Приложение г Паспорт-протокол цифрового измерительного канала цифровой аскуэ
Измерительный канал № _________________
1. Наименование объекта (электростанция, подстанция) Кисловодская ТЭЦ
2.1. Наименование присоединения РП-102
2.2 Класс напряжения 110 кВ
2.3. Виды и направлени измерений: PQ пр., PQ пр. обр., P пр.
3. Дата ввода комплекса в эксплуатацию.______________
4. Основные паспортные и эксплуатационные данные:
4.1. Счетчики электрической энергии:
Обозначение счетчика по схеме учета электроэнергии, вид учета
(P или Q), вид энергии (А или R) активная ,реактивная, расчётный
Тип СЭТ-4ТМ 02.2, № 05031006 напряжение 100 В,
Ток 5 А, класс точности 0,5;1,0 , схема включения неполная звезда,
количество тарифов 1 , другие данные_______
4.2. Трансформаторы тока:
Тип ТПОЛ-10, № 22273, 20342, класс точности измерительной обмотки: 0,5 (фаза А), - (фаза В), 0,5 (фаза С), коэффициент трансформации 600/5, допустимая нагрузка 10, фактическая нагрузка 0.4, другие данные ________
4.3. Трансформаторы напряжения:
Тип НАМИ-10, №5116, класс точности 0,5 (фаза А), 0,5 (фаза В), 0,5 (фаза С), коэффициент трансформации 100, допустимая нагрузка 120, фактическая нагрузка 100 , другие данные _____
5. Схемы соединения и кабельные связи
Токовые цепи:
Схема соединения измерительных обмоток ТТ: неполная звезда
Схема соединения кабелей (с указанием маркировки, наименования сборок выводов шкафов и панелей), параметры кабелей и др. А441, В441, С441, 0441; 20,22,24,26,27 ШВ; I10,I12,I14,I15 п.61; КВВГ-2.5, 36 м.
Цепи напряжения:
Схема соединения кабелей (с указанием маркировки, наименования сборок выводов шкафов и панелей), параметры кабелей и др. I1,I3,I6,I8,I9,I10 ШТН-1 ; 3Р; ЗАВ-I ; 1ПР1; 1РПР; АВВГ-35*3.
Допустимое значение потерь напряжения от ТН до счетчика 0,25%
Фактическое значение потерь напряжения от ТН до счетчика 0,2%
6. Вспомогательные аппараты:
6.1. Автоматические выключатели:
Обозначение по схеме тип АП50-3 , номинальный ток 2.5 А, тип защиты и
установка отсечка, шкаф ТН102 №__.
6.2. Предохранители:
Обозначение по схеме____, тип_____, номинальный ток____, ток плавкой вставки_________.
7. Информационно-измерительная система: Тип Сикон С-1, № 118 , другие данные__
8. Погрешность измерения комплекса (расчетная) _______
Определение метрологических характеристик
Для каждого средства измерения должны быть заданы метрологические характеристики, а для системы в целом должны быть рассчитаны.
Метрологическое обеспечение, погрешность измерительных каналов. Расчет метрологического обеспечения должен проводиться по методике на основании примера, приведенного ниже.
