ANALIZA MERILNEGA SISTEMA ZA MERJENJE · PDF fileANALIZA MERILNEGA SISTEMA ZA MERJENJE ELEKTRI ... elektroenergetskih procesov predstavljali tudi merjenje, obdelava in nadaljnja analiza

SEBASTJAN KRISTAN

ANALIZA MERILNEGA SISTEMA ZA

MERJENJE ELEKTRIČNE ENERGIJE

Velenje, september 2012

I

Diplomsko delo visokošolskega strokovnega

študijskega programa 1. stopnje

ANALIZA MERILNEGA SISTEMA ZA MERJENJE

ELEKTRIČNE ENERGIJE

Študent: Sebastjan Kristan

Študijski program: Visokošolski strokovni študijski program 1. stopnje Energetika

Mentor: doc. dr. Peter Virtič

Lektorica: Urška Stani

Velenje, september 2012

II

III

ZAHVALA

Zahvaljujem se mentorju dr. Petru Virtiču za pomoč in vodenje pri opravljanju diplomskega dela.

Prav tako se zahvaljujem strokovnemu sodelavcu podjetja Petrol Energetika g. Janezu Tomšiču ter ostalim sodelavcem za svetovanje pri pisanju diplomske naloge.

Posebna zahvala velja vsem domačim, ki so me podpirali pri študiju.

IV

ANALIZA MERILNEGA SISTEMA ZA MERJENJE ELEKTRIČNE ENERGIJE

Ključne besede: električna energija, merilni instrumenti, digitalni prenos podatkov, napredni sistemi merjenja

UDK: 621.317.7:681.518.3(043.2)

Povzetek

Diplomsko delo obravnava meritve električne energije, ki morajo zagotavljati čim bolj

točne merilne rezultate. V razvoju sodobne elektrotehnike se je sistem posodobil iz

indukcijskih merilnikov električne energije v pametne elektronske merilnike električne

energije. Cilj diplomskega dela je ugotoviti prednosti »pametnega« elektronskega števca in

spoznati njegove prednosti za analizo končnih podatkov ter uporabnost izmerjenih

podatkov za analizo elektroenergetskega sistema.

V

ANALYSIS OF ELECTRICAL ENERGY MEASUREMENT SYSTEM

Keywords: electrical energy, measurement equipment, digital data transmission, advanced metering

UDK: 621.317.7:681.518.3(043.2)

Abstract

Diploma thesis deals with measurements of electrical energy, which should provide the

most accurate measurement results. In the development of measurement system the system

was updated from induction electrical energy meters into smart electronic electrical

energy meters. The aim of the thesis is to determine the benefits of »smart« electronic

counter and realize its advantages for the analysis of the final data and the usefulness of

measured data for the analysis of power system.

VI

VSEBINA

1 UVOD ............................................................................................................................ 1

1.1 Opis podjetja Petrol Energetika, d. o. o. ................................................................. 1

2 ELEKTRIČNA OBREMENITEV .............................................................................. 3

2.1 Podatki pri obremenitvah v distribucijskih omrežjih .............................................. 4

2.1.1 Delovna moč, jalova moč, navidezna moč ...................................................... 4

2.2 Merjenje delovne moči v trifaznih sistemih ........................................................... 8

2.3 Merjenje jalove moči v trifaznih sistemih ............................................................. 10

3 IZGUBE V ELEKTROENERGETSKEM SISTEMU ........................................... 14

3.1 Izgube v vodih ....................................................................................................... 14

3.2 Izgube v transformatorju ...................................................................................... 14

3.3 Izgube v železnem jedru ....................................................................................... 17

3.4 Izgube v navitjih transformatorja ......................................................................... 20

4 METODOLOGIJA ZA OBRAČUNAVANJE OMREŽNINE .............................. 21

4.1 Obračunavanje omrežnine .................................................................................... 21

5 SISTEMI NAPREDNEGA MERJENJA ................................................................. 23

5.1 Uvajanje sistemov naprednega merjenja ............................................................. 24

5.2 Upravljanje s podatki ............................................................................................ 25

6 MERJENJE ELEKTRIČNE ENERGIJE ............................................................... 26

6.1 Daljinski prenos podatkov..................................................................................... 26

6.1.1 Lokalni prikaz obračunanih vrednosti ........................................................... 27

6.1.2 Sistem za zajemanje merilnih podatkov ........................................................ 29

6.1.3 Program za zajemanje merilnih podatkov ..................................................... 29

6.2 Orodja za obdelavo in posredovanje podatkov .................................................... 30

6.2.1 Uporaba programskega paketa SovaView .................................................... 31

6.2.2 Uporaba programa CTP ................................................................................. 33

6.2.3 Internetni portal Petrol Energetika ............................................................... 36

7 ANALIZA SPREMLJANJA PRETOKOV ELEKTRIČNE ENERGIJE ............ 38

7.1.1 Shema elektroenergetskega sistema Petrol Energetika ............................... 40

7.1.2 Potek meritve na odcepu 20 kV .................................................................... 43

7.2 Grafična analiza pretokov električne energije ...................................................... 45

VII

8 SKLEP ......................................................................................................................... 50

9 VIRI IN LITERATURA ............................................................................................ 51

10 PRILOGE .................................................................................................................... 52

10.1 Seznam tabel ......................................................................................................... 52

10.2 Seznam slik ............................................................................................................ 52

10.3 Izjava o istovetnosti tiskane in elektronske verzije diplomskega dela in objavi

osebnih podatkov avtorja ................................................................................................ 53

VIII

UPORABLJENI SIMBOLI

U – električna napetost

I – električni tok

u(t) – trenutna napetost

i(t) – trenutni tok

P – delovna moč

Q – jalova moč

S – navidezna moč

p(t) – trenutna delovna moč

q(t) – trenutna jalova moč

s(t) – trenutna navidezna moč

f – frekvenca

ω – krožna frekvenca

φ – fazni kot

B – gostota magnetnega polja

i(t) – trenutni tok

IX

UPORABLJENE KRATICE

EES – elektroenergetski sistem

VN – visoka napetost

SN – srednja napetost

NN – nizka napetost

CTP – centralna transformatorska postaja

RTP – razdelilna transformatorska postaja

RP – razdelilna postaja

TP – transformatorska postaja

VT – visoka tarifa

KT – konična tarifa

MT – manjša tarifa

VS – višja sezona

NS – nižja sezona

DP – digitalni prenos

SDPP – sistem digitalnega prenosa podatkov

V/I – vhodno-izhodna enota

SCADA – Supervisory Control And Data Acquisition

Profibus – Process Field Bus

RS232 – serijska vrata

MySQL – sistem za upravljanje s podatkovnimi bazami

WAP – Wireless Application Protocol

WEP – Wired Equivalent Privacy

GPS – sistem globalnega določanja lege

NTP – Network Time protokol

MS – Microsoft sistem

UHP – elektroobločna peč visoke moči

Univerza v Mariboru – Fakulteta za energetiko

1

1 UVOD

Z odpiranjem elektroenergetskega trga so se pojavile zahteve odjemalcev električne energije po izboljšani kvaliteti električne energije ter večji potrebi po obdelavi podatkov o porabi le-te. V ta namen morajo vsa distribucijska podjetja prenoviti informacijski sistem, ki bo sledil novim trendom s področja zajemanja, obdelave in prenosa podatkov.

Poleg vzdrževanja in novogradenj bodo eno od pomembnejših področij optimizacije elektroenergetskih procesov predstavljali tudi merjenje, obdelava in nadaljnja analiza pridobljenih podatkov v povezavi s trgom električne energije.

S prihodom elektronskih števcev električne energije so distribucijska podjetja začela z aktivnostmi, katerih cilj je bil indukcijske števce električne energije zamenjati z elektronskimi števci, ki prinašajo veliko novosti v zajemanju merilnih podatkov. Cilj distribucijskih podjetij je zato zgraditi sodoben in fleksibilen sistem, ki bo služil udeležencem na trgu in optimizaciji merilnih sistemov.

