Руководящий документ РД 34.11.325-90 Методические указания по определению погрешности измерения активной электроэнергии при ее производстве и распределении.
РД 34.11.325-90
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПРИ ЕЕ ПРОИЗВОДСТВЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИИ
Срок действия с 01.08.91 г.
до 01.08.96 г.*
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
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 ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. 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
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Наименование | Расчетный учет | Технический учет | ||||||
| Классы точности для |  , %  | Классы точности для | , % | ||||
| СА | ТТ | ТН |
| СА | ТТ | ТН |
|
Генераторы мощностью более 50 МВт, межсистемные линии электропередачи 220 кВ и выше, трансформаторы мощностью 63 MB·А и более | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,25 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,5 |
Генераторы мощностью 15-20 МВт, межсистемные линии электропередачи 110-150 кВ, трансформаторы мощностью 10-40 МВ·А | 1,0 | 0,5 | 0,5 | 0,25 | 2,0 | 1,0 | 1,0 | 1,5 |
Прочие объекты учета | 2,0 | 0,5 | 1,0 | 0,5 | 2,0 | 1,0 | 1,0 | 1,5 |
СА - счетчик активной электроэнергии; ТТ - измерительный трансформатор тока; ТН - измерительный трансформатор напряжения; - потери напряжения в процентах от номинального значения. | ||||||||
2. МЕТОД РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
2.1. 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
2.3. Установленная доверительная вероятность принимается равной 0,95; доверительные границы погрешности результата измерений принимаются
И.
2.6. В соответствии с формулой (2) числовое значение предельно допускаемой погрешности измерительного комплекса при трансформаторном подключении счетчика рассчитывается по формуле
3. МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ, ПОДЛЕЖАЩИЕ РАСЧЕТУ
3.1. Определяются предельно допускаемые значения частных погрешностей СИ, входящих в измерительный комплекс, для условий эксплуатации.
4. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ
4.1. 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.
4.4. Составляющая относительной погрешности ИК, вызываемая частными угловыми погрешностями компонентов трансформаторной схемы подключения счетчика, рассчитывается по формуле
4.5. Погрешности индукционного счетчика определяются по нормативным данным ГОСТ 6570-75, паспортным данным или результатам поверки в рабочих условиях применения.
.
4.5.2. Дополнительные погрешности индукционного счетчика при отклонении влияющих величин от нормальных значений рассчитываются с использованием функций влияния по ГОСТ 6570-75 и значений пределов изменения влияющих величин: напряжения, частоты, температуры, наклона установки счетчика, внешнего магнитного поля.
4.6. Погрешности электронного счетчика определяются по данным ТУ для конкретного типа счетчика или по ГОСТ 26035-83, или по данным поверки в рабочих условиях применения
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 1
Обязательное
РАСЧЕТНЫЕ ФОРМУЛЫ ДЛЯ ОЦЕНКИ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ
В 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:
.
полученной из (11) подстановкой (12-14), при известных или предполагаемых законах распределения частных погрешностей СИ.
Тогда с.к.о. погрешности ИК определяется формулой
Приложение 2
Справочное
ПРИМЕР РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ
КОЛИЧЕСТВА АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
НА БАЗЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА С ИНДУКЦИОННЫМ СЧЕТЧИКОМ
В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Данные 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:
Фазы сети равномерно нагружены.
4. Технические и метрологические характеристики СИ
4.1. Трансформатор тока ТШВ 24-10P (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:
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 НТЦ.
Пределы допускаемых значений погрешностей по ГОСТ 1983-89:
4.5. Расчет составляющей суммарной погрешности ИК, определяемой угловыми погрешностями СИ, производится по формуле (4)
4.6. Трехфазный трехпроводный счетчик активной энергии САЗУ-И681, ГОСТ 6570-75. Класс точности 1,0.
Условия эксплуатации - в пределах нормативных по НТЦ, а именно: пределы изменения влияющих величин:
внешнее магнитное поле отсутствует.
Функции влияния по ГОСТ 6370-75 (с учетом диапазона изменения тока счетчика) в виде коэффициентов изменения погрешности от:
Дополнительные погрешности счетчика рассчитываются по формуле (6) и составляют
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
Принимается значение нижней (верхней) границы доверительного интервала, в котором с заданной вероятностью Р=0,95 находится относительная погрешность канала измерения активной электроэнергии
6. По формуле (1) определяется численное значение нижней (верхней) границы доверительного интервала, в котором с вероятностью Р=0,95 находится абсолютная погрешность результата измерения электроэнергии
7. Результат измерения записывается в виде:
Приложение 3
Справочное
ПРИМЕР РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ
КОЛИЧЕСТВА АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
НА БАЗЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА
С ЭЛЕКТРОННЫМ СЧЕТЧИКОМ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Данные 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:
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:
4.2. Трансформатор напряжения НКФ-330-83-VI-I, 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:
4.5. Трехфазный электронный счетчик электроэнергии Ф 443, ГОСТ 26035-83, ТУ 25-0420.012-83. Класс точности измерения активной энергии 0,5.
Пределы дополнительных погрешностей счетчика определяются по формулам п.4.6.2 МУ и равны
5. Расчет относительной погрешности измерительного комплекса учета электроэнергии
Численное значение предельно допускаемой относительной погрешности ИК рассчитывается по формуле (3) с подстановкой значений, указанных выше:
7. Результат измерения записывается в виде:
