Installation de compteurs d'énergie électrique groupés
La présente invention concerne une installation de compteurs d'énergie électrique pour la mesure de l'énergie en courant alternatif fournie à partir de deux phases d'un réseau de distribution triphasé, ces compteurs étant groupés en un endroit distant des points de charge où ledit réseau fournit ladite énergie, cette installation comprenant une pluralité de chaînes de télécomptage qui, chacune, établissent au moins un circuit de liaison à distance et comportent des organes coopérant avec celui-ci.
Une telle installation permet le comptage de l'énergie fournie à différents centres de charge distants de l'endroit central où se trouvent les compteurs. Les centres de charge peuvent se situer aux différents étages d'un immeuble à plusieurs étages. Une pluralité de compteurs d'énergie, chacun associé avec un centre de charge individuel, sont positionnés en un endroit central qui se situera normalement dans les communs inférieurs de l'immeuble. Chaque centre de charge se trouve relié par un circuit de télécomptage au compteur d'énergie qui lui est associé audit endroit central. Une conduite d'énergie commune alimente les différents centres de charge et le circuit de télécomptage est agencé pour transmettre l'indication du courant délivré à chaque centre de charge.
Des moyens de compensation peuvent être nécessaires pour compenser les longueurs variables desdits circuits de télécomptage. Plus particulièrement, les méthodes et dispositifs relatifs à cette installation visent la réalisation d'un comptage d'énergie individuel par compteurs groupés, dans des immeubles à plusieurs étages, en assurant une précision de mesure acceptable indépendamment des longueurs de câblages imposées par les conditions locales.
Des installations comportant des compteurs individuels groupés en un seul endroit pour plusieurs étages d'un immeuble, telles qu'elles sont actuellement réalisées, exigent des longueurs considérables de câblage pour amener l'énergie aux appartements particuliers.
Ces installations sont coûteuses et provoquent de fortes chutes de tension à moins que l'on augmente encore la section des conduites d'amenée de l'énergie pour compenser ces pertes. Les types de câblage utilisés aujourd'hui emploient des conduites à trois conducteurs consistant en deux différentes phases d'un réseau triphasé à quatre fils en Y, types de câblage qui produisent de forts déséquilibres du courant dans le neutre en dépit du fait que l'on tend à équilibrer autant que possible la distribution des différentes phases.
Si l'on tient compte du facteur de demande recommandé, 50 % et 35 % respectivement pour l'éclairage et pour les autres charges électriques connectées à une conduite commune d'alimentation, le coût de l'installation des conduites jusqu'aux appartements particuliers est approximativement 100 % plus grand que le coût des conduites dans le cas d'une installation où chaque compteur particulier se trouve à proximité du point de charge dont il mesure la consommation.
Pour réduire partiellement la différence de coût susmentionnée des rangées de compteurs sont souvent installées à des étages intermédiaires, cependant, la sélection d'un endroit convenable pour cela crée généralement des problèmes difficiles dans les plans des constructions, et il est souvent nécessaire de sacrifier un espace que l'on pourrait utiliser d'une autre manière plus opportune, de plus les longues courses de conduites horizontales ne s'en trouvent pas supprimées. Cela n'est donc pas une solution très favorable au problème, puisque de longues conduites horizontales doivent toujours être utilisées ce qui provoque des chutes de tension notables et entraîne des courants de neutre non équilibrés comme cela a été indiqué plus haut.
Comme la tendance moderne va en direction de charges électriques toujours plus grandes, il est d'une importance primordiale d'introduire une nouvelle méthode de comptage de l'énergie électrique qui permette de maintenir le coût d'une installation de comptage individuel par compteurs groupés dans les limites approximatives du coût d'une installation à compteurs particuliers localisés à proximité de chaque point de charge, tout en préser vant l'avantage précédemment mentionné des conduites d'alimentation communes.
Le but de la présente invention est de fournir une installation comprenant tous les éléments nécessaires pour réaliser un tel télécomptage de la consommation d'énergie électrique dans des constructions comportant un grand nombre d'étages ou de points de charge particuliers, tout en assurant une précision suffisante des mesures de même qu'un coût peu élevé et une grande simplicité d'installation.
Dans ce but, l'invention propose une installation de compteurs d'énergie électrique pour la mesure de l'énergie en courant alternatif fournie à partir de deux phases d'un réseau de distribution triphasé, ces compteurs étant groupés en un endroit distant des points de charge où ledit réseau fournit ladite énergie, cette installation comprenant une pluralité de chaînes de télécomptage qui, chacune, établissent au moins un circuuit de liaison à distance et comportent des organes coopérant avec celui-ci, caractérisée en ce que chacune de ces chaînes de télécomptage comprend un compteur d'énergie, situé en un premier endroit et ayant au moins un enroulement de courant et au moins un enroulement de tension, un équipement de préhension des valeurs de courant au point de charge, situé en un second endroit éloigné dudit premier endroit,
et comprenant des moyens transformateurs de courant présentant au moins un enroulement primaire et un enroulement secondaire, cet enroulement primaire étant en série avec les conducteurs par lesquels, au point de charge, le courant consommé est prélevé dudit réseau, de telle manière que ce courant traverse ledit enroulement primaire, une amenée de la tension dudit réseau, connectée pour délivrer la tension d'au moins une des phases de celui-ci audit enroulement de tension dudit compteur d'énergie, et une boucle secondaire de courant de télécomptage, s'étendant entre ledit premier endroit et ledit second endroit, et à laquelle est connecté ledit enroulement secondaire des moyens transformateurs de courant, de même que, au moins d'une manière indirecte, ledit enroulement de courant dudit compteur d'énergie par l'intermédiaire de ladite boucle secondaire de télécomptage,
et en ce que des moyens de compensation sont associés à chaque dite chaîne de télécomptage pour éliminer l'effet, néfaste quant à la précision de fonctionnement desdits moyens transformateurs de courant, des différences qui, d'une chaîne de télécomptage à une autre, sont susceptibles de se présenter quant aux impédances sur lesquelles travaillent lesdits moyens transformateurs du fait de la longueur différente que ladite boucle secondaire est susceptible d'avoir dans différentes chaînes pour lesquelles la distance entre lesdits premier et second endroits n'est pas la même.
Dans le cas où l'on a à faire aux deux phases d'un réseau triphasé du type 120-208 Volt, il est nécessaire d'utiliser des moyens déphaseurs a ptes soit à déphaser un des courants de phase de 60 , soit à déphaser chacun des courants des deux phases de 300.
Avantageusement on opère à l'endroit où se trouvent les compteurs, une transformation inverse au moyen d'un deuxième transformateur inclus dans ladite boucle secondaire de télécomptage, ceci permet d'utiliser des compteurs d'énergie électrique conventionnels dont l'enroulement de courant n'a pas à être calibré spécialement pour un courant plus faible que le courant effectif de consommation (courant plus faible qui serait par exemple de l'ordre d'un ampère).
Avantageusement encore on munit l'installation de dispositifs de compensation linéaire combinée pour remédier aux erreurs globales intervenant dans ledit premier transformateur de courant et également aussi dans le transformateur effectuant ladite transformation inverse, cette compensation s'effectuant par des calibrages que l'on établit, pour chacun des transformateurs, à un pourcentage donné mais différent du courant primaire maximum nominal; une telle mesure permet d'obtenir une courbe d'erreurs relativement plate.
Le dessin annexé représente, à titre d'exemple, une forme d'exécution de l'objet de l'invention comprenant différentes variantes.
La fig. 1 est une illustration schématique d'une installation complète de compteurs électriques groupés incluant des transformateurs de courant, telle qu'elle peut être réalisée dans un immeuble de plusieurs étages.
La fig. 1A représente une variante d'une partie de la fig. 1 dans laquelle un potentiomètre est en série avec chaque circuit de télécomptage.
La fig. 1B illustre une variante dans laquelle, pour chaque phase d'une ligne de distribution à 120-208 volt en Y, on a un transformateur de courant.
La fig. 1C représente un transformateur de courant de type à noyau fendu permettant la réunion sans interférence de deux phases de courant d'une ligne de distribution à 120-208 volt.
La fig. 1D représente le schéma d'un circuit préférentiel pour réaliser un transformateur de courant additionnant le courant de deux phases et utilisant un organe déphaseur de 60 .