V diplomski nalogi bom opisal sistem naprednega merjenja električne energije, kjer bom obravnaval celoten sklop merjenja od fizičnih meritev in priklopa elektronskih števcev električne energije do končnega zajemanja podatkov in obdelave v digitalni obliki. Opisan sistem zajemanja podatkov bo temeljil na podjetju Petrol Energetika in njegovem arhitekturnem zajemanju podatkov in analizi meritev.

Kot uporabnost merilnih podatkov glede na prejšnji sistem lahko rečemo, da zdaj naredimo natančnejšo analizo pretokov električne energije in s tem tudi natančno ugotovimo, kje se nam izgublja energija oziroma je nastal izpad elektronskega števca.

1.1 Opis podjetja Petrol Energetika, d. o. o.

Podjetje Energetika Ravne je bilo ustanovljeno leta 1993 in se je ukvarjalo z oskrbo jeklarskih porabnikov z vsemi vrstami energije. V letu 2002 se je uspešno zaključil proces lastninskega preoblikovanja z odkupom 80 % lastniškega deleža s strani novega lastnika Petrol, d. d. V začetku leta 2003 je bila izvedena pripojitev družbe Petrol Energetika Štore,


2

d. o. o., k družbi Petrol Energetika Ravne, d. o. o., in nastalo je podjetje Petrol Energetika, proizvodnja in distribucija energetskih medijev, d. o. o. Do konca leta 2007 se je lastniški delež družbe Petrol, d. d., Ljubljana z dokapitalizacijo z denarnim in stvarnim vložkom povečal na 99,33 odstotkov. Preostalih 0,67 odstotkov družbe je v lasti Železarja Štore, d. p., delniške družbe pooblaščenke, d. d.

Aprila 2009 je bila izvedena pripojitev družbe Petrol Toplarna Hrastnik, d. o. o., ki je v okviru Petrola Energetike postala Poslovna enota Hrastnik.

Dejavnost podjetja temelji na pridobljenih desetih licencah za opravljanje naslednjih energetskih dejavnosti:

• proizvodnja električne energije v termoelektrarnah nad 1 MW, razen v jedrskih elektrarnah

• proizvodnja toplote za daljinsko ogrevanje nad 1 MW • dejavnost sistemskega operaterja distribucijskega omrežja električne energije • dejavnost sistemskega operaterja omrežja zemeljskega plina • dobava zemeljskega plina odjemalcem, ki niso upravičeni odjemalci • skladiščenje v skladiščih tekočih goriv z zmogljivostjo nad 25 t in trdnih goriv z

zmogljivostjo nad 1000 t • distribucija toplote za daljinsko ogrevanje • dobava, trgovanje, zastopanje in posredovanje na trgu z električno energijo • dobava, trgovanje, zastopanje in posredovanje na trgu z zemeljskim plinom • proizvodnja, trgovanje in distribucija tekočih goriv

in na pridobljenih koncesijah za izvajanje gospodarskih javnih služb:

• distribucije zemeljskega plina in distribucije toplotne energije v občini Ravne na Koroškem in

• distribucije zemeljskega plina v občinah Mežica, Prevalje in Dravograd


3

2 ELEKTRIČNA OBREMENITEV

Podatke o električni obremenitvi električne energije dobimo na različnih nivojih in mestih elektroenergetskega sistema. Na sliki 2.1 je prikazan elektroenergetski sistem, kjer so z '?' označena mesta meritev. Več meritev nam podaja natančnejšo analizo pretokov moči in porabe električne energije v elektroenergetskem sistemu [3].

Za določanje porabe merimo naslednje veličine:

− napetost − tok − moč

Merimo na različnih lokacijah, kot so:

− razdelilna transformatorska postaja (RTP) − razdelilne postaje (RP) − SN in NN strani odjemalcev

Slika 2.1: Prikaz meritev od proizvodnje do porabnika [3]


4

Meritve v VN in SN omrežju se v glavnem uporabljajo za analize pretokov moči, oceno obremenitev daljnovodov ter določanje izgub. Končna energija se meri pri končnih odjemalcih na SN nivoju ali na NN nivoju s števci električne energije. Te meritve so končne in nam povedo, koliko energije je končni odjemalec porabil.

Meritve na močnostnih transformatorjih VN/SN se uporabljajo za določanje izgub v prenosnem sistemu. Del meritev na 110 kV sistemu predstavlja kontrolo meritev za dobavo električne energije v določeno centralno transformatorsko postajo. Na srednjenapetostnem SN omrežju, kamor so priključeni odjemalci, merimo s števci električne energije. Na SN omrežju prav tako merimo delovno in jalovo energijo. Obremenitev v VN/SN neprestano merimo in analiziramo, saj, kjer imamo velike porabnike, ne moremo določiti ali oceniti električne obremenitve v danem trenutku.

2.1 Podatki pri obremenitvah v distribucijskih omrežjih

Podatke o obremenitvah dobivamo iz različnih lokacij in različnih oblik. Vse podatke moramo pretvoriti tako, da jih lahko računalniško obdelamo. Nekateri podatki se lahko na določeno obdobje periodično ponavljajo.

Najpomembnejši podatki o obremenitvah so:

- lokacija merjenja (NN omrežje, SN omrežje,VN omrežje) - tip odjemalca (industrija, trgovine, gospodinjski odjem, javne službe) - čas (letni čas, mesec, dan v tednu, ura v dnevu) - merska enota (V, A, kVA, kW, cosφ) - časovni interval (15 min., 30 min., 60 min., 24 ur, mesec, leto)

2.1.1 Delovna moč, jalova moč, navidezna moč

Moč je fizikalna količina, ki je kvocient opravljenega električnega dela in časa t. Pri izmeničnem električnem toku je treba upoštevati, da tok in napetost praviloma nista v fazi.

Potek trenutne moči, kjer je napetost ( )m sin ,u U tω= tok pa zamaknjen za poljubni kot

( )m sin ,i I tω ϕ= − izračunamo po enačbi (2.1):


5

(2.1)

kjer je:

p(t) – trenutna vrednost moči

u(t) – trenutna vrednost napetosti

i(t) – trenutna vrednost toka

Um – maksimalna vrednost napetosti

Im – maksimalna vrednost toka


φ – kot zasuka

Z uporabo zveze ( ) ( ) ( ) ( )( )1

sin sin cos cos2

α β α β α β⋅ = − − + zapišemo moč kot

(2.2)

kjer je:

p(t) – trenutna moč

Um – maksimalna napetost

Im – maksimalni tok


φ – kot zasuka

( ) ( ) ( ) ( ) ( ) [ ]m msin sin Wp t u t i t U t I tω ω ϕ= ⋅ = ⋅ −

( ) ( ) ( )( )m m cos cos 22

U Ip t tϕ ω ϕ

⋅= − −


6

[ ]m m VA2

I US

⋅=

Vidimo, da lahko trenutno moč opišemo kot vsoto komponent moči, enosmerne in izmenične, ki niha z dvojno frekvenco. Delovna moč je torej enaka povprečju trenutne moči skozi periodo, ki je enaka enosmerni komponenti moči. Torej je delovna moč določena kot povprečna moč.

(2.3)

kjer je:

P – delovna moč

Uef – efektivna vrednost napetosti

Ief – efektivna vrednost toka



φ – kot zasuka

( )cos ϕ imenujemo faktor delavnosti ali faktor moči. Faktor delavnosti je merilo za

učinkovitost električnega sistema in je razmerje med delovno in navidezno močjo.

Navidezna moč – S

Navidezna moč je produkt toka in napetosti na bremenu, ki ga sestavljata ohmska in reaktivna komponenta. Navidezna moč je vektorska vsota delovne in jalove moči. Trenutna moč niha z dvojno frekvenco okoli vrednosti povprečne moči. Navidezna moč je običajno tista, ki nam pove, koliko smemo obremenjevati napravo.

(2.4)

kjer je:

S – navidezna moč



( ) ( ) [ ]m mef efcos cos W

2

U IP U Iϕ ϕ

⋅= = ⋅ ⋅


7

Jalova moč – Q

Jalova moč je tista moč, ki jo uporabljajo reaktivne komponente (tuljave, kondenzatorji) za ustvaritev magnetnega polja ali električnega naboja. Nihanje moči okoli enosmerne

komponente lahko razstavimo z zvezo: ( ) ( ) ( ) ( ) ( )cos cos cos sin sinα β α β α β− = ⋅ + ⋅ .

