РД 34.11.325-90

    
    
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПРИ ЕЕ ПРОИЗВОДСТВЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИИ

    
    
Срок действия с 01.08.91 г.
до 01.08.96 г.*
________________________
* См. ярлык "Примечания".

    
    
    РАЗРАБОТАНО Всесоюзным научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ)
    
    ИСПОЛНИТЕЛИ Л.А.Бибер, Ю.Е.Жданова
    
    УТВЕРЖДЕНО Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 12.12.90 г.
    
    Заместитель начальника К.М.Антипов
    
    
    Настоящие Методические указания (МУ) распространяются на измерения количества активной электрической энергии переменного тока промышленной частоты, проводимые в условиях установившихся режимов работы энергосистем и при качестве электроэнергии, удовлетворяющем требованиям ГОСТ 13109-87, с помощью постоянно действующих измерительных комплексов с использованием счетчиков электроэнергии индукционной или электронной системы. В Методических указаниях приведен метод расчета погрешности измерительного комплекса.
    
    Методические указания не распространяются на измерения электроэнергии с использованием линий дистанционной (телемеханической) передачи данных и с использованием информационно-измерительных, систем.
    
    В настоящих Методических указаниях уточнен метод расчета погрешности измерительного комплекса при определении допустимого небаланса электроэнергии, приведенный в "Инструкции по учету электроэнергии в энергосистемах". И 34-34-006-83 (М.: СПО Союзтехэнерго, 1983).
    
    Указания предназначены для применения персоналом энергопредприятий и энергосистем Минэнерго СССР.
    
    

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

    
    1.1. В состав измерительных комплексов (ИК) систем учета активной электроэнергии в качестве средств измерений (СИ) входят измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН), индукционные или электронные счетчики (С) активной электроэнергии, а также линии связи (ЛМ) между трансформаторами напряжения и счетчиками.
    
    1.2. Схемы подключения счетчиков и трансформаторов определяются числом фаз, уровнем напряжений и токов контролируемой сети и должны соответствовать проектной документации на данный энергообъект, требованиям Госстандарта и Минэнерго СССР.
    
    1.3. Допускаемые классы точности счетчиков и измерительных трансформаторов, а также допустимые уровни потерь напряжения в линиях связи при учете электроэнергии, приведенные в таблице, соответствуют требованиям ПУЭ ("Правила устройства электроустановок". Шестое издание. Переработанное и дополненное. (М.: Энергоатомиздат, 1986).
    
    1.4. Должны иметься в наличии действующие свидетельства о поверке средств измерений электроэнергии либо свидетельства их метрологической аттестации в условиях эксплуатации, подтверждающие класс точности.
    
    1.5. Условия эксплуатации счетчиков и трансформаторов (в том числе вторичные нагрузки) должны находиться в пределах рабочих условий применения согласно НТД и инструкциям применяемых типов СИ.
    
    1.6. Оценка показателей точности измерений количества активной электроэнергии в реальных условиях эксплуатации производится по показаниям электросчетчиков и нормируемым метрологическим характеристикам счетчиков и трансформаторов.
    
    

Допускаемые классы точности счетчиков и измерительных трансформаторов, а также допустимые уровни потерь напряжения в линиях связи при учете электроэнергии

    
    
2. МЕТОД РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

    
    2.1. В качестве показателей точности измерений количества активной электроэнергии согласно МИ 1317-86 (Методические указания. Государственная система обеспечения единства измерений. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров. - М.: Издательство стандартов, 1986) принимаются границы, в пределах которых суммарная погрешность измерений находится с заданной вероятностью.
    
    2.2. Результаты измерений представляются в форме
    

; от до ; ,

    
где - результат измерений по показаниям счетчика, кВт·ч;
    
    , , - абсолютная погрешность измерений с ее верхней и нижней границей соответственно, кВт·ч;
    
     - установленная доверительная вероятность, с которой погрешность измерений находится в этих границах.
    
    2.3. Установленная доверительная вероятность принимается равной 0,95; доверительные границы погрешности результата измерений принимаются
    

.

    
    2.4. Суммарная абсолютная погрешность измерения количества электроэнергии (), кВт·ч, определяется как
    

,                                                          (1)

    
где - суммарная относительная погрешность измерительного комплекса, %.
    
