---
title: "Без названия"
status: действует
canonical: "https://bukva.ai/docs/bez-nazvaniya-1825"
---

## Без названия

# Документ 19696


<div align="right">

<a id="p100001"></a>Утверждаю<br>
Заместитель председателя<br>
Правления РАО "ЕЭС России"<br>
**О.В.БРИТВИН**

</div>

<div align="center">

21 июля 1999 года

</div>


<div align="right">

<a id="p100002"></a>Согласовано<br>
Начальник<br>
Департамента стратегии и развития<br>
научно-технической политики<br>
РАО "ЕЭС России"<br>
**Ю.Н.КУЧЕРОВ**

</div>

15 июля 1999 года

<div align="right">

<a id="p100003"></a>Заместитель Начальника<br>
Департамента электрических<br>
сетей РАО "ЕЭС России"<br>
**В.В.СТАН**

</div>

30 июня 1999 года

<div align="right">

<a id="p100004"></a>Главный инженер<br>
ЦДУ ЕЭС России<br>
**А.А.ОКИН**

</div>

28 июня 1999 года

<div align="right">

<a id="p100005"></a>Начальник<br>
Главгосэнергонадзора России<br>
**В.П.ВАРНАВСКИЙ**

</div>

15 апреля 1999 года

<div align="right">

<a id="p100006"></a>Генеральный директор<br>
Российского центра испытаний<br>
и сертификации РОСТЕСТ-Москва<br>
**Б.С.МИГАЧЕВ**

</div>

2 апреля 1999 года

<a id="p100008"></a>**РЕКОМЕНДАЦИИ**

<a id="p100009"></a>**АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ**
**И МОЩНОСТИ. ТИПОВАЯ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ**
**ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ**

<a id="p100010"></a>РД 153-34.0-11.209-99

<div align="right">

<a id="p100007"></a>Введены в действие

</div>

с 1 декабря 1999 года

<a id="p100011"></a>Разработаны Акционерным обществом "Научно-исследовательский институт электроэнергетики" (АО ВНИИЭ).
<a id="p100012"></a>Утверждены РАО "ЕЭС России" 21.07.99. Первый заместитель председателя Правления РАО "ЕЭС России" О.В. Бритвин.
<a id="p100013"></a>Согласованы: Департаментом стратегии развития и научно-технической политики РАО "ЕЭС России" 15.07.99. Первый заместитель начальника А.П. Берсенев;
<a id="p100014"></a>Департаментом электрических сетей РАО "ЕЭС России" 30.06.99. Заместитель начальника В.В. Стан;
<a id="p100015"></a>ЦДУ ЕЭС России 28.06.99. Главный инженер А.А. Окин;
<a id="p100016"></a>Главгосэнергонадзором Минтопэнерго РФ 15.04.99. Заместитель начальника В.В. Тубинис;
<a id="p100017"></a>Российским центром испытаний и сертификации РОСТЕСТ-Москва 02.04.99. Генеральный директор Б.С. Мигачев.

<a id="p100018"></a>МВИ аттестована АО ВНИИЭ 19 июля 1999 г.

<a id="p100019"></a>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:
<a id="p100020"></a>контроля и учета электроэнергии и мощности;
<a id="p100021"></a>расчетного (коммерческого) и технического (контрольного) учета электроэнергии и мощности;
<a id="p100022"></a>контроля и управления потреблением и сбытом электроэнергии;
<a id="p100023"></a>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.
<a id="p100024"></a>Настоящая Типовая МВИ устанавливает общие положения и требования к построению, содержанию и изложению документов, регламентирующих МВИ активной и реактивной электроэнергии и мощности на энергообъектах.
<a id="p100025"></a>Настоящая Типовая МВИ учитывает требования и основные положения ГОСТ Р 8.563-96.
<a id="p100026"></a>Настоящая Типовая МВИ рекомендуется для персонала энергообъектов, проектных организаций и потребителей.
<a id="p100027"></a>Настоящая Типовая МВИ не распространяется на АСКУЭ, для которых не нормируют метрологические характеристики в известных рабочих условиях применения в стационарном режиме работы оборудования.
<a id="p100028"></a>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. <a id="p100029"></a>ТРЕБОВАНИЯ К ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ


<a id="p100030"></a>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, равной 0,95.
<a id="p100031"></a>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.
<a id="p100032"></a>1.3. Погрешности измерительных каналов у вновь сооружаемых и реконструируемых АСКУЭ должны соответствовать нормам, указанным в РД 34.11.321-96 и Приложении 1.
<a id="p100033"></a>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.
<a id="p100034"></a>1.5. Требования к погрешности группы (групп) измерительных каналов АСКУЭ в МВИ энергообъекта могут не предъявляться.
<a id="p100035"></a>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. <a id="p100036"></a>СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА


<a id="p100037"></a>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:
<a id="p100038"></a>трансформаторы тока (далее - ТТ);
<a id="p100039"></a>трансформаторы напряжения (далее - ТН);
<a id="p100040"></a>счетчики электроэнергии;
<a id="p100041"></a>линии присоединения счетчиков к ТН;
<a id="p100042"></a>устройства сбора данных или устройства сбора и передачи данных, размещенные в разных точках энергообъекта и соединенные между собой линиями и/или каналами связи.
<a id="p100043"></a>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.
<a id="p100044"></a>2.3. СИ должны быть из числа внесенных в Госреестр СИ, допущенных к применению в Российской Федерации, и иметь действующие свидетельства о поверке (калибровке).
<a id="p100045"></a>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.