Dobimo ( ) ( ) ( ) ( ) ( )cos 2 cos 2 cos sin 2 sint t tω ϕ ω ϕ ω ϕ− = ⋅ + ⋅ .

Ob vstavitvi tega člena v enačbo (2.2) dobimo:

(2.5)

kjer je:

p(t) – trenutna moč




φ – kot zasuka

Prvi člen v oklepaju predstavlja nihanje moči okoli povprečne (delovne) moči, drugi člen pa nihanje okoli ničle. Jalova moč je enaka amplitudi drugega člena:

(2.6)

Očitno je, da velja:

(2.7)

( ) ( ) ( )( ) ( ) ( )( )m m cos 1 cos sin sin2

U Ip t t tϕ ω ϕ ω

⋅= − −

( ) [ ]m m sin var2

U IQ ϕ=

[ ]2 2 2 VAS P Q= +


8

Kar običajno prikažemo s pravokotnim trikotnikom s stranicami P, Q, S.

Slika 2.2: Kazalčni diagram P, Q, S

2.2 Merjenje delovne moči v trifaznih sistemih

V trifaznih sistemih s tremi fazami in nevtralnim vodnikom je obremenitev v posameznih fazah najpogosteje različna. Zato v takšnem primeru uporabimo metodo s tremi vatmetri, pri čemer so tokovne veje instrumentov vključene v fazne vodnike in ustrezne fazne napetosti. Vatmeter meri delovno moč svoje faze. Vsota vseh treh vatmetrov pa je skupna delovna moč trifaznega sistema. Ko je sistem simetričen, lahko merimo samo v eni fazi in je tedaj moč ene faze pomnožena s številom faz, torej 3.

(2.8)

kjer je:

P – skupna moč

PW1 – delovna moč prve faze

PW2 – delovna moč druge faze

PW3 – delovna moč tretje faze

P

Q

S

φ

W1 W2 W3 [W]P P P P= + +


9

Slika 2.3: Vezje za merjenje moči s tremi W-metri [1]

Vezavo s tremi vatmetri lahko uporabimo tudi v sistemu brez nevtralnega vodnika, vendar je potrebno narediti dodatno vezavo za umetno ničlišče.

V sistemih s tremi fazami brez nevtralnega vodnika pa lahko uporabimo vezavo z dvema vatmetroma oziroma Aronovo vezavo. Pri tem ni pomembno, ali je porabnik simetričen ali nesimetričen.

Slika 2.4: Aronova vezava [1]

Skupna delovna moč je seštevek moči prvega in drugega vatmetra, razen v posebnih primerih.


10

V teh primerih praktično postopamo tako, da rezultata obeh vatmetrov, če kažeta pozitivno, seštejemo. Če eden od vatmetrov pokaže negativno, pomeni, da je φ > 60 °. Pri kazalčnih instrumentih zamenjamo napetostne sponke in njihovo kazanje odštejemo od drugega vatmetra. Pri digitalnih instrumentih je predznak izpisan na številčnici.

Načini izračuna celotne delovne moči P:

Tabela 2.1: Izračun celotne delovne moči [1]

R – L porabnik R – C porabnik φ < 60 ° P = PW1 + PW2 P = PW1 + PW2 φ = 60 ° P = PW2 ( PW1 = 0) P = PW1(PW2 = 0) φ > 60 ° P = PW2 – PW1 P = PW1 – PW2

Iz tega lahko ugotovimo, da merilna negotovost moči P narašča pri porabnikih, ki so pretežno jalovi.

2.3 Merjenje jalove moči v trifaznih sistemih

Jalovo moč lahko v trifaznem sistemu merimo s tremi vatmetri tako, da njihove napetostne veje priklopimo na ustrezne medfazne napetosti.

Za jalovo moč v eni fazi velja izraz:

(2.9)

kjer je:

U – fazna napetost

I – linijski tok te faze

φ – fazni kot med fazno napetostjo in linijskim tokom te faze

Če napetostno vejo vatmetra priključimo na napetost, ki je za 90 ° premaknjena proti fazni napetosti, bo rezultat kazanja jalova moč.

( )ϕϕ −°⋅⋅=⋅⋅= 90cossin IUIUQ


11

( ) [ ]W1 W2 W2

1var

3Q P P P= + +

Slika 2.5: Kazalčni diagram [1]

Medfazna napetost je 3 krat večja od fazne. Zato rezultat kazanja vatmetra delimo s

faktorjem 3 .

(2.10)

kjer je:

Q1 – jalova moč prve faze


Jalova moč trifaznega bremena:

(2.11)

kjer je:

Q – jalova moč


PW2 – delovna moč druge faze

PW3 – delovna moč tretje faze

Primer vezave vatmetrov za merjenje jalove moči prikazuje slika 2.6.

1 W1

1[var]

3Q P=


12

Slika 2.6: Merjenje jalove moči s tremi W-metri [1]

Z merjenjem jalove moči v trifaznih sistemih z Aronovo vezavo lahko prav tako izmerimo jalovo moč Q in impedanco porabnika Z.

Jalova moč simetričnega porabnika je v tem primeru:

(2.12)

kjer je:

Q – jalova moč sistema

U – medfazna napetost sistema

I – linijski tok sistema

( )123

3

sin3

PPQ

PQ

IUQ

−⋅=

∆⋅=

⋅⋅⋅= ϕ


13

Pri merjenju jalove moči pride pri φ > 60 ° do spremembe predznaka kazanja enega vatmetra, kar je odvisno od porabnika.

Naslednja tabela prikazuje izračun jalove moči:

Tabela 2.2: Izračun jalove moči [1]

R – L porabnik R – C porabnik

φ < 60 ° ( )123 PPQ −⋅= ( )213 PPQ −⋅=

φ = 60 ° 23 PQ ⋅= 13 PQ ⋅=

φ > 60 ° ( )123 PPQ +⋅= ( )213 PPQ +⋅=


14

3 IZGUBE V ELEKTROENERGETSKEM SISTEMU

V vodih in transformatorjih, po katerih teče električni tok, se vedno izgublja energija v obliki toplote. Stroški za vsak element omrežja se delijo na stalne (investicija) in gibljive letne stroške (energetske izgube), zato morajo biti omrežja dimenzionirana tako, da so skupni letni stroški za vsak element in za celotno omrežje čim manjši.

3.1 Izgube v vodih

Vodnik v trifaznem, simetrično obremenjenem vodu ima ohmsko upornost R in po njem teče električni tok I. Izgube v trifaznem vodu torej znašajo:

(3.1)

kjer je:

P∆ – izgube v vodih

I – fazni tok

R – ohmska upornost vodnika

Upoštevali smo samo breme na koncu voda. V omrežju pa se bremena pojavljajo tudi vzdolž vodov. V takih primerih moramo sešteti izgube, ki se pojavijo v posameznih odsekih, ob znanih delovnih in jalovih močeh.

3.2 Izgube v transformatorju

Transformatorji so eden glavnih sestavnih delov distribucijskega omrežja. Pod pojmom izgube v transformatorju imamo v mislih energijo, ki nastane v transformatorju pri njegovem delovanju. Ta energija se pretvori v toploto, zaradi česar se transformator segreva.

[ ]23 WP I R∆ = ⋅ ⋅


15

[ ]i Cu mag dod WP P P P= + +

Izgube delimo na:

• izgube v železnem jedru transformatorja, to so izgube zaradi magnetenja v železnem jedru in so zajete v izgubah prostega teka;

• izgube v navitjih transformatorja, ki so zajete v kratkostičnih izgubah.

Slika 3.1: Energijska bilanca transformatorja [6]

Skupne izgube so:

(3.2)

kjer je:

Pi – skupne izgube

PCu – izgube v vodnikih

Pmag – izgube magnetenja v železu

Pdod – dodatne izgube

Veliko lastnosti transformatorjev ugotovimo s preizkusom prostega teka in s preizkusom kratkega stika transformatorja.


