Автоматизированная информационно-измерительная система
показателей качества электроэнергии ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания - ВР»
Шибаев А.П., Зам. главного конструктора КТС «Энергия»
ООО «НТП Энергоконтроль» (г. Заречный, Пензенская обл.)
1 Цель создания АИИС ПКЭ
Целью создания автоматизированной информационно-измерительной
системы для измерения показателей качества электрической энергии (ПКЭ) на
границах раздела ЗАО «РНПК - ВР» (далее по тексту – система) является обеспечение реализации права потребителя на получение электроэнергии надлежащего качества путем корректного составления договора на энергоснабжение в
части качества электроэнергии и последующего постоянного контроля за соблюдением договорных условий.
В результате функционирования системы появляется возможность получения за любой интервал времени технического заключения по качеству поставляемой электроэнергии, от которого непосредственно или косвенно зависит
надежность, безопасность, сроки службы производственного оборудования и
объемы энергопотребления ЗАО «РНПК - ВР».
Статья 542 ГК РФ, ч. II, §6 «Энергоснабжение» гласит:
1 Качество подаваемой энергии должно соответствовать требованиям,
установленным государственными стандартами и иными обязательными правилами или предусмотренным договором энергоснабжения.
2 В случае нарушения энергоснабжающей организацией требований,
предъявляемых к качеству энергии, абонент вправе отказаться от оплаты такой
энергии. При этом энергоснабжающая организация вправе требовать возмещения абонентом стоимости того, что абонент неосновательно сберег вследствие
использования этой энергии.
Таким образом, в случае нарушения энергоснабжающей организации требований, предъявляемых к качеству электроэнергии, абонент вправе доказывать
размер ущерба и взыскивать его с поставщика по правилам ст. 547 ГК РФ. Вместе с тем, учитывая, что абонент все-таки использовал энергию не надлежащего
качества, он должен оплатить ее, но по соразмерно уменьшенной цене (п.2 ст.
542 ГК РФ).
Внедрение аттестованных в установленном порядке систем, дает юридическую возможность потребителю, в случае отклонения от прогноза, доказывать
вину в отклонении поставщика электроэнергии, если одновременно были выявлены факты получения некачественной электроэнергии и предъявлять встречные
иски для возмещения финансовых убытков, связанных с оплатой отклонений и
вынужденным перепотреблением.
2 Краткое описание системы
Система создана на базе комплекса технических средств (КТС) «Энергия+» (ООО «НТП Энергоконтроль» г. Заречный,
Пензенской обл.
www/energocontrol.ru), номер в Госреестре: № 21001-05 и представляет собой
двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной
функцией выполнения измерений.
Первый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК) - выполняет функцию автоматического проведения измерений действующих значений междуфазных напряжений и напряжения прямой последовательности по
первой гармонике, частоты сети, провалов напряжения, среднеинтервальной
активной и реактивной мощности на объектах ЗАО «РНПК - ВР» по одной из
точек измерения ПКЭ (31 точка измерений), и включает в себя следующие средства измерений и оборудование:
– устройства измерительные Е443М5(EURO) НЕКМ.426489.008 ТУ
(предприятие-изготовитель ООО «НТП Энергоконтроль» г. Заречный );
– измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746−2001;
– измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983−2001;
– многофункциональные счетчики электрической энергии в соответствии с
ГОСТ 26035−83 и ГОСТ 30206−94;
− технические средства организации каналов связи (каналообразующая аппаратура).
Второй уровень − информационно-вычислительный комплекс (ИВК)
включает в себя сервер, технические средства организации каналов связи, каналы связи, автоматизированные рабочие места персонала и программное обеспечение.
Система обеспечения единого времени формируется на всех уровнях системы и выполняет законченную функцию измерений времени.
3 Функции системы
В системе реализованы следующие функции:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений действующих
значений междуфазных напряжений и напряжения прямой последовательности
по первой гармонике, частоты, провалов напряжения, среднеинтервальной активной и реактивной мощности в точках измерения ПКЭ;
- автоматический расчет потерь напряжения и приведение результатов измерений в точках измерений ПКЭ к точкам коммерческого контроля ПКЭ (точкам поставки) по алгоритмам расчета в соответствии с аттестованной методикой
выполнения измерений (между точками поставки электроэнергии и точками
измерения ПКЭ находятся силовые элементы с потерями электроэнергии (воздушные и кабельные линии, силовые трансформаторы, реакторы);
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, защищенной от потери информации и
от несанкционированного доступа;
- обеспечение защиты оборудования системы, программного обеспечения
и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном
уровне;
- ведение единого времени.