##### <a id="p100046"></a>2.4.1 В соответствии с ПУЭ при учете с применением измерительных трансформаторов допускается использование:

<a id="p100047"></a>ТН класса точности 1,0 для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0;
<a id="p100048"></a>ТН класса точности ниже 1,0 для присоединения счетчиков технического учета;
<a id="p100049"></a>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.
<a id="p100050"></a>2.4.2. В соответствии с РД 34.09.101-94 для межсистемных линий электропередачи напряжением 500 кВ и выше рекомендуют счетчики активной электроэнергии класса точности 0,2.
<a id="p100051"></a>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.

<a id="p100052"></a>Таблица 1

<div align="center">

<a id="p100053"></a>**ДОПУСКАЕМЫЕ КЛАССЫ ТОЧНОСТИ СИ И ДОПУСКАЕМЫЕ ЗНАЧЕНИЯ**

</div>

**ПОТЕРЬ НАПРЯЖЕНИЯ В ЛИНИЯХ ПРИСОЕДИНЕНИЯ СЧЕТЧИКОВ К ТН**


<table>
<colgroup><col width="22%"><col width="6%"><col width="9%"><col width="6%"><col width="9%"><col width="9%"><col width="6%"><col width="9%"><col width="6%"><col width="8%"><col width="9%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3">Объекты учета</td><td colspan="5">Расчетный учет</td><td colspan="5">Технический учет</td></tr>
<tr><td colspan="4">классы точности</td><td>дельта , л %, не</td><td colspan="4">классы точности</td><td>дельта , л %, не</td></tr>
<tr><td>СА</td><td>СР</td><td>ТТ</td><td>ТН</td><td>более</td><td>СА</td><td>СР</td><td>ТТ</td><td>ТН</td><td>более</td></tr>
<tr><td>1. Генераторы мощностью более 50 МВт, межсистемные линии электропередачи напряжением</td><td>0,5</td><td>1,0</td><td>0,5</td><td>0,5</td><td>0,25</td><td>1,0</td><td>1,5 (2,0)</td><td>1,0</td><td>1,0</td><td>1,5</td></tr>
<tr><td>220 кВ и выше, трансформаторы мощностью 63</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>МВА</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2. Генераторы мощностью 12</td><td>1,0</td><td>1,5 (2,0)</td><td>0,5</td><td>0,5</td><td>0,25</td><td>2,0</td><td>3,0</td><td>1,0</td><td>1,0</td><td>1,5</td></tr>
<tr><td>- 50 МВт, межсистемные линии электропередачи напряжением</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>110 - 150 кВ, трансформаторы мощностью</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>10 - 40 МВА</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>3. Прочие объекты учета</td><td>2,0</td><td>3,0</td><td>0,5</td><td>0,5, (1,0)</td><td>0,25, (0,5)</td><td>2,0</td><td>3,0</td><td>1,0</td><td>1,0</td><td>1,5</td></tr>
</table>



<a id="p100058"></a>

---

<a id="p100059"></a><*> Для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0.

<a id="p100060"></a>В табл. 1:
<a id="p100061"></a>    СА - счетчики активной электроэнергии;
<a id="p100062"></a>    СР - счетчики реактивной электроэнергии;
<a id="p100063"></a>    дельта   -   относительные    потери   напряжения   в   линиях
          л
присоединения  счетчиков  к  ТН,  в  процентах   от   номинального
напряжения.
<a id="p100064"></a>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, указанным в эксплуатационной документации СИ.
<a id="p100065"></a>2.6. При разработке МВИ энергообъекта выбор СИ производят в соответствии с настоящей МВИ и МИ 1967-89.
<a id="p100066"></a>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.
<a id="p100067"></a>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

<a id="p100068"></a>Таблица 2


<table>
<colgroup><col width="11%"><col width="20%"><col width="25%"><col width="25%"><col width="20%"></colgroup>
<tr><td colspan="2">Канал учета</td><td colspan="2">Средство измерений</td><td>Наименование измеряемой</td></tr>
<tr><td>номер ИК</td><td>наименование объекта учета (по документации энергообъекта)</td><td>номер по схеме (по документации энергообъекта), вид СИ</td><td>обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики</td><td>величины</td></tr>
<tr><td>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td><td>5</td></tr>
</table>


<a id="p100071"></a>В табл. 2 указывают 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. <a id="p100072"></a>МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ


<a id="p100073"></a>3.1. Метод измерений электроэнергии основан на интегрировании по времени электрической мощности контролируемой сети при помощи технического средства с нормированными метрологическими характеристиками, автоматически вырабатывающего измерительные сигналы, которые используют в АСКУЭ для автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения данных об электроэнергии.
<a id="p100074"></a>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 измерительные сигналы, которые используют в АСКУЭ для автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения данных о средней мощности.


### 4. <a id="p100075"></a>ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ


<a id="p100076"></a>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 РФ", "Правилами эксплуатации электроустановок потребителей", "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок" и "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей".
<a id="p100077"></a>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.
<a id="p100078"></a>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.
<a id="p100079"></a>4.4. Металлический цоколь счетчика должен быть заземлен. Требования к зажимам заземления должны соответствовать эксплуатационной документации счетчика.
<a id="p100080"></a>4.5. Все зажимы, находящиеся 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.
<a id="p100081"></a>4.6. Требования безопасности устройств сбора и передачи данных и других аналогичных им устройств должны соответствовать требованиям 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.
<a id="p100082"></a>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).
<a id="p100083"></a>4.8. Вычислительные средства, входящие в состав АСКУЭ, должны по безопасности соответствовать требованиям, предъявляемым к ЭВМ.


### 5. <a id="p100084"></a>ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ОПЕРАТОРОВ


<a id="p100085"></a>5.1. К выполнению измерений по данной МВИ допускают лиц, подготовленных в соответствии с "Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ", "Правилами эксплуатации электроустановок потребителей", "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей" и "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок", имеющих квалификационную группу по безопасности не ниже III и обученных проведению измерений электроэнергии и мощности с использованием АСКУЭ.


