Создание АИИС КУЭ на предприятии

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Создание АИИС КУЭ на предприятии и дальнейшая смена форм расчетов на энергоносители являются на сегодняшний день самыми оптимальными способами снижения затрат на электроэнергию.

Целью автоматизации коммерческого учета является получение достоверной и легитимной информации о фактическом производстве и потреблении электроэнергии, а так же обеспечения необходимых условий для выхода субъекта на оптовый рынок электроэнергии (ОРЭ).

Железные дороги являются одним из наиболее крупных потребителей электроэнергии в России и на долю собственного потребления железных дорог приходится 6 % от общероссийского потребления. Миллионы киловатт - часов расходуются на тягу поездов, обеспечение работы собственных нужд предприятий железнодорожного транспорта. И не случайно именно на железнодорожном транспорте проблема сбережения энергоресурсов стоит наиболее остро. коммерческий учёт оборудование автоматизированный

Однако, все работы, проводимые в этом направлении, сталкиваются с двумя существенными проблемами:

- устаревшие типы счётчиков электрической энергии низкого класса точности;

- дорога, во многих случаях, рассчитывается с энергосистемами по одноставочному тарифу, который не отображает особенности электротяги;

- ситуация осложняется ещё и тем, что железная дорога, в отличие от любого другого потребителя электроэнергии расположена сразу в нескольких энергосистемах. В каждом регионе существуют собственные правила по установке тарифов на электроэнергию.

Поэтому первоочередным направлением в экономии энергоресурсов стало оснащение железных дорог современными высокоточными счётчиками электроэнергии с возможностью учёта по дифференцированным по времени суток тарифам и фиксации максимума нагрузки.

Энергозависимые предприятия должны иметь возможность управления энергопотреблением, с тем, чтобы планомерно снижать удельный вес платы за электроэнергию и это возможно только при налаженном коммерческом и техническом учете электроэнергии.

Создание автоматизированных информационно измерительных систем коммерческого учета электроэнергии является необходимым условием режима экономии энергии на железнодорожном предприятии [3].

При наличии современной АИИС КУЭ предприятие полностью контролирует весь процесс энергопотребления и имеет возможность по согласованию с поставщиками энергоресурсов гибко переходить к разным тарифным системам, минимизируя свои энергозатраты.

Целью дипломного проекта является: разработка проекта системы АИИС КУЭ тяговой подстанции «Максима Горького» с применением многофункциональных микропроцессорных счетчиков серии АЛЬФА и устройств сбора и передачи данных с целью повышения качества (точности) учета расхода электроэнергии, снижения себестоимости оборудования, а так же снижения расходов на покупку электроэнергии при расчетах по дифференцированным тарифам, сокращения времени обслуживания и повышения безопасности обслуживающего персонала.



1. Технический раздел

1.1 Принципы организации системы коммерческого учёта

Коммерческий учет электроэнергии - это одна из сторон информатизации управления большими электроэнергетическими системами, главная задача которой состоит в обеспечении коммерческой наблюдаемости всех субъектов оптового рынка, определяемой действующими правилами ОРЭ.

Система коммерческого учета оптового рынка электроэнергии строится на базе системного подхода обеспечивающего ее целостность, устойчивость, экономическую и функциональную эффективность. Целостность и устойчивость система коммерческого учета основывается на системе государственного и ведомственного нормативного обеспечения коммерческого учета, регулирующего конфликты интересов субъектов рынка.

Экономическая и функциональная эффективность системы коммерческого учета оптового рынка основывается на системе договорных отношений между субъектами оптового рынка.

Достоверность коммерческой информации в системе коммерческого учета оптового рынка достигается наличием единой системы измерения и коммерческой ответственностью за результаты измерений. Единство системы измерений на оптовом рынке обеспечивается наличием узаконенной методики измерений основанной на учетных зонах организованных по принципу обеспечения баланса электроэнергии.

Коммерческая ответственность за достоверность измерений на оптовом рынке обеспечивается оплатой возникающего в результате этих измерений сверхнормативного небаланса между участниками измерений в учетной зоне коммерческого учета.

Легитимными источниками информации коммерческого учета признаются Операторы коммерческого учета (ОКУ) осуществляющие измерение, сбор коммерческой информации, эксплуатацию и техническое обслуживание средств коммерческого учета оптового рынка и несущие финансовую ответственность за достоверность и своевременность ее предоставления. Определение достоверности данных и их предоставление субъектам оптового рынка по учетным зонам производят операторы коммерческого учета осуществляющие обслуживание зоны на основании договора с НП «АТС» заключенного по результатам открытого конкурса, и договоров с иными субъектами на добровольной основе.

На оптовом рынке устанавливаются следующие критерии выбора измерительных приборов для коммерческого учета:

- наличие сданной в постоянную эксплуатацию АИИС КУЭ, соответствующей «Техническим требованиям переходного периода к системам коммерческого учета электроэнергии субъекта ОРЭ»;

- наличие сданной в постоянную эксплуатацию АИИС КУЭ, соответствующей требованиям «Положения об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке»;

- измерительный комплекс внесен в Государственный реестр средств измерений или все элементы измерительного комплекса имеют свидетельство о государственной поверке;

- наличие интервальных приборов учета с хранением профилей нагрузки;

- более высокий класс точности измерительного комплекса;

- наличие интегральных приборов учета, поверенных в установленном действующими нормативными актами порядке, в совокупности с получаемыми на основании датчиков телеизмерений профилями нагрузки;

- отсутствие отпаек ВЛ или трансформаторного преобразования от точки учета до точки поставки [3].

При наличии в точке учета расчетного счетчика, входящего в систему АИИС КУЭ, принятую в эксплуатации в установленном порядке, не допускается использование в качестве основных измерительных приборов иных средств измерений. Схема расстановки технических средств коммерческого учета определяется проектом АИИС КУЭ и находит отражения в договорах.

1.2 Основные функции автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии

АИИС КУЭ ТП Максим Горький работающая с ИВК АЛЬФА Центр предназначена для оперативного контроля и осуществления эффективного коммерческого (технического) учета выработки / потребления электрической энергии и мощности. Основное назначение системы - измерение количества электрической энергии, позволяющее определить величины учетных показателей, используемых в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии. Дополнительно АИИС КУЭ позволяет контролировать параметры качества электроэнергии, считываемые с многофункциональных электронных счетчиков.

Основные функции выполняемые системой:

1) Функция измерения электроэнергии и мощности.

