ДП 140604.65. ПЗ 658 (1232986), страница 5

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 5)

Известно, что погрешность измерения электрической энергии определяется более чем 30-тью ее составляющими, из которых около 20-ти представляют собой дополнительные погрешности [12, 13]. Согласно РД 34.11.114-98, суммарную погрешность измерений электрической энергии с использованием АСКУЭ можно представить в виде следующей структурной схемы (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 – Структурная схема измерительного канала АСКУЭ с составляющими предела допускаемой относительной погрешности

В соответствии с [14] предел допускаемой относительной погрешности автоматизированной системы учета электрической энергии, определяющий погрешность измерений электрической энергии в предусмотренных рабочих условиях применения, определяется по формуле:

, (2.2)

где 1,1 – поправочный коэффициент, определяемой принятой доверительной вероятностью 0,95, учитывающий особенности метрологической поверки приборов с помощью эталонных устройств, имеющих погрешности, и другие причины; – токовая погрешность ТТ; – погрешность напряжения ТН; – погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика электрической энергии за счет угловых погрешностей ТТ и ТН; – погрешность из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика; – основная относительная погрешность счетчика электрической энергии; – суммарная погрешность, вносимая УСПД, определяется по паспортным данным устройства, учитывая типичные для УСПД малозначащие значения составляющих погрешности, обычно принимают не более ± 0,05%; – дополнительная погрешность счетчика электрической энергии от j-й влияющей величины; k – число влияющих величин.

Относительная погрешность выделения из измеренного значения полного тока его активной составляющей, обусловленная угловыми погрешностями ТТ и ТН вычисляют по формуле в соответствии с [14]:

, (2.3)

где – угловая погрешность ТТ, мин; – угловая погрешность ТН, мин; – коэффициент мощности контролируемого присоединения, усредненный за учетный период.

Дополнительные погрешности счетчика , вызванные различными влияющими факторами (отклонениями напряжения, частоты, температуры окружающего воздуха, магнитного поля и других параметров от нормальных значений, при которых гарантируется нахождение погрешности внутри диапазона, соответствующего классу точности [15]) вычисляют по формуле

, (2.4)

где – функция влияния j-й величины, % на единицу влияющей величины; – отклонение j-й влияющей величины от ее нормального значения, ед. или %.

Анализ рассмотренных погрешностей показывает, что формула (2.2) справедлива при выполнении следующих условий:

- составляющие погрешности являются случайными;

- законы распределения составляющих неизвестны и условно приняты равномерными;

- значения составляющих соизмеримы между собой;

- взаимная корреляция составляющих погрешности отсутствует;

- расчет проводят для значений доверительной вероятности, равной 0,95.

В соответствии с нормативными требованиями и общими техническими условиями, распространяющимися на средства измерения в измерительных системах (ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 30206-94, ГОСТ 30207-94, ГОСТ 26035-83), пределы допускаемых токовой и угловой погрешностей ТТ, а также пределы погрешности счетчиков нормируют в диапазоне значений тока: первичного - для ТТ и в измерительной цепи - для счетчиков. Кроме того, для счетчиков предусмотрено нормирование погрешности при различных значениях (ГОСТ 30206-94, ГОСТ 30207-94, ГОСТ 26035-83).

Анализ составляющих погрешности , приведенный в [12, 16], показывает, что в нормальных условиях эксплуатации (при 0,8) измерительных систем для учета расхода электрической энергии наибольшее по степени влияние на их погрешность оказывают токовая погрешность ТТ , погрешность трансформаторной схемы включения счетчика и основная погрешность счетчика . При уменьшении до 0,5 влияние составляющей погрешности становится преобладающим. Погрешность в 2-4 раза превышает погрешности и , и в 7-10 раз погрешности и .

Таким образом, при обеспечении требуемой погрешности измерений электроэнергии необходимо в первую очередь обращать особое внимание на коэффициент мощности ( ), наличие магнитных и электромагнитных полей, несимметрию напряжения и ее постоянной составляющей в цепи переменного тока, а также на стабильность напряжения [16].

С другой стороны, при выборе средств измерения требования к классу точности ТН могут быть меньшими, чем к классу точности ТТ и счетчика. В 2-3 раза также могут быть снижены требования к составляющей погрешности . В рабочих условиях эксплуатации измерительной системы при многочисленных влияющих величинах основной вклад в погрешность измерений , будет вносить счетчик. Поэтому требования к классу точности ТТ и ТН могут быть менее жесткими, чем к классу точности счетчика.

