РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

СОГЛАСОВАНО Начальник Департамента стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России»		УТВЕРЖДАЮ Заместитель председателя Правления РАО «ЕЭС России»
Ю. Н. Кучеров 15.07.1999 г.		О. В. Бритвин 21.07.1999 г.
СОГЛАСОВАНО Зам. Начальника Департамента электрических сетей РАО «ЕЭС России»	СОГЛАСОВАНО Главный инженер ЦДУ ЕЭС России		СОГЛАСОВАНО Начальник Главгосэнергонадзора
В. В. Стан 30.06.1999 г.	А. А. Окин 28.06.1999 г.		В. П. Варнавский 15.04.1999 г.

РЕКОМЕНДАЦИИ.
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ. ТИПОВАЯ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ

РД 153-34.0-11.209-99

СОГЛАСОВАНО Генеральный директор Российского центра испытаний и сертификации РОСТЕСТ-Москва	РАЗРАБОТАНО Генеральный директор АО ВНИИЭ
Б. С. Мигачев 2.04.1999 г.	Д. С. Саввантов 15.01.1999 г.

Москва 1999

РАЗРАБОТАНО Акционерным обществом «Научно-исследовательский институт электроэнергетики» (АО ВНИИЭ)

ИСПОЛНИТЕЛИ Я. Т. Загорский, Е. Е. Жданова

УТВЕРЖДЕНО РАО «ЕЭС России» 21.07.99.

Первый заместитель председателя Правления РАО «ЕЭС России» О. В. Бритвин

СОГЛАСОВАНО Департамент стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России» 15.07.99.

Первый заместитель начальника А. П. Берсенев

Департамент электрических сетей РАО «ЕЭС России» 30.06.99.

Заместитель начальника В. В. Стан

ЦДУ ЕЭС России 28.06.99.

Главный инженер А. А. Окин

Главгосэнергонадзор Минтопэнерго РФ 15.04.99.

Заместитель начальника В. В. Тубинис

Российский центр испытаний и сертификации РОСТЕСТ - Москва 2.04.99.

Генеральный директор Б. С. Мигачев

МВИ аттестована АО ВНИИЭ 19 июля 1999 г.

Введено в действие с 01.12.99

Настоящий документ распространяется на разрабатываемые и пересматриваемые методики выполнения измерений (далее - МВИ) электроэнергии и мощности, проводимые с использованием действующих или вновь сооружаемых и реконструируемых на электростанциях и подстанциях РАО «ЕЭС России» и АО-энерго (далее - энергообъекты) автоматизированных измерительных систем (далее - АСКУЭ), предназначенных для:

контроля и учета электроэнергии и мощности;

расчетного (коммерческого) и технического (контрольного) учета электроэнергии и мощности;

контроля и управления потреблением и сбытом электроэнергии; в том числе с использованием АСКУЭ, с помощью которых полученные результаты измерений учитывают для проведения торговых операций и взаимных расчетов между продавцом (энергоснабжающей организацией) и покупателем (абонентом) электроэнергии и мощности в соответствии со ст. 13 Закона РФ об обеспечении единства измерений.

Настоящая Типовая МВИ устанавливает общие положения и требования к построению, содержанию и изложению документов, регламентирующих МВИ активной и реактивной электроэнергии и мощности на энергообъектах. Настоящая Типовая МВИ учитывает требования и основные положения ГОСТ Р 8.563-96.

Настоящая Типовая МВИ рекомендуется для персонала энергообъектов, проектных организаций и потребителей.

Настоящая Типовая МВИ не распространяется на АСКУЭ, для которых не нормируют метрологические характеристики в известных рабочих условиях применения в стационарном режиме работы оборудования.

На основании настоящих рекомендаций на энергообъектах должны быть разработаны МВИ, учитывающие конкретные условия и структуру системы учета электроэнергии и мощности на энергообъекте и утвержденные руководством энергообъекта.

1. ТРЕБОВАНИЯ К ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

1.1 За погрешность измерений в точке учета электроэнергии и/или мощности в настоящей МВИ принимают согласно РД 34.11.114-98 предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала в предусмотренных рабочих условиях применения АСКУЭ на энергообъектах и при доверительной вероятности, разной 0,95.

1.2 Согласно РД 34.11.114-98 при суммировании результатов измерений нескольких измерительных каналов характеристики погрешности АСКУЭ дополняют суммарной погрешностью группы (групп) измерительных каналов в виде предела допускаемой относительной погрешности группы измерительных каналов.

1.3 Погрешности измерительных каналов у вновь сооружаемых и реконструируемых АСКУЭ должны соответствовать нормам, указанным в РД 34.11.321-96 и Приложении 1.

1.4 Погрешности действующих на энергообъекте измерительных каналов АСКУЭ, а также вновь вводимых в эксплуатацию и реконструируемых измерительных каналов, в которых используют действующие на энергообъекте средства измерений и вспомогательные устройства, должны соответствовать приписанным значениям погрешностей.

1.5 Требования к погрешности группы (групп) измерительных каналов АСКУЭ в МВИ энергообъекта могут не предъявляться.

1.6 В МВИ энергообъекта настоящий раздел может содержать числовые значения требуемых по РД 34.11.321-96 или приписанных характеристик погрешности измерений, устанавливаемые с учетом анализа всех ее составляющих (методической, инструментальной и других по ГОСТ Р 8.563-96 и РД 34.11.114-98) и полученные при соблюдении требований и правил МВИ энергообъекта.

2. СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА

2.1 При выполнении измерений по данной МВИ в соответствии с РД 34.09.101-94 применяют АСКУЭ, в состав которых в общем случае в качестве технических средств, влияющих на результаты и погрешности измерений электроэнергии и мощности, могут входить:

трансформаторы тока (далее - ТТ);

трансформаторы напряжения (далее - ТН);

счетчики электроэнергии;

линии присоединения счетчиков к ТН;

устройства сбора данных или устройства сбора и передачи данных, размещенные в разных точках энергообъекта и соединенные между собой линиями и/или каналами связи.

2.2 Типы средств измерений (далее - СИ) и схемы их подключения определяются числом фаз, уровнем напряжения и тока контролируемой сети в точке учета и должны соответствовать требованиям действующей нормативной и технической документации на энергообъект.

2.3 СИ должны быть из числа внесенных в Госреестр СИ, допущенных к применению в Российской Федерации, и иметь действующие свидетельства о поверке (калибровке).

2.4 Классы точности счетчиков и измерительных трансформаторов, а также значения потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН при условии включения всех устройств защит и измерительных приборов должны соответствовать требованиям ПУЭ и быть не хуже указанных в табл. 1.

2.4.1 В соответствии с ПУЭ при учете с применением измерительных трансформаторов допускается использование:

ТН класса точности 1,0 для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0;

ТН класса точности ниже 1,0 для присоединения счетчиков технического учета;

ТТ класса точности 1,0, а также встроенных ТТ класса точности ниже 1,0 для присоединения счетчиков технического учета, если для получения класса точности 1,0 требуется установка дополнительных комплектов ТТ.

2.4.2 В соответствии с РД 34.09.101-94 для межсистемных линий электропередачи напряжением 500 кВ и выше рекомендует счетчики активной электроэнергии класса точности 0,2.

Таблица 1

Допускаемые классы точности СИ и допускаемые значения потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН

В табл. 1: СА - счетчики активной электроэнергии;

СР - счетчики реактивной электроэнергии;

d_л - относительные потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН, в процентах от номинального напряжения;

^* - для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0.

Сопоставимыми с пределами погрешности счетчиков классов точности 0,2 и 0,2S являются ТТ классов точности 0,2 и 0,2S и ТН класса точности не хуже 0,5.

2.5 Технические параметры и метрологические характеристики ТТ должны отвечать требованиям ГОСТ 7746, ТН - ГОСТ 1983, электронных счетчиков - ГОСТ 26035, ГОСТ 30206 и ГОСТ 30207, индукционных счетчиков - ГОСТ 6570, а условия эксплуатации СИ должны отвечать условиям применения, указанных в эксплуатационной документации СИ.