Система с заданным интервалом интегрирования измеряет количество выданной/потребленной электроэнергии.

2) Функция сбора информации.

Система регулярно, с заданным интервалом опрашивает текущие параметры счетчиков и передает их в базы данных с привязкой по времени.

3) Функция синхронизации времени в системе.

Система обеспечивает синхронизацию времени всех компонентов системы с международным координированным временем спутниковой системы СРS.

4) Функция контроля.

Система выполняет контроль следующих параметров:

- потребляемой мощности;

- работоспособности каналов связи;

- несанкционированного доступа к системе;

- единство времени в системе;

- отключения и восстановления питания устройств системы.

5) Функция сигнализации (аварийно-предупредительная).

Система оповещает о выявленном изменении контролируемых параметров (превышении/выход за установки измеряемых величин, и т.п.).

6) Функция самодиагностики.

Обеспечена автоматическая регистрация отказов и сбоев компонентов системы, времени отключения и восстановления связи с каждым абонентом каналов связи, времени отключения и восстановления питания устройств системы.

7) Функция защиты информации.

В системе обеспечена сохранность информации при авариях и ее защита от несанкционированного доступа на всех этапах сбора, обработки и хранения за счет резервирования системы питания, наличия энергонезависимой памяти, пломбирования технических средств и применения системы паролей при организации доступа к информации [12].

1.3 Структура системы АИИС КУЭ

Структурная схема четырех уровней Энергоучета учета и Управления Энергосбыта РЖД представляет собой по уровневый сбор, обработку и передачу информации.

Первый уровень - тяговых подстанций. Второй уровень - Региональный центр Энергоучета дороги. Третий уровень - Уровень управлений железных дорог. Четвертый уровень - Центр Энергоучета РЖД (Филиал РЖД Энергосбыт).

Структура четырех уровней учета и Управления Энергосбыта РЖД приведена на рисунке 1.

Первый уровень. Представляет собой нижний уровень - уровень подстанций. Здесь установлены счетчики электроэнергии, которые являются первичными средствами учета электроэнергии, а также шкафы связи служащие для передачи информации на второй уровень.

Второй уровень системы. Это уровень коммуникационных серверов. Основное назначение - обеспечить взаимодействие с УСПД счетчиков, контроллеров, коммуникационных серверов, удаленных серверов БД, охватываемых данным центром сбора и обработки, по различным типам каналов связи.

Под взаимодействием подразумевается:

- автоматический сбор данных;

- автоматический досбор не пришедших данных;

- диагностика;

- синхронизация времени.

На втором уровне расположены УСПД (RTU-327), имеющие в своем составе модули обмена информацией со счетчиками и с УСПД верхнего уровня. коммерческий учёт оборудование автоматизированный

Третий и четвёртый уровень. Уровень обработки и управления выполняет сбор, хранение, обработку учетной информации, анализ, планирование и управление использованием энергоресурсов. На этом уровне осуществляется взаимосвязь с энергоснабжающими компаниями, партнерами по купле-продаже энергоресурсов, интеграция с другими программно-техническими комплексами автоматизации.

На данном уровне решаются следующие основные задачи:

- конфигурирование и параметрирование АИИС КУЭ;

- сбор и накопление данных с измерительного уровня;

- обработка данных (отображение, отчеты, верификация, анализ, балансы);

- управление режимами потребления электроэнергии;

- информационное взаимодействие с энергоснабжающими компаниями и партнерами по купле-продаже энергоресурсов;

- обеспечение информационной целостности;

- дистанционное параметрирование приборов учета [12].

1.4 Решения по комплексу технических средств АИИС КУЭ

Комплекс технических средств нижнего уровня автоматизированной информационно измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) включает в себя:

- измерительные трансформаторы тока и напряжения;

- счетчики электроэнергии (А1800);

- шлюз-концентратор ШК-1ТП;

- узел СПД.

Структурная схема работы нижнего уровня тяговой подстанции представлена на рисунке 2.

Измерительные трансформаторы передают по вторичным цепям на счетчики электроэнергии масштабированные значения токов и напряжений. Эти значения обрабатываются микропроцессором счетчика, преобразуются в значения мощности, электроэнергии и другие величины и записываются в память счетчика в цифровом виде.

В процессе выполнения измерений автоматически фиксируется:

- значение измеренной активной электроэнергии;

- значение измеренной реактивной электроэнергии;

- календарная дата и время выполнения измерений;

- номер канала учета;

- номер измерения на контролируемом присоединении.

Далее от счетчиков по интерфейсу RS-485 данные поступают в шлюз-концентратор ШК-1ТП который обеспечивает функционирование опросных механизмов от счетчиков электрической энергии до серверов опроса и устройств сбора и передачи данных (УСПД) через сеть.

Шлюзы передачи данных преобразуют последовательные данные интерфейсов RS-485 в TCP/IP пакеты, которые затем передаются по интерфейсу RS-232C в шкаф СПД, который обеспечивает связь с корпоративной сетью железной дороги [12].

1.5 План расположения оборудования коммерческого учета. Характеристики подключаемого оборудования

План расположения оборудования и кабельных трасс системы коммерческого учета электроэнергии изображен на рисунке 3.

1. Счетчики электрической энергии.

Счетчики электрической энергии размещаются на существующей панели счетчиков присоединений 110 кВ, установленном в помещении щитовой.

Щитовая (помещение, в котором устанавливаются счетчики) имеет температурный режим и характеристику окружающей среды, допускающие установку электронных счетчиков m (-40°С...+55C)

После подключения каждого из устанавливаемых счетчиков перемычка в токовых цепях испытательной коробки (или клеммного блока) размыкаются и фиксируются винтом в положении, соответствующем рабочей схеме, подключения токовых цепей к измерительным приборам.

Для учета электроэнергии в составе ИИК ни стороне 110 кВ ПП «Максим Горький» рассмотрено два варианта применения многофункциональных микропроцессорных счетчиков класса точности 0,2S модификаций: A1800 -RALQV - GB - DW - 4;

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные классов точности 0,25; 0,5S; 1,0 и 2,0 предназначены для учета активной и реактивной энергии в цепях переменного тока трансформаторного и непосредственного включения, для расчета потерь в силовом трансформаторе и линии электропередачи, хранения в профиле нагрузки данных об энергопотреблении/выдаче и измеренных параметрах сети, а также для передачи измеренных или вычисленных параметров при использовании в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АИИС КУЭ) на верхние.

