герб

ГОСТы

флаг

РД 34.11.325-90 Методические указания по определению погрешности измерения активной электроэнергии при ее производстве и распределении

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

МЕТОДИЧЕС К ИЕ УК АЗАНИ Я
ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ
АК ТИВНОЙ Э ЛЕКТРОЭ НЕРГИИ
ПРИ ЕЕ ПРОИЗВОДСТВЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИИ

РД 34.11.325-90

СО 153-34.11.325-90

ОР ГРЭС

Мо сква 1991

РАЗРАБОТАНО Всесою з ным научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ )

ИСПОЛНИТЕЛИ Л.А. Б И БЕР, Ю .Е. ЖДАН ОВ А

УТВЕРЖДЕНО    Главным научно-техническим управлением э не ргетики и электрификации 12 .12 .90 г.

Заместитель начальника К.М . АН ТИПОВ

М ЕТОДИ ЧЕСКИ Е УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПОГРЕШНОСТИ ИЗ МЕРЕНИЯ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТ РОЭНЕРГИИ ПРИ ЕЕ ПРОИЗВОДСТВЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИИ

РД 34.11.325-90

Срок д ействия установлен

с 01 .08 .91 г.

до 01 .08 .96 г.

Настоящие Методические указания (МУ) распространяются на измерения количества активной электрической энергии переменного т о ка промышленной частоты, про водимые в условиях установившихся режимов работы энергосистем и при качестве электроэнергии, удовлетворяющем требованиям ГОСТ 13109-87, с помощью постоянно действую щих измерительных комплексов с использованием счетчиков электроэнергии индукционной или электронной системы. В Методических указ аниях приведен метод ра счета погрешности измерительного комплекса.

Методические указания не распространяются на измерения электроэнергии с использованием линий дистанционной (телемеханической) передачи данных и с использованием информационно-измерительных с истем.

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.: С ПО С ою зтехэ нерго, 1983).

Указания предназначены для применения персоналом э н ергоп редп риятий и энергосистем Минэнерго СССР.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 . В состав из мерительных комплексов (ИК ) систем учета активной электроэнергии в качестве с редств измерений (СИ) входят измерительные трансформаторы тока (ТТ ) и напряжения (ТН), индукционные или электронные счетчики (С) активной электроэнергии, а также лин ии связ и (ЛМ ) между трансформаторами напряжения и счетчиками.

1.2 . Схемы подклю чения счетчиков и трансформаторов определяю тся 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 из мерительных трансформаторов, а также допустимые уровни потерь напряжения в линиях связи при учете электроэнергии, приведенны е в таблице, соответствуют требованиям ПУЭ (« Правила устройства электроустановок». Шестое издание. Переработанное и дополненное. (М .: Эн ергоатомиздат, 1986).

1 .4 . Должны иметься в наличии действующие свидетельства о поверке средств измерений электроэнергии либо свидетельства их метрологической аттестации в условиях эксплуатации, подтверждаю щие класс точности.

1.5 . Условия эксплуатации счетчиков и трансформаторов (в том числе вторичные нагруз ки) 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 произ водится 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

δ U , % U ноpм

Классы точности для

δ U , % U ноpм

СА

ТТ

ТН

СА

ТТ

ТН

Генераторы мощностью более 50 МВт, межсистемные линии электропередачи 220 кВ и выше, трансформаторы мощностью 63 МВ × 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 - счетчики активной электроэнергии; ТТ - измерительный трансформатор тока; ТН - измерительный трансформатор напряжения; δ U - потери напряжения в процентах от номинального значения.

2. МЕТОД РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

2 .1 . В качестве показателей точности из мерений количества активной электроэнергии согласно МИ 1317 -86 (Методические указания. Государственная система обеспечения единства из мерений. Результаты и характеристики погрешности из мерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров. - М.: Издательство стандартов, 1986 ) принимаются границы, в пределах которых суммарная погрешность из мерений находится с заданной вероятностью.

2 .2 . Рез ультаты измерений представляются в форме

W ; ΔW от ΔW в до ΔW н ; P ,

где                   W   - рез ультат из мерений по показаниям счетчика, кВт × ч ;

ΔW , ΔW в , ΔW н      - 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

| Δ W в | = | Δ W н | = ΔW .