2.6 При разработке МВИ энергообъекта выбор СИ производят в соответствии с настоящей МВИ и МИ 1967-89.

Необходимым условием при выборе СИ является удовлетворение требований к погрешности измерений по разд. 1 настоящей МВИ с учетом основных и дополнительных погрешностей СИ в рабочих условиях применения АСКУЭ на энергообъекте.

2.7 В МВИ энергообъекта первый пункт раздела «Средства измерений. Вспомогательные устройства» должен иметь следующую формулировку: «При выполнении измерений по данной МВИ применяют СИ и другие технические средства, приведенные в табл. ...». Рекомендуемая форма таблицы соответствует табл. 2

Таблица 2

В табл. 2 указывает СИ и технические средства, входящие в состав измерительных каналов АСКУЭ по п. 2.1, СИ влияющих величин и параметров контролируемых присоединений (термометры, амперметры, вольтметры, частотомеры, фазометры и др.), метрологические характеристики СИ (класс точности, пределы измерений и др.). В отдельных случаях в табл. 2 может быть введена графа «Примечание», в которой могут быть указаны назначение СИ, их погрешности, включая дополнительные в условиях эксплуатации СИ за учетный период.

3. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ

3.1 Метод измерений электроэнергии основан на интегрировании по времени электрической мощности контролируемой сети при помощи технического средства с нормированными метрологическими характеристиками, автоматически вырабатывающего сигналы измерительной информации, которые используют в АСКУЭ для автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения данных ос электроэнергии.

3.2 Метод измерений мощности основан на вычислении средней мощности по интервальному значению расхода электроэнергии, измеренного по п. 3.1, при помощи технического средства с нормированными метрологическими характеристиками, автоматически вырабатывающего сигналы измерительной информации, которые используют в АСКУЭ для автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения данных о средней мощности.

4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

4.1 При выполнении измерений по данной МВИ требования безопасности соблюдают в соответствии с ГОСТ 12.3.019-80, ГОСТ 12.2.007.0-75, «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей», «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

4.2 Требования безопасности ТТ и ТН должны соответствовать ГОСТ 12.2.007.3-75 и ГОСТ 12.2.007.0-75. Вторичные обмотки ТТ и ТН должны быть заземлены.

4.3 Требования безопасности счетчиков электроэнергии должны соответствовать ГОСТ 22261-94, ГОСТ 12.1.038-82 и ГОСТ 26104-89. По способу защиты человека от поражения электрическим током счетчики должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.007.0-75.

4.4 Металлический цоколь счетчика должен быть заземлен. Требования к зажимам заземления должны соответствовать эксплуатационной документации счетчика.

4.5 Все зажимы, находящийся в зажимной коробке счетчика, должны закрываться крышкой, приспособленной для опломбирования. Крышка должна закрывать нижние винты крепления счетчика к щиту, а также подводимые к счетчику провода не менее чем на 25 мм.

4.6 Требования безопасности устройств сбора и передачи данных и других аналогичных им устройств должны соответствовать требовании ГОСТ 12.2.003-74 и ГОСТ 12.2.007.0-75. Технические требования в части безопасности должны соответствовать ГОСТ 26104-89 классу защиты не ниже 1.

4.7 Корпуса устройств (блоков), входящих в устройства сбора и передачи данных, должны быть заземлены. Требования к зажимам заземления должны соответствовать эксплуатационной документации устройств (блоков).

4.8 Вычислительные средства, входящие в состав АСКУЭ, должны по безопасности соответствовать требованиям, предъявляемым к ЭВМ.

5. ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ОПЕРАТОРОВ

5.1 К выполнению измерений по данной МВИ допускаются лица, подготовленные в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей», «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок», имеющие квалификационную группу по безопасности не ниже III и обученные проведению измерений электроэнергии и мощности с использованием АСКУЭ.

6. УСЛОВИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

6.1 При выполнении измерений параметры контролируемых присоединений (ток, напряжение, коэффициент мощности) и условия применения СИ должны находиться в допускаемых границах, указанных в табл. 3 и нормативных документах по п. 2.5.

6.2 Потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН не должны превышать значений, указанных в табл. 1.

6.3 В МВИ энергообъекта указывают измеряемую величину, перечень контролируемых присоединений (каналов учета), СИ и влияющих величин (в том числе перечень параметров контролируемых присоединений), нормальные (номинальные) значения и предельные отклонения влияющих величин в реальных условиях энергообъекта.

6.4 В МВИ энергообъекта дополняют табл. 3 данными о других влияющих величинах (коэффициент гармоник тока, несимметрия по току, напряжению и углу сдвига фаз трехфазной сети и т.п.) в соответствии с результатами анализа составляющих погрешности измерений по п. 1.6.

Таблица 3

Примечания: 1. Значения токов I_мин и I_макс определяются по паспортам счетчиков и ТТ. Значение тока I_мин обычно находится в диапазоне (1 - 10) % от I_ном.

2. ^* - для индукционных счетчиков класса точности 0,5.

6.5 В МВИ энергообъекта первый пункт раздела «Условия измерений» излагают следующим образом: «При выполнении измерений соблюдают условия, приведенные в табл. …» (см. Приложение 3).

6.6 Фактические предельные отклонения влияющих величин определяют по показаниям СИ (п. 2.7) с учетом пределов допускаемых погрешностей. При этом к показаниям СИ добавляют значение поправки, равное пределу абсолютной погрешности СИ, взятое с неблагоприятным знаком.

6.7 При невозможности обеспечения требуемых в разд. 6 условий измерения электроэнергии и мощности проводят по МВИ энергообъекта, которую разрабатывают применительно к реальным условиям выполнения измерений на энергообъекте по п. 6.3.

7. ПОДГОТОВКА К ВЫПОЛНЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ

7.1 При подготовке к выполнению измерений с использованием ранее установленной действующей АСКУЭ (регулярные измерения) проводят следующие работы.

7.1.1 Проверяют целостность корпусов счетчиков электроэнергии.

7.1.2 Проверяют целостность пломб Госстандарта России на креплении кожухов и пломб энергоснабжающей организации, на крышках колодок зажимов расчетных счетчиков, маркировку расчетных счетчиков специальными знаками, а также целостность пломб с клеймом калибровочной лаборатории на креплении кожухов и крышках колодок зажимов счетчиков технического учета.

7.1.3 Проверяют наличие записи на съемном щитке каждого универсального счетчика трансформаторного включения коэффициентов трансформации ТТ и ТН, подключаемым к счетчикам, а также записи множителя счетчика, равного произведению этих коэффициентов.

7.1.4 Проверяет наличие записи коэффициента вида «М·10^m» на съемном щитке каждого счетчика трансформаторного включения.

7.1.5 Проверяют реальные условия применения СИ измерительных каналов на соответствие требованиям, указанным в МВИ энергообъекта.

7.1.6 Определяют потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН в соответствии с «Инструкцией по проверке ТН и их вторичных цепей» (1979 г.) или местными инструкциями энергообъекта.

7.1.7 При превышении допускаемых границ отклонения параметров контролируемых присоединений, рабочих условий применения СИ по п. 6.1 и допускаемых потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН по п. 6.2 проводят необходимые мероприятия по обеспечению требуемых условий выполнения измерений.

7.1.8 Документируют фактические значения и диапазоны изменений параметров контролируемых присоединений, влияющих величин, значения потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН.

7.2 При подготовке к выполнению измерений на вновь вводимой в эксплуатацию АСКУЭ проводят следующие работы.

7.2.1 Проверяют правильность размещения и номенклатуру СИ для расчетного и технического учета электроэнергии и мощности на соответствие с утвержденной для энергообъекта схемой размещения.

Заводские номера и классы точности СИ должны совпадать с указанными в эксплуатационной документации.

