Стартовая >> Документация >> Энергонадзор >> Методика выполнения измерений с помощью системы учета электроэнергии

Методика выполнения измерений с помощью системы учета электроэнергии

Общие положения

Настоящая часть проекта освещает вопросы метрологического обеспечения и содержит "Методику выполнения измерений (МВИ) при определении количества электроэнергии и средних значений мощности согласно "Правилам учета электрической энергии" с помощью системы учета электроэнергии.
В соответствии с "Типовой инструкцией по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. РД 34.09.101-94 на стадии проектирования должна определяться погрешность измерительных комплексов (каналов) и обеспечиваться ее минимизация.
МВИ устанавливает совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений с известной погрешностью при коммерческом учете электроэнергии. МВИ обязательна к исполнению персоналом энергопредприятия.

Требования к погрешности измерений

Измерения электроэнергии и мощности осуществляют с погрешностью, обеспечиваемой как вновь вводимыми счетчиками электроэнергии и устройствами сбора и передачи данных, так и действующими в настоящее время на энергопредприятии измерительными трансформаторами и линиями присоединения счетчиков к ТН.
За погрешность измерений в точке учета электроэнергии принимают согласно РД 34.11.114-98 предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала в предусмотренных рабочих условиях применения АСКУЭ на энергообъектах и при доверительной вероятности, равной 0,95.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерительных каналов АСКУЭ должны соответствовать нормам, указанным в таблице 5.1.
Требования к суммарным погрешностям групп измерительных каналов АСКУЭ в настоящей МВИ не предъявляются.

Таблица 1 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерительных каналов АСКУЭ


Значение cosφ

Норма допускаемой относительной погрешности измерительного комплекса, %

Для области нагрузок до 5 %

Для области малых нагрузок (5-20 %)

Для диапазона нагрузок 20-120 %

cosφ=0,5-0,8

Не регламентируется

Не хуже 5,5 %

Не хуже 3,0 %

cosφ=0,8-1,0

Не регламентируется

Не хуже 2,9 %

Не хуже 1,7 %

Методы измерений

Измерения электроэнергии выполняют интегрированием по времени мощности контролируемого присоединения (объекта учета) при помощи электронного счетчика электроэнергии.

Метод измерений мощности основан на вычислении средней мощности по интервальному значению расхода электроэнергии, измеренной при помощи счетчиков.
Результаты измерения электроэнергии и мощности, получаемые в виде аналоговых сигналов, выводятся на дисплей счетчиков в цифровом виде.

Требования безопасности

При выполнении измерений требования безопасности соблюдают в соответствии с ГОСТ 12.3.019-80, ГОСТ 12.2.007.0-75, «Правилами технической эксплуатации», «Межотраслевым правилам по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок».

Требования к квалификации операторов

Выполнение измерений по данной МВИ осуществляется лицами, подготовленными в соответствии с «Правилами технической эксплуатации», «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей» и «Межотраслевым правилам по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок».

Условия измерений

При выполнении измерений по данной методике параметры контролируемых присоединений и условия применения средств измерения должны находиться в допускаемых границах, указанных в таблице 5.2.

Таблица 2. - Условия измерения электроэнергии и мощности


Влияющие факторы

Наименование параметров составляющих ИИК

Нормальные значения влияющих факторов

Допускаемые пределы по нормативным документам на СИ

Ток:
ТТ
Счетчик

5(1) А
5(1) А

(5-120)%I1ном
(10-120)%Iном

Напряжение:
Вторичной обмотки ТН
счетчика

100 В
100 В

(80-120)%U1ном
(-20..+30)%Uном

Коэффициент мощности:
Вторичной нагрузки ТТ и ТН
Измерительной цепи счетчика

Не менее 0,8 емк.
Не менее 0,5 инд.
Не более 0,25%

Не менее 0,8 емк.
Не менее 0,5 инд.
Не более 0,25%

Потери напряжения в цепи ТН:
Вторичная нагрузка ТТ и ТН при cos φ=0,8 инд.

