, 因此给分析考核和贸易结算带来不少问题。e.作为某电力系统关口的单个计量点电能计量结果, 是不能全面地反映出关口整个计量点群的电能计量结果。

为了解决上述存在的问题, 本文提出研制“高压电能计量装置综合误差的实时检测系统”, 并采用“关口电能计量点群电量总不确定度” (以下简称“电量总不确定度”) 作为评估和考核电力系统关口电能计量结果的依据。

1 电能计量装置有关概念的

1.1 电力系统关口。

它是指电力集团公司 (大区电管局) 与其各省电力公司 (省电力局) ;电力集团公司之间;省电力公司与其各地、市电力公司;地、市电力公司之间的电力设备资产和经营管理范围的分界处。电力系统关口一般可分为一、二、三、四级关口。

1.2 电能计量点群电量。

它是指构成某关口的所有电能计量点月 (季、年) 电量的集合。

1.3 总不确定度

1.3.1 我国计量技术规范 (JJG1027-91《测量误差和数据处理》) 采用了国际计量局等四个组织对不确定度的含义, 即“表征被测量结果的示值范围的评定。”国际通用计量学基本名词 (VIM) 定义不确定度是一个与测量结果相关联的、用以表征被测质量之量值离散程度的参数。这两个定义没有实质上的差别。在这里“被测之量”与被测量的“真值”有相同的含义。从上述可以看出:国际新建议不在用“极限误差”来表达不确定度。不确定度评定的不仅是随机误差的影响, 而且还包含着系统误差中不可掌握分量的影响。它的大小是与一定的置信概率相联系的。总之, 不确定度是以计量结果为中心 (误差是以真值为中心) , 只要知道计量结果就可以对其真值所处的量值范围作出较为切合实际的估计。不确定度是按对它们的评价方法不同而分类的。 (1) 凡是按数理统计方法评定不确定度的, 称为A类不确定度s。它主要来自随机误差, 用统计方法来计算, 并用标准差表征。比较使用的方法是列出有关A个类不确定度分量的详细清单及具体值和自由度、传播系数以及这些数值的获得方法等各项影响因素。根据贝塞尔公式, 计算出有限次的实验标准差。若某一被测量有多个A个类不确定度分量, 则A类不确定度可用公式合成。 (2) 凡是用非统计方法来评定不确定度的, 称为B类不确定度u。它主要是来自系统误差的变化。B类不确定分量可用公式计算确定。B类不确定度为各种影响因素的分量的合成, 其合成不仅要考虑到各分量的大小, 还要考虑到各分量的传播, 其值可用公式计算。国际上规定合成不确定度uc即可作为报告不确定度, 它是用一倍标准差表征的, 因此又称合成标准不确定度。合成不确定度, 可用公式合成。

1.3.2 国家计量技术规范JJG1027-91《测量误差和数据处理》规定用总不确定度作为报告不确定度。国际上也认为可以这样做, 并将其改称为扩展不确度。总不确定度的表达式为:U=Kuc。式中的K称为包含因子, 它与置信概率P有关。合成不确定度和总不确定度也可用相对值表示, 并分别成为相对不确定度和相对总不确定度。当考核计量装置时, 可用下列表达式对其计量装置的准确度A作出评价, 即A=ε±U, 式中为ε为总已知恒定误差。通常恒定系统误差应予修正, 所以评价其准确度的关键是总不确定度。当我们对未知量Y进行测量时, 设测量结果经修正后为y, 则最终测量结果可用下式表示:Y=y±y U=Y (1±U) 这样表达的含义是, 被测量未知量Y的真值界定在±yU区间内, 即y±y U>Y>y-y U。通常考核计量装置时, 是采用测量不确定度表示, 即用一倍标准差表征其不确定度。但是, 当表示测量结果Y时, 一般用算术平均值表示。所以起不确定度也应该用算术平均值不确定度表示。准确度和总不确定度通常是以相对值表示。上述是测量不确定度的一般原理和方法。但是, 当把这些原理和方法应用于具体工作中时, 还应该考虑如下两个方面的问题: (1) 建立测量模型并全面准确分析误差源。这是不确定度分析的主要依据和计算成败的关键。 (2) 必须考虑误差传播系数、误差源的概率分布、相关性和包含因子等。否则将会影响不确定度计算的准确性。

2 电能计量装置总不确定度的分析和实测

电能计量装置 (包括电能表、互感器、及其二次回路等) 是用于某一计量点的电能计量装置, 它的综合误差状况直接影响其计量结果。电能计量装置总不确定度由A、B两类组成。