2
4 Схема построения измерительных каналов (ИК)
Схема построения ИК приводится на Рисунке 1.
ВЛ – воздушная линия.
КЛ – кабельная линия.
Т – силовой трансформатор.
Р – реактор.
ТТ – измерительный трансформатор тока.
ТН–измерительный трансформатор напряжения.
Сч – счетчик электрической энергии.
УИ – устройство измерительное (Е443М5(EURO)), предназначенное для
измерения параметров качества электроэнергии.
УСД – устройство сбора данных (Е443М2(EURO)), предназначенное для
сбора данных со счетчиков электрической энергии. УСД организует подсчет импульсов, поступающих от импульсных интерфейсов счетчиков на
интервалах 15 секунд, и выдает количество подсчитанных импульсов в
двухпроводные линии симплексной связи (интерфейс СИМ).
ИВК – информационно-вычислительный комплекс.
Рисунок 1
В системе применяются средства измерений (СИ), включенные в Госреестр СИ: УИ класса точности 0,5; ТТ и ТН класса точности 0,5 (штатные, установленные на объекте); счетчики активной/реактивной электроэнергии
СЭТ–4ТМ.03 класса точности 0,2S А±/0,5Р±.
Вся аппаратура (за исключением ТТ, ТН, Сч) и программное обеспечение
системы разработаны и изготовлены ООО «НТП Энергоконтроль».
3
5 Метрологическое обеспечение
Метрологическое обеспечение системы выполнено сотрудниками ООО
«НТП Энергоконтроль» с привлечением аккредитованных организаций.
Согласно ГОСТ Р8.596- 2002 проведены следующие работы:
- проведена метрологическая экспертиза рабочей документации;
- разработан проект методики выполнения измерений (МВИ) ПКЭ, который прошел согласование в Пензенском центре стандартизации и метрологии;
- разработан комплект документов для проведения испытаний системы с
целью утверждения типа, по результатам которых система будет внесена в Госреестр СИ.
Метрологическое обеспечение системы выполнено в соответствии с
ГОСТ Р 8.596-2002 и включает в себя, в том числе, и разработку методики выполнения измерений ПКЭ. В ней приведен оригинальный, не имеющий аналогов, метод измерения установившегося отклонения напряжения в точках поставки электроэнергии и рассчитаны погрешности этого метода.
В МВИ изложены методы измерения электроэнергии и мощности, рассчитаны доверительные границы погрешности измерения для каждого ИК в реальных условиях эксплуатации и в табличной форме приведены все составляющие
погрешностей. Для каждого ИК приведены диаграммы зависимости погрешности измерений установившегося отклонения напряжения в точках поставки от
относительной нагрузки в ИК.
Для примера на Рисунке 2 приведены диаграммы зависимости абсолютной
погрешности расчета установившегося отклонения напряжения в точках коммерческого контроля КЭ в диапазоне Uтп ном ± 10,6 % для ИК 1-4.
Зависимость погрешности расчета установившегося отклонения напряжения
в точках контроля КЭ №1 и №2 от относительной нагрузки (ИК 1- 4)
Погрешность, %
1,50
1
0,866
0,8
0,5
1,00
5%
10%
20%
100%
Относительная нагрузка, %
Рисунок 2
4
6 Расчет доверительных границ погрешностей измерения ПКЭ
Доверительные границы суммарных абсолютных погрешностей измерений
ПКЭ определяются композицией допускаемых значений погрешностей ТТ и ТН,
устройств измерительных, счетчиков электрической энергии, в реальных условиях эксплуатации, а также погрешностью расчета потерь напряжения в элементах электрической сети от точек измерения до точек поставки и не зависят от
способов передачи измерительной информации и способов организации информационных каналов.
Расчет доверительных границ суммарной абсолютной погрешности измерения установившегося отклонения напряжения в точке коммерческого контроля
ПКЭ (точке поставки) при доверительной вероятности 0,95 для реальных условий эксплуатации АИИС ПКЭ производится по формуле:
δ Uккэ
Δ Uтп 2 Δ П 2
U НОМккэ
100,
%
где ΔUтп – доверительные границы погрешности измерения напряжения в
точке коммерческого контроля ПКЭ, В;
∆П – доверительные границы суммарной абсолютной погрешности
расчета потерь напряжения, В;
UНОМ ккэ – номинальное напряжение точки коммерческого контроля ПКЭ.
