电力系统电能计量（共12篇）
电力系统电能计量 篇1
1 引言
近年来, 我国电力技术得到了迅速的发展, 电力计量的准确性直接影响着电力企业经济效益及相关电力部门的效益, 因此, 电力相关工作人员必须深入的研究电能计量装置误差与其影响误差因素。只有对电能计量进行合理有效的管理, 并针对电能计量误差影响因素, 采取相对应的措施, 才能不断完善电能计量运行机制, 确保电力系统运行的稳定性。
2 电力系统电能计量装置计量误差
2.1 电压互感器二次回路压降误差
一般情况下, 电压互感器与电能表的安装位置是不一样的, 且电能表往往是在室内安装的, 而电压互感器则往往是在室外安装的, 且这两个设备之间的设备要大于100m。同时, 整个回路中的空气开关、接线端子及导线等各种检测仪表、设备都存在一些接触电阻, 并形成了回路阻抗。随着环境的变化, 以及设备的逐渐老化, 电压互感器的二次回路压降会不断增大。
通过研究发现, 导致该误差的产生的原因主要有: (1) 计量、保护与运动等装置共用一条电压互感器二次导线。 (2) 截面较小, 且线路较长。 (3) 电压互感器二次侧刀闸辅助接点接触电阻发生变化的次数较为频繁, 且此变化通常较大。总而言之, 当电力系统的电能计量装置中的电压互感器负荷电流在通过二次导线回路时, 会产生压降, 进而导致误差。但此误差值一般较大, 且不固定, 且其还会随着功率、二次负荷等因素的变化而变化。因此, 必须对电压互感器二次回路进行高度的重视。
2.2 电能表误差
现阶段, 我国大多数电力企业均在使用三相三线有功电能表计量, 但其不能在三相四线电路中运用, 不然则会导致线路附加误差。对于三相三线电能计量装置, 具体如图1所示。在电能表的轻载运行中, 通常会受到电流电磁铁、摩擦力矩方面的非线性带来的影响, 进而导致电能表产生一定的误差, 同时还会降低圆盘转速。而随着摩擦力矩不断降低, 负载也会逐渐变小, 此时就会导致电能表产生负误差。
除此之外, 虽然目前我国电力计量部门会对所使用的电能表进行定期检查, 但因存在电能表量程过大以及电流互感器容量配备过大等特殊的情况, 导致电能表的运行经常处于轻载状态。
2.3 由电压互感器、电流互感器结合产生的误差
通常情况下, 当一次电流增大时, 互感器铁芯磁导率也会不断增大, 这样一来, 铁芯磁通密度也会提高。此外, 一次电流的增加会使得磁导率逐渐趋于平稳, 从而使得铁芯趋于饱和。由此可见, 一次电流也是对互感器误差造成影响的重要因素。
3 电能计量装置中影响误差的因素
3.1 电流互感器二次接线不规范
对于电能计量装置中的电流互感器, 其运行原理主要是基于电磁感应原理, 对电路的闭合进行的快速的工作。同时, 在电流互感器中, 一次接线数量较少, 且大多数串都会存在于电流的线路中。由此可知, 电流互感器误差几乎无法消除。相对于一次接线来说, 二次接线就会显得多一些。一般情况下, 二次接线串接在电力系统的测量仪表、保护回路运行过程中具有重要的作用, 因此, 一旦电流互感器二次接线不规范, 必定会导致电能计量装置计量误差。
3.2 电能表安装不规范
对于电能计量装置中的电流互感器, 如果安装、连接的不牢固, 通常都会导致较大的计量误差, 同时, 在二次线布局与接线时, 如果位置与顺序不正确, 也会导致误差。且如果电能表与电表箱的安装的不牢固, 同样也会对电流互感器与电路配置表等电力系统装置造成影响, 从而增加电能计量装置的计量误差程度, 最终必定会增加电网的损失。此外, 电力系统电能计量装置严重影响着电力系统相关统计数据, 且还会对电网运行的经济效益造成直接影响。
3.3 日常检测不规范
在日常电能计量装置检测工作中, 含有人为误差。员工接触某一配件, 然后重新摆放, 带来位置误差, 缩减了计量体系内的精准性。这是由于, 装置含有可被滑动的独特滑轮, 它的调节依托着螺丝。遇有螺丝撞击, 会影响到计量, 这就变更了应有的表盘度数。
3.4 线路衔接时的偏差
二次接线若不适当, 也会带来偏差。电流互感器平日的运转, 依托电磁感应;它被布设在闭合的路径内。互感器衔接着的一次接线还是偏少的, 它们被串联在现有的线路内, 常见测量误差。二次接线很多, 串接路径内的仪表、串联保护回路都会凸显价值。平常运转之中, 二次回路凸显了闭合的倾向。回路之中含有阻抗数值偏小的线圈, 它衔接着仪表。这就造成差值, 互感器很近似短路。
3.5 人为因素影响的误差
电力工作人员抄表失误或者人为故意引起设备问题, 也是影响电力系统电能计量装置计量失准因素之一。其中, 采用违法行为来减少计量用电不在此文讨论。
4 在电力系统中电能计量装置误差处理方法
4.1 安装电流互感器自动切换装置
通过安装电流互感器自动切换装置, 可以在电流互感器处于轻载状态时, 利用中间部位的电流互感器产生的小电流, 并随着相关比例的扩大, 将其替换至小负荷电能表, 之后还要终止原先的大负荷电能表工作。基于此, 电力部门应当将电流互感器自动切换装置安装在运行长期小于30%的电能表负荷电流的线路中, 从而提升电能表计量准确性。
4.2 降低电压互感器二次导线压降
(1) 减少串接接点, 从而全面消除电能计量装置运行中的不稳定性因素。同时, 不可将熔断器在低于35k V的计量回路中进行安装, 且还要尽量减少电能计量回路中的接点。对不可缺少的接点进行定期的清洗与测试也是很有必要的, 从而消除设备运行中的不稳定因素。 (2) 装置专用的二次回路, 并适时增加导线截面。为了降低回路阻抗, 还需依据所接电能表数量, 正确的核算导线的面积, 并且还要适当增加导线的截面。 (3) 安装三相四线全电子式电能表。一般情况下, 全电子式电能表的回路电流都较小, 但其输入阻抗较高, 所以, 为了提升负荷不平衡情况下计量的准确性, 对于低于220k V的电压回路, 应当采用三相四线全电子式电能表。 (4) 安装自动补充装置。对于电压互感器二次压降自动补充装置, 能够确保电能表输入的电压与电压互感器二次出口电压保持一致, 从而降低计量装置综合误差, 最终降低电压互感器二次压降影响。
4.3 加强电能计量技术安全性
一般情况下, 电能计量装置计量主要是利用数据存储器完成的, 所以, 如果电能计量装置遭受破坏, 计量就无法显示, 进而无法计算度数。一般情况下, 度数的重新设置、计量设置、电能计量设备的优化, 都是在数据存储器基础上完成的, 不仅简洁便利, 操作也较为快捷。但如果电能计量设备被认为改动了计量设置, 度数被清零了, 必然会给供电企业带来巨大的损失。
近年来, 我国大部分电力企业都在不断增强其电能计量技术安全性, 并在原先的基础上, 逐渐增强了技术安全认证系统, 从而使得计量设置不会被擅自改动, 为电力企业的经济效益提供了保障。此外, 为了避免电能计量设备计量设置被非法修改设置而盗取电量, 还应当不断提升电能计量装置的技术安全性。
4.4 规范计量装置中电能表的安装
(1) 电能表应安装在电能计量柜 (屏) 上, 每一回路的有功和无功电能表应垂直排列或水平排列, 无功电能表应在有功电能表下方或右方, 电能表下端应加有回路名称的标签, 二只三相电能表相距的最小距离应大于80mm, 单相电能表相距的最小距离为30mm, 电能表与屏边的最小距离应大于40mm。
(2) 室内电能表应当安装在0.8~1.8mm的高度。电能表安装必须垂直牢固, 表中心线向各方向的倾斜不大于±1℃, 装于室外的电能表应采用户外式电能表。电子式电能表, 安装美观, 柜 (箱) 壳体倾斜不超过30。
此外, 在日常检测工作中, 还要对重要节点进行详细的检查, 并通过定期的、不定期的培训来提高相关操作人员的技术水平, 从而确保装置安装的正确性。
5 结语
综上所述, 就目前我国电力系统电能计量装置运行情况来看, 计量误差依旧存在, 并给电力企业的效益带来了巨大的损害。基于此, 必须针对电能计量装置计量影响因素, 采取有效的措施解决, 从而为电力系统与企业的运行与发展提供保障。
摘要：电力计量装置作为电力系统运行过程中普遍运用的设备, 能够发挥良好的效果, 从而确保电力系统的稳定运行。但近年来, 电力系统电能计量装置计量误差现象普遍发生, 这对电能计量质量造成了严重的影响。基于此, 本文先论述了电力系统电能计量装置计量误差, 之后对影响误差因素进行了一定的研究, 最后详细分析了相应的处理措施, 以供参考。
关键词：电力系统,电能计量装置,计量误差,影响因素
参考文献
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电力系统电能计量 篇2
中华人民共和国电力行业标准DL448————91电能计量装置管理规程电
能计量装置管理规程电能计量装置管理规程电能计量装置管理规程中华人民共
和国能源部中华人民共和国能源部中华人民共和国能源部中华人民共和国能源部
1991-10-18批准批准批准批准1992-05-01实施实施实施实施1 总则1.1 为加强电能计量装置(包括有功、无功电
能表，多费率电能表，最大需量表，脉冲电能表和多功能电能表，计量用电压、电流互感器
及二次回路等)的管理，保障电能量值的准确、统一和计量装置的安全可靠，以满足公正计
费和正确计算电力系统经济技术指标的需要，现根据国家有关计量法规的规定，结合电力生
产的特点，制定本规程。1.2 本规程适用于安装在电力系统中的计量发电量、总厂用电量、供电量、售电量的电能计量装置的管理。县级趸购转售单位，并网和网外的发电、供
电单位用作计费和计算企业经济技术指标的电能计量装置，应按本规程的要求进行管理。
发电、供电单位作为企业经济技术指标内部考核、分析用的电能计量装置，可参照本规程进
行管理。1.3 各级供电局应设立电能计量所(室)，负责所辖供电区域内有关发电量、总厂
用电量、供电量、售电量的电能计量装置的检定(含现场检验)和供电量、售电量的电能计量
装置的管理。1.4 发电厂的电气测量管理机构应负责有关发电量、总厂用电量和供电量的电能计量装置的管理，并协助当地供电局做好以上电能计量装置的检定(含现场检验)工作。
1.5 跨省电网管理局和省电力局的电力试验研究所，负责组织实施所辖区域内的电能量值传
递；对各级供电局电能计量所(室)和发电厂电气测量管理机构的业务进行技术监督、指导和
帮助；在发电、供电单位的协助下，负责220(110)kV及以上电压互感器和5000A以上电流
互感器的检定(含现场检验)；对计费与考核电力系统经济技术指标计量点的电能表进行监督
抽检。其工作范围，由上级主管部门作出规定。1.6 跨省电网管理局、省电力局和各级供
电局的用电管理部门，在分管局长或总工程师领导下，负责所辖区域内的电能计量业务归口
