Спосіб вимірювання реактивної потужності за допомогою вимірювальних комплексів

Спосіб вимірювання реактивної потужності за допомогою вимірювального комплексу, який складається із сполучених з'єднувальними проводами вимірювальних трансформаторів струму та напруги і приладу для вимірювання реактивної потужності, який відрізняється тим, що експериментально NQMQ 1 + 0,01PQ де Np, N Q - відповідно показання приладів вимірювання активної та реактивної потужностей, поділок, Мр, M Q - відповідно множники (ціни поділок) приладів вимірювання активної та реактивної потужностей, Вт/поділку, вар/поділку, k j j , к-| - номінальні коефіцієнти трансформації вимірювальних трансформаторів струму та напруги, 6у - кутова похибка трансформатора напруги в робочих умовах його використання, хвилин, Корисна модель відноситься до вимірювальної техніки, а саме - до способів вимірювання реактивної потужності за допомогою вимірювальних комплексів, які складаються із сполучених з'єднувальними проводами вимірювальних трансформаторів струму та напруги і приладу для вимірювання реактивної потужності. Відомий спосіб вимірювання потужностей і засоби для його реалізації (Электрические измерения. Общий курс. /Под ред. А.В. Фремке. - М. - Л.: визначають характеристики навантаження приладу для вимірювання реактивної потужності, в робочих умовах використання експериментально визначають: метрологічні характеристики трансформаторів струму, метрологічні характеристики трансформаторів напруги, втрати напруги у з'єднувальних проводах, у склад комплексу для вимірювання реактивної потужності вмикають прилад для вимірювання активної потужності з відомими метрологічними характеристиками, виконують спостереження за показаннями приладів вимірювання реактивної і активної потужностей, а дійсну реактивну потужність обчислюють за формулою: COS(6M v и N p M p 1 + 0,0ірр sin(6u и 5-| - кутова похибка трансформатора струму в робочих умовах його використання, хвилин, fjj - похибка напруги трансформатора напруги в робочих умовах його використання, %, f-j - струмова похибка трансформатора струму в робочих умовах його використання, %, AU - втрати напруги на ділянці кола від трансформатора напруги до вимірювальних приладів в робочих умовах використання, %, Рр, PQ - характеристики навантаження приладів вимірювання активної та реактивної потужностей, %. Гос. энергетическое изд., 1963. - 429с), згідно якого активну Р та реактивну Q потужності визначають за формулами: (16) CO О) 4311 де ку - номінальний коефіцієнт трансформації трансформатора напруги (ТН); к| - номінальний коефіцієнт трансформації трансформатора струму (ТС); Np, N Q - відповідно покази ватметра та варметра, поділок; Мр, M Q - відповідні множники (ціни поділок) ватметра та варметра, Вт/поділку (вар/поділку). В реальних умовах завантаження первинних кіл ТС набагато нижче за номінальне. Струмові похибки ТС при роботі в зоні від 0.05 Іном до 0.2 Іном є від'ємними і в 1,5-3,0 рази більше відповідного їх класу (Железко Ю.С. Оценка потерь электроэнергии, обусловленных инструментальными погрешностями измерения. - Электрические станции, 2001, №8.) Похибки напруги ТН обумовлені як струмами намагнічування, так і завантаженням їх вторинних обмоток. Перевантаження вторинних обмоток ТН веде до появи від'ємних похибок напруги. З метою підвищення точності обліку електричної енергії в США використовують комбінований коефіцієнт корекції к к вимірювальних трансформаторів, який обчислюється за формулою (Handbook for electric metermen. - 4 Edition. -National Electric Light Association. - N.Y., 1924. - 1242p.) ККК=ККСККН (2) К / К де К к к = Д С П С ' коефіцієнт коригування струму; К д с - дійсний коефіцієнт трансформації ТС; - коефіцієнт трансформації ТС згідно паспорта; К КН=КДН/КПН ' коефіцієнт коригування напруги; К д ц - дійсний коефіцієнт трансформації ТН; К п и - коефіцієнт трансформації ТН згідно паспорта. Кутові похибки вимірювальних трансформаторів визначаються за відповідними таблицями, а результуючий коефіцієнт корекції визначається за формулою ККР=ККККК, (3) ., cos(92+3-y) J.. . де Кк = ——-—— - коефіцієнт корекції, cos 02 що враховує кутові похибки вимірювальних трансформаторів; 62 - кут зсуву фаз між струмом і напругою в лінії; р - кутова похибка ТС; у - кутова похибка ТН. При цьому, якщо ТС і ТН відповідають вимогам американського національного стандарту ANSI (клас точності вимірювальних трансформаторів дорівнює 0,3), при зміні первинного струму ТС від 10 до 100% номінального значення результуюча похибка вимірювального комплексу змінюється від 0,9 до 0,6% (Сборник нормативних и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности. Составители: Я. Т. Загорский, У. К. Курбангалиев. - М.: ЗАО «Издательство НЦ ЭНАС», 1999. 338с). В Україні споживання електричної енергії протягом 1900-2000рр. скоротилося на третину (відповідно зменшилися струми у первинних обмотках ТС), клас точності вимірювальних ТС та ТН згідно ПУЕ-86 становить 0,5, а електричні підстанції до 1988 р. проектувалися без врахування похибок, обумовлених завантаженням вторинних обмоток ТИ (Типовые проектные решения 407-03-424.87. Схемы электрические принципиальные шкафов КРУ и КРУН-6-10кВ ПС энергосистем на переменном оперативном токе со щитом управления. Пояснительная записка). Тому, хоча використання результуючого коефіцієнту корекції за формулою (3) дозволяє підвищити точність вимірювання активної потужності порівняно із вживаною в Україні формулою (1а), при визначенні реактивної потужності цього не спостерігається через невірне врахування кутових похибок вимірювальних трансформаторів за формулою (3). Слід також зазначити, що: навантаження, а відповідно й струмова похибка ТС та коригований коефіцієнт трансформації струму К к с є змінними в часі; первинна напруга, а відповідно й похибка напруги ТН та коригований коефіцієнт трансформації напруги К«н є змінними в часі; навантаження, а відповідно й кутова похибка ТС та коефіцієнт корекції К|< є змінними в часі; первинна напруга, а відповідно й кутова похибка ТН та коефіцієнт корекції К|u2 - ФІ2 )sin(A