(25-100)% от Sном

(25-100)% от Sном

Частота:
ТТ и ТН
Счетчик

50 Гц
50 Гц
50 Гц

(95-105)%fном
(95-105)%fном
(95-105)%fном

Температура окружающего воздуха:
ТТ и ТН
Счетчик

20ºС
20ºС
20ºС

(-40…50) ºС
(-40…70) ºС
(-40…60) ºС

Влажность неконденсирующаяся, %:

От 0 до 98

Подготовка к выполнению измерений

При подготовке к выполнению измерений проводят работы, указанные в п. 7.2. РД 153-34.0-11.209-99 или в документации на АСКУЭ.

Выполнение измерений

С помощью устройства сбора и передачи данных и центрального вычислительного устройства при выполнении измерений автоматически фиксируют:
- сигналы измерительной информации на выходах измерительных каналов АСКУЭ;
- календарную дату выполнения измерений;
- наименование канала учета;
- номер измерительного канала;
- номер наблюдения на контролируемом присоединении;
- астрономическое время выполнения измерений;
- учетный период или интервальное значение времени измерений.

Обработка результатов измерений

Обработку результатов измерений электроэнергии выполняют следующим образом:
- значение электроэнергии за учетный период вычисляют автоматически по разности показаний на выходе измерительного канала;
- предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении электроэнергии δw вычисляют по формуле:
δw=±1,1·√δi2+δu2+δл2+δс2+δθ2+Σδj2+δу.с.2 (5.1)
где:
δi, δu – погрешности ТТ и ТН в процентах;
δл – погрешность из-за потерь напряжения в линии присоединения счетчика к ТН;
δс – основная относительная погрешность счетчика;
δθ – погрешность схемы подключения счетчика (за счет угловых погрешностей ТТ и ТН);
δу.с. – относительная погрешность устройства сбора и передачи данных;
δj – дополнительная погрешность счетчика от j-ой влияющей величины (постоянная составляющая в цепи переменного тока, не симметрия напряжений, форма кривой тока, температура и т.д.).

1) Погрешность δθ при измерениях активной энергии вычисляют по формуле:
δθ=0,029·√θi2+θu2·√1-cos2φ/cosφ (5.2)
θi – угловая погрешность ТТ, мин;
θu – угловая погрешность ТН, мин;
cosφ – коэффициент мощности контролируемого присоединения.
Погрешность δθ при измерениях реактивной энергии вычисляют по формуле:
δθ=0,029·√θi2+ θu2·cosφ/√1-cos2φ (5.3)
2) Относительную погрешность УСПД вычисляют по формуле:
δу.с.=√δТ2+δТ.Р.2 (5.4)
где:
- δТ – среднесуточная погрешность измерений текущего астрономического времени;
- δТ.Р. – погрешность рассинхронизации при измеренияхтекущего астрономического времени, %.
Обработку результатов измерений мощности выполняют следующим образом:
предел допускаемой относительной погрешности измерительного комплекса при измерениях мощности δР вычисляют по формуле:
δР=±1,1·√(δw/1,1)2+δТ.2 (5.5)
Для проведения расчетов определяем значения составляющихпогрешностей δw и δР методом, описанным ниже.

Трансформаторы тока.
Согласно ГОСТ 7746-2001 пределы допускаемых токовой δi угловой θi погрешностей ТТ класса точности 0,5 при измерениях в рабочих условиях применения при установившемся режиме соответствуют значениям указанным в таблице 5.4.

Таблица 4.- Пределы допускаемых погрешностей для ТТ класса точноти 0,5


Класс точности

Первичный ток, % от номинального

Предел допустимой погрешности

Предел вторичной нагрузки, % от номинальной

Токовой, %

Угловой

мин

срад

0,5

5

±1,5

±90

±2,7

25-100

20

±0,75

±45

±1,35

100-120

±0,5

±30

±0,9

Таким образом, для трансформатора тока класса точности 0,5:
δi=±1,13%, θi=±68 мин при I1=(5-20)% от I1ном;

δi=±0,63%, θi=±38 мин при I1=(20-120)% от I1ном.