管理，并设立电能计量专职(责)人，处理日常计量管理工作。电能计量专职(责)人的职责见附录A。1.7 电能计量装置按所计电能量的不同和计量对象的重要程度分四类(Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ)进行管理。具体分类方法见附录B。2 电能计量所(室)2.1 职责2.1.1 贯彻
执行国家和上级制定的计量工作方针、政策和法规，推行国家法定计量单位。2.1.2 建立
和维护电能计量标准，完成上级主管部门规定的量值传递与计量标准考核任务。2.1.3 参
与用户供电方案中有关电能计量方式的确定和电力建设工程，地方公用电厂、用户自备电厂
并网，用电业扩工程中电能计量装置设计的审定及竣工后的验收。2.1.4 编制电能表、互
感器(以下简称电能计量器具)的年度订货计划；负责新购入电能计量器具的验收。2.1.5 进
行电能表、互感器的计量检定和其它计量试验任务；出具计量检定印证；管理印钳、印模。
2.1.6 负责电能计量装置的安装、维护、检修和周期轮换工作。2.1.7 对电能表、高压互感
器、电压互感器二次回路电压降和高压互感器的二次负荷进行现场检验。2.1.8 实施计量
技术改进和新技术推广计划；根据需要进行电能表常用计量性能(包括自热、温度、频率、倾斜、外磁场、电压及三相电压不对称影响和误差曲)试验。2.1.9 负责计量故障差错的处
理。2.1.10 负责电能计量器具资产管理；办理电能表、互感器和计量标准设备的封存、淘
汰、报废手续。2.1.11 经取得《修理计量器具许可证》后，可接受用户内部安装使用的电
能表、互感器的修理业务。2.1.12 购置和配制必要的电能计量装置的零件与配件。2.1.13
完成上级规定的其它计量管理任务。2.2 人员2.2.1 电能计量所(室)应配备相应的从事电
能计量装置的安装、轮换、检修、计量检定(含现场检验)、质量检查、资产与技术管理以及
电子仪表仪器检定维修、微机应用开发等电能计量人员。其中，中专及以上文化程度的技术
人员与全体电能计量人员的比例应不低于20%。电能计量常规项目的最低工作定额
与配备人员参考标准见附录H。2.2.2 从事计量检定的人员，应具有高中及以上文化程度
或技工学校毕业水平，并经上级主管部门计量技术考核合格，取得计量检定员证。2.2.3 凡熟悉业务的计量检定(含现场检验)、管理人员，应保持稳定，以保证计量工作有效地进行。
2.2.4 电能计量人员应牢固树立计量法制观念和为用户服务的思想，学习专业技术，遵守计量与安全法规，积极为发展电力生产和社会供用电事业提供计量技术保证。2.3 技术装备
2.3.1 计量标准器的配置应遵守下列原则：2.3.1.1 最高计量标准器应根据所辖供电区域内被检电能表、互感器的最高准确度等级、测量量程和上级主管部门规定的量值传递任务来确定，但其准确度等级配置要恰当。2.3.1.2 工作计量标准器的配置，应根据被检电能表、互感器的准确度等级、年检定工作量和本单位的工作定额来确定。2.3.1.3 计量标准器必须配套齐全。2.3.1.4 采用计量检定方法简便的计量标准器。2.3.2 电能计量所(室)应根据电力系统电能量值传递的分级和上级主管部门的规定，建立与配置相应的电能计量标准及试验设备(见附录C)。
新形势下电力企业电能计量管理
农电之窗2005-11-24 12:30:46
一、电力企业电能计量管理面临的新形势
1986年国务院批准《水利电力部门电测、热工计量仪表和装置检定管理规定（国函[1986]59号文）》（以下简称《八条规定》）以来。电力企业依据国务院授权的“八条”规定，在电力系统自成体系地开展量值传递工作和计量技术监督管理工作，有效保障电能计量准确可靠性。但随着我省电力体制改革深化，电力贸易向市场化逐步推进，使得电力投资、经营和管理主体都在发生变化。“两网”改造将使用电客户成倍增长，电力企业所辖电能计量装置成倍增加。新的形势对电能计量管理提出了法制化、规范化、现代化的要求，对电能计量检定提出了科学、公正、准确、高效、依法检定、无偿服务的要求，对电能计量装置的准确性、可靠性、多功能等技术要求则越来越高，使长期以来在计划经济体制下形成的电力系统电能计量管理模式受到巨大冲击和挑战。此外，不同经济主体之间的管理权限、机构和职责的变化，对电能计量装置的管理权、管理方式也提出了新的要求。而电量交易方式的改革、开放低谷用电市场，新的管理思想、高效率的管理手段和新技术、新产品的不断发展和应用，迫使电能计量管理模式必须变革。
二、发挥优势、创新管理，规范电能计量管理和计量检定
电力企业的电能计量管理和检定所面临形势，是挑战更是机遇。我们应增强企业意识、竞争意识，找准自己的市场定位，依法自主管理，健全电能量值传递系统，集中发挥规模优势和技术优势，逐步实现机制、管理、科技创新，规范电能计量的管理和检定，不断提高自身实
力和竞争能力，为电力企业的生产和经营提供计量保证和计量技术服务。在硬件方面应做到：
1、建立完善的计量管理体系，成立合理的计量管理和计量技术机构网络，做到重视管理和技术把关。成立计量管理领导小组，分管领导明确责任，配备电能计量专人，负责业务技术和各种报表的统计汇总和归口管理。
2、严格执行各种规章制度。经过多年发展，电力企业建立健全各种规章制度，如《全局计量管理制度和实施细则》、《计量器具周期检定制度》、《计量标准室管理制度》、《计量器具使用、维护、保养制度》、《计量器具采购、入库、流转、降级、报废制度》、《计量档案、技术资料使用保管制度》、《能源计量管理制度》、《计量人员考核、评比奖罚制度》、《计量监督制度》等各种电能计量管理制度，如缺乏有效考核制度，在执行中难于落实，只有制度完备，奖罚分明，才能使工作人员有制度可遵循，有规范可约束。
3、计量设备应完备和可靠。具备现代化的计量器具和计量装置是保障计量公正、准确的先决条件。配备先进的计量校验装置使量值得到正确的传递。淘汰不能正确进行量值传递的陈旧老化计量设备。配备专用的防震交通工具。重视计量检定环境的达标是保证计量准确性的基础，防尘、防震、防磁、防静电措施要落实。如对于使用年久的用户，建议对电能计量装置进行全系统的改造，从根本上解决PT二次压降超差问题。同时应定期对标准装置考核和维护，使标准装置使用在有效合格期，并能可靠工作。
在软件方面应做到：
1、计量管理体系中，责任分工到个人，上到主管领导，下到工作人员，层层分工，级级把关。同时建立计量管理监督网络，聘请计量监督员，监督计量工作中的每个工作环节，进行责任制考核，做到哪里出问题哪里负责，使之更有力的保障计量工作的准确性和可靠性。
2、不断提高电能计量人员的业务素质。业务素质的高低直接关系到计量工作的成效，特别是在科技日新月异的今天，微机化管理、无笔化作业势在必行。计算机已经是日常工作的必备作业工具。因此，积极组织计量人员参加各种培训，包括计量规程的宣传，计算机的学习，使电能计量人员对微机化管理有一定的认识，形成你追我赶的学习风气。
3、不断提高计量人员的服务素质。电力行业已逐渐过渡为服务性行业，追求经济效益也成为最终目标，而服务质量的高低能直接关系到经济效益和现代企业的竞争，在一定程度上就是服务的竞争。因此，我们必须首先更新观念，牢固树立“客户是上帝”、“人民电力为人民”的服务宗旨。
4、加强技术档案管理，特别是标准装置档案管理，确保其计量装置运行在合格有效期范围内。并定期组织开展运行计量装置质量分析。
三、加强电能计量装置运行管理，保证其安全性和可靠性
1、新购电能计量器具必须按电力行业标准的相关规定，与制造方签订的订货合同中技术规范，应明确验收检定项目、技术要求、验收依据和方法等条款，在责任条款中应明确不符合技术条件要求时的责任划分和处理办法。并严格按合同规定严格验收检定，不合格退货。
电力系统电能计量 篇3
摘要：数字电能计量系统在数字化变电站中得到较为良好的应用，电子式互感器及电能表工作原理及接口方式的现代化发展，对数字电能表的校验工作提出了更为严格的要求，。本文就数字电能计量系统现场检定技术进行探索和研究，以提高数字电能计量系统的可靠性和准确性，仅供相关人员参考。
关键词：数字电能计量系统；电子式互感器；数字电能表；现场检定
数字化变电站在互感器输出信号以及电能表的校验方面都与传统变电站之间存在着明显的差异性，电子式互感器因其自身运行特点而得到相关人员的广泛关注，它能够一次性完成电流电压的数字化，最大程度上减少了数字信号传输中所产生的误差，弥补了传统电磁式互感器的不足，促进了数字化变电站的发展。在这种情况下，传统的校验设备无法满足数字电能计量系统的实际需求，因而加强数字电能计量系统现场检定技术的研究具有重要性和必要性。
1 数字电能计量系统现场检定技术概述
1.1电子式互感器现场检定技術的实际情况
通常情况下，直接测量法是电子式互感器现场检定的常用方法，在实际应用过程中，将被测电子式互感器与传统标准互感器进行直接测量和对比分析，从而明确电子式互感器在实际误差。从实际情况来看，这种现场校验方式满足数字化变电站电子式互感器的实际工况，具有一定的合理性和有效性。但是所采取的直接测量法具有一定的特殊性，在实际测量检定过程中对电子式互感器的精准度有着严格的要求，在进行现场校验之前，应当对电子式互感器的整体精准度进行合理的明确和控制。
1.2数字电能表检定技术的实际情况
在数字化变电站中采用的数字化电能表与传统的三相多功能电能表的工作原理完全不同，数字电能表所接收的信号是光纤以太网传送的数字化电流、电压信号，而不是传统的57.7 V/100 V的电压信号，或者是5 A/1 A的电流信号。不存在电流互感器、电压互感器及A/D转换等单元。数字化电能表获取数字化的电流电压瞬时值后，采用数字信号处理算法直接计算得到电功率和电能等电能计量数据。
理论上说数字电能表自身没有A/D环节，只是进行一下数学运算，是没有误差的。但实际可能产生的误差有两部分，一是由算法引起的误差，这种误差与信号的频率波动、波形以及非同步采样有关；另外是浮点数运算时有效位误差，为计算机系统固有误差，可以说是截断误差。
某研究院研制了数字电能表校验装置及其溯源体系，如图1所示，整个校验系统包含标准功率源、校准装置和工控机三部分。校验装置的关键部分是模拟合并单元，将模拟信号采集后，按照IEC61850-9-1协议组成以太网帧，通过光纤网络或者双绞线网络发送给被检电能表。这种方法很好的解决了数字电能表的溯源问题。
图1 数字电能表校验图及量值溯源图
2 数字电能计量系统整体检定技术
从整体情况来看，数字电能计量系统中数字电能表的检定问题始终困扰着业内人士，那么加强数字电能计量系统的整体检定技术的研究和探索具有重要意义。
2.1数字电能计量系统整体检定技术的原理分析