Закон распределения составляющих суммарной погрешности принимается
нормальным.
Доверительные границы погрешности измерения напряжения в точке
коммерческого контроля определяются композицией погрешности измерения
напряжения в точке измерения (в точке подключения УИ) и погрешности коэффициента трансформации силового трансформатора (при его наличии в ИК).
Доверительные границы погрешности измерения напряжения в точке измерения, в свою очередь, определяются композицией следующих погрешностей:
- основной погрешности УИ;
- дополнительной температурной погрешности УИ;
- погрешности измерительного ТН;
- погрешности из-за потери напряжения в линии присоединения УИ к ТН;
- погрешности из-за напряжения помехи в линии присоединения УИ к ТН.
Доверительные границы погрешности расчета потерь напряжения
определяются композицией следующих погрешностей:
- погрешности измерения активной мощности – ∆Р;
- погрешности измерения реактивной мощности – ∆Q;
- погрешности расчета активного сопротивления – ∆R;
- погрешности расчета реактивного сопротивления – ∆Х;
5
- отклонением номинального значения напряжения сети – ∆UНОМ.
Расчет потерь напряжения в силовых элементах - ∆ U в общем случае производится по формуле:
Рr Qx
[В]
U
,
U ном
где: Р(Q) – значение трехфазной активной (реактивной) мощности, переданной через силовой элемент, кВт (квар);
r (x) – активное (реактивное) сопротивление силового элемента, Ом;
UНОМ – номинальное значение напряжения сети, в которую входит силовой
элемент (для трансформаторов - номинальное напряжение той обмотки трансформатора, к которой приведены r и x), кВ.
Точки измерения в системе выбраны в соответствии с рекомендациями
РД 153-34.0-15.501-00:
- верхнее нормально допускаемое значение (НДЗ) отклонения напряжения
и предельно допускаемое значение (ПДЗ) отклонения напряжения в точке коммерческого контроля контролируется в ближайшей точке энергопотребления (в
соответствующем ИК);
- нижнее НДЗ и ПДЗ отклонения напряжения в точке коммерческого контроля контролируется в наиболее удаленной точке энергопотребления (в соответствующем ИК).
Расчет напряжения в точке коммерческого контроля (точке поставки) Uтп
с учетом потерь в сетевых элементах схемы, в общем случае, производится по
формуле:
Uтп = Uуи·Ктн·Кт+Uтп ном·(δUВЛ +δUТ+δUРБ)/100
где
Uтп − напряжение в точке коммерческого контроля КЭ (точке поставки);
Uуи − напряжение, измеренное устройством измерительным
Е443М5(EURO), в точке измерения;
КТН − коэффициент трансформации измерительного трансформатора;
Кт − коэффициент трансформации силового трансформатора;
Uтп ном − номинальное напряжение в точке коммерческого контроля ПКЭ (точке поставки);
δUВЛ, − потери напряжения в воздушной линии в процентах от номинального напряжения;
δUТ − потери напряжения в трансформаторе в процентах от номинального напряжения;
δUРБ − потери напряжения в реакторе в процентах от номинального
напряжения.
6
7 Результаты опытной эксплуатации
В декабре 2007 г. на ЗАО «РНПК - ВР» система сдана в опытную эксплуатацию и на основе реальных данных, полученных в ходе опытной эксплуатации
системы, проведен анализ автоматического расчета потерь напряжения и приведение результатов измерений в точках измерений ПКЭ к точкам коммерческого
контроля ПКЭ
При проведении анализа были приняты следующие правила:
а) результаты измерений для точек контроля ПКЭ, отходящих от одной
секции шин поставщика электроэнергии, должны совпадать между собой (с учетом погрешности измерения) по всем измерительным каналам (ИК), подключенным к этой секции шин Для примера в на Рисунке 3 приведены измерительные
каналы, подключенные ко 2 секции шин ПС «Факел» ЗРУ 35 кВ (Точки контроля
4 и 5, измерительные каналы № 6, 16, 8, 9);
б) для анализа выбирается минутный интервал, в котором имеются
наибольшие отклонения результатов измерений между ИК, подключенными к
одной секции шин поставщика электроэнергии;
в) анализ проводится для напряжения прямой последовательности, как
обобщенного показателя трехфазной сети;
г) автоматический расчет потерь напряжения и приведение результатов измерений от точек измерений ПКЭ к точкам коммерческого контроля ПКЭ производятся в соответствии с МВИ при условии, что нагрузка по фазам в распределительных сетях ЗАО «РНПК - ВР» - равномерная;
д) доверительные границы суммарной абсолютной погрешности измерения
установившегося отклонения напряжения для каждого ИК определяются по графикам, приведенным в МВИ для конкретной нагрузки на момент измерения;
е) для оценки истинного значения измеряемой величины в точках контроля
ПКЭ применяется среднее взвешенное значение установившегося отклонения
напряжения от ИК, подключенных к одной секции шин поставщика электроэнергии.