Трансформаторы напряжения.
Согласно ГОСТ 1983-2001 пределы допускаемой погрешности напряжения δu и угловой погрешности θu трансформаторов напряжения при измерениях в рабочих условиях при установившемся режиме работы приведены в таблице 5.5.
Таблица 5. - Пределы допускаемых погрешностей для ТН класса точноти 0,5


Класс точности

Предел допустимой погрешности

Напряжения, %

Угловой

мин

срад

0,5

±0,5

±20

±0,6

Таким образом, для трансформатора напряжения класса точности 0,5:
δu=±0,5%, θu=±20 мин.
Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика δθ, возникающую за счет угловых погрешностей ТТ и ТН, определяем при измерении активной энергии по формуле (5.2), при измерении реактивной энергии по формуле (5.3) с учетом угловых погрешностей θu, θi и значения cosφ=0,8 инд.
Погрешности из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к ТН.
Погрешность δл определяем по результатам измерений представленных в паспортах-протоколах измерительных комплексов.

Счетчики электроэнергии.
Согласно ГОСТ 30206-94 погрешность счетчиков электроэнергии класса точности 0,2S и 0,5S нормируют в диапазоне значений тока в измерительной цепи счетчика:
- однофазного и многофазного счетчиков с симметричными нагрузками – от тока Iмин=1% номинального тока при cosφ=1 и от тока Iмин=2% номинального тока при cosφ=0,5 инд., 0,8 емк. до максимального 1,2Iном значения тока включительно. Кроме того, предусмотрено нормирование в диапазоне значений тока в измерительной цепи от 10% номинального тока до максимального 1,2Iном значения тока включительно при cosφ=0,25 инд., 0,5 емк. – по особому требованию потребителя. Данные сведены в таблицу 5.6.
Таблица 6.- Пределы погрешностей счетчиков электроэнергии класса точности 0,2S, 0,5S согласно ГОСТ 30206-94

Значение тока

Коэффициент мощности

Пределы погрешности, % для счетчиков класса точности

0,2S

0,5S

От 0,01Iном до 0,05Iном

1

±0,4

±1,0

От 0,05Iном до 1,2Iном

1

±0,2

±0,5

От 0,02Iном до 0,1Iном

0,5 инд.
0,8 емк.

±0,5

±1,0

От 0,1Iном до 1,2Iном

0,5 инд.
0,8 емк.

±0,3

±0,6

Погрешность счетчика при измерениях реактивной энергии принимается в соответствии с сведениями о метрологических характеристиках электронных счетчиков электроэнергии и берется равной значению основной погрешности счетчика при измерении активной энергии.
Дополнительными погрешностями счетчика от j-й влияющей величины δj являются: погрешность от изменения температуры окружающего воздуха δct, погрешность от изменения напряжения в измерительной цепи счетчика δcU, погрешность от изменения частоты счетчика δcf.
Погрешность счетчиков классов точности 0,2S и 0,5S при изменении напряжения в диапазоне 10% составляет не более 0,005% на 1% изменения напряжения.
Для счетчиков класса точности 0,2S дополнительная погрешность при отклонении частоты на ±5% не превышает 0,07%, а для счетчиков класса точности 0,5S дополнительная погрешность при отклонении частоты на ±5% не превышает 0,1%.
Для счетчиков класса точности 0,2S при cosφ=0,5 (индуктивная нагрузка) и cosφ=0,8 (емкостная нагрузка) погрешность счетчика в диапазоне от +50°С до –40°С составляет 0,013% на градус, а для счетчиков класса точности 0,5S при cosφ=0,5 (индуктивная нагрузка) и cosφ=0,8 (емкостная нагрузка) погрешность счетчика в диапазоне от +50°С до –40°С составляет 0,02% на градус.