### 6. <a id="p100086"></a>УСЛОВИЯ ИЗМЕРЕНИЙ


<a id="p100087"></a>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.
<a id="p100088"></a>6.2. Потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН не должны превышать значений, указанных в табл. 1.
<a id="p100089"></a>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.
<a id="p100090"></a>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.

<a id="p100091"></a>Таблица 3


<table>
<colgroup><col width="20%"><col width="12%"><col width="14%"><col width="12%"><col width="14%"><col width="14%"><col width="14%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Наименования параметров контролируемых присоединений и влияющих величин</td><td colspan="6">Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала</td></tr>
<tr><td>счетчик электронный</td><td>счетчик электронный и ТТ</td><td>счетчик электронный, ТТ и ТН</td><td>счетчик индукционный</td><td>счетчик индукционный и ТТ</td><td>счетчик индукционный, ТТ и ТН</td></tr>
<tr><td>Ток, % от</td><td>I -</td><td>I -</td><td>I -</td><td>I -</td><td>I -</td><td>I -</td></tr>
<tr><td>I</td><td>мин</td><td>мин</td><td>мин</td><td>мин</td><td>мин</td><td>мин</td></tr>
<tr><td>ном</td><td>I макс</td><td>120</td><td>120</td><td>I макс</td><td>120</td><td>120</td></tr>
<tr><td>Напряжение,</td><td>85 -</td><td>85 - 110</td><td>85 -</td><td>90 - 110</td><td>90 - 110</td><td>90 - 110</td></tr>
<tr><td>% от U ном</td><td>110</td><td></td><td>110</td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Коэффициент мощности</td><td colspan="3">0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.</td><td colspan="3">0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.</td></tr>
<tr><td>(cos фи)</td><td colspan="3"></td><td colspan="3"></td></tr>
<tr><td>Частота, %</td><td>95 -</td><td>99 - 101</td><td>99 -</td><td>95 - 105</td><td>99 - 101</td><td>99 - 101</td></tr>
<tr><td>от f</td><td>105</td><td></td><td>101</td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>ном</td><td colspan="6"></td></tr>
<tr><td>Температура окружающего воздуха, °С</td><td colspan="6">По паспортам СИ</td></tr>
<tr><td>Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл</td><td colspan="6">Не более 0,5</td></tr>
<tr><td>Угол отклонения от вертикали, град.</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td colspan="2">Не более 3 (0,5 &lt;*&gt;)</td><td></td></tr>
<tr><td>Вторичная</td><td>-</td><td>25 - 100</td><td>25 -</td><td>-</td><td>25 - 100</td><td>25 - 100</td></tr>
<tr><td>нагрузка ТТ,</td><td></td><td>(0,8</td><td>100</td><td></td><td>(0,8</td><td>(0,8</td></tr>
<tr><td>% от номинальной (при cos фи )</td><td></td><td>инд.)</td><td>(0,8 инд.)</td><td></td><td>инд.)</td><td>инд.)</td></tr>
<tr><td>2</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Вторичная</td><td>-</td><td>-</td><td>25 -</td><td>-</td><td>-</td><td>25 - 100</td></tr>
<tr><td>нагрузка ТН,</td><td></td><td></td><td>100</td><td></td><td></td><td>(0,8</td></tr>
<tr><td>% от номинальной (при cos фи )</td><td></td><td></td><td>(0,8 инд.)</td><td></td><td></td><td>инд.)</td></tr>
<tr><td>2</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>



<a id="p100102"></a>

---

<a id="p100103"></a><*> Для индукционных счетчиков класса точности 0,5.

<a id="p100104"></a>    Примечание: 1. Значения  токов I    и  I      определяются  по
                                    мин     макс
паспортам  счетчиков и ТТ. Значение  тока I    обычно находится  в

<div align="center">

                                           мин

</div>

диапазоне (1 - 10)% от I   .
                        ном

<a id="p100105"></a>6.5. В МВИ энергообъекта первый пункт раздела "Условия измерений" излагают следующим образом: "При выполнении измерений соблюдают условия, приведенные в табл. ..." (см. Приложение 3).
<a id="p100106"></a>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.
<a id="p100107"></a>6.7. При невозможности обеспечения требуемых в разд. 6 условий измерений электроэнергии и мощности проводят по МВИ энергообъекта, которую разрабатывают применительно к реальным условиям выполнения измерений на энергообъекте по п. 6.3.


### 7. <a id="p100108"></a>ПОДГОТОВКА К ВЫПОЛНЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ


<a id="p100109"></a>7.1. При подготовке к выполнению измерений с использованием ранее установленной действующей АСКУЭ (регулярные измерения) проводят следующие работы.

##### <a id="p100110"></a>7.1.1 Проверяют целостность корпусов счетчиков электроэнергии.

<a id="p100111"></a>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.
<a id="p100112"></a>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.
                                                             m

##### <a id="p100113"></a>7.1.4 Проверяют  наличие  записи коэффициента вида "М.10 " на

съемном щитке каждого счетчика трансформаторного включения.
<a id="p100114"></a>7.1.5. Проверяют реальные условия применения СИ измерительных каналов на соответствие требованиям, указанным в МВИ энергообъекта.
<a id="p100115"></a>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.
<a id="p100116"></a>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.
<a id="p100117"></a>7.1.8. Документируют фактические значения и диапазоны изменений параметров контролируемых присоединений, влияющих величин, значений потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН.

#### <a id="p100118"></a>7.2 При подготовке к выполнению измерений на вновь вводимой в эксплуатацию АСКУЭ проводят следующие работы:

<a id="p100119"></a>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.
<a id="p100120"></a>Заводские номера и классы точности СИ должны совпадать с указанными в эксплуатационной документации.
<a id="p100121"></a>7.2.2. Проверяют наличие технического паспорта-протокола по форме, регламентированной РД 34.09.101-94, для каждого измерительного канала, входящего в состав АСКУЭ.

