МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ РД 34.11.325-90 СО 153-34.11.325-90
ОРГРЭС Москва 1991 РАЗРАБОТАНО Всесоюзным научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ) ИСПОЛНИТЕЛИ Л.А. БИБЕР, Ю.Е. ЖДАНОВА УТВЕРЖДЕНО Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 12.12.90 г. Заместитель начальника К.М. АНТИПОВ
Срок действия установлен с 01.08.91 г. до 01.08.96 г. Настоящие Методические указания (МУ) распространяются на измерения количества активной электрической энергии переменного тока промышленной частоты, проводимые в условиях установившихся режимов работы энергосистем и при качестве электроэнергии, удовлетворяющем требованиям ГОСТ 13109-87, с помощью постоянно действующих измерительных комплексов с использованием счетчиков электроэнергии индукционной или электронной системы. В Методических указаниях приведен метод расчета погрешности измерительного комплекса. Методические указания не распространяются на измерения электроэнергии с использованием линий дистанционной (телемеханической) передачи данных и с использованием информационно-измерительных систем. В настоящих Методических указаниях уточнен метод расчета погрешности измерительного комплекса при определении допустимого небаланса электроэнергии, приведенный в «Инструкции по учету электроэнергии в энергосистемах». И 34-34-006-83 (М.: СПО Союзтехэнерго, 1983). Указания предназначены для применения персоналом энергопредприятий и энергосистем Минэнерго СССР. 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ1.1. В состав измерительных комплексов (ИК) систем учета активной электроэнергии в качестве средств измерений (СИ) входят измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН), индукционные или электронные счетчики (С) активной электроэнергии, а также линии связи (ЛМ) между трансформаторами напряжения и счетчиками. 1.2. Схемы подключения счетчиков и трансформаторов определяются числом фаз, уровнем напряжений и токов контролируемой сети и должны соответствовать проектной документации на данный энергообъект, требованиям Госстандарта и Минэнерго СССР. 1.3. Допускаемые классы точности счетчиков и измерительных трансформаторов, а также допустимые уровни потерь напряжения в линиях связи при учете электроэнергии, приведенные в таблице, соответствуют требованиям ПУЭ («Правила устройства электроустановок». Шестое издание. Переработанное и дополненное. (М.: Энергоатомиздат, 1986). 1.4. Должны иметься в наличии действующие свидетельства о поверке средств измерений электроэнергии либо свидетельства их метрологической аттестации в условиях эксплуатации, подтверждающие класс точности. 1.5. Условия эксплуатации счетчиков и трансформаторов (в том числе вторичные нагрузки) должны находиться в пределах рабочих условий применения согласно НТД и инструкциям применяемых типов СИ. 1.6. Оценка показателей точности измерений количества активной электроэнергии в реальных условиях эксплуатации производится по показаниям электросчетчиков и нормируемым метрологическим характеристикам счетчиков и трансформаторов. Допускаемые классы точности счетчиков и измерительных трансформаторов, а также допустимые уровни потерь напряжения в линиях связи при учете электроэнергии