La fig. 1E représente le schéma d'un circuit pour réaliser un transformateur additionnant le courant de deux phases et utilisant pour chacune des deux phases un organe déphaseur de 30 ,
la fig. 1F représente les relations vectorielles dans le cas d'un unique déphasage de 600,
la fig. 1G représente les relations vectorielles dans le cas de deux déphasages de 30 ,
la fig. 1H montre le diagramme des vecteurs lors
la fig. 2 est une vue schématique montrant comment on peut convertir une installation existante de compteur électrique localisé à l'endroit de consommation en un circuit individuel de télécomptage à compteurs groupés dans un immeuble à plusieurs étages,
la fig. 3 est une vue schématique d'une partie d'installation à transformateurs de courant combinés utilisant un transformateur de courant additionnel qui assure la transformation inverse du courant de télécomptage,
la fig.
3A montre les relations vectorielles des courants de compensation menant à une courbe d'erreurs globales à caractère linéaire,
la fig. 3B est un autre diagramme vectoriel illustrant l'action combinée des courants de compensation,
la fig. 3C représente les différentes courbes de compensation d'erreurs que l'on obtyient par la méthode de compensation shunt correspondante aux fig. 3A et 3B,
la fig. 4 représente une installation complète de compteurs groupés télécommandés utilisant des transformateurs de courant pour transformation inverse situés à l'endroit où se trouvent les compteurs.
Considérons maintenant plus particulièrement la fig. 1 qui représente de façon schématique une installation complète de télécomptage à compteurs groupés réa lisée dans un immeuble à plusieurs étages. Le caractère principal d'une telle installation réside dans le fait que le transformateur de courant est situé au point de charge ou à proximité de celui-ci- la puissance électrique étant fournie à travers l'enroulement primaire de ce transformateur de courant, l'enroulement secondaire de celui-ci fournissant le courant de télécomptage à des conducteurs secondaires pouvant atteindre une longueur notable et qui sont connectés à un compteur de wattheure (ou de kilowatt-heure) situé relativement loin du point de consommation.
Il apparait clairement que cette méthode diffère des méthodes classiques dans lesquelles le transformateur de courant est situé à proximité du compteur de watt-heure, comme le requérait une mesure de précision convenable.
Il est bien entendu qu'un transformateur de courant de construction particulière doit être employé en vue de délivrer un courant de télécomptage restant toujours dans un rapport substantiellement constant en dépit des exigences de charge considérable imposées au transformateur de courant par la longueur variable du circuit secondaire. Il y a lieu de noter que la méthode d'ajustage de la charge de chaque circuit secondaire du groupe à une valeur d'opération substantiellement constante augmente la précision des transformateurs de courant.
Sur la fig. 1 on voit une unité 1 de transformateur de courant alternatif comprenant un ou deux transformateurs de type additionneur ayant deux enroulements primaires 2, 2A respectivement, et opérant en coopération avec une conduite électrique à trois conducteurs soit du type à 120-240 volt, soit du type à 120-208 volt. Pour la clarté de l'illustration trois arrangements identiques sont dessinés et sont désignés par les mêmes signes de référence. Une extrémité, qui est l'extrémité de charge, des enroulements primaires 2, 2A est connectée, par intermédiaire de conducteurs 3 relativement courts, au panneau de charge 4.
Les autres extrémités qui sont les extrémités de ligne de ces enroulements primaires sont connectées aux phases respectives d'une conduite de colonne montante 5 comprenant trois phases A, B, C et constituant une conduite commune présentant des dérivations qui vont jusqu'aux transformateurs de courant respectifs.
L'enroulement secondaire 6 du transformateur de courant, fournit le courant de télécomptage et est connecté par l'intermédiaire de conducteurs 7 qui peuvent être très longs juqu'à l'enroulement de courant 8 du compteur de watt-heure 10 qui leur correspond et qui est situé loin du point de charge. Etant donné que les transformateurs de courant sont sélectionnés pour travailler dans un domaine de 1 ampère, les conducteurs secondaires qui portent le courant de télécomptage pourront de préférence avoir une section telle que 20 panneaux de charge pourront être connectés par des conducteurs tirés dans une conduite de 1". Cette méthode de câblage est un aspect important de l'installation ci-décrite et elle réduit grandement le coût de cette installation de télécomptage à compteurs groupés.
La fig. 1A montre une variante dans laquelle un
potentiomètre se trouve en série sur chaque circuit de
télécomptage. On y voit une résistance variable 9 du
type potentiomètre, qui est insérée en série dans les
conducteurs secondaires 7 à proximité du compteur de
watt-heure 10. Ainsi chaque potentiomètre peut être individuellement ajusté pour palier aux différences de
résistance qui se présentent du fait des différentes longueurs des conducteurs secondaires des différents étages de l'immeuble. Ainsi toutes les charges d'opération sont rendues substantiellement constantes ce qui assure un fonctionnement précis des transformateurs de courant respectifs, lesquels sont construits pour une charge maximum fixe donnée.
Il y a lieu de noter qu'une augmentation de la précision de l'opération des transformateurs de courant peut également être obtenue avec un transformateur de courant à noyau fait d'un matériau à haute perméabilité, lequel travaille dans une portion plus raide de la courbe de magnétisation.
En vue de simplifier l'installation, l'enroulement de tension 11 des compteurs de watt-heure 10 peut être connecté par des conducteurs 12 directement à la conduite de puissance principale à un endroit proche du panneau 13 comportant lesdits compteurs. Ainsi, les longues courses des connections de tension que l'on rencontre usuellement à l'endroit de l'alimentation de courant sont éliminées.
Comme on l'a vu ci-dessus, l'unité de transformateur de courant pour une alimentation à 120-240 volt peut comporter seulement un transformateur de courant ayant deux enroulements primaires réalisant l'unité d'addition. Par contre, pour une alimentation à 120208 volt, l'unité de transformateur de courant devrait comprendre deux transformateurs de courant, un pour chaque phase. Si cependant un organe de déphasage est utilisé pour amener les deux phases en coïncidence complète, l'unité de transformateur de courant peut de nouveau comporter seulement un transformateur de courant pour opérer l'addition des courants de phase.
La fig. 1B est une illustration schématique d'une unité de transformateurs de courant 30 employant deux transformateurs de courant respectivement 31 et 32.
chacun correspondant à une phase d'une alimentation à 120-208 volt; les enroulements primaires de ces transformateurs sont désignés respectivement par 33 et 33a, tandis que leurs enroulements secondaires sont désignés respectivement par 34, et 34a. Chaque enroulement secondaire est connecté à un circuit de télécomptage séparé 35 ou 35a qui lui correspond. Il est important de noter que les quatre conducteurs que compteraient normalement deux circuits de télécomptage peuvent être réduits à trois conducteurs, mesure qui n'est pas représentée au dessin. De même pour une pluralité de transformateurs de courant et de circuits de télécomptage un conducteur peut toujours être utilisé comme conducteur commun, ce qui a le grand avantage de ne nécessiter en plus de ce conducteur commun qu'un seul conducteur séparé pour chaque circuit de télécompteur.
Pour cet arrangement comprenant deux circuits de télécomptage par unité de transformateurs de courant, on peut employer un compteur de puissance électrique (ou d'énergie électrique) à trois connections et à deux stators qui additionnent les couples correspondant au courant des différentes phases.
La fig. 1C montre schématiquement une unité de transformateur de courant 37, 40 comportant un transformateur à noyau fendu, et opérant la réunion des courants des phases A et B d'une manière qui les laisse indépendant l'un de l'autre, c'est-à-dire qui n'introduit
aucune interaction mutuelle, l'encombrement total n'étant cependant guère plus grand que celui d'un seul
transformateur de courant.
On voit que l'unité de transformateur de courant 40
est fendue en deux demi-moyaux respectivement 41a et 41b. L'enroulement primaire 42 de la phase A, qui coopère avec l'enroulement secondaire 43 est bobiné autor des deux demi-noyaux 41a, 41b à l'endroit du bras composite central 44. L'enroulement primaire 45 de la phase
B est subdivisé en deux demi-enroulements 45a et 45b, ayant un nombre de tours égal, qui sont enroulés respectivement sur chacun des deux bras latéraux 46a et 46b du noyau. Bien que le courant circule à travers les deux demi-enroulements de la même direction, ils produisent dans les parties 41a et 41b deux flux qui sont dirigés dans des directions opposées. Ainsi la tension résultante induite par cet enroulement complet dans tous les enroulements situés sur le bras central est égal à zéro, et il en va de même dans l'autre sens.