2 .4 . Суммарная абсолютная п огрешность из мерения количества электроэнергии ( ΔW ) , кВт × ч, определяется как

ΔW = ± δ ИК ( W /100),                                                         (1)

где δ ИК - суммарная относительная погреш ность из мерительного комплекса, %.

2 .5 . Предельно допускаемая погреш ность И К в реальных условиях эксплуатации ( δ ИК ) определяется как совокупность частных погрешностей СИ, распределенных по закону равномерной плотности (с м. п риложение 1),

                                                  ( 2 )

где δоp i   - предел допускаемого з начения основной погрешности i -го СИ по НТД , % ;

δ дp ij - наибольшее возможное значение дополнительной погрешности i -го СИ от j -й влияющей величины, определяемое по данн ы м НТД на СИ для реальных изменений влияю щей 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 подклю чении счетчика рассчитывается по формуле

                             (3 )

где δpI , δ pU   - пределы допускаемых з начений погрешностей соответственно ТТ и ТН по модулю вход ной величины (то ка и напряжения) для конкретных классов точности, % ;

δ      - предел допускаемых потерь напряжения во вторичных цепях ТН в соответствии с ПУЭ;

δpθ      - предельное з начение составляющей суммарной погре шности, в ызванной угловыми погрешно стями ТТ и ТН, % ;

δоpсч   - предел допускаемого з начения основной погрешно сти счетчика, %;

δpсч j    - пр е дельные значения дополнительных по грешностей счетчика, % .

3. МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ, ПОДЛЕЖАЩИЕ РАСЧЕТУ

3.1 . Определяются предельно допускаемы е з начения частных погреш ностей 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 Δ W н и верхней ΔW в границами, в котором с заданной доверительной вероятность ю ( P = 0 ,95 ) находится абсолютная погрешность результата измерений.

3 .4 . Рез ультатами расчета являются численные зн ачения границ доверительного интервала Δ W .

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 поф азно 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 используе тся только предельные значения допускаемых погрешностей по ГОСТ 7746-89 и ГОСТ 1983-89. При этом, если диапазон изменения первичного тока I 1 известен, то для погрешностей ТТ принимаются предельные значения погрешностей для нижней границы I 1мин того из нормированных в ГОСТ 7746-89 диапазонов тока, внутри которого находится реальный диапазон и з менения тока сети. В ином случае в качестве погрешностей ТТ д ля расчета принимаютс я наибольшие из всех значений, нормированных для данного класса ТТ.

4 .3 . Для линий связи ТН со счетчиком электроэнергии принимаются предельно допускаемые з начения погрешности напряжения в виде потерь напряжения согласно ПУЭ, равные 0 ,25 %, 0 ,5 % или 1 ,5 % от U 2ном (с м. таблицу).

4 .4 . Составляющая относительной погрешности ИК, вызываемая частными угловыми погрешностями компонентов трансформаторной схемы подключения счетчика, рассчитывается по формуле

δ = 0 ,0291 × θ tg φ ,                                                   ( 4 )

                                                   ( 5 )

где θ   - суммарный фазовый сдвиг между векторами тока и нап ряжения на входе счетчика, мин;

φ     - угол сдвига между векторами тока и н апряжения контролируемой сети (первичных тока и напряжения), град;

θ pI    - пред е л допускаемого значения угловой погрешности ТТ при I 1 = I мин п о ГОСТ 7746-89 мин;

θ pU   - предел допускаемого значения угловой погрешности ТН по ГОСТ 1963-89 , мин.

4 .5 . Погрешности индукционного счетчика определя ются по нормативным данным ГОСТ 6570-75 , паспортным данным или результатам поверки в рабоч и х услов иях примен ения.

4 .5.1 . При наличии априорных сведений о параметрах контролируемой сети I и cos φ значение основной погрешности индукционного счетчика принимает с я равным наи большему значению допускаемой систематической погрешности класса точности по ГОСТ 6570-75 для соответствующего диапазона изменения рабочего тока счетчика при т о м нормативном значении cos φ , какое наиболее близко к реальному. В противном случае в качестве δ оpсч при н имается наибольшее из всех н ормиров анных для данн ог о класса значе ний пог решн ости , т.е. зна чение при I = 0 ,1 I ном и cos φ = 0,5 инд .

При однофа з но й токовой нагрузке трех фаз ного счетчика з начение погрешности δ оpсч принимается по ГОСТ 6570-75 п . 1.11.