Исходные данные:
Присоединение |
Тип счетчика |
Класс точности δсч, % |
Трансформаторы тока |
Трансформаторы напряжения |
|||||
Тип |
Класс точности δтт, % |
Ктт |
Тип |
Класс точности, δтн, % |
Ктн |
Потери напряжения от ТН, δл, % |
|||
Присоединение 1 |
ЦЭ6850М |
0,5S |
ТВЛМ-10 |
0,5 |
30 |
НТМИ-10 |
0,5 |
100 |
0,25 |
Присоединение 2 |
ЦЭ6822 |
1,0 |
Т-0,66У3 |
0,5 |
30 |
– |
– |
– |
– |
Присоединение 3 |
ЦЭ6827М |
1,0 |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
1. Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала (Присоединение 1) при измерениях электроэнергии (приписанную характеристику погрешности измерений) вычисляют по формуле
(1)
где J – |
токовая погрешность ТТ, %; |
U – |
погрешность напряжения ТН, %; |
– |
погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика за счет угловых погрешностей ТТ J и ТН U, %; |
л – |
погрешность из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к ТН, %; |
с.о – |
относительная погрешность счетчика, %; |
сj – |
дополнительная погрешность счетчика от j-й влияющей величины, %; |
l – |
число влияющих величин; |
у.с – |
относительная погрешность устройства сбора и передачи данных, %. |
При этом:
- погрешность при измерениях активной электроэнергии вычисляют по формуле
(2)
- погрешность при измерениях реактивной энергии вычисляют по формуле
(3)
Где J – |
угловая погрешность ТТ, мин; |
U – |
угловая погрешность ТН, мин; |
cos– |
коэффициент мощности контролируемого присоединения; |
Дополнительные погрешности счетчика вычисляют по формуле
(4)
где Kj – |
функция влияния j-й величины; |
|
отклонение j-й величины от ее нормального значения. |
–
Дополнительными погрешностями счетчика типа ЦЭ6850М являются:
Сt – |
температурная погрешность, %; |
у.с – относительная погрешность устройства сбора и передачи данных равна нулю в силу передачи информации в цифровом виде.
Для проведения расчетов определяем значения составляющих погрешности W следующим образом.
Трансформаторы тока:
Токовую погрешность ТТ J определяем по графику, приведенному в ГОСТ 7746.
Класс точности |
Первичный ток, % |
Предел допускаемой погрешности |
Предел нагрузки, % |
||
|
номинального значения |
токовой, % |
угловой |
номинального значения |
|
|
5 |
±0,4 |
±15' |
±0,45 срад |
|
0,1 |
20 |
±0,2 |
±8' |
±0,24 срад |
|
|
100-120 |
0,1 |
±5' |
±0,15 срад |
|
|
5 |
±0,75 |
±30' |
±0,9 срад |
|
0,2 |
20 |
±0,35 |
±15' |
±0,45 срад |
|
|
100-120 |
±0,2 |
±10' |
±0,3 срад |
|
|
1 |
±0,75 |
±30' |
±0,9 срад |
|
|
5 |
±0,35 |
±15' |
±0,45 срад |
|
0,2S |
20 |
±0,2 |
±10' |
±0,3 срад |
|
|
100 |
±0,2 |
±10' |
±0,3 срад |
|
|
120 |
±0,2 |
±10' |
±0,3 срад |
25—100 |
|
5 |
±1,5 |
±90' |
±2,7 срад |
|
0,5 |
20 |
±0,75 |
±45' |
± ,35 срад |
|
|
100-120 |
±0,5 |
±30' |
±0,9 срад |
|
|
1 |
±1,5 |
±90' |
±2,7 срад |
|
|
5 |
±0,75 |
±45' |
±1,35 срад |
|
0,5S |
20 |
±0,5 |
±30' |
±0,9 срад |
|
|
100 |
±0,5 |
±30' |
±0,9 срад |
|
|
120 |
±0,5 |
±30' |
±0,9 срад |
|
|
5 |
±3,0 |
± 180' |
±5,4 срад |
|
1 |
20 |
±1,5 |
±90' |
±2,7 срад |
|
|
100-120 |
±1,0 |
±60' |
±1,8 срад |
|
Для ТТ класса точности 0,5 при рабочем токе, равном 5 % от номинального. Получаем: J = ±1,5 %.
Угловую погрешность ТТ J определяем по графику для ТТ класса точности 0,5 при рабочем токе, равном 5 % от номинального Iном. Получаем: J = ± 90 мин.
Трансформатор напряжения:
Погрешность напряжения ТН U определяем согласно ГОСТ 1983-2001.
Для ТН класса точности 0,5. Получаем: U = ± 0,5 %.