    2.5. Предельно допускаемая погрешность ИК в реальных условиях эксплуатации () определяется как совокупность частных погрешностей СИ, распределенных по закону равномерной плотности (см.приложение 1),
    

,                                         (2)

    
где - предел допускаемого значения основной погрешности -го СИ по HTД, %;
    
     - наибольшее возможное значение дополнительной погрешности -го СИ от -й влияющей величины, определяемое по данным НТД на СИ для реальных изменений влияющей величины, %;
    
     - количество СИ, входящих в состав ИК;
    
     - количество влияющих величин, для которых нормированы изменения метрологических характеристик -го СИ.
    
    2.6. В соответствии с формулой (2) числовое значение предельно допускаемой погрешности измерительного комплекса при трансформаторном подключении счетчика рассчитывается по формуле
    

,                   (3)

    
где , - пределы допускаемых значений погрешностей соответственно ТТ и ТH по модулю входной величины (тока и напряжения) для конкретных классов точности, %;
    
     - предел допускаемых потерь напряжения во вторичных цепях ТН в соответствии с ПУЭ; %;
    
     - предельное значение составляющей суммарной погрешности, вызванной угловыми погрешностями ТТ и ТН, %;
    
     - предел допускаемого значения основной погрешности счетчика, %;
    
     - предельные значения дополнительных погрешностей счетчика, %.
    
    

3. МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ, ПОДЛЕЖАЩИЕ РАСЧЕТУ

    
    3.1. Определяются предельно допускаемые значения частных погрешностей СИ, входящих в измерительный комплекс, для условий эксплуатации.
    
    3.2. Рассчитывается доверительный интервал с предельно допускаемыми нижней и верхней границами, в котором с заданной доверительной вероятностью (Р=0,95) находится суммарная относительная погрешность измерительного комплекса для учета электроэнергии в условиях эксплуатации.
    
    3.3. Рассчитывается доверительный интервал с предельно допускаемыми нижней и верхней границами, в котором с заданной доверительной вероятностью (Р=0,95) находится абсолютная погрешность результата измерений.
    
    3.4. Результатами расчета являются численные значения границ доверительного интервала .
    
    

4. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ

    
    4.1. Расчет проводится для ИК с трансформаторной схемой подключения трехфазного счетчика электроэнергии. Классы точности ТТ и ТН пофазно равны.
    
    4.2. Средства измерений, входящие в состав ИК, характеризуются предельно допускаемыми значениями погрешностей в соответствии с классом точности по ГОСТ 7746-89, ГОСТ 1983-89, ГОСТ 6570-75, ГОСТ 26035-83.
    
    4.2.1. В связи с отсутствием в НТЦ на ТТ и ТН данных об их дополнительных погрешностях и функциях влияния при расчете используются только предельные значения допускаемых погрешностей по ГОСТ 7746-89 и ГОСТ 1983-89. При этом, если диапазон изменения первичного тока известен, то для погрешностей ТТ принимаются предельные значения погрешностей для нижней границы того из нормированных в ГОСТ 7746-89 диапазонов тока, внутри которого находится реальный диапазон изменения тока сети. В ином случае в качестве погрешностей ТТ для расчета принимаются наибольшие из всех значений, нормированных для данного класса ТТ.
    
    4.3. Для линий связи ТН со счетчиком электроэнергии принимаются предельно допускаемые значения погрешности напряжения в виде потерь напряжения согласно ПУЭ, равные 0,25%, 0,5% или 1,5% от (см. таблицу).
    
    4.4. Составляющая относительной погрешности ИК, вызываемая частными угловыми погрешностями компонентов трансформаторной схемы подключения счетчика, рассчитывается по формуле
    

,                                                 (4)

    
,                                               (5)

    
где - суммарный фазовый сдвиг между векторами тока и напряжения на входе счетчика, мин;
    
     - угол сдвига между векторами тока и напряжения контролируемой сети (первичных тока и напряжения), град;
    
     - предел допускаемого значения угловой погрешности ТТ при по ГОСТ 7746-89, мин;
    
     - предел допускаемого значения угловой погрешности ТН по ГОСТ 1983-89, мин.
    
    4.5. Погрешности индукционного счетчика определяются по нормативным данным ГОСТ 6570-75, паспортным данным или результатам поверки в рабочих условиях применения.
    
    4.5.1. При наличии априорных сведений о параметрах контролируемой сети и значение основной погрешности индукционного счетчика принимается равным наибольшему значению допускаемой систематической погрешности класса точности по ГОСТ 6570-75 для соответствующего диапазона изменения рабочего тока счетчика при том нормативном значении , какое наиболее близко к реальному. В противном случае в качестве принимается наибольшее из всех нормированных для данного класса значений погрешности, т.е. значение при и =0,5 инд.
    