Методы проведения анализа.
На ИВК выводятся документы «Отклонение напряжения в точке контроля»
по ИК, подключенным к одной секции шин поставщика электроэнергии. Документы сравниваются между собой, и выбирается минутный интервал, в котором
имеются наибольшие отклонения результатов измерений между ИК. Для выбранного минутного интервала из указанного документа измеренное значение
отклонения напряжения (δUу) вносится в колонку 8 Таблицы 1.
На ИВК (для тех же ИК) выводятся документы «Входные данные измерительного канала». Для выбранного минутного интервала из указанного документа в Таблицу 2 (колонки 4 - 7) вносятся измеренные значения U1 , P+, Q+, Q-.
7
Структурная схема подключения измерительных каналов № 6, 16, 8, 9
к 2 секции шин ЗРУ 35 кВ ПС «Факел»
Рисунок 3
8
Таблица 1
Номера
точек
конИзмеренные значения данных по
Расчет промежуточных
Номер
троля
документам ИВК
данных
точки
ПКЭ,
Дата,
измеподклювремя
рения
ченных
(ИК)
Отн.
к одной
U1,
P+,
Q+,
Q-, δU1,
S
S=100% нагр, cosφ
секции
В
кВт
квар квар %
%
шин
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1
0
-2160 9,61 11013,88 31176,90 35,33 0,98
21.01. 08 111,38 10800
1
1:48:00 108,06 3456 2160
3
0 10,31 4075,48 31176,90 13,07 0,85
2
0
-2592 5,75 11527,20 31176,90 36,97 0,97
05.01.08 107,91 11232
2
14:39:00 104,22 7776 3456
4
0
6,91 8509,41 31176,90 27,29 0,91
16
105,37 2376
648
0
9,53 2462,78 15588,50 15,80 0,96
6
0
8,64 6102,61 20784,60 29,36 0,94
05.01.08 105,65 5760 2016
4, 5
4:04:00 106,17 288
9
576
0
9,29 643,99 20784,60 3,10 0,45
8
108,47 2016 1152
0
9,57 2321,93 20784,60 11,17 0,87
17
0
0
4,19 4320,00 31176,90 13,86 1,00
21.01.08 103,97 4320
6
21:14:00 102,67 5616 3024
19
0
4,68 6378,40 31176,90 20,46 0,88
20
0
7,27 3691,01 31176,90 11,84 0,94
21.01. 08 106,37 3456 1296
7
2:41:00
18
107
4752
864
0
7,65 4829,91 31176,90 15,49 0,98
10
97,6 3168 1728
0
1,78 3608,63 31176,90 11,57 0,88
11
288
0
1,56 2321,93 31176,90 7,45 0,99
8, 9, 10,
21.01.08 98,9 2304
11
11:11:00 98,46 3456
13
648
0
1,76 3516,23 31176,90 11,28 0,98
14
100,57 2808
864
0
2,50 2937,92 31176,90 9,42 0,96
5
864
0
5,75 3562,36 20784,60 17,14 0,97
05.01. 08 105,68 3456
12
10:15:00 102,13 5616 2592
7
0
7,82 6185,30 31176,90 19,84 0,91
26
105,79 2160 1382,4 0
6,19 2564,49 6235,40 41,13 0,84
14, 15,
22.01.08
28
107,03 864
86,4
0
7,24 868,31
6235,40 13,93 1,00
16
08:37:00
30
106,99 864 691,2
0
7,24 1106,46 6235,40 17,74 0,78
25
103,96 1728 950,4
0
4,27 1972,12 6235,40 31,63 0,88
17, 18,
21.01.08
29
104,31 1123,2 518,4
0
4,63 1237,06 6235,40 19,84 0,91
19
06:08:00
31
105,41 259,2 259,2
0
5,49 366,56
6235,40 5,88 0,71
ДовериПогрештельные
ность δU1
границы
относиграницы погрештельно
погреш- ности по
δUср вз
ности
МВИ
Расчет среднего взвешенного
значения
σ
g΄
g
13
0,55
0,59
0,55