2.1 总不确定度的分析

2.1.1 A类不确定度。

按照A类不确定度的含义, 对某个计量点运行中的电能计量装置, 进行现场检验时所产生的误差, 主要由下列彼此独立的一些因素引起的。 (1) 工作电压的波动; (2) 电力负荷 (电流、功率因数) 的变动; (3) 工作环境温度的变户化; (4) 检测回路、开关接触电阻的变化; (5) 标准表启动、停止不一致性; (6) 感应式电能表转动元件转速的不均匀性; (7) 电子式标准表元器件老化带来的不稳定性。A类不确定度是通过在现场实际负荷状态下, 对运行中电能表进行多次测定其工作误差后, 再代入公式计算求得的。

2.1.2 B类不确定度。

依据B类不确定度的定义和关口某个计量点电能计量装置源的分析, 其B类不确定度的主要由下列因素和分量引起的: (1) 标准电能表误差引起的B类不确定度u1; (2) 计量装置的接线方式不完善引起的B类不确定度u2; (3) 计量用互感器的合成误差引起的不确定度分量u3; (4) 电压互感器二次回路压降合成误差引起的不确定度u4; (5) 标准表与被校表同相段端子之间引起的不确定度分量u5; (6) 上级传递标准电能表的检定装置总不确定度引起的不确定度分量u6; (7) 工作环境和电磁场影响误差引起的不确定分量u7和u8。B类不确定度为上述各项误差和分量的合成, 其合成不仅要考虑到各分量的大小, 还要考虑到各分量的传播。故将其各项代入公式, 即可计算出B类不确定度。电能计量装置总不确定度的计算是将上述计算求得的A类和B类不确定度代入公式合成计算得到的。

2.2 总不确定度的实测

电能计量的计量结果, 能否符合规程要求, 最终是以现场实际负荷和运行条件下, 对其电能计量装置动态综合误差的实测结果来做出判定的。为了实现对动态综合误差进行实时检测, 经过多年努力现已研制成, 由高压电能计量用互感器在线核查标准和电子式电能表现场检验仪及其二次回路专用接线部件等组成的“高压电能计量装置综合误差的实时检测系统”。如果采用这种实时检测系统, 那么就可以对运行状态中的关口电能计量装置整体的综合误差进行有限次随机测定, 取其均方根值, 即能直接得出关口某个电能计量装置的“实际总不确定度”或“动态总不确定度”。可以这样说, 采用这种实际测试和系统计分析相结合的方法直接得出的电能计量装置的总不确定度, 将会比采用现行的方法计算求得的那种“理论总不确定度”或“静态总不确定度”更为简洁和客观。因此, 它就更有真实性和实用价值。

3 计量点群电量总不确定度的计算

计量点电量不确定度Wu是表征本计量点电能计量装置的总不确定度U影响其电能计量结果真值的偏离程度。其表达式为:Wu=WU/W±WU100%。式中W为某个计量点的电能计量结果 (电量) 。

计量点群电量总不确定度WUN是综合表征所有计量点电能计量总不确定度对其关口电能计量总结真值的偏离程度。其表达式为:WCN=ΣWnUn/Σ (Wn±WnUn) 100%。式中Wn和Un分别为是某计量点群中n个计量点的电能计量结果 (电量) 和电能计量装置总不确定度。

4 关口电能计量结果的评价和考核

对某级电力网关口电能计量结果偏离其真实值的程度 (大小和趋势) 是采用关口计量点群电量总不确定度WCN的极限值来给予综合评估的。根据各类电能计量装置综合差的规定值, 求出各类关口计量点群不确定度的极限值。

关于电力系统关口电能计量结果如何, 至少可以做出入下规定进行考核。

a.编制各级电力网关口电量总不确定度报表;

关口电能计量论文 第5篇

绝大部分情况下, 电能表与电压互感器不是安装在同一地点, 它们之间肯定要有一段距离, 短的有100米, 长的可能达到1000米, 这么长的导线肯定要产生电阻, 有电阻就要产生电压降。在实际工作中, 经常会出现2 2 0 K V正、负母P T二次回路压降超标现象。

针对220KV二次回路电压降超标的情况, 根据现场分析, 导致220KV二次回路电压降增大有以下几个方面的原因:

1.1 端子排及导线锈蚀严重

现场220KV变电站PT端子箱内的端子排及导线锈蚀严重, 导致端子排和导线间的接触电阻增大, 从而引起电压降增大。

1.2 接触电阻及电压熔丝本身阻值

PT端子箱内的熔丝与卡座之间的接触电阻及电压熔丝本身阻值增大, 导致上下桩头电压降增大。

1.3 导线线径较细

220KV专用计量PT从端子箱到主控室电能表计量柜距离较长, 其线径较细引起导线本身的电阻增大, 而某公司的导线线径截面积为2.5mm2, 按标准4mm2以上, 所以相比较应该属于较细。

1.4 电压切换继电器接点间电阻增大

电压切换继电器由于长期运行, 接点表面被氧化而形成一层金属氧化膜, 而金属氧化膜导致接点间电阻增大, 从而引起接点间电压降增大。

2 PT二次电压降的改造

为了减少电能计量装置的综合误差, 降低电压互感器二次回路的电压降, 根据以上的分析, 分别采取如下对策:

2.1 端子排及导线锈蚀问题

(1) 220KVPT端子排及导线锈蚀的原因:与110KV电缆沟相比, 220KV电缆沟较110KV电缆沟深, 电缆沟上面的水泥盖板内侧积露严重。究其原因, 在每年的冬季和初春, 电缆沟内的暖气流不断上涌, 与地面的冷气流相遇凝结成水蒸气, 而220KV电缆沟上面的水泥盖板间的缝隙都被用泥浆封死, 暖气流就顺着电缆透过防火包在端子箱内与冷气流相遇凝结成水蒸气, 导致端子排及导线常常积露而锈蚀。

(2) 解决措施

(1) 将靠近端子箱的水泥盖板换成铁盖板, 同时在铁盖板上打孔, 保证电缆沟内的暖气流能及时散发;

(2) 在PT端子箱上打孔, 让进入端子箱的暖气流不停留, 很快散发。

改造后, 通过目前运行的情况来看, 水泥盖板内侧及端子箱内积露现象没有了, 端子排及导线锈蚀得到缓解, 改造后的效果很理想。

(3) 定期更换锈蚀的端子排, 去除导线上的铜绿。

2.2 接触电阻及电压熔丝本身的阻值问题

(1) 原因:PT端子箱内的熔丝与卡座由于使用时间较长, 部分熔丝与卡座接触端面锈蚀, 即使没有锈蚀, 但由于长时间使用, 其表面被氧化而生成一层金属氧化膜, 导致熔丝与卡座之间的接触电阻增大。同时, 电压熔丝本身也会由于经过长时间的运行, 熔丝逐渐挥发, 线径变细, 其阻值也会不断增大。

(2) 解决措施

(1) 方案一:将现有的电压熔丝更换成接触性能良好的空气开关, 其开关上下接点的接触电阻不得大于0.1Ω。

(2) 方案二:将现有的电压熔丝更换成接触性能良好、内阻更小的熔丝。同时, 无论电压熔丝是否损坏, 每年要定期对电压熔丝进行更换, 更换前, 要新对换上的熔丝的电阻进行测量, 其阻值不得大于0.2Ω。

(3) 无论采用方案一, 还是方案二, 检修人员每月要定期对空行测量, 并计算出导线上产生的理论电压降。

(6) 每年应对专用计量PT进行两次二次压降测试。

4 结束语

本文主要介绍了专用计量电压互感器二次回路的电压降, 系统地分析了影响二次回路压降的原因, 并针对不同的原因分别提出了改造措施, 同时对改造结果及后续的维护工作提出建设性意见。

摘要：本文系统地分析了电压互感器二次回路压降产生的原因, 并分别提出了改造措施, 同时对改造结果及后续的维护工作提出建设性意见。

关口电能计量论文 第6篇

电能表作为电能计量的专用仪表, 在电力系统中的发电、供电和用电的各个环节得到了广泛应用。特别作为关口的电能表, 它的计量准确程度和运行状况是供电部门和用户两方面都很关心的问题。按照国家电力行业规程要求, 使用中的电能表也需要定期检测。因此, 为顺应电力企业发展和管理方面的需要, 特别是顺应我国无人值守变电站快速建设与发展的需要, 我们研制开发了关口电能表远程在线检测与抄表系统。

该系统可广泛应用于电力系统网、省及地 (市) 、县各级供电企业和发电企业的发电厂和变电站 (以下简称厂站端) , 实现对厂站端计量回路中关口电能表的远程自动在线检测与抄表, 同时可将其它电网运行参数采集和远程传送。

1 系统组成及其功能实现

1.1 系统硬件组成及其工作过程

系统工作原理框图, 如图1所示

从图1系统工作原理框图来看, 系统显示的基本配置为:多路转换器完成m路 (m=1, 2···) 三相电流、n路 (n=1, 2···) 三相电压、m路电能脉冲的“多路选一”