Для построения систем АИС КУЭ на базе счетчиков Альфа А1800 могут быть использованы три типа интерфейсов счетчика: импульсные выходные устройства, интерфейсы RS - 232 и RS - 485 в любой комбинации.

Счетчики Альфа А1800 помимо учета электроэнергии обладают расширенными функциями в части измерения параметров электрической сети, проведения тестов параметров сети, накопления в профиле нагрузки параметров сети, а также позволяет учитывать потери в силовом трансформаторе и линии электропередачи.

Ведение графиков нагрузки позволяет счетчику хранить историю потребления по всем видам энергий в виде импульсов, накапливаемых на интервалах заданной длительности. Длительность интервала задается программно из ряда: 1, 2, 3, 5, 10, 15, 20, 30, 60 минут.

Счетчик А1800 с возможностью измерения активной энергии может вести до двух каналов графиков нагрузки; счетчик с возможностью измерения активной и реактивной энергии - до восьми каналов.

Совместно с функцией ведения графиков нагрузки по энергии счетчик может вести графики по параметрам сети. Количество каналов при этом может достигать 32.

Измеряемыми величинами (параметрами сети), накапливаемыми в каналах графиков нагрузки, являются: частота сети; токи фаз; напряжения фаз; углы векторов тока и напряжения; активная мощность фаз и сети; реактивная мощность фаз и сети; полная мощность фаз и сети; гармоники тока до 15-ой включительно; гармоники напряжения до 15-ой включительно; коэффициент несинусоидальности кривой тока; коэффициент несинусоидальности кривой напряжения; коэффициент мощности фаз и сети.

Глубина хранения 4 каналов графиков нагрузки по энергии с длительностью интервала 30 минут без профиля по параметрам сети и без дополнительной памяти составляет 180 дней, с платой дополнительной памяти - 1800 дней.

Счетчик электрической энергии многофункциональный типа АЛЬФА А1800 (номер в Государственном реестре средств измерений 31857 - 06) удовлетворяет требованиям ГОСТ Р 52323 - 05 для классов точности 0,2S, 0,5S, ГОСТ 26035 - 83.

Счетчик позволяет вести:

- журнал событий;

- журнал изменений;

- журнал авточтений;

- журнал модуля «Пороги»;

- журнал провалов напряжения.

Функция ведения тех или иных журналов определяется программно. После заполнения журнала старые записи перезаписываются новыми.

Счетчик Альфа А1800 оснащен энергонезависимыми часами, обеспечивающими ведение даты и времени (измерение времени и интервалов времени происходит автоматически внутренними таймерами счетчиков). Нормирование величин отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации последних с единым календарным временем. Точность хода внутренних часов составляет ±0,5 с/сутки

Привязка ко времени осуществляется в начале каждых суток от эталонного источника точного времени (в составе СОЕВ), использующего спутниковый сигнал для синхронизации времени [12].

Применяемые на подстанции многофункциональные микропроцессорные трехфазные счетчики имеют следующие функциональные возможности:

- измерение активных и реактивных энергий и мощностей в двух направлениях;

- учет потребленной и выданной энергии в режиме многотарифности по дифференцированным тарифам;

- фиксация максимальной мощности нагрузки на расчетном интервале времени, фиксация даты и времени максимальной активной и реактивной мощности для каждой тарифной зоны;

- запись и хранение данных графика нагрузки в памяти счетчика;

- передача результатов измерений по цифровым (ИРПС «токовая петля», RS-485, RS-232) и импульсным интерфейсам связи;

- автоматический контроль нагрузки и сигнализация о выходе мощности нагрузки за установленные пределы;

- измерение (вычисление) и отображение параметров сети и сигнализация об их выходе за установленные пределы;

- учет потерь в силовом трансформаторе и лини электропередачи.

Счетчики имеют жидкокристаллический дисплей для визуального контроля информации. А также оптический порт для снятия данных со счетчика при помощи переносного компьютера. Каждый счетчик имеет цифровой выход - интерфейс RS-485 для подключения к коммуникационной аппаратуре и передачи данных на вышестоящие уровни. Скорость передачи данных составляет не менее 9600 бит/сек.

Счетчик ЕвроАЛЬФА и характеристики представлены на рисунке 4.

2. Шлюз-концентратор ШК-1ТП.

Коммуникационное оборудование ИИК на стороне 110 кВ ПП «Максим Горький» представляет собой вновь устанавливаемый шлюз-концентратор ШК-3 ТП (сертификат соответствия. № РОСС RU.МЛ04.В04674).

Шлюз-концентратор ШК-3 ТП выполнен в виде функционально и конструктивно законченного устройства.

Шлюз-концентратор ШК-3 ТП состоит из отдельных модулей, собранных в одном корпусе. Подключение счетчиков производится через последовательные порты (с интерфейсом S-U85) шлюза-концентратора.

Шлюз-концентратор ШК-1ТП предназначен для работы в составе комплексов АИИС КУЭ АльфаЦЕНТР (фирма «Эльстер метроника»), обеспечивая функционирование опросных механизмов от серверов опроса до устройств сбора и передачи данных (УСПД) или счетчиков электрической энергии через сеть на базе протоколов ТСР/IР. ШК-1ТП обеспечивает построение виртуальных каналов в среде передачи данных ТСР/IР.

ШК-1ТП так же может функционировать совместно с сервером виртуальных последовательных портов NetSerial, который устанавливается на сервер опроса АИИС КУЭ АльфаЦЕНТР или УСПД (RTU-327) и поддерживает в зависимости от операционной системы от 128 до 256 виртуальных последовательных портов.

ШК-1ТП поддерживает следующие сетевые протоколы передачи данных:

- канальный уровень - Enternet, HDLC, PPP;

- сетевой уровень - ARP, IP, ICMP;

- транспортный уровень - UDP, ТСР;

- прикладной уровень - FTP, TFTP, Telenet, HTTP, RIP, SNMP.

Встроенное программное обеспечение маршрутизатора TeleGlobal 2010, входящего в состав ШК-1ТП, поддерживает соответствующий набор протоколов и интерфейсов и обеспечивает механизмы администрирования и управления.

Шлюз-концентратор ШК-1ТП обеспечивает следующий набор связевых интерфейсов:

- 4 порта RS-232С;

- от 4 до 12 независимых портов (3 группы по 4 порта) типа RS-485, СL-20 (ИРПС) для подключения электросчетчиков и других устройств.

- 1 порт сети Enternet - 10 Base -T.