Угловая погрешность ТН U для ТН класса точности 0,5 равна U = ± 20 мин.
Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика:
Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика , возникающую за счет угловых погрешностей ТТ и ТН, определяем по формулам (2) и (3) с учетом значений угловых погрешностей J, U и .
Значение cos = 0,8 для всех расчетов.
Получаем:
при измерениях активной электроэнергии = ± 2,01 %;
при измерениях реактивной электроэнергии = ± 3,56 %.
Погрешность из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к ТН:
Погрешность л примем максимально допустимой в соответствии с ПУЭ - л = ± 0,25 %.
Счетчик электроэнергии:
Погрешность счетчика с.о при измерениях активной электроэнергии определяем по графику, приведенному в ГОСТ 30206.
Для счетчика класса точности 0,5 при минимальном рабочем токе и cos = 0,8, получаем: с.о = ± 0,5 %.
Погрешность рассматриваемого счетчика класса точности 0,5 при измерениях реактивной электроэнергии принимаем в соответствии с ГОСТ 26035-83 равной удвоенному значению погрешности с.о при измерениях активной электроэнергии. Тогда для тех же значений минимального тока и cos получаем: с.о = ± 1,0 %.
Дополнительную температурную погрешность счетчика в соответствии с формулой (4) вычисляем по формуле
(5)
где Кt=0,03% /°С – |
температурный коэффициент (функция влияния при изменении температуры) счетчика, полученная по паспортным данным счетчика типа ЦЭ6850; |
|
отклонение температуры окружающего воздуха за учетный период от ее нормального tнорм = 20 °С значения. |
–
Для расчета дополнительной температурной погрешности счетчика необходимо учитывать большее по абсолютному значению отклонение температуры, например ∆t = 10 С0.
Получаем согласно (5) значение дополнительной температурной погрешности счетчика: Сt = 0,03 · 10 = 0,3 %.
Примечание. Дополнительные погрешности счетчика типа ЦЭ6850М согласно его паспортным данным: при изменении напряжения питающей сети cU, от кратковременных перегрузок входным импульсным током с.имп, от самонагрева с.нгр, от внешнего постоянного с.м и переменного с.м и высокочастотных с.мВЧ магнитных полей и другие пренебрежимо малы и учтены в основной относительной погрешности счетчика с.о.
Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерениях активной электроэнергии согласно (1) WP = ±2,89 %.
Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерениях реактивной электроэнергии WQ = ±4,45 %.
2.
Для ТТ класса точности 0,5 при рабочем токе, равном 10 % от номинального. Получаем: J = ±1,25 %.
Угловую погрешность ТТ J определяем по графику для ТТ класса точности 0,5 при рабочем токе, равном 10 % от номинального Iном. Получаем: J = ± 74 мин.
Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика:
Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика , возникающую за счет угловых погрешностей ТТ, определяем по формуле (7) с учетом значения угловой погрешности J и значения cos = 0,8. Получаем:
при измерениях активной электроэнергии = ± 1,62 %;
Счетчик электроэнергии:
Погрешность счетчика с.о при измерениях активной электроэнергии определяем по графику, приведенному в ГОСТ 30207 – для счетчика класса точности 1,0 при рабочем токе 10 % от номинального и cos = 0,8, получаем: с.о = ± 1,5 %.
Для расчета дополнительной температурной погрешности счетчика необходимо учитывать большее по абсолютному значению отклонение температуры, например ∆t = 20 С0.
Получаем согласно (5) значение дополнительной температурной погрешности счетчика: Сt = 0,03 · 20 = 0,6 %.
Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерениях активной электроэнергии согласно (6) WP = ±2,87 %.
3. Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала (Присоединение 3) при измерениях электроэнергии вычисляют по формуле
(8)
с.о – |
относительная погрешность счетчика, %; |
сj – |
дополнительная погрешность счетчика от j-й влияющей величины, %; |
у.с – |
относительная погрешность устройства сбора и передачи данных, %. |
l – |
число влияющих величин; |
При этом:
Дополнительные погрешности счетчика вычисляют по формуле (4).