切换。将现场接入的电流、电压和脉冲信号进行分组, 我们定义为:在m个CT回路中, 每个回路的两进两出电流, 即Iami入和Iamo出、Icmi入和Icmo出, 称为一路电流;按照n个电压等级的不同, 某一等级的三相三线制电压Uan、Ubn、Ucn, 称为一路电压;在m只三相电能中, 某一只三相电能表发出的电能脉冲Mm (m=1, 2···) 称为一路脉冲;把同时选中的某1路电压、1路电流和1路脉冲称为1组信号。由控制板从m组信号中切换出一组信号进入标准电能表, 再由标准电能表测量出被测电能表的运行误差和关口电能表的其它电参数。最后将测量结果通过远程通信通道送往主站计算机, 再由主站计算机进行处理、运算, 完成系统各种功能。

1.2 系统组成及功能实现

(1) 标准电能表:精度等级优于0.05级。本部分主要完成以下功能:a.实时在线检测每只运行中的三相电能表误差;b.查三相三线有功电能表的错误接线种类;c.实时在线测量CT、PT二次计量回路中的其它电参数;d.带有多种通信接口。

(2) 转换单元:包括电流切换模块、电压切换模块、电能脉冲切换模块以及控制模块。该部分主要完成信号的多路选一控制选择功能, 然后将某一组被选中的检测信号向标准表单元进行传送。

(3) 监控单元:包括一台嵌入式工控机及应用软件。主要通过其自身带有的多通信接口实现与标准表部分的数据传输、存储及其与主站系统的远程通信。

(4) 远程通信:可以是GSM/GPRS无线信道, 也可以是光纤信道或PSTN信道。该部分是联通分站装置和主站系统而进行数据传输的通道和媒介。

(5) 主站微机系统:主要由一台带有远程通信接口的高性能微机和一套远程检测应用软件等部分组成。主要实现以下功能:

a.数据处理、浏览及查询

对抄收的关口电能表的检测数据进行处理, 可浏览查看。并按电力部门标准格式打印输出。

b.误差统计及分析

分别对每只电能表的误差进行统计及分析, 生成误差曲线图并显示。

2 系统远程检测方案设计

本系统在地域和功能上分为主站、分站两部分。两部分通过远程通信信道既相互联系, 又相互作用, 构成一系统整体。

2.1 电能表检测原理设计

运行于发电厂、变电站的电能表多为电子式三相多功能电能表, 本设计将上述三相电能表作为被测表, 分站检测装置 (含标准电能表单元) 作为三相电能表的检测标准设备。分站检测装置对三相电能表进行检测时, 采用精度高、可靠性好的电能比较法。此法对检测有功电能表计量误差和无功电能表计量误差都适用。在被检电能表转N转后, 分站检测装置中的工控机单元可从标准表单元的RS232通讯口中读出实测电能值。由于每次检测中标准表仅发出一次电能值 (电能表转N转后) , 所以工控机将把整个检测过程中实时检测电能值的出现与否可作为一次检测结束的标志。

2.2 多路切换原理设计

本系统是用一台标准的分站检测装置分别同多个被检测的电能表比对, 得出每个电能表的相对误差。因此这就需要设计出多路切换控制电路, 来完成多路三相电能表的电压、电流输出信号经“多路选一”后向分站检测装置标准表单元的传送。为了满足“在电压切换时保证各回路间电压不短路, 在电流切换时保证各电流回路不开路”的有关规程中的安全要求, 本设计着重对安全性设计作为重点进行了论证和考虑, 并设计出相应保护电路以确保该项指标的实现。

a) 电流切换原理设计

为了确保电流切换时不开路, 将每只三相三线电能表的电流信号都接入一组电流互感器, 此组电流互感器中每一只互感器的二次侧经电阻钳位后可作为标准表的电流信号输入, 且确保它即使开路也是安全的, 因为此时向标准表输入的信号为低幅值 (小于8V) 的电压信号, 所以不用继电器切换, 用模拟电子开关切换即可满足要求, 于是该系统的体积得以减小, 可靠性也得以提高。电流切换原理如图2所示。