Управление и конфигурация шлюза-концентратора ШК-1ТП осуществляется с передней панели маршрутизатора TeleGlobal 2010 с использованием ЖК-дисплея или через консольный порт управления.

Передача и прием информации от счетчиков производится параллельно по цифровым четырех проводным интерфейсам RS-485, при скорости от 9600 бод до 19200 бод.

Для связи на уровне «счетчик - шлюз-концентратор» на тяговой подстанции используется прямое соединение по стандартному цифровому интерфейсу RS-485.

3. Установка в маршрутизатор TeleGlobal 2010 интерфейсных модулей RS -232С предназначена для подключения внешних устройств.

Каналообразующее оборудование G.SHDSL, предназначено для удаленного подключения ШК1-ТП к сети сбора и передачи данных (СПД).

Частотные характеристики сигнала G.SHDSL позволяют использовать для его передачи эксплуатируемые телефонные линии без потери возможности телефонного (низкочастотного) соединения. Для частотного разделения сигналов применяются специальные пассивные устройства - сплиттеры, которые не входят в состав ШК-1ТП и устанавливаются вне его [12].

Обладая адаптивностью по скорости в зависимости от качественных характеристик среды передачи, каналообразующее оборудование G.SHDSL дает возможность легкого и надежного соединения ШК-1ТП с сетью СПД.

4. Шкаф СПД

В качестве среды передачи данных используется сетевой узел СПД который устанавливается непосредственно на тяговой подстанции и выполнен на базе шкафа СПД 15.U в его состав входят:

- блок бесперебойного питания UPS APC 750 с платой управления 9660;

- маршрутизатор Cisco 1760;

- модем ZyXEL Prestige 792H;

- устройство грозозащиты.

При использовании данного канала связи рекомендуется использовать модемы ZyXEL. Данный тип модемов хорошо зарекомендовал себя на отечественных каналах связи и практически обеспечивает скорость не менее 12 кбит/с.

Схема подключения ШК-1ТП к модему ZyXEL Prestige 792H изображена на рисунке 6.

Взаимосвязь ИИК на стороне 110 кВ ПП «Максим Горький» с другими системами осуществляется через верхний уровень АИИС (по запросу). Передача данных производится через шлюз-концентратор ШК-3 ТП по GSM-каналу на верхний уровень. Инициатором передачи выступает оборудование верхних уровней.

5. Измерительные трансформаторы тока и напряжения.

Для организации учета на стороне 110 кВ используются существующие трансформаторы тока TG-145I, а также существующие трансформаторы напряжения СРВ -123)

Характеристики вторичных обмоток ТН типа СРВ-123I.

1. Основная вторичная обмотка №1:

- номинальная мощность в классе 0,2 - 120 ВА;

- номинальная мощность в классе 0,5 - 400 ВА;

- номинальная мощность в классе 1,0 - 800 ВА.

2. Дополнительная вторичная обмотка №2:

- номинальная мощность в классе ЗР - 200 ВА;

- номинальная мощность в классе 3,0 - 1200 ВА;

- номинальная частота - 50 Гц;

- межповерочный интервал - 8 лет.

Характеристики вторичных обмоток ТТ для измерений.

1. Обмотка №1 для измерений - 0,2:

- номинальная вторичная нагрузка при коэффициенте мощности cos = 1,0 в номинальном классе точности - (20) ВА;

- номинальный вторичный ток - 5 А;

- коэффициент безопасности приборов не более 15.

- номинальная частота - 50 Гц;

- межповерочный интервал - 8 лет.

6. Разъединители.

Для безопасного обслуживания трансформаторов тока установленных на ВЛ-110 кВ №73 «Тяговая - М. Горький» и ВЛ-110 кВ №74 «Тяговая - М. Горький» предусмотрена установка новых линейных разъединителей на данных присоединениях. Новые линейные разъединители устанавливаются с двигательными приводами для главных и заземляющих со стороны линии ножей. Заземляющие ножи устанавливаемых линейных разъединителей со стороны подстанции предусматриваются с ручным приводом.

Для оперирования линейными разъединителями из зоны безопасного обслуживания устанавливаются блоки управления типа БУ-2-14 УХЛ1.

Для организации цепей оперативной блокировки разъединителей проектом предусмотрена установка нового шкафа зажимов типа ШЗВ-90.

7. Синхронизация времени.

Измерение времени происходит автоматически внутренними таймерами микропроцессорных счетчиков. Нормирование величин отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации последних с единым календарным временем.

Синхронизация внутренних часов счетчика с верхним уровнем происходит при каждом обращении (каждый сеанс связи). Привязка ко времени осуществляется в начале каждых суток от эталонного источника точного времени, использующего спутниковый сигнал для синхронизации времени.

Алгоритм синхронизации времени счетчика следующий:

1. В начале очередного опроса сервер получает от счетчика дату и текущее время.

2. При расхождении в пределах ± (2.. 5) секунд сервер, в соответствии с введенными в программу опциями коррекции (1 или 2 секунды), формирует команду на коррекцию, которая в конце текущего опроса поступает на счетчик.

3. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP, который обеспечивает синхронизацию устройств в сети с точностью до 0,1 секунды.

Учитывая высокую точность хода внутренних часов счетчика и сервера, нет необходимости в частой коррекции системного времени. ПО позволяет назначить время суток, в которое можно производить коррекцию времени. Рекомендуется для этой операции назначить время с 00 00 до 03 00 часов [12].

Вывод: Представленные технические средства будут установлены для АИС КУЭ переключательного пункта 110 кВ ТП «Максима Горького».



2. Индивидуальный раздел

2.1 Краткая характеристика объекта

Тяговая подстанция Максим Горький (ЭЧЭ-22) входит в состав Волгоградской дистанции электроснабжения - структурным подразделением подразделения Приволжской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО «РЖД».

Тяговая подстанция М. Горький находится между подстанциями ЭЧЭ - 4 Волжский и ЭЧЭ - 21 Котлубань.

Раздел границ между сетями «Волгоградэнерго» и ОАО РЖД проходит по вводам 110кВ тяговой подстанции.

Тяговая подстанция питает потребителей 1-ой категории: контактная сеть напряжением 27,5 кВ, линии АБ 10 кВ.

На подстанции устанавливаются два понижающих трехобмоточных трансформатора мощностью 40 МВА, с напряжениями обмоток 115/27,5/11 кВ.

ОРУ-110 кВ включает в себя 2 секции шин, соединенных между собой ремонтной перемычкой. На вводах 110 кВ установлены трансформаторы тока серии ТG-145, и измерительный трансформатор напряжения типа СВР 123.