Полученные промежуточные результатов по гл. 5.11. позволяют рассчитать пределы допускаемых относительных погрешностей измерительных каналов при измерениях активной и реактивной электроэнергии и мощности. В связи с тем, что среднесуточная погрешность измерения текущего астрономического времени пренебрежимо мала, можно считать, что предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерениях мощности равен пределу допускаемой относительной погрешности

измерительного канала при измерениях энергии, т.е. δw=δp (следует из формулы 5.5.).
Промежуточные и конечные результаты расчетов измерительных комплексов для диапазонов токов (5-20)% и (20-120)% от Iном при cosφ=0,8 приведены в таблице 5.7.
Таблица 7.- Погрешности измерительных комплексов ОАО «Николаевский энергетический комбинат» при установке счетчиков класса точности 0,2S и 0,5S


Класс точности счетчика

Первичный ток I1, % от Iном

Составляющие погрешности измерительного комплекса

Суммарная погрешность

δi,%

θi,
мин

δu,%

θu,
мин

δθ,%

δл,%

δс,%

Дополнительные погрешности счетчика

δw=δp,%

Акт.

Реакт.

Акт.

Реакт.

δCt,%

δCU,%

δCf,%

Акт.

Реакт.

0,5S

5-20

1,13

68

0,5

20

1,542

2,741

0,16

0,55

0,55

0,2

0,05

0,1

2,276

3,366

0,5S

20-120

0,63

38

0,5

20

0,934

1,660

0,16

0,5

0,5

0,2

0,05

0,1

1,495

2,125

0,2S

5-20

1,13

68

0,5

20

1,542

2,741

0,16

0,3

0,3

0,2

0,05

0,07

2,218

3,337

0,2S

20-120

0,63

38

0,5

20

0,934

1,660

0,16

0,2

0,2

0,2

0,05

0,07

1,405

2,063

Контроль точности результатов измерений

Целью контроля точности результатов измерений является проверка правильности выполнения операций и соблюдения правил измерений, регламентированных настоящей МВИ, а также проверка удовлетворения требований к приписанным значениям погрешностей измерительных каналов АСКУЭ.
Задачами контроля точности являются проверки:
- отсутствия несанкционированных изменений схем вторичных ТТ и ТН;
- соблюдения условий применения средств измерения;
- соблюдения требований к параметрам контролируемых присоединений;
- погрешности из-за потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН;
- регламентированного алгоритма работы АСКУЭ;
- правильности обработки результатов измерений.
После замены СИ в измерительном канале должны быть выполнены работы по проверке соответствия погрешности измерений нормам точности.
Периодический контроль проводят один раз в пять лет.
Оперативный контроль проводят в случаях, предусмотренных в РД 153-34.0-11.209-99.
Выявленные при контроле точности нарушения требований настоящей МВИ должны быть устранены в соответствии с п.11.7 РД 153-34.0-11.209-99. Общая относительная погрешность измерительного канала АСКУЭ ООО “Энерго-Инвест” имеет величину погрешности измерительного канала не более 2,276% при I1=(5 20)% от I1ном и 1,495% при I1=(20 120)% от I1ном (при доверительной вероятности р=0,95), что соответствует требованиям «Концепции построения автоматизированных систем учета электроэнергии в условиях энергорынка» к погрешности измерений электрической энергии и требованиям Технического задания.
Фактические значения относительных погрешностей измерительных комплексов будут определены при проведении поверки АСКУЭ ОАО «Николаевский энергетический комбинат». На каждый измерительный комплекс составляется паспорт (протокол) в соответствии с ДСТУ 3215-95.
Для измерительных каналов, в которых отсутствуют или не соответствуют стандартам трансформаторы тока и (или) трансформаторы напряжения, необходимо во второй очереди реализации проекта установить трансформаторы тока класса точности не хуже 0,5, а трансформаторы напряжения не хуже 0,5. Для них погрешность измерительного канала посчитана с учетом, что трансформатор тока имеет класс точности 0,5, а трансформатор напряжения имеет класс точности 0,5. Падение напряжения измерительного канала принято 0,25%. При выборе кабеля его сечение выбирается таким, чтобы падение напряжения не превышало 0,25%.
 
« Методика визначення електричної енергії, не облікованої внаслідок порушення споживачами ПКЕЕ   Методика нарушений ППЭЭ при составлении акта »
электрические сети