При выборе высокоточных средств измерения классов точности 0,2S и 0,2 и обеспечении нормальных условий их применения минимальная погрешность измерений активной электрической энергии при коэффициенте мощности 1 составляет ± 0,5 % в диапазоне рабочего тока от 20 до 120 % . В наиболее неблагоприятных условиях измерений электрической энергии погрешность может достигать ± 3,5 %, т.е. превышать в 7 раз[1].

При выборе средств измерения среднего класса точности 1 минимальная погрешность измерений активной электрической энергии в нормальных условиях их применения при коэффициенте мощности 1 составляет ± 2,2 % в диапазоне рабочего тока от 20 до 120 % . В жестких рабочих условиях применения счетчика, широких диапазонах коэффициента мощности погрешность измерений может составлять от ± 7,4 до ± 13,3 %, т.е. превышать в 6 раз.

Недооценка влияющих факторов может приводить к приуменьшению погрешности измерений электроэнергии в 2-5 раз и более.

3 Разработка системы автоматизированного учета расхода электроэнергии на электровозах переменного тока

3.1 Разработка принципиальной электрической схемы электровоза переменного тока с тиристорными преобразователями

3.1.1 Физическая модель выпрямительно-инверторного преобразователя

Выпрямительно-инверторный преобразователь (ВИП) – это статическое устройство для преобразования переменного тока (напряжения) в постоянный (выпрямление) и постоянного в переменный (инвертирование).

Принципиальная схема физической модели ВИП в составе силовой схемы электровоза приведена на рисунке 3.1. Эта схема моделирует процесс выпрямления, протекающий в электровозах переменного тока.

Рисунок 3.1 – Принципиальная схема физической модели ВИП в составе силовой схемы электровоза

Силовая схема электровоза выполнена в виде тягового трансформатора, выпрямительно-инверторного преобразователя и цепи выпрямленного тока, состоящей из элементов и .

Выпрямительно-инверторный преобразователь собран из тиристоров типа КУ201Е. Каждое из восьми плеч заменено одним тиристором (VS1-VS8). Для моделирования неисправностей – обрывы плеч - последовательно с каждым тиристором включен ключ (S1-S8). Управление тиристорами осуществляется в соответствии с алгоритмом работы электровоза от системы управления.

Через разъем XA2 физическая модель ВИП подключается к системе управления. Мгновенные значения выпрямленного напряжения и тока нагрузки через разъем XA1 подаются на аналогово-цифровой преобразователь (АЦП) универсального модуля ввода-вывода Е440 для оцифровки.

Нагрузка выпрямительно-инверторного преобразователя носит активно-индуктивный характер. В цепи нагрузки отсутствует противо-ЭДС. Элемент имитирует индуктивность цепи выпрямленного тока, а включенный последовательно с ним элемент дополняет активное сопротивление элемента до величины, необходимой по условиям подобия. В цепь нагрузки также включен стандартный измерительный шунт. Напряжение, снимаемое с него, поступает на вход первого канала АЦП с целью оцифровки мгновенных значений тока нагрузки . На вход второго канала АЦП подается напряжение нагрузки , снимаемое с цепи выпрямленного тока.

3.1.2 Алгоритмы управления выпрямительно-инверторного преобразователя в тяговом режиме

Форма кривых напряжения u_d , тока i_d цепи тяговых двигателей, тока i₂ тяговой обмотки трансформатора для режимов выпрямления ВИП при синусоидальном напряжении контактной сети показана на рисунке 3.2. Там же показаны фазовые углы _0, _0з , _р отпирания тиристорных плеч ВИП, углы

коммутации ₀ , ₁ , _р. Напряжение u_d , ток цепи тяговых двигателей i_d, ток тяговой обмотки трансформатора i₂ для режима выпрямления ВИП.

Основное влияние на длительность интервалов коммутации оказывает ЭДС самоиндукции обмоток тягового трансформатора, поэтому составляющими падения напряжения на активных сопротивлениях обмоток трансформатора, а также на открытых тиристорных плечах ВИП при аналитическом определении углов коммутации с достаточной точностью можно пренебречь. Уравнение изменения тока коммутации i_к тиристорной группы, образующей буферный контур с учетом принятого допущения:

;

или в интегральной форме:

;

где U₂ - напряжение тяговой обмотки (действующее значение); n- количество четвертей нагруженных секций тяговой обмотки; L_Тn – индуктивность обмоток трансформатора, приведенная к нагруженной части тяговой обмотки [17].

Решение приведенного уравнения определяет зависимость углов коммутации от тока нагрузки ВИП i_d:

Характеристики

Список файлов ВКР