7.2.2 Проверяют наличие технического паспорта-протокола по форме, регламентированной РД 34.09.101-94, для каждого измерительного канала, входящего в состав АСКУЭ.

7.2.3 Проверяют укомплектованность СИ в соответствии с их паспортами.

7.2.4 Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке (калибровке) СИ.

7.2.5 Проверяют целостность предохранителей на стороне высокого напряжения ТН, входящих в состав измерительных каналов.

7.2.6 Проверяют все электрические соединения в схеме измерительных каналов при обесточенной питающей сети. Проверку проводят по методикам энергообъектов с целью установления правильности соединений и уточнения полярности обмоток трансформаторов.

7.2.7 Выполняют работы по пп. 7.1.1 - 7.1.8 настоящей МВИ.

7.2.8 Проводят опробование измерительных каналов и АСКУЭ в целом в соответствии с эксплуатационной документацией АСКУЭ.

7.3 После ремонта измерительного канала с заменой трансформаторов, а также после внесения изменений в схемы вторичных цепей ТТ и ТН проводят операции по пп. 7.2.3 - 7.2.6, 7.1.5 - 7.1.8 и 7.2.8.

7.4 После замены счетчика в измерительном канале проверяют правильность его подключения, совместимость нового счетчика с метрологическими характеристиками измерительного канала, выполняют операции по пп. 7.2.3, 7.2.4, 7.1.1 - 7.1.8 и 7.2.8.

7.5 После выполнения операций по пп. 7.3 и 7.4 вносят необходимые записи об изменениях в технический паспорт-протокол измерительного канала и техническую документацию АСКУЭ.

7.6 В МВИ энергообъекта могут быть отражены дополнения и уточнения операций при подготовке к выполнению измерений, конкретизирующие отдельные положения пп. 7.1 - 7.5 применительно к структуре учета электроэнергии и мощности на энергообъекте, в том числе устанавливающие периодичность действительности свидетельств о поверке (калибровке) СИ.

8. ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ

8.1 При выполнении измерений электроэнергии и мощности производят следующие операции.

8.1.1 Автоматически с помощью устройства сбора и передачи данных и центрального вычислительного устройства фиксируют сигналы измерительной информации на выходах измерительных каналов АСКУЭ.

8.2 В процессе выполнения измерений автоматически фиксируют:

1) календарную дату выполнения измерений;

2) наименование (обозначение) канала учета;

3) номер измерительного канала;

4) номер наблюдения на контролируемом присоединении;

5) астрономическое время выполнения измерений;

6) учетный период и/или интервальное значение времени измерений.

8.3 В МВИ энергообъекта операции по п. 8.1.1 и фиксируемые показатели по п. 8.2 могут уточняться. В частности, могут быть указаны:

последовательность опроса счетчиков;

периодичность опроса счетчиков;

требования к периодичности и форме регистрации параметров контролируемых присоединений и влияющих величин.

9. ОБРАБОТКА (ВЫЧИСЛЕНИЕ) РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

9.1 Обработку (вычисление) результатов измерений электроэнергии выполняют следующим образом.

9.1.1 Значение электроэнергии за учетный период времени вычисляют автоматически по разности показаний на выходе измерительного канала.

9.1.2 Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении электроэнергии d_W вычисляют по формулам, приведенным в табл. 4.

В табл. 4 в соответствии с РД 34.11.114-98:

d_I -     токовая погрешность ТТ, %;

d_U -    погрешность напряжения ТН, %;

d_q -    погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика за счет угловых погрешностей ТТ q_I и ТН q_U, %;

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

d_с.о -   основная относительная погрешность счетчика, %;

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

l -     число влияющих величин;

q_I -     угловая погрешность ТТ, мин.;

q_U -    угловая погрешность ТН, мин.;

K_j -     функция влияния j-й величины, % на единицу влияющей величины или %/%;

Dx_j -   отклонение j-й влияющей величины от ее нормального значения, ед. или %;

cos j  - коэффициент мощности контролируемого присоединения, усредненный за учетный период;

d_у.с - суммарная погрешность, вносимая устройством сбора и передачи данных.

Примечания:

1. В соответствии с ГОСТ 7746-89 и ГОСТ 1983-89 погрешности измерительных трансформаторов d_I, q_I, d_U и q_U указывают для нормированных рабочих условий применения без разделения их на основные и дополнительные погрешности.

2. Если в эксплуатационной документации ТТ и ТН указаны зависимости погрешностей от первичного тока, напряжения, вторичной нагрузки, частоты, коэффициента мощности нагрузки, температуры окружающего воздуха и т.п., при расчете погрешности измерительного канала d_W учитывают основные и дополнительные погрешности ТТ и ТН аналогично погрешностям счетчика (табл. 4).

3. В случаях измерений реактивной электроэнергии в трех- и четырехпроводных и активной электроэнергии в трехпроводных цепях в формулах (табл. 4) должны быть учтены методические погрешности от несимметрии нагрузки по цепям и другие факторы.

Таблица 4

9.1.3 Предел допускаемой относительной погрешности измерений группы измерительных каналов по п. 1.2 вычисляют по формуле

                                     (9.1)

где  - относительная погрешность i-го измерительного канала, вычисляемая по формулам (табл. 4);

n - число измерительных каналов в группе;

 - доля электроэнергии, измеренная i-м измерительным каналом за учетный период, вычисляемая по формуле

                                                        (9.2)

где          W_i - значение электроэнергии, измеренной i-м измерительным каналом;

 - суммарное значение электроэнергии, измеренное группой, состоящей из n измерительных каналов.

9.1.4 Гарантируемая точность измерений в известных рабочих условиях применения СИ (пп. 7.1.5 и 7.1.6) определяется пределом допускаемой относительной погрешности измерительного канала, при расчете которого по формулам (табл. 4) принимают:

d_I, q_I, d_U, q_U и d_c.o - пределы допускаемых значений погрешностей по паспортным данным СИ (для ТТ - при минимальном рабочем токе, для счетчика - при минимальном рабочем токе и усредненном за учетный период значении cos j. Указанные погрешности, нормируемые по ГОСТ 7746-89, ГОСТ 26035-83, ГОСТ 30206-94, ГОСТ 30207-94 и ГОСТ 6570-75, а также погрешности ТН, нормируемые по ГОСТ 1983-89 приведены в Приложении 2);

d_л и cos j - по результатам измерений на энергообъекте;

d_q - по результатам расчета по формулам (табл. 4) при усредненном за учетный период значении cos j;

K_j - по паспортным данным СИ;

Dx_j -   по результатам определения фактических диапазонов изменений влияющих величин на энергообъекте в пределах рабочих условий применения, установленных в нормативных документах на СИ;

d_cj - по результатам расчета по формулам (табл. 4);

d_у.с - по паспортным данным устройства сбора и передачи данных.

9.1.5 Подготовку исходных данных для расчета предела допускаемой относительной погрешности измерительного канала проводят в следующей последовательности.

9.1.5.1 По результатам измерений параметров контролируемых присоединений (ток, напряжение, коэффициент мощности, частота) определяют их предельные отклонения (границы изменений) за учетный период.

Отмечают минимальное значение рабочего тока и предельные отклонения напряжения и частоты от номинальных значений для каждого присоединения.

Определяют результат измерений коэффициента мощности за учетный период как среднее арифметическое результатов наблюдений по формуле

,                                                        (9.3)

где cos j_i - i-й результат наблюдения на каждом присоединении;

k - число результатов наблюдений за учетный период.

Предельные отклонения напряжения U от номинального U_ном и частоты f от номинальной f_ном определяют по формулам

                                              (9.4)

и

                                            (9.5)

где U_в(н), f_в(н) - верхние (нижние) значения напряжения и частоты за учетный период;

f_ном = 50 Гц.

При этом отмечают наибольшие значения d U_макс и d f_макс, полученные по формулам (9.4) и (9.5).