4 .5 .2 . Дополнительные погрешности индукционного счетчика при отклонении влияющих величин от нормальны х значений рассчитываю тся с использ ованием функций влияния по ГОСТ 6570-75 и значении пределов изменения влияющих величин: напряжения, частоты, температуры , н аклона установки счетчика, внешнего магнитного поля.

Наиболь ш ее возможное значение дополнительной погрешност и δ pсч j от вл ияющей величины ξ i вычисл я ется по формуле

δ pсч j = Kpj Δξpj ,                                                             (6 )

гд е Kpj    - предельное значение допускаемого коэффициента и з менения систематической составляющей относительной погрешности счетчика по ГОСТ 6570-75, % /% или % /° С, или %/ град. геом.;

Δξpj   - предел изме н ения влияющей величин ы в реальных или в рабочих условиях приме нения счетчика по НТД , % или °С, или г рад. г ео м.

4 .6 . Погрешности электронного счетчика определяются по дан ны м П У 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 δ оpсч (%) электронного счетчика активной энергии определяется в зависимости от m отношения произведе н ия значений параметров реальных входных сигналов I , U и cos φ к произведению номинальных значений параметров счетчика

                                                           ( 7 )

и вычисляется для 0 ,01 ≤ m < 0 ,2 по формуле

δоpсч = ± K кл (0,9 + 0,02/ m ),                                               ( 8 )

а для m ≥ 0 ,2 определяется как

δоpсч = ± K кл ,                                                           (9 )

где K кл - класс точности счетчик а.

В случае однофа з ной токовой нагрузки трехфаз ного счетчика предел допускаемого значения основной погрешности равен 1,2δоpсч .

4 .6 .2 . Дополнительные погрешности э лектронных счетчиков нормированы для следующих влияющи х величин: изменение температуры окружающего воздуха при отклонении, от нормального t ноpм до любого значения t в пределах рабочих условий, о тклонение частоты Δ f ≤ 2 ,5 Гц от нормального значения 50 Гц, воз действие внешнего магнитного поля индукции 5 мТ . При этом по ГОСТ 26035-83 о пр ед еляются н аибольшие возможные з начения дополнительных погрешностей электронного счетчика

                                               (10)

где Δ t = t - t ноpм .

Примечание . После вве д ения новой подготавливаемой редакции ГОСТ на электронные счетчики, расчет погрешностей про из водится аналогично п. 4.5 на индукционные счетчики.

4 .7. Примеры расчетов суммарной погрешности ИК учета электроэнергии на баз е индукционного и электронного счетчика приведены в приложениях 2 и 3.

Приложение 1

Обя з ательное

РАСЧЕТНЫЕ ФОРМУЛЫ ДЛЯ ОЦЕНКИ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

В соответствии с ГОСТ 8.009, Методическими ука з аниями. Характеристики погрешно сти средств измерений в реальных условиях эксплуатации. Методы расчета. РД 50-453-84 (М.: Издательство госстандартов, 1984 ) и МИ 1317-86 принимается допущ ение, что погрешности СИ являются случай ными 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 з аконом распределения погрешности;

σ[ δ ИК ]    - 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)

гд е σ [ δ о i ]   - с.к.о . основн ой относительной погрешности i -го СИ, % ;

σ [ δ д ij ] - с.к.о. д ополни тельн ой относи те льно й пог решно сти i -г о СИ от j -й влияющей в ели чины, %;

l    - количество влияющих величин, для которых нормированы и з менения метрологических характеристик i - го СИ.

3 . Среднее квадрати ческое отклонение основной относительной погрешности i -го СИ вычисляется по формуле

σ [ δoi ] = δоp i / Ki ( P ),                                                          ( 13 )

где δоp i    - предел допускаемого з начения основной относительной погрешности i -го СИ по НТД , %;

Ki ( P )   - коэффициент, определяемый законом распределения основной относительной погрешности δ о i и принятой доверительной вероятностью.

