Узел учета электрической энергии (стр. 8 )

, где:

Кt - средний температурный коэффициент;

- отклонение температуры окружающего воздуха за учётный период от её нормального tнорм = 20 °С значения.

Из табл. 10.2. берутся верхнее tВ = 30 °С и нижнее tн = 15 °С значения тем­пературы и находятся два значения ею отклонения от нормальной: = 10°С и = 5 °С, из которых в дальнейших расчётах учитывается большее по абсо­лютному значению, т. е. Dt = 10 °С.

Дополнительная погрешность счётчика при изменении частоты dсf берётся равной пределу изменения погрешности при изменении частоты для cosj=0,8 инд.

Дополнительная погрешность счётчика при изменении напряжения dсU берётся равной пределу изменения погрешности при изменении напряжения в пределах +/- 10% для cosj=0,8 инд.

Так как счётчики электроэнергии расположены на значительном расстоянии от реакторов, силовых трансформаторов и других источников электромагнитного поля, то дополнительная погрешность от внешнего магнитного поля dсT очень мала, и её можно не учитывать.

Пределы дополнительных погрешностей счётчиков от других влияющих величин по

ГОСТ Р и ГОСТ Р при cosφ=0,8 сведены в таблицу 8.7.

Таблица 8.7.

Влияющая величина	Значение тока	Коэффициент мощности	Счётчик класса 0,5S
Изменение температуры окружающего воздуха	0,10 Iном ≤I≤ Iмакс	0,5	Средний температурный коэффициент 0,05
Изменение напряжения +/- 10%	0,10 Iном ≤I≤ Iмакс	0,5	0,4
Изменение частоты	0,10 Iном ≤I≤ Iмакс	0,5	0,2

Продолжение таблицы 8.7.

Влияющая величина	Значение тока	Коэффициент мощности	Счётчик класса 1,0 непосредственного включения
Изменение температуры окружающего воздуха	0,20 Iном ≤I≤ Iмакс	0,5	Средний температурный коэффициент 0,07
Изменение напряжения +/- 10%	0,10 Iном ≤I≤ Iмакс	0,5	1,0
Изменение частоты	0,10 Iном ≤I≤ Iмакс	0,5	0,7

Полученные промежуточные результатов позволяют рассчитать пределы допускаемых относительных погрешностей измерительных каналов при измерениях активной электроэнергии и мощности. В связи с тем, что среднесуточная погрешность измерения текущего календарного времени пренебрежимо мала, можно считать, что предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерениях мощности равен пределу допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерениях энергии, т. е. dw=dp

Промежуточные и конечные результаты расчётов измерительных комплексов для диапазонов токов (5-20)% и (20-120)% от Iном при cosj=0,5÷0,8 включительно инд. приведены в приложении 8.1.

8.12. Контроль точности результатов измерений

Целью контроля точности результатов измерений является проверка правильности выполнения операций и соблюдения правил измерений, регламентированных настоящим разделом технорабочего проекта.

Задачами контроля точности являются проверки:

-  отсутствия несанкционированных изменений схем вторичных ТТ и ТН;

-  соблюдения условий применения СИ;

-  соблюдения требований к параметрам контролируемых присоедине­ний;

-  погрешности из-за потерь напряжения в линиях присоединения счет­чиков к ТН;

-  регламентированного алгоритма работы АИИС КУЭ;

-  правильности обработки результатов измерений.

После замены СИ в измерительном канале должны быть выполнены работы по проверке соответствия погрешности измерений нормам точности.

Периодический контроль проводят один раз в пять лет.

Оперативный контроль проводят в случаях, предусмотренных в РД 153-34.0-11.209-99.

Выявленные при контроле точности нарушения должны быть устранены в соответствии с п.11.7 РД 153-34.0-11.209-99.

Фактические значения относительных погрешностей измерительных комплексов будут определены при проведении поверки ИИК. На каждый измерительный комплекс составляется паспорт (протокол) в соответствии с РД 34.09.101-Проверка коэффициента трансформации трансформаторов тока.

При выборе номинального первичного тока трансформатора тока, следует исходить из значения рабочего тока утяжелённого режима соответствующего присоединения. В присоединениях с относительно небольшим рабочим током и большим током К. З. приходится выбирать трансформаторы с номинальным током, значительно превосходящим рабочий ток присоединения, чтобы обеспечить электродинамическую и термическую стойкость трансформаторов. В этих случаях погрешности трансформаторов получаются относительно большими.