9.1.5.2 По электрической схеме энергообъекта, отражающей расстановку и типы СИ, входящих в состав АСКУЭ, определяют классы точности СИ в измерительных каналах для каждого контролируемого присоединения. При этом указывают в табл. 2 вид счетчика, вид измеряемой величины, а также трехфазные счетчики, нагруженные только в одной или двух фазах.

9.1.5.3 Реальные условия применения каждого счетчика определяют по результатам измерений влияющих величин (температура окружающего воздуха, индукция внешнего магнитного поля и другие влияющие величины в соответствии с РД 34.11.114-98).

Для электронных счетчиков определяют предельное отклонение температуры окружающего воздуха Dt за учетный период от ее нормального значения по формуле

                                                  (9.6)

где t_норм - нормальное значение температуры, равное 20 °С;

t_в(н) - верхнее (нижнее) значение температуры за учетный период.

Из двух значений Dt, полученных по формуле (9.6), отмечают большее значение Dt_макс.

9.1.5.4 Определение составляющих погрешности d_I, d_с.о и q_I (табл. 4) при минимальном рабочем токе контролируемого присоединения производят по данным ГОСТ 7746-89, ГОСТ 26035-33, ГОСТ 6570-75 ГОСТ 30206-94 и ГОСТ 30207-94 (приведены в Приложении 2) или по паспортным данным СИ.

9.2 Обработку (вычисление) результатов измерений средней мощности выполняют следующим образом.

9.2.1 Значение средней мощности за промежуток времени вычисляют в АСКУЭ автоматически с учетом результатов измерений электроэнергии за указанный промежуток времени.

9.2.2 Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении средней мощности d_Р вычисляют по формуле

                                         (9.7)

где d_W - предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении электроэнергии, определяемый по п. 9.1.2, табл. 4 и пп. 9.1.4 - 9.1.5, %;

d_Т - погрешность СИ времени, предназначенного для измерений в составе АСКУЭ промежутка времени (временного интервала) по п. 9.2.1, %;

d_о.п - погрешность измерений значения интервального расхода электроэнергии, обусловленная дискретность передаточного числа счетчика, вычисляемая по формуле, %,

                                                     (9.8)

где R - передаточное число счетчика, имп/кВт·ч;

P - среднее значение мощности на временном интервале T_уср, кВт;

Т_уср - интервал времени усреднения мощности, мин.

Примечание. По РД 34.11.321-96 погрешности измерений мощности нормируют на интервалах, равных 3, 5, 15, 30 мин. (см. Приложение 1). В зависимости от условий измерений средней мощности на энергообъекте интервал времени усреднения Т_уср может отличаться от нормируемого по РД 34.11.321-96 (например, указанный ряд интервалов может быть дополнен значениями 1, 60 мин. или другими).

9.2.3 В случае суммирования результатов непрерывно-последовательных измерений мощности на m отрезках времени относительную погрешность измерений мощности измерительным каналом вычисляют по формуле

                                                    (9.8)

 - относительная погрешность измерений модности на j-м отрезке времени, вычисляемая по формуле (9.7);

 - доля модности, измеренной на j-м отрезке времени, вычисляемая по формуле

                                                           (9.9)

где          Р_j - значение мощности, измеренной на j-м отрезке времени;

 - суммарное значение результатов последовательных измерений мощности на m отрезках времени.

9.2.4 Предел допускаемой относительной погрешности измерений мощности группой измерительных каналов по п. 1.2 вычисляют по формуле

                                              (9.10)

где  - относительная погрешность i-го измерительного канала, вычисляемая по формуле (9.7);

n - число измерительных каналов в группе;

 -    доля мощности, измеренная i-м измерительным каналом, вычисляемая по формуле

                                                        (9.11)

где P_i -           значение мощности, измеренной i-м измерительным каналом;

 - суммарное значение мощности, измеренной группой, состоящей из n измерительных каналов.

9.3 Погрешности измерительных каналов d_W и d_P выражают числом, содержащим не более двух значащих цифр.

Округления производят лишь в окончательных результатах расчета, а все предварительные вычисления можно проводить с одним-двумя лишними знаками.

9.4 В соответствии с МИ 1317-86 и РД 34.11.325-90 результаты измерений представляют в форме:

W ± d_W при доверительной вероятности 0,95

и Р ± d_P при доверительной вероятности 0,95.

9.5 В МВИ энергообъекта в разделе «Обработка (вычисление) результатов измерений» указывают:

формулы для расчета погрешностей измерительных каналов;

составляющие погрешности каждого измерительного канала;

порядок определения составляющих погрешностей измерительных каналов;

результаты оценки значимости каждой из составляющей погрешности измерительных каналов с учетом условий выполнения измерений (параметры контролируемых присоединений, влияющие величины и др.);

промежуточные и конечные результаты расчета составляющих погрешностей измерительных каналов и погрешностей измерительных каналов в целом.

9.6 Пример МВИ электроэнергии и мощности с использованием АСКУЭ на энергообъекте приведен в Приложении 3.

10. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

10.1 Результаты измерений оформляют записями в журнале.

10.2 В МВИ энергообъекта указывают требование о необходимости выдачи документа о результатах измерений и приводят форму документа.

10.3 Результаты измерений, оформленные документально по п. 10.2, удостоверяет лицо, проводившее измерения, а при необходимости - административно ответственное лицо (например, руководитель, главный инженер, главный метролог предприятия, начальник цеха, участка или другое лицо) и заверяют печатью предприятия.

11. КОНТРОЛЬ ТОЧНОСТИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

11.1 Основной целью контроля точности результатов измерений (далее - контроль точности) является проверка правильности выполнения операций и соблюдения правил измерений, регламентированных МВИ, а также проверка удовлетворения требований к погрешностям измерений по разделу 1 настоящей МВИ или МВИ энергообъекта.

11.2 Контроль точности может быть оперативным и/или периодическим.

11.3 Оперативный контроль точности проводят:

если фактический небаланс электроэнергии, определенный в соответствии с РД 34.09.101-94 по результатам измерений, больше допустимого небаланса, рассчитанного с учетом относительных погрешностей измерительных каналов и/или погрешностей групп измерительных каналов;

при расхождении результатов измерений по показаниям дублирующих счетчиков, установленных на границах раздела сети (по балансовой принадлежности);

при выходе параметров контролируемого присоединения за допускаемые пределы;

при отклонении рабочих условий применения СИ за установленные границы;

при потерях напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН более установленных значений;

при изменении заданной последовательности опроса счетчиков (маршрута опроса, временного режима опроса и др.);

после изменения схемы вторичных цепей трансформаторов; после замены СИ в измерительном канале или после замены его составных частей;

после поверки (калибровки) СИ, входящих в измерительный канал.

11.4 Периодический контроль точности проводят через установленные интервалы времени.

11.5 При контроле точности по пп. 11.3 и 11.4 проверяют правильность:

применения СИ и вспомогательных устройств (пп. 7.1.1 - 7.1.5 и 7.2.4);

соблюдения условий измерений (пп. 6, 7.1.6 - 7.1.8);

выполнения измерений (п. 8);

обработки (вычисления) результатов измерений и их оформления (пп. 9 и 10).

Основным результатом контроля точности должен являться вывод о соответствии погрешности измерений принятым нормам погрешности или приписанным характеристикам погрешности измерений.

11.6 В МВИ энергообъекта указывают:

цель и задачи контроля точности;

методы и средства проведения оперативного и периодического контроля точности;

регулярность периодического контроля точности и другое.

11.7 Если в результате контроля точности будут установлены нарушения по п. 11.5, существенно влияющие на результаты и погрешность измерений, должны быть проведены организационно-технические мероприятия для выполнения операций и правил, регламентированных МВИ энергообъекта, обеспечивающие получение результатов измерений с заданной в МВИ погрешностью.

11.8 Если была произведена замена СИ в измерительном канале (ТТ, ТН, счетчика или УСПД) на менее (более) точные СИ, должно быть проверено соответствие погрешности измерений принятым в МВИ энергообъекта нормам точности или приписанным характеристикам погрешности (см. раздел 1).