b) 电压切换原理设计

由于现场安装的三相电能表通过电压互感器接入不同的二次回路中, 而且又因各回路的电压相别不同, 所以各电压回路间是严禁短路的。因此, 分站装置对各路三相电能表及其所在的二次计量回路进行电压切换时, 必须准确无误地切换至所选三相电能表的相应电压回路。一般情况下, 电压回路电流很小 (小于1A) , 选用切换继电器时其触点电流大于1A就足以满足要求了。设计时应特别将继电器连接设计为一种互锁方式, 即任何一个或几个继电器由于某种原因而产生误动作时, 也不会使不同电压回路间短路, 这样就确保了电压回路的安全切换。此外, 由于电压回路为工频交流电, 电压峰值可达300V左右, 所以在峰值点实施电压切换时, 继电器触点常有电弧产生, 既影响继电器寿命, 又会产生干扰信号, 最终会影响系统稳定性, 此时采取“灭弧”措施就显得尤为必要。所以, 设计时采用了零电压切换方法, 有效地预防了继电器触点产生电弧的可能性。

c) 电能脉冲切换原理设计

电能脉冲切换原理示意图, 如图3所示。

电能脉冲代表电能表对电能的累计情况, 每只电能表因电网负荷大小变化的不同, 电能脉冲输出的频率也不同。多功能电能表脉冲是经光电隔离后输出, 每一个电能脉冲可能夹带前、后沿抖动产生干扰信号, 必须将它滤除, 否则会严重影响测量精度。目前有很多成熟的去抖动电路和滤波电路 (如RC、施密特电路等) , 可有效的改善电能脉冲信号的质量, 使其满足技术指标要求。目前现场运行的多功能电能表, 由于其有功测试端口和无功测试端口两种脉冲输出接口已兼而有之, 且同时有脉冲输出, 因此本方案将电能脉冲的总路数设计为:m×2=2m路, 这样既缩小了系统体积, 也降低了系统成本。于是脉冲选择时, 就可以分别选择电能表的有功脉冲和无功脉冲。将光电隔离的输出端调制成TTL电平就可直接连接于多路数据选择器接口。此外, 由于电流切换时, 选择的是8选1电子开关, 系统控制信号有:三路片选信号和三路地址信号, 因此, 脉冲选择时为使输入的电流信号和脉冲信号能同时选中某一三相电能表, 则要求脉冲信号切换的布局、片选和地址应确保和电流信号的切换相一致, 如图3所示。

2.3 被检测电能表误差曲线的统计

被检测电能表误差曲线的统计可分为按负荷率统计和按日期统计两种。按负荷率统计可得到被检测电能表在不同负荷点上的误差大小情况, 并可清楚地反映出电能表精度是否在某负载范围内符合规定要求。按日期统计可得到被检测电能表在某一时期内的误差走势情况, 按日期统计误差曲线图如图4所示。

2.4 检测结果的输出

系统对每一只被检测电能表都有检测结果生成。检测结果以电力部门标准格式显示并进行打印输出。检测结果如表1所示。

3 抄表模块

系统抄表模块的硬件组成主要由分站系统工控机和其内部的485通讯板卡组成, 系统和每个被抄读电能表的485通讯口连接。系统软件完成各种抄表功能, 可以实现。采用MS SQL Server 7.0/2000大型数据库平台, 数据库容量大, 能够满足地区级的供电部门使用。支持部颁DL/T 645-1997多功能电能表通信规约, 并可以根据用户使用的电能表类型, 不断扩展通讯协议库。按照大用户关口表内部数据的用途和分类, 将电能表数据分为:电能量 (累积量) 、最大需量、瞬时量、冻结量、负荷曲线数据。抄录电表内部保存的各种事件记录以及事件累计记录。提供抄表计划任务功能, 可以即时或定时对选定的电表进行自动连接和抄录。将抄表数据记录导出到文本文件中, 作为其它用电MIS系统的数据输入。

4 综述

本系统是针对电力部门厂、站端无人值守的需求而设计开发的, 真正实现了不去现场作业即可实施远程检测之目的, 是目前为我国电力用户倾力奉献出的新型产品。因此, 随着我国未来电力事业的迅速发展, 以及新型无人值守变电站建设速度的加快, 该系统的研制成功必将大大提高我国电力部门关口电能表远程在线管理的现代化水平, 具有较强的推广应用价值。

摘要：介绍了电力企业应用该系统进行远程检测和抄表的必要性和现实意义。描述了系统实现远程在线检测和抄表的原理。详细论述了如何实现一个标准对多块关口电能表进行在线检测和远程抄表的技术细节。最后利用实际应用效果证明了系统运行稳定可靠, 具有很强的推广与应用价值。

关键词：关口电能表,远程在线检测,分站装置,主站系统,远程通信

参考文献

[1]宋晓林.关口表运行主要问题分析[J].电力设备, 2005, 7, 6, 7.