Similairement on a un enroulement secondaire 47, correspondant à la phase B, qui se subdivise en deux enroulements partiels 47a et 47b d'un nombre de tours égal et qui sont enroulés dans la même direction sur les bras latéraux opposés respectifs 48a et 48b, mais qui sont à considérer différentiellement relativement aux enroulements situés sur le bras central. De cette manière on a une totale coopération inductive entre les deux demi-enroulements primaires correspondants. Il en résulte que ne se présente finalement aucune interaction inductive entre les deux groupes d'enroulement correspondant au courant de la phase A et de la phase
B. Ainsi cette unité travaille en effectuant la réunion des deux phases, et puisque les deux demi-noyaux sont magnétisés, elle porte les ampères-tours d'entrée à un niveau élevé, ce qui assure une meilleure précision d'opération.
La fig. 1D représente un arrangement de circuit préférentiel pour réaliser un transformateur de courant additionnant les courants et pouvant être connecté au compteur de watt-heure à deux conducteurs d'entrée montrés à la fig. 1, et pouvant être alimenté par une ligne d'alimentation à trois fils par l'intermédiaire de deux enroulements primaires 2 et 2A. Ainsi le courant de comptage dans l'enroulement secondaire du transformateur de courant est proportionnel à la somme arithmétique des deux courants de phase si les primaires sont connectés à une alimentation à trois fils du type 120240 volt, ou à une alimentation à trois fils du type 120-208 volt pour autant que les courants des phases soient décalés pour venir en pleine coïncidence.
Ainsi, par l'effet combiné des enroulements primaires agissant sur un seul enroulement secondaire, on peut amener un unique stator de compteur à deux connections d'entrée à indiquer la somme des charges individuelles de deux différentes phases. Tous les éléments de la fig. 1D qui sont identiques à des éléments de la fig. 1 sont désignés par les mêmes signes de référence. Sur la fig. 1D le seul élément particulier est constitué par l'organe déphaseur 14 qui est utilisé dans le cas où l'enroulement de tension du watt-heure 10 est connecté entre phase et neutre.
La fig. 1E montre le même arrangement de circuit que la fig. 1D à cette différence près que deux organes de déphasage 14 et 14A sont utilisés, chacun étant connecté en série avec une ligne de courant respective,.
Cette méthode est appliquée lorsque l'enroulement de tension il du compteur de watt-heure 10 est connecté entre deux phases (c'est-à-dire dans le cas particulier d'un réseau 120-208 volt, sous 208 volt), cette question sera examinée plus en détail en liaison avec les diagrammes vectoriels des fig. 1F et 1G.
Ces fig. 1F et 1G representent les relations vectorielles dans les deux différents cas de déphasage. En vue de faire comprendre clairement la nécessité des décalages de phase, on va mentionner les conditions nécessaires à une addition correcte de deux courants de ligne.
Il est assumé que chaque enroulement primaire est établi pour un même rapport de courant avec le secondaire, le courant secondaire Is se situant de préférence dans le domaine de 1 ampère. Les nombres de tours correspondant aux deux enroulements primaires sont désignés respectivement par N1, et N2, et le nombre de tours de l'enroulement secondaire est désigné par Ns.
Pour réaliser une addition convenable, le courant dans le circuit secondaire de télécomptage doit constituer une fraction notable et déterminée du vecteur de la somme des deux courants de ligne circulant dans les enroulements primaires P1 et P2. Cela signifie que lorsque les deux enroulements primaires sont sous pleine charge, les ampères-tours par lesquels chacun de ceux-ci contribue à la somme doivent être proportionnels au rapport global. Il s'en suit que les ampères-tours totaux des enroulements primaires prennent la même proportion dans la somme des deux courants de ligne primaires rapportés. Dans un tel cas, la conduite à trois conducteurs peut consister en une phase unique d'un réseau 120-240 volt delta, ou en deux phases d'un réseau triphasé 120-208 volt à quatre conducteurs.
a) Alimentation 120-240 volt
Dans ce cas les deux conducteurs portent la même phase d'un système polyphasé. Désignons les valeurs instantanées des deux courants primaires par Ip1 et Ip2 les valeurs secondaires correspondantes seraient respectivement Is1 et Is2. Si le courant secondaire instantané total est désigné par Im et que le nombre de tours de l'enroulement secondaire est Nq, l'étgalité des ampères-tours sur chacun des côtés primaires et secondaires du transformateur additionneur nous donne:
ImNs =Is1N1 + Is2N2 = (Ip1/Kc)N1 + (Ip2/Kc)N2 formule dans laquelle Kc est le rapport du transformateur. Si les valeurs de nombres de tours N1 et N2 sont égales, on a:
EMI4.1
Ainsi il est évident que le courant de comptage correspond, à un facteur constant près, au vecteur de la somme des courants dans les deux lignes.
Ainsi donc l'effet combiné des deux enroulements primaires agissant sur un seul enroulement secondaire permet d'utiliser un compteur à un seul stator et à deux bornes de connection pour indiquer la somme des charges individuelles connectées à deux circuits séparés.
b) 120-208 volt
Dans ce cas les deux courants de ligne de la conduite à trois conducteurs consistent en deux différentes phase d'un réseau d'alimentation à trois phases et à quatre fils. Pour utiliser le transformateur de courant comme unité d'addition pour des courants présentant un décalage de phase de 1200 l'un par rapport à l'autre, il est nécessaire d'appliquer un organe déphaseur qui amène les deux courants de ligne en coïncidence de phase. Lorsque les deux différents courants de phase sont amenés en phase l'un avec l'autre, ils peuvent être additionnés arithmétiquement de la manière décrite dans le cas de l'alimentation 120-240 volt.
Il existe deux méthodes principales pour réaliser un tel déphasage. Le premier consiste à déphaser seulement un courant de ligne et alors c'est la tension entre phase et neutre qui est appliquée à l'enroulement de tension d'un compteur de watt-heure à deux bornes de connection. L'autre méthode consiste à déphaser les deux courants de ligne et c'est alors la tension entre les deux phases qui est appliquée à l'enroulement de tension du compteur.
Le diagramme vectoriel montré à la fig. 1F fait intervenir un déphasage de 600 du courant d'une ligne.
Le détail de l'organe déphaseur lui-même n'est pas représenté puisque seule son application générale et son introduction dans le circuit de groupe de télécomptage dans le cas où les courants de lignes proviennent de différentes phases est à considérer. De ce fait seules les relations vectorielles relatives à cet organe déphaseur sont illustrées.
Un déphasage de 600 sera obtenu par une sélection convenable du rapport entre l'inductance L et la résistance R de l'organe déphaseur de courant, et l'enroulement primaire correspondant devra être inversé quant à sa direction pour réaliser la nécessaire coïncidence de phase avec l'autre courant de ligne. Considérons maintenant le diagramme vectoriel, on note d'abord qu'une direction antihoraire de rotation des vecteurs est supposée. Sur le diagramme les deux tensions entre phase et neutre sont indiquées par E1N et E2N2 et les courants de lignes correspondants sont désignés respectivement par I1N et par I2N. Admettons pour la simplicité de l'illustration que le facteur de puissance de la charge est égal à 1. La tension inversée E1N est désignée par des lignes pointillées.
Pour réaliser la coïncidence totale entre les deux courants de phase I1N et I2N, le courant
I2N devra être déphasé de 60 en arrière de E2N (en
I2N) et l'enroulement primaire correspondant sera inversé.
Le diagramme vectoriel montre également le cas où le facteur de puissance de la charge provoque un dépha sage de # du courant de ligne I2N, en conséquence le courant décalé IN2, assumera également le même angle de déphasage # que le courant I1N inversé, et de ce fait la puissance délivrée à la charge sera identique.
Un élément important de la méthode de décalage de phase consiste en ce qu'une séquence propre des phases des courants de ligne respectifs doit être maintenue en vue de réaliser le décalage correct désiré que requiert l'addition des courants.
Lorsqu'une charge est connectée à la tension entre phase, non représentée sur le diagramme, le même décalage de 600 fournira la somme vectorielle correcte des deux courants de ligne, l'enroulement de tension du compteur étant connecté à la tension entre phase et neutre. Si l'on admet un facteur de puissance de la charge égale à l'unité, la tension E1N sera déphasée en arrière de 30 par rapport à la tension entre-phase E12, le courant I1 sera en avance de 30 par rapport à la tension E1N et le courant I2 sera en avance de 30 par rapport à la tension E1N inversée. Puisque le courant décalé est retardé de 600 par rapport a la tension E1N.