##### <a id="p100122"></a>7.2.3 Проверяют укомплектованность СИ в соответствии с их паспортами.

<a id="p100123"></a>7.2.4. Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке (калибровке) СИ.
<a id="p100124"></a>7.2.5. Проверяют целостность предохранителей на стороне высокого напряжения ТН, входящих в состав измерительных каналов.
<a id="p100125"></a>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.

##### <a id="p100126"></a>7.2.7 Выполняют работы по пп. 7.1.1 - 7.1.8 настоящей МВИ.

<a id="p100127"></a>7.2.8. Проводят опробование измерительных каналов и АСКУЭ в целом в соответствии с эксплуатационной документацией АСКУЭ.
<a id="p100128"></a>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.
<a id="p100129"></a>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.
<a id="p100130"></a>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.
<a id="p100131"></a>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. <a id="p100132"></a>ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ



#### <a id="p100133"></a>8.1 При выполнении измерений электроэнергии и мощности производят следующие операции:

<a id="p100134"></a>8.1.1. Автоматически с помощью устройства сбора и передачи данных и центрального вычислительного устройства фиксируют сигналы измерительной информации на выходах измерительных каналов АСКУЭ.

#### <a id="p100135"></a>8.2 В процессе выполнения измерений автоматически фиксируют:

<div align="center">

1) <a id="p100136"></a>календарную дату выполнения измерений;

</div>

2) <a id="p100137"></a>наименование (обозначение) канала учета;
3) <a id="p100138"></a>номер измерительного канала;
4) <a id="p100139"></a>номер наблюдения на контролируемом присоединении;
5) <a id="p100140"></a>астрономическое время выполнения измерений;
6) <a id="p100141"></a>учетный период и/или интервальное значение времени измерений.
<a id="p100142"></a>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:
<a id="p100143"></a>последовательность опроса счетчиков;
<a id="p100144"></a>периодичность опроса счетчиков;
<a id="p100145"></a>требования к периодичности и форме регистрации параметров контролируемых присоединений и влияющих величин.


### 9. <a id="p100146"></a>ОБРАБОТКА (ВЫЧИСЛЕНИЕ) РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ



#### <a id="p100147"></a>9.1 Обработку (вычисление) результатов измерений электроэнергии выполняют следующим образом:

<a id="p100148"></a>9.1.1. Значение электроэнергии за учетный период времени вычисляют автоматически по разности показаний на выходе измерительного канала.
<a id="p100149"></a>    9.1.2.  Предел     допускаемой    относительной    погрешности
измерительного   канала  при   измерении   электроэнергии  дельта
                                                                 w
вычисляют по формулам, приведенным в табл. 4.
<a id="p100150"></a>    В табл. 4 в соответствии с РД 34.11.114-98:
<a id="p100151"></a>    дельта  - токовая погрешность ТТ, %;
          j
<a id="p100152"></a>    дельта  - погрешность напряжения ТН, %;
          U
<a id="p100153"></a>    дельта     - погрешность  трансформаторной  схемы  подключения
          ТЭТА
счетчика  за счет угловых погрешностей ТТ ТЭТА ; и ТН ТЭТА , %;
                                              j           U
<a id="p100154"></a>    дельта  -  погрешность   из-за  потери   напряжения  в   линии
          л
присоединения счетчика к ТН, %;
<a id="p100155"></a>    дельта    - основная относительная погрешность счетчика, %;
          с.о
<a id="p100156"></a>    дельта   - дополнительная погрешность счетчика от j-й влияющей
          cj
величины, %;
<a id="p100157"></a>    1 - число влияющих величин;
<a id="p100158"></a>    ТЭТА  - угловая погрешность ТТ, мин.;
        j
<a id="p100159"></a>    ТЭТА  - угловая погрешность ТН, мин.;
        U
<a id="p100160"></a>    К  - функция  влияния  j-й  величины, %  на  единицу  влияющей
     j
величины или %/%;
<a id="p100161"></a>    ДЕЛЬТА кси  -  отклонение   j-й   влияющей   величины   от  ее
              j
нормального значения, ед. или %;
<a id="p100162"></a>    cos фи - коэффициент  мощности контролируемого  присоединения,
усредненный за учетный период;
<a id="p100163"></a>    дельта    - суммарная погрешность, вносимая  устройством сбора
          у.с
и передачи данных.
<a id="p100164"></a>    Примечания:
    1. <a id="p100165"></a>В  соответствии с  ГОСТ  7746-89 и ГОСТ 1983-89 погрешности
измерительных   трансформаторов   дельта , ТЭТА ,  дельта  и ТЭТА
                                        j      j         U       U
указывают  для   нормированных  рабочих   условий  применения  без
разделения их на основные и дополнительные погрешности.
    2. <a id="p100166"></a>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 дельта  учитывают основные и  дополнительные
                            W
погрешности ТТ и ТН  аналогично  погрешностям  счетчика (табл. 4).
3. <a id="p100167"></a>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.

<a id="p100168"></a>9.1.3. Предел допускаемой относительной погрешности измерений группы измерительных каналов по п. 1.2 вычисляют по формуле:

                                  ________________
                                 / n        2   2
<a id="p100169"></a>       дельта        = +/- 1,1 \/ SUM дельта   d  ,          (9.1)
             W СИГМА              i=1       Wi  Wi

где дельта   - относительная   погрешность   i-го   измерительного
          Wi
канала, вычисляемая по формулам (табл. 4);
    n - число измерительных каналов в группе;
    d   - доля   электроэнергии,   измеренная  i-м   измерительным
     Wi
каналом за учетный период, вычисляемая по формуле:

                               W
                                i
<a id="p100170"></a>                         d   = -------,                      (9.2)
                          Wi   W
                                СИГМА

где:
    W  - значение  электроэнергии,  измеренной  i-м  измерительным

<div align="right">

     i

</div>

каналом;
              n
    W      = SUM W  - суммарное       значение     электроэнергии,
     СИГМА   i=1  i
 измеренное группой, состоящей из n измерительных каналов.