ОРУ - 27,5 кВ состоит из 2-х секций шин 27,5 кВ. Секции шин получают питание от выключателей В-27-Т1 и В27-Т2 типа ВВС-27,5 со встроенными трансформаторами тока ТВ-35.

Трансформаторы напряжения ЗНОЛ-35 устанавливается на фазах «А» и «В». В ОРУ 27,5 кВ рассчитана на подключение 5 фидеров контактной сети, запасного выключателя, фидеров ДПР и ТСН.

РУ-10 кВ изготовлено на базе ячеек тина К59-УЗ Самарского завода «Электрощит», устанавливаемых в здании подстанции в помещении распредустройства и представляет собой одинарную систему шин с питанием от понижающего трансформатора Т-1 через вводной выключатель В-10-Т1 (типа ВБЭТ-10). В РУ-10 кВ состоит из вводного выключателя, фидера плавки гололёда и ячейки трансформатора напряжения. В РУ-10 кВ используются измерительные трансформаторы тока ТОЛ-10 и трансформатор напряжения НАМИТ-10.

Шины 10 кВ СЦБ получают питание от повышающих трансформаторов, которые в свою очередь питается от шин 0,4 кВ собственных нужд подстанции. РУ-10 кВ СЦБ состоит из двух фидеров СЦБ где также используются измерительные трансформаторы тока ТОЛ-10 и трансформаторы напряжения НАМИТ-10.

Общеподстанционный расчетный (коммерческий) учет активной и реактивной энергии осуществлен на стороне 110 кВ.

Технический учет:

- на фидерах ДПР 27,5кВ и на фидерах 10 кВ (активной и реактивной энергии);

- на стороне 10 кВ фидеров ВЛ СЦБ (активной энергии).

- на вводах 27,5 кВ и 10 кВ понижающих трансформаторов (активной и реактивной энергии);

- на стороне 27,5 кВ трансформаторов СН (активной энергии).

Учет расхода электроэнергии на тяговых подстанциях предусмотрен в соответствии с ПУЭ-85 (шестое издание) гл. 1 - 5 и ПУСТЭ раздел 8.

Однолинейная схема тяговой подстанции М.Горький представлена в графической части дипломного проекта листа 13.02.07.41Э.11.01.ДП.

При модернизации существующей системы предусмотрена установка счетчиков электроэнергии в следующих точках учета:

- ВЛ - 110 кВ №70 «Гумрак» (W3G);

- ВЛ - 110 кВ №70 «Гумрак» (W4G);

- ВЛ - 110 кВ №71 «Садовая»;

- ВЛ - 110 кВ №72 «Садовая»;

- ВЛ - 110 кВ №73 «Тяговая - М. Горький»;

- ВЛ - 110 кВ №74 «Тяговая - М. Горький».

2.2 Структура, автоматизированные функции и операции, выполняемые ИИК переключательного пункта на стороне 110 кВ

Создаваемая система является нижним уровнем многоуровневой системы с иерархической распределенной обработкой информации.

ИИК на стороне 110 кВ ПП «Максим Горький» представляет собой информационно-измерительную систему, состоящую из первичных измерительных преобразователей (измерительных трансформаторов напряжения и тока), счетчиков электроэнергии, средств связи.

Система ИИК на стороне 110 кВ ПП «Максим Горький» включает:

- измерительные трансформаторы тока и токовые цепи приборов учета;

- измерительные трансформаторы напряжения и цепи напряжения приборов учета;

- счетчики электрической энергии (А1800);

- средства связи (шлюз-концентратор типа ШK-3 ТП);

Счетчики электрической энергии автоматически производят измерения и вычисления потребленной активной и реактивной электроэнергии и мощности. Интервал времени усреднения мощности для коммерческого учета установлен равным 30 минутам. Счетчики автоматически записывают в память измеренные величины (активной и реактивной энергии, интегрированной реактивной мощности) на глубину не менее 110 суток. Счетчики на встроенном дисплее отображают основную и вспомогательную информацию. Основные и вспомогательные величины, выбранные для отображения на жидкокристаллическом индикаторе, и их последовательность, определяются при программировании счетчика [13].

Передача данных от счетчиков осуществляется маршрутизаторами, входящими с другими устройствами в состав шлюза-концентратора.

Передача информации от счетчиков осуществляется по запросу с верхнего уровня в цифровом виде каждые полчаса.

Получение информации от счетчика также возможно при непосредственном подключении компьютера к оптическому порту или визуально.

Состав данных, предоставляемых от ИИК на стороне 110 кВ ПП «Максим Горький» на верхний уровень по интерфейсу передачи коммерческой информации:

- получасовые приращения активной энергии и интегрированной реактивной мощности) измеренные в точках учета. Данные измерений соотнесены с местным зимним временем, при этом начало получасового интервала соответствует началу и половине часа;

- суточные приращения активной энергии и интегрированной реактивной мощности, измеренные в точках учета;

- месячные приращения активной электроэнергии и интегрированной реактивной мощности, измеренные в точках учета с дискретностью один раз в месяц (на 0 часов первого числа каждого месяца по местному зимнему времени).

Данные коммерческого учета электроэнергии и схема измерений для каждого интервала измерений в объеме суток передаются за прошедшие сутки в ИВК ОАО «РЖД» до 10 часов следующих суток.

Месячные данные коммерческого учета передаются в ИВК ОАО «РЖД» не позднее 3 числа, следующего за отчетным, календарного месяца.

Система функционирует в непрерывном автоматическом режиме. Режим функционирования определяется режимом опроса счетчиков. Опрос счетчиков возможен в автоматическом и ручном режиме (смена режима осуществляется квалифицированным эксплуатационным персоналом, обслуживающим ИИК).

Счетчики, входящие в состав проектируемой системы, имеют в наличии энергонезависимые часы, обеспечивающие ведение даты и времени. Точность хода энергонезависимых часов счетчика не хуже ± 0,5 секунд в сутки с внешней автоматической коррекцией (синхронизацией), работающей в составе системы обеспечения единого времени (далее СОЕВ).

Объектами сбора первичной учетной информации на стороне 110 кВ ПП «Максим Горький» являются 6 ИИК, где установлены расчетные счетчики.

Средства ИИК обеспечивают автоматическое проведение измерений в точках учета, а также передачу информации от данных точек учета по интерфейсам связи к серверам опроса.