0,59
0,65
0,66
0,77
0,79
0,63
0,65
0,65
0,64
0,77
0,65
0,65
0,65
0,66
0,87
0,55
0,55
0,55
0,54
0,54
0,55
14
3,29
2,85
3,29
2,90
2,38
2,27
1,71
1,60
2,54
2,34
2,38
2,42
1,71
2,34
2,34
2,34
2,27
1,33
3,29
3,31
3,31
3,41
3,41
3,31
15
0,54
0,46
0,53
0,47
0,30
0,29
0,21
0,20
0,52
0,48
0,50
0,50
0,20
0,27
0,27
0,27
0,63
0,37
0,33
0,33
0,33
0,34
0,34
0,33
δUср вз, ∆δUср вз, ∆МВИ,
%
%
%
16
17
9,94
± 0,79
6,29
± 0,79
9,23
± 0,69
4,43
± 0,89
7,46
± 0,89
1,91
± 0,66
6,51
± 1,03
6,89
± 0,62
4,79
± 0,62
18
± 1,08
± 1,16
± 1,08
± 1,15
± 1,27
± 1,30
± 1,50
± 1,55
± 1,23
± 1,28
± 1,27
± 1,26
± 1,50
± 1,28
± 1,28
± 1,28
± 1,30
± 1,70
± 1,080
± 1,077
± 1,077
± 1,062
± 1,061
± 1,078
Вывод
∆δU1,
%
19
-0,33
0,37
-0,54
0,62
0,30
-0,59
0,06
0,34
-0,24
0,25
-0,19
0,19
-0,13
-0,35
-0,15
0,59
-0,76
1,31
-0,70
0,35
0,35
-0,52
-0,16
0,70
20
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
соотв.
9
Из МВИ в колонку 10 Таблицы 1 вносятся номинальные значения нагрузки
по каждому измерительному каналу (S=100 %).
По данным колонок 5 - 7 Таблицы 1 для каждого ИК рассчитывается полная мощность (S), относительная нагрузка (Отн. нагр) и cosφ (колонки 9, 11, 12
Таблицы 1).
Используя рассчитанные значения относительной нагрузки и cosφ по графикам, приведенным в МВИ, определяются доверительные границы суммарной
абсолютной погрешности измерения для каждого ИК (∆δUМВИ) и вносятся в колонку 18 Таблицы 1.
Используя данные Таблицы 1, производится расчет среднего взвешенного
значения установившегося отклонения напряжения в точке контроля и границ
погрешности среднего взвешенного. Результаты расчетов заносят в колонки
13 - 17 Таблицы 1.
Определяют абсолютную погрешность измерения установившегося отклонения напряжения в точке контроля ПКЭ i-того ИК относительно среднего взвешенного значения по формуле
δU 1 i δU1 i δU ср вз i
%
Результат вычислений заносят в колонку 19 Таблицы 1.
По данным документов, считанных с ИВК, строятся графики измеренных
значений установившегося отклонения напряжения в точке контроля ПКЭ за
сутки для ИК, подключенных к одной секции шин поставщика электроэнергии.
На графиках строятся границы НДЗ и ПДЗ.
Оценка результатов
Для каждого ИК производится сравнение абсолютной погрешности измерения установившегося отклонения напряжения в точке контроля ПКЭ (∆δU1 колонка 19 Таблицы 1) относительно доверительных границ суммарной абсолютной погрешности измерения по МВИ (∆δUМВИ - колонка 18 Таблицы 1), при
этом должно соблюдаться неравенство
|∆δU1 i| ≤ |∆МВИ i|
При соблюдении (несоблюдении) указанного неравенства делается вывод о
соответствии (несоответствии) автоматического расчета потерь напряжения и
приведения результатов измерений в точках измерений ПКЭ к точкам коммерческого контроля ПКЭ требованиям МВИ по данному ИК.