Ainsi on retourve la même relation vectorielle qu'on avait obtenue lorsque la charge étant connectée à la tension entre phase et neutre. Les deux courants, celui de la ligne et celui qui est décalé et inversé ont le même déphasage de 30 par rapport à la tension E1N et de ce fait le vecteur de la somme est identique lorsque les connections sont faites entre deux phases.
Le diagramme vectoriel de la fig. 1G illustre les conditions qui se présentent lorsque la tension entre phase (de 208 volt) est appliquée à l'enroulement de tension du compteur de watt-heure. On voit que le courant I1N est décalé de 30 en arrière de la tension E12 tandis que le courant I2N est décalé de 30 en avant de cette tension E12, ou plus exactement de son inverse. En vue d'obtenir une coïncidence de phase complète avec le vecteur de tension E12, les deux courants de lignes doivent être décalés desdits 30 en avant ou en arrière.
Il est clair qu'aussi bien des charges branchées entre deux phases que des charges branchées entre phase et neutre s'additionneront correctement indépendamment de leur facteur de puissance comme cela est requis pour une mesure d'énergie véritablement correcte.
La fig. 1H montre le diagramme des vecteurs dans le cas d'un arrangement déphaseur correctif. Sa principale particularité réside en ce que les courants des deux phases A et B sont directement additionnés par un transformateur de courant et en ce que un troisième enroulement additionnel est utilisé pour superposer une composante corrective de courant pour la correction des erreurs dues au facteur de puissance. Lorsque le facteur de puissance est égal à 1, il n'y a pas de composante du courant dans cet enroulement additionnel qui s'additionne vectoriellement dans le compteur de watt-heure du fait que ce courant est déphasé de 900 par rapport à la phase du potentiel de référence du bobinage de tension du compteur.
Le diagramme vectoriel de la fig. 1H correspond seulement au cas où le facteur de puissance de la charge est égal à 1, ceci afin de mieux illustrer le principe du déphasage. La séquence des phases a été choisie pour bien montrer le décalage de phase du courant correctif Ia3 lorsque l'on prend la tension Eb comme vecteur de référence de tension pour le compteur, l'autre tension de phase Ea étant en avance de 1200. Si maintenant le vecteur courant 1a est inversé, le vecteur cor respondant 1a se trouvera en retard de 600 par rapport au vecteur Eb.
En décomposant le vecteur 1a en deux composantes, 1a1 en phase avec Eb et Ia2 à 900 de phase avec Eb, les relations vectorielles donnent:
-Ia1 = -Ia cos 60 = -Ia/2, et en doublant les ampères-tours de l'enroulement de la phase A, on obtient: (Ib étant le nombre de spire de l'enroulement de la phase B, et Ta = 2TB celui de la phase A):
-Ia (Ia cos 60 ) -2Tb (Ia cos 60 ) = -Ia Tb, lequel représente le courant Ia totalement en phase relativement au vecteur de référence Eb.
L'analyse des vecteurs permet de voir que la relation entre Ia Tb ampère-tours et les ampères-tours de la composante de courant correctif additionnel 3Tb Ias, si 3Tb est le nombre de spire de l'enroulement additionnel, est telle que les deux composantes de courant à 90 Ia2, et Ia3 s'éliminent mutuellement c'est-à-dire que ces composants prennent des valeurs identiques lorsque l'on prend comme nombre de tours respectivement 2Tb et 3Tb, ce dont résulte que 3TbIa3 = 2Tb.Ia2, ceci indique que la composante corrective doit avoir trois fois le nombre de tours Tb, le courant de la phase A doit avoir un nombre de tour égal à 2Tb, tandis que le courant de la phase B doit avoir un nombre de tours égal à Tt. En conclusion nous pouvons prouver, par une analyse vectorielle non reproduite ici, que, pour tout angle de facteur de puis sance du courant de charge,
la composante déphasée de courant correctif sera toujours fonction de l'angle de facteur de puissance de telle manière qu'elle fournisse les ampères-tours correctifs voulus pour maintenir parfaite la lecture du compteur de watt-heure (ou du wattmètre). Cette méthode de déphasage est considére comme étant plus précise puisque le courant principal n'est aucunement déphasé et que toute erreur de l'or- gane déphaseur n'aura qu'un effet négligeable sur la lecture du compteur ou du wattmètre.
Dans une forme d'exécution de l'organe déphaseur, le troisième enroulement correcteur 50 est shunté par un élément de résistance 51 ayant une impédance approximativement égale à celle de l'enroulement 50, ce qui produit des courants subdivisés Ia3 et Ia4 de valeur approximativement égale. Une relation vectorielle nous montre que le courant Ia3 circulant à travers l'enroulement 50 est en retard sur le courant 1a de la ligne d'environ 30 de déphasage que l'on doit avoir relativement à la tension de référence appliquée à l'enroulement de tension du compteur, ceci lorsque le facteur de puissance du courant de charge 1a est égal à 1.
Dans ces conditions la composante wattée de l'excitation due au courant correctif est égale à zéro comme cela se doit. Avec des facteurs de puissance du courant de charge Ia déterminant différents angles de déphasage a, l'excitation correctrice est toujours la fonction de sinus a nécessaire pour que le compteur ou le wattmètre fournisse une indication correcte.
La fig. 2 illustre schématiquement la manière dont on peut convertir une quelconque installation dans laquelle le compteur se trouve localisé à 'endroit de la charge et où l'énergie est amenée par une conduite commune en une partie unitaire d'une installation de télécomptage à compteurs groupés. Le système de télécomptage ci-décrit permet de réaliser une telle conversion sans qu'il soit aucunement nécessaire de modifier l'installation d'amenée de la puissance. Il y a lieu de noter que toutes les parties ou éléments de circuit non représentés sont identiques avec ceux qui sont montrés à la fig. 1. Les mêmes éléments sont désignés par les mêmes signes de référence.
En l'occurence on voit sur cette fig. 2 que les conducteurs de la conduite de dérivation 15 connectant la conduite principale au panneau de charge doivent être coupés en un point 16 pour permettre l'insertion du transformateur de courant 1 en série avec le panneau de charge d'appartement. Il est bien entendu que les conducteurs amenant le courant secondaire de comptage au compteur de watt-heure sont agencés et connectés similairement à ceux qui sont montrés à la fig. 1.
La fig. 3 est une vue schématique d'un arrangement de circuit modifié applicable dans une installation de télécomptage de compteurs groupés et permettant d'utiliser un unique transformateur de courant 20 en tant qu'unité supérieure et un autre transformateur de courant 21 inverse ou inférieur connecté en cas
cade et ayant un enroulement primaire 22 à grand nombre de tours connecté en série avec la charge principale, et un enroulement secondaire 23 comportant un petit nombre de tours. On a ainsi deux transformations
inverses, le rapport de transformation de chacun des
deux transformateurs étant identique mais inverse, ce
qui permet de sortir finalement du secondaire du trans
formateur inférieur un courant de valeur égal à celui
qui traversait le primaire du transformateur supérieur .
Ainsi l'enroulement secondaire 23 du transformateur de courant inférieur fournit à l'équipement compteur 24 un courant final de sortie de forte valeur permettant l'usage d'un compteur de watt-heure conventionnel. Cette méthode avec transformations inverses simplifie les conditions requises pour l'installation de télécomptage par compteurs groupés puisqu'elle permet d'utiliser un compteur classique à deux bornes de connection au lieu de nécessiter un compteur spécial prévu pour un courant d'un ampère. Tous les éléments représentés à la fig. 3 qui sont identiques à des éléments représentés à la fig. 1 sont désignés par des signes de référence identiques.
Une impédance shunt de compensation Rc1 est connectée en parallèle avec l'enroulement secondaire 6 du transformateur de courant supérieur pour compenser les erreurs en un point particulier de son domaine d'opération. Similairement, une autre impédance compensatrice Rc2 est connectée en parallèle avec l'enroulement secondaire 23 du transformateur de courant inférieur pour compenser ces erreurs en un autre point sélectionné de son domaine d'opération. Il est entendu qu'une quelconque première sorte d'ajustement de nombre de tours doit être prévue pour minimiser les erreurs générales du transformateur de courant avant que ces moyens additionnels de compensation soient ernployés.