根据图2 可知，数字电能计量系统由被测电子式互感器、电子式电压互感器、合并单元以及数字电能表组合而成。电子式电流互感器实现了对一次电流信号的有效转化，以光纤为传送方式，将其传送到合并单元。从实际情况来看，合并单元能够将数字化的电流电压信号进行标准处理后发送给数字电能表。数字电能表能够通过数字帧直接提取电流电压相关的数据，在此基础上进行标准化的计算，可得出精准可靠地电能信息，从而进行电能脉冲信号的发送。
图2 数字计量系统整体校验图
与此同时，传统的标准电能计量系统在实际运行过程中，传统标准电能表校验仪直接进行二次信号的数字采样，并进行精准的计算后得出标准电能值。将此结果与数字电能表的电能脉冲进行对比分析，即可得出数字电能系统的电能计量误差。数字化电能计量系统整体检定技术的实际应用情况显示，该技术能够真实的反映出数字电能计量系统的误差，并且该校验方式的实际应用原理结构简单且清晰，满足数字化变电站的实际需要，与此同时该测试方法在一定程度上节约了测试相关投资，可以使用常规设备进行操作测试，无需开发新设备，因而具有良好的适用性。
2.2数字电能计量系统整体检定方法的测试结果
本文中我们采用数字电能计量系统整体检定技术对某市数字化变电站中的电能计量系统进行现场检定，现进行简要分析和讨论。该数字化变电站采用标准规格的电子式光学电流互感器，额定电流满足国家相关标准。数字电能表为同一公司生产的三相数字式多功能电能表。采用传统电磁式电压互感器为被测电压互感器。将标准电流互感器的级别进行明确，对额定工作电流进行明确，并对标准电压互感器和标准电能表校验仪的准确度级别进行明确。表1为功率测量结果，通过对表1 的观察和分析可知，额定功率下系统功率误差存在合理性，与理论上的系统误差相一致。
表1 功率测量结果
3 功率测量误差A类不确定度评定
由于试品校准点较多，此处评定只选择了两个有代表性的校准点进行：30%额定电流处（常用负荷），100%额定电流处两点。对30%额定电流和100%额定电流两点功率误差进行6次重复测量，数据见表2。
电力系统电能计量 篇4
随着社会经济的不断发展, 人们生活水平在不断提升, 对电能的使用也提出了更高的要求, 而电能计量装置作为客户受电设备的电量计量装置, 一旦出现计量误差, 将会给客户带来一定的影响, 更不利于电力企业的良好发展。因此, 必须做好电能计量装置的管理工作, 加强电能计量的准确性和有效性, 一旦发现电能计量装置误差较大应及时采取有效的措施, 从而保证电力系统电能计量装置计量的准确性。
1电力系统电能计量装置计量误差及其影响因素
1. 1电能计量装置计量误差
电能计量装置是对用户用电计量的主要装置, 而在以往用电检查中却发现, 电能计量装置偶尔会出现误差偏大的现象, 不仅对电力企业会造成一定的经济损失, 同时也会对用电客户造成极大的影响。所谓电能计量装置计量误差, 主要是电能计量装置在运行的过程中, 其计量的数据与实际用电出现严重不符的现象, 不利于电力系统的正常运行。
1. 2造成电能计量装置计量误差的主要因素
电能计量装置运行出现误差, 对电力企业、用电用户都将造成极大的影响, 在用电检查工作中, 发现影响电力系统电能计量装置计量误差的主要有以下几方面因素[1]。
1) 电能计量表安装不规范。这是最常见的问题, 主要是在电能计量表安装过程中, 未能严格按照安装流程进行规范安装, 或选配电能表时未考虑互感器的合成误差, 安装中出现的误差或是安装后测试的不合理等, 将会导致一些安装不合格的计量装置投入到使用中, 从而造成电力系统电能计量装置的运行误差。
2) 受到瞬间冲击负荷的影响。瞬间冲击负荷时有发生, 尤其是在雷击电流的影响下, 如果防雷水平不高, 将会产生瞬间冲击负荷, 这些突如其来的冲击电流, 将会造成电流表转速瞬间加速。而且, 通过大量的分析发现, 像这种瞬间冲击电流要超过平时电流的很多倍, 再加上在惯性的影响下, 使得电能计量表的计量出现误差的现象。
3) 电能表投运后首次现场检验工作不够严谨。电能表检验周期时间未进一步按照标准执行, 未对计量器具产品质量、 运行状态及二次负荷变化进行严格的审查, 仅依靠传统方法对接线、容量及CT变比进行外观审核, 未执行有效的校表标准, 容易使本身存在质量问题的表计继续投运使用, 加大了计量装置产生误差的风险。
4) 电能计量表抄表缺乏规范性。在电力系统正常运行的过程中, 需对电能计量装置进行抄表工作, 不仅是对用户电能计量的统计, 更是对用户用电情况的调查[2]。然而, 在电能计量表抄表的工作中, 由于一些工作人员缺乏规范性的操作, 如抄表工作不认真、态度不端正等, 会造成电能计量表抄表误差的现象发生, 从而给客户带来直接的经济影响, 也为电力企业客户服务的发展埋下了较大的隐患。
2电力系统电能计量装置计量误差的处理措施
2. 1规范电能计量装置的安装
通过以上的分析了解到, 当前电能计量装置在安装的过程中会存在一定的误差, 从而造成计量装置出现计量误差的现象, 对此, 应严格规范电能计量装置的安装[3]。1在安装电能计量装置之前, 必须详细了解电能计量表, 尤其是在科技不断发展的过程中, 电能表的种类也越来越多, 例如, 无功电能表、 有功电能表、复费率分时电能表、电卡式电能表、多功能电能表、磁卡式电能表、智能电能表等, 每种电能表都有着不同的功能, 因此, 安装人员必须熟练掌握各种电能表的功能及其安装要求, 这样才能保证电能表的顺利安装, 从而有效避免电能计量表的计量误差现象发生。2在进行电能计量装置安装之前, 需充分勘察现场环境, 按照行业典型设计的标准, 规范表箱表计的安装位置, 同时需注意现场环境的洁净、防尘和防水。3应加强对电能表的测试、调试等工作, 在安装完成之后, 应对电能计量表进行测试, 一旦发现不足应根据实际的情况及时对其进行改进和完善, 这样才能切实有效地保证电能计量表安装的有效性、可靠性。
2. 2电流互感器的选择和安装
瞬间冲击负荷的存在, 主要是通过电能计量装置的电流瞬间增大, 从而造成电能计量装置计量的不准确性, 面对这类问题, 作者认为应合理安装电流互感器[4]。首先, 应根据电能计量装置安装的实际情况来选择合理的电流互感器, 主要根据额定电流的因素进行选择, 选择标准是保证电流下互感器不仅可以保证有效的运行, 同时还不会出现发热损坏的现象, 因此, 对电流互感器的选择极为严格, 相关工作人员必须严格的进行选择。其次, 电流互感器的安装应注意二次接线的规范性, 避免出现数据混乱、突然断电的现象, 以避免给人们日常生活用电造成影响, 尤其是在安装过程中, 要确保接线的顺序不能出现颠倒, 避免给电流互感器的正常运行造成影响。
2. 3提升电能计量装置投运后首次现场检验水平
为保证电能计量装置的正常运行, 其投运后的首次检验显得尤为重要。电能计量装置的首次现场检验一般使用专用仪器仪表或标准设备, 在安装地点对新投运后电能表或互感器实际运行状况的检验, 并检查计量二次回路接线的正确性, 其目的是考核电能计量装置实际运行状况下的计量性能, 以保证电能计量装置准确、可靠的运行。提升电能计量装置现场检验的水平, 不仅应严格执行《电能计量装置技术管理规程》 ( DL/T 448 - 2000) 和《电能计量装置校验规程》 ( SD109—1988 ) 的有关规定, 并严格遵守《电业安全工作规程》, 还应在现场校验的每一个过程实行拍照记录, 检验完毕后将现场检查的工作照片上传至系统存档, 以便于今后用电检查工作的开展, 同时进一步规范了现场首检的技术标准, 为供电企业今后的规划发展和电能计量表计基础数据的运用打下扎实的基础。
2. 4规范抄表业务管理
在电能计量抄表的工作中, 如果抄表工作不规范, 也会造成电力系统电能计量误差的现象发生, 归根结底主要是抄表工作人员未能正确对待抄表工作以及对抄表管理的不足等。为了避免抄表工作问题而导致抄表误差现象的继续发生, 应合理规范电能计量表的抄表工作[5,6], 同时对抄表活动进行合理考核。从以往对电力系统电能计量装置计量活动的调查中发现, 部分工作人员为了自身的利益, 经常会在抄表工作中动手脚, 不仅会造成电力企业经济的损失, 甚至会造成资源设备损坏、 浪费等问题, 行为极其恶劣。面对这类问题, 需要加强对抄表人员的管理, 规范抄表人员的活动操作行为, 并对其进行责任制的管理, 分片区进行管理, 一旦发现抄表误差的现象, 应及时找到相应的负责人, 从而有效确保电能计量装置抄表活动的规范性。
2. 5加强计量装置远程监控及考核
在电能计量装置运用的过程中, 应充分引进先进的技术手段来监控计量情况。例如引进远程抄表技术, 通过采集模块来对电能计量表的数据采集, 将其数据传输到电力计量中心, 运营监控中心通过数据比对及线损分析, 除日常抄表上报计量异常外, 能及时发现电能计量装置异常途径之一, 从而实现对电能计量装置运行数据的远程抄表及监控功能, 并通过考核形式来规范抄表同步性和准确性。相比于传统电能计量抄表, 远程抄表不仅可以保证抄表数据的准确性, 同时能够实现对电能计量表的实时监控, 一旦电能表出现问题, 可以及时发现并对其采取有效的考核及处理措施, 从而保证电能计量装置运行的安全性、可靠性, 有效避免了设备异常及人为未能及时察觉异常的出现。
3结语
在人们正常用电的过程中, 电能计量装置则主要起到电能使用和计量的作用, 并根据电能计量装置的数据来对使用者收取相应的费用, 这也是电力企业发展的主要经济来源之一。而从本文的分析中了解到, 电力系统在正常运行的过程中, 如果电能计量装置经常会发生计量误差的现象, 不仅给电力企业的收入造成一定的影响, 同时也影响到人们的正常用电, 降低了供电企业客户服务的水平。面对这种问题, 作者也提出了规范电能计量装置的安装、规范电流互感器的选择和安装、提升首次现场检验水平、规范抄表业务管理、加强计量装置远程监控及考核等解决措施, 希望可以给电力企业的发展带来一定的帮助。
摘要：近些年来, 作者在对电能计量装置的运行调查中发现, 电能计量装置偶尔会出现计量误差超出额定范围的情况, 而且, 产生计量误差的因素也有很多, 如电能计量表安装的问题、受到瞬间冲击负荷的影响、互感器的合成误差及电能计量表抄表缺乏规范性等, 不仅对电力企业的经济发展构成一定的威胁, 更影响到用户的用电安全性、可靠性等。针对此种情况, 电力企业必须采取有效的措施来减少计量误差, 避免计量误差超出额定范围情况的发生。主要对电力系统电能计量装置计量误差及其影响因素进行分析。
关键词：电力系统,电能计量装置,计量误差,影响因素
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电力系统电能计量 篇5