Просматриваются графики, измеренных значений установившегося отклонения напряжения в точке контроля ПКЭ за сутки для группы ИК, подключенных к одной секции шин поставщика электроэнергии, при этом для результатов
измерения установившегося отклонения напряжения в этих ИК должно выполняться условие
10
|δU1 max - δU1 min | ≤ |∆МВИ max + ∆МВИ min|
где δU1 max - максимальное значение установившегося отклонения напряжения на секции шин (из группы ИК);
δU1 max - минимальное значение установившегося отклонения напряжения на секции шин (из группы ИК);
∆МВИ max - погрешность ИК, в которой δU1 max (колонка 8 Таблицы 1);
∆МВИ min - погрешность ИК, в которой δU1 min (колонка 8 Таблицы 1)
Выводы
1 Учитывая полученные результаты определения абсолютной погрешности
измерения установившегося отклонения напряжения в точках контроля ПКЭ
(|∆δU1 i| не превышают доверительных границ погрешности по МВИ (см. Таблицу 1)) при измерении установившегося отклонения напряжения в этих точках
контроля ПКЭ по различным ИК, имеющим различные потери в силовых элементах (кабельных или воздушных линиях, силовых трансформаторах, реакторах
при различных нагрузках в ИК) можно сделать вывод, что автоматический расчет
потерь напряжения и приведение результатов измерений в точках измерений
ПКЭ к точкам коммерческого контроля ПКЭ в системе производится правильно,
и соответствует требованиям МВИ.
2 Анализ графиков измеренных значений отклонения напряжения в точке
контроля ПКЭ за сутки для ИК, подключенных к одной секции шин поставщика
электроэнергии показывает, что за время измерения 1 сутки разница установившихся отклонений напряжений между ИК в точке контроля ПКЭ не превышают
доверительных границ погрешности по МВИ. Для примера на Рисунке 4 приведен график установившегося отклонения напряжения по измерительным каналам, подключенным к 2 секции шин ПС «Факел» ЗРУ 35 кВ (Точки контроля 4 и
5, измерительные каналы № 6, 16, 8, 9)
11
Установившиеся отклонения напряжения δU1
в точках контроля № 4, 5 (ИК 16, 6, 9, 8) за 05.01.08г.
23:03:00
22:03:00
21:03:00
20:03:00
19:03:00
18:03:00
17:03:00
16:03:00
15:03:00
14:03:00
13:03:00
12:03:00
11:03:00
10:01:00
9:01:00
8:01:00
7:01:00
6:01:00
5:01:00
4:01:00
3:01:00
2:01:00
1:01:00
0:01:00
15
14
13
12
11
10
9
8
7
6
% 54
3
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
-6
чч:мм:сс
ТК4н ИК16
ТК4в ИК6
ТК5н ИК9
Ниж НДЗ
Верз ПДЗ
Ниж ПДЗ
ТК5в ИК8
Верх НДЗ
Рисунок 4
12
8 Проблемы, возникшие при создании системы
1 Отсутствие нормативной базы для создания АИИС ПКЭ. Необходима разработка комплекса нормативных документов для АИИС ПКЭ.
2 Действующий в настоящее время ГОСТ 13109-97 разрабатывался для периодического контроля ПКЭ (24 ч – по п. 5.1 ГОСТа). Нормы качества электроэнергии в случае непрерывных измерений не установлены.
3 Некоторые положения ГОСТа являются спорными. Так, например, предел
допустимой абсолютной погрешности измерения установившегося отклонения
напряжения согласно ГОСТу не должен быть более ± 0,5 %. Если провести расчет
этой погрешности исходя из требований ГОСТа и РД 153-34.0-15.501-00. «Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Часть 1. Контроль качества электрической энергии» и просуммировать следующие погрешности:
- основную погрешность СИ - ± 0,2 % (без учета дополнительной температурной погрешности СИ);
- погрешность измерительного ТН - ± 0,24 % (при U= 1,2 Uном);
- погрешность из-за потери напряжения в линии присоединения УИ к ТН
(± 0,05 %);
- погрешность из-за напряжения помехи в линии присоединения УИ к ТН
(± 0,1 %),
то в итоге получим:
Δ= ± (0,2 + 0,24 + 0,05 + 0,1) = ± 0,59 [%].
0,59 % > 0,5 %.
Следовательно, данное положение ГОСТа выполнить нельзя.
4 Срок действия РД 153-34.0-15.501-00 истек. Приходится пользоваться просроченными документами.
5 Вышедший в 2006 году ГОСТ Р 8.622 недоступен.
6 Поскольку замена ТН класса 0,5 на класс 0,2 для целей контроля качества
экономически неэффективна, то в нормативных документах необходимо предусмотреть введение смещенных контрольных допусков в том случае, если доверительные границы погрешности измерения какого-либо из параметров будут превышать установленные в нормативном документе. Эти данные для практического
использования необходимо привести в табличной форме с указанием вероятностей ложного и необнаруженного отказов.
13