<a id="p100171"></a>Таблица 4


<table>
<colgroup><col width="15%"><col width="38%"><col width="47%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Состав измерительного канала АСКУЭ</td><td colspan="2">Формулы для расчета</td></tr>
<tr><td>погрешности измерительного канала, %</td><td>составляющих погрешности, %</td></tr>
<tr><td>1. Счетчик совместно с</td><td>________ / 2</td><td>____________ / 2 2</td></tr>
<tr><td>ТТ, ТН, линией присоединения счет-</td><td>дельта = +/- 1,1 \/дельта + w j _____________________________</td><td>дельта = 0,029 \/ТЭТА + ТЭТА х ТЭТА j U __________</td></tr>
<tr><td>чика к ТН,</td><td>2 2</td><td>/ 2</td></tr>
<tr><td>УСД и/ или УСПД</td><td>дельта + дельта + U тэта</td><td>\/1 - cos фи / cos фи - для активной энергии;</td></tr>
<tr><td></td><td>_____________________________ 2 2 дельта + дельта + Л С.О</td><td>/ 2 2 дельта = 0,029 \/ТЭТА + ТЭТА x ТЭТА j U</td></tr>
<tr><td></td><td>________________________ 1 2 2 SUM дельта + дельта j=1 Cj У.С</td><td>/ 2 cos фи / \/1 - cos фи - для реактивной энергии; дельта = К ДЕЛЬТА кси Cj j j</td></tr>
<tr><td>2. Счетчик совместно с</td><td>________ / 2</td><td>дельта = 0,029 ТЭТА х ТЭТА j</td></tr>
<tr><td>ТТ и/или</td><td>дельта = +/- 1,1 \/дельта +</td><td></td></tr>
<tr><td>УСПД</td><td>W j ____________________________ 2 2 дельта + дельта + ТЭТА С.О</td><td>__________ / 2 \/1 - cos фи / cos фи - для активной энергии; дельта = 0,029 ТЭТА х cos фи / ТЭТА j</td></tr>
<tr><td></td><td>1 2 2 SUM дельта + дельта j=1 Cj У.С</td><td>/ 2 \/1 - cos фи - для реактивной энергии; дельта = К ДЕЛЬТА кси Cj j j</td></tr>
<tr><td>3. Счетчик непосредственного включения совместно с</td><td>________ / 2 дельта = +/- 1,1 \/дельта W С.О</td><td>дельта = К ДЕЛЬТА кси Cj j j</td></tr>
<tr><td>УСД и/или</td><td>__________________________</td><td></td></tr>
<tr><td>УСПД</td><td>1 2 2 + SUM дельта + дельта j=1 Cj У.С</td><td></td></tr>
</table>


<a id="p100176"></a>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:
<a id="p100177"></a>    дельта ,  ТЭТА ,   дельта   и ТЭТА   и   дельта    -   пределы
          J       J          U        U            с.о
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 фи.
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);
<a id="p100178"></a>    дельта  и cos фи - по результатам измерений на энергообъекте;
          л
<a id="p100179"></a>    дельта     - по результатам расчета по формулам  (табл. 4) при
          ТЭТА
усредненном за учетный период значении cos фи;
<a id="p100180"></a>    К  - по паспортным данным СИ;
     j
<a id="p100181"></a>    ДЕЛЬТА кси   - по    результатам    определения    фактических
              j
диапазонов изменений влияющих величин на энергообъекте в  пределах
рабочих условий применения, установленных в нормативных документах
на СИ;
<a id="p100182"></a>    дельта   - по результатам расчета по формулам (табл. 4);
          cj
<a id="p100183"></a>    дельта    - по паспортным данным устройства  сбора  и передачи
          у.с
данных.
<a id="p100184"></a>9.1.5. Подготовку исходных данных для расчета предела допускаемой относительной погрешности измерительного канала проводят в следующей последовательности:
<a id="p100185"></a>9.1.5.1. По результатам измерений параметров контролируемых присоединений (ток, напряжение, коэффициент мощности, частота) определяют их предельные отклонения (границы изменений) за учетный период.
<a id="p100186"></a>Отмечают минимальное значение рабочего тока и предельные отклонения напряжения и частоты от номинальных значений для каждого присоединения.
<a id="p100187"></a>Определяют результат измерений коэффициента мощности за учетный период как среднее арифметическое результатов наблюдений по формуле:

                               1  k
<a id="p100188"></a>                    cos фи   = - SUM cos фи ,                (9.3)
                          ср   k i=1       i

где:
    cos фи    -    i-й    результат    наблюдения    на     каждом
          i
присоединении;
    k - число результатов наблюдений за учетный период.
<a id="p100189"></a>    Предельные отклонения  напряжения U  от номинального U       и
                                                          ном
частоты f от номинальной f    определяют по формулам:
                          ном

                             U
                              В(н)
<a id="p100190"></a>             дельта U     = |----- - 1| 100%                 (9.4)
                     В(н)    U
                              ном

    и
                             f
                              В(н)
<a id="p100191"></a>             дельта f     = |----- - 1| 100%,                (9.5)
                     В(н)    f
                              ном

