Материалы для заочников / Расчет допустимой погрешности ИК

Расчет допускаемой погрешностей ИК учета электроэнергии

Допустимая погрешность измерительного комплекса – это погрешность, обусловленная предельными допускаемыми погрешностями средств измерений, входящих в состав измерительного комплекса. Относительные погрешности измерительных комплексов рассчитываются по «Типовой методике выполнения измерений количества электрической энергии (РД 34.11.333-97).

Предел допускаемой относительной погрешности измерительного комплекса, из которой исключены известные систематические погрешности, в зависимости от состава средств измерений, входящих в него, вычисляется по формулам, представленным в таблице 4.6.

Таблица 4.6 - Формулы для расчета пределов допускаемой относительной погрешности ИК

№ п/п	Состав ИК	Формулы
1	Счетчик непосредственного включения	(4.1)
2	Трансформатор тока (ТТ), счетчик электроэнергии	(4.2)
3	Трансформатор напряжения (ТН), ТТ, счетчик электроэнергии	(4.3)

В таблице 4.6:

_I – предел допускаемой относительной погрешности ТТ, %;

_U – предел допускаемой относительной погрешности ТН, %;

_ – погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика за счет угловых погрешностей ТТ и ТН, %;

_л – предел допускаемой погрешности, обусловленной падением напряжения в линиях соединения счетчика с ТН, %;

_с.о – основная относительная погрешность счетчика, %;

Допускаемые относительные токовые погрешности измерительных ТТ рассчитываются в зависимости от класса точности и загрузки трансформатора тока.

В соответствии с ГОСТ 7746-2001 для трансформаторов тока класса 0,5 и 1,0 поле допустимых погрешностей имеет вид, отображенный на рисунке 4.24 раструбом, имеющим точки:

•  1,0 о.е. при коэффициенте загрузки по первичной цепи Кз = 1,0;

•  1,5 о.е. – при Кз = 0,2;

•  3,0 о.е. – при Кз = 0,05.

Под относительной единицей понимается класс точности трансформаторов тока. Это означает, что фактическая погрешность трансформаторов тока при малых загрузках может быть в 1,5-3,0 раза больше класса точности трансформаторов тока. Данное поле соответствует классам точности 0,5 и 1,0.

Рисунок 4.24

В соответствии с рисунком 4.24 расчет погрешностей измерительных ТТ класса точности 0,5 производится по аналитическим зависимостям, приведенным в таблице 4.7

Таблица 4.7 - Токовая погрешность измерительного ТТ класса точности 0,5; 0,5S.

Класс точности ТТ	Токовая нагрузка ТТ, IН ,%	Токовая погрешность ТТ, %	Угловая погрешность ТТ, мин.
0,5	 5%	1,5	90
	5  20%	1,75-0,05IН	105-3IН
	20  100%	0,8125-0,003125IН	48,75-0,1875IН
	 100%	0,5	30
0,5S	 5%	0,75	45
	5  20%	0,8-0,015IН	50-Iн
	20  120%	0,5	30

Загрузка ТТ оценивается по величине токовой нагрузки, рассчитанной по расходу электроэнергии за отчетный период через обследуемый ИК. Расчет токовых нагрузок ТТ при вычислении допустимой погрешности ИК выполняется по месячным расходам электроэнергии.

Погрешность измерительных ТН при расчете допустимых погрешностей ИК принимается равной классу точности измерительных ТН.

Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика за счет угловых погрешностей ТТ и ТН _ при измерениях активной электроэнергии вычисляют по формуле:

для ИК (п. 2 таблицы 4.6)

(4.4)

для ИК (п. 3 таблицы 4.6)

(4.5)

где _I – угловая погрешность ТТ, мин.;

_U – угловая погрешность ТН, мин.;

cos  – коэффициент мощности контролируемого присоединения, усредненный за отчетный период, определяется по показаниям счетчиков активной и реактивной электроэнергии на присоединении

Угловые погрешности ТТ при расчете допускаемой относительной погрешности ИК учитываются аналогично токовым погрешностям ТТ в виде линеаризованных зависимостей на отдельных участках токовой нагрузки, построенных по допускаемым погрешностям ТТ (ГОСТ 7746-2001).

