8. Метрологическое обеспечение

8. Метрологическое обеспечение

Оглавление

8.1. Общие положения. 3

8.2. Общие требования к метрологическому обеспечению.. 3

8.3. Проверка измерительной цепи трансформатора напряжения по допустимому падению напряжения. 4

8.4. Требования к погрешности измерений. 5

8.5 Методы измерений. 5

8.6. Требования безопасности. 6

8.7. Требования к квалификации операторов. 6

8.8. Условия измерений. 6

8.9. Перечень средств измерений для проверки. 7

8.10. Подготовка к выполнению измерений. 8

8.11. Расчёт допускаемой относительной погрешности измерительного канала. 8

8.11.1. Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала. 8

8.11.2. Погрешности трансформаторов тока. 9

8.11.3. Погрешности трансформаторов напряжения. 10

8.11.4. Погрешность трансформаторной схемы подключения счётчика. 11

8.11.5. Погрешности из-за потери напряжения в линии присоединения счётчика к ТН. 11

8.11.6. Погрешности счётчиков электроэнергии. 11

8.12. Контроль точности результатов измерений. 13

Приложение 8.1. 15

8.1. Общие положения.

Настоящая часть технорабочего проекта освещает вопросы метрологического обеспечения точности учёта количества электроэнергии, согласно «Правилам учета электрической энергии» с помощью ИИК.

Метрологическое обеспечение проектируемых , необходимых для обеспечения качества измерений, важнейшей характеристикой которого является единство измерений.

Метрологическое обеспечение измерений регламентируется нормативными и методическими документами (Законы РФ, Гражданский кодекс РФ, стандарты, правила, положения, инструкции, рекомендации, указания, ведомственные приказы и др.).

Аппаратная реализация данного проекта подкреплена ПР 50.2.002-94, МИ 2304-94, ГОСТ , ГОСТ , МИ 2158-91, ГОСТ и сопровождается всеми необходимыми для эксплуатации документами, инструкциями и руководствами по эксплуатации.

Ввод (ТТ и ТН) по ГОСТ 8.217-87 (СТ СЭВ 5645-86) и измерительных каналов в целом по Методике поверки АВОД.466364.007 МП и в порядке, установленном РД 34.11.205-88 или другими нормативными документами, в строгом соответствии с требованиями ГОСТ Р8. и МИ 2439-97. Поверка выполняется аттестованными рабочими эталонами согласно ПР 50.2.006-94 и ПР 50.2. в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.003-91, ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.3-75, ГОСТ 12.2.007.14-75 и ГОСТ .

Работы по поверке средств измерения и измерительных каналов должны выполнять поверители, аттестованные в порядке, установленном ПР 50.2.012-94 и организациями, аккредитованными по ПР 50.2.008-94 или ПР 50.2.013-97.

По выполнению вышеизложенных мероприятий АИИС подвергается испытаниям и заносится в Государственный реестр средств измерений в порядке, установленном ПР 50.2.009-94.

8.2. Общие требования к метрологическому обеспечению

В соответствии с п. 9.1 РД 34.09.101-94 «Типовая инструкция по учёту электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении» на стадии проектирования определяется погрешность измерительных каналов, и обеспечивается её минимизация.

Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС определяются классом точности ТТ, ТН, счётчиков и сопротивлением кабельных линий от ТН до счётчика. Технические средства, обеспечивающие передачу измерительной информации от , не оказывают влияния на метрологические характеристики измерительных каналов.

На каждый элемент АИИС (измерительный трансформатор, счётчик электроэнергии) имеется документ, нормирующий его метрологические характеристики. Счётчики имеют сертификаты об утверждении типа и внесены в Государственный реестр средств измерений (СИ).

В соответствии с п.1.5.15 «Правила устройства электроустановок» допустимый класс точности расчётных счётчиков электроэнергии – 0,5.

Для присоединения расчётных счётчиков электрической энергии класс точности измерительных трансформаторов (п. 1.5.16 ПУЭ) должен быть не хуже 0,5.

8.3. Проверка измерительной цепи трансформатора напряжения по допустимому падению напряжения

Все счётчики подключены отдельной, от цепей РЗА, кабельной линией.

Падение напряжения в кабельной линии определяется по формуле:

, где

ток нагрузки, протекающий в кабеле, А,

сопротивление кабеля, Ом,

где

нагрузка ТН, ВА:

где

- число счетчиков, мощность которых передается по данному кабелю,

– нагрузка счетчиков для цепей напряжения.

, где

- длина кабеля, м,

- удельное сопротивление меди, ;

– сечение кабельной линии, мм2.