По результатам данной проверки в МВИ энергообъекта могут быть при необходимости изменены требования к погрешности измерений, а также внесены изменения в другие разделы МВИ, касающиеся данного измерительного канала. При этом поверка (калибровка) измерительного канала, а также переоформление МВИ в целом не требуются.

Изменения, внесенные в МВИ энергообъекта, должны быть зарегистрированы в листе регистрации изменений, форма которого приведет в Приложении 4.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

(справочное)

Нормы погрешности измерений электроэнергии и электрической мощности (по РД 34.11.321-96)

Таблица П.1.1

Нормы погрешности измерений электроэнергии для технического и коммерческого учета и расчета технико-экономических показателей (ТЭП) (по РД 34.11.321-96 для вновь сооружаемых и реконструируемых объектов)

Таблица П.1.2

Нормы погрешности измерений электрической мощности для коммерческого и технического учета и расчета технико-экономических показателей (ТЭП) (по РД 34.11.321-96 для вновь сооружаемых и реконструируемых объектов)

Примечание. Определение межсистемной линии см. в табл. П.1.1.

Таблица П.1.3

Нормы погрешности измерений электрической мощности для оперативного контроля, АСУ и расчета технико-экономических показателей (ТЭП) (по РД 34.11.321-96 для вновь сооружаемых и реконструируемых объектов)

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

(справочное)

Пределы допускаемых погрешностей трансформаторов тока и счетчиков электроэнергии в зависимости от тока. Погрешности трансформаторов напряжения

П.2.1. Трансформаторы тока

Согласно ГОСТ 7746-89 пределы допускаемых токовой d_I и угловой q_I погрешностей ТТ, а также пределы вторичной нагрузки ТТ для измерений в рабочих условиях применения при установившемся режиме соответствуют указанным в табл. П.2.1.

Таблица П.2.1

Пределы допускаемых погрешностей ТТ d_I и q_I в зависимости от первичного тока I₁ (табл. П.2.1) можно представить в виде графиков. При этом погрешности ТТ находятся во внутренней зоне, ограниченной ломаными линиями, состоящими из отрезков, проведенных через точки допускаемых погрешностей.

Пределы допускаемых токовой d_I и угловой q_I погрешностей для ТТ классов точности 0,1; 0,2; 0,5; 1; 0,2S и 0,5S в зависимости от первичного тока I₁ по ГОСТ 7746-89 приведены на рис. П.2.1 - П.2.6.

Примечание. Классы точности 0,2S и 0,5S - только для ТТ с вторичным номинальным током I_2ном = 5 А, предназначенных для коммерческого учета электроэнергии. Для ТТ указанных классов точности зависимости погрешностей d_I и q_I от первичного тока I₁ нормируют вплоть до I₁ = 1 % от номинального тока I_1ном. Для остальных ТТ нормируют зависимости d_I и q_I от тока I₁ лишь до значения I₁ = 5 % от номинального тока I_1ном.

Рис. П.2.1. Пределы допускаемых погрешностей трансформаторов тока класса точности 0,1 по ГОСТ 7746-89:

а) токовой; б) угловой

Рис. П.2.2. Пределы допускаемых погрешностей трансформаторов тока класса точности 0,2 по ГОСТ 7746-89:

а) токовой; б) угловой

Рис. П.2.3. Пределы допускаемых погрешностей трансформаторов тока класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-89:

а) токовой; б) угловой

Рис. П.2.4. Пределы допускаемых погрешностей трансформаторов тока класса точности 1,0 по ГОСТ 7746-89:

а) токовой; б) угловой

Рис. П.2.5. Пределы допускаемых погрешностей трансформаторов тока класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-89:

а) токовой; б) угловой

Рис. П.2.6. Пределы допускаемых погрешностей трансформаторов тока класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-89:

а) токовой; б) угловой

П.2.2. Трансформаторы напряжения

Согласно ГОСТ 1983-89 пределы допускаемых погрешности напряжения d_U и угловой погрешности q_U ТН, предназначенных для измерений в рабочих условиях применения при установившемся режиме работы, соответствуют указанным в табл. П.2.2.

Таблица П.2.2

Стандартные рабочие условия применения ТН приведены в табл. П.2.3.

Таблица П.2.3

ТН может иметь несколько значений номинальной мощности S_ном, указанных на его щитке. При этом более высокий класс точности соответствует меньшему значению номинальной мощности.

Пример определения допустимой нагрузки ТН

ТН имеет номинальную мощность: 150 ВА в классе точности 0,5; 250 ВА в классе точности 1 и 600 ВА в классе точности 3. Это означает, что класс точности 0,5 сохраняется при первичном напряжении, равном 0,8 номинального, в пределах нагрузки в диапазоне от 0,25·0,8²·150 = 24 ВА до 0,8²·150 = 96 ВА, а при первичном напряжении, равном 1,2 от номинального значения, - в пределах нагрузки от 0,25·1,2²·150 = 54 ВА до 1,2²·150 = 216 ВА в соответствии с требованиями ГОСТ 1983-89 (табл. П.2.3). Аналогично вычисленные пределы нагрузки данного ТН в классах точности 1 и 3 приведены в табл. П.2.4.

Таблица П.2.4

П.2.3. Электронные счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 30206-94

Согласно ГОСТ 30206-94 погрешность электронных счетчиков активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S нормируют в диапазоне значений тока в измерительной цепи счетчика:

однофазного и многофазного счетчиков с симметричными нагрузками - от тока I_мин = 1 % номинального тока при cos j = 1 и от тока I_мин = 2 % номинального тока при соs j = 0,5 инд., 0,8 емк. до максимального 1,2·I_ном значения тока включительно. Кроме того, предусмотрено нормирование в диапазоне значений тока в измерительной цепи от 10 % номинального тока до максимального 1,2 I_ном значения тока включительно при cos j = 0,25 инд., 0,5 емк. - по особому требованию потребителя (табл. П.2.5);

многофазного с однофазной нагрузкой при симметрии многофазных напряжений, приложенных к цепям напряжения - от 1 % номинального тока при cos j = 1 и от 10 % номинального тока при cos j = 0,5 инд. до максимального значения тока включительно (табл. П.2.6).

Таблица П.2.5

Пределы погрешности, выраженной в процентах (для однофазных и многофазных счетчиков с симметричными нагрузками)

Таблица П.2.6

Пределы погрешности, выраженной в процентах (для многофазных счетчиков с однофазной нагрузкой при симметрии многофазных напряжений, приложенных к цепям напряжения)

Зависимости пределов допускаемой относительной погрешности от тока в измерительной цепи счетчика (табл. П.2.5 - П.2.6) в ряде случаев удобно рассматривать на графиках. При этом погрешности счетчиков находятся во внутренней зоне, ограниченной ломаными линиями, состоящими из отрезков, проведенных через точки допускаемых погрешностей.

Пределы допускаемой относительной погрешности d_с.о, определенных в ГОСТ 30206-94 для электронных счетчиков активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S в зависимости от тока в измерительной цепи, приведены на рис. П.2.7 - П.2.8.

П.2.4. Электронные счетчики активной энергии классов точности 1 и 2 по ГОСТ 30207-94

Согласно ГОСТ 30207-94 погрешность электронных счетчиков активной энергии классов точности 1 и 2 нормируют в диапазоне значений тока в измерительной цепи счетчика:

однофазного и многофазного с симметричными нагрузками - от тока I_мин = 5 % номинального тока при cos j = 1 и от I_мин = 10 % номинального тока при cos j = 0,5 инд., 0,8 емк. до максимального I_макс значения тока включительно. Кроме того, предусмотрено нормирование в диапазоне значений тока в измерительной цепи от 20 до 100 % номинального тока включительно при cos j = 0,25 инд., 0,8 емк. - по особому требованию потребителя для счетчиков класса точности 1 (табл. П.2.7);

многофазного с однофазной нагрузкой при симметрии напряжения - от тока I_мин = 10 % номинального тока при cos j = 1 и от тока I_мин = 20 % номинального тока при cos j = 0,5 инд. до максимального значения тока включительно (табл. П.2.8).