Приложение 8.1

Расчетные погрешности измерительных каналов

№ п. п.	1	2
Наименование канала измерения	Ввод 1	Ввод 2
Ток	5%	20%	100-120%	5%	20%	100-120%
Коэффициент мощности	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8
δJ - токовая погрешность ТТ, %;	0,75	0,5	0,5	0,75	0,5	0,5
Угловая погрешность ТТ	45	30	30	45	30	30
δθ - погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика за счет угловых погрешностей ТТ, %;	0,979	0,653	0,653	0,979	0,653	0,653
δсч - основная относительная погрешность счетчика, %;	1	0,6	0,6	1	0,6	0,6
Температурный коэффициент, % К	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05
Разность температур, °С	10	10	10	10	10	10
Дополнительные погрешности от влияющих величин	Дополнительная погрешность от влияния температуры δсt, %;	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
Дополнительная погрешность от изменения напряжения измерительной цепи в пределах ±10 %, δсч U	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
Дополнительная погрешность от изменения частоты в пределах ±2%, δсч f	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
δw - предел допускаемой погрешности измерений электрической энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации	1,90	1,34	1,34	1,90	1,34	1,34

9. Описание информационного обеспечения

Оглавление

9.1. Введение. 3

9.2. Состав информационного обеспечения. 3

9.3. Организация информационного обеспечения. 4

9.4. Организация сбора и передачи информации. 5

9.5. Организация внемашинной информации. 6

9.6. Организация внутримашинной информации. 6

9.7. Входная и выходная информация. 7

9.1. Введение

Информационное обеспечение , руководства по эксплуатации технических средств и иные документы так или иначе связанные с эксплуатацией. Посредством используемых технических средств, создаются электронные массивы информации, которые позволяют пользователям системы получить:

-  информацию о фактических перетоках электроэнергии в точках учёта электроэнергии, используемую в финансовых, статистических и иных расчётах;

-  техническую информацию, позволяющую свести баланс, а также обеспечивающую необходимыми данными эксплуатационный и административный персонал;

-  служебную информацию о текущем состоянии средств учёта.

Помимо этого, , эксплуатационной, и нормативно-технической документацией.

9.2. Состав информационного обеспечения

Информационное обеспечение состоит из:

1) документов:

-  описания технических средств ИИК;

-  регламентирующих работу обслуживающего персонала ИИК;

-  методик и нормативов, в соответствии с которыми выполняются те или иные действия в процессе работы ИИК;

2) информации, которая образуется в процессе функционирования ИИК:

-  измеренные величины;

-  техническая и технологическая информация.

ётчика. База данных отвечает требование повышенной защищённости от потери информации и от несанкционированного доступа.

9.3. Организация информационного обеспечения

Информационное обеспечение делится на внемашинное и внутримашинное.

Организация информационного обеспечения

Рисунок 9.1. Организация информационного обеспечения ИИК

9.4. Организация сбора и передачи информации

(в перспективе) технической и технологической информации согласно схеме, показанной на рисунке 9.2.

В системе представлена следующая информация:

-  техническая об измеренных значениях;

-  технологическая о состоянии объекта и элементов ИИК;

-  служебная, содержащая внутренние настройки системы.

- 

Рисунок 9.2. Технологический процесс сбора и обработки данных в комплексе с верхним уровнем АСКУЭР.

При взаимодействии (в перспективе) осуществляется обмен технической и технологической информацией об измерениях, произведённых на объекте и состоянии оборудования на нем. Переданная информация размещается в БД АСКУЭР. На основании информации, находящейся в БД, оператор может:

-  осуществлять контроль за потребляемой и потреблённой электроэнергией;

-  осуществлять контроль за состоянием оборудования;

-  формировать отчёты;

-  формировать данные для передачи другим заинтересованным организациям.

9.5. Организация внемашинной информации

Внемашинная информация предназначена для формирования технологического процесса работы системы и включает в себя:

-  нормативную документацию (информацию, регламентирующую заявленные характеристики системы);

-  эксплуатационную документацию (руководства по эксплуатации, паспорта и формуляры, иные документы сопровождения технических средств ИИК);

-  проектную документацию, необходимую для создания и ввода в действие ИИК.

Должностные инструкции разрабатываются на стадии опытно – промышленной эксплуатации.

Проектная документация формируется окончательно на стадии опытно – промышленной эксплуатации и включает в себя данный проект, исправления и дополнения к нему.

9.6. Организация внутримашинной информации

Внутримашинная информация предназначена для обеспечения функционирования (программ) и единого информационного массива данных счётчика.

Программы, использованные в счётчиках ИИК, находятся постоянной энергонезависимой с длительным хранением памяти счётчиков. Программы

База данных ётчиках в перепрограммируемой энергонезависимой памяти.

База данных ёта содержит:

- параметры каналов учёта (наименование, коэффициенты первичных приборов учёта, наименование измеряемых величин и т. д.);

- пароли и пользователей;

- служебную информацию о текущем состоянии средств учёта (журналы регистрации событий).

9.7. Входная и выходная информация

Перечень входной и выходной информации для комплексов задач ён в таблице 10.3.

Таблица 10.3

Наименование комплекса задач	Входная информация	Выходная информация
Измерение значений активной и реактивной электроэнергии и мощности в	Именованные физические величины заданной размерности, несущие информацию о количестве активной и реактивной электроэнергии в каждой точке учёта	Результаты измерения активной и реактивной электроэнергии в ИИК. При необходимости значения тока, напряжения, частоты сети
Конфигурирование ИИК	Пароли доступа, название точки учёта, интерфейсный адрес счётчика, параметры протокола обмена (скорость, чётность)	Технологические параметры счётчика
Контроль работоспособности программно-технических средств ИИК	Результаты самодиагностики оборудования (записи журналов событий счетчиков)	Диагностическая информация
Измерение и синхронизация времени	Количественная информация об измеряемых величинах времени в ИИК.	Синхронизирующие сигналы, поступающие в

10. Описание программного обеспечения