Падение напряжения на участке от трансформаторов напряжения до счетчиков учета электроэнергии должно составлять не более 0,25%Uн, при подключении от трансформатора напряжения класса точности 0,5 и не более 0,5% при питании от трансформаторов напряжения класса точности 1.0 (п. 1.5.19 ПУЭ).

В соответствии с требованиями по механической прочности принимается кабель сечением 2,5 мм2.

По результатам расчёта падение напряжения на участке измерительной цепи от ТН до счётчика не должно превышать 0,25 % от номинального напряжения ТН.

8.4. Требования к погрешности измерений.

Измерения электроэнергии и мощности осуществляют с погрешностью, обеспечиваемой счётчиками электроэнергии, устройством сбора и передачи данных, измерительными трансформаторами и линиями присоединения счётчиков к ТН.

За погрешность измерений в точке учёта электроэнергии принимают со­гласно РД 34.11.114-98 предел допускаемой относительной погрешности из­мерительного канала в предусмотренных рабочих условиях применения , равной 0,95.

Пределы основных допускаемых относительных погрешностей измерительных каналов должны соответствовать нормам, указанным в таблице 8.1.

Требования к суммарным погрешностям групп измерительных каналов
в настоящем разделе не предъявляются.

Таблица 8.1. Пределы основных допускаемых относительных погрешно­стей ИИК.

Значение cosφ	Норма основной допускаемой относительной погрешно­сти измерительного комплекса, %
Для области на­грузок до 5 %	Для области ма­лых нагрузок (5-20% включи­тельно)	Для диапазона на­грузок 20-120 %
cosφ=0,5 - 0,8	не регламентиру­ется	не хуже 5,5 %	не хуже 3,0 %
cosφ=0,8 – 1,0	не регламентиру­ется	не хуже 2,9 %	не хуже 1,7 %

8.5 Методы измерений.

Измерения электроэнергии выполняют интегрированием по времени мощности контролируемого присоединения (объекта учёта) при помощи счётчика электроэнергии.

Метод измерений мощности основан на вычислении средней мощности по интервальному значению расхода электроэнергии, измеренной при помощи счётчиков.

Результаты измерения электроэнергии и мощности, получаемые в виде аналоговых сигналов, выводятся на дисплей счётчиков в цифровом виде.

8.6. Требования безопасности.

При выполнении измерений требования безопасности соблюдают в соответствии с ГОСТ 12.3.019-80, ГОСТ 12.2.007.0-75, «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», «Межотраслевым правилам по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок».

8.7. Требования к квалификации операторов.

Выполнение измерений осуществляется лицами, подготовленными в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей» и «Межотраслевым правилам по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок».

8.8. Условия измерений.

При выполнении измерений параметры контролируемых присоединений и условия применения средств измерения должны находиться в допускаемых границах, указанных в таблице 8.2.

Таблица 8.2. Условия измерения электроэнергии и мощности.

Влияющие факторы
Наименование параметров составляющих ИИК	Нормальные значения влияющих факторов	Допускаемые по нормативным документам на СИ	Фактические за учетный период
Ток: ТТ Счетчик	5(1)* А 5(1)*А	**(5-120)% I1ном (2 – 120)% Iном	**(5-100)% I1ном (5 – 100)% Iном
Напряжение: вторичной обмотки ТН счетчика	100 В 100 В (380 В)	(80 – 120)% U1ном (-20..+30)% Uном	(97 – 107)% U1ном (-3..+7)% Uном
Коэффициент мощно­сти:		0,5 инд.- 1- 0,8 емк.	0,5 инд. - 1
Потери напряжения в цепи ТН:		не более 0,25%	см. паспорта-про­токолы
Вторичная нагрузка ТТ и ТН при cosφ=0,8 инд.	(25-100)% от Sном (75-100)% от Sном	При Sном=10 ВА (25-100)% от Sном: При Sном=5 ВА (75-100)% от Sном:	(75-100)% от Sном
Частота: ТТ и ТН Счетчик	50 Гц 50 Гц	(95-105)%fном (95-105)%fном	(99,9-100,2)%fном (99,9-100,2)%fном
Температура окру­жающего воздуха: ТТ и ТН Счетчик УСПД	20 °С 20 °С 20 °С	(-40…50) °С (-40…70) °С (-25…60) °С	(-30…35) °С (15…30) °С (15…30) °С
Влажность (неконденсирующаяся), %:		от 0 до 98	40-60

* В скобках указано для присоединений с номинальным значением тока равным 1 А во вторичной цепи измерительного трансформатора тока.