Пределы допускаемой относительной погрешности электронного счетчика активной энергии d_с.о в зависимости от тока в измерительной цепи (табл. П.2.7 - П.2.8) в ряде случаев удобно рассматривать на графиках. При этом погрешности счетчиков находятся во внутренней зоне, ограниченной ломаными линиями, состоящими из отрезков, проведенных через точки допускаемых погрешностей.

Пределы допускаемой относительной погрешности d_с.о, определенных в ГОСТ 30207-94 для электронных счетчиков активной энергии классов точности 1 и 2 в зависимости от тока в измерительной цепи, приведены на рис. П.2.9 - П.2.10.

Таблица П.2.7

Пределы погрешности, выраженной в процентах (для однофазных и многофазных счетчиков с симметричными нагрузками)

Таблица П.2.8

Пределы погрешности, выраженной в процентах (для многофазных счетчиков с однофазной нагрузкой при симметрии многофазных напряжений, приложенных к цепям напряжения)

Рис. П.2.7. Пределы допускаемой относительной погрешности электронных счетчиков активной энергии по ГОСТ 30206-94 (однофазные и многофазные счетчики с симметричными нагрузками):

а) при cos j = 1; б) при cos j = 0,5 инд., 0,8 емк.; в) при cos j = 0,25 инд., 0,5 емк. по особому требованию потребителя

Рис. П.2.8. Пределы допускаемой относительной погрешности электронных счетчиков активной энергии по ГОСТ 30206-94 (многофазные счетчики с однофазной нагрузкой при симметрии многофазных напряжений, приложенных к цепям напряжения):

а) при cos j = 1; б) при cos j = 0,5 инд.

Рис. П.2.9. Пределы допускаемой относительной погрешности электронных счетчиков активной энергии по ГОСТ 30207-94 (однофазные и многофазные счетчики с симметричными нагрузками):

а) при cos j = 1; б) при cos = 0,5 инд., 0,8 емк.; в) класс точности 1 по особому требованию потребителя

Рис. П.2.10. Пределы допускаемой относительной погрешности электронных счетчиков активной энергии по ГОСТ 30207-94 (многофазные счетчики с однофазной нагрузкой при симметрии многофазных напряжений, приложенным к цепям напряжения):

а) при cos j = 1; б) при cos j = 0,5 инд.

П.2.5. Электронные счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83

Согласно ГОСТ 26035-83 предел допускаемой относительной погрешности электронного счетчика d_с.о определяется формулой

                                       (П.2.1)

при значении m от 0,01 до 0,2 или формулой

d_c.o = ± K                                                        (П.2.2)

при значении m от 0,2 включительно до значений, соответствующих максимальному току I_макс в измерительной цепи счетчика.

В выражениях (П.2.1) и (П.2.2) коэффициент K = 0,2; 0,5; 1 и 2 - число, соответствующее классу точности счетчика;

 - для счетчиков активной энергии;                      (П.2.3)

 - для счетчиков реактивной энергии,                  (П.2.4)

где    U - значение напряжения измерительной цепи;

I - значение силы тока;

U_ном, I_ном - номинальные значения, соответственно, напряжения и силы тока.

Предел допускаемой основной относительной погрешности счетчика нормируют для следующих информативных параметров входного сигнала:

сила тока - от 0,01 номинального тока до I_макс;

напряжение - (0,85 - 1,1) U_ном;

коэффициент мощности cos j (или sin j) = 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.

Вычисленные значения пределов допускаемой относительной погрешности электронных счетчиков (П.2.1) - (П.2.2) приведены в табл. П.2.9.

Графическая интерпретация зависимости пределов допускаемой относительной погрешности d_с.о от тока в измерительной цепи счетчика по ГОСТ 26035-83 приведена на рис. П.2.11.

Таблица П.2.9

Пределы погрешности, выраженной в процентах (для однофазных и многофазных счетчиков с симметричными нагрузками)

Рис. П.2.11. Пределы допускаемой относительной погрешности электронных счетчиков активной энергии по ГОСТ 26035-83

П.2.6. Индукционные счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 6570-75

Согласно ГОСТ 6570-75 предел допускаемой относительной погрешности индукционных счетчиков нормируют в диапазоне значений тока в измерительной цепи счетчика:

активной электроэнергии - от I_мин = 5 % номинального тока при cos j = 1,0 и от I_мин = 10 % номинального тока при cos j = 0,5 инд., 0,8 емк. до максимального I_макс значения тока включительно (табл. П.2.10);

реактивной электроэнергии - от I_мин = 10 % номинального тока при sin j = 1,0 и от I_мин = 20 % номинального тока при sin j = 0,5 инд. (емк.) до максимального I_макс значения тока включительно (табл. П.2.11).

Пределы допускаемой относительной погрешности индукционного счетчика электроэнергии d_c.o в зависимости от тока в измерительной цепи (табл. П.2.10 - П.2.11) можно представить в графическом виде. При этом погрешности индукционных счетчиков находятся во внутренней зоне, ограниченной ломаными линиями, состоящими из отрезков, проведенных через точки допускаемых погрешностей.

Пределы допускаемой относительной погрешности индукционных счетчиков активной электроэнергии классов точности 0,5; 1,0 и 2,0 в зависимости от тока в измерительной цепи приведены на рис. П.2.12.

Пределы допускаемой относительной погрешности индукционных счетчиков реактивной электроэнергии классов точности 1,5; 2,0 и 3,0 в зависимости от тока в измерительной цепи приведены на рис. П.2.13.

Таблица П.2.10

Пределы погрешности, окрашенной в процентах (для однофазных и многофазных счетчиков с симметричными нагрузками и при симметричном трехфазном напряжении). Активная энергия

Таблица П.2.11

Пределы погрешности, выраженной в процентах (для однофазных и многофазных счетчиков с симметричными нагрузками и при симметричном трехфазном напряжении). Реактивная энергия

Рис. П.2.12. Пределы допускаемой относительной погрешности индукционных счетчиков активной энергии по ГОСТ 6570-75:

а) при cos j = 1; б) при cos j = 0,5 инд., 0,8 емк.

Рис. П.2.13. Пределы допускаемой относительной погрешности индукционных счетчиков реактивной энергии по ГОСТ 6570-75:

а) при sin j = 1; б) при sin j = 0,5 инд. (емк.)

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

(рекомендуемое)

Вновь вводимые в составе АСКУЭ измерительные каналы используют действующие в настоящее время на энергопредприятии методы и средства измерений, вспомогательные устройства и оборудование.

МВИ устанавливает совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений с известной погрешностью при коммерческом учете электроэнергии и мощности.

МВИ обязательна к исполнению персоналом энергопредприятия.

1. ТРЕБОВАНИЯ К ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

1.1 Измерения электроэнергии и мощности осуществляют с погрешностью, обеспечиваемой как вновь вводимыми счетчиками электроэнергии и устройствами сбора и передачи данных, так и действующими в настоящее время на энергопредприятии измерительными трансформаторами и линиями присоединения счетчиков к ТН.

1.2 За погрешность измерений в точке учета электроэнергии и мощности принимают согласно РД 34.11.114-98 предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее - ИК) в предусмотренных рабочих условиях применения АСКУЭ и при доверительной вероятности, равной 0,95.

1.3 Пределы допускаемых относительных погрешностей измерительных каналов АСКУЭ должны соответствовать данным, приведенным в табл. П.3.1.

1.4 Требования к суммарным погрешностям групп измерительных каналов АСКУЭ в настоящей МВИ не предъявляют.

2. СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ, ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА

2.1 При проведении измерений по данной МВИ применяют средства измерений (далее - СИ) и другие технические средства, приведенные в табл. П.3.2 - П.3.5.