    При однофазной токовой нагрузке трехфазного счетчика значение погрешности принимается по ГОСТ 6570-75 п.1.11.
    
    4.5.2. Дополнительные погрешности индукционного счетчика при отклонении влияющих величин от нормальных значений рассчитываются с использованием функций влияния по ГОСТ 6570-75 и значений пределов изменения влияющих величин: напряжения, частоты, температуры, наклона установки счетчика, внешнего магнитного поля.
    
    Наибольшее возможное значение дополнительной погрешности от влияющей величины вычисляется по формуле
    

,                                                (6)

    
где - предельное значение допускаемого коэффициента изменения систематической составляющей относительной погрешности счетчика по ГОСТ 6570-75, %/% или %/°С, или %/град. геом.;
    
     - предел изменения влияющей величины в реальных или в рабочих условиях применения счетчика по НТЦ, % или °С, или град. геом.
    
    4.6. Погрешности электронного счетчика определяются по данным ТУ для конкретного типа счетчика или по ГОСТ 26035-83, или по данным поверки в рабочих условиях применения
    
    4.6.1. Предел допускаемого значения основной погрешности (%) электронного счетчика активной энергии определяется в зависимости от отношения произведения значений параметров реальных входных сигналов , и к произведению номинальных значений параметров счетчика
    

                                                      (7)

и вычисляется для 0,010,2 по формуле
    

,                                         (8)

    
а для 0,2 определяется как
    

,                                                            (9)

    
где - класс точности счетчика.
    
    В случае однофазной токовой нагрузки трехфазного счетчика предел допускаемого значения основной погрешности равен 1,2.
    
    4.6.2. Дополнительные погрешности электронных счетчиков нормированы для следующих влияющих величин: изменение температуры окружающего воздуха при отклонении от нормального до любого значения в пределах рабочих условий, отклонение частоты 2,5 Гц от нормального значения 50 Гц, воздействие внешнего магнитного поля индукции 5 мТ. При этом по ГОСТ 26035-83 определяются наибольшие возможные значения дополнительных погрешностей электронного счетчика
    

                                     (10)

,

    
где .

    Примечание. После введения новой подготавливаемой редакции ГОСТ на электронные счетчики расчет погрешностей производится аналогично п.4.5 на индукционные счетчики.
    
    
    4.7. Примеры расчетов суммарной погрешности ИК учета электроэнергии на базе индукционного и электронного счетчика приведены в приложениях 2 и 3.     
    

Приложение 1
Обязательное

    
РАСЧЕТНЫЕ ФОРМУЛЫ ДЛЯ ОЦЕНКИ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

    
    В соответствии с ГОСТ 8.009, Методическими указаниями. Характеристики погрешности средств измерений в реальных условиях эксплуатации. Методы расчета. РД 50-453-84 (М.: Издательство госстандартов, 1984) и МИ 1317-86 принимается допущение, что погрешности СИ являются случайными величинами. Факторы, влияющие на погрешности СИ, также рассматриваются как случайные и независимые величины.
    
    1. Суммарная относительная погрешность ИК определяется как совокупность независимых частных погрешностей СИ:
    

,                                   (11)

    
где - коэффициент, определяемый принятой доверительной вероятностью и законом распределения погрешности;
    
     - среднее квадратическое отклонение (с.к.о.) случайной относительной погрешности ИК для реальных условий эксплуатации, %;
    
     - с.к.о. случайной относительной погрешности -го СИ, %;
    
     - количество СИ, входящих в состав ИК.
    
    2. Среднее квадратическое отклонение случайной относительной погрешности -го СИ определяется по формуле
    

,                                   (12)

    
где - с.к.о. основной относительной погрешности -го СИ, %;
    
     - с.к.о. дополнительной относительной погрешности -го СИ от -й влияющей величины, %;
    
     - количество влияющих величин, для которых нормированы изменения метрологических характеристик -го СИ.
    
    3. Среднее квадратическое отклонение основной относительной погрешности -го СИ вычисляется по формуле
    

,                                                      (13)

    
где - предел допускаемого значения основной относительной погрешности -го СИ по НТЦ, %;
    
     - коэффициент, определяемый законом распределения основной относительной погрешности и принятой доверительной вероятностью.
    
    4. Среднее квадратическое отклонение дополнительной относительной погрешности -го СИ, вызванное -й влияющей величиной, определяется по формуле
    

,                                                      (14)

    
где - наибольшее возможное значение дополнительной относительной погрешности -го СИ от -й влияющей величины, определяемое по НТД на СИ для реальных изменений влияющей величины, %;
    
     - коэффициент, определяемый законом распределения дополнительной погрешности СИ и принятой доверительной вероятностью.
    