16

Preizkus prostega teka

Moč, ki jo izmerimo z W-metrom pri preizkusu prostega teka, definiramo kot izgube v železu.

Razlogi za to so naslednji:

• v sekundarnem navitju ni toka, zato v tem navitju ni izgub; • v primarnem navitju je tok I10, ki pri energetskih transformatorjih znaša manj kot 1

% nazivnega toka. Če upoštevamo to dejstvo, vidimo, da primarno navitje ni obremenjeno;

• jedro je polno obremenjeno, saj je v njem magnetni pretok v celoti, zato v jedru nastopajo histerezne in vrtinčne izgube.

Slika 3.2: Vezava za preizkus prostega teka transformatorja [6]

Preizkus kratkega stika

Moč, ki jo izmerimo z W-metrom, pripišemo, zaradi upornosti tuljav, izgubam v bakru. Razlogi so naslednji:

• v jedru je magnetno polje majhno, saj je kratkostična napetost Uk majhna; • v primarnem in sekundarnem navitju je nazivni tok in zaradi tega se tvorijo izgube.

Slika 3.3: Vezava za preizkus kratkega stika transformatorja [6]


17

Dodatne izgube se pojavijo v transformatorju v konstrukcijskih delih in sicer kot vrtinčne izgube oziroma histerezne izgube v mehkem železu. Pri večjih transformatorjih se pojavijo izgube zaradi vrtinčnih tokov v masivnih vodnikih, ki so odvisne od toka obremenitve in so zajete v izgubah kratkega stika Pk.

»Dodatne izgube delimo: na tiste v železu – odvisne od napetosti, ki so zajete v izgubah prostega teka 0 ,P in tiste v vodnikih – odvisne od toka obremenitve (izgube vrtinčnih

tokov v masivnih vodnikih pri transformatorjih večjih moči) in so zajete v izgubah kratkega stika kP [5].«

Izgube pri nazivni obremenitvi zapišemo:

(3.3)

kjer je:

Pi – skupne izgube

P0 – izgube preizkusa prostega teka

Pk – izgube preizkusa kratkega stika

3.3 Izgube v železnem jedru

Zaradi spremembe magnetnega polja nastajajo pri izmeničnem magnetenju izgube v železnem jedru. Le-te delimo na:

• histerezne izgube – izgube zaradi premagnetenja • vrtinčne izgube – izgube zaradi vrtinčnih tokov

[ ]i 0 k WP P P= +


18

Histerezne izgube

Nastanejo zaradi izmeničnega magnetenja polja na magnete v železu. S spremembo polaritete sledijo spremembi izmeničnega magnetnega polja – toplotne izgube. Proizvajalci podajajo podatek o specifičnih izgubah. Izgube izračunamo po naslednji formuli:

(3.4)

kjer je:

PH – histerezne izgube

kH – specifične histerezne izgube

x – eksponent v mejah 1,6 do 2,6


Površina histerezne zanke, frekvenca in masa so sorazmerne z močjo izgub v železu. Zmanjšanje izgub v železu lahko dosežemo z zmanjšanjem površine histerezne zanke, vendar nanj nimamo vpliva, lahko pa izberemo material z boljšimi lastnostmi histereze.

Slika 3.4: Površina histerezne zanke [6]

B

H

xH H Fe50

fP k B m= ⋅ ⋅ ⋅


19

Vrtinčne izgube

Nastanejo zaradi delovanja spreminjajočega magnetnega polja na železne dele transformatorja. Spreminjajoče magnetno polje inducira napetost v železnem jedru, ki požene skozi železne dele tok. Tok, ki teče po železnem jedru, povzroči segrevanje železnega jedra. Inducirana napetost je proporcionalna frekvenci in gostoti magnetnega pretoka. Vrtinčne izgube izračunamo po enačbi:

(3.5)

kjer je:

Pv – vrtinčne izgube

kv – specifične vrtinčne izgube

mFe – masa železnega jedra


Izgube zmanjšamo tako, da zmanjšamo napetosti, ki poganjajo vrtinčne tokove. Ukrep za zmanjšanje vrtinčnih izgub je lameliranje feromagnetnega jedra.

Tehnološka obdelava

K zmanjšanju izgub pripomore tudi tehnološka obdelava. Paziti je treba na iglavost, ki mora biti minimalna. Pločevine ne smemo upogibati oziroma mehansko poškodovati. Mehanske poškodbe poškodujejo notranjo strukturo materiala, kar nam poslabša magnetne lastnosti, in zaradi njih lahko pride do sklenitve vrtinčnih tokov preko lamel, kar nam poveča izgube.

22

V V Fe50

fP k B m

= ⋅ ⋅ ⋅


20

3.4 Izgube v navitjih transformatorja

Izgube v navitju transformatorja imenujemo izgube v bakru, saj so vodniki bakreni. Pod pojmom izgube v bakru, razumemo izgube, ki so odvisne od tokov v navitju transformatorja. Izgube v navitju delimo na:

• segrevanje transformatorja, kar povzroči dodatne stroške za hlajenje; • izgubo energije.

Pri projektiranju transformatorja z dvema navitjema izračunamo izgube v bakru po formuli:

(3.6)

kjer je:

PCu – izgube v navitju

I1 – tok primarnega navitja transformatorja

R1 – upornost primarnega navitja

I2 – tok sekundarnega navitja transformatorja

R2 – upornost sekundarnega navitja

Izgube v navitjih zmanjšamo s prepletanjem vodnikov tako, da magnetno polje vstopa skozi njihovo ožjo dimenzijo.

2 2cu 1 1 2 2P I R I R= ⋅ + ⋅


21

4 METODOLOGIJA ZA OBRAČUNAVANJE OMREŽNINE

Metodologija za obračunavanje omrežnine zagotavlja porazdelitev stroškov, ki se pokrivajo iz omrežnine, na posamezne odjemne skupine. Za razdelitev stroškov po napetostnih nivojih se uporablja bruto pristop za prenosno in distribucijsko omrežje. Upošteva se načrtovane stroške sistemskega operaterja omrežja. Končni odjemalec, priključen na SN in NN, krije tudi sorazmerni delež upravičenih stroškov višjih napetostnih nivojev.

Za pokrivanje stroškov distribucijskega in prenosnega omrežja, ki se pokrivajo iz omrežnine, so določene tarifne postavke za obračunavanje:

• omrežnine za prenosno omrežje • omrežnine za distribucijsko omrežje • omrežnine za sistemske storitve • omrežnine za posebno sistemsko storitev • omrežnine za priključeno moč

4.1 Obračunavanje omrežnine

Pri obračunavanju sistemski operater upošteva uvrstitev končnega odjemalca v odjemno skupino, ločeno za vsako prevzemno mesto. Sistemski operater uvrsti končnega odjemalca v odjemno skupino in upošteva njegovo uvrstitev glede na napetostni nivo (VN, SN, NN), način priključitve (zbiralke, izvod), režim obratovanja in vrsto odjema.

Sistemski operater obračuna omrežnino na podlagi obračunskih elementov:

• obračunske moči • prevzete električne delovne energije • čezmerno prevzete jalove energije


22

Za uvrščanje končnega odjemalca se uporabljajo naslednji napetostni nivoji:

Tabela 4.1: Napetostni nivoji [2]

Oznaka Okrajšava Nazivna napetost Visoka napetost VN 400 kV, 200 kV, 110 kV Srednja napetost SN 35 kV, 20 kV, 10 kV Nizka napetost NN 400/230 V

Pri končnih odjemalcih, ki so razvrščeni po napetostnih nivojih v odjemne skupine VN, SN, NN, so tarifne predpostavke za del omrežnine za distribucijsko in prenosno omrežje delijo po sezonah.

