Évaluation de l'incertitude pour la mesure du transformateur électronique de tension réseau

1. Introduction

Les transformateurs électroniques de tension de réseau, en tant que composants de mesure indispensables dans les systèmes électriques, ont leur précision de mesure directement liée à l'exploitation stable et à la gestion efficace des systèmes électriques. Cependant, en pratique, en raison des caractéristiques inhérentes des composants électroniques, des facteurs environnementaux et des limitations des méthodes de mesure, les résultats de mesure des transformateurs de tension impliquent souvent une incertitude. Cette incertitude n'affecte pas seulement la précision des données électriques, mais induit également en erreur les stratégies de dispatching, de contrôle et de protection des systèmes électriques. Ainsi, une recherche approfondie sur les méthodes d'évaluation de l'incertitude pour la vérification et les résultats de mesure des transformateurs électroniques de tension de réseau est cruciale pour améliorer la précision de mesure des systèmes électriques.

Cette étude vise à analyser systématiquement les facteurs affectant l'incertitude de mesure des transformateurs de tension, y compris la dérive thermique, le vieillissement et les interférences de bruit des composants électroniques, ainsi que les changements de température, d'humidité et de champs électromagnétiques dans l'environnement de mesure. À travers cela, des méthodes d'évaluation de l'incertitude scientifiques et raisonnables seront explorées. En construisant des modèles mathématiques combinés avec des principes statistiques et des connaissances en métrologie, cette recherche évaluera de manière globale l'incertitude de mesure des transformateurs électroniques de tension de réseau dans différentes conditions de fonctionnement, fournissant une base théorique et un support technique pour élaborer des règlements de vérification plus précis et améliorer la qualité des produits des transformateurs de tension.

2. Expérience pour l'évaluation de l'incertitude des résultats de mesure
2.1 Objet expérimental

Pour l'évaluation de l'incertitude des transformateurs électroniques de tension de réseau, un dispositif de calibration de tension de précision de niveau 0,001 est sélectionné, couvrant une plage de mesure de 1 à 1000 V. Le transformateur de tension à vérifier est conçu pour des scénarios avec une tension primaire de 10 kV à 50 kV et une tension secondaire de 100 V, avec un niveau de précision de 0,02. La structure du transformateur électronique de tension de réseau est présentée à la Figure 1.

L'environnement expérimental est réglé à une température constante de 20 ± 2 °C, avec l'humidité relative maintenue en dessous de 60%, éliminant les impacts potentiels de l'environnement sur les résultats de mesure.

2.2 Méthode de vérification et de mesure pour les transformateurs électroniques de tension de réseau

Lors de la vérification des transformateurs électroniques de tension de réseau, une méthode d'évaluation de l'incertitude scientifique est requise pour assurer la précision de la mesure. En utilisant le transformateur électronique de tension de réseau présenté à la Figure 1 comme appareil standard, une connexion de circuit basée sur la comparaison est adoptée. Cela permet une alignement parfait entre le transformateur de tension électronique testé et l'appareil standard, comme illustré à la Figure 2.

Ensuite, un système de mesure numérique de haute précision lit et calcule directement l'erreur du transformateur de tension électronique testé. Le modèle de l'appareil standard est DHBV-110/0,02, avec une précision excellente soutenant la vérification. Pour le transformateur testé, des points de tension nominale de 0,5 %, 2 %, 10 %, 50 % et 110 % sont définis pour couvrir sa plage de fonctionnement. Il est notoire que, bien que les limites d'erreur maximales autorisées pour ces points soient les mêmes sous conditions de charge pleine et légère, la dérive thermique et le vieillissement des composants électroniques peuvent causer des différences de stabilité significatives selon les conditions. Ainsi, la stabilité de chaque point doit être évaluée indépendamment pour contrôler l'incertitude des résultats de vérification, répondant aux exigences strictes de la technologie de mesure de haute précision pour l'exploitation du réseau électrique.

3. Modèle mathématique

Dans l'expérience d'évaluation de l'incertitude des résultats de vérification et de mesure des transformateurs électroniques de tension de réseau, lors de la vérification de la précision de l'appareil testé, son incertitude est souvent quantifiée par plusieurs dimensions, telles que l'écart de précision et le retard de phase. Ces deux indicateurs reflètent respectivement la différence d'amplitude et le décalage de phase entre la valeur mesurée et la valeur réelle. Ainsi, des modèles mathématiques indépendants peuvent être construits pour décrire de manière précise ces sources d'incertitude. Pour l'écart de précision Y, un modèle de régression linéaire peut être utilisé, exprimé comme suit :

Où β0 et β1 sont des paramètres du modèle ; $X$ est le signal d'entrée du transformateur électronique de tension de réseau ; $\ε$ est le terme d'erreur aléatoire. Pour le retard de phase $\φ$, il peut être exprimé par un modèle de fonction trigonométrique comme suit :

Où α représente le décalage de phase fixe ; θ(X) est une fonction de phase qui varie avec le signal d'entrée. Pour une analyse plus détaillée, des termes non linéaires ou des approximations polynomiales peuvent être introduits pour améliorer la précision du modèle. L'établissement de ces modèles mathématiques fournit une base théorique solide et des outils quantitatifs pour évaluer de manière globale et systématique l'incertitude des résultats de mesure.