    5. Расчет суммарной относительной погрешности ИК () в процентах производится по формуле
    

,                                   (15)

    
полученной из (11) подстановкой (12-14), при известных или предполагаемых законах распределения частных погрешностей СИ.
    
    6. Ввиду отсутствия в НТЦ данных о законах распределения погрешностей используемых СИ, ГОСТ 8.009-84 и 8.207-76 принимается допущение, что погрешности являются случайными величинами, распределенными по закону равномерной плотности, т.е. внутри интервала, ограниченного предельными значениями погрешностей, все значения равновероятны. Для расчетов допускается предположение , .
    
    Тогда с.к.о. погрешности ИК определяется формулой
    

.                                         (16)

    
    7. Распределение суммарной погрешности принимается за нормальное, если частные погрешности распределены по закону равномерной плотности и число их не менее трех. При этом допущении для принятой доверительной вероятности Р=0,95 принимается =1,96. Предельно допускаемая погрешность ИК в рабочих условиях применения по формуле (15) определяется выражением.
    

.                  (17)

    
    
Приложение 2
Справочное

    
ПРИМЕР РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ
КОЛИЧЕСТВА АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
НА БАЗЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА С ИНДУКЦИОННЫМ СЧЕТЧИКОМ
В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

    
Данные для расчета

    
    1. Измерительный комплекс схемы учета электроэнергии состоит из трехфазного индукционного счетчика активной энергии САЗУ-И681, подключенного через измерительные трансформаторы тока ТШВ 24 и напряжения ЗНОЛ 06-24.
    
    2. Результат измерений за учтенный период по показаниям счетчика W=100000 кВт·ч.
    
    3. Характеристики входных сигналов измерительного комплекса за учетный период:
    
    ;
    
    ;
    
    Гц
    
    инд.
    
    Фазы сети равномерно нагружены.
    
    4. Технические и метрологические характеристики СИ
    
    4.1. Трансформатор тока ТШВ 24-10P (0,2)-24000/5 УЗ ГОСТ 7746-89, ТУ 16-517.861-80. Класс точности обмотки для измерений 0,2.
    
    Условия эксплуатации - в пределах нормативных по НТД.
    
    Пределы допускаемых значений погрешностей с учетом диапазона измерения первичного тока по ГОСТ 7746-89:
    
    по току =±0,3%;
    
    по углу =±13'.
    
    4.2. Трансформатор напряжения ЗНОЛ 06-24 УЗ, ГОСТ 1983-89. Класс точности 0,5.
    
    Условия эксплуатации, в том числе вторичная нагрузка, - в пределах нормативных по НТЦ.
    
    Пределы допускаемых значений погрешностей по ГОСТ 1983-89:
    
    по напряжению =±0,5%;
    
    по углу =±20'.
    
    4.3. Потери напряжения в линии связи - в пределах, допускаемых ПУЭ. Принимаются предельные значения погрешностей по напряжению =0,25%.
    
    4.4. Суммарный сдвиг фазы между векторами тока и напряжения, вносимый трансформаторной схемой подключения счетчика, вычисляется по формуле (5) и составляет
    

.

    4.5. Расчет составляющей суммарной погрешности ИК, определяемой угловыми погрешностями СИ, производится по формуле (4)
    

.

    
    4.6. Трехфазный трехпроводный счетчик активной энергии САЗУ-И681, ГОСТ 6570-75. Класс точности 1,0.
    
    Условия эксплуатации - в пределах нормативных по НТЦ, а именно: пределы изменения влияющих величин:
    
    по напряжению от ;
    
    по частоте от ;
    
    по температуре °С, °С, °С;
    
    по отклонению оси счетчика от вертикали геом;
    
    внешнее магнитное поле отсутствует.
    
    Функции влияния по ГОСТ 6370-75 (с учетом диапазона изменения тока счетчика) в виде коэффициентов изменения погрешности от:
    
    напряжения %/%;
    
    частоты %/%;
    
    температуры %/°С;
    
    наклона %/°геом.
    
    В соответствии с п.4.5.1 МУ принимается предельное значение основной погрешности счетчика по ГОСТ 6570-75 %.
    
    Дополнительные погрешности счетчика рассчитываются по формуле (6) и составляют
    

;

;

;

.

    
    5. Расчет относительной погрешности измерительного комплекса учета электроэнергии.
    