2. МЕТОД РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ2.1. В качестве показателей точности измерений количества активной электроэнергии согласно МИ 1317-86 (Методические указания. Государственная система обеспечения единства измерений. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров. - М.: Издательство стандартов, 1986) принимаются границы, в пределах которых суммарная погрешность измерений находится с заданной вероятностью. 2.2. Результаты измерений представляются в форме W; ΔW от ΔWв до ΔWн; P, где W - результат измерений по показаниям счетчика, кВт×ч; ΔW, ΔWв, ΔWн - абсолютная погрешность измерений с ее верхней и нижней границей соответственно, кВт×ч; P - установленная доверительная вероятность, с которой погрешность измерений находится в этих границах. 2.3. Установленная доверительная вероятность принимается равной 0,95; доверительные границы погрешности результата измерений принимаются |ΔWв| = |ΔWн| = ΔW. 2.4. Суммарная абсолютная погрешность измерения количества электроэнергии (ΔW), кВт×ч, определяется как ΔW = ±δИК(W/100), (1) где δИК - суммарная относительная погрешность измерительного комплекса, %. 2.5. Предельно допускаемая погрешность ИК в реальных условиях эксплуатации (δИК) определяется как совокупность частных погрешностей СИ, распределенных по закону равномерной плотности (см. приложение 1), где δоpi - предел допускаемого значения основной погрешности i-го СИ по НТД, %; δдpij - наибольшее возможное значение дополнительной погрешности i-го СИ от j-й влияющей величины, определяемое по данным НТД на СИ для реальных изменений влияющей величины, %; n - количество СИ, входящих в состав ИК; l - количество влияющих величин, для которых нормированы изменения метрологических характеристик i-го СИ. 2.6. В соответствии с формулой (2) числовое значение предельно допускаемой погрешности измерительного комплекса при трансформаторном подключении счетчика рассчитывается по формуле где δpI, δpU - пределы допускаемых значений погрешностей соответственно ТТ и ТН по модулю входной величины (тока и напряжения) для конкретных классов точности, %; δpл - предел допускаемых потерь напряжения во вторичных цепях ТН в соответствии с ПУЭ; δpθ - предельное значение составляющей суммарной погрешности, вызванной угловыми погрешностями ТТ и ТН, %; δоpсч - предел допускаемого значения основной погрешности счетчика, %; δpсчj - предельные значения дополнительных погрешностей счетчика, %. 3. МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ, ПОДЛЕЖАЩИЕ РАСЧЕТУ3.1. Определяются предельно допускаемые значения частных погрешностей СИ, входящих в измерительный комплекс, для условий эксплуатации. 3.2. Рассчитывается доверительный интервал с предельно допускаемыми нижней δикн и верхней δикв границами, в котором с заданной доверительной вероятностью (P = 0,95) находится суммарная относительная погрешность измерительного комплекса для учета электроэнергии в условиях эксплуатации. 3.3. Рассчитывается доверительный интервал с предельно допускаемыми нижней ΔWн и верхней ΔWв границами, в котором с заданной доверительной вероятностью (P = 0,95) находится абсолютная погрешность результата измерений. 3.4. Результатами расчета являются численные значения границ доверительного интервала ΔW. 4. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ4.1. Расчет проводится для ИК с трансформаторной схемой подключения трехфазного счетчика электроэнергии. Классы точности ТТ и ТН пофазно равны. 4.2. Средства измерений, входящие в состав ИК, характеризуются предельно допускаемыми значениями погрешностей в соответствии с классом точности по ГОСТ 7746-89, ГОСТ 1983-89, ГОСТ 6570-75, ГОСТ 26035-83. 