On va voir maintenant comment une méthode de compensation linéaire peut être appliquée à chaque transformateur de courant dans le but d'induire dans le circuit secondaire un courant correctif destiné à compenser des pertes ou les excitations de courant en un point particulier du domaine des courants de charge, ceci afin d'obtenir une courbe d'erreurs relativement plate tout au long du domaine de courant. Une forte impédance shunt branchée aux bornes du secondaire réduit normalement les erreurs d'angles de phase mais augmente les erreurs de rapport de transformation, lesquelles cependant peuvent être à leur tour corrigées par un ajustement de nombre de tours.
Dans l'installation ci-décrite, on cherche à réaliser une compensation linéaire combinée des erreurs globales pour l'un et l'autre des deux transformateurs de courant supérieur et inférieur. Pour cela on cherche à compenser la courbe globale des erreurs de phase et de rapport de transformation à approximativement 30 % du domaine d'opération par un ajustement correspondant de l'impédance de compensation Rc1 en ajustant ensuite le rapport de transformation du transformateur de courant supérieur à 70 % du domaine de courant d'opération.
La raison pour laquelle on a choisi ces points de 30 % et de 70 % réside dans le fait qu'en général le maximum de courant de charge dans cette application se situe à environ 80 O/o du maximum prévu, ainsi ces deux points sont les plus aptes à produire une courbe d'erreurs approximativement plate tout au long du domaine usuel d'opération.
La fig. 3A représente un diagramme de vecteur illustrant l'effet correctif d'une impédance shunt relativement haute aux bornes du secondaire du transformateur de courant. Dans ce diagramme Es représente la
tension induite dans le secondaire, D représente le vecteur flux, io est le vecteur du courant d'excitation, is
est le vecteur du courant secondaire, celle représente le
vecteur du courant correctif en dérivation (shunt). En
additionnant la composante io du courant d'excitation à
la composante du courant primaire I'p, on arrive à
contrebalancer le courant de charge secondaire is lequel donnerait une composante de courant primaire résultant I''p qui se présenterait si l'impédance shunt n'était pas connectée.
Cependant avec l'impédance shunt Rc1 connectée au secondaire, on aura un courant shunt ishe en phase avec Es Ce dernier sera contrebalancé par une composante de courant opposée i'she dans l'enroulement primaire et en ajoutant celleci vectoriellement à I''p on obtiendra finalement la valeur réelle du courant primaire Ip. Il est plair que l'addition de ce courant correcteur shunt augmente la composante primaire mais elle diminue grandement l'angle de phase sst. De plus le rapport de transformation peut être corrigé par une quelconque méthode connue d'ajustement du nombre de tours pour amener le transformateur de courant à présenter une erreur de rapport substantiellement égale à zéro audit point sélectionné de 30 % du domaine d'opération, et l'angle de phase sera rendu suffisamment petit pour être négligeable à cette valeur de courant.
La fig. 3B représente un diagramme vectoriel de la compensation linéaire combinée de la courbe d'erreur globale des deux transformateurs de courant supérieur et inférieur. Dans ce diagramme il est montré que l'effet additionnel des deux courants correcteurs shunt ish1 et ishe2 qui circulent respectivement dans les impédances correctrices Rc1 et Rc2 se traduise par un courant de sortie primaire final Ip et un angle d'erreur de phase sst. En examinant ce diagramme on voit que les erreurs de rapport fixes des transformateurs de courant supérieur et inférieur peuvent être corrigées par ajustement des nombres de tours pour produire les amplitudes correctrices désirées respectivement #irc1, #icr2, ce par quoi le courant de rapport global correct I'p est obtenu.
Bien que les deux pas de correction soient effectués indépendamment à 30% et à 70% du domaine nominal de fonctionnement, ils sont dans une certaine mesure interdépendants et de ce fait une méthode par approximation successive (positions fausses) doit être appliquée et poursuivie jusqu'à ce que l'on aie obtenu l'état final d'ajustement désiré. En conséquence, pour les ajustements individuels des transformateurs de courant, le point nodal peut d'abord se trouver quelque peu en dessous ou en dessus de 30 % de la courbe d'erreur globale et similairement l'autre point nodal peut se trouver également quelque peu en dessus ou en dessous de 70%. Par palier successif alterné, une compensation approximativement correcte peut être obtenue.
La fig. 3C illustre les diverses courbes de compensation d'erreur que l'on obtient par le processus de compensation shunt décrit ci-dessus. Comme cela a été noté, toutes les courbes d'erreur illustrent seulement les erreurs d'angle de phase en fonction du courant puisque les erreurs de rapport de transformation peuvent être compensées par ajustement de nombre de tours ou shuntage de quelques portions d'un petit nombre donné de spires secondaires.
Le premier diagramme montre une erreur d'angle de phase, à 30% du domaine d'opération. Pour la courbe d'erreur globale totale et et la courbe d'erreur du second transformateur de courant e2, l'erreur de phase n'est pas nulle, par contre la courbe d'erreur e, du transformateur inférieur croise à 30 % la ligne zéro.
Le second diagramme illustre la même condition de compensation d'erreur pour le transformateur inférieur dont la courbe d'erreur e2 croise à 70 % la ligne zéro.
Le troisième diagramme indique la courbe résultante d'erreur globale ete qui est compensée pour les deux points d'opération à 30 et à 70 %. La courbe d'erreur résultante a une caractéristique substantiellement plate à l'intérieur du domaine d'opération.
La fig. 4 représente le schéma complet d'une installation de télécomptage réalisable dans un immeuble à plusieurs étages et présentant trois unités identiques, comme celles montrées aux fig. 1, 1A ou 1B. Dans cette forme d'exécution le transformateur supérieur est d'un type de construction à noyau unique et similairement le transformateur inférieur est connecté pour constituer un transformateur inverse , un élément de résistance variable d'égalisation étant localisé près du compteur. A part cela toutes les parties similaires sont indiquées par les mêmes signes de référence que sur la fig. 1.
Installation of grouped electric energy meters
The present invention relates to an installation of electrical energy meters for measuring the alternating current energy supplied from two phases of a three-phase distribution network, these meters being grouped at a location remote from the charging points where said network supplies said energy, this installation comprising a plurality of remote metering chains which each establish at least one remote connection circuit and include members cooperating with the latter.
Such an installation allows the metering of the energy supplied to different load centers remote from the central place where the meters are located. Load centers can be located on different floors of a multi-story building. A plurality of energy meters, each associated with an individual load center, are positioned at a central location which will normally be in the lower commons of the building. Each load center is connected by a remote metering circuit to the energy meter associated with it at said central location. A common energy line supplies the various load centers and the remote metering circuit is arranged to transmit the indication of the current delivered to each load center.
Compensation means may be necessary to compensate for the varying lengths of said remote metering circuits. More particularly, the methods and devices relating to this installation aim to achieve individual energy metering by grouped meters, in multi-storey buildings, ensuring acceptable measurement accuracy regardless of the cable lengths imposed by local conditions. .
Installations with individual meters grouped in a single location for several floors of a building, as they are currently implemented, require considerable lengths of wiring to bring energy to particular apartments.
These installations are expensive and cause large drops in voltage unless the section of the energy supply conduits is further increased to compensate for these losses. The types of wiring in use today employ three-conductor conduits consisting of two different phases of a three-phase four-wire Y-system, types of wiring which produce strong current imbalances in the neutral despite the fact that the we tend to balance the distribution of the different phases as much as possible.
Taking into account the recommended demand factor, 50% and 35% respectively for lighting and for other electrical loads connected to a common supply line, the cost of installing the lines to private apartments is approximately 100% greater than the cost of the pipes in the case of an installation where each particular meter is located near the point of load whose consumption it measures.
To partially reduce the aforementioned cost difference rows of meters are often installed on intermediate floors, however, selecting a suitable location for this usually creates difficult problems in building plans, and it is often necessary to sacrifice a space that could be used in another more convenient way, moreover the long runs of horizontal pipes are not eliminated. This is therefore not a very favorable solution to the problem, since long horizontal conduits must always be used, which causes significant voltage drops and leads to unbalanced neutral currents as indicated above.
As the modern trend goes in the direction of ever greater electric loads, it is of paramount importance to introduce a new method of metering electric energy which allows to maintain the cost of an individual metering installation by grouped meters. within the approximate limits of the cost of an installation with particular meters located near each charging point, while preserving the previously mentioned advantage of common supply lines.