面对用电需求如此紧迫的局势，电力企业不得不采取措施，提高电力生产、管理系统的运行管理水平，引入自动化控制技术，全面实现电力系统自动化。
电能计量自动化系统便是在这样的条件下产生，并被引进。
电力系统电能计量 篇6
关键词：无线通信；电能量计量；智能电网
就目前而言，智能电网将会是未来电网发展的一个趋势，因为智能电网把提高电力服务的运行效率作为重要发展目标，实际发展中智能电网能够促进社会经济发展。此外，电能量的计量系统性能在智能电网建设上有重要意义，科学合理的设计出关于电能量的计量体系，才可以保障智能电网正常运行。由于电能量的计量系统中使用无线的通信技术是未来发展的必然趋势，这就需要相关研究人员加强研究。
1.电力的通信现状
目前电力通信系统中光纤通信占据主导地位，其中数据网络、远程控制、异地视频、智能手机、平板电脑、掌上电脑、电势能与高清视频等都是在光纤通信的基础上发展起来的，且是由小颗粒发展到大数据、单一化发展到复杂化，渐渐演变成多种信息的通信服务。同时，光纤通信能够在110kV骨干的通信网络中运行，但是在环境复杂与点多面广的35kV中低的压配售电过程，通信网络的使用就容易受到影响。应急抢修的管理、配网的自动化与采集智能的电能量将会是电网发展必然走向。新时期无线网的逐渐普及，改善了原先通信中的一些问题。并且原先通信固有的宽带流量限制、安全性与可靠性，在无线通信的设计上，已经无法满足人们的需求。这就需要研究新型的，以及维护性、可靠性与适应性都较高的通信方式，只有这样才能满足新时代人们对通信的要求。
2.总体框架的设计与需求分析
2.1系统的总体设计
就总体系统的设计来看，整个设计的过程，电能量的计量系统自身分为电能量的采集层、管理层以及网关层三个不同层次。一般为了进行科学合理的分析，都是重点对管理层之下远程电能的计量部分进行研究，也就是主要分析研究网关层与电能量的采集层。
单从硬件的角度看来，电能量的采集层通常是包含信息的采集模块与传送模块两个部分。其中采集模块主要的功能是把电能量统一，并转交给相关信息传送的模块。而信息传送的模块则是选择ZigBee的系统芯片实施信息的传递。系统网关层是通过信息的转换实现传递，自身不能直接进行信息传递。
2.2需求的分析
需求的分析是实施电能量计量系统设计的一个前提，为实现科学合理的设计，首先就要全面认识相关需求，只有了解最真实的需要，才可以有针对性的进行设计。从以往的实际情况看来，原先的有线通信无法适应新形势下电能量计量系统的发展，原先的有线通信必须要通信铺设信号的载体，以及检修传输工程受到破坏的线路，这对于社会发展来说十分不利。因此，在以后工作中必须不断强化无线通信的技术研究，因为无线通信的技术不需要铺设信号载体，进行实际传输时，不容易受到影响。
其中以太网的技术应用是社会未来发展的一个必然，全部的居民数据都要引入以太网内，以太网技术引用对于居民缴纳电费较为方便，可以随时随地缴费，也使得工作人员自身工作的效率得到提高。且阶梯电价的计价方式是未来发展中的一个重要方式，阶梯电价的计价方式能让人们自觉的节电，进而促进资源的可持续发展。
3.软件的设计
电能量计量的系统设计包含硬件设计也包含软件设计，其中软件设计是整个系统设计中的一个重要部分，主要是设计电能采集层的软件，详细说来就是指CC2530芯片采集层的程序设计。实际工作的过程中通常都是使用事件的轮循机制实施设计，每个层面进入初始状态以后，系统会自动进入低功耗的模式，这个时候只要发生事件，系统会自动的被唤醒，如果同时发生多个事件，系统会根据事件优先级判断每一个事件，并一个一个的实行处理，采用以上的这种软件在降低能耗方面有着重要意义。
4.硬件的设计
电能量计量系统硬件的设计是对系统网关层的硬件实施设计，以及采集层中传送电路与测量电路，为了更好地进行电能量计量，必须高度重视这三个部分。
4.1网关层的硬件设计
对于网关层的硬件设计而言，其设计过程必须做好以太网中LM3S9B96芯片应用电路设计，LM3S9B96芯片是通过以太网接到控制器与物理接口的收发器，然后两者进行整合而成。在整个设计过程芯片可以完成PHY与MAC有效的匹配，这种匹配方式，可以简化设计，进而使设计成本得以降低。通常在实际工作过程中，为保证芯片能够正常运行，必须通过网络的变压器将PHY与网卡接口互相连接。为保障信号的耦合，还要将芯片与外界进行隔离，进而更好的保护芯片不受外界干扰。
4.2采集层中测量电路的设计
采集层中测量电路的设计要以AD71056的芯片作为设计的对象，实际工作过程CF脚要和单片机的引脚进行连接，计量的过程是使用单片机的中断功能實施脉冲计算，进而更好的进行电能计算工作。此外，实际工作过程中芯片CF的引脚必须在光耦隔离的电路中进行连接，因为光耦隔离的电路本身另一端就要连接单片机输入的引脚，整个电能量计量系统中，光耦隔离可以更好地对电路干扰实行隔离。
4.3传送电路的设计
信息的传送电路设计对于电能量计量系统至关重要，是一个不可或缺的环节，实际工作过程中，必须高度重视信息传递的电路设计，坚决不能忽视任何一个部分。在整个设计过程需要不断加强CC2530的芯片研究，因为电路传送的主要部分是CC2530芯片。电路传送的设计过程VDD1的芯片电源需要并联接到去耦的电容上，其中100nF电容陶瓷主要的作用是将高频干扰进行有效滤除。由于芯片使用的单极子属于不平衡的天线，通常为了满足实际的需要，还要在设计过程增设简单的转化电路，主要是在平衡与不平衡之间进行转换。
设计外围电路对于电路传送来说，是整个设计过程中不容忽视的重要环节，在实际工作过程中设计的外围电路，必须要使芯片的正常运行得到保障，与此同时还要使数据显示的工作能够有效的完成。这就需要设计出CC2530的电路来实现数据显示，具体说来就是选择LCD1602的液晶显示来完成数据显示，这样就可以将数据直观有效的反映出来。
总而言之，在电能量的计量系统设计中，无线通信的技术有重要作用，只有将无线通信技术充分运用在电能量的计量系统中，才可以有效的提升电能计量的效率，这也是今后研究的一个主要方向。因为在经济与科技水平高速发展的时代，人们对电能计量的要求也不断提高，所以必须不断加强无线通信技术在电能量计量系统中的运用，才能够满足实际发展要求。
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电力系统电能计量 篇7
电能计量装置用于计量供电部门销售电能和用户消耗电能的数量, 是供电、用电双方经济结算的根本依据, 其计量结果的准确度与双方的经济利益有着直接的联系[1]。
电能计量系统主要由电压互感器、电流互感器 (TA) 、计量二次回路和电能表组成。每个组成单元在基波条件下的误差均能满足其设计要求, 但在谐波条件下, 各组成部分工作状况将发生变化, 导致计量/测量误差增加, 从而给电能计量系统引入计量误差。谐波条件下关于这些单元的测量/计量误差研究主要集中在谐波对电能表的影响。文献[2]研究了线性和非线性负载对有功电能计量的影响, 推导了谐波下线性负载和非线性负载消耗的电能, 并利用实时数字仿真系统进行仿真, 提出电能计量方式的不合理性, 但未提出有效解决办法。文献[3]分析了谐波对电能计量影响的机理, 估算了谐波对计量的影响程度, 但并未从其理论推导出严密的计量误差。文献[4]从谐波和暂态电能损耗由谁承担的问题出发, 研究谐波影响下全数字式电能表的计量误差、暂态情况下的电能计量问题以及用户类型对电能转换的影响, 但对电能计费问题并未深入研究。
关于谐波对电压互感器影响的研究不多, 文献[5]是较早介绍电容式电压互感器 (CVT) 制造过程中各种标准和设计要求的参考文献, 给出了CVT的等效电路, 并针对不同负载情况下的测量误差进行了理论计算。文献[6]是为数不多的谐波情况下CVT的理论研究, 详细介绍了CVT各个组成部分在谐波情况下的等效电路, 给出了参数的计算方法及频率响应的理论与仿真结果, 并研究了二次侧负载和阻尼器对谐波环境下CVT测量的影响。文献[7-8]是国内关于CVT暂态研究比较有影响力的参考文献, 主要论述了应用目前国际上广泛使用的电力系统电磁暂态计算程序EMTP实现CVT暂态性能相对准确的数值计算方法。
关于谐波对TA影响的研究, 文献[9]通过实验对TA在高频 (高于10kHz) 下的励磁阻抗以及绕组分布电容进行了求解, 初步建立了高频的TA模型, 但是, 通过利用该模型在低次谐波的仿真结果可以发现, 该模型对2~50次谐波下的TA不够准确。文献[10]介绍了TA磁芯的磁滞损耗、涡流损耗和异常损耗, 并对这些损耗进行分析, 利用定电阻或者可变电阻来代替这些损耗, 利用磁链来描述磁芯磁化过程, 但是, 同样没有考虑频率变化对TA模型的影响, 其主要集中在基波下的误差研究。
现有研究多为对电能计量系统各个单元单独进行研究。文献[11]提出了电能计量系统的综合误差计算式, 但是此计算式是将系统内各部分误差进行相加。两互感器的误差会同时作用于电能表, 将其简单的相加, 明显会大于真实的综合误差, 且其未对各部分误差量化分析。文献[12]提出一种全数字化的电能计量系统, 但其本质还是对电能表的数字化实现, 且未对谐波影响进行分析。因此, 还没有准确的计算式可以描述电能计量系统的综合误差。本文全面分析了电能计量系统的误差来源, 通过理论分析与仿真实验结合的方法, 分析电能计量系统各部分受谐波的影响, 以及整体在谐波下的误差。
1 谐波下电能计量系统的误差分析
电能计量系统的计量误差即整个计量装置的误差, 包括电能表、电压互感器、TA的误差。对电能计量系统误差分析需从这三方面进行整体分析。
1.1 电子式电能表的谐波计量误差
电能表总体可分为两类。一类为机电式电能表, 它由测量部件和电子部件构成, 由于这种类型的电能表的波形信号发生装置采用脉冲信号发生的方式, 因此也被称为感应式脉冲电能表。另一类为电子式电能表 (也称为固态式多功能电能表或静止式多功能电能表) , 这种电能表完全采用大规模集成芯片构成的电子电路实现。目前, 电子式多功能电能表逐渐成为市场的主流, 得到了越来越广泛的应用。因此本文只对电子式电能表进行分析。电子式电能表可分为模拟乘法器型电能表和数字式电能表。
1.1.1 模拟乘法器型电能表
模拟乘法器型电能表主要由以下几个部分构成:输入部分、乘法器、电压/频率转换器、输出部分等。结构示意图如图1所示[13]。
模拟乘法器型电能表的工作原理可概括为:首先, 将输入的电压信号U和电流信号I成比例地变换成能被乘法器接收的信号, 由乘法器得到一段时间内的平均功率, 然后, 将平均功率信号转化为频率脉冲信号, 再通过对频率信号计数的方法得到该段时间内的电量。