где:
    U    , f     - верхние (нижние) значения  напряжения и частоты
     В(н)   В(н)
за учетный период;
    f    = 50 Гц.
     ном
<a id="p100192"></a>    При этом отмечают наибольшие  значения  дельта U     и  дельта
                                                    макс
f    , полученные по формулам (9.4) и (9.5).
 макс
<a id="p100193"></a>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.
<a id="p100194"></a>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).
<a id="p100195"></a>Для электронных счетчиков определяют предельное отклонение температуры окружающего воздуха ДЕЛЬТА t за учетный период от ее нормального значения по формуле:

<a id="p100196"></a>            ДЕЛЬТА t = |t     - t    |,                      (9.6)
                         В(н)    норм

где:
    t     - нормальное значение температуры, равное 20 °С;
     норм
    t     - верхнее  (нижнее)   значение  температуры  за  учетный
     В(н)
период.
<a id="p100197"></a>    Из двух значений  ДЕЛЬТА t,   полученных  по   формуле  (9.6),
отмечают большее значение ДЕЛЬТА t    .
                                  макс

###### <a id="p100198"></a>9.1.5.4 Определение   составляющих    погрешности   дельта ,

                                                                J
дельта    и  ТЭТА   (табл. 4)   при   минимальном   рабочем   токе
      с.о        J
контролируемого присоединения производят по  данным  ГОСТ 7746-89,
ГОСТ  26035-83,  ГОСТ  6570-75,  ГОСТ  30206-94  и  ГОСТ  30207-94
(приведены в Приложении 2) или по паспортным данным СИ.

#### <a id="p100199"></a>9.2 Обработку (вычисление) результатов измерений средней мощности выполняют следующим образом:

<a id="p100200"></a>9.2.1. Значение средней мощности за промежуток времени вычисляют в АСКУЭ автоматически с учетом результатов измерений электроэнергии за указанный промежуток времени.
<a id="p100201"></a>    9.2.2.  Предел    допускаемой     относительной    погрешности
измерительного  канала  при  измерениях  средней мощности  дельта
                                                                 p
вычисляют по формуле, %:

                         _________________________________
                        /
                       /  дельта
                      /         W 2         2         2
<a id="p100202"></a>  дельта  = +/- 1,1 \/   (-------)  + дельта  + дельта   ,   (9.7)
        p                   1,1             Т         о.n


где:
    дельта  -   предел   допускаемой   относительной   погрешности
          W
измерительного канала при  измерениях электроэнергии, определяемый
по п. 9.1.2, табл. 4 и пп. 9.1.4 - 9.1.5, %;
    дельта  -  погрешность  СИ   времени,   предназначенного   для
          Т
измерений  в   составе   АСКУЭ   промежутка  времени   (временного
интервала) по п. 9.2.1, %;
    дельта     -  погрешность  измерений  значения   интервального
          о.n
расхода  электроэнергии, обусловленная дискретность  передаточного
числа счетчика, вычисляемая по формуле, %:

                                  6000
<a id="p100203"></a>                    дельта    = --------,                    (9.8)
                          о.n   R Р Т
                                     уср

где:
    R - передаточное число счетчика, имп/кВт.ч;
    Р - среднее  значение  мощности  на временном  интервале Т   ,
                                                              уср
кВт;
    Т    - интервал времени усреднения мощности, мин.
     уср
<a id="p100204"></a>    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    может  отличаться
                                             уср
от  нормируемого   по  РД 34.11.321-96  (например,  указанный  ряд
интервалов может быть дополнен значениями 1,60  мин. или другими).

<a id="p100205"></a>9.2.3. В случае суммирования результатов непрерывно-последовательных измерений мощности на m отрезках времени относительную погрешность измерений мощности измерительным каналом вычисляют по формуле:

                           m
<a id="p100206"></a>            дельта  = +/- SUM (дельта   d  ),                (9.9)
                  p       j=1        pj  pj

где:
    дельта   - относительная погрешность измерений мощности на j-м
          pj
отрезке времени, вычисляемая по формуле (9.7);
    d   - доля  мощности,  измеренной  на  j-м  отрезке   времени,
     pj
вычисляемая по формуле:

                                  Р
                                   j
<a id="p100207"></a>                          d   = ------,                     (9.10)
                           pj   Р
                                 СИГМА

где:
    Р  - значение мощности, измеренной на j-м отрезке времени;
     j
              m
    Р      = SUM Р   -   суммарное       значение      результатов
     СИГМА   i=1  j
последовательных измерений мощности на m отрезках времени.
<a id="p100208"></a>9.2.4. Предел допускаемой относительной погрешности измерений мощности группой измерительных каналов по п. 1.2 вычисляют по формуле:

                                  _______________
                                 /n        2   2
<a id="p100209"></a>           дельта        = +/- \/SUM дельта   d  ,          (9.11)
                 p СИГМА         i=1       pi  pi

где:
    дельта    -  относительная   погрешность  i-го  измерительного
          pi
канала, вычисляемая по формуле (9.7);
    n - число измерительных каналов в группе;
    d   - доля  мощности,  измеренная i-м  измерительным  каналом,
     pi
вычисляемая по формуле:

                               Р
                                i
<a id="p100210"></a>                       d   = ------,                        (9.12)
                        pi   Р
                              СИГМА

где:
    P - значение мощности, измеренной i-м измерительным каналом;
     i
              n
    Р      = SUM Р   -  суммарное  значение  мощности,  измеренной
     СИГМА   i=1  i

группой, состоящей из n измерительных каналов.

#### <a id="p100211"></a>9.3 Погрешности  измерительных   каналов  дельта   и  дельта

                                                     W           p
выражают числом, содержащим не более двух значащих цифр.
<a id="p100212"></a>Округления производят лишь в окончательных результатах расчета, а все предварительные вычисления можно проводить с одним-двумя лишними знаками.