Po dnevnem času se tarifne postavke za omrežnino za prenosno in distribucijsko omrežje delijo na:

• konične tarifne postavke v času KT (za odjemalce na VN in SN, ki uporabljajo merilne naprave za merjenje 15-minutne konične obremenitve)

• višje dnevne tarifne postavke v času VT • nižje dnevne tarifne postavke v času MT

Višje dnevne tarifne postavke (VT) se obračunavajo od ponedeljka do petka od 6. do 22. ure. V poletnem času, kjer nimajo digitalne prilagoditve na poletni čas, obračunavajo višje dnevne tarife od 7. do 23. ure. Nižje dnevne tarifne postavke (MT) se obračunavajo v preostalem času. Za končne odjemalce na VN in SN, ki uporabljajo merilne naprave za evidentiranje 15-minutne konične obremenitve, veljajo ure KT za čas, ko veljajo konične dnevne tarife.

Ure KT veljajo le ob delavnikih, od ponedeljka do petka, in trajajo:

• v času VS šest ur na dan • v času NS štiri ure na dan

Obračunska moč se ugotavlja mesečno na podlagi konične obremenitve. Pri končnem odjemalcu se z merilno napravo za merjenje in arhiviranje 15-minutne meritve in omogočanje lokalnega prikaza vrednosti, ločenega po tarifnih časih, ugotavlja obračunska moč kot povprečje treh največjih 15-minutnih povprečnih moči v obračunskem obdobju v urah KT. Pri končnem odjemalcu se z merilno napravo, ki meri največjo doseženo 15-minutno povprečno moč v obdobju med dvema odčitavanjema, ločeno za VT in MT, ugotavlja obračunska moč kot največja povprečna 15-minutna moč v času VT obračunskega meseca.


23

5 SISTEMI NAPREDNEGA MERJENJA

Pametno omrežje je omrežje, ki vključuje karakteristike in dejavnosti vseh porabnikov, ki so nanj priključeni, z namenom, da se zagotovijo ekonomska učinkovitost, visoka stopnja kakovosti in zanesljivost oskrbe.

Vzroki za uvajanje pametnega omrežja so:

• znižanje emisij CO2 • izboljšanje energetske učinkovitosti • zmanjšanje izgub v omrežju • onemogočanje kraje električne energije • zmanjšanje konične moči • zmanjšanje stroškov odčitavanja • obračun po opravljeni porabi

Proces merjenja električne energije je sestavljen iz več storitev.

Storitve so:

• inštalacija merilnih naprav • vzdrževanje merilnih naprav • branje merilnega stanja • upravljanje s podatki


24

5.1 Uvajanje sistemov naprednega merjenja

Zakonodaja določa, da država Evropske unije, preden se odloči za uvajanje naprednega merjenja, izvede ekonomsko upravičenost. Ekonomska ocena naj vsebuje vse dolgoročne stroške in koristi za trg in posameznega odjemalca.

Slika 5.1: Koristi sistemov naprednega merjenja [2]

Del takšne ocene je tudi analiza stroškov, ki upošteva ekonomske koristi odjemalcev, ki bodo na koncu plačali stroške uvedbe sistema naprednega merjenja.

Sistem naprednega merjenja bo vplival še na druge procese na trgu z energijo. To so:

• zamenjava dobavitelja • obravnava pritožb odjemalcev • daljinski vklop in izklop odjemalcev • detekcija kraje električne energije • obračun električne energije


25

5.2 Upravljanje s podatki

Sistem naprednega merjenja bo omogočal zajemanje, prenašanje in obdelavo podatkov. Slednji morajo biti na razpolago udeležencem trga, da se lahko izkoristijo vse prednosti naprednega merjenja. Ker je v takšnem sistemu na voljo veliko informacij, moramo podatke sistemsko zaščititi in varovati.

Ustrezno je treba zaščititi naslednja področja naprednega merjenja:

• dostop do podatkov • določitev udeleženca, ki bo upravljal s podatki • določitev nabora merilnih rezultatov • kakovost podatkov • podatkovne storitve na podlagi posameznega udeleženca • pravila izmenjave podatkov • varstvo osebnih podatkov • nadzor nad opremo in meritvami

Slovenski inštitut za standardizacijo SIST definira standardizacijo kot: Standardizacija je dejavnost vzpostavljanja usklajenih pravil in določil za ponavljajočo se uporabo, da se doseže optimalna stopnja urejenosti na danem področju. Dejavnost obsega predvsem procese priprave, izdajanja in uporabe standardov.

Uveljavljanje in uporaba standardov lahko ima v procesu uvajanja in uporabe sistema naprednega merjenja pozitivne učinke za več skupin uporabnikov in tudi koristi za družbo kot celoto:

• standardizacija prispeva k izboljševanju primernosti proizvodov in storitev za njihove predvidene namene;

• standardi zagotavljajo stabilnost; • standardi zagotavljajo, da so izdelki in storitve v skladu s stanjem razvoja na

določenem področju; • standardi omogočajo nepristranskost ter zagotavljajo pravično konkurenco na področju

ponudbe, saj opredeljujejo enaka pravila za vse ponudnike; • standardi omogočajo izboljšane možnosti za tehnično sodelovanje; • standardi v procesu uvajanja sistema naprednega merjenja omogočajo, da se lahko

uporabijo oprema in storitve več med seboj interoperabilnih sistemov, kar povečuje konkurenco, zagotavlja nadgradljivost in zamenljivost ter omejuje tveganje, povezano z izbiro enega samega ponudnika.


26

6 MERJENJE ELEKTRIČNE ENERGIJE

6.1 Daljinski prenos podatkov

Sistem za daljinski prenos podatkov (SDPP) je sestavljen tako, da omogoča daljinsko zajemanje vrednosti procesnih veličin v različnih tehnoloških procesih in prenos teh vrednosti iz tehnološkega procesa do centra sistema za daljinski prenos podatkov oziroma za distribucijo podatkov do lokacij – centrov za nadzor in upravljanje posameznih tehnoloških procesov.

Procesne veličine, ki se daljinsko zajemajo in prenašajo, so lahko vrednosti števcev porabe posameznih energentov.

SDPP omogoča zajem podatkov, ki se bodo uporabili za namen nadzora porabe, optimizacije in periodičnega obračunavanja. Prav tako pa je zajeta tudi določena funkcionalnost v smislu nadzora in v posameznih primerih tudi v smislu upravljanja tehnoloških procesov.

Sistem za daljinski prenos podatkov je razdeljen na tri nivoje:

• nivo 1: lokalni krmilniki in distribuirane V/I enote • nivo 2: glavni območni krmilniki • nivo 3: center sistema za daljinski prenos podatkov

Lokalni krmilniki so v primeru daljinskega zajemanja podatkov namenjeni neposrednemu zajemanju procesnih veličin (merilnih vrednosti, stanj, alarmov), lokalni obdelavi podatkov in posredovanju podatkov do glavnega območnega krmilnika.

Za izvedbo krmiljenja je izbran kompaktni krmilnik SIEMENS SIMATIC S7-200, s katerim bo oprema za krmiljenje unificirana.

Distribuirane V/I enote so namenjene neposrednemu zajemanju procesnih veličin (merilnih vrednosti, stanj, alarmov) in posredovanju podatkov do glavnega območnega krmilnika oziroma lokalnega krmilnika.


27

Za distribuirane V/I enote se uporablja SIEMENS SIMATIC DP (ET 200M). Vhodni in izhodni moduli so enakega tipa S7-300.

Za prenos podatkov med lokalnimi krmilniki oziroma distribuiranimi V/I enotami in glavnim krmilnikom območja se uporablja komunikacijsko vodilo PROFIBUS DP.

Merilniki in merilni pretvorniki

Vrednosti se zajemajo z merilnikov (števcev) ali merilnih pretvornikov, katerih izhod je lahko impulzen ali analogen (0/4…20 mA ali 0…10 V). Impulzni dajalniki so priključeni na ustrezni digitalni vhod modula krmilnika, analogni pa na ustrezni analogni vhod. V primeru merilnega pretvornika z RS232 izhodom se uporabi komunikacijski pretvornik RS232/PROFIBUS DP.

6.1.1 Lokalni prikaz obračunanih vrednosti

Lokalni prikaz električne energije v transformatorskih postajah vršimo z elektronskimi števci za merjenje električne energije proizvajalca Landis+Gyr.