电子式电能表内部的乘法器是把输入的电压、电流信号按照一定的比例转换为功率的器件。模拟乘法器类型比较多, 按原理主要有时分割乘法器、霍尔乘法器等。目前, 国内电子式电能表内部使用的乘法器主要为时分割乘法器。模拟乘法器型电能表的误差主要来自于模拟乘法器[14]。
当输入时分割乘法器的信号含有高次谐波时, 根据时分割乘法器的计量原理可知, 此时输入信号不能再简单视为直流信号。图2可简单解释产生误差的原因[15]。图2中的两信号u1 (t) =sinω0t, u2 (t) =sin 2ω0t, 其中ω0为基波角频率, 在相同的很小的脉宽调制 (PWM) 时间间隔t2-t1内, 显然二次谐波信号的变化幅度较基波信号的大。即在同样的时间间隔内, 输入高次谐波的变化范围相对于基波大, 当输入谐波次数较高时, 其将不能被看成直流信号, 测量结果会产生原理性误差。
设时分割乘法器两输入量为h次同频率谐波:。其中:Ah和Bh分别为电压信号与电流信号h次谐波的有效值;ωh为h次谐波角频率;ψh为h次谐波电流与电压相位差。设调制频率为F, 则n1=F/f1, 为基波在一个时分割周期中被分割的份数, 其中f1为工频, 每一等份对应的弧度为2π/n1, 而对h次谐波, 每周期内被分割的份数为nh=n1/h。
在h次谐波情况下, uUh和iIh被分割的第k份记为uUhk和iIhk:
h次谐波功率理论量测值为:
Ph与理论计算值Phs的差为:
记
则h次谐波计量误差为:
基波叠加多次谐波时计量误差表达式为:
式中:下标0表示基波分量;N为最大谐波次数;P0s*=1;Phs*=Phs/P0s。
1.1.2 数字式电能表
数字式电能表的误差主要来自于数字乘法器。数字乘法器主要由采样保持和模拟/数字 (A/D) 转换两部分构成, 因此主要分析这两部分的工作原理和谐波条件下所引入的误差, 得到数字式电能表计量误差。设两输入量为h次同频率谐波:
其中采样间隔为Δt, 则
基波功率的第k等份可表示为P0k=uU0kiI0k, 则在时间T (分成n等份) 内电能计量值可表示为:
根据相关文献的研究结论, 对于正弦信号, 可得到A/D转换引起的相对误差为:
式中:b为A/D转换器的位数;Ns为一个周期采样点数。
由式 (12) 可看出, A/D转换器的位数越高, 量化误差越小, 引起的相对误差也越小。
1.2 CVT谐波测量误差的分析
在谐波条件下, 补偿电抗器、中间变压器及阻尼器都可能工作在饱和区内, 需要考虑其非线性特性, 在模型中需要反映出这3个元件的非线性。本文中, 补偿电抗器采用双线圈耦合的结构, 中间变压器采用三绕组变压器, 阻尼器采用谐振型阻尼器。
谐波条件下CVT各部分的杂散和耦合电容的影响不容忽视, 它们会在一定程度上影响CVT的频率响应特性。根据CVT结构, 将变压器二次侧折算到一次测, 可建立谐波等效电路如图3所示。
图中:VTh为等效电源;CTh为电容分压器的等效电容;LL′, RL′, LLe′, RLe′, CL′分别为补偿电抗器线圈等效的电抗和电阻、铁芯等效的电抗和电阻以及杂散电容;LT1, RT1, LT2, RT2, LTd, RTd分别为中间变压器一次侧绕组、测量和保护用绕组以及接入阻尼器绕组的漏抗和电阻, 其中测量和保护用绕组由于容量和输出电压相同, 进行了等效合并;LTe和RTe分别为中间变压器励磁电抗和电阻;CT1为中间变压器一次侧对地的杂散电容;LB和RB分别为测量和保护绕组等效负载的电抗和电阻;Rd1和Rd2为阻尼电路的变压器绕组电阻;Rde为阻尼电路变压器的铁芯损耗电阻;Ld1和Ld2为阻尼电路变压器绕组的自感;M为阻尼电路变压器绕组之间的互感;Cd为阻尼电路的电容;Rd为阻尼电路的非线性电阻。阻尼器采用谐振型阻尼器。CVT的变比为:
式中:C1和C2分别为CVT的高压和中压电容;V1为CVT的输入电压。
将分压器部分等效处理, 即在不发生谐振时, 此模型理论上两端电压相等:
式中:V2为CVT的输出电压。
但事实上, 谐波情况下CVT内部元件间存在谐振, 故引入一个变比k′, 来描述谐波条件下两端电压值之间的变化程度:
在此模型条件下, CVT的测量误差为:
国内110kV (甚至35kV) 及以上的发电厂升压站和变电站母线、出线上均将逐步采用CVT[16]。但文献[17]明确规定CVT不能用于谐波测量。在国际电工委员会 (IEC) 标准中也有类似的规定, 即CVT的测量绕组应在其额定频率的99%~101%范围内满足精度要求;保护绕组应在其额定频率的96%~102%范围内满足精度要求。CVT在基波电压测量以及系统保护和自动装置的基波信号变换中能完全满足系统的要求[18]。但当被测电压频率发生变化或含有谐波时, CVT中由电容分压器等值电容和补偿电抗器电感组成的LC串联谐振回路的额定工作点将发生偏离, 导致测量误差的增加。因而对于存在谐波的系统, CVT将不能正确反映实际情况[19], 在进行系统谐波测量时, 通过CVT变换装置得到的二次侧信号存在较大的误差。本文将在下文仿真中说明该问题。
1.3 TA的谐波测量误差分析
TA静态模型的等效电路如图4所示。图中:i1和i2分别为一次侧和二次侧电流;im为励磁电流;Rb和Lb分别为负载电阻和电感。
由磁通守恒和基尔霍夫电流定律可得:
根据上式及基本电磁场理论, 可以推导出:
式中:H为磁场强度;B为磁感应强度;S为铁芯横截面积;lC为铁芯长度。
上述微分方程可用四阶龙格—库塔法或隐式梯形公式求解, 从而得到励磁电流。TA的T形最简等值电路如图5所示。图中:I1′为折算到二次侧的一次侧电流有效值;Im′为折算到二次侧的励磁电流有效值;I2为二次侧电流有效值;Rm′和Lm′分别为折算到二次侧的励磁电阻和电感;R2和L2分别为二次侧电阻和电感。
经过一次侧向二次侧折算后, 在理论理想情况下, I1=I2。但在谐波条件下, 由于存在非线性元件, 测量会有偏差。引入一个变比k″, 来描述谐波条件下两端电压值之间的变化程度:
在此模型条件下, TA的测量误差为:
2谐波背景下电能计量系统的误差分析
电能计量系统由CVT、计量二次回路、TA和电能表组成, 结构图如图6所示。
高电压等级的电压、电流先经过互感器转换, 然后输入电能表中, 由电能表计算出功率值。由前文分析可知, 电能计量系统的每个组成部分都会产生误差, 图7显示了电能计量系统的计量误差组成。
图中所说的误差包括幅值误差和相位误差。在单次谐波条件下, 电能表本身不会产生相位偏移, 但是CVT和TA分别使电压、电流产生了相位偏移, 这就增大了电能表输出的功率值与系统的输入功率之间的误差值。在多次谐波条件下, 电能计量系统的计量误差的计算变得更加复杂。
目前还没有研究结果论证误差α, β, γ, ε之间的关系。公式法论证的难度较大。本文采用仿真的方法, 搭建整个电能计量系统的仿真模型, 用仿真数据来说明谐波条件下电能计量系统的误差。
3 仿真验证
3.1 CVT谐波误差仿真
根据图3搭建PSCAD/EMTDC仿真模型, 依据式 (16) 测量不同次谐波条件下, CVT的测量误差百分比。仿真参数设置如下:电压源有效值为1kV, 相位为0°。幅值误差仿真结果与相角误差仿真结果如图8所示。
CVT的基波电压测量准确度比较高, 但谐波电压测量的幅值误差高达97%以上。谐波条件下, CVT会引入严重的相位偏差。可见, CVT确实不适合谐波环境下的测量。
3.2 TA谐波误差仿真
仿真得到不同次谐波条件下, 功率因数为1、负载率为100%时, TA仿真的测量误差如图9所示。仿真时设置电流源有效值设置为1kA, 相位为0°。
可以看出, 谐波条件下TA的计量精度很高。由于TA的计量精度较高, 谐波条件下, TA的测量误差只是在小范围内变化, 变化基本可以忽略, TA引入的相位偏移也基本可以忽略。可见TA适合在谐波下的测量。
3.3 电能计量系统的计量误差
高压电能计量系统多用于110kV的系统中, 本文以110kV电能计量系统为例, 以仿真数据说明不同情况下该系统的电能计量误差, 以及涉及的少计量的电费额, 借此来说明谐波对电能计量系统影响的经济性。
电能计量系统的输入电压有效值为63.5kV, 相位为0°, 输入电流有效值为500A, 相位也为0°。电能计量系统的输入功率为31.75 MW。电能表调制频率设置在20 MHz。负载功率因数为0.8。各部分输出结果如表1所示, 各部分计量误差如下:CVT计量误差为-4.797 44×10-3, TA计量误差为-9.354×10-5, 电能表计量误差为-2.055 567×10-11, 系统的计量误差为-4.892 22×10-3。
用基波同时叠加3次谐波、5次谐波和7次谐波来模拟多谐波背景。仿真参数设置如下:基波电压有效值设置为63.5kV;基波电流有效值设置为500A;3, 5, 7次谐波电压有效值分别为基波电压的4%, 3%, 2%;3, 5, 7次谐波电流有效值分别为基波电流的5%, 3%, 1%;上述电压和电流的相位都为0°。电能表的调制频率仿设置在20 MHz。电能计量系统的输入电压、输入电流的有效值分别为63.592 008kV, 0.500 874kA。电能计量系统的输入功率为31.848 425MW。
各部分输出结果如表2所示。CVT的输出电压有效值为63.592 008kV, TA的输出电流有效值为0.500 87kA。
电能表输出功率值为31.672 957 MW。各部分计量误差如下:CVT的计量误差为-4.701 71×10-3, TA的计量误差为-3.732 8×10-4, 电能表的计量误差为-3.732 8×10-4, 系统的计量误差为-3.732 8×10-4。
现在国内的电费收取标准是0.6元/ (kW·h) , 故按单位时间算, 1h一个电能计量系统将少收取105.28元电费, 一年将损失92.225 2万元。
综合上述数据可知, TA和电能表的计量误差并没有受谐波的影响。多谐波背景下, 谐波引起的CVT的相位偏移很大, 3, 5, 7次谐波引起的相位偏移都达到了-130°以上, 这就导致了系统的计量误差远大于CVT的计量误差。如果谐波含量再增加的话, 系统的计量误差会增大更多。
由基波和谐波背景下, 电能计量系统的计量误差比较可知, 在电能表和TA的计量精度得以保证的前提下, CVT的谐波计量误差对电能计量系统的谐波计量误差起了决定作用。CVT不适合谐波背景下的测量, 因此提高电压互感器的计量精度, 可保证整个电能计量系统的计量精度。
4 电能计量模式合理性探讨
在谐波与电能计量方面, 国内外已有一系列标准和规范, 但关于电能表的的中国国家标准DL/T614—2007、美国国家标准ANSI C12.1—2008, 将谐波的影响归入了准确度的要求, 并未提及谐波电能计量的问题。目前的电能计量模式主要如下3种。