The aim of the present invention is to provide an installation comprising all the elements necessary to carry out such remote metering of the consumption of electrical energy in constructions comprising a large number of floors or particular load points, while ensuring precision. sufficient measures as well as low cost and ease of installation.
To this end, the invention proposes an installation of electrical energy meters for measuring the alternating current energy supplied from two phases of a three-phase distribution network, these meters being grouped at a location remote from the points. load where said network supplies said energy, this installation comprising a plurality of remote metering chains which each establish at least one remote connection circuit and include members cooperating with the latter, characterized in that each of these chains of remote metering comprises an energy meter, located at a first location and having at least one current winding and at least one voltage winding, equipment for gripping current values at the point of load, located at a second location remote from said first place,
and comprising current transformer means having at least one primary winding and one secondary winding, this primary winding being in series with the conductors through which, at the point of load, the current consumed is taken from said network, so that this current passes through said primary winding, a supply for the voltage of said network, connected to supply the voltage of at least one of the phases thereof to said voltage winding of said energy meter, and a secondary remote metering current loop, extending between said first location and said second location, and to which is connected said secondary winding of the current transformer means, as well as, at least indirectly, said current winding of said energy meter through said energy meter secondary remote metering loop,
and in that compensation means are associated with each said remote counting chain in order to eliminate the effect, which is detrimental to the operating precision of said current transformer means, of the differences which, from one remote counting chain to another, are likely to occur with regard to the impedances on which said transformer means work due to the different length that said secondary loop is likely to have in different chains for which the distance between said first and second places is not the same.
In the case where we have to do with the two phases of a three-phase network of the 120-208 Volt type, it is necessary to use phase shifter means either to phase shift one of the phase currents by 60, or to phase shift each of the currents of the two phases of 300.
Advantageously, a reverse transformation is carried out at the location where the meters are located by means of a second transformer included in said secondary remote metering loop, this makes it possible to use conventional electrical energy meters whose current winding n 'does not have to be specially calibrated for a current lower than the effective consumption current (lower current which would for example be of the order of one ampere).
Further advantageously, the installation is provided with combined linear compensation devices to remedy the overall errors occurring in said first current transformer and also in the transformer carrying out said inverse transformation, this compensation being effected by calibrations which are established, for each of the transformers, at a given percentage but different from the maximum rated primary current; such a measurement makes it possible to obtain a relatively flat error curve.
The appended drawing represents, by way of example, an embodiment of the object of the invention comprising different variants.
Fig. 1 is a schematic illustration of a complete installation of grouped electricity meters including current transformers, as can be achieved in a building of several floors.
Fig. 1A shows a variant of part of FIG. 1 in which a potentiometer is in series with each remote counting circuit.
Fig. 1B illustrates a variant in which, for each phase of a 120-208 volt distribution line in Y, there is a current transformer.
Fig. 1C shows a split-core type current transformer allowing the interference-free joining of two current phases of a 120-208 volt distribution line.
Fig. 1D represents the diagram of a preferred circuit for making a current transformer adding the current of two phases and using a phase shifter of 60.
Fig. 1E represents the diagram of a circuit for making a transformer adding the current of two phases and using for each of the two phases a phase shifter device of 30,
fig. 1F represents the vector relations in the case of a single phase shift of 600,
fig. 1G represents the vector relations in the case of two phase shifts of 30,
fig. 1H shows the vector diagram when
fig. 2 is a schematic view showing how an existing electrical meter installation located at the point of consumption can be converted into an individual remote metering circuit with grouped meters in a building with several floors,
fig. 3 is a schematic view of a part of an installation with combined current transformers using an additional current transformer which ensures the reverse transformation of the remote metering current,
fig.
3A shows the vectorial relationships of the compensation currents leading to a linear global error curve,
fig. 3B is another vector diagram illustrating the combined action of compensation currents,
fig. 3C represents the different error compensation curves that are obtained by the shunt compensation method corresponding to FIGS. 3A and 3B,
fig. 4 shows a complete installation of remotely controlled grouped meters using current transformers for reverse transformation located where the meters are located.
Let us now consider more particularly FIG. 1 which schematically represents a complete remote metering installation with grouped meters in a building with several floors. The main character of such an installation is that the current transformer is located at or near the load point - the electric power being supplied through the primary winding of this current transformer, the secondary winding thereof providing the remote metering current to secondary conductors which can reach a significant length and which are connected to a watt-hour (or kilowatt-hour) meter located relatively far from the point of consumption.
It clearly appears that this method differs from conventional methods in which the current transformer is located near the watt-hour meter, as required for a suitable precision measurement.
It is understood that a current transformer of particular construction must be employed in order to deliver a remote metering current always remaining in a substantially constant ratio despite the considerable load requirements imposed on the current transformer by the varying length of the secondary circuit. . It should be noted that the method of adjusting the load of each secondary circuit in the group to a substantially constant operating value increases the accuracy of current transformers.
In fig. 1 shows an AC transformer unit 1 comprising one or two adder-type transformers having two primary windings 2, 2A respectively, and operating in cooperation with a three-conductor electrical conduit either of the 120-240 volt type or of the 120-208 volt type. For clarity of illustration three identical arrangements are drawn and are designated by the same reference signs. One end, which is the load end, of the primary windings 2, 2A is connected, via relatively short conductors 3, to the load panel 4.
The other ends which are the line ends of these primary windings are connected to the respective phases of a riser pipe 5 comprising three phases A, B, C and constituting a common pipe having branches which go to the current transformers. respective.
The secondary winding 6 of the current transformer, provides the remote metering current and is connected through conductors 7 which can be very long up to the current winding 8 of the watt-hour counter 10 which corresponds to them and which is located far from the charging point. Since current transformers are selected to work in a 1 ampere range, the secondary conductors which carry the remote metering current may preferably have a cross section such that 20 load panels can be connected by conductors pulled into a conductor. 1 ". This wiring method is an important aspect of the installation described above and it greatly reduces the cost of this grouped meter remote metering installation.
Fig. 1A shows a variant in which a
potentiometer is in series on each circuit of
remote metering. We see a variable resistor 9 of the
potentiometer type, which is inserted in series in the
secondary conductors 7 near the
watt-hour 10. Thus each potentiometer can be individually adjusted to accommodate the differences in
resistance that arise due to the different lengths of the secondary conductors of the different floors of the building. Thus all operating loads are made substantially constant which assures accurate operation of the respective current transformers, which are constructed for a given fixed maximum load.
It should be noted that an increase in the accuracy of the operation of current transformers can also be achieved with a core current transformer made of a high permeability material, which works in a steeper portion of the magnetization curve.
In order to simplify the installation, the voltage winding 11 of the watt-hour counters 10 can be connected by conductors 12 directly to the main power line at a place close to the panel 13 comprising said counters. Thus, the long runs of the voltage connections which are usually encountered at the point of the current supply are eliminated.
As seen above, the current transformer unit for 120-240 volt power supply may have only one current transformer having two primary windings forming the addition unit. On the other hand, for a 120208 volt supply, the current transformer unit should have two current transformers, one for each phase. If, however, a phase shifter is used to bring the two phases into complete coincidence, the current transformer unit may again include only one current transformer to effect the addition of the phase currents.
Fig. 1B is a schematic illustration of a current transformer unit 30 employing two current transformers 31 and 32 respectively.
each corresponding to a phase of a 120-208 volt supply; the primary windings of these transformers are designated respectively by 33 and 33a, while their secondary windings are designated respectively by 34, and 34a. Each secondary winding is connected to a separate remote metering circuit 35 or 35a which corresponds to it. It is important to note that the four conductors that would normally have two remote metering circuits can be reduced to three conductors, a measure which is not shown in the drawing. Likewise for a plurality of current transformers and remote metering circuits a conductor can always be used as a common conductor, which has the great advantage of requiring in addition to this common conductor only one separate conductor for each remote counter circuit. .
For this arrangement comprising two remote metering circuits per unit of current transformers, it is possible to use an electrical power (or electrical energy) meter with three connections and two stators which add the torques corresponding to the current of the different phases.
Fig. 1C schematically shows a current transformer unit 37, 40 comprising a split-core transformer, and operating the union of the currents of phases A and B in a way which leaves them independent of each other, that is- that is, who does not introduce
no mutual interaction, however the total footprint is hardly greater than that of a single
power transformer.