Таблица П.3.1

Пределы допускаемых относительных погрешностей измерительных каналов АСКУЭ (приписанные погрешности)

Таблица П.3.2

Трансформаторы тока и напряжения

Таблица П.3.3

Счетчики электроэнергии

Примечания:

1. Справочное для разработчика МВИ: счетчики типа ХИТОН являются многофункциональными. Предназначены для расчетного (коммерческого) и технического учета активной и реактивной энергии и мощности, а также для использования в составе АСКУЭ.

2. В табл. П.3.3 или в отдельной таблице указывают параметры вспомогательных устройств. Например, параметры линий присоединения счетчиков к ТН: марка (тип) кабеля (провода), его длину, сечение, материал, удельное сопротивление и другое. Для этой цели могут быть использованы данные, указанные в паспорте-протоколе измерительного канала (комплекса), заполняемого в соответствии с указаниями РД 34.09.101-94.

Таблица П.3.4

Устройства сбора и передачи данных

где d_п.и - погрешность перевода числа импульсов в именованные величины;

d_н.и - погрешность накопления информации;

d_т - среднесуточная погрешность измерений текущего астрономического времени;

d_т.р -   погрешность рассинхронизации при измерении текущего астрономического времени;

d_у.д -   дополнительные погрешности от влияния внешних величин.

3. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ

3.1 Измерения электроэнергии выполняют интегрированием по времени мощности контролируемого присоединения (объекта учета) при помощи счетчика электроэнергии типа ХИТОН.

3.2 Измерения среднего значения мощности счетчиком типа ХИТОН выполняют умножением входных сигналов тока и напряжения при помощи элемента Холла.

3.3 Результаты измерений электроэнергии и мощности, получаемые в виде аналоговых сигналов, преобразуются счетчиком типа ХИТОН в частоту следования импульсов и передаются по линиям и/или каналам связи в цифровом двоичном коде на устройство сбора и передачи данных типа ПАК КОРОНА-1.

4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

4.1 При выполнении измерений по данной МВИ должны соблюдаться требования безопасности, указанные в РД 153-34.0-11.209-99.

5. ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ОПЕРАТОРОВ

5.1 При выполнении измерений по данной МВИ должны выполняться требования к квалификации операторов, указанные в РД 153-34.0-11.209-99.

6. УСЛОВИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

6.1 При выполнении измерений соблюдают условия, приведенные в табл. П.3.6.

6.2 Условия измерений измерительными каналами №№ 3, 5, 7, 9 и 11 аналогичны условиям измерений измерительным каналом № 1 (табл. П.3.6).

6.3 Условия измерений измерительными каналами №№ 4, 6, 8, 10 и 12 аналогичны условиям измерений измерительным каналом № 2 (табл. П.3.6).

7. ПОДГОТОВКА К ВЫПОЛНЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ

7.1 При подготовке к выполнению измерений по данной МВИ проводят работы, указанные в п. 7.2 РД 153-34.0-11.209-99 и/или в документации на АСКУЭ.

Таблица П.3.6

Условия измерений электроэнергии и мощности

8. ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЯ

8.1 При выполнении измерений по данной МВИ производят операции: (указывают операции по п. 8.1.1 РД 153-3.0-11.209-99 и/или в эксплуатационной документации на АСКУЭ).

8.2 В процессе выполнения измерений автоматически фиксируют: (указывают подлежащие документированию сведения, приведенные в п. 8.2 РД 153-34.0-11.209-99, другие сведения, требуемые по техническим документам на АСКУЭ. Например:

1) при выполнении измерений опрос счетчиков производят в последовательности, соответствующей номерам измерительных каналов, т.е. с 1-го по 12-й ИК;

2) учетный период времени измерений электроэнергии составляет 1 мес.;

3) измерения средней мощности производят в 30-минутном промежутке времени;

4) опрос счетчиков при измерении электроэнергии производят с периодичностью один раз в сутки в 24⁰⁰ часа московского времени;

5) параметры контролируемых присоединений измеряют с периодичностью:

ток - ____ раз в сутки;

напряжение - ____ раз в сутки;

частота - ____ раз в сутки;

коэффициент мощности - ___ раз в сутки;

6) внешние влияющие величины измеряют с периодичностью:

температура окружающего воздуха - ____ раз в сутки;

и другие).

9. ОБРАБОТКА (ВЫЧИСЛЕНИЕ) РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

9.1 Обработку (вычисление) результатов измерений электроэнергии выполняют следующим образом.

9.1.1 Значение электроэнергии за учетный период времени от момента t_i до момента t_i+1 на каждом контролируемом присоединении вычисляют автоматически по разности DN количества импульсов N_i+1 и N_i на выходе измерительного канала.

9.1.2 Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении электроэнергии (приписанную характеристику погрешности измерений) вычисляют по формуле

                       (П.3.1)

где d_I - токовая погрешность ТТ, %;

d_U - погрешность напряжения ТН, %;

d_q - погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика за счет угловых погрешностей ТТ q_I и ТН q_U, %;

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

d_с.о - относительная погрешность счетчика, %;

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

l - число влияющих величин;

d_у.с - суммарная погрешность, устройства сбора и передачи данных, %.

При этом:

1) погрешность d_q при измерении активной электроэнергии вычисляют по формуле

                                    (П.3.2)

погрешность d_q при измерении реактивной энергии вычисляют по формуле

                                    (П.3.3)

где q_I - угловая погрешность ТТ, мин.;

q_U - угловая погрешность ТН, мин.;

cos j  - коэффициент мощности контролируемого присоединения;

2) дополнительные погрешности счетчика вычисляют по формуле

                                                     (П.3.4)

где K_j - функция влияния j-й величины;

Dx_j - отклонение j-й величины от ее нормального значения;

3) относительную погрешность УСПД вычисляют по формуле

                           (П.3.5)

где d_п.и - погрешность перевода числа импульсов в кВт·ч, %;

d_н.и - погрешность накопления информации, %;

d_т - среднесуточная погрешность измерений текущего астрономического времени, %;

d_т.р - погрешность рассинхронизации при измерении текущего астрономического времени, %;

d_у.д -   дополнительные погрешности УСПД от влияния внешних величин, %;

d_алг - погрешность расчетов по алгоритмам АСКУЭ, %.

Дополнительными погрешностями счетчика типа ХИТОН являются:

d_ct - температурная погрешность, %;

d_cf - погрешность от изменения частоты, %;

d_c.нU - погрешность от несимметрии напряжения (см. табл. П.3.6 для измерительных каналов №№ 2, 4, 6, 8, 10 и 12).

9.2 Обработку (вычисление) результатов измерений мощности выполняют следующим образом.

9.2.1 Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении мощности d_Р (приписанную характеристику погрешности измерений) вычисляют по формуле

                                        (П.3.6)

где d_W- - предел допускаемой относительной погрешности измерений электроэнергии, вычисляемый по формуле (П.3.1), %;

d_T = 0,0005 % - погрешность измерений текущего времени (табл. П.3.4);

d_о.п - погрешность измерений значения интервального расхода электроэнергии, обусловленная дискретностью передаточного числа счетчика, вычисляемая по формуле, %,

                                                   (П.3.7)

где R - передаточное число счетчика типа ХИТОН, составляющее 16000 имп/кВт·ч;

P - среднее значение мощности на временном интервале T_уср, кВт;

T_уср = 30 мин. - интервал времени усреднения мощности.

9.3 Для проведения расчетов определяем значения составляющих погрешностей d_W и d_P следующим образом.

9.3.1 Измерительный канал № 1, ячейка 1.

9.3.1.1 Трансформатор тока

Токовую погрешность ТТ d_I определяем по графику, приведенному на рис. П.2.3 - для ТТ класса точности 0,5 при минимальном токе, разном 5 % от номинального I_ном (табл. П.3.6). Получаем: d_I = ± 1,5 %.

Угловую погрешность ТТ q_I определяем по графику, приведенному на рис. П.2.3 - для ТТ класса точности 0,5 при минимальном токе, равном 5 % от номинального I_ном (табл. П.3.6). Получаем: q_I = ± 90 мин.