1) 基波计量模式。采用基波电能表, 只计量用户所消耗的基波功率。因此, 电能计量系统中CVT对谐波的测量误差不会对此种计量模式造成影响。
2) 全波计量模式。采用频率响应较宽的电子式电能表计量基波与谐波, 理论上能将用户所消耗的基波功率、吸收或发出的谐波功率全部计入用于电费计算。国内现行计量模式为这种模式, 本文对电能计量系统计量误差的分析也是基于此种模式。
3) 基波、谐波单独计量模式。分别使用基波表和谐波表测量用户所消耗的基波功率和谐波功率。要求电能表能准确计量谐波功率。
这3种计量模式没有绝对的合理性, 对于不同负荷类型, 其合理性各异。就算都为线性用户, 不同负荷类型相对合理的电能计量方式也不同。如对于发热性负荷, 基波和谐波有功功率均将被利用, 此时采用全波计量是合理的。对于放电机类用户来说, 其所做的功只与从电网吸收的基波电能成正比, 不会由于吸收了谐波电能而多做功, 而且, 设备反而会受谐波损害, 此时对线性用户而言仅计量基本电能是相对合理的。
系统中的非线性负荷分析较复杂, 其不仅吸收基波与谐波功率, 而且会将其中一部分基波与谐波电能转化为额外的谐波电能注入系统。若仅从计量的角度考虑, 对于非线性用户, 采用全波计量相对于采用基波计量方式有益。但非线性用户产生了谐波, 并由此造成对系统内其他用户设备的危害。因此从谐波抑制的角度考虑, 分别计量基波电量和谐波电量, 并根据谐波电量进行一定的惩罚性收费, 对于供电方和其他用户将更为合理。这一方面需要实用的测量技术支撑以分析谐波的来源, 另一方面也需要公认合理的理论分析方法来判定谐波责任问题。目前, 这两方面尚无突破。
目前, 能精确计量基波功率与谐波功率的电能表已广泛应用, 但电能计量系统对谐波的计量精度仍较低, 原因在于电压互感器的计量精度低。从整体出发, 并结合目前电能计量装置整体性能, 采用基波计量是目前较为合适的, 一方面, 能一定程度反映非线性负荷所造成的谐波污染, 另一方面, 现有电能计量系统并不能精确测量谐波。
更为合理的电能计量模式需要依靠更为精确的电能计量系统, 能判定谐波产生来源, 分析用户类型、实际利用的基波电能与谐波电能、产生的谐波电能, 完善责任分担理论, 来制定相应的收费政策。
5 结论
本文对谐波条件下电子式电能表的计量误差进行了量化分析, 并对CVT和电磁式TA的计量误差进行了仿真分析, 同时, 搭建了整个电能计量系统的仿真模型, 分析了其在谐波条件下的计量误差。通过分析可得以下结论。
1) 谐波背景下, CVT的计量误差不能满足计量要求, 相位偏移大。CVT不适合谐波环境下的测量;TA与电能表在谐波环境下量测精度高, 故电能计量系统误差主要由CVT产生。
2) 由于谐波条件下, CVT测量的电压相位偏差很大, 导致电能计量系统的计量误差在谐波条件下远大于CVT的计量误差。若谐波含量增大, 电能计量系统的计量误差将继续增大。
3) 在谐波背景下, 按现有电能计量系统计费, 误差将造成巨大损失。提高电能计量系统各部分的计量精度有助于减少电费的损失。
4) 现行电能计量模式存在其不合理性, 更为合理、科学的电能计量模式依赖于更为精确的谐波与基波电能计量装置, 以及完善的谐波奖惩制度。
电力系统谐波影响的电能计量分析 篇8
关键词：电力谐波,有功功率,计量分析,误差
电能计量数据是发电企业、输配电企业、电力用户之间进行贸易结算的依据, 它的准确与否直接影响到三者的利益以及交易的合理性。研究在电网中存在高次谐波时合理的电能计量方法、开发和选用适宜的计量装置是非常必要的。
1 电能表的工作原理
全电子式电能表的有功计量方法及误差特性。
全电子式电能表计量有功就是用A/D采样数值计算的方法。
设交流电源电压、电流的瞬时值分别表达为u (t) , i (t) , 则瞬时功率p (t) 和1个周期内平均功率P分别为:
将tk时刻的电压电流瞬时值u (tk) , i (tk) , 代入式 (1) 得到tk时刻的功率瞬时值:
将一个周期T等分为n份, 根据积分的数值计算方法, 可将式 (2) 变为:
式 (5) 是全电子式电能表计量有功电能的采样数值计算方法。
全电子式电能表产生误差的原因是多方面的, 如温度、电压电流、基波频率等外界条件;电压电流变换线路组件的分散性, 电能量计算的方法等。上述影响因素在计量有高次谐波的电能时均存在。
2 谐波情况下电能计量分析和比较
当电压u (t) 、电流i (t) 中含有基波和2~n次谐波分量时, u (t) , i (t) 可以表示为各次谐波分量的叠加。
式中Un (或In为n次谐波电压 (或电流) 的有效值;ω为基波角频率;αn (或βn) 为n次谐波电压 (或电流) 的初相角。
根据电路原理[1], 瞬时功率、1个周期T内的平均功率、有功电能可分别表示为:
式 (10) 中, Pn=UnIncosn为电压、电流n次谐波 (或基波) 构成的平均功率。式 (10) 表明, 只有同频率的电压与电流谐波才构成平均功率;频率不相同的电压与电流谐波只构成瞬时功率;根本不构成平均功率[1]。
当谐波存在时, 作为贸易依据的有功电能计量应该是将负载上消耗的基波和谐波有功能量 (即负载消耗的实际能量) 都准确地记录下来, 即式 (11) 所示。
从工作方式和误差特性分析可知, 电磁感应式电能表是以基波为参比条件进行设计制造, 只能在基波情况下准确地记录负载消耗的有功电能;在谐波存在时, 由于不能实现将多个不同频率的正弦电压和电流产生的机械转矩相叠加, 因此不能准确记录负载消耗的谐波有功能量。
对于全电子式电能表, 有功电能按式 (5) 计算, 当采样时间间隔Δt→0时, 在形式上电能计量式 (6) 与在谐波情况下有功电能理论表示式 (10) 相同;在数值计算时由于电子电能表的CPU能够将含有多个不同频率、按正弦规律变化的电压和电流的瞬时值分别采样并作运算, 因此有效地记录了负载的瞬时功率、亦即记录瞬间消耗的所有有功能量。从原理上证实全电子式电能表实现记录负载消耗基波和谐波总平均功率及电能量是可行的。
3 结论
3.1当电网存在高次谐波时, 对电能计量的准确性有影响, 谐波含量愈高电能计量误差愈大;当谐波含量满足国标规定时, 误差影响微小, 当谐波含量超过国标规定时, 无论是电磁感应式电能表还是全电子式电能表, 误差影响均较大。
3.2在电网中, 无论谐波流向如何, 负载本身不产生电能量。当谐波从负载流向电网时实际上是负载将电网中的基波经过滤波和整流后形成的谐波电流反送回电网, 这是一种电能污染。全电子式电能表将负载 (谐波源) 消耗的基波有功电能和谐波源 (负载) 向电网返送的谐波有功电能 (被污染的电能) 进行了代数相加, 使得记录的能量比负载消耗的基波有功电能量还要小, 这是全电子式电能表计量原理上的不足之处。
3.3对大功率变流设备、电弧炉, 特别是电铁牵引等产生高次谐波的电力负载, 为了只记录负荷消耗的基波有功电能, 用电磁感应式电能表比用同准确级别的全电子式电能表更合理。
参考文献
[1]江泽佳.电路原理 (第三版) [M].北京:高等教育出版社, 1992, 5.
谈谈电能计量信息系统的开发 篇9
1 电能计量信息系统的开发平台
开发人员以PB7.0 (POWERBUILDER 7.O) 作为开发软件, ORWERUILDDER 8i采用CS两层结构, 客户端服务端其具有处理数据快, 可进行日备份、磁带备份, 更好地提高安全性能, 并下设分工作站点, 可根据计量装置号即条码号建立唯一代码帐。
2 电能计量信息系统的组成
电能计量信息系统根据工作分工, 主要部门分成4个模块
2.1 资产流动部分是整个资产管理模块的核心所在, 这里对计量所表库间的关联至关重要, 每一次进出各个表库都做到相关表库的帐务建立, 方便日后对各个表库中设备装置的管理。资产班负责所有计量设备的出、入库, 资产帐目管理, 定位跟踪查询, 生成日、周、月、季度、年报表, 给管理者提供真实、准确的各方面数据, 以帮助领导层对计量装置的分配和使用作出准确分析, 对招、投标计量装置的数量作出明确判断。
2.1.1 新表库程序。新表库管员对招标的计量装置进行核对数量、分类置库, 新表需要按照厂家、型号、规格、数量等相关的铭牌参数进行记帐, 每一笔帐务的建立都在库存帐中清晰显示, 作为第一笔原始记录到数据库程序中。根据现场需求, 用送检内校 (互感器) 程序每天根据计量所人均定额将电能表及互感器发往班组, 并生成、打印交接单。
2.1.2 合格表程序。合格表库库管员对内校和互感器班组校验合格的计量装置核对数目, 审批电子帐入库, 并根据实际需要, 按专工审批的计量装置领取发放单, 将实物通过领取程序, 用激光枪扫描条码, 发往各供电局, 并由供电局库管员在交接单上签字。供电局从计量所领出的表, 通过传输数据直接到供电局的库管员程序中, 直接入供电局库存帐。功能上方便供电局表库程序的设备录入, 可以避免供电局装出表和实际表号的不符。
2.1.3 旧表库程序。供电局库管员将现场搬回的计量装置返回计量所旧表库, 库管员核对电子帐与实物相符后, 记帐入库, 并将机械表, 电子表, 单、三相电能表分库装置, 机械表因精度等级低, 使用存在问题多, 现已逐年更换, 通过报废程序予以报废, 并通过上级部门审批后冲减固定资产。
2.1.4 资产卡片员程序。资产卡片员负责供电局资产帐目审查, 监督供电局库管员登记书填写是否正确, 安装与撤回电能表的铭牌参数是否准确, 监管供电局内线及电能表更换人员是否走正常手续, 对表示数进行核查, 以备因换表所引起的用户与供电局因表示数不符的经济纠纷和投诉事件提供核实数据。
2.2 作为具有法定校验权的内校人员, 工作中对任何异常数据都要保持一份高度的责任感和使命感, 通过厂家校验台程序和计量程序接口, 将校验、走字、误差飞潜动、启动、三相表时间校对均程序控制, 全程计算机自动跟踪计算, 在符合环境标准的校验室内进行校验点检定, 将校验误差随时上传至终端服务器中, 作为电能表原始数据终身保存。
在走字实验中包括分单相走字试验、普通三相表走字试验、多功能三相表走字试验。走字结束后, 数据采集器扫描表号, 存储表后差数据通过数据传输把采集器中的数据保存到ORA-CLE数据库中。并可按时间段自动生成走字报告并打印。
用户要求检定的电能表, 均经过初检与复检, 用不同厂家的不同检验台进行两次检定, 以达到更加准确, 为用户提供更高要求的服务, 并出具检定合格书及通知单, 并对现场怀疑用户的电能表出具明确的误码差报告单, 可依法追补窃电用户电量。