Lokalni prikaz za merjenje električne energije na SN razvodih merimo z elektronskim števcem električne energije Landis+Gyr ZMD 405. Model ZMD je namenjen merjenju industrijskih aplikacij in ima razred točnosti za delovno energijo 0,5; za merjenje jalove energije pa 1. Merimo tudi prejem in oddajo jalove in delovne električne energije.

Slika 6.1: Primer elektronskega števca Landis+Gyr ZMD 405 [12]


28

Lokalni prikaz merjenja električne energije na transformatorjih in na daljnovodu vršimo z merilnikom električne energije Landis+Gyr ZMQ202C. Model ZMQ je profesionalni elektronski števec električne energije razreda točnosti 0,2, namenjen merjenju električne energije v naslednjih aplikacijah:

• proizvodnja električne energije • transformacija električne energije • industrijske aplikacije • v zelo natančnih merilnih aplikacijah

Slika 6.2: Primer elektronskega števca Landis+Gyr ZMQ202C [12]

Za komunikacijo se uporabljajo standardni komunikacijski protokoli. Model ZMD prav tako meri prejem in oddajo električne energije. To se pravi, meri delovno in jalovo moč, koliko je v omrežje odda in koliko sprejme.


29

6.1.2 Sistem za zajemanje merilnih podatkov

Pri zajemanju merilnih podatkov je potreben individualni pristop k vsakemu objektu.

Tak sistem je v grobem sestavljen iz treh delov:

• periferni nivo (merilna oprema, senzorji …) • krmilni nivo (prostoprogramabilni krmilniki, programska oprema na krmilnem

nivoju) • nadzorni nivo (programska oprema tipa SCADA)

Za zajete merilne podatke iz krmilnikov in dodatnega komunikacijskega krmilnika, ki jih predhodno dobimo iz merilnih pretvornikov, se izvede prenos podatkov preko vodila PROFIBUS DP/Ethernet pretvornika in elektrooptičnega pretvornika, ki se nato poveže na optični delilnik.

6.1.3 Program za zajemanje merilnih podatkov

Program deluje, kot proces v ozadju, njegovi glavni funkciji sta zajemanje podatkov iz merilnika in vpis podatkov v podatkovno bazo MySQL. Program ves čas spremlja merilnike, če imajo na voljo nove merilne rezultate. Če merilnik nima podatkov, gre program na naslednji merilnik, ko pa ima merilnik pripravljene rezultate, mu postavi semafor, program pa jih arhivira v podatkovno bazo. Program v bazo vpisuje le surove podatke in ne opravlja nobenih drugih obdelav.

Podatkovni strežnik je zaradi zanesljivosti in robustnosti delovanja izveden z operacijskim sistemom Linux.

Na njem potekajo sledeče aplikacije oziroma servisi:

• aplikacija za zajemanje in prikaz podatkov • X Windows strežnik XFreee86 • relacijska podatkovna baza MySQL • spletni strežnik Apache • WAP/SMS gateway Kannel • poštni strežnik Sendmail • strežnik za sinhronizacijo ure xntpd3


30

6.2 Orodja za obdelavo in posredovanje podatkov

Sistem za obdelavo podatkov mora biti uporabniku na voljo kadarkoli in kjerkoli in seveda mora biti prijazen do njega. V podjetju Petrol Energetika imajo naslednje zahteve za prikaz merilnih rezultatov:

• zajemanje procesnih podatkov iz krmilnikov in shranjevanje le-teh v podatkovno bazo

• prikaz urejenih podatkov preko spletnega brskalnika WEB SCADA • prikaz in spremljanje določenih podatkov preko WAP-WAP SCADA • priprava podatkov za izvoz v druge aplikacije • različne statične obdelave podatkov • pošiljanje SMS sporočil o stanju sistema in alarmiranje • beleženje dogodkov (sledljivost opravil v sistemu)

Za potrebe WAP SCADA sistema bo na strežnik priključen GSM modem, preko katerega se bodo povezovali odjemalci z GSM telefonom. WAP ne zagotavlja ustrezno varne avtentifikacije uporabnika, zato je narejeno varovanje podatkov le na nivoju selektiranja vhodnih klicev – dostop do WAP SCADA sistema je mogoč le iz določenih telefonskih številk.

Strežnik pošilja SMS sporočila preko GSM telefona, ki je priključen preko RS232 vmesnika. V tem primeru je zagotovljena zanesljivost pošiljanja sporočil, zahtevamo pa lahko tudi potrditev prispelosti sporočila.

Na strežnik je preko RS232 vmesnika priključen GPS satelitski sprejemnik, ki omogoča natančno sinhronizacijo časa. Ura bo vedno sinhronizirana. Strežnik omogoča sinhronizacijo ure vseh v sistem priključenih računalniških sistemov – sinhronizacija preko NTP (Network Time protokol).

Ker sistem deluje na operacijskem sistemu Linux, je treba zagotoviti združljivost z MS Windows sistemi, ki se uporabljajo v poslovno-informacijskem sistemu. Združljivost je izvedena na sledeči način:

• dostop do podatkovne zbirke – omogoča prenos podatkov v MS aplikacije, npr. Excel;

• X strežnik za MS Windows omogoča komunikacijo z X strežnikom sistema za vodenje – prenos slike in podatkov iz tipkovnice/miške na MS Windows sistem;

• http dostop do spletnega strežnika sistema (WEB SCADA).


31

6.2.1 Uporaba programskega paketa SovaView

SovaView je programski paket podjetja I. M. inženiring, ki je podjetju Petrol Energetika pripravilo uporabniški vmesnik za obdelavo podatkov v realnem času.

Pri tem uporabniškem vmesniku lahko v vsakem trenutku vidimo dejansko porabo električne energije vseh transformatorjev podjetja Petrol Energetika za območje celotnega napajanja.

Slika 6.3: Pregled podatkov števčnega stanja v realnem času [4]


32

Glede na to, da lahko opazujemo porabo po vsakem odcepu iz transformatorske postaje, imamo možnost tudi grafičnega prikaza za določeno obdobje, ki ga nastavimo. Za vsako obdobje lahko prikazujemo merjeno energijo na odcepu iz centralne postaje. Ker nam števci električne energije merijo delovno in jalovo energijo, lahko prikazujemo obe meritvi.

Slika 6.4: Grafični prikaz števčnega stanja [4]


33

6.2.2 Uporaba programa CTP

Program CTP nam služi za analizo vseh vrednosti, pri katerih lahko spremljamo trenutne in konične vrednosti porabe električne energije. Prav tako lahko v danem trenutku vidimo tudi, kakšne so bile ostale električne veličine, kot so: napetost, tok, delovna moč, jalova moč, konična moč, frekvenca.

Slika 6.5: Prikaz SCADA sistema [4]


34

CTP program ima celoten nadzor nad vključenimi stikali in ločilkami. Sistem se prav tako sproti nadgrajuje z novimi pogoni in komunikacijo, da se bodo lahko izvršili vsi ukazi transformatorskih postaj in krožnih vodov za napajanje iz drugih transformatorskih postaj, če je katera v popravilu ali trenutno nedelujoča. Kjer še ni urejen daljinski vklop, nam program izpiše nedovoljeno stanje, kar prikazuje slika 6.6 z oznako na shemi 'X'.

Slika 6.6: Prikaz vključenih stikal na odcepih [4]


35

Prikazujemo lahko tudi različne tokove, napetosti in moči. S pomočjo tega programa lahko analiziramo izpad ali okvaro na določenem transformatorju ali vodu.

Slika 6.7: Grafični prikaz električnih veličin [4]


36

6.2.3 Internetni portal Petrol Energetika

Omrežni portal Petrol Energetika je dosegljiv na internetnem naslovu http://www.portal.petrol.energetika/portal.html. Na portalu imamo dostop do vseh energentov, ki jih dobavlja in končnemu kupcu prodaja Petrol Energetika.

Na portalu lahko pregledujemo različne diagrame porabe električne energije in različna poročila glede na določeno obdobje – dnevna ali mesečna poročila.