9.3.1.2 Трансформатор напряжения

Погрешность напряжения ТН d_U определяем по табл. П.2.2 для ТН класса точности 0,5. Получаем: q_U = ± 0,5 %.

Угловую погрешность ТН q_U определяем по табл. П.2.2 для ТН класса точности 0,5. Получаем: q_U = ± 20 мин.

9.3.1.3 Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика

Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика d_q, возникающую за счет угловых погрешностей ТТ и ТН, определяем по формулам (П.3.2) и (П.3.3) с учетом значений угловых погрешностей q_I, q_U и значения cos j = 0,8 инд., полученного по результатам измерений на контролируемом присоединении за учетный период (табл. П.3.6). Получаем:

при измерениях активной электроэнергии d_q = ± 2,08 %;

при измерениях реактивной электроэнергии d_q = ± 3,69 %.

9.3.1.4 Погрешность из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к ТН

Погрешность d_л определяем по результатам измерений на контролируемом присоединении. Получаем: d_л = 0,2 % (табл. П.3.6).

9.3.1.5 Счетчик электроэнергии

Погрешность счетчика d_с.о при измерениях активной электроэнергии определяем по графику (рис. П.2.9) - для счетчика класса точности 1,0 при cos j = 1 и при минимальном токе, равном 5 % от номинального I_ном (табл. П.3.6). Получаем: d_с.о = ± 1,5 %.

Примечание. Погрешности счетчика d_с.о при значении cos j = 0,8 инд. и при cos j = 1 примерно равны друг другу.

Погрешность рассматриваемого счетчика класса точности 1,0 d_с.о при измерениях реактивной электроэнергии принимаем в соответствии с ГОСТ 30207-94 равной удвоенному значению погрешности d_с.о при измерениях активной электроэнергии. Тогда для тех же значений минимального тока и cos j получаем: d_с.о = ± 3,0 %.

Дополнительную температурную погрешность счетчика в соответствии с формулой (П.3.4) вычисляем по формуле

                                                     (П.3.8)

где K_t = 0,05 %/°С - температурный коэффициент (функция влияния при изменении температуры) счетчика, полученная по паспортным данным счетчика типа ХИТОН;

 -   отклонение температуры окружающего воздуха за учетный период от ее нормального t_норм = 20 °С значения.

Из табл. П.3.6 «берем» верхнее t_в = 35 °С и нижнее t_н = 10 °С значения температуры и находим два значения ее отклонения от нормальной:  = 15 °С и  = 10 °С, из которых в дальнейших расчетах учитываем большее по абсолютному значение, т.е. Dt = 15 °С.

Получаем согласно (П.3.8) значение дополнительной температурной погрешности счетчика: d_ct = 0,05·15 = 0,75 %.

Дополнительную погрешность счетчика при изменении частоты определяем по формуле

                                                    (П.3.9)

где K_f = 0,15 %/% - функция влияния при изменении частоты, полученная по паспортным данным счетчика типа ХИТОН;

 - отклонение частоты за учетный период от ее номинального значения f_ном = 50 Гц.

Из табл. П.3.6 находим: d_f = 1 %. Тогда получаем: d_cf = 0,15 %.

Примечание. Дополнительные погрешности счетчика типа ХИТОН согласно его паспортным данным: при изменении напряжения питающей сети d_cU, от кратковременных перегрузок входным импульсным током d_c.имп, от самонагрева d_с.нгр, от внешнего постоянного d_с.м= и переменного d_с.м~ и высокочастотных d_с.м.вч магнитных полей и другие по РД 34.11.114-98, ГОСТ 26035-83 и ГОСТ 30207-94 пренебрежимо малы и учтены в основной относительной погрешности счетчика d_с.о.

9.3.1.6 Устройство сбора и передачи данных

Значения составляющих погрешности устройства сбора и передачи данных - программно-аппаратного комплекса типа КОРОНА-1 приведены в табл. П.3.4. Учитывая значения данных составляющих погрешности, вычисляем по формуле (П.3.5) погрешность УСПД: d_у.с = 0,015 %.

9.3.2 Измерительный канал № 2, ячейка 2.

Составляющие погрешности измерительного канала 2 являются такими же, что и составляющие погрешности измерительного канала № 1 (П.3.1). Однако, так как у счетчика измерительного канала № 2 одна фаза трехфазной сети прервана (табл. П.3.6), в сумме дополнительных погрешностей счетчика  (П.3.1) появляется составляющая погрешности d_с.нU из-за несимметрии напряжения. Согласно ГОСТ 30207-94 предел данной составляющей погрешности принимают равным удвоенному значению основной относительной погрешности счетчика, т.е. d_с.нU = 2 d_с.о.

Погрешность счетчика d_с.о класса точности 1,0 при минимальном токе, равном 5 % от номинального I_ном, и cos j = 1 равна погрешности d_с.о счетчика измерительного канала № 1 (см. п. 9.3.1.5), а именно:

при измерениях активной электроэнергии d_с.о = ± 1,5 %;

при измерениях реактивной электроэнергии d_с.о = ± 3,0 %.

Тогда составляющая погрешности d_с.нU будет равна:

при измерениях активной электроэнергии d_с.нU = ± 3 %;

при измерениях реактивной электроэнергии d_с.нU = ± 6 %.

9.3.3 Измерительные канала №№ 3 и 5, ячейки №№ 3 и 5

Значения составляющих погрешности измерительных каналов №№ 3 и 5 являются такими же, что и для измерительного канала № 1.

9.3.4 Измерительные каналы №№ 4 и 6, ячейки №№ 4 и 6

Значения составляющих погрешности измерительных каналов №№ 4 и 6 являются такими же, что и для измерительного канала № 2.

9.3.5 Измерительные каналы №№ 7, 9 и 11, ячейки №№ 7, 9 и 11

Значения составляющих погрешности измерительных каналов №№ 7, 9 и 11, кроме погрешности счетчика d_с.о, являются такими же, что и для измерительного канала № 1.

Погрешность счетчика класса точности 0,5 d_с.о при измерениях реактивной электроэнергии принимаем согласно ГОСТ 30206-94 равной удвоенному значению погрешности d_с.о при измерениях активной электроэнергии, т.е. принимаем равной 1 %.

9.3.6 Измерительные каналы №№ 8, 10 и 12, ячейки №№ 8, 10 и 12

Значения составляющих погрешности измерительных каналов №№ 8, 10 и 12 являются такими же, что и составляющие погрешности измерительного канала № 7 (см. п. 9.3.5).

Однако, так как у счетчиков измерительных каналов №№ 8, 10 и 12 одна фаза трехфазной сети прервана (табл. П.3.6), в сумме дополнительных погрешностей счетчиков  (П.3.1) появляется составляющая погрешности d_с.нU из-за несимметрии напряжения.

Согласно ГОСТ 30206-94 предел дополнительной погрешности из-за несимметрии напряжения принимают равным удвоенному значению основной относительной погрешности счетчика, т.е. d_с.нU = 2 d_с.о.

Тогда для измерительных каналов №№ 8, 10 и 12 получаем:

при измерениях активной электроэнергии d_с.нU = ± 1 %;

при измерениях реактивной электроэнергии d_с.нU = ± 2 %.

9.3.7 При измерениях средней мощности на интервалах усреднения Т_уср = 30 мин. при передаточном числе счетчика типа ХИТОН R = 16000 имп/кВт·ч и минимальном значении мощности Р (минимальном первичном токе ТТ, равном 5 % от номинального I_1ном) согласно формуле (П.3.7) находим составляющую погрешности d_с.о = ± 0,28 %.

9.3.8 Полученные промежуточные результаты расчетов по пп. 9.3.1 - 9.3.7 позволяют рассчитать пределы допускаемых относительных погрешностей измерительных каналов №№ 1 - 12 при измерениях активной и реактивной электроэнергии и мощности.

Промежуточные и конечные результаты расчетов приведены в табл. П.3.7.