4 . Среднее квадратическое отклонение дополнительной относительной погрешности i -го СИ, вызванное j -ой влияющей величиной, определяется по формуле

σ [ δ д ij ] = δдp ij / Kij ( P ),                                                        (14)

где δдp ij    - наибольшее возможное значение дополнительной относительной погрешности i -го СИ от j -ой влияющей величины, определяемое по Н Т Д 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 )

получен н ой из (11 ) подстановкой (12 - 14 ), при из вестных или предполагаемых законах распределения частны х 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 являю тся случайными величинами, распределенными по закону равномерной плотности, т.е. внутри интервала, ограниченного преде льными значениями погрешностей, все значения равновероятн ы. Для расчетов допускается предположен ие 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 з акону равномерной плотности и число их не менее трех. При этом допущении для принятой доверительной вероя тности P = 0 ,95 принимается K ( P ) = 1 ,96 . Предельно допускаемая погрешность ИК в рабочих условиях применения по формуле ( 15) определяется выражением

                     (17)

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 электроэ нергии состоит из трехфазного индукционного счетчика активной энергии САЗУ -И681 , подключенного через из мерительные трансформаторы тока ТШ В 24 и напряжения ЗН ОЛ 06 -24 .

2 . Результат измерений з а учтенный период по показаниям счетчика W = 100000 кВт × ч .

3 . Характеристики входных сигналов измерительного комплекса за учетный период:

I = ( 0 ,5 ¸ 0,8)I ном ;

U = ( 0 ,9 ¸ 1 ,0 )U ном ;

f = 50 ± 0 ,5 Гц

cos φ = 0 ,8 инд .

Фазы сети равномерно нагружены.

4 . Технические и метрологические характеристики СИ

4.1 . Трансформатор тока ТШВ 24 -10 Р (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 Н ТД .

Пределы допускаемых значений погрешностей с учетом диапазо н а измерения первичного тока по ГОСТ 7746-89:

по току δ р I = ± 0 ,3 %;

по углу θр I = ± 13'.

4 .2 . Трансформатор напряжения ЗНОЛ 06 -24 УЗ, ГОСТ 1983-89. Класс точности 0 ,5 .

Условия эк с плуатации, в том числе вторичная нагрузка, - в пределах нормативных по НТД .

Пределы допускаемых з начений погреш ностей по ГОСТ 1983-89:

по напряжению δ р U = ± 0 ,5 %;

по углу θ р U = ±20'.

4 .3 . Потери напряжения в линии связи - в пределах, допускаемых ПУЭ. Принимаю тся предельные з начения по греш ностей по напряжению δ = 0 ,25 %.

4 .4 . Суммарный сдвиг фаз ы 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)

δp θ = ±0 ,0291 × 24 × 0 ,754 = ±0 ,527 %.

4 .6 . Трехфазный т рехп роводны й 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 = Δξ р 1 = ±10 % от U н ом ;

по частоте Δ f = Δξ р 2 = ±1 % от f н ом ;

по температуре t н = 10 °С , t в = 30 °С , Δ t = Δξ p 3 = ±10 °С ;

по отклонению оси счетчика от вертикали α S = Δξ = 3° г еом. ;

в нешнее магнитное поле отсутствует.

Функции влияния п о ГОСТ 6570-75 (с учетом диапазона изменения тока счетчика) в виде коэффициентов из менения погрешности от:

напряжения K р U = K р 1 = ±0 ,08 %/%;

частоты K р f = K р 2 = ±0,18 %/%;

температур ы Kpt = Kp 3 = ±0,06 % /°С;

наклона K р S = K р 4 = ± 0 ,13 %/°геом.

В соответствии с п . 4.5.1 М У принимается предельное з начение основной погрешности счетчика по ГОСТ 6570-75 δоpсч = ±1 ,0 %.

Дополнительные погрешности счетчика рассчитываются по формуле ( 6) и составляют

δpсч1 = K р 1 Δξ p 1 = 0 ,08 × 10 = ±0 ,8 %;

δpсч2 = K р 2 Δξ p 2 = 0,18 × 1 = ±0 ,18 %;

δpсч3 = K р 3 Δξ p 3 =  0 ,06 × 10 = ±0 ,6 %;

δpсч4 = K р 4 Δξ p 4 = 0 ,13 × 3 = ±0 ,39 %.

5 . Расчет относительной погрешности из мерительного комплекса учета электроэнергии.

Численное з начение предельно допускаемой относительной погрешности ИК рассчитывается по формуле ( 3) с подстановкой значе ний частных погрешностей, указанных выше

δИК н(в) = ±1,1

Для сравнения: погрешность данного ИК в нормальных условиях, т.е. без учета дополнительн ы х погрешностей сч етчика, составляет δИК = ±1 ,43 %.