Slika 6.8: Internetni portal [4]


37

Slika 6.9: Mesečno poročilo portala [4]


38

7 ANALIZA SPREMLJANJA PRETOKOV ELEKTRIČNE ENERGIJE

Za kakovostno načrtovanje in optimiranje elektroenergetskega omrežja potrebujemo podatke o pretoku električne energije in časovno dinamiko obremenitve. Sistem nam omogoča optimalno spremljanje pretoka električne energije na vseh napetostnih nivojih.

»Izkušnje implementacije četrturnega spremljanja pretokov električne energije od visokonapetostnega omrežja do končnega uporabnika. Kakovostno spremljanje pretokov v omrežju omogoča obvladovanje obremenitev v omrežju, optimalno načrtovanje obratovanja in možnih lokalnih sezonskih obremenitev omrežja [13].« Na sliki 7.1 je prikazan shematski prikaz distribucijskega omrežja.

Slika 7.1: Shema napetostnih nivojev [13]


39

VN SN NNW W W≈ ≈∑ ∑ ∑

Ko merimo dinamiko obremenitve na vseh napetostnih nivojih distribucijskega omrežja, lahko zapišemo:

(7.1)

VNW∑ – vsota pretokov energij na visokonapetostni strani

SNW∑ – vsota pretokov energij na srednjenapetostni strani

NNW∑ – vsota pretokov energij na nizkonapetostni strani

Vsota posameznih nivojev ni enaka, ker je treba upoštevati izgube na sistemu in napake na merilnem sistemu. Vsota razlike lahko odstopa največ 2 %.


40

7.1.1 Shema elektroenergetskega sistema Petrol Energetika

Slika 7.2: Vezalni načrt odcepov 20 kV v CTP [4]


41

Slika 7.3: Vezalni načrt napajanja v CTP


42

Slika 7.4: Vezalni načrt odcepov 5 kV v CTP


43

7.1.2 Potek meritve na odcepu 20 kV

Slika 7.5: Vezalni načrt priklopa merilnika električne energije ZMD 405 [12]

Meritve na SN omrežju se vršijo s pomočjo tokovnih in napetostnih transformatorjev. Tokovne transformatorje uporabljamo, da zmanjšamo nazivni tok sistema, saj ne moremo direktno meriti nazivnih tokov. Merilniki električne energije imajo nazivni tok 5 A, zato uporabljamo merilne tokovne transformatorje, ki imajo predstavo na 5 A, npr. 100/5 A. Napetostni merilni pretvorniki v SN omrežju omogočajo meritev napetosti, s pomočjo transformacije napetosti z 20 kV na 100 V.

Slika 7.5 prikazuje vezavo meritve električne energije. Meritev napetosti na 20 kV se vrši s pomočjo napetostnih merilnih transformatorjev, ki transformirajo napetost z 20 kV na 100 V. Za meritve tokov uporabljamo tokovne merilne transformatorje v fazi L1 in L3. Tokovne merilne transformatorje moramo uporabljati, ker ne moremo direktno meriti velikih tokov, ki tečejo v sistemu, in ker bi morali biti merilniki električne energije veliko robustnejši. Vsekakor pa pri višjih vrednostih tokov ne gre brez tokovnih merilnih transformatorjev.


44

Slika 7.6: Blok shema digitalnega prenosa podatkov

Merilnik električne energije ima relejski izhod, ki nam daje impulze na določeno porabo. Impulze predhodno določimo s parametriranjem elektronskega merilnika električne energije. Relejski izhod povežemo s krmilnikom Siemens S7 in program shranjuje pridobljene impulze. Te skupke podatkov prenese po optični povezavi v optični usmernik, kjer se opravi sinhronizacija časa ter se vsi podatki prenesejo v podatkovno bazo za nadaljnjo obdelavo samih fizičnih podatkov. Končno obdelavo podatkov nam prikazujeta sliki 7.7 in 7.8.

Slika 7.7: Tabelarični prikaz merilnih rezultatov [4]


45

Slika 7.8: Grafični prikaz merilnih rezultatov [4]

7.2 Grafična analiza pretokov električne energije

Za podrobno analizo uporabimo podatke za krajši časovni interval, ki je v našem primeru en delovni dan, tj. 8. 5. 2012 od 0:00 do 23:45, kjer je izbrano 15-minutno zajemanje električne energije in hkrati največja odstopanja od prave vrednosti. Za lažji prikaz tabel in izračunov smo uporabili samo 15-minutni zajem podatkov za vse SN odcepe v CTP Železarna Ravne na Koroškem.


46

Tabela 7.1: Porabljena energija po SN odcepih [4]

V naslednjem grafu primerjamo razliko dobavljene električne energije in porabo le-te glede na SN razvode v CTP Železarni Ravne na Koroškem. Iz sledečega se opazi, da večino energije porabimo za delovanje UHP peči, ki se uporablja za taljenje jekla. Vzeli smo 96 meritev, kar pomeni, da smo periodično merili vsakih 15-minut. Prav tako je poraba električne energije na SN razvodu do UHP peči vnaprej naročena in tudi časovno usklajena. UHP peč večino časa v letu obratuje, odvisno od sporazuma in proizvodnje, v konični tarifi do vrednosti 45 MW, a če v 15-minutnem intervalu preseže porabo, se mora izklopiti.

Datum in čas 8. 5. 2012 16:30Odcep W [kWh] Skupna moč WSK [kWh]

DV HE Dravograd P 8935DV RTP Ravne P 0

TR VII O 3382TR VI O 0TR V O 0TR IV O 5546

Kovačnica III A 85UHP Peč 4325

Kovačnica III 348TP Nova jek II 23Kovaški stroj 42,5

VPP 2 1273Livarna II 63

TP EPŽ III 692KPTE 0

Valjarna - d II 402Čistilnica 162,5

Valjarna - d I 141TP Kiskiarna 76Mehanična II 134Mehanična I 17

Mehanična III 446TP - energ.odd. + TP st.centrala 458,5

1800 t stiskalnica 20,5TP Odpraševanje 181,5

WTR15

WSN15

WDOV15Dovod v CTP 110 kV 8935

Transformacija 110/20 kV 8928

SN izvodi 8890,5


47

Slika 7.9: Primerjava oddane in prejete električne energije

Iz grafa prejete in oddane električne energije vidimo odstopanje, ki je posledica merilnega sistema in transformacije električne energije od 110 kV na 20 kV. Pri merjenju prihaja do razlike, ker na dovodu v CTP merimo z drugim merilnikom električne energije in zaradi tega pride do različnega merilnega pogreška.

Iz naslednjega grafa lahko vidimo vsoto porabljene energije na vseh transformatorjih in razliko do dobavljene energije.

Slika 7.10: Primerjava med dovodom in transformacijo električne energije

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95

EN

ER

GIJ

A W

[kW

h]

ŠTEVILO MERITEV

PRIMERJAVA PREJETE IN ODDANE ENERGIJE

PREJETA ENERGIJA

ODDANA ENERGIJA

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96

ENER

GIJ

A W

[kW

h]

ŠTEVILO MERITEV

PRIMERJAVA ELEKTRIČNE ENERGIJE MED VN-SN

TR VI O

TR VII O

TR IV O

VSOTA TR

PREJETA ENERGIJA


48

Slika 7.11: Odstopanje električne energije med dovodom in porabo na transformatorjih

Glede na to, da iz grafa prejete in oddane električne energije ni razvidno, kolikšna je napaka pri vsaki meritvi, lahko izrišemo graf z odstotno analizo in tako opazujemo napako v tekoči meritvi.

Slika 7.12: Odstopanje električne energije med dovodom in porabo na odcepih

V grafu vidimo razliko odstopanja v odstotkih med dobljeno električno energijo in porabljeno električno energijo. Glede na to, da smo ugotovili, da med transformacijo

-0,2

-0,1

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95

OD

STO

TEK

[%

]

ŠTEVILO MERITEV

ODSTOPANJE ELEKTRIČNE ENERGIJE MED VN IN TR

-2,5

-2

-1,5

-1

-0,5

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95OD

STO

TEK

[%

]

ŠTEVILO MERITEV

ODSTOPANJE ELEKTRIČNE ENERGIJE MED VN IN SN RAZVODI


49

napetosti iz VN nivoja na SN nivo ne nastane veliko izgub, saj imamo razliko merilne napake med merjenjem na daljnovodu 110 kV in meritvami na sekundariju odstopanja manjša od 0,5 %, se nam tukaj pojavi pogrešek merilne naprave na razvodu SN, ki ima razred točnosti 0,5.