It is seen that the current transformer unit 40
is split into two half-hubs respectively 41a and 41b. The primary winding 42 of phase A, which cooperates with the secondary winding 43, is wound up by the two half-cores 41a, 41b at the location of the central composite arm 44. The primary winding 45 of the phase
B is subdivided into two half-windings 45a and 45b, having an equal number of turns, which are respectively wound on each of the two side arms 46a and 46b of the core. Although the current flows through the two half-windings in the same direction, they produce in parts 41a and 41b two flows which are directed in opposite directions. Thus the resulting voltage induced by this complete winding in all the windings located on the central arm is equal to zero, and it is the same in the other direction.
Similarly we have a secondary winding 47, corresponding to phase B, which is subdivided into two partial windings 47a and 47b of an equal number of turns and which are wound in the same direction on the respective opposite side arms 48a and 48b, but which are to be considered differentially with respect to the windings located on the central arm. In this way, there is a total inductive cooperation between the two corresponding primary half-windings. As a result, no inductive interaction finally occurs between the two winding groups corresponding to the current of phase A and phase
B. So this unit works by bringing together the two phases, and since the two half-cores are magnetized, it brings the input ampere-turns to a high level, which ensures better operating precision.
Fig. 1D shows a preferred circuit arrangement for making a current transformer summing the currents and connectable to the two-conductor input watt-hour meter shown in fig. 1, and can be powered by a three-wire power line through two primary windings 2 and 2A. Thus the counting current in the secondary winding of the current transformer is proportional to the arithmetic sum of the two phase currents if the primaries are connected to a three-wire power supply of the type 120 240 volt, or to a three-wire power supply of the type 120-208 volts as long as the phase currents are shifted to come into full coincidence.
Thus, by the combined effect of the primary windings acting on a single secondary winding, a single counter stator with two input connections can be made to indicate the sum of the individual loads of two different phases. All the elements of fig. 1D which are identical to elements of FIG. 1 are designated by the same reference signs. In fig. 1D the only particular element is constituted by the phase shifter 14 which is used in the case where the voltage winding of watt-hour 10 is connected between phase and neutral.
Fig. 1E shows the same circuit arrangement as fig. 1D except that two phase shift members 14 and 14A are used, each being connected in series with a respective current line ,.
This method is applied when the voltage winding il of the 10 watt-hour meter is connected between two phases (that is, in the special case of a 120-208 volt network, under 208 volt), this This matter will be discussed in more detail in connection with the vector diagrams of Figs. 1F and 1G.
These figs. 1F and 1G represent the vector relations in the two different cases of phase shift. In order to make clearly understood the necessity of the phase shifts, the conditions necessary for a correct addition of two line currents will be mentioned.
It is assumed that each primary winding is established for the same current ratio with the secondary, the secondary current Is preferably lying in the range of 1 ampere. The numbers of turns corresponding to the two primary windings are designated respectively by N1, and N2, and the number of turns of the secondary winding is designated by Ns.
To achieve a suitable addition, the current in the secondary remote metering circuit must constitute a significant and determined fraction of the vector of the sum of the two line currents flowing in the primary windings P1 and P2. This means that when both primary windings are under full load, the ampere-turns by which each of these contributes to the sum must be proportional to the overall ratio. It follows that the total ampere-turns of the primary windings take the same proportion in the sum of the two reported primary line currents. In such a case, the three-conductor pipeline may consist of a single phase of a 120-240 volt delta network, or two phases of a three-phase 120-208 volt four-conductor network.
a) 120-240 volt power supply
In this case the two conductors carry the same phase of a polyphase system. Let us designate the instantaneous values of the two primary currents by Ip1 and Ip2; the corresponding secondary values would be respectively Is1 and Is2. If the total instantaneous secondary current is denoted by Im and the number of turns of the secondary winding is Nq, the equality of the ampere-turns on each of the primary and secondary sides of the adder transformer gives us:
ImNs = Is1N1 + Is2N2 = (Ip1 / Kc) N1 + (Ip2 / Kc) N2 formula in which Kc is the ratio of the transformer. If the values of the number of turns N1 and N2 are equal, we have:
EMI4.1
Thus it is obvious that the counting current corresponds, up to a constant factor, to the vector of the sum of the currents in the two lines.
Thus, the combined effect of the two primary windings acting on a single secondary winding makes it possible to use a counter with a single stator and with two connection terminals to indicate the sum of the individual loads connected to two separate circuits.
b) 120-208 volt
In this case, the two line currents of the three-conductor line consist of two different phases of a three-phase, four-wire power supply network. To use the current transformer as an addition unit for currents with a phase shift of 1200 with respect to each other, it is necessary to apply a phase shifter that brings the two line currents into coincidence of phase. When the two different phase currents are brought into phase with each other, they can be added arithmetically as described in the case of the 120-240 volt supply.
There are two main methods for achieving such a phase shift. The first is to phase shift only a line current and then it is the voltage between phase and neutral which is applied to the voltage winding of a watt-hour meter at two connection terminals. The other method is to phase shift the two line currents and it is then the voltage between the two phases which is applied to the voltage winding of the meter.
The vector diagram shown in fig. 1F involves a phase shift of 600 of the current of a line.
The detail of the phase shifter device itself is not shown since only its general application and its introduction into the remote metering group circuit in the case where the line currents come from different phases is to be considered. Therefore only the vector relations relating to this phase shifter member are illustrated.
A phase shift of 600 will be obtained by a suitable selection of the ratio between inductance L and resistance R of the current phase shifter, and the corresponding primary winding will have to be reversed as to its direction to achieve the necessary phase coincidence with the other line current. Now consider the vector diagram, we first note that a counterclockwise direction of rotation of the vectors is assumed. In the diagram, the two voltages between phase and neutral are indicated by E1N and E2N2 and the corresponding line currents are designated respectively by I1N and by I2N. Assume for simplicity of illustration that the power factor of the load is equal to 1. The inverted voltage E1N is denoted by dotted lines.
To achieve full coincidence between the two phase currents I1N and I2N, the current
I2N must be phase-shifted 60 behind E2N (in
I2N) and the corresponding primary winding will be reversed.
The vector diagram also shows the case where the power factor of the load causes a phase shift of # of the line current I2N, consequently the shifted current IN2, will also assume the same phase angle # as the inverted current I1N, and of therefore the power delivered to the load will be identical.
An important element of the phase shift method is that a clean sequence of the phases of the respective line currents must be maintained in order to achieve the desired correct shift required by the addition of the currents.
When a load is connected to the phase-to-phase voltage, not shown in the diagram, the same offset of 600 will provide the correct vector sum of the two line currents, with the voltage winding of the meter being connected to the phase-to-neutral voltage. . If we accept a load power factor equal to unity, the voltage E1N will be out of phase by 30 compared to the phase-to-phase voltage E12, the current I1 will be 30 ahead of the voltage E1N and current I2 will be 30 ahead of the inverted E1N voltage. Since the shifted current is delayed by 600 with respect to the voltage E1N.
Thus we return to the same vectorial relation that we had obtained when the load being connected to the voltage between phase and neutral. The two currents, that of the line and that which is shifted and reversed, have the same phase shift of 30 with respect to the voltage E1N and therefore the vector of the sum is identical when the connections are made between two phases.
The vector diagram of fig. 1G illustrates the conditions that occur when phase-to-phase voltage (208 volts) is applied to the voltage winding of the watt-hour meter. It can be seen that the current I1N is shifted by 30 behind the voltage E12 while the current I2N is shifted by 30 in front of this voltage E12, or more exactly its reverse. In order to obtain a complete phase coincidence with the voltage vector E12, the two line currents must be shifted from said 30 forward or backward.
It is clear that both loads connected between two phases and loads connected between phase and neutral will add correctly regardless of their power factor as is required for a truly correct energy measurement.
Fig. 1H shows the vector diagram in the case of a corrective phase shifter arrangement. Its main feature is that the currents of the two phases A and B are directly added by a current transformer and that an additional third winding is used to superimpose a corrective current component for the correction of errors due to the power factor. . When the power factor is equal to 1, there is no component of the current in this additional winding which is added vectorially in the watt-hour meter because this current is out of phase by 900 with respect to the phase of the reference potential of the counter voltage winding.
The vector diagram of fig. 1H only corresponds to the case where the power factor of the load is equal to 1, in order to better illustrate the principle of phase shift. The phase sequence was chosen to clearly show the phase shift of the corrective current Ia3 when the voltage Eb is taken as the voltage reference vector for the counter, the other phase voltage Ea being in advance of 1200. If now the current vector 1a is inverted, the corresponding vector 1a will be behind by 600 compared to the vector Eb.