2.3 互感器模块当进行互感器现场检验工作时, 需要先根据工作计划制作一张工作任务单, 现场工作完成后, 通过整理这张工作任务单, 将互感器测试的结果输入到数据库中。工作任务单号将在保存数据时自动生成。
2.3.1 显示任务单信息、用户信息, 输入工作的实际完成时间和工作的完成情况。
2.3.2 录入二次压降检测记录, 录入用户信息、现场测试数据, 必须录用语的项目有:力率、调试前误差、自检误差。
2.3.2 互感器误差试验数据录入, 输入相应的记录。
2.3.4 录入互感器实负载测试, 录入测试结果。
2.4 外校班模块外校人员负责对高压用户的现场校验工作, 用现场校验仪将三相电能表的校验误码差储存, 在利用计量程序中导入功能, 依据条码号将数据库自动一一对应, 建立准确、真实的现场用户资料, 掌握实际现场负荷变化, 对供电局线损及防窃电有着深远的意义, 且还负责对系统的电能表进行校验工作, 对网损、线损完成局指标, 作好"基准秤"的工作。
整理工作任务单包括:变更前检验记录、电能计量装置变更通知单、电能表现场检验报告、电能计量装置故障差错报告、误接线分析、导入校验仪数据、校验仪数据等。
3 创造经济效益
程序应用创造了经济效益。如以往现场情况摸不准、数据不真实, 有多少机械表不清楚, 有多少该轮换的电能表也是未知数, 电能表是商品, 是有使用年限的, 超周期使用会给电业部门造成电量丢失、线损增大、经济完成指标下降。
4 发展趋势
今后发展方面是遥抄电子表, 利用GSM技术, 远程遥抄, 将朱表的工作全部由计算机自动完成, 对用户欠费, 使用短信、电话及催费员三种方式来催缴。
摘要：介绍了电能计量系统的运行方式和发展方面, 对解决电业部门计量管理方面起了很大作用。
关键词：电能计量,系统开发
参考文献
电力谐波对电能计量影响分析 篇10
自2008年11月至2009年3月, 浚县10kV卫东线的线损持续偏高 (见表1-1) , 对所有计量装置进行现场检查测试, 没有异常。有一铸造厂新建中频炉, 一台250KVA配电变压器, 六脉动整流装置, 自2008年11月投运, 经分析谐波引起计量误差, 现场测试谐波结果见表1-2。
单位:kWh、%
时间:2009年03月24日
近年来, 随着国家产业政策的调整和家电下乡政策的不断推进, 电网中的谐波问题日趋严重, 有的谐波含量已超出了规定的范围[1], 对电力系统的安全和经济运行构成威胁, 并使电能计量误差急剧增大, 给电网经营企业带来了巨大损失。
目前, 常用的电能表大多是按反映工频正弦量来设计的, 而在谐波环境下, 非线性用户谐波有功功率与基波有功功率相反, 线性用户谐波有功功率与基波有功功率相同, 通过线性负荷的有功功率多出了谐波功率, 通过非线性负荷的有功功率则减少了谐波功率, 因而总有功电能的计量会出现很大误差[2,3]3]。
1 谐波源
1.1 谐波的基本概念[4]
在供电系统中, 通常总是希望交流电压和电流呈正弦波形.正弦电压可表示为
式中U-电压有效值;a-初相角;
ω-角频率, , f为频率, T为周期。
正弦电压施加在线性无源元件电阻、电感和电容上, 其电流和电压分别为比例、积分和微分关系, 仍为同频率的正弦波。当正弦电压施加在非线性电路上时, 电流就变为非正弦波, 非正弦电流在电网阻抗上产生压降, 会使电压波形也变为非正弦波。当然, 非正弦电压施加在线性电路上时, 电流也是非正弦波。对于周期为T=2π/ω的非正弦电压u (ωt) , 一般满足狄里赫利条件, 可分解为如下的傅里叶级数
式中
在式 (1-2) 的傅里叶级数中, 频率为1/T的分量称为基波, 频率为大于1整数倍基波频率的分量称为谐波, 谐波次数为谐波频率和基波频率的整数比。上述公式及定义适用于非正弦电流。
n次谐波电压含有率以HRUn表示
式中Un-第n次谐波电压有效值 (方均根值) ;
U1-基波电压有效值。
n次谐波电流含有率以HRIn表示
式中In-第n次谐波电流有效值 (方均根值) ;
I1-基波电流有效值。
谐波电压含量UH和电流含量IH分别定义为
电压谐波总畸变率THDu和电流谐波总畸变率THDi分别定义为
1.2 谐波源分类
电力系统中主要谐波源可分为两类:一是含半导体的非线性元件, 如各种整流设备、变流器、交直流换流设备、变频器等节能和控制用的电力电子设备;二是含电弧和铁磁非线性设备的谐波源, 如交流电弧炉及铁磁谐振设备等。随着硅整流、电弧炉及可控硅换流设备的广泛使用和各种非线性负荷的增加, 当正弦基波电压施加于非线性设备时, 设备吸收的电流与施加的电压波形不同, 电流因而发生畸变, 谐波电流注入到电网中, 造成电压正弦波畸变, 这些设备就成了电力系统的谐波源。
2 对谐波的限值和对计量的要求
2.1 对谐波的限值[1]
谐波电压限值:公用电网谐波电压 (相电压) 限值见表2-1。
(部分)
谐波电流允许值:公共连接点的全部用户向该点注入的谐波电流分量 (方均根值) 不应超过表2-2中规定的允许值。当公共连接点的最小短路容量不同于基准短路容量时, 表2-2中的谐波电流允许值的换算为:
式中Sk1———公共连接点的最小短路容量, MVA;
Sk2———基准短路容量, MVA;
Inp———表2-2中的第n次谐波电流允许值, A;
In———短路容量为Sk1时的第n次谐波电流允许值。
同一公共接点的每个用户向电网注入的谐波电流允许值按此用户在该点的协议容量与其公共接点的供电设备容量之比进行分配。分配的计算方式如下:
式中Im———公共接点处第i个用户第n次谐波电流允许值, A;
In———按式 (2-1) 换算第n次谐波电流允许值, A;
Si———第i个用户用电协议容量, MVA;
St———公共接点供电设备容量, MVA;
α———相位迭加系数, 见表2-3。
2.2 对计量的要求
电能计量是电力系统收费的依据, 当电网电压和电流波形畸变时, 其测量误差将随着谐波的增大而增大, 从而影响用户或供电部门的利益。确定电能表基本误差的参比条件要求见表2-4。
工频整数倍数的谐波波形, 对电能计量装置的准确计量产生了较大的影响。
DL/T 614-1997《多功能电能表》对谐波影响的要求:分别将含有10%的3次、5次谐波干扰源施加在多功能电能表电压线路, 需量值误差的改变量应不超过0.2%, 程序不应紊乱, 内存数据不应丢失 (测量单元为额定工作状态) 。
3 计量电能表受谐波影响
3.1 感应式电能表受谐波的影响
在正弦交流电能计量中, 电压、电流产生的有功电能与它们间的功率因数、角频率有关。只有当同频率的正弦电压和电流在同相位的情况下才全部合成有功。当然电压和电流只有同相位部分才做有功电能, 不同频率的电流和电压之间不产生有功。只有在同频率、同相位条件下电压和电流才做有功, 即只有相同次数的谐波电流和电压才具备做有功的条件。基波电压和谐波电流是不会产生有功功率的, 因此不可能产生有功电能。
感应式电能表的频率特性范围很窄, 它的设计铁芯只能工作在45～65Hz的工频范围, 测量基波功率和电能, 随着频率增高, 误差向负方向增大, 即计量所得到的电能量减少。频率响应曲线下降主要是铝盘的等效阻抗角随着频率增高而增大所至, 由于谐波的频率远高于这个频率范围, 完全不可能用作谐波电能计量。
3.2 电子式电能表受谐波的影响
电子式电能表的数字采样测量技术的发展, 非正弦波电能计量已经完全能实现。
事实上, 一般数字乘法器电能计量芯片是先将电压、电流模拟量的幅值通过A/D转换后, 以乘法器相乘来获得有功功率瞬时值, 进行累加得到有功电能量, 因为它不可能判断电流和电压中谐波分量是否两个模拟量都有, 如都有同一次谐波产生的谐波有功应该相加, 若只有一个模拟量有该次谐波, 则不产生谐波有功就应该舍弃, 但一般电能计量芯片都作记入, 这样就产生了误差。另外, 一般电能计量芯片中的低通滤波器并不很理想, 在输入信号中仍有某些衰减的工作频率以及它的谐波, 而影响最大的就是由瞬时功率中的cos2t项造成的谐波分量, 而产生误差。
4 结束语
电能表在谐波工况下, 当谐波电能方向与基波电能相反时, 基波电能与谐波电能的代数和与标准表的总电能一致, 而消耗电能等于基波电能与谐波电能的绝对值之和。
当谐波电能方向与基波电能相同时, 消耗电能与标准表的总电能一致。
电网的谐波对电能计量的准确性有影响, 当谐波含量满足国标规定时, 误差影响微小, 当谐波含量超过国标规定时, 无论是感应式电能表还是电子式电能表, 误差影响均较大;即谐波含量愈高影响量越大, 电能计量误差也越大。
为了合理计量用户消耗的有功电能, 在选用贸易结算电能表时, 对含谐波的线路和用户, 不仅要求用户按国标要求进行谐波治理, 还应选用具有计量谐波分量电能的多功能电能表。
摘要：非线性负荷产生大量谐波注入电网后使得电力系统中的电压和电流波形产生严重畸变, 从而对电能表等产生不同程度的影响。文章介绍了谐波产生的原因及其对电能表的影响, 分析了由于谐波存在对电能表计量误差的影响, 并提出了减少电能计量误差的对策。
关键词：电力谐波,电能计量
参考文献
[1]GB/T14549-1993电能质量-公用电网谐波.北京:中国电力出版社, 2002
[2]杨啸天主编.电力系统谐波分析、测量、评估计算与抑制及滤波新技术实务全书.北京:中国电力科技出版社, 2006
[3]GB/T17215-20021和2级静止式交流有功电度表.北京:中国电力出版社, 2002
[4]王云亮主编.电力电子技术.北京:电子工业出版社, 2004
[5]褚大华.电子式电能表.北京:中国电力出版社, 2009
电力系统电能计量 篇11
【关键词】电能计量自动化系统;电力营销;在线监测
随着城市化进程的推进，对电力需求的与日俱增，电能资源的高效管理成为电力部门面临的一个新的问题，如何解决这个问题成为人们研究的方向，如今电能计量自动化系统已经成功解决了这个问题，电能计量自动化系统随着国内城市智能化的加深在全国各个电力系统部门推广开来，电能计量自动化系统使电力资源得到更合理的分配，使电力资源得到更智能的管理，同时为电力部门节省了一大笔不必要的开支。
一、电力营销
1、電力营销的概念
电力企业管理的一项重要工作就是电力营销，它是电力企业给客户提供优质服务的基础。目前在电力体制改革不断加深以及电力企业信息化快速发展的大背景下，以往传统的电力营销方式和手段几乎难以胜任实际工作的需求，然而借助于计算机控制技术和网络技术来实现电力营销信息化智能化已经是大势所趋，近十年来，全国各个省份的电力企业都在大力加强电能计量自动化系统的建设，依靠这种自动化系统电力部门可以实现对电力输送等各侧计量点电能和状态信息的获取[1]。
2、传统的电力营销