В качестве значений угловых погрешностей ТН, входящих в расчетные выражения (4.4)-(4.5), следует подставлять допускаемые погрешности ТН, приведенные в ГОСТ 1983-2001 (таблица 4.9).

Расчет погрешности трансформаторной схемы подключения счетчика, вызванной угловыми погрешностями ТТ и ТН, для характерных сочетаний классов точности ТТ и ТН приведен в таблице 4.8.

Таблица 4.8 - Допускаемые погрешности трансформаторной схемы подключения счетчиков, обусловленные угловыми погрешностями ТТ и ТН.

Классы точности		Допускаемая угловая погрешность		Коэффициент мощности, Cos	Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика, %
ТТ	ТН	ТТ	ТН
0,5	0,5	45	20	0,8	1,07
1.0	0,5	90	20	0,8	2,00

Для присоединений с ТТ класса 0,5 указанная погрешность составляет около 1%, для присоединений с ТТ класса 1,0 – 2%. Таким образом, погрешность трансформаторной схемы подключения счетчиков, обусловленная угловыми погрешностями ТТ и ТН, соизмерима с токовыми погрешностями измерительных комплексов учета электроэнергии и ее следует учитывать при расчетах допустимых погрешностей ИК.

Основная погрешность счетчика приравнивается в расчетах допустимой погрешности ИК его классу точности. Значения дополнительных погрешностей электронных счетчиков и индукционных счетчиков при расчете допустимого небаланса не учитываются.

Погрешность от потери напряжения в линии соединения счетчика с ТН _л  согласно ПУЭ _л  не должна превышать:

0,25 % при питании цепей напряжения счетчиков от ТН класса точности 0,5;

0,5 % при питании от ТН класса точности 1,0;

1,5 % при питании счетчиков технического учета.

Допускаемые относительные погрешности измерительных трансформаторов в зависимости от класса точности и режима работы приведены в таблице 4.9.

Полученная величина допускаемой погрешности ИК сравнивается с нормируемой погрешностью для данного присоединения, регламентируемой РД 34.11.321-96 «Нормы погрешностей измерений технологических параметров тепловых электростанций и подстанций». Значение относительной допустимой погрешности ИК должно быть меньше или равно нормируемой погрешности

При наличии счетчиков электроэнергии на всех присоединениях, отходящих от шин подстанции, рассчитывается допустимый небаланс, %, по шинам подстанции:

, (4.6)

где суммарная относительная погрешность i-го измерительного комплекса, состоящего из ТН, ТТ и счетчика, учитывающего поступившую (отпущенную) на шины (с шин) подстанции электроэнергию;

доля электроэнергии, поступившей (отпущенной) через i-ый измерительный комплекс;

число ИК, учитывающих электроэнергию, поступившую на шины подстанции;

число ИК, учитывающих электроэнергию, отпущенную с шин подстанции;

Доля электроэнергии, учтенная i-ым ИК, определяется по формуле

(4.7)

где количество электроэнергии, учтенной i-ым ИК за отчетный период;

суммарное количество электроэнергии, поступившей (отпущенной) на шины (с шин) подстанции за отчетный период.

Расчет величины абсолютного допустимого небаланса выполняется по формуле

(4.8)

Допускаемые погрешности ИК, фиксирующих поступление электроэнергии на шины и отдачу электроэнергии с шин, рассчитываются по измерительным системам учета электроэнергии, участвующим при составлении баланса электроэнергии по шинам подстанции.