Средствами ИИК обеспечивается выполнение следующих функций:

1. Автоматическое выполнение измерений физических величин коммерческого учета. Электроэнергии по расчетным присоединениям:

- измерение напряжения и тока;

- измерение времени и интервалов времени;

- измерение среднеинтервальной активной мощности.

2. Автоматическое выполнение синхронизации времени;

3. Автоматическую регистрацию событий в «Журнале событий», сопровождающих процессы измерения;

4. Хранение профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 110 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц;

5. Конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

6. Предоставление доступа к измеренным значениям параметров и «Журналам событий» со стороны ИВК;

7. Запись данных графика нагрузки.

В качестве коммуникационного оборудования проектом предусмотрено применение вновь устанавливаемого шлюза-концентратора ШК-3 ТП. Связь между ШK-3 ТП и счетчиками осуществляется при помощи цифрового интерфейса связи RS-485. Связь ШК-3 с ЧСПД осуществляется по GSM-каналу через встроенный в ШК-3 GSM-модем (протокол ТСР/IP) [13].

2.3 Состав ИИК на стороне 110 кВ ПП «Максим Горький»

ИИК состоит из ТТ, ТН, счетчика активной, реактивной энергии и мощности, вторичных электрических цепей.

ИИК на стороне 110 кВ ПП «Максим Горький» состоит из 6 ИИК ТУ.

Состав комплексов приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Состав комплекса оборудования

Наименование объекта учета, диспетчерское Наименование присоединения	Трансформатор напряжения	Трансформатор тока	Счетчик
	Кл.	КТТ	Тип	Кол.	Кл.	КТТ	Тип	Кол.	Тип	Кл.
2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
ВЛ-110 кВ №70 «Гумрак» W3G	0,5	110000/ 100	СРВ-123	З(A,B,C)	0,2	600/5	TG-145	З(A,B,C)	АЛЬФА А1800	0,2S
ВЛ-110 кВ №71 «Садовая»					0,2	600/5	TG-145	З(A,B,C)	АЛЬФА А18 00	0,2S
ВЛ-110 кВ №73 «Тяговая - М. Горький»					0,2	600/5	TG-145	З(A,B,C)	АЛЬФА А1800	0,2S
ВЛ-110 кВ №70 «Гумрак» W4G	0,5	110000/100	СРВ-123	З(A,B,C)	0,2	600/5	TG-145	З(A,B,C)	АЛЬФА А1800	0,2S
ВЛ- 110 кВ №72 «Садовая»					0,2	600/5	TG-145	З(A,B,C)	АЛЬФА А1800	0,2S
ВЛ-110 кВ №74 «Тяговая - М Горький»					0,2	600/5	TG-145	З(A,B,C)	АЛЬФА А1800	0,2S

2.4 Расчет сечений жил контрольных кабелей цепей ТН-110 кВ

Исходные данные для расчетов приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Исходные данные для расчетов жил контрольных кабелей цепей ТН-110 кВ

Номинальная нагрузка одной цепи каждого прибора
Наименование прибора	Последовательная цепь, ВА	Параллельная цепь, ВА (мощность на одну фазу)
Счетчик Альфа А1800	0,003	1,2
Счетчик ЦЭ6805	0,5	3

Расчет допустимого сопротивления жилы кабеля по падению напряжения при соединении трансформаторов напряжения в «звезду» с четырехпроводной вторичной нагрузкой производим по формуле

r_пр = - R_пер - r_авт , (1)

где r_пр - допустимое сопротивление жилы кабеля по падению напряжения;

R_пер - переходное сопротивление промежуточных клеммников, принимается 0,05 Ом;

U_н - допустимое фазное напряжение на вторичной обмотке ТН, принимается 57,74 В;

?U - допустимое фазное падение напряжения в кабельной линии для требуемого класса точности;

S - суммарная мощность, потребляемая одной фазой всех расчетных счетчиков и шкафа ЯАВР с учетом резервирования ТН;

r_авт - сопротивление автомата, для автоматов с номинальным током расцепителей 2,5 А, применяется 0,32 Ом.

Суммарную мощность, потребляемую одной фазой всех расчетных счетчиков определяем по формуле

S = S_СЧ1 + S_СЧ2 , (2)

где S_СЧ1 - полная мощность, потребляемая расчетным счетчиком А1800;

S_СЧ2 -полная мощность, потребляемая расчетным счетчиком ЦЭ6805.

Расчет минимального сечения жилы кабеля производим по формуле

q_{min_Ti} = , (3)

где q_{min_Ti} - расчетное сечение жилы кабеля;

l - максимальная протяженность кабельной линии (от ТН/ТТ до расчетного счетчика);

г - удельная проводимость (для меди = 57 м/мм² Ом).

Определение сечений жил контрольных кабелей цепей ТН-1 с.ш. 110 кВ (TV1G).

Номинальная нагрузка одной цепи каждого счетчика типа Альфа А1800 при их параллельном соединении составляет S_1СЧ = 1,2 ВА. Тогда полная мощность, потребляемая расчетными счетчиками при их числе n_CЧ = 4, составит.

S = 41,2+3 = 7,8 ВА.

Сечение кабелей в цепях напряжения расчетных счетчиков должно быть таким, чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не долее 0,25 % от номинального напряжения в соответствии с ПУЭ. Таким образом, допустимое падение напряжения в вольтах в кабельной линии определяем по формуле

?U_доп = 0,0025 U_н, , (4)

?U_доп = 0,0025 57,74 = 0,144 В.

Допустимое сопротивление жилы кабеля по падению напряжения при подключении вторичных обмоток трансформаторов напряжения, собранных по схеме «звезда», к четырехпроводной вторичной нагрузке составит

r_пр = = - 0,05 - 0,32 = 0,696 Ом.

Исходя из этого, определяется минимальное сечение жилы кабеля вторичных цепей ТН 1 с.ш. 110 кВ(TV1G), которое составит

q_{min_} = = 2,143 мм² .

Определение сечений жил контрольных кабелей цепей ТН 2 с.ш. 110 кВ(TV2G) выполняется аналогичным образом.

Данные расчета сечений жил контрольных кабелей цепей ТН 1 и 2 с.ш. приведены в таблице 3.