Дополнительными погрешностями счетчика типа ЦЭ6827М являются:
Сt – |
температурная погрешность, %. |
у.с – относительная погрешность устройства сбора и передачи данных равна нулю в силу передачи информации в цифровом виде.
Для проведения расчетов определяем значения составляющих погрешности W следующим образом.
Погрешность счетчика с.о при измерениях активной электроэнергии определяем по графику, приведенному в ГОСТ 30207 – для счетчика класса точности 1,0 при рабочем токе 10% от номинального и cos = 0,8, получаем: с.о = ± 1,5 %.
Для расчета дополнительной температурной погрешности счетчика необходимо учитывать большее по абсолютному значению отклонение температуры, например ∆t = 20 С0.
Получаем согласно (5) значение дополнительной температурной погрешности счетчика: Сt = 0,03 · 20 = 0,6 %.
Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерениях активной электроэнергии согласно (8) WP = ±1,78 %.
Промежуточные и конечные результаты расчетов приведены в Таблице 2.
Таблица 2
Промежуточные и конечные результаты расчета пределов допускаемых относительных погрешностей измерительных каналов АСКУЭ
№ п/п |
Наименование |
J, % |
J, % |
U, % |
U, % |
, % |
л, % |
с.о, % |
Сt, % |
W, % |
|||
акт. |
реакт. |
акт. |
реакт. |
акт. |
реакт. |
||||||||
1 |
присоединение на РП |
1,5 |
90 |
0,5 |
20 |
2,01 |
3,56 |
0,25 |
1,0 |
2,0 |
0,3 |
2,89 |
4,45 |
2 |
присоединение на КТП |
1,25 |
74 |
– |
– |
1,62 |
– |
– |
1,5 |
– |
0,6 |
2,87 |
– |
3 |
Здание абонента |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
1,5 |
– |
0,6 |
1,78 |
– |
Необходимо также выбрать следующие функциональные показатели АСКУЭ:
- виды измерений в системе;
- методы измерений;
- архивы (структура и глубина архивирования основных измерений на каждом уровне);
- метод контроля достоверности и полноты измерений на всех уровнях системы;
- методы диагностики работоспособности системы;
- методы защиты информации на всех уровнях;
- тарифы (количество, тарифные зоны);
- интервалы опроса;
- наличие лимитов, методы их контроля;
- способ обеспечения единого системного времени;
Список литературы
1. Современные системы сбора, передачи, обработки и отображения информации на объектах электроэнергетики. Седьмой специализированный научно-технический семинар-выставка. М.: Диалог-Электро, 2006. – 216 с.
2. Электротехнический справочник: в 4 т. Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии / Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. А.И. Попов). – 9-е изд. – М.: Издательство МЭИ, 2004. – 964 с.
3. Интернет-сайт www.izmerenie.ru
4. Интернет-сайт www.energomera.ru
5. Интернет-сайт www.sicon.ru
6. Интернет-сайт www.prosoftsystems.ru
7. Интернет-сайт www.incotex.ru
8. Интернет-сайт www.np-ats.ru
9. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S"
10. Закон РФ «Об обеспечении единства измерений»;
11. Закон РФ «Об энергосбережении»;
12. Закон РФ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию»;
13. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем»;
14. ГОСТ 12.1.030-81 «ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление»;
15. ГОСТ 12.2.007.0-75 «ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности»;
16. ГОСТ 24.104-85 «Автоматизированные системы управления. Общие требования»;
17. ГОСТ 34.201-89 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем»;
18. Осика Л.К. Коммерческий и технический учет электрической энергии на оптовом и розничном рынках: Теория и практические рекомендации. – СПб.: Политехника, 2005. – 360 с.
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. В двух томах. Под общ. ред. А.А. Федорова. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 568 с.