关口电能表在低负载情况下产生计量误差的分析

2012-01-26肖峰

综合智慧能源 2012年1期

肖峰

(上海奉贤燃机发电有限公司，上海 201403)

0 引言

某调峰电厂装有4套180MW的9E级双轴燃气－蒸汽联合循环机组(每套机组由1台120MW的燃气轮机发电机及1台60MW的蒸汽轮发电机组成)，共有4条220 kV线路供电量贸易结算，上网电量为4条线路有功功率之和，每条线路装有2块关口电度表，均为电力公司指定的表计。主表:0．2 S级澳大利亚EDMI公司电能表，二次电流为5 A;副表:0．2S级美国ABB公司电能表，二次电流为1 A。4条线路的电流互感器一次额定电流为1500A，二次额定电流为1A，电压互感器变比为一次额定电压为■220/3 kV，二次额定电压为■0．1/3 kV。在正常情况下，该电厂220 kV母线采用双母线双分段运行方式，4回线路两进两出，厂用电通过2台高压启动/备用变压器电源(以下简称为高备变，容量为8000 kV·A，额定电压为 230/6．3 kV，额定电流为20．08/733．1A)由系统提供，#1高备变供#1，#2机组，#2高备变供#3，#4机组。机组发电时，4条线路可同时往系统输送电能，厂用电由汽机发电机提供。

1 存在的问题

当4套机组停运且220 kV母线分段运行时(即2条线路:#1，#2机组和#1高备变接在Ⅰ段母线上;#3，#4机组和#2高备变接在Ⅱ段母线上)，4条线路关口电能表的反向有功功率(即受进电量)均无法准确计量。另外，4套机组在低负荷运行时，机组上网电量低于实发电量，造成发电量结算的经济损失。

2 原因分析

为查找该电厂关口电能表在低负载运行时计量不准确的原因，需对影响电能表准确计量的主要因素(电流互感器误差、电压互感器误差、电压互感器二次压降、表计误差)逐一进行分析。电压互感器(PT)误差和PT二次压降对计量的影响较小。由于220 kV系统的电压和频率受电网统一调度，PT参数长期处于比较稳定的状态，根据周期校验PT均合格的现实情况判断，PT误差的影响不大。另外，PT二次回路电缆的截面面积均为4mm2，满足相关要求，且定期测试结果也在合格范围内，因此，PT二次压降也不是影响计量的主要原因。其次，对电流互感器(CT)和表计的特性进行分析，发现了2个方面的问题。

(1)小电流时，CT铁芯材料磁导率很低，导致计量误差比较大。另外，电流互感器把一次电流转化成二次小电流供测量计量，在转换过程中，互感器自身消耗一部分一次电流来激磁，且存在铁芯漏磁的情况，这也会损耗一部分电能。因此，电流互感器的比值误差为负值，电流越小负偏差越大。

(2)电力公司一般以主表计量为准，而主表的二次电流为5A，远大于副表的二次电流1 A。在线路侧负载较小时，主、副表的CT二次侧电流均有可能低于电能表的启动电流而无法计量，但副表相对主表稍显灵敏。

由以上分析可见，CT二次电流过小和主表额定二次电流太小是造成该厂在低负载情况下关口电能表无法准确计量的主要原因。

2．1 CT二次电流过小对电能表计量的影响

由于该电厂的调峰特点，机组长期处于停用状态，而停役期间全厂的厂用电量较小。以该厂2011年机组未运行期间#2高备变日最高用电量37 632 kW·h为计算依据，线路CT变比为1 500/1，#2高备变由2条线路供电。因此，每条线路电度表的平均二次电流约为1．64mA，无法达到JJG 596—1999《电能表电子式检定规程》(以下简称《规程》)表8中电能表启动电流的要求(0．001 Ib即5mA，Ib为主表的二次电流)。需要说明的是:高备变电能计量点取自6 kV侧，该计量点仅供参考，无法准确计量电厂的购网厂用电，如#1机组发电，#2机组备用，当#1机组发电机并网发电后，#1高备变的用电量即取自发电机自身发出的电能，此时#1高备变仍在累加电量(无法区分是购网厂用电量还是自身发出的电量)。

2．2 电能表二次侧基准电流取5A和1A对计量的影响

主表二次侧基准电流取5 A时，根据《规程》表8中电能表启动电流的要求(0．001 Ib即5mA)，每条线路应达到7．5A以上，即正/副Ⅰ母线有功功率之和及正/副Ⅱ母线有功功率之和大于4567．20 kW时，电能表方可计量(主表二次侧基准电流取1A时为913．44 kW)。