Принимается значение нижней (верхней) г раницы доверительного интервала, в котором с заданной вероятностью P = 0 ,95 находится относительная погреш ность кан ала измерения активной электроэнергии

δИК н(в) = ±1,9 % .

6 . По формуле ( 1) определяется численное значение нижней (верхней) г раницы доверительного интервала, в котором с вероятностью P = 0 ,95 находится абсолютная погрешность рез ультата из мерения электроэнергии

Δ W н(в) = ±(1 ,9 × 100000)/100 = ±1900 к Вт × ч.

7. Рез ультат измерения записывается в виде:

W = 100000 кВт × ч ; ΔW = ± 1900 кВт × ч ; P = 0 ,95 .

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, отпущенно й с шин электростанции, состоит из электронного трехфазного счетчика электроэнергии Ф443 , подключенного через измерительные трансформаторы тока ТФ РМ-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 )I ном ;

U = ( 1 ,0 ¸ 1,05)U ном ;

f = 50 ± 0 ,2 Гц ;

cos φ = 1 ,0 .

Система симметрич н о нагружена.

4 . Технические и метрологические характеристики СИ

4 .1 . Т рансформатор тока ТФ РМ-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 з начений погрешностей по ГОСТ 7746-89 с учетом диапазона изменения первичного тока:

по току δ р I = ± 0 ,25 %

по углу θ р I = ±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 зн а чений погреш ностей:

по напряжению δ р U = ± 0 ,5 %,

по углу θ р U = ±20'.

4 .3 . Потери напряжения в линии связи ТН со счетчиком - в пределах, допускаемых ПУЭ . Принимаются предельные значения погрешностей по напряжению δ = 0 ,25 %.

4 .4 . Составляющая погрешности ИК , определяемая частными угловыми погрешностями элементов трансформаторной схемы подключения счетчика, в соответствии с формулой ( 4) МУ при cos φ = 1 равна нулю, т.е. δ p θ = 0 .

4 .5 . Трехфазный электронный счетчик электроэнергии Ф 443 , ГОСТ 26035-83, ТУ 25 -0420 .012 -83 . Класс точности из мерения активной энергии 0 ,5 .

Услови я эксплуатации - в пределах рабочих условий применения п о НТД, а и мен но: пределы изменений по температуре t н = -10° С, t в = +50 ° С, Δ t = ± 30 ° С при t ноpм = + 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 допол н ительных погрешностей счетчика определ яются п о формулам п. 4.6.2 МУ и равны

δpсч1 = δpсч t = 0 ,05 × 0 ,5 × 30 = ±0 ,75 %;

δpсч2 = δpсч f = 0 ,5 × 0 ,5 = ±0,25 %,

δpсч3 = ±0,5 %.

5 . Расчет относи тельной погреш ности измерительного комплекса учета электроэнергии

Ч и сленное з начение предельно допускаемой относительной погрешности И К рассчитывается по формуле ( 3) с подстановкой значений, указанных выше:

δИК н(в) = ±1,1

Принимается значение нижней (верхней) границы доверительного интервала, в котором с з аданной 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

Δ W н(в) = ±(1 ,7 × 300000)/100 = ±5100 к Вт × ч.

7 . Результат измерения з аписывается в виде:

W = 300000 кВт × ч ; Δ W = ± 5100 кВт × ч ; P = 0 ,95 .

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения . 2

2. Метод расчета погрешности измерения электроэнергии в условиях эксплуатации . 2

3. Метрологические характеристики, подлежащие расчету . 3

4. Исходные данные для расчета погрешности измерения . 4

Приложение 1 Расчетные формулы для оценки погрешности измерений . 6

Приложение 2 Пример расчета погрешности измерения количества активной электрической энергии на базе измерительного комплекса с индукционным счетчиком в условиях эксплуатации . 7

Приложение 3 Пример расчета погрешности измерения количества активной электрической энергии на базе измерительного комплекса с электронным счетчиком в условиях эксплуатации . 9

Еще документы скачать бесплатно

Интересное

Гост 10704 91 Гост 12821 80 Гост 8328 75 Испытание предохранительных Поясов Маршрутная карта Наружные пожарные лестницы требования Нормы выдачи сиз Общий журнал работ пример заполнения Пособие по проектированию железобетонных конструкций Размеры болтов Размеры транспортерных лент для желобчатых Конвейеров Тарифные ставки Технологическая карта на штукатурные работы Технологические трубопроводы Требования к пожарным шкафам