    Численное значение предельно допускаемой относительной погрешности ИК рассчитывается по формуле (3) с подстановкой значений частных погрешностей, указанных выше
         

              
    Для сравнения: погрешность данного ИК в нормальных условиях, т.е. без учета дополнительных погрешностей счетчика, составляет .
    
    Принимается значение нижней (верхней) границы доверительного интервала, в котором с заданной вероятностью Р=0,95 находится относительная погрешность канала измерения активной электроэнергии
    

    
    6. По формуле (1) определяется численное значение нижней (верхней) границы доверительного интервала, в котором с вероятностью Р=0,95 находится абсолютная погрешность результата измерения электроэнергии
    

кВт·ч.

    
    7. Результат измерения записывается в виде:
    
    =100000 кВт·ч; =±1900 кВт·ч; Р=0,95.
    
    

Приложение 3
Справочное

    
ПРИМЕР РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ
КОЛИЧЕСТВА АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
НА БАЗЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА
С ЭЛЕКТРОННЫМ СЧЕТЧИКОМ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

    
Данные для расчета

    
    1. Измерительный комплекс схемы учета электроэнергии, отпущенной с шин электростанции, состоит из электронного трехфазного счетчика электроэнергии Ф443, подключенного через измерительные трансформаторы тока ТФРМ-330 Б и напряжения НКФ-330.
    
    2. Результат измерения за учетный период по показаниям счетчика 300000 кВт·ч.
    
    3. Характеристики контролируемой сети:
    
    ;
    
    ;
    
    Гц;
    
    .
    
    Система симметрично нагружена.
    
    4. Технические и метрологические характеристики СИ
    
    4.1. Трансформатор тока ТФРМ-330 Б-VI, ГОСТ 7746-89, ТУ 16-517.929-80. Класс точности обмотки для измерений 0,2.
    
    Условия эксплуатации - в пределах нормативных по НТД.
    
    Пределы допускаемых значений погрешностей по ГОСТ 7746-89 с учетом диапазона изменения первичного тока:
    
    по току =±0,25%;
    
    по углу =±11'.
    
    4.2. Трансформатор напряжения НКФ-330-83-VI-I, ГОСТ 1983-89, ТУ 16-671.003-83. Класс точности 0,5.
    
    Условия эксплуатации, в том числе вторичная нагрузка, - в пределах нормативных по НТД.
    
    Пределы допускаемых значений погрешностей:
    
    по напряжению =±0,5%;
    
    по углу =±20'.
    
    4.3. Потери напряжения в линии связи ТН со счетчиком - в пределах, допускаемых ПУЭ. Принимаются предельные значения погрешностей по напряжению =0,25%.
    
    4.4. Составляющая погрешности ИК, определяемая частными угловыми погрешностями элементов трансформаторной схемы подключения счетчика, в соответствии с формулой (4) МУ при =1 равна нулю, т.е. =0.
    
    4.5. Трехфазный электронный счетчик электроэнергии Ф 443, ГОСТ 26035-83, ТУ 25-0420.012-83. Класс точности измерения активной энергии 0,5.
    
    Условия эксплуатации - в пределах рабочих условий применения по НТД, а именно: пределы изменений по температуре =-10 °С, =+50 °C, =±30 °С при =+20 °С; внешнее магнитное поле индукции 0,5 мТ.
    
    Предел допускаемого значения основной погрешности счетчика определяется в соответствии с п.4.6.1 МУ и ГОСТ 26035-83 и составляет =±0,5%.
    
    Пределы дополнительных погрешностей счетчика определяются по формулам п.4.6.2 МУ и равны
    
    ,
    
    ,
    
    .
    
    5. Расчет относительной погрешности измерительного комплекса учета электроэнергии
    
    Численное значение предельно допускаемой относительной погрешности ИК рассчитывается по формуле (3) с подстановкой значений, указанных выше:     
    

              
    Принимается значение нижней (верхней) границы доверительного интервала, в котором с заданной вероятностью =0,95 находится относительная погрешность комплекса измерения активной электроэнергии
    

.

    
    6. По формуле (1) определяется численное значение нижней (верхней) границы доверительного интервала, в котором с вероятностью =0,95 находится абсолютная погрешность результата измерения электроэнергии
    

кВт·ч.

    
    7. Результат измерения записывается в виде:
    
    =300000 кВт·ч; =±5100 кВт·ч; =0,95.
    
    
    
Текст документа сверен по:
/ Министерство энергетики и электрификации СССР. -
М.: СПО ОРГРЭС, 1991