[2]刘学会, 张伟等.非正弦电流电网的功率因数及其测量.电测与与仪表, 2004, (1) , 23-25.

关口电能计量论文 第7篇

1 影响变电站关口计量装置精准度的因素

1.1 电流互感器的影响

一般情况下, 二次回路导线达到要求后, 电流互感器的二次负载均处于额定范围内, 影响其准确度的主要因素是负载电流。变电站大多数计量装置的负载电流一般为额定电流的30%~100%, 另外也存在一些特殊情况的计量装置。负载电流较低时, 负方向的变化显著, 在20%以内, 误差可能无法达到准确度等级要求。一般的电流互感器, 如果其指标允许的负载为5%, 其最大误差可以是准确度等级的3倍, 如果不足5%, 则允许出现的误差会更大。宽负载电流互感器在一定条件下提高计量的准确性, 但是如果负载电流太低, 也会带来较大的误差, 甚至超过相应的等级指标。

1.2 电压互感器二次负载的影响

变电站侧的母线电压互感器在长时间运行后, 其二次负载量大, 带来的误差会随着电压互感器二次负载的增加而增加, 即使其二次负载处于过载的状态, 其计量误差也会与之同步增加。如果二次负载超过了额定容量, 计量准确度不足, 则其产生的误差极有可能超出国家的相关标准。一般情况下, 变电站会在电压互感器的二次回路中设置熔断器, 提高生产的安全性。在单母分段的电压互感器二次回路中设置辅助接点, 可以达到连续供电和连续计量电量的目标, 但是辅助接点即为活动节点, 在反复的操作和长时间的运行中, 必然会受到损坏, 引起接触故障、锈蚀等情况, 提高二次回路电阻。另外, 熔断器长时间运行后, 其接触电阻也会变大, 如果二次导线截面面积达到国家的相关标准, 则辅助接点、熔断器会直接影响到二次压降, 使得误差增加。

1.3 电能表的影响

一般变电站使用的电能表为感应式电能表, 该表的缺陷在于能耗较大, 用量大, 因此母线电压互感器的二次负载也较大, 使得装置二次回路压降增加, 进而增加了电压互感器误差, 影响到计量装置的准确性, 不能准确地进行电量计量工作。

2 提高精准度的措施

2.1 合理选择电流互感器的变比

计费计量装置应配备计量专用的电流互感器, 或者多变比带宽度在的电流互感器, 才能保障计量装置的准确性。在达到保护要求的基础上, 也需要达到计量的各项条件, 进行设计时, 应充分考量正常运行中的负载情况, 合理选择电流互感器的变电。一般情况下, 一次电流的大小需要保持在电流互感器而定一次电流的5%~120%。在实践中出现实际一次电量较大, 而使用量较小的情况, 则需要将电流互感器进行减容;而如果一次电流较小, 额定一次电流较大, 则需要将电流互感器增容, 保持其处于良好的负载状态, 才能有效地减少其对于计量准确度的影响。

2.2 减小电压互感器的二次负载

在设置熔断器时, 应选择铜质接触底座的熔断器, 或者接触点较好的真空开关, 并制定维护与检修计划, 定期对其进行检修维护, 重点注意辅助接触点, 积极清除其表面的锈蚀点, 降低二次回路的接触电阻, 减少电压互感器的二次负载, 如果其出现严重的老化现象后, 需要及时进行更换, 从各个方面控制计量误差。在设计该类装置时, 应先将母线电压互感器可能出现的二次负载最高值准确的计算出来, 结合接入的二次负载状况, 选用额定容量相适应的互感器, 使得电压互感器的运行二次负载不超过额定容量。如果需要改造或者更换电压互感器, 需要先将其送检, 确保互感器的误差符合相关标准。

3 优选电能表

现代科学技术的发展, 电能表的性能也在逐渐优化。带S级的多功能电子电能表能够有效地减少电压二次回路电压, 降低电压互感器的二次负载, 使得其误差更小, 计量更准确, 因此, 应优选准确度等级更高的宽负载多功能全电子电能表。其能够提升自身的精确度的同时, 低负载计量也十分准确, 且需要使用的数量较少, 二次回路的负载更小, 减少了故障出现的概率, 进一步提升了其准确性及安全性。

4 结语

现代社会的发展, 各个行业的兴起及逐步扩大的生产规模, 电力建设也成为了各项建设事业的主要构成部分之一。电力需求量的增加, 使得变电站的建设十分普遍, 其需要使用到各种装置, 其中关口计量装置是十分重要的部分。相较用户侧电能计量装置, 变电站侧的电能计量装置其运行环境较为独立, 运行十分安全稳定, 可靠性良好, 但是其出现同路较为复杂, 电压互感器的负载较大及其他因素。影响到其计量装置的准确性, 计量出现误差则会直接影响到电力单位的经济效益, 需要对其进行深入的研究与探讨。

