Ознакомительная версия.
Счетчики активной энергии должны изготавливаться следующих классов точности (т. е. с наибольшей относительной погрешностью в процентах):
индукционные счетчики активной энергии – классов точности 0,5; 1,0; 2,0 и 2,5;
статические счетчики ватт–часов (электронные) – классов точности 1; 2; 0,2S и 0,5S.
Класс точности счетчиков реактивной энергии может быть на одну ступень ниже класса точности соответствующих счетчиков активной энергии.
В соответствии с требованиями ПУЭ классы точности коммерческих счетчиков активной электроэнергии для различных объектов должны быть не ниже указанных в табл. 2.
Таблица 2
Классы точности коммерческих счетчиков активной электроэнергии
Классы точности измерительных ТТ и ТН для присоединения коммерческих счетчиков класса точности 0,2 принимаются, как правило, не ниже 0,2 (0,2S), для счетчиков класса 0,5 и 1 – не ниже 0,5 (0,5S) и для класса точности 2 – не ниже 1. В соответствии с требованиями ПУЭ подключение токовых обмоток коммерческих счетчиков к вторичным обмоткам ТТ производится, как правило, отдельно от цепей защиты и электроизмерительных приборов. Использование промежуточных ТТ для включения коммерческих счетчиков не допускается.
В соответствии с Типовой инструкцией по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении относительная погрешность измерительных комплексов должна определяться на стадии проектирования, хотя на этой стадии трудно предусмотреть влияние различных факторов на погрешность измерительного комплекса.
Предел допустимого значения относительной погрешности δ измерительного комплекса определяется по формуле
где δ I , δ U – пределы допустимых значений относительной погрешности соответственно ТТ (ГОСТ 7746—89) и ТН (ГОСТ 1983—89), %;
δπ – предел допустимых ПУЭ потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН, %;
δo.c. предел допустимой основной погрешности индукционного (ГОСТ 6570—75) или электронного (ГОСТ 26035—83) счетчиков, %;
δθ – предел допустимого значения составляющей суммарной погрешности измерения электроэнергии, вызванной угловыми погрешностями ТТ и ТН, %;
δД. cj – предел допустимой дополнительной погрешности счетчика от j–го влияющего фактора, %;
J – число влияющих факторов.
Если первые пять слагаемых погрешностей в формуле (3) – δ/, δ U , δπ, δo.c., δθ – достаточно подробно описаны в технической литературе и законы их изменения известны, то выявление двух последних факторов (δД. cj и J) в процессе эксплуатации средств учета (измерительного комплекса) представляет определенные трудности.
Так, проведенные на объектах ОАО «Мордовэнерго» исследования показали, что нормы погрешности измерений электроэнергии в рабочих условиях применения измерительных комплексов не выполняются, в частности, вследствие чрезвычайно низкой загрузки измерительных ТТ и, соответственно, низких значений cosφ, и высоких коэффициентов трансформации ТН. Все это вызывает значительные погрешности приборов учета.
Погрешности ТТ в силу магнитных свойств стали зависят от тока нагрузки: с уменьшением нагрузки погрешность увеличивается. Так, если первичный ток составляет 5 % от номинального тока нагрузки, то относительная погрешность ТТ может увеличиться в три раза по сравнению с классом точности ТТ.
Погрешности ТН зависят в основном от перегрузки вторичных цепей ТН, колебаний напряжения в первичной цепи и несимметричности нагрузок по линейным напряжениям ТН.
На работу диска индукционного счетчика влияют два момента: компенсационный и тормозной. Поэтому при нагрузке менее 30 % снижение напряжения приводит к отрицательной погрешности из–за ослабления компенсационного момента (ослабляется действие компенсатора трения). При нагрузках более 30 % снижение напряжения вызывает уже положительную погрешность из–за уменьшения тормозного момента.
В результате, если компенсационный момент превышает момент трения, то диск счетчика ускоряет свое вращение, и наоборот.