Полученная величина допустимого небаланса электроэнергии по шинам подстанции сравнивается со значением фактического небаланса. Значение фактического небаланса должно быть меньше или равно значению допустимого небаланса

По приведенной методике выполнены расчеты допускаемых погрешностей подстанционных измерительных комплексов коммерческого учета за характерные зимний и летний месяцы года. Результаты расчетов допускаемых погрешностей ИК на ГПП-1, ГПП-3, ГПП-4 за декабрь и июнь приведены соответственно в таблицах 4.10 - 4.15

Результаты сравнения рассчитанных допускаемых погрешностей ИК коммерческого учета с нормируемыми погрешностями по РД 34.11.321-96 приведены в таблице 4.16.

Таблица 4.9 - Допускаемые погрешности вторичных обмоток ТТ и ТН для измерения и учета по ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 1983-2001

Класс точности	Первичный ток ТТ, % от номинального	Предел допускаемой погрешности
		ТТ		ТН
		токовая погрешность, %	угловая погрешность, мин.	погрешность напряжения, %	угловая погрешность, мин.
0,1	5 20 100-120	 0,4  0,2  0,1	 15  8  5	 0,1	 5
0,2 S	1 5 20 100 120	 0,75  0,35  0,2  0,2  0,2	 30  15  10  10  10	–	–
0,2	5 20 100-120	 0,75  0,35  0,20	 30  15  10	 0,2	 10
0,5S	1 5 20 100 120	 1,5  0,75  0,5  0,5  0,5	 90  45  30  30  30	–	–
0,5	5 20 100-120	 1,5  0,75  0,5	 90  45  30	 0,5	 20
1,0	5 20 100-120	 3,0  1,5  1,0	 180  90  60	 1,0	 40
3,0	50-120	 3	Не нормируют	 3,0	Не нормируют

Таблица 4.10 – Результаты расчетов допускаемых погрешностей ИК учета электроэнергии на ГПП-1 за декабрь.