#### <a id="p100213"></a>9.4 В соответствии с МИ 1317-86 и РД 34.11.325-90 результаты измерений представляют в форме:

<a id="p100214"></a>    W +/- дельта   при  доверительной  вероятности  0,95  и  Р +/-
                W
дельта  при доверительной вероятности 0,95.
      p

#### <a id="p100215"></a>9.5 В МВИ энергообъекта в разделе "Обработка (вычисление) результатов измерений" указывают:

<a id="p100216"></a>формулы для расчета погрешностей измерительных каналов;
<a id="p100217"></a>составляющие погрешности каждого измерительного канала;
<a id="p100218"></a>порядок определения составляющих погрешностей измерительных каналов;
<a id="p100219"></a>результаты оценки значимости каждой из составляющей погрешности измерительных каналов с учетом условий выполнения измерений (параметры контролируемых присоединений, влияющие величины и др.);
<a id="p100220"></a>промежуточные и конечные результаты расчета составляющих погрешностей измерительных каналов и погрешностей измерительных каналов в целом.
<a id="p100221"></a>9.6. Пример МВИ электроэнергии и мощности с использованием АСКУЭ на энергообъекте приведен в Приложении 3.


### 10. <a id="p100222"></a>ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ



#### <a id="p100223"></a>10.1 Результаты измерений оформляют записями в журнале.

<a id="p100224"></a>10.2. В МВИ энергообъекта указывают требование о необходимости выдачи документа о результатах измерений и приводят форму документа.
<a id="p100225"></a>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. <a id="p100226"></a>КОНТРОЛЬ ТОЧНОСТИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ


<a id="p100227"></a>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.

#### <a id="p100228"></a>11.2 Контроль точности может быть оперативным и/или периодическим.


#### <a id="p100229"></a>11.3 Оперативный контроль точности проводят:

<a id="p100230"></a>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;
<a id="p100231"></a>при расхождении результатов измерений по показаниям дублирующих счетчиков, установленных на границах раздела сети (по балансовой принадлежности);
<a id="p100232"></a>при выходе параметров контролируемого присоединения за допускаемые пределы;
<a id="p100233"></a>при отклонении рабочих условий применения СИ за установленные границы;
<a id="p100234"></a>при потерях напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН более установленных значений;
<a id="p100235"></a>при изменении заданной последовательности опроса счетчиков (маршрута опроса, временного режима опроса и др.);
<a id="p100236"></a>после изменения схемы вторичных цепей трансформаторов;
<a id="p100237"></a>после замены СИ в измерительном канале или после замены его составных частей;
<a id="p100238"></a>после поверки (калибровки) СИ, входящих в измерительный канал.
<a id="p100239"></a>11.4. Периодический контроль точности проводят через установленные интервалы времени.

#### <a id="p100240"></a>11.5 При контроле точности по пп. 11.3 и 11.4 проверяют правильность:

<a id="p100241"></a>применения СИ и вспомогательных устройств (пп. 7.1.1 - 7.1.5 и 7.2.4);
<a id="p100242"></a>соблюдения условий измерений (пп. 6, 7.1.6 - 7.1.8);
<a id="p100243"></a>выполнения измерений (п. 8);
<a id="p100244"></a>обработки (вычисления) результатов измерений и их оформления (пп. 9 и 10).
<a id="p100245"></a>Основным результатом контроля точности должен являться вывод о соответствии погрешности измерений принятым нормам погрешности или приписанным характеристикам погрешности измерений.

#### <a id="p100246"></a>11.6 В МВИ энергообъекта указывают:

<a id="p100247"></a>цель и задачи контроля точности;
<a id="p100248"></a>методы и средства проведения оперативного и периодического контроля точности;
<a id="p100249"></a>регулярность периодического контроля точности и другое.
<a id="p100250"></a>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.
<a id="p100251"></a>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).
<a id="p100252"></a>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.
<a id="p100253"></a>Изменения, внесенные в МВИ энергообъекта, должны быть зарегистрированы в листе регистрации изменений, форма которого приведена в Приложении 4.






## <a id="p100254"></a>Приложение 1

<div align="right">

(справочное)

<a id="p100255"></a>Таблица П.1.1

</div>


<div align="center">

<a id="p100256"></a>**НОРМЫ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ**<br>
**ДЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО И КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА И РАСЧЕТА**<br>
**ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ (ТЭП) (ПО РД 34.11.321-96**<br>
**ДЛЯ ВНОВЬ СООРУЖАЕМЫХ И РЕКОНСТРУИРУЕМЫХ ОБЪЕКТОВ)**