主表二次侧基准电流取5 A时，当0．001 Ib≤I＜0．010 Ib，即二次电流为5～50mA 时，基本误差较大，《规程》里未作说明(此时正/副Ⅰ母线有功功率之和及正/副Ⅱ母线有功功率之和为4 567．20～45672．00 kW)。主表二次侧基准电流取1 A时，正/副Ⅰ母线有功功率之和及正/副Ⅱ母线有功功率之和为913．44～9134．40 kW。

主表二次侧基准电流取5 A时，根据《规程》表3中“经互感器接通的电能表基本误差限”规定:0．01 Ib≤I＜0．05 Ib，即二次电流为 50～250mA 时，基本误差限为±0．4%(正/副Ⅰ母线有功功率之和及正/副Ⅱ母线有功功率之和为 45 672．00～228360．00 kW)。主表二次侧基准电流取1A时，正/副Ⅰ母线有功功率之和及正/副Ⅱ母线有功功率之和为9134．40～45672．00 kW。

主表二次侧基准电流取5 A时，根据《规程》表3中“经互感器接通的电能表基本误差限”规定:0．05 Ib≤I≤Imax(即二次电流大于等于250mA)时，基本误差限为±0．2%(正/副Ⅰ母线有功功率之和及正/副Ⅱ母线有功功率之和大于等于228 360．00 kW)。主表二次侧基准电流取1A时，正/副Ⅰ母线有功功率之和及正/副Ⅱ母线有功功率之和大于等于45672．00 kW。

3 电厂实际计量误差分析

在机组冷备用期间，由于负载较小，因此，表计二次侧基准电流取5A或1 A均无法达到线路关口电能表的启动电流，故无法计量电量。

机组在热备用期间，由于辅机在启动过程中电流较大，特别是燃机的启动马达启动时，启动电流可达1000A，因此，二次基准电流为1A的表计将首先进行计量，而5A的表计将比较迟钝，不能计量或少计量。4条线路电能表在2011年8月16日发电期间的计量记录如下:

#1主表吸进 22．12 kW·h，副表吸进 22．36 kW·h。

#2主表吸进 22．42 kW·h，副表吸进 22．75 kW·h。

#3主表吸进222．05 kW·h，副表吸进222．25 kW·h。

#4主表吸进245．19 kW·h，副表吸进245．45 kW·h。

以上数据表明，二次基准电流为1 A的副表明显比二次基准电流为5 A的主表灵敏，更能准确计量电厂的厂用电。

机组在并网时，根据《规程》对电能表启动电流的要求(0．001 Ib即5mA)，计算出电厂正/副Ⅰ母线有功功率之和及正/副Ⅱ母线有功功率之和均大于或等于4567．20kW时电能表方可计量。因此，在燃气轮机并网低负荷时(7～12MW)电能表将无法计量(如1台燃气轮机发电功率为10MW，同母线上另一机组处于备用状态，此时厂用电约7MW，实际发电功率为3 MW，达不到电能表启动电流对应的4．5672MW有功功率)。需要说明的是:机组冷、热态时，燃气轮机有功功率达到7～12MW(计算时按10MW)所需时间均为10min，按照每天启、停2条母线上各1套机组计算，电厂每天未计量上网电量约1MW·h，每月总计约30MW·h。

4条线路电能表在2011年8月16日发电期间的计量记录如下:

#1主表输出344．02 kW· h，副表输出344．04 kW·h。

#2主表输出343．13 kW·h，副表输出343．14 kW·h。

#3主表输出 91．05 kW· h，副表输出 91．09 kW·h。

#4主表输出 71．10 kW·h，副表输出 71．15 kW·h。

以上数据表明二次基准电流为1 A的副表明显比二次基准电流为5 A的主表灵敏，更能准确计量电厂的厂用电量。

4 提高计量精度的方法及可行性

方案1:为提高电能表在低负载情况下的计量精度，线路关口电能表的二次侧电流均选择启动电流较小的1A表计。

此方案只需向电力公司申请更换表计即可。

方案2:为减小关口电能表在小电流运行情况下的计量误差，在条件允许的情况下，尽量缩短机组并网到关口电能表二次电流大于0．05 Ib的时间，以确保电能表的计量精度。

在对机组启动过程优化后，此方案的实施可缩短机组并网和至满负荷的时间。

方案3:减小线路的CT变比。此方案虽能使关口电能表的启动电流减小，提高低负载时的计量精度，但根据“TA额定一次电流的确定，应保证其在正常运行中的实际负荷电流达到额定值的60%左右，至少应不小于30%”的规定(DL/T 448—2000《电能计量装置技术管理规程》)，结合电厂在机组满负荷时，每条线路的一次电流约为591．2 A，线路的CT变比为1 500/1，约为额定电流的39．4%，减小CT变比的效果不佳。

方案4:增加关口电能表的计量精度。此方案原理上可行，但目前电力公司没有精度大于0．2 S级的关口电能表。

根据以上方案的研究分析，方案1和方案2是切实可行的办法。