4.2.1. В связи с отсутствием в НТД на ТТ и ТН данных об их дополнительных погрешностях и функциях влияния при расчете используется только предельные значения допускаемых погрешностей по ГОСТ 7746-89 и ГОСТ 1983-89. При этом, если диапазон изменения первичного тока I1 известен, то для погрешностей ТТ принимаются предельные значения погрешностей для нижней границы I1мин того из нормированных в ГОСТ 7746-89 диапазонов тока, внутри которого находится реальный диапазон изменения тока сети. В ином случае в качестве погрешностей ТТ для расчета принимаются наибольшие из всех значений, нормированных для данного класса ТТ. 4.3. Для линий связи ТН со счетчиком электроэнергии принимаются предельно допускаемые значения погрешности напряжения в виде потерь напряжения согласно ПУЭ, равные 0,25 %, 0,5 % или 1,5 % от U2ном (см. таблицу). 4.4. Составляющая относительной погрешности ИК, вызываемая частными угловыми погрешностями компонентов трансформаторной схемы подключения счетчика, рассчитывается по формуле δpθ = 0,0291×θtgφ, (4) где θ - суммарный фазовый сдвиг между векторами тока и напряжения на входе счетчика, мин; φ - угол сдвига между векторами тока и напряжения контролируемой сети (первичных тока и напряжения), град; θpI - предел допускаемого значения угловой погрешности ТТ при I1 = Iмин по ГОСТ 7746-89 мин; θpU - предел допускаемого значения угловой погрешности ТН по ГОСТ 1963-89, мин. 4.5. Погрешности индукционного счетчика определяются по нормативным данным ГОСТ 6570-75, паспортным данным или результатам поверки в рабочих условиях применения. 4.5.1. При наличии априорных сведений о параметрах контролируемой сети I и cosφ значение основной погрешности индукционного счетчика принимается равным наибольшему значению допускаемой систематической погрешности класса точности по ГОСТ 6570-75 для соответствующего диапазона изменения рабочего тока счетчика при том нормативном значении cosφ, какое наиболее близко к реальному. В противном случае в качестве δоpсч принимается наибольшее из всех нормированных для данного класса значений погрешности, т.е. значение при I = 0,1Iном и cosφ = 0,5 инд. При однофазной токовой нагрузке трехфазного счетчика значение погрешности δоpсч принимается по ГОСТ 6570-75 п. 1.11. 4.5.2. Дополнительные погрешности индукционного счетчика при отклонении влияющих величин от нормальных значений рассчитываются с использованием функций влияния по ГОСТ 6570-75 и значении пределов изменения влияющих величин: напряжения, частоты, температуры, наклона установки счетчика, внешнего магнитного поля. Наибольшее возможное значение дополнительной погрешности δpсчj от влияющей величины ξi вычисляется по формуле δpсчj = KpjΔξpj, (6) где Kpj - предельное значение допускаемого коэффициента изменения систематической составляющей относительной погрешности счетчика по ГОСТ 6570-75, %/% или %/°С, или %/град. геом.; Δξpj - предел изменения влияющей величины в реальных или в рабочих условиях применения счетчика по НТД, % или °С, или град. геом. 4.6. Погрешности электронного счетчика определяются по данным ПУ для конкретного типа счетчика или по ГОСТ 26035-83, или по данным поверки в рабочих условиях применения. 4.6.1. Предел допускаемого значения основной погрешности δоpсч (%) электронного счетчика активной энергии определяется в зависимости от m отношения произведения значений параметров реальных входных сигналов I, U и cosφ к произведению номинальных значений параметров счетчика (7) и вычисляется для 0,01 ≤ m < 0,2 по формуле δоpсч = ± Kкл(0,9 + 0,02/m), (8) а для m ≥ 0,2 определяется как δоpсч = ± Kкл, (9) где Kкл - класс точности счетчика. В случае однофазной токовой нагрузки трехфазного счетчика предел допускаемого значения основной погрешности равен 1,2δоpсч. 