4. Résultats de l'expérience d'évaluation des composantes d'incertitude

Dans la vérification des transformateurs électroniques de tension de réseau, plusieurs niveaux de tension sont définis pour l'évaluation de l'incertitude. Les points de tension nominale de 0,5 %, 2 %, 10 %, 50 % et 110 % sont sélectionnés et mesurés en utilisant la méthode de comparaison. Les valeurs moyennes de la différence d'amplitude et du décalage de phase sont enregistrées et calculées comme valeurs de référence aux niveaux de tension correspondants, afin d'évaluer de manière précise l'incertitude de performance du transformateur testé.

4.1 Évaluation de l'incertitude de type A

L'incertitude de type A reflète le degré de dispersion parmi les résultats obtenus lors de mesures répétées du même objet. Sa formule de calcul est :

Où n est le nombre de mesures ; x_i est la i-ème valeur mesurée ; xˉ est la moyenne arithmétique des valeurs mesurées.

Ensuite, pour les points de tension nominale de 0,5 %, 2 %, 10 %, 50 % et 110 %, les résultats de l'évaluation de l'incertitude de type A sont présentés dans le Tableau 1.

Comme on peut le voir dans le Tableau 1, à mesure que le point de tension nominale augmente, l'incertitude de type A, tant pour la différence d'amplitude que pour le décalage de phase, montre une tendance croissante. Cela est dû au fait qu'à des niveaux de tension plus faibles, le transformateur de tension est plus stable, entraînant moins de dispersion dans les résultats de mesure. Cependant, à des niveaux de tension plus élevés, le transformateur de tension est affecté par plus de facteurs, ce qui conduit à une plus grande dispersion dans les résultats de mesure.

4.2 Évaluation de l'incertitude de type B

Selon la norme JJF 1059.1—2022 Évaluation et expression de l'incertitude de mesure, l'incertitude de type B provient d'une inférence raisonnable basée sur des informations connues pertinentes pour estimer son écart-type. Ces informations peuvent impliquer des spécifications d'équipement des fabricants, des données de méthodes de calibration reconnues dans l'industrie, ou une analyse statistique de données de mesure historiques. Le cœur de l'incertitude de type B est de définir la plage de variation possible de la valeur mesurée basée sur l'expérience ou la connaissance professionnelle, avec sa demi-largeur étant la moitié de la largeur de la plage.

Ensuite, un facteur de couverture approprié k est sélectionné pour la quantification en fonction des caractéristiques de distribution de probabilité et du niveau de confiance requis. Généralement, si les valeurs mesurées sont uniformément distribuées dans l'intervalle prédéfini (chaque valeur ayant une probabilité égale), le modèle de distribution uniforme est utilisé, et k peut être pris comme une approximation de √3 pour assurer la précision et la rigueur de l'évaluation. La formule de calcul de l'incertitude de type B est :

Où a est la demi-largeur de l'intervalle de variation de la mesure.

Pour les points de tension nominale de 0,5 %, 2 %, 10 %, 50 % et 110 %, les résultats de l'évaluation de l'incertitude de type B sont présentés dans le Tableau 2.

Comme on peut le voir dans le Tableau 2, à différents points de tension nominale, que ce soit pour la différence d'amplitude ou le décalage de phase, l'incertitude montre une tendance croissante à mesure que le niveau de tension augmente. Comparativement à l'incertitude de type A, l'évaluation de l'incertitude de type B repose davantage sur la précision et l'exhaustivité des informations connues, reflétant une estimation a priori de la performance du transformateur de tension sous mesure. Ainsi, dans les applications pratiques, prendre en compte de manière globale l'incertitude de type A et de type B permet une meilleure maîtrise de la précision et de la fiabilité des résultats de mesure.

4.3 Évaluation de l'incertitude standard combinée

Lors de l'évaluation de l'incertitude standard combinée, si les résultats de vérification et de mesure de chaque transformateur électronique de tension de réseau sont indépendants et non corrélés (c'est-à-dire que leurs coefficients de corrélation sont tous 0), les incertitudes suivent le principe de combinaison linéaire pour l'accumulation. Sur cette base, l'évaluation de l'incertitude standard combinée peut être exprimée par la formule suivante :

Ensuite, pour les points de tension nominale de 0,5 %, 2 %, 10 %, 50 % et 110 %, les résultats de l'évaluation de l'incertitude standard combinée sont présentés à la Figure 3.

D'après les résultats de la Figure 3, à mesure que la tension nominale augmente de 0,5 % à 110 %, les incertitudes standards combinées de la différence d'amplitude et du décalage de phase montrent une croissance régulière. Plus précisément, l'incertitude de la différence d'amplitude passe de 0,008 % à 0,085 % (environ 10 fois), et l'incertitude du décalage de phase passe de 0,05° à 0,35° (environ 7 fois). Cette tendance suggère que des tensions plus élevées augmentent la sensibilité du transformateur aux interférences externes, élargissant ainsi l'incertitude de mesure. Cependant, aucune modification extrême des données ne se produit, indiquant que le processus d'évaluation est stable et fiable.

5. Conclusion

Dans la recherche sur la méthode d'évaluation de l'incertitude pour les résultats de vérification et de mesure des transformateurs électroniques de tension de réseau, de multiples facteurs affectant la précision de mesure sont analysés, et des méthodes d'évaluation scientifiques et efficaces sont explorées. Grâce à l'analyse théorique et à la vérification expérimentale, cela non seulement améliore la fiabilité des résultats de mesure des transformateurs de tension, mais fournit également une garantie solide pour l'exploitation stable du système électrique.