电能计量是现代电力营销系统中的一个重要环节，传统的电能量结算依靠的是人工定时定期到现场抄读数据，所以在实时性、准确性和应用性等方面都存在不足，而且用电客户不仅要求有电用，而且要求用高质量的电，享受到更好的服务，因此就需要提高电力部门的实时性结算水平，而传统的电力营销则在这方面捉襟见肘，所以在如今城市化进程加快以及城市智能化的推广普及下，一种新型的电力营销模式就应运而生。
二、电能计量自动化系统
电力企业营销自动化建设的重要组成部分就是电能计量自动化系统，自动化主站系统、通信信道和计量自动化终端是该系统主要组成部分。
1、计量自动化主站系统
计量自动化主站系统是指接入各类计量自动化终端的计算机系统，它是整个电能计量自动化系统的核心，可以对用户的用电状态进行分析，它通过远程通信信道控制和采集计量自动化终端的信息，并且对其进行分析和综合处理。
2、通信信道
通信信道是指计量自动化主站系统与计量自动化终端数据传输的介质，主要由通用分组无线业务（general packet radio service， GPRS）、码分多址（code-division multiple access，CDMA）、公用电话交换网（public switched telephone net-work， PSTN）、专线和调度数据网等几个重要部件组成。
3、计量自动化终端
传感器、自动化仪表以及集成电路技术的发展，使得无论是机电脉冲式还是电子式的电能表已经能够较好的满足当今电能计量自动抄表技术的需要，并且预计在今后相当一段时间内，电能计量自动抄表系统的终端采集装置将以机电脉冲式电能表和电子式电能表两种仪表为主。
三、电能计量自动化系统出现的原因
1、人工现场抄表耗时长
在一个大城市进行一次电量统计，如果采用人工现场抄表的方式则有时需要将近一周的时间或者更长的时间，不利于电力部门的有效统计，甚至会影响电力部门的业务发展，所以应该使用一种全新的及时的便捷的电能计量统计方式。
2、人工现场抄表入户难
随着现代化进程的推进，以及现代企业内部制度的不断完善，特别是对于一些管理较为严格的外商投资企业或港澳台投资企业，进入厂区电房抄表往往需要经过繁琐复杂的登记手续才能进行抄表，非常不方便，而且耗费的时间特别多。
3、人工抄表比较被动
在许多情况下，有许多客户需要提前预约才能完成抄表，而且时不时还会因为对方的迟到而出现较长时间的等候，或者因为客户有自己的事情需要处理，导致抄表人员需要往返数次才能完成抄表任务。
上述的种种原因就造成了抄表工作效率极为低下，成本高和严肃性差，这对电力部门或者供电企业来讲是不利的。抄表员必须要在规定的时间完成规定的抄表任务，所以就导致不能在规定的时间内完成作业而且劳动强度也比较大;除此之外，还必须要花费大量的交通和人工成本，易造成公司资金的不必要浪费，而电能计量自动化系统则成功的解决了这个棘手的问题。
四、在电力营销中的实际应用
1、广覆盖率
在首次这个系统实行的过程中，全省所有的变电站以及专用变压器、公用变压器就有400万居民用户计量点，在每个月月初的时候安装在现场的各类计量自动化终端就会自动抄读各个计量点在该月使用的电量，并且将数据传回计量自动化系统主站进行各用户用电量的统计。初次的试用就得到了广泛的应用，只能说明现在的市场对电能计量自动化的需求是很旺盛的，未来的前景是开阔的，更需要自动化模式的进一步改善和优化。
2、协助管理人员
电能计量自动化系统都已经完成了与营销系统的接口工作，主站系统会在每月初将自动抄表的数据传给各供电局的营销系统进行售电统计，并将下月份的个用户的电量进行配送。另外电能计量自动化系统能够实现对电能表、计量自动化终端的运行状态、实时数据的远程在线监测和故障异常报警，而且可以提供多维度监测分析手段来分析电量平衡和线损异常等问题，协助计量管理人员对计量装置故障的及时发现，为计量统计人员提供先进而有效的技术手段处理各种故障。
3、智能化
最智能化的体现是电能计量自动化系统会对计量自动化终端上传的用电故障情况进行筛选和统计，进而形成报警处理工单，然后传回到各供电局的营销管理系统中，并且将问题处理结果再次反馈到电能计量自动化系统，这样就实现了智能化和流程化报警分析处理模式，提高了电能计量装置的远程监测水平和分析处理问题的智能化水平，保证了整个供电系统的安全稳定运行。
电能计量自动化系统在在线监控方面的效果可以概括为：计量故障排查从大海捞针跨越到精准定位;把计量装置的巡查从当场逐个检查跨越到远程在线巡查;把计量报警人工分析、开环处理跨越到智能自动组单、流程化闭环处理;把计量故障时间从无法预控跨越随时监控。通过电能计量自动化系统的应用，电力部门可以及时的排除故障，从而确保用电现场庞大地计量装置可以安全有效的运行。
4、电力计量自动化系统的防窃电功能
防窃电措施是用来保障电能计量公平、公正以及维护供电企业合法利益的一项重要工作。在以前，供电企业主要通过用电检查来发现用户窃电，这种方法存在两方面的不足[2]。
一方面用电检查是按计划开展的，具有一定的周期性，如果用户在两次用电检查之间进行窃电或者违规用电，供电部门则很难发现和处理，这对于供电部门的合法利益造成了很大的伤害，对供电部门来说是不公平的。
另一方面在开展用电专项检查工作时，对客户负载及设备情况的掌握存在某些不确定性因素，但是用电检查人员可以通过电能计量自动化系统对用户的用电状况进行实时监测，提取出计量故障异常报警信息、异常客户过滤分析信息等，这样可以比较准确的定位用电异常或窃电用户，有利于高效地进行用电检查工作，提高电力部门的检查针对性和检查效率，另外可以根据电能计量自动化系统的计量故障发生时间，及时准确的进行电量追补，减少了与用户的纠纷。
五、结束语
电能计量自动化系统在电力营销中起到了非常重要的作用，弥补了传统电力营销中的各种不足，为电力营销工作提供了先进的技术手段，帮助电力部门实现了对发电、供电、配电、售电各侧计量点电能及状态信息的采集、分析和管理。为城市智能化的推进奠定了良好的技术基础。
参考文献
[1]苏毅明.智能化电力营销与配电管理系统的研究[J].陕西电力，2013，12（11）：13-15.
[2]赵建军.电力计量系统窃电分析[J].电测与仪表，2012，
电力谐波对电能计量影响分析 篇12
电能计量受电力谐波的影响表现为:电力谐波有功功率不等于零与计量装置相应谐波功率。电能计量也受到CVT (电容式电压互感器) 频响性质影响。因此, 电能计量受谐波的影响研究可从电能设备的频率性质与评估谐波功率入手。
1.1 谐波源负荷功率
在公用电网中, 谐波源用户的谐波电能相对独立, 和其他用户无太多关系, 仅与供电网络、谐波源自身性质相关。因此, 本文以系统谐波源用户唯一为系统假定现实, 在用户接入前, 谐波源的供电母线电压应为标准正弦波, 图1、图2为供电系统和其等值图。图中, 电网向谐波源用户供给的功率为P, 实际的谐波源用户的有功功率消耗为P1, 谐波有功功率的转化耗费的基波有功功率为P2。那么, P=P1+P2为电网向谐波源用户供给的基波总有功功率, 另外, 将P2转化为Ph注入电网。设定流入母线的功率为“﹣”, 流出母线为“﹢”。母线接受谐波源电流, 电网等值阻抗为负载, 流入母线的功率即为负。P1+P2+Ph为总的谐波源负荷功率, 值小于P1+P2。因电网会受到Ph谐波功率损害, 因此, 在电网受到谐波源用户污染时, 电量也可能被少计。
式中, 电网受谐波源的h次谐波电流注入为Ih, 母线上的谐波源出现的h次相电压 (谐波电压) 为Uh, 公用电网与谐波源用户相连接位置的谐波等值电阻为Th, 谐波电流与谐波电压的夹角为φn, 取值为90°-180°。
1.2 非谐波源用户功率分析
因为存在母线谐波电压, 那么P1+Ph为非谐波源用户功率, 且。。
可见, 非谐波源用户因谐波污染, 加上P1与Ph方向相同, 电量可能多计。计量问题的出现在于存在谐波功率, 若治理谐波源用户的谐波, 阻止谐波电流向电网注入, 那么Ph=0。从而实现电网电能不受用户的污染, 也保证电能正常计量。
2 估算谐波功率
电网接收的用户谐波电流准入未被治理、合格的谐波电压含有率、合格总畸变率为估算谐波功率的前提。本文允许总畸变适度超标、谐波电压含有率符合国标上限。
2.1 估算谐波源负荷谐波的有功功率
本文以交流电弧炉负荷、三相整流负荷为讨论对象 (二者具体数据见表1, 谐波次数为h, 最大谐波含有率为, 谐波含有率为γh) 。
假设0.25-0.5为系统负载时等效阻抗的基波功率因数, 为谐波电阻, 工频电阻为R1, 那么可参照下式计算h次的谐波功率因数。
同时, Ih=HRIh·I1;Uh=U1/·HRUh。
h次的谐波源负荷基波功率因数与谐波分别是cosφn=λh与cosβ=λβ, h次的公共连接点谐波允许电压含有率为HRUh, h次的谐波用户电流含有率为HRIh。
2.2 估算线性用户功率因谐波引起的增加值
因为旋转电机负荷促内在相对速度超过同步转速, 所以, 可将转子看做为相对静止模式, 同转子堵转的工况雷同。此时漏抗为电动机主要参数, 设6倍额定电流是启动电动机电流, 那么X=U1/6I1为其基波漏抗。
5次与7次为主要母线谐波电压, 同时可实现3.2%的谐波电压标准含有率, λβ=0.85, 最大的谐波有功应在0.25%的基波有功范围, 其实, λh=cosφn<0.2, 那么, 谐波有功<5%的基波有功。
3 电能计量受电能计量装置的影响
某省通过测试区域内的三相四线电子式的电能表 (全波表与基波表) 。实验发现, 基波表仅对50Hz的基波电能计量, 排除谐波电能;而全波表则对谐波电能完全计量与基波电能部分计量, 谐波电能与基波电能数之和为电能表的显示数。
4 结语
无论是供电单位还是用户, 都要遵守国家谐波标准, 维护自身权益。因为, 若供电单位提供伪劣电能, 电能计量技术无误, 利益也难以保护。因谐波电能影响电能, 进而出现计量误差, 那么电表应尽量不受谐波电能干扰。
摘要：电能的准确计量受谐波的影响。因电网存在谐波, 电流与电压出现畸变。但非线性电磁元件构成感应式电能表, 磁通不会随之线性变动, 也就是说, 只有在频率相同的感应式电能表中, 电流、电压引起的磁通作用方可引起转矩, 电磁元件因畸变波形流通, 磁通却保持独立, 平均功率与转矩无法实现正比变化而出现误差, 无法实现精确电能表。
关键词：电力谐波,电能计量,影响分析
参考文献
[1]郭欣.解析电力谐波对电能计量影响[J].科技创新与应用, 2014, (3) :154-154.
[2]魏方兴.刍议电力谐波对电能计量影响[J].中华民居, 2013, (33) :158.
[3]刘座铭, 吕项羽, 常学飞等.电力谐波对电能计量的影响及治理措施[J].吉林电力, 2013, 41 (2) :32-34.