Кроме того, к увеличению отрицательной погрешности счетчика приводит повышение падения напряжения в проводах, соединяющих ТН с клеммами счетчика. Следовательно, чем длиннее эти провода или чем меньше их сечение, тем медленнее вращается диск счетчика.
Для повышения достоверности измерения количества электроэнергии за счет введения поправок в результат измерения, компенсирующих систематические погрешности на этапе обработки результатов измерений, в ряде АО–энерго разработаны методики выполнения измерений количества электрической энергии на энергообъектах. Разработка таких методик осуществлялась совместно с ОАО «ВНИИЭ».
Внедрение методик выполнения измерений позволяет повысить достоверность учета отпущенной электроэнергии, снизить отчетные потери в энергосистеме, а также снизить технические потери электроэнергии за счет стимулирования потребителя по установке компенсирующих устройств (повышения cosφ).
В табл. 3 приведены пределы допускаемой систематической составляющей относительной погрешности индукционных счетчиков активной энергии (ГОСТ 6570—75).
Таблица 3
Пределы допускаемой систематической составляющей относительной погрешности счетчиков активной энергии
В табл. 4 приведены пределы погрешности для однофазных и многофазных электронных счетчиков с симметричными нагрузками для классов точности 0,2S и 0,5S (ГОСТ 30206—94), а в табл. 5 – для классов точности 1 и 2 (ГОСТ 30207—94).
Таблица 4
Пределы погрешности для электронных однофазных и многофазных счетчиков с симметричной нагрузкой классов точности 0,2S и 0,5S
Таблица 5
Пределы погрешности для электронных однофазных и многофазных счетчиков с симметричной нагрузкой классов точности 1 и 2
Счетчики имеют определенный срок службы и относятся к ремонтируемым, не восстанавливаемым на объекте изделиям. В табл. 6 приведена средняя наработка индукционных счетчиков до отказа Т (ГОСТ 6570—75).
Таблица 6
Средняя наработка до отказа индукционных счетчиков активной энергии
Средний срок службы до первого капитального ремонта Тсд должен быть не менее значений, приведенных в табл. 7.
Таблица 7
Средний срок службы индукционных счетчиков активной энергии
Кроме того, как было показано выше, дополнительные погрешности в средства учета вносят измерительные ТТ и ТН, особенно при пониженных нагрузках.
Несмотря на принимаемые меры по недопущению несанкционированного доступа в схему и приборы учета электроэнергии, на практике имеют место разнообразные способы искажения достоверной информации о количестве потребляемой электроэнергии, главным образом за счет ее хищения. Этому способствует неудовлетворительное техническое состояние средств учета электроэнергии, не отвечающее современным требованиям к точности и достоверности измерений.
В связи с этим понятие «хищение электроэнергии» стало ассоциироваться с понятием ее учета; эти понятия стали неотделимы друг от друга (даже при отсутствии приборов учета), что подтверждается получившими уже широкое распространение определениями:
потребление электроэнергии (самовольное подключение) помимо приборов учета;
хищение электроэнергии при наличии приборов ее учета;
хищение электроэнергии за счет несовершенства конструкции счетчиков и т. п.
Средства учета электрической энергии не ограничиваются только счетчиками активной и реактивной энергии, а представляют собой сложную совокупность устройств, соединенных между собой по установленной схеме и обеспечивающих измерение и учет электрической энергии, включая:
измерительные ТТ и ТН;
счетчики электрической энергии;
телеметрические датчики;
информационно–измерительные системы и их линии связи.
Практически каждое из перечисленных устройств представляет собой объект для возможного осуществления хищения электроэнергии.
Система учета электроэнергии представляет собой совокупность измерительных комплексов, установленных на энергообъекте.
Измерительным комплексом средств учета электроэнергии называется совокупность соединенных между собой по установленной схеме устройств одного присоединения, предназначенная для измерения и учета электроэнергии (ТТ, ТН, счетчики электрической энергии, датчики импульсов, сумматоры и их линии связи).
Самым массовым видом электроизмерительных приборов являются счетчики активной и реактивной энергии.
Ознакомительная версия.