Таблица 3- Данные расчета сечений жил контрольных кабелей цепей ТН 1 и 2

Допустимое падение напряжения ?U, В	Основная обмотка ТН
	Определение сечений жил кабелей от ТН до расчетного счетчика
	Наименование ТН	Общая длина кабеля l, м	Sнагр, ВА	Допустимое Сопротивление жилы кабеля по падению напряжения гпр, Ом	Расчетное сечение жилы (медь) qmin ТН мм2	Принятое сечение, мм2
?U=0,144	ТН 1 с.ш 110 кВ(TV1G)	85	7,8	0,696	2,143	2,5
	ТН 2 с.ш 110 кВ(TV2G)	85	7,8	0,696	2,143	2,5

2.5 Проверка чувствительности автоматов защиты

При соединении вторичных обмоток трансформаторов напряжения по схеме «звезда-звезда выведенным нулем» минимальный ток будет при однофазном к. з. на счетчике определятся по формуле

l⁽¹⁾ = , (5)

где - сопротивление жил кабеля (от шкафа зажимов ТН до ТН и от шкафа зажимов ТН до счетчиком);

- значение сопротивления контактных соединений (0,05 Ом);

- сопротивление автомата.

= , (6)

где l₁ - длина кабеля от ТН до ящика зажимов;

l₂ - длина кабеля от ящика зажимов до счетчика;

q₁ - сечение жилы кабеля от ТН до ящика зажимов;

q₂ - сечение жилы кабеля от ящика зажимов до счетчика;

Сопротивление жилы кабеля ТН «TV1G» составит.

r_прTH1 = = 0,596 Ом.

Ток при однофазном к.з. на счетчике для ТН «TV1G» составит

l_ТН1⁽¹⁾ == 32,998 А.

Для ТН «TV2G» ток при однофазном к.з. на счетчике определяется аналогично. Он составляет l_ТН2⁽¹⁾ = 32,998 А.

Электромагнитные расцепители автоматов чувствительны при k_ч.эл1,5.

Коэффициент чувствительности электромагнитных расцепителей определяется по формуле

k_ч.эл = , (7)

Коэффициент чувствительности электромагнитных расцепителей для автомата ТН «TV1G» составляет

k_ч.элТН1 = =3,3.

Для автомата ТН «TV2G» коэффициент чувствительности электромагнитных расцепителей определяется аналогично по формуле (7) и составляет k_ч.элТН2 =3,3.

Электромагнитные расцепители автоматов чувствительны к токам короткого замыкания, так как k_ч.эл =3,31,5 - для автомата ТН «TV1G»; k_ч.эл =3,31,5 - для автомата ТН «TV2G».

Тепловые расцепители автоматов чувствительны при k_ч.эл 1,5.

Коэффициент чувствительности тепловых расцепителей определяется по формуле

k_ч.эл = , (8)

Коэффициент чувствительности тепловых расцепителей для автомата ТН «TV1G» составляет

k_ч.элТН1 = = 7,76.

Для автомата ТН «TV2G» коэффициент чувствительности тепловых расцепителей определяется аналогично и составляет k_ч.элТН2 =7,76.

Тепловые расцепители автоматов чувствительны к токам короткого замыкания, так каких значения составляют:k_ч.эл = 7,761,5 - для автомата ТН «TV1G»; k_ч.эл = 7,761,5 - для автомата ТН «TV2G».

Следовательно, при принятом сечении жил контрольных кабелей цепей ТН-110 кВ 1 и 2 с.ш. электромагнитные и тепловые расцепители автоматов чувствительны к токам короткого замыкания.

2.6 Определение фактических потерь напряжения

Сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения расчетных счетчиков должны выбираться такими, чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 0,25 % номинального напряжения.

Расчет потерь напряжения в цепях ТН ведется без учета индуктивного сопротивления кабеля.

Производим расчетную проверку по допустимым потерям напряжения в кабельных линиях, при этом необходимо учесть потери напряжения в кабельной связи «Трансформатор напряжения - ящик зажимов цепей напряжения» от суммарной мощности счетчиков и шкафа АВР.

Расчет потерь напряжения в цепях ТН определяем по формуле

_ТНi = , (9)

где - сопротивление кабеля от трансформатора напряжения до ящика зажимов цепей напряжения, Ом;

- сопротивление кабеля от ящика зажимов цепей напряжения до счетчиков, Ом.

По условию _ТНi 0,144 В (0,25U_ном).

Сопротивление жилы кабеля от ящика 1 зажимов цепей напряжения до счетчиков определяется по формуле

= , (10)

где l₁, - длина трассы «ТН - ящик зажимов ТН», м., принимается 10 м.;

- сечение жилы кабеля от ТН до ящика зажимов цепей напряжения, мм², принимается 4,0 мм².

Сопротивление жилы кабеля от ящика 2 зажимов цепей напряжения до счетчиков определяется по формуле

= , (11)

Определение потерь напряжения в цепях ТН-1 с.ш. 110 кВ(TV1G).

Сопротивление жилы кабеля от ящика зажимов цепей напряжения до счетчиков составляет

= = 0,044 Ом.

Сопротивление жилы от ящика зажимов цепей напряжения до счетчиков ТН-1 с.ш. 110 кВ(TV1G) составляет

= = 0,526 Ом.

Фактические потери напряжения ТН-1 с.ш. 110 кВ(TV1E) в случае использования счетчиков типа А1800 составляют

_ТН1 = = 0,127 В.

_ТН1< 0,144 В, следовательно, сечение кабеля выбрано верно.

Определение падения напряжения в цепи ТН 2 с.ш. 110 кВ (TV2G) производится аналогично. Данные расчета падения напряжения в цепях ТН 1 и 2 с.ш. приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Данные расчета падения напряжения в цепях ТН 1 и 2

Допустимое падение напряжения доп , В	Наименование ТН	Измерительная обмотка ТН
		Проверка выбранных сечений жил кабелей от ТН до расчетного счетчика
		Расчетное падение напряжения в цепи TH , В	Проверка условия доп
=0,144	ТН 1 с.ш 110 кВ	0,127	Условие выполнено
	ТН 2 с.ш 110 кВ	0,127	Условие выполнено

2.7 Определение сечения жилы кабеля

Нагрузкой трансформатора тока присоединения ВЛ-110 кВ №70 «Гумрак» (W3G) является один счетчик. Сопротивление нагрузки, таким образом, составляет R_н =0,00012 Ом.

Сопротивление допустимой нагрузки для применяемых трансформаторов тока составляет R_доп= 0,8 0м.

Расчет допустимого сопротивления жилы кабеля трансформаторов тока определяется по формуле

r_пр = R_доп - R_н - R_конт , (12)

r_пр = 0,8 - 0,00012 - 0,05 = 0,75 Ом.