4.6.2. Дополнительные погрешности электронных счетчиков нормированы для следующих влияющих величин: изменение температуры окружающего воздуха при отклонении, от нормального tноpм до любого значения t в пределах рабочих условий, отклонение частоты Δf ≤ 2,5 Гц от нормального значения 50 Гц, воздействие внешнего магнитного поля индукции 5 мТ. При этом по ГОСТ 26035-83 определяются наибольшие возможные значения дополнительных погрешностей электронного счетчика (10) где Δt = t - tноpм. Примечание. После введения новой подготавливаемой редакции ГОСТ на электронные счетчики, расчет погрешностей производится аналогично п. 4.5 на индукционные счетчики. 4.7. Примеры расчетов суммарной погрешности ИК учета электроэнергии на базе индукционного и электронного счетчика приведены в приложениях 2 и 3. Приложение 1Обязательное РАСЧЕТНЫЕ ФОРМУЛЫ ДЛЯ ОЦЕНКИ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙВ соответствии с ГОСТ 8.009, Методическими указаниями. Характеристики погрешности средств измерений в реальных условиях эксплуатации. Методы расчета. РД 50-453-84 (М.: Издательство госстандартов, 1984) и МИ 1317-86 принимается допущение, что погрешности СИ являются случайными величинами. Факторы, влияющие на погрешности СИ, также рассматриваются как случайные и независимые величины. 1. Суммарная относительная погрешность ИК определяется как совокупность независимых частных погрешностей СИ: (11) где K(P) - коэффициент, определяемый принятой доверительной вероятностью и законом распределения погрешности; σ[δИК] - среднее квадратическое отклонение (с.к.о.) случайной относительной погрешности ИК для реальных условий эксплуатации, %; σ[δi] - с.к.о. случайной относительной погрешности i-го СИ, %; n - количество СИ, входящих в состав ИК. 2. Среднее квадратическое отклонение случайной относительной погрешности i-го СИ определяется по формуле (12) где σ[δоi] - с.к.о. основной относительной погрешности i-го СИ, %; σ[δдij] - с.к.о. дополнительной относительной погрешности i-го СИ от j-й влияющей величины, %; l - количество влияющих величин, для которых нормированы изменения метрологических характеристик i-го СИ. 3. Среднее квадратическое отклонение основной относительной погрешности i-го СИ вычисляется по формуле σ[δoi] = δоpi/Ki(P), (13) где δоpi - предел допускаемого значения основной относительной погрешности i-го СИ по НТД, %; Ki(P) - коэффициент, определяемый законом распределения основной относительной погрешности δоi и принятой доверительной вероятностью. 4. Среднее квадратическое отклонение дополнительной относительной погрешности i-го СИ, вызванное j-ой влияющей величиной, определяется по формуле σ[δдij] = δдpij/Kij(P), (14) где δдpij - наибольшее возможное значение дополнительной относительной погрешности i-го СИ от j-ой влияющей величины, определяемое по НТД на СИ для реальных изменений влияющей величины, %; Kij(P) - коэффициент, определяемый законом распределения дополнительной погрешности СИ и принятой доверительной вероятностью. 5. Расчет суммарной относительной погрешности ИК (δИК) в процентах производится по формуле δИК = K(P)σ[δИК] = (15) полученной из (11) подстановкой (12 - 14), при известных или предполагаемых законах распределения частных погрешностей СИ. 6. Ввиду отсутствия в НТД данных о законах распределения погрешностей используемых СИ, ГОСТ 8.009-84 и 8.207-76 принимается допущение, что погрешности являются случайными величинами, распределенными по закону равномерной плотности, т.е. внутри интервала, ограниченного предельными значениями погрешностей, все значения равновероятны. Для расчетов допускается предположение Ki(P) = Kij(P) = √3, P = 1. Тогда с.к.