**I1ном – ток в первичной обмотке ТТ.

8.9. Перечень средств измерений для проверки

Перечень установок, средств измерений и оборудования, необходимых для поверки, калибровки, ремонта и контроля условий эксплуатации измерительных каналов приведён в Таблице 8.3.

Таблица 8.3. Примерный перечень образцовых средств измерений

Наименование СИ	Тип	Диапазон изме­рений	Основная погреш­ность, %	Назначение
Источник электрических сигналов	ИЭС	От 0 до 5 мА	±0,05	Задание входного сигнала
Магазин комплексной взаимной индуктивности	Р5017	От 5×10-4 до 11,1111 мГн	±0,02	Задание входного сигнала
Прибор универсальный измерительный	Р4833	От 0 до 111, 10 мВ	±0,05	Задание входного сигнала
Вольтамперметр цифровой	Щ68000	От 0 до 10 В	0,1/0,02	Контроль значения входного сигнала
Потенциометр постоянного тока	ПП63	От 0 до 100 мВ	±0,05	Задание входного сигнала
Милливольт- миллиамперметр	М1109	мА	±0,2	Контроль входного сигнала
Термометр лабораторный	ТЛ-4	От 0 до 100°С	Цена деления 0,1°С	Измерение температуры окружающей среды
Барометр анероид	БАММ	(80¸106) х 1000 Па	±0,2	Измерение барометрического давления
Психрометр "Августа"	-	От 3 до 100%	±0,5	Измерение влажности окружающего воздуха
Ампервольтметр	Ц4312	От 0 до 200 В	±2,5	Измерение напряжения цепи питания
Частотомер	43-36	От 10 до 1000 Гц	1,5·10-7 Гц + 1 ед. счета	Измерение частоты цепи питания
Трансформатор тока эталонный	ИТТ-3000.5	Номинальное зн. тока 1-3000	Кл. точно­сти 0.01	Эталонное средство
Прибор сравнения	КТ.01	Кл. точности 0.01	Доп. по­грешность Iп=1.5%	Эталонное средство
Регулируемый источник тока	РИТ 2000	Диапазон тока	2-2000	Эталонное средство

Примечание: Для измерений тока, напряжения и коэффициента мощности может быть использован счётчик электроэнергии, обеспечивающий наряду с измерениями основных величин - электроэнергии и мощности, измерение параметров электросети.

8.10. Подготовка к выполнению измерений.

При подготовке к выполнению измерений проводят работы, указанные в п.7.2. РД 153-34.0-11.209-99 или в документации на ИИК.

8.11. Расчёт допускаемой относительной погрешности измерительного канала

8.11.1. Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала

Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении электроэнергии dw вычисляют по формуле:

Где:

dI, dU – погрешности ТТ и ТН в процентах;

dл – погрешность из-за потерь напряжения в линии присоеди­нения счетчика к ТН;

dс – основная относительная по­грешность счётчика;

dq – погрешность схемы подключения счётчика (за счёт угло­вых погрешностей ТТ и ТН);

dу. с. – относительная погрешность устройства сбора и
передачи данных;

dj – дополнительная погрешность счётчика от j-ой
влияющей величины (постоянная составляющая в цепи переменного тока, не симметрия напряжений, форма кривой тока, температура и т. д.).

Погрешность трансформаторной схемы включения счётчика dq при измерениях активной энергии вычисляют по формуле:

где

qI – угловая погрешность ТТ, мин;

qU – угловая погрешность ТН, мин;

cosj – коэффициент мощности контролируемого присоединения.

8.11.2. Погрешности трансформаторов тока

Согласно ГОСТ пределы допускаемых токовой dI угловой qI погрешностей ТТ класса точности 0,5 и 0,5S при измерениях в рабочих условиях применения при установившемся режиме соответствуют значениям, указанным в таблице 8.4.

Таблица 8.4.

Класс точности	Первичный ток, % от номинального	Предел допустимой погрешности	Предел вторичной нагрузки, % от номиналь­ной
токовой, %	угловой
мин	срад
0,5	5	±1,5	±90	±2,7	25-100
20	±0,75	±45	±1,35
100-120	±0,5	±30	±0,9
0,5S	1	±1,5	±45	±2,7	25-100
5	±0,75	±30	±1,35
20	±0,5	±30	±0,9
100-120	±0,5	±30	±0,9

8.11.3. Погрешности трансформаторов напряжения

Согласно ГОСТ пределы допускаемых погрешности
напряжения dU и угловой погрешности qU трансформаторов напряжения при изме­рениях в рабочих условиях при установившемся режиме работы составляют значениям, указанным в таблице 8.5.

Таблица 8.5.