ПС Генераторная	Тип учета (К/Т)	Показания счетчика за месяц			Расчетный коэфф.	Wp, тыс.кВт.ч	cosφ	Средний ток	% от номин. первичн. тока ТТ	Токовая погрешность,% βι	Угловая погрешность ТТ, мин	Погрешность трансф.схемы подключ сч-ка, % βσ	δι², %	δθ²,%	δυ²,%	δл²,%	δс²,%	Предельно допустимая погрешность ИК (δw),%
Наименование присоединения		Нач. показ.	Кон. показ.	Разность показаний
I СШ
Ввод-1 Т-1 (яч.5) Прием	К	174,24	327,45	153,21	12000	1 838,5	0,84	282	9	0,66	40,6	0,84	0,43	0,70	0,25	0,06	0,25	1,43
Ввод-1 Т-1 (яч.5) Отд	К	224,41	224,41	0,00	12000	0,0	0,80	0	0	0,80	50,0	1,17	0,64	1,37	0,25	0,06	0,25	1,76
ТСН-1 (яч.9)	Т	6381,10	6389,90	8,80	1	0,0	0,80	17	0	0,00	0,0	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	4,00	2,20
Мазуля 1,2 (яч.15)	К	183,78	241,08	57,30	1800	103,1	0,86	15	10	0,65	39,7	0,75	0,42	0,56	0,25	0,06	0,25	1,37
ц.В-1 ф.25 (яч.17)	Т	622,40	649,90	27,50	9600	264,0	0,75	46	6	1,46	87,8	2,34	2,14	5,46	0,25	2,25	4,00	4,13
Кислородная ф.1 (яч.2а)	Т	736,52	743,30	6,78	7200	48,8	0,81	8	1	1,69	101,1	2,16	2,84	4,67	0,25	2,25	4,00	4,12
Город (яч.2)	К	588,54	756,06	167,52	3600	603,1	0,89	87	29	0,50	30,0	0,53	0,25	0,28	0,25	0,06	0,25	1,15
Хлебзавод (яч.4)	К	372,79	448,98	76,19	1800	137,1	0,85	21	14	0,59	36,1	0,73	0,35	0,54	0,25	0,06	0,25	1,32
ЗРМО ф.18 (яч.6)	Т	0,20	0,20	0,00	4800	0,0	0,80	0	0	1,75	105,0	2,32	3,06	5,40	0,25	2,25	4,00	4,26
Бойлерная ф.2 (яч.8)	Т	1275,60	1338,70	63,10	7200	454,3	0,85	69	11	1,18	70,5	1,30	1,38	1,69	0,25	2,25	4,00	3,40
ГГС ф.7 (яч.10)	Т	2,70	2,70	0,00	7200	0,0	0,80	0	0	1,75	105,0	2,32	3,06	5,40	0,25	2,25	4,00	4,26
ТП-34А ф.6 (яч.12)	Т	1837,40	1870,60	33,20	2400	79,7	0,96	11	5	1,48	88,8	0,80	2,19	0,63	0,25	2,25	4,00	3,36
ТЛЦ ф.7 (яч.14)	Т	425,30	465,40	40,10	9600	385,0	0,91	55	7	1,41	84,5	1,13	1,98	1,28	0,25	2,25	4,00	3,44
ЛС-3 ГРУ ТЭЦ ф.25 (яч.16)
Сев.поселок (яч.20)	К	521,12	678,64	157,52	1800	283,5	0,86	42	28	0,50	30,0	0,61	0,25	0,37	0,25	0,06	0,25	1,20
II СШ
Ввод-2 Т-2 (яч.33) Прием	К	153,05	310,77	157,72	12000	1 892,6	0,48	509	17	0,55	33,0	2,04	0,30	4,15	0,25	0,06	0,25	2,46
Ввод-2 Т-2 (яч.33) Отдача	К	293,49	293,49	0,00	12000	0,0	0,80	0	0	0,80	50,0	1,17	0,64	1,37	0,25	0,06	0,25	1,76
ц.В-1 ф.20 (яч.22)	Т	348,90	385,40	36,50	9600	350,4	0,72	63	8	1,36	81,5	2,33	1,84	5,41	0,25	2,25	4,00	4,08
ЛС-4 ГРУ ТЭЦ ф.58 (яч.26)
Кислородная ф.17 (яч.28)	Т	1642,50	1756,40	113,90	3600	410,0	0,80	53	18	0,86	51,9	1,21	0,75	1,46	0,25	2,25	4,00	3,25
ЗРМО ф.8 (яч.30)	Т	1650,80	1700,30	49,50	3600	178,2	0,68	34	11	1,19	71,3	2,29	1,41	5,24	0,25	2,25	4,00	3,99
Водогрейная ф.11 (яч.32)	Т	1203,50	1289,80	86,30	7200	621,4	0,79	102	17	0,90	54,1	1,30	0,81	1,68	0,25	2,25	4,00	3,30
Т-1 ф.2 (яч.36)	Т	1669,86	1669,86	0,00	9600	0,0	0,80	0	0	1,75	105,0	2,32	3,06	5,40	0,25	2,25	4,00	4,26
КТПН-65 (яч.40)	Т	516,20	524,60	8,40	4800	40,3	0,73	7	2	1,66	99,7	2,74	2,76	7,49	0,25	2,25	4,00	4,50
ТП-34А ф.5 (яч.37)	Т	7163,10	7268,40	105,30	1800	189,5	0,80	25	16	0,93	55,9	1,29	0,87	1,67	0,25	2,25	4,00	3,31
ТЛЦ ф.15 (яч.27)	Т	2809,40	2886,20	76,80	9600	737,3	0,63	151	19	0,81	48,3	1,86	0,65	3,46	0,25	2,25	4,00	3,58
ТСН-2 (яч.29)	Т				0	0,000	0,80	0	0	0,00	0,0	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	4,00	2,20