о. погрешности ИК определяется формулой (16) 7. Распределение суммарной погрешности принимается за нормальное, если частные погрешности распределены по закону равномерной плотности и число их не менее трех. При этом допущении для принятой доверительной вероятности P = 0,95 принимается K(P) = 1,96. Предельно допускаемая погрешность ИК в рабочих условиях применения по формуле (15) определяется выражением (17) Приложение 2Справочное ПРИМЕР РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА БАЗЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА С ИНДУКЦИОННЫМ СЧЕТЧИКОМ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИДанные для расчета 1. Измерительный комплекс схемы учета электроэнергии состоит из трехфазного индукционного счетчика активной энергии САЗУ-И681, подключенного через измерительные трансформаторы тока ТШВ 24 и напряжения ЗНОЛ 06-24. 2. Результат измерений за учтенный период по показаниям счетчика W = 100000 кВт×ч. 3. Характеристики входных сигналов измерительного комплекса за учетный период: I = (0,5 ¸ 0,8)Iном; U = (0,9 ¸ 1,0)Uном; f = 50 ± 0,5 Гц cosφ = 0,8 инд. Фазы сети равномерно нагружены. 4. Технические и метрологические характеристики СИ 4.1. Трансформатор тока ТШВ 24-10Р (0,2)-24000/5 УЗ ГОСТ 7746-89, ТУ 16-517.861-80. Класс точности обмотки для измерений 0,2. Условия эксплуатации - в пределах нормативных по НТД. Пределы допускаемых значений погрешностей с учетом диапазона измерения первичного тока по ГОСТ 7746-89: по току δрI = ±0,3 %; по углу θрI = ±13'. 4.2. Трансформатор напряжения ЗНОЛ 06-24 УЗ, ГОСТ 1983-89. Класс точности 0,5. Условия эксплуатации, в том числе вторичная нагрузка, - в пределах нормативных по НТД. Пределы допускаемых значений погрешностей по ГОСТ 1983-89: по напряжению δрU = ±0,5 %; по углу θрU = ±20'. 4.3. Потери напряжения в линии связи - в пределах, допускаемых ПУЭ. Принимаются предельные значения погрешностей по напряжению δpл = 0,25 %. 4.4. Суммарный сдвиг фазы θ между векторами тока и напряжения, вносимый трансформаторной схемой подключения счетчика, вычисляется по формуле (5) и составляет
4.5. Расчет составляющей суммарной погрешности ИК, определяемой угловыми погрешностями СИ, производится по формуле (4) δpθ = ±0,0291×24×0,754 = ±0,527 %. 4.6. Трехфазный трехпроводный счетчик активной энергии САЗУ-И681, ГОСТ 6570-75. Класс точности 1,0. Условия эксплуатации - в пределах нормативных по НТД, а именно: пределы изменения влияющих величин: по напряжению ΔU = Δξр1 = ±10 % от Uном; по частоте Δf = Δξр2 = ±1 % от fном; по температуре tн= 10 °С, tв = 30 °С, Δt = Δξp3 = ±10 °С; по отклонению оси счетчика от вертикали αS = Δξpч = 3° геом.; внешнее магнитное поле отсутствует. Функции влияния по ГОСТ 6570-75 (с учетом диапазона изменения тока счетчика) в виде коэффициентов изменения погрешности от: напряжения KрU = Kр1 = ±0,08 %/%; частоты Kрf = Kр2 = ±0,18 %/%; температуры Kpt = Kp3 = ±0,06 %/°С; наклона KрS = Kр4 = ±0,13 %/°геом. В соответствии с п. 4.5.1 МУ принимается предельное значение основной погрешности счетчика по ГОСТ 6570-75 δоpсч = ±1,0 %. Дополнительные погрешности счетчика рассчитываются по формуле (6) и составляют δpсч1 = Kр1Δξp1 = 0,08×10 = ±0,8 %; δpсч2 = Kр2Δξp2 = 0,18×1 = ±0,18 %; δpсч3 = Kр3Δξp3 = 0,06×10 = ±0,6 %; δpсч4 = Kр4Δξp4 = 0,13×3 = ±0,39 %. 5. Расчет относительной погрешности измерительного комплекса учета электроэнергии. Численное значение предельно допускаемой относительной погрешности ИК рассчитывается по формуле (3) с подстановкой значений частных погрешностей, указанных выше δИК н(в) = ±1,1 Для сравнения: погрешность данного ИК в нормальных условиях, т.е. без учета дополнительных погрешностей счетчика, составляет δИК = ±1,43 %. Принимается значение нижней (верхней) границы доверительного интервала, в котором с заданной вероятностью P = 0,95 находится относительная погрешность канала измерения активной электроэнергии δИК н(в) = ±1,9 %. 