摘要：随着经济的发展, 数字化变电站数量越来越多, 规模及容量逐步提升, 其变电站关口计量直接关系到电力企业的收费情况、管理方式及经济效益等。本文分析了影响变电站关口计量装置精准度的因素, 并提出了几点应对措施, 为变电站的管理人员提供一定的参考与借鉴。

关键词：变电站,关口计量装置,精准度,影响因素,措施,研究

参考文献

[1]杨越恩, 杨培花.高压远程计量装置的探索与应用[J].包钢科技, 2004, (06) :142.

[2]倪晓虎.高压电能计量差错分析与核算[J].安徽水利水电职业技术学院学报, 2011, (01) :145.

[3]周明涛, 刘利成.基于负荷管理数据的电能计量装置监测系统研制[J].安徽电力, 2009, (04) :231.

关口电能计量论文 第8篇

关键词：关口计量回路,二次压降,误差

0引言

由于电压互感器二次回路的阻抗 (包括二次电缆、端子接触电阻、熔丝电阻、继电器和空开的接触电阻等) 和电压互感器二次回路负荷的影响, 造成电压互感器二次端子和接入电能表 (或功率表) 对应端子之间的电压不相等, 其幅值和相位都会发生变化。电压互感器二次导线压降的现场检验, 是在设备带电运行的情况下用二次压降校验仪直接测出电能表端电压相对于电压互感器二次端电压的比差和角差之值, 再根据压降计算公式算出压降值。

1 关口计量PT二次回路压降不合格原因分析

依据DL/T448-2000电能计量装置管理规程规定, PT二次回路压降, 对第Ⅰ类功能为贸易结算的电计量装置 (月平均用电量500×104k W·h及以上、变压器容量为10 000 k VA及以上的高压计费用户、200MW及以上发电机、发电企业、电网经营企业之间的电量交换点、省级电网经营企业与其供电企业的供电关口计量点的电能计量装置为其计量对象) 和第Ⅱ类功能为贸易结算的电计量装置 (月平均用电量100×104k W·h及以上或变压器容量为2 000 k VA及以上的高压计费用户、100 MW及以上发电机、供电企业之间的电量交换点的电能计量装置为其计量对象) 中PT二次回路压降应不大于额定二次电压的0.2% (其中:三相三线方式压降不大于0.2 V;三相四线方式压降不大于0.115 V) ;其它计量装置, 允许值为额定二次电压的0.5% (即:对于三相三线方式压降不大于0.5V;三相四线方式压降不大于0.289 V) 。

综上所述, 在电能计量装置所包括的电能表、计量用电流互感器、电压互感器及其二次回路中, PT二次回路压降所引起的误差往往是最大的。由于压降过大, 造成少计电量及发供电量不平衡, 是导致电能计量误差增大的关键所在, 不解决电压降过大的问题就根本无法实现准确计量。

据不完全调查, 现场实际中依旧存在不少二次压降不合格的问题, 有的甚至超出允许值的几十倍, 简单地将PT二次回路电缆增大截面积不能够解决问题。基于此问题, 结合实际成功PT二次回路改造, 做关于降低关口计量回路二次压降的分析。

经过对20条不合格计量线路的现场调查后, 分析产生二次压降超差的主要原因有以下四个方面:

a) 电压互感器额定容量与实际负载不匹配;

b) 电压回路中的接触电阻太大, 由于关口计量电压二次回路中转接较多, 二次回路接触电阻较大;设备长期运行, 端子排老化严重, 也造成二次回路的接触电阻较大;

c) 电压回路的计量回路不独立, 关口计量回路不独立, 回路中有测量回路和保护回路, 违反了计量监督的要求;

d) 二次电缆的截面小, 二次压降不合格线路电缆的二次截面积大多为1.5 cm2和2.5 cm2的电缆, 电缆老旧, 回路电阻大。

2 关口计量PT二次回路改造

结合上述分析, 提出以优化二次回路独立计量回路和降低二次回路电阻、接触电阻为主, 降低二次压降的改造方案。现以北京超高压公司房山站大房一线作为改造试验线路进行分析。

2.1 5013 大房I线 PT二次回路改造前状态分析

大房一线二次压降线路总长为700 m, 二次电压电缆的截面为2.5 mm, 计量采用线路PT的第一组线圈, 所带设备包括高频方向保护、后备距离保护、故障录波器、电抗器保护、遥测变送器、线路仪表、电抗器仪表等, 计量回路不独立。

