Новости Электротехники 4(112) 2018





<  Предыдущая  ]  [  Следующая  >
Журнал №2(32) 2005

ОСОБЕННОСТИ ПОВЕРКИ АИИС КУЭ
СУЩЕСТВУЮЩИЕ МЕТОДИКИ ТРЕБУЮТ ДОРАБОТКИ



Повышение точности учета - одна из важнейших задач автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии.
Установить соответствие действительной точности измерений заявленной точности можно лишь с помощью адекватной методики поверки. Специалисты Сибирского НИИ метрологии считают, что недостатки существующих методик маскируют реальную точность измерений, и предлагают дополнить методики обязательной проверкой условий эксплуатации измерительных компонентов.


Денис Гривастов, начальник сектора
Василий Кондаков, старший научный сотрудник

Виктор Кузовников, начальник лаборатории
Эрих Шейнин, к.т.н. начальник отдела «Метрологическое обеспечение измерительных систем в энергетике»,
ФГУП «Сибирский государственный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институт метрологии», г. Новосибирск


Как известно, автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ), как правило, имеют иерархическую структуру. На низшем уровне располагаются информационно-измерительные комплексы точек учета (ИИК ТУ), обязательным компонентом которых является счетчик электроэнергии. Для расширения диапазона измерений в состав ИИК могут включаться измерительные трансформаторы тока и напряжения. Более высокие уровни АИИС КУЭ образуются устройствами сбора и передачи данных (УСПД), которые объединяют отдельные ИИК ТУ в группы учета и передают результаты измерений на высшие уровни АИИС КУЭ. На самом верхнем уровне АИИС КУЭ расположен информационно-вычислительный комплекс, обеспечивающий сбор результатов измерений от всех ИИК ТУ системы, обработку и долговременное хранение этих результатов. Обычно на этом же уровне расположены технические средства, обеспечивающие синхронизацию часов реального времени отдельных компонентов АИИС КУЭ с системой единого времени.
Коммерческий учет является сферой применения средств измерений, на которую, в соответствии со ст. 13 Федерального закона № 4871-1 от 27.04.1993 «Об обеспечении единства измерений», распространяется государственный метрологический контроль и надзор (ГМКН). Это означает, что АИИС КУЭ подвергаются обязательным испытаниям для целей утверждения типа, первичной поверке при изготовлении и периодической поверке в процессе эксплуатации.

CЛОЖИВШИЙСЯ ПОДХОД
В силу особенностей использования и построения АИИС КУЭ, оценить пределы погрешностей измерительных каналов и всей системы в целом в рамках испытаний для целей утверждения типа возможно только путем композиции погрешностей компонентов системы с учетом реальных условий их эксплуатации.
При этом под условиями применения компонентов измерительного канала, кроме климатических условий, следует понимать:
  • значение нагрузок вторичных цепей для масштабных преобразователей – трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН);
  • значение потерь напряжения в линиях присоединения к счетчикам электрической энергии для ТН;
  • значение напряженности магнитного поля в местах установки счетчиков электрической энергии;
  • собственные характеристики объекта измерения – частота и напряжение сети, в которой происходит измерение мощности и энергии.
Определение пределов погрешностей измерительных каналов при поверке АИИС также возможно только поэлементным методом. При этом, в отличие от испытаний, для подтверждения значения суммарного предела погрешности измерения электроэнергии измерительным каналом нет необходимости в учете зависимости погрешности компонентов и всего измерительного канала АИИС от влияющих величин (условий применения). При поверке достаточно убедиться, что значения всех влияющих величин в реальных условиях эксплуатации не выходят за границы, определенные для этих величин при испытаниях для целей утверждения типа. Проверка этих условий при проведении поверки должна быть обязательной.
Однако, как показывает опыт, при разработке методик поверки АИИС КУЭ операции проверки условий эксплуатации измерительных компонентов каналов АИИС часто игнорируются. Нами был проведен анализ содержания нескольких документов, устанавливающих методики поверки АИИС КУЭ, выдержки из которых представлены в табл. 1. Таблица 1



В проанализированных методиках проверка собственно измерительных компонентов измерительных каналов сводится к проверке наличия действующих свидетельств о поверке на трансформаторы тока, напряжения и счетчики. Инструментальной проверке подвергаются в основном связующие и вспомогательные компоненты системы.

АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Для оценки возможного вклада в суммарное значение предела погрешности измерительного канала АИИС КУЭ каждой из перечисленных составляющих рассмотрим его структуру.
Суммарный предел погрешности измерения активной электрической энергии при доверительной вероятности, равной 0,95 в соответствии с РД 153-34.0-11.209-99, в общем случае принимают равным:

,

где: dI – предел допустимой амплитудной погрешности ТТ;
dU – предел допустимой амплитудной погрешности ТН;
dQ – предел допустимой погрешности трансформаторной схемы включения счетчика;
dл – предел допустимой относительной погрешности из-за потерь напряжения в линии присоединения счетчика к ТН;
dс.о – предел основной допустимой погрешности счетчика электрической энергии при измерении количества активной электрической энергии;
dсj – пределы дополнительных допустимых погрешностей счетчика электрической энергии;
dус – предел допустимой погрешности устройства сбора и передачи данных.
В свою очередь пределы допустимой погрешности трансформаторной схемы включения счетчика вычисляются по формуле:



, где QI и QU – пределы допустимой угловой погрешности ТТ и ТН соответственно, выраженные в минутах;
cos j – значение коэффициента мощности.
В табл. 2 приведены значения составляющих для случаев, наиболее часто встречающихся в АИИС КУЭ оптового и розничного рынков электрической энергии. Данные приведены для наихудшего случая – ток равен 5% номинального значения, cos j = 0,5.

Таблица 2



Примечания
1 – счетчик класса 0,5S по ГОСТ 30206, ТТ класса 0,5 по ГОСТ 7746, ТН класса 0,5 по ГОСТ 1983;
2 – счетчик класса 0,5S, ТТ класса 0,5S, ТН класса 0,5;
3 – счетчик класса 0,2S, ТТ класса 0,5, ТН класса 0,5;
4 – счетчик класса 0,2S, ТТ класса 0,2S, ТН класса 0,2.

*) Предел дополнительной погрешности счетчика от влияния температуры окружающего воздуха (для температур, установленных ПУЭ, от 0 до 40OС).
**) Предел дополнительной погрешности счетчика от влияния магнитного поля частотой 50 Гц.
***) Суммарный предел дополнительной погрешности счетчика от влияния изменения напряжения сети, частоты сети и тока третьей гармоники.
****) УСПД типа СИКОН С10, связанное со счетчиком цифровым каналом связи.





«Лидер» составляющих погрешности
По данным табл. 2 построена диаграмма, которая иллюстрирует вклад каждой составляющей в суммарный предел погрешности измерительного канала. Эта диаграмма приведена на рис. 1.
Из диаграммы видно, что в области малых токов основной вклад в суммарный предел погрешности измерительного канала вносит составляющая за счет трансформаторной схемы включения счетчиков электрической энергии. Этот вклад может достигать 90%. Пределы амплитудной погрешности ТТ и ТН, пределы основной и дополнительных погрешностей счетчика электрической энергии могут вносить до 10% каждая. Незначительную долю вносят составляющие, вызванные потерями напряжения в линии присоединения счетчика к ТН и передачей данных из счетчиков в УСПД.
Таким образом, можно отметить, что основной вклад в суммарный предел погрешности измерительного канала вносят составляющие тех факторов, проверке которых в проанализированных в таблице 1 методиках практически не уделяется внимание.
Нагрузки вторичных цепей ТТ и ТН, потери напряжения в линиях присоединения счетчика к ТН в рамках поверки ни в одной из рассмотренных методик не проверяются. Условия эксплуатации счетчика электрической энергии в части температуры воздуха и магнитной обстановки в месте его установки проверяются только в одной из методик поверки при получении исходных данных для расчета суммарной погрешности.
Следует подчеркнуть тот факт, что проверки значений нагрузки вторичных цепей ТТ и ТН и потерь напряжения в линиях присоединения счетчика к ТН проводятся в рамках ревизий вторичных цепей ТТ и ТН, которые проводят специализированные организации. Однако замеченные в результате ревизии недостатки часто остаются не устраненными. В результате становится возможной эксплуатация технических средств АИИС КУЭ за пределами допустимых условий и соответственно выход суммарной погрешности за допустимый предел.

РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРТИЗЫ
В рамках испытаний для целей утверждения типа нами была проведена экспертиза 100 измерительных каналов нескольких АИИС КУЭ как оптового, так и розничного рынка. Экспертиза проводилась по результатам анализа паспортов-протоколов измерительных каналов и по результатам измерений на энергообъектах.
При проведении экспертизы наряду с прочими параметрами фиксировались:
  • факты несоответствия нагрузки вторичных цепей ТТ и ТН допустимым пределам;
  • факты превышения потерями напряжения в линии присоединения счетчиков к ТН допустимой величины;
  • факты несоответствия температурного режима в месте установки счетчиков электрической энергии требованиям ПУЭ;
  • факты несоответствия напряженности магнитного поля в местах установки счетчиков установленным в технической документации на счетчики рабочим условиям эксплуатации.

Диаграмма с результатами анализа приведена на рис. 2. Из диаграммы видно, что в 10–20% случаев нагрузка вторичных цепей ТТ и ТН оказалась вне допустимых пределов, установленных ГОСТ 7746 и ГОСТ 1983. При этом нагрузка в большинстве случаев находится ниже допустимого значения, равного 25% номинальной мощности нагрузки. Важно заметить, что снижение нагрузки вторичной цепи ниже допустимого значения приводит к положительным значениям погрешности и вызывает переплату за электрическую энергию со стороны потребителя.
Вторым по количеству нарушений условий эксплуатации оказалось несоответствие температурного режима эксплуатации счетчиков электрической энергии установленным в ПУЭ нормам. Это приводит к росту суммарной погрешности измерительного канала, хотя рост этот и предсказуем, поскольку пределы допустимой дополнительной погрешности от температуры нормированы для всего рабочего диапазона температур (более широкого, чем предусмотренный ПУЭ) счетчиков электрической энергии.
Фактов слишком больших потерь напряжения в линиях присоединения ТН к счетчикам и превышения напряженностью магнитного поля допускаемой величины выявлено не было.

Требования к методикам поверки
Для того чтобы исключить применение отдельных компонентов измерительных каналов в условиях, в которых погрешности измерений или преобразований превышают допустимые значения или вовсе не установлены, при разработке методик испытаний для целей утверждения типа АИИС КУЭ, а также методик поверки АИИС КУЭ необходимо включать в них проверки:
  • мощности нагрузки вторичных цепей ТТ и ТН;
  • температурного режима в месте установки счетчиков электрической энергии;
  • потерь напряжения в линии присоединения счетчиков электрической энергии к ТН;
  • напряженности магнитных полей (постоянных и переменных) в месте установки счетчиков электрической энергии.
Методики проверки всех перечисленных параметров широко известны и изложены в нормативно-технических документах по ревизии вторичных цепей ТТ и ТН, например, в [5].
Заметим, что необходимость включения перечисленных проверок в программу испытаний АИИС КУЭ для целей утверждения типа и далее в методику поверки вызывает необходимость более тщательного предпроектного обследования объекта специалистами организации-разработчика АИИС КУЭ.
Связано это с тем, что, при выявлении недостатков системы в процессе испытаний для целей утверждения типа, после заключения договора на разработку и монтаж системы, у разработчика возникают непредсказуемые финансовые и временные затраты на устранение недостатков. Они могут быть достаточно велики и включать в себя затраты на внесение изменений в проект системы, проектирование дополнительных компонентов, а иногда и замену компонентов АИИС КУЭ.
В то же время, если недостатки выявлены на стадии предпроектного обследования системы, у разработчика есть возможность оценить затраты и правильно распределить ответственность за их устранение с заказчиком, на балансе которого, как правило, находятся существующие первичные преобразователи и оборудование, входящее в состав существующих измерительных цепей тока и напряжения.

Литература
1. Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 150.00.000 И1.
2. Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии на базе программно-технического измерительного комплекса «Эком». Методика поверки. ПЕ 2.758.002 МП.
3. Автоматизированная система учета и контроля энергопотребления фирмы ISKRAEMECO (Словения) «Sistem Energetskih Procesov» типа SEP2. Методика поверки. Г.р. 17564-98.
4. МИ 2413-97. Cистема измерительная для коммерческого учета электроэнергии на базе измерительно-вычислительного комплекса «Метроника». Методика поверки.
5. Инструкция по проверке трансформаторов напряжения и их вторичных цепей. – М.: СПО «Союзтехэнерго», 1979.





Очередной номер | Архив | Вопрос-Ответ | Гостевая книга
Подписка | О журнале | Нормы. Стандарты | Проекты. Методики | Форум | Выставки
Тендеры | Книги, CD, сайты | Исследования рынка | Приложение Вопрос-Ответ | Карта сайта




Rambler's Top100 Rambler's Top100

© ЗАО "Новости Электротехники"
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Segmenta Media создание и поддержка сайта 2001-2018