By breaking down the vector 1a into two components, 1a1 in phase with Eb and Ia2 to 900 in phase with Eb, the vector relations give:
-Ia1 = -Ia cos 60 = -Ia / 2, and by doubling the ampere-turns of the winding of phase A, we obtain: (Ib being the number of turns of the winding of phase B, and Ta = 2TB that of phase A):
-Ia (Ia cos 60) -2Tb (Ia cos 60) = -Ia Tb, which represents the current Ia totally in phase relative to the reference vector Eb.
Analysis of the vectors shows that the relationship between Ia Tb ampere-turns and the ampere-turns of the additional corrective current component 3Tb Ias, if 3Tb is the number of turns of the additional winding, is such that the two current components at 90 Ia2, and Ia3 are mutually eliminated, that is to say that these components take identical values when we take as the number of turns respectively 2Tb and 3Tb, which results in 3TbIa3 = 2Tb.Ia2 , this indicates that the corrective component must have three times the number of turns Tb, the current of phase A must have a number of turns equal to 2Tb, while the current of phase B must have a number of turns equal to Tt . In conclusion we can prove, by a vector analysis not reproduced here, that, for any power factor angle of the load current,
the corrective current out-of-phase component will always be a function of the power factor angle in such a way that it provides the corrective ampere-turns desired to maintain the correct reading of the watt-hour meter (or power meter). This phase shift method is considered to be more accurate since the main current is not phase shifted at all and any error in the phase shifter will only have a negligible effect on the meter or wattmeter reading.
In one embodiment of the phase shifter, the third corrector winding 50 is shunted by a resistance element 51 having an impedance approximately equal to that of the winding 50, which produces subdivided currents Ia3 and Ia4 of approximately value equal. A vector relation shows us that the current Ia3 flowing through the winding 50 lags the current 1a of the line by about 30 of the phase shift that one must have relative to the reference voltage applied to the winding of meter voltage, when the power factor of the load current 1a is equal to 1.
Under these conditions the watted component of the excitation due to the corrective current is equal to zero as it should be. With power factors of the load current Ia determining different phase shift angles a, the corrective excitation is still the sine function a necessary for the meter or power meter to provide a correct indication.
Fig. 2 schematically illustrates how we can convert any installation in which the meter is located at the point of the load and where the energy is brought by a common pipe into a unit part of a remote metering installation with grouped meters. The remote metering system described above enables such a conversion to be carried out without it being at all necessary to modify the power supply installation. It should be noted that all the parts or circuit elements not shown are identical with those shown in FIG. 1. The same elements are designated by the same reference signs.
In this case we see in this fig. 2 that the conductors of the branch line 15 connecting the main line to the load panel must be cut at a point 16 to allow the insertion of the current transformer 1 in series with the apartment load panel. It is understood that the conductors supplying the secondary counting current to the watt-hour counter are arranged and connected similarly to those shown in FIG. 1.
Fig. 3 is a schematic view of a modified circuit arrangement applicable in a remote metering installation of grouped meters and allowing the use of a single current transformer 20 as the upper unit and another reverse or lower current transformer 21 connected in case
cade and having a primary winding 22 having a large number of turns connected in series with the main load, and a secondary winding 23 having a small number of turns. We thus have two transformations
inverse, the transformation ratio of each of the
two transformers being identical but reversed, this
which finally allows you to leave trans secondary school
lower trainer a current of equal value to that
which passed through the primary of the upper transformer.
Thus the secondary winding 23 of the lower current transformer supplies the counter equipment 24 with a high value final output current allowing the use of a conventional watt-hour counter. This method with inverse transformations simplifies the conditions required for the installation of remote metering by grouped meters since it allows the use of a conventional meter with two connection terminals instead of requiring a special meter designed for a current of one ampere. All the elements shown in fig. 3 which are identical to the elements shown in FIG. 1 are designated by identical reference signs.
A compensating shunt impedance Rc1 is connected in parallel with the secondary winding 6 of the upper current transformer to compensate for errors at a particular point in its operating range. Similarly, another compensating impedance Rc2 is connected in parallel with the secondary winding 23 of the lower current transformer to compensate for these errors at another selected point in its operating range. It is understood that some first sort of adjustment of the number of turns must be provided to minimize general errors of the current transformer before these additional means of compensation are employed.
We will now see how a linear compensation method can be applied to each current transformer in order to induce in the secondary circuit a corrective current intended to compensate for losses or current excitations at a particular point in the current domain. load, this in order to obtain a relatively flat error curve throughout the current domain. A high shunt impedance connected to the secondary terminals normally reduces phase angle errors but increases transform ratio errors, which however can in turn be corrected by an adjustment of the number of turns.
In the installation described above, the aim is to achieve a combined linear compensation of the overall errors for one and the other of the two upper and lower current transformers. For this, we seek to compensate for the overall curve of phase errors and transformation ratio at approximately 30% of the operating range by a corresponding adjustment of the compensation impedance Rc1 by then adjusting the transformation ratio of the upper current transformer. at 70% of the operating current range.
The reason for choosing these 30% and 70% points is that in general the maximum charge current in this application is about 80 O / o of the maximum expected, so these two points are most apt to produce an approximately flat error curve throughout the usual range of operation.
Fig. 3A is a vector diagram illustrating the corrective effect of a relatively high shunt impedance across the secondary of the current transformer. In this diagram Es represents the
voltage induced in the secondary, D represents the flux vector, io is the excitation current vector, is
is the vector of the secondary current, that represents the
vector of the corrective current in shunt. In
adding the component io of the excitation current to
the component of the primary current I'p, we arrive at
counterbalance the secondary load current is which would give a resulting primary current component I''p that would occur if the shunt impedance was not connected.
However with the shunt impedance Rc1 connected to the secondary, we will have a shunt current ishe in phase with Es.The latter will be counterbalanced by an opposite current component ishe in the primary winding and by adding this vectorially to I''p on will finally obtain the real value of the primary current Ip. It is desirable that the addition of this shunt correction current increases the primary component but it greatly decreases the phase angle sst. Further, the transformation ratio may be corrected by any known method of adjusting the number of turns to cause the current transformer to exhibit a ratio error substantially equal to zero at said selected point of 30% of the operating range, and the phase angle will be made small enough to be negligible at this current value.
Fig. 3B is a vector diagram of the combined linear compensation of the overall error curve of the two upper and lower current transformers. In this diagram it is shown that the additional effect of the two corrective shunt currents ish1 and ishe2 which circulate respectively in the corrective impedances Rc1 and Rc2 results in a final primary output current Ip and a phase error angle sst. Examining this diagram it can be seen that the fixed ratio errors of the upper and lower current transformers can be corrected by adjusting the numbers of turns to produce the desired corrective amplitudes respectively # irc1, # icr2, whereby the correct overall ratio current I'p is obtained.
Although the two correction steps are carried out independently at 30% and 70% of the nominal operating range, they are to a certain extent interdependent and therefore a method by successive approximation (false positions) must be applied and continued until until the desired final state of adjustment has been obtained. Consequently, for individual current transformer adjustments, the nodal point may first be somewhat below or above 30% of the overall error curve and similarly the other nodal point may also be some. slightly above or below 70%. By alternating successive stages, approximately correct compensation can be obtained.
Fig. 3C illustrates the various error compensation curves that are obtained by the shunt compensation process described above. As noted, all error curves only illustrate phase angle errors as a function of current since transform ratio errors can be compensated by adjusting the number of turns or bypassing a few portions of a small given number of secondary turns.
The first diagram shows a phase angle error, at 30% of the operating range. For the total overall error curve and the error curve of the second current transformer e2, the phase error is not zero, on the other hand the error curve e, of the lower transformer crosses at 30% the base line.
The second diagram illustrates the same error compensation condition for the lower transformer whose error curve e2 crosses the zero line by 70%.
The third diagram shows the resulting overall error curve and which is compensated for the two operating points at 30 and 70%. The resulting error curve has a substantially flat characteristic within the range of operation.
Fig. 4 shows the complete diagram of a remote metering installation that can be produced in a building with several floors and having three identical units, like those shown in FIGS. 1, 1A or 1B. In this embodiment the upper transformer is of a single core type of construction and similarly the lower transformer is connected to constitute a reverse transformer with a variable equalizing resistance element located near the meter. Apart from that all similar parts are indicated by the same reference signs as in fig. 1.