2.2 改造重点实施步骤

a) 改造中在5013PT端子箱增加计量独立空开, 增加计量端子排, 使5013 (大房I线) PT二次回路独立, 满足计量监督的相关要求;

b) 由于大房一线关口计量电压二次回路是2001年改造时接入回路的, 回路转接较多, 二次回路接触电阻较大。改造中从5013端子箱铺放2根4 mm电缆到5013关口计量屏, 减小二次负载和电缆转接造成的接触电阻;

c) 由于设备长期运行, 端子排老化严重造成二次回路的接触电阻较大。改造中使用新的关口计量屏, 并使用可方便接线的凤凰端子排;

d) 关口计量屏内使用单股电缆配线, 防止多股电缆接线发生虚接现象。

2.3 改造实施效果

百分号

经过对大房一线改造前后数据对比, 见表1, 可以看到改造后的数据仅为二次压降改造前的1/30, 并且优于华北计量监督标准, 改造效果明显。

2.4 改造试验推广应用

结合上述改造经验, 又先后对北京超高压公司房山站房保线、1号主变中压侧、顺义站姜顺一线、姜家营站3#主变低压侧、昌平站1号主变低压侧301、302、沙昌一线、沙昌二线等20多条计量回路进行二次压降改造。部分二次压降试验数据分析后得到结果见表2。

百分号

从表2数据分析中得出, 改造方案效果显著, PT二次回路改造成功。

经调查, 大房一线1 a电量约为5 423 270 MW·h, 通过上述数据可以计算出, 改造后可以减少电量损失为66 977.38 MW·h, 折合金额约2 680×104元。

3 降低PT二次回路压降带来计量误差的措施

3.1 设专用的电压互感器二次回路在重要电能表安装

将电能表的二次回路独立, 使与其它表计或继电保护装置等回路分开, 直接由电压互感器二次端子中, 引出专用电缆线到电能表, 而依据DL/T448-2000电能计量装置管理规程规定, 但由于历史原因, 一些老的变电站设计不准确, 计量与测量回路是共用的, 造成它的误差较大, 这就要逐步进行改造, 使之符合规程规定。

3.2 加粗PT二次导线截面积 降低接触电阻

DL/T448-2000电能计量装置管理规程中规定:应采用铜质单芯绝缘线作为互感器二次回路的连接导线, 二次回路的电压连接导线截面积根据允许电压降进行计算, 应不小于2.5 mm2。而根据公式, 导线截面S算法如下:

对第I类计量装置, S≥0.24LI, (1)

对其它类计量装置, S≥0.12LI, (2)

式 (1) ~式 (2) 中, S为截面积, mm2;L为导线长度, m;I为电压互感器二次电流的大小, A。

当专用电压互感器二次回路中必须接有开关接点时, 要多接点并联, 从而减少接点接触电阻。如果专用的二次回路中连接有保险管, 它的接触好坏, 要特别注意, 要使用接触较好的保险管。另外依据DL/T448-2000电能计量装置管理规程规定:35 k V以上用于贸易结算的PT二次回路, 不应装设隔离开关辅助接点, 熔断器可装设, 35 k V及以下用于贸易结算的PT二次回路, 隔离开关辅助触点和熔断器不应装设。

3.3 10 k V侧计量用电能表应装在靠近电压互感器的开关室

这样可以大大缩短其二次导线长度, 从而二次回路压降及计量误差可以大大减少, 但随季节变化, 开关室的温度变化较大, 故只适用于开关室与保护室较近的场所, 否则须采用温度特性较好, 附加误差较小的电能表才行。

3.4 二次压降补偿器应用其中

二次压降补偿器, 是一种输出电压幅值及其相角可进行调节的装置。利用它来提高电能表电压, 那么由二次压降引起的负值比差可以得到补偿;对补偿器输出电压的相角进行调节, 就可补偿二次压降的角差。它的优点是可以在二次回路中进行补偿调整, 简便易行、补偿效果较好。可将比差和角差调整在0.012 5%和0.35′以内, 使综合误差不大于0.02%;但缺点是由于在二次回路中增加了1个零件, 可能事故点也相应增加了。

3.5 其它改进措施

由于电压互感器二次压降引起的误差为负, 可将电能表调快来将之抵消, 但当误差过大时, 此法不宜使用。当采用线电压接线计量方式时, 要尽量缩短电能表b相公共电缆的长度, 并加大其截面积。

4 结语