Расчетное сечение жилы кабеля трансформаторов тока присоединения составляет ².

Принимается ближайшее большее стандартное сечение кабеля. Для данного присоединения принятое сечение кабеля составит 4 мм².

Определение сечений жил контрольных кабелей цепей трансформаторов тока присоединений ВЛ-110 кВ №70 «Гумрак» (W3G), ВЛ-110 кВ №71 «Садовая»; ВЛ-110 кВ №72 «Садовая»; Выполняется аналогично.

Нагрузкой трансформатора тока присоединения ВЛ-110 кВ№74 «Тяговая - М. Горький» является один счетчик А1800, счетчик ЦЭ6805, осциллограф, преобразователь змерительный ЭП8530/4.

Сопротивление нагрузки определяется по формуле

R_н= R_н1 +R_н2 +R_н3 +R_н4 , (13)

где R_1н - сопротивление счетчика А1800;

R_н2 - сопротивление счетчика ЦЭ6805;

R_н3 - сопротивление осциллографа Н 13;

R_н4 - сопротивление преобразователя измерительного ЭП8530/4.

R_1н = =0,00012 Ом;

R_н2 = =0,02 Ом;

R_н3 = =0,12 Ом;

R_н4 = =0,008 Ом;

R_H= 0,00012 + 0,02 + 0,12 + 0,008 = 0,14812 Ом.

Сопротивление допустимой нагрузки для применяемых трансформаторов тока составляет R_доп = 0,8 Ом.

Расчет допустимого сопротивления жилы кабеля трансформаторов тока определяется по формуле

r_пр = R_доп - R_н - R_конт , (14)

r_пр = 0,8 - 0,14812 - 0,05 = 0,602 Ом.

Расчетное сечение жилы кабеля трансформаторов тока присоединения составляет 2, 623 мм².

Принимается ближайшее большее стандартное сечение кабеля. Для данного присоединения принятое сечение кабеля составит 4 мм².

Определение сечений жил контрольных кабелей, цепей трансформатора тока присоединения ВЛ-110 кВ №73 «Тяговая - М. Горький», выполняется аналогично.

Результаты расчетов сечений жил контрольных кабелей цепей ТТ приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Результаты расчетов сечений жил контрольных кабелей цепей ТТ

Наименование линии	Коэффициент схемы включения ТТ kc	Общая длина кабеля l, м	Допустимая нагрузка Rдоп , Ом	Нагрузка устройств токовых цепей Rн + Rконт , Ом	Допустимое сопротивление жилы кабеля rпр , Ом	Расчетное сечение жилы (медь) qmin_TT , мм2	Принятое сечение, мм2
ВЛ-110 кВ №70 «Гумрак» W3G	1	110	0,8	0,050	0,750	2,574	4
ВЛ-110 кВ №70 «Гумрак» W4G	1	100	0,8	0,050	0,750	2,340	2,5
ВЛ-110 кВ №71 «Садовая»	1	130	0,8	0,050	0,750	3,041	4
ВЛ- 110 кВ №72 «Садовая»	1	120	0,8	0,050	0,750	2,807	4
ВЛ-110 кВ №73 «Тяговая - М. Горький»	1	80	0,8	0,198	0,602	2,332	2,5
ВЛ-110 кВ №74 «Тяговая - М. Горький»	1	90	0,8	0,198	0,602	2,623	4



2.8 Расчет относительной погрешности измерений ИИК на стороне 110 кВ

Суммарная погрешность измерительного канала АИИС КУЭ учета электроэнергии складывается из погрешностей, вносимых его отдельными элементами - ИИК (трансформаторами тока, трансформаторами напряжения, счетчиками, линиями связи между ТН и счетчиками).

Предел допускаемой относительной погрешности измерительного комплекса при измерении электрической энергии вычисляют согласно РД 153-34.0-11.209-99 по формуле

1. Для активной энергии

_Wa= ±1,1 , (15)

2. Для реактивной энергии

_Wр= ±1,1 , (16)

где - токовая погрешность ТТ, ;

- погрешность напряжения ТН, ;

- погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика за счет угловых погрешностей ТТ _J и ТН _U , ;

-погрешность из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к ТН, ;

- основная погрешность счетчика, %,

-дополнительная погрешность от j-й влияющей величины, %;

l - число влияющих величин.

При этом погрешность при измерениях активной электроэнергии вычисляется по формуле

_Wa= ±0,029 , (17)

Погрешность при измерениях реактивной энергии вычисляется по формуле

_Wa= ±0,029 , (18)

- угловая погрешность ТТ, мин;

- угловая погрешность ТН, мин;

-коэффициент мощности контролируемого присоединения.

Дополнительные погрешности счетчика вычисляются по формуле

= K_j ?_j , (19)

где K_j - функции влияния J-ной величины;

?_j - отклонение J-ной величины от ее нормального значения.

Существенными влияющими величинами для электронных счетчиков активной энергии согласно ГОСТ Р 52323-2005 являются:

- дополнительная погрешность от изменения температуры ,;

- дополнительная погрешность от изменения напряжения ,;

- дополнительная погрешность от изменения частоты ,;

- дополнительная погрешность от электромагнитных полей ,.

Существенными влияющими величинами для электронных счетчиков реактивной энергии согласно ГОСТ Р 26035-83 являются:

- дополнительная погрешность от изменения температуры ,;

- дополнительная погрешность от изменения частоты ,;

- дополнительная погрешность от электромагнитных полей ,.

2.9 Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика

Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика возникающую за счет угловых погрешностей ТТ и ТН, определяем по формулам (18) и (19).

При cos=0,5, и токе 0,05I_ном0,2 I_ном погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика.

1. Для активной электроэнергии составит

= 0,029 = 1,81 %.

2. Для реактивной электроэнергии составит

= 0,029 =0,60 %.

При cos=0,5, и токе 0,2I_номI_ном погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика.

1. Для активной электроэнергии составит

= 0,029 =1,71 %.

2. Для реактивной электроэнергии составит

= 0,029 =0,42 %.

Аналогичные вычисления проводим для всех измерительных каналов.

При cos=0,5, и токе I_номI_ном погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика.

1. Для активной электроэнергии составит

= 0,029 =1,12 %.

2. Для реактивной электроэнергии составит

= 0,029 =0,37 %.

2.10 Погрешность из-за потерь напряжения в линии присоединения счетчика к ТН

Погрешность, обусловленная потерей напряжения в линии присоединения счетчика к ТН вычисляется по формуле