6. По формуле (1) определяется численное значение нижней (верхней) границы доверительного интервала, в котором с вероятностью P = 0,95 находится абсолютная погрешность результата измерения электроэнергии ΔWн(в) = ±(1,9×100000)/100 = ±1900 кВт×ч. 7. Результат измерения записывается в виде: W = 100000 кВт×ч; ΔW = ±1900 кВт×ч; P = 0,95. Приложение 3Справочное ПРИМЕР РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА БАЗЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА С ЭЛЕКТРОННЫМ СЧЕТЧИКОМ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИДанные для расчета 1. Измерительный комплекс схемы учета электроэнергии, отпущенной с шин электростанции, состоит из электронного трехфазного счетчика электроэнергии Ф443, подключенного через измерительные трансформаторы тока ТФРМ-330 Б и напряжения НКФ-330. 2. Результат измерения за учетный период по показаниям счетчика 300000 кВт×ч. 3. Характеристики контролируемой сети: I = (0,8 ¸ 1,0)Iном; U = (1,0 ¸ 1,05)Uном; f = 50 ± 0,2 Гц; cosφ = 1,0. Система симметрично нагружена. 4. Технические и метрологические характеристики СИ 4.1. Трансформатор тока ТФРМ-330 Б-VI, ГОСТ 7746-89, ТУ 16-517.929-80. Класс точности обмотки для измерений 0,2. Условия эксплуатации - в пределах нормативных по НТД. Пределы допускаемых значений погрешностей по ГОСТ 7746-89 с учетом диапазона изменения первичного тока: по току δрI = ±0,25 % по углу θрI = ±11'. 4.2. Трансформатор напряжения НКФ-330-83-VI-1, ГОСТ 1983-89, ТУ 16-671.003-83. Класс точности 0,5. Условия эксплуатации, в том числе вторичная нагрузка, - в пределах нормативных по НТД. Пределы допускаемых значений погрешностей: по напряжению δрU = ±0,5 %, по углу θрU = ±20'. 4.3. Потери напряжения в линии связи ТН со счетчиком - в пределах, допускаемых ПУЭ. Принимаются предельные значения погрешностей по напряжению δpл = 0,25 %. 4.4. Составляющая погрешности ИК, определяемая частными угловыми погрешностями элементов трансформаторной схемы подключения счетчика, в соответствии с формулой (4) МУ при cosφ = 1 равна нулю, т.е. δpθ = 0. 4.5. Трехфазный электронный счетчик электроэнергии Ф 443, ГОСТ 26035-83, ТУ 25-0420.012-83. Класс точности измерения активной энергии 0,5. Условия эксплуатации - в пределах рабочих условий применения по НТД, а именно: пределы изменений по температуре tн = -10°С, tв = +50 °С, Δt = ±30 °С при tноpм = +20 °С; внешнее магнитное поле индукции 0,5 мТ. Предел допускаемого значения основной погрешности счетчика определяется в соответствии с п. 4.6.1 МУ и ГОСТ 26035-83 и составляет δоpсч = ±0,5 %. Пределы дополнительных погрешностей счетчика определяются по формулам п. 4.6.2 МУ и равны δpсч1 = δpсчt = 0,05×0,5×30 = ±0,75 %; δpсч2 = δpсчf = 0,5×0,5 = ±0,25 %, δpсч3 = ±0,5 %. 5. Расчет относительной погрешности измерительного комплекса учета электроэнергии Численное значение предельно допускаемой относительной погрешности ИК рассчитывается по формуле (3) с подстановкой значений, указанных выше: δИК н(в) = ±1,1 Принимается значение нижней (верхней) границы доверительного интервала, в котором с заданной вероятностью P = 0,95 находится относительная погрешность комплекса измерения активной электроэнергии δИК н(в) = ±1,7 %. 6. По формуле (1) определяется численное значение нижней (верхней) границы доверительного интервала, в котором с вероятностью P = 0,95 находится абсолютная погрешность результата измерения электроэнергии ΔWн(в) = ±(1,7×300000)/100 = ±5100 кВт×ч. 7. Результат измерения записывается в виде: W = 300000 кВт×ч; ΔW = ±5100 кВт×ч; P = 0,95. СОДЕРЖАНИЕ
|