Класс точности	Предел допустимой погрешности
Напряжения, %	Угловой
мин	град
0,5	±0,5	±20	±0,6

8.11.4. Погрешность трансформаторной схемы подключения счётчика.

Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика dq, возникающую за счёт угловых погрешностей ТТ и ТН, определяем при измерении активной энергии по формуле (10.2) с учётом угловых погрешностей qU, qI и значения cosj = 0,8 инд.

8.11.5. Погрешности из-за потери напряжения в линии присоединения счётчика к ТН.

Погрешность dл определяем по результатам измерений представленных в паспортах-протоколах измерительных комплексов. При отсутствии данных, берётся значение 0,25%

8.11.6. Погрешности счётчиков электроэнергии.

Согласно ГОСТ погрешность счётчиков электроэнергии класса точности 0,5 нормируют в диапазоне значений тока в измерительной цепи счётчика:

- однофазного и многофазного счетчиков с симметричными нагрузками – от тока Iмин=1% номинального тока при cosj=1 и от тока Iмин=2% номи­нального тока при cosj=0,5 инд., 0,8 емк. до максимального 1,2Iном значения тока включительно. Кроме того, предусмотрено нормирование в диапазоне значений тока в измерительной цепи от 10% номинального тока до
максимального 1,2Iном значения тока включительно при cosj=0,25 инд., 0,5 емк. – по особому требованию потребителя. Данные о погрешностях электронных счётчиков с классом точности 0,5S, 1,0 берутся на основании ГОСТ Р и ГОСТ Р . Данные сведены в таблицу 8.6.

Таблица 8.6.

Значение тока	Коэффициент мощности	Пределы по-грешности, % для счетчиков класса точно-сти 0,5S
От 0,01Iном до 0,05Iном	1	±1,0
От 0,05Iном до 1,2Iном вклю­чительно	1	±0,5
От 0,02Iном до 0,1Iном	0,5 инд., 0,8 емк.	±1,0
От 0,1Iном до 1,2Iном вклю­чительно	0,5 инд., 0,8 емк.	±0,6

Продолжение таблицы 8.6.

Значение тока	Коэффициент мощности	Пределы погрешности, % для счётчиков класса точности 1,0 непосредственного включения
От 0,05Iном до 0,10Iном	1	±1,5
От 0,10Iном до 1,2Iном вклю­чительно	1	±1,0
От 0,10Iном до 0,20Iном	0,5 инд.,	±1,5
От 0,20Iном до 1,2Iном вклю­чительно	0,5 инд., 0,8 емк.	±1,0

Дополнительными погрешностями счётчика от j-й влияющей величины dj являются: погрешность от изменения температуры окружающего воздуха dсt , погрешность от изменения напряжения в измерительной цепи счётчика dсU , погрешность от изменения частоты счётчика dсf. Дополнительная температурная погрешность счётчика вычисляется по формуле:

, 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.

Влияюща 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.

Влияюща 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 большим.

Приложение 8.1.

Расчётные значения погрешностей измерительных каналов

№ п. п.	Наименование канала измерения	Ток	Коэффициент мощности	δJ - токовая погрешность ТТ, %;	угловая погрешность ТТ	δθ - погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика за счет угловых погрешностей ТТ, %;	δсч - основная относительная погрешность счетчика, %;	Температурный коэффициент, % К	Разность температур, °С	Дополнительные погрешности от влияющих величин	δw - предел допускаемой погрешности измерений электрической энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации
Дополнительная погрешность от влияния температуры δсt, %;	Дополнительная погрешность от изменения напряжения измерительной цепи в пределах ±10 %, δсч U	Дополнительная погрешность от изменения частоты в пределах ±2%, δсч f
1	Ввод 1	5%	0,8	0,75	45	0,979	1	0,05	10	0,5	0,4	0,2	1,90
20%	0,8	0,5	30	0,653	0,6	0,05	10	0,5	0,4	0,2	1,34
100-120%	0,8	0,5	30	0,653	0,6	0,05	10	0,5	0,4	0,2	1,34
2	Ввод 2	5%	0,8	0,75	45	0,979	1	0,05	10	0,5	0,4	0,2	1,90
20%	0,8	0,5	30	0,653	0,6	0,05	10	0,5	0,4	0,2	1,34
100-120%	0,8	0,5	30	0,653	0,6	0,05	10	0,5	0,4	0,2	1,34
3	АВР	5%	0,8			0,000	1,5	0,07	10	0,7	1	0,7	2,26
20%	0,8			0,000	1	0,07	10	0,7	1	0,7	1,90
100-120%	0,8			0,000	1	0,07	10	0,7	1	0,7	1,90