50

8 SKLEP

Merjenje električne energije se je v zadnjih letih močno spremenilo. V preteklosti se je vršilo z indukcijskimi merilniki električne energije, z napredovanjem tehnike in računalništva pa so se uvedli pametni števci – digitalni merilniki električne energije. Digitalni merilniki nam omogočajo prenos podatkov v realnem času, kar v preteklosti ni bilo možno, ker smo morali iti do vsakega merilnika električne energije fizično pogledati stanje le-tega.

S prenosom podatkov do računalniškega omrežja nam je olajšano delo popisa stanja, izboljšana pa je tudi analiza podatkov, saj imamo stanje vsakega števca v vsakem trenutku. Fizični popis števčnega stanja električne energije se danes vrši samo za kontrolo oziroma, če pride do izpada digitalnega prenosa med števcem električne energije in digitalno povezavo.

Pri analizi podatkov, ki sem jo opravil, lahko vidimo, da pride pri transformaciji napetosti z 110 kV na 20 kV, ki je merjena z elektronskim števcem Landis+Gyr ZMQ202C, ki ima razred točnosti 0,2, do odstopanja. Če pogledamo graf, vidimo, da imamo v določenih trenutkih malo večji pogrešek, ki preseže 0,2 %, vendar ne preseže 0,5 %. Zato lahko sklepamo, da je ta izguba električne energije porabljena pri transformaciji električne napetosti, katere večji del se pretvori v toploto – joulske izgube.

Pri meritvah na razvodih SN merimo električno energijo z elektronskim števcem električne energije Landis+Gyr ZMD 405, ki ima razred točnosti 0,5 %. Iz grafa lahko vidimo, da imamo tudi do 2,5 % razlike med dobavljeno in oddano električno energijo po razvodu SN. Določene izgube so vsota merilnih pogreškov obeh merilnikov električne energije ter seveda segrevanja kablovodov in zbiralk. Največji vpliv ima peč za taljenje železa, ki v določenem trenutku porabi veliko električne energije in s tem tudi steče veliki tok, kar posledično segreva vse sklope elektroenergetskega sistema. Iz grafa je tudi razvidno, da je tedaj največje odstopanje med dobljeno in porabljeno močjo.

Sistem bi lahko nagradili s točnejšim merilnikom električne energije na odcepu UHP peči in tako dobili točnejše podatke o električni energiji, vendar bi bilo to, glede na porabo na odcepu UHP peči, ekonomsko neopravičljivo, saj sedanje meritve zadostujejo sodobnim merilnim zahtevam.


51

9 VIRI IN LITERATURA

[1] L. Mikola, B. Gergič, Meritve, zapiski predavanj, FERI, Maribor, 2009

[2] http://www.agen-rs.si/sl/ (Maj 2012-05-18)

[3] www.vtt.fi/inf/pdf/publications/1996/P289.pdf (Maj 2012-05-18)

[4] Interno gradivo Petrol Energetika (Maj 2012-05-18)

[5] I. Zagradišnik, B. Slemnik, Izbrana poglavja iz transformatorjev, skripta, 1. Dopolnjena izdaja, FERI, Maribor, 2007

[6] I. Zagradišnik, B. Slemnik, Električni in elektromehanski pretvorniki, zapiski predavanj, FERI, Maribor, 2008

[7] I. Tičar, T. Zorič, Osnove elektrotehnike, Učbenik, FERI, Maribor,2002

[8] J. Tomšič, J. Bizjak, Parametriranje digitalnih števcev električne energije, interno gradivo Petrol Energetika, Ravne na Koroškem 2007

[9] L. Mikola, B. Gergič, Meritve, zapiski predavanj, FERI, Maribor, 2009

[10] J. Hrovatin, Vodenje elektroenergetskih sistemov, učbenik, ICES Ljubljana, 2009

[11] http://www.petrol-energetika.si (Maj 2012-05-18)

[12] http://www.landisgyr.com (Maj 2012-05-18)

[13] Spremljanje pretokov električne energije od VN omrežja do končnega uporabnika, 8. konferenca slovenskih elektroenergetikov, Čatež, 2007


52

10 PRILOGE

10.1 Seznam tabel

Tabela 2.1: Izračun celotne delovne moči [1] ..................................................................... 10

Tabela 2.2: Izračun jalove moči [1] ..................................................................................... 13

Tabela 4.1: Napetostni nivoji [2] ......................................................................................... 22

Tabela 7.1: Porabljena energija po SN odcepih [4] ............................................................. 46

10.2 Seznam slik

Slika 2.1: Prikaz meritev od proizvodnje do porabnika [3] ................................................... 3

Slika 2.2: Kazalčni diagram P, Q, S ...................................................................................... 8

Slika 2.3: Vezje za merjenje moči s tremi W-metri [1] ......................................................... 9

Slika 2.4: Aronova vezava [1] ............................................................................................... 9

Slika 2.5: Kazalčni diagram [1] ........................................................................................... 11

Slika 2.6: Merjenje jalove moči s tremi W-metri [1] .......................................................... 12

Slika 3.1: Energijska bilanca transformatorja [6] ................................................................ 15

Slika 3.2: Vezava za preizkus prostega teka transformatorja [6] ........................................ 16

Slika 3.3: Vezava za preizkus kratkega stika transformatorja [6] ....................................... 16

Slika 3.4: Površina histerezne zanke [6] .............................................................................. 18

Slika 5.1: Koristi sistemov naprednega merjenja [2] .......................................................... 24

Slika 6.1: Primer elektronskega števca Landis+Gyr ZMD 405 [12] ................................... 27

Slika 6.2: Primer elektronskega števca Landis+Gyr ZMQ202C [12] ................................. 28

Slika 6.3: Pregled podatkov števčnega stanja v realnem času [4] ....................................... 31

Slika 6.4: Grafični prikaz števčnega stanja [4] .................................................................... 32

Slika 6.5: Prikaz SCADA sistema [4] ................................................................................. 33

Slika 6.6: Prikaz vključenih stikal na odcepih [4] ............................................................... 34

Slika 6.7: Grafični prikaz električnih veličin [4] ................................................................. 35

Slika 6.8: Internetni portal [4] ............................................................................................. 36

Slika 6.9: Mesečno poročilo portala [4] .............................................................................. 37

Slika 7.1: Shema napetostnih nivojev [13] .......................................................................... 38

Slika 7.2: Vezalni načrt odcepov 20 kV v CTP [4] ............................................................. 40

Slika 7.3: Vezalni načrt napajanja v CTP ............................................................................ 41

Slika 7.4: Vezalni načrt odcepov 5 kV v CTP ..................................................................... 42

Slika 7.5: Vezalni načrt priklopa merilnika električne energije ZMD 405 [12] .................. 43

Slika 7.6: Blok shema digitalnega prenosa podatkov .......................................................... 44

Slika 7.7: Tabelarični prikaz merilnih rezultatov [4] .......................................................... 44

Slika 7.8: Grafični prikaz merilnih rezultatov [4] ............................................................... 45

Slika 7.9: Primerjava oddane in prejete električne energije ................................................ 47

Slika 7.10: Primerjava med dovodom in transformacijo električne energije ...................... 47

Slika 7.11: Odstopanje električne energije med dovodom in porabo na transformatorjih .. 48

Slika 7.12: Odstopanje električne energije med dovodom in porabo na odcepih ............... 48


53

10.3 Izjava o istovetnosti tiskane in elektronske verzije diplomskega dela in objavi osebnih podatkov avtorja

Documents

ANALIZA MERILNEGA SISTEMA ZA MERJENJE · PDF fileANALIZA MERILNEGA SISTEMA ZA MERJENJE ELEKTRI ... elektroenergetskih procesov predstavljali tudi merjenje, obdelava in nadaljnja analiza