</div>



<table>
<colgroup><col width="23%"><col width="14%"><col width="14%"><col width="12%"><col width="14%"><col width="23%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3">Наименование измеряемой величины</td><td colspan="4">Нормируемая относительная погрешность измерений, %, для:</td><td rowspan="3">Примечание</td></tr>
<tr><td colspan="2">коммерческого учета и расчета ТЭП</td><td colspan="2">технического учета</td></tr>
<tr><td>активной энергии</td><td>реактивной энергии</td><td>активной энергии</td><td>реактивной энергии</td></tr>
<tr><td>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td><td>5</td><td>6</td></tr>
<tr><td>Электроэнергия, вырабатываемая генераторами:</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>Для расчетного учета должны устанавливаться ТТ и ТН</td></tr>
<tr><td>мощностью 50</td><td>+/- 0,8</td><td>-</td><td>-</td><td>+/- 2,0</td><td>класса точнос-</td></tr>
<tr><td>МВт и более мощностью до</td><td>+/- 1,4</td><td>-</td><td>-</td><td>+/- 2,8</td><td>ти не ниже 0,5, для тех-</td></tr>
<tr><td>50 МВт</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>нического уче-</td></tr>
<tr><td>Расход электроэнергии на резервные возбудители генераторов:</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>та - класса точности не ниже 1,0</td></tr>
<tr><td>мощностью 50</td><td>+/- 1,0</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td></td></tr>
<tr><td>МВт и более мощностью до</td><td>+/- 1,4</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td></td></tr>
<tr><td>50 МВт</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Расход электроэнергии на собственные и хозяйственные нужды через трансформаторы мощностью:</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>63 МВА и более до 63 МВА Расход электроэнергии через автотрансформаторы на границах балансовой принадлежности сетей</td><td>+/- 1,0 +/- 1,4 +/-1,0</td><td>- - -</td><td>- - -</td><td>+/- 2,0 +/- 2,8 +/- 2,0</td><td>Возможен в двух направлениях: прием и отдача</td></tr>
<tr><td>Расход электроэнергии по линиям присоединения к шинам основного напряжения собственных нужд</td><td>+/- 2,6</td><td>-</td><td>-</td><td>+/- 3,7</td><td>То же</td></tr>
<tr><td>Расход электроэнергии по межсистемным линиям электропередачи:</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>Под межсистемными линиями подразумевают линии, отходящие от шин станции: в</td></tr>
<tr><td>напряжением</td><td>+/- 0,5</td><td>+/- 0,8</td><td>-</td><td>+/- 2,0</td><td>в сети других</td></tr>
<tr><td>500 кВ и более напряжением</td><td>+/- 1,0</td><td>&lt;*&gt; +/- 1,4</td><td>-</td><td>+/- 2,0</td><td>государств; в сети РАО</td></tr>
<tr><td>220 кВ и более напряжением до 220 кВ</td><td>+/- 1,4</td><td>&lt;*&gt; +/- 2,6 &lt;*&gt;</td><td>-</td><td>+/- 2,8</td><td>ЕЭС; в сети других АО-энерго и ОЭС; к шинам АЭС и блок-станций; в сети АОэнерго, если станция не входит в РАО ЕЭС и АОэнерго &lt;*&gt; При расчетах за реактивную электроэнергию</td></tr>
<tr><td>Расход электроэнергии по линиям, принадлежащим потребителям и присоединенным непосредственно к линиям электростанции:</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>напряжением</td><td>+/- 1,4</td><td>+/- 2,6</td><td>-</td><td>+/- 2,8</td><td></td></tr>
<tr><td>110 кВ и более напряжением менее 110 кВ Расход электроэнергии через обходные</td><td>+/- 2,6</td><td>&lt;*&gt; +/- 2,6 &lt;*&gt;</td><td>-</td><td>+/- 3,7</td><td>Для присоединений, имеющих рас-</td></tr>
<tr><td>(шиносоединительные) вык-</td><td colspan="4">В соответствии с требованиями присоединения</td><td>четный учет. Расход изме-</td></tr>
<tr><td>лючатели</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>ряется в двух</td></tr>
<tr><td>Расход электроэнергии по линиям, отходящим от шин станций в сети АО-энерго:</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>направлениях</td></tr>
<tr><td>напряжением</td><td></td><td></td><td>+/- 2,0</td><td>+/- 2,8</td><td>Для станций,</td></tr>
<tr><td>220 кВ и более напряжением менее 220 кВ</td><td>- -</td><td>- -</td><td>+/- 2,8</td><td>+/- 3,7</td><td>входящих в состав АОэнерго.</td></tr>
<tr><td>Расход электроэнергии на питание отдельных элементов собственных нужд электростанции</td><td>-</td><td>-</td><td>+/- 2,8</td><td>+/- 3,7</td><td>Возможен в двух направлениях: прием и отдача</td></tr>
</table>


<div align="right">

<a id="p100283"></a>Таблица П.1.2

</div>


<div align="center">

<a id="p100284"></a>**НОРМЫ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ**<br>
**ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ ДЛЯ КОММЕРЧЕСКОГО**<br>
**И ТЕХНИЧЕСКОГО УЧЕТА И РАСЧЕТА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ**<br>
**ПОКАЗАТЕЛЕЙ (ТЭП) (ПО РД 34.11.321-96 ДЛЯ ВНОВЬ**<br>
**СООРУЖАЕМЫХ И РЕКОНСТРУИРУЕМЫХ ОБЪЕКТОВ)**

</div>



<table>
<colgroup><col width="23%"><col width="14%"><col width="14%"><col width="14%"><col width="14%"><col width="22%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3">Электрическая мощность</td><td colspan="4">Нормируемая относительная погрешность измерений, %, для:</td><td rowspan="3">Примечание</td></tr>
<tr><td colspan="2">коммерческого учета и расчета ТЭП</td><td colspan="2">технического учета</td></tr>
<tr><td>активной мощности</td><td>реактивной мощности</td><td>активной мощности</td><td>реактивной мощности</td></tr>
<tr><td>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td><td>5</td><td>6</td></tr>
<tr><td>Вырабатываемая генераторами:</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>Вычисляется с помощью инфо-</td></tr>
<tr><td>мощностью 50</td><td>+/- 0,8</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>рмационно-</td></tr>
<tr><td>МВт и более мощностью до</td><td>+/- 1,4</td><td>-</td><td>-</td><td>-</td><td>измерительных систем по</td></tr>
<tr><td>50 МВт</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>интервальным</td></tr>
<tr><td>Передаваемая</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>значениям</td></tr>
<tr><td>(получаемая) по межсистемным линиям электропереда-</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>расхода электроэнергии (возможные интервалы: 3,</td></tr>
<tr><td>чи:</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>5, 15, 30</td></tr>
<tr><td>напряжением</td><td>+/- 1,0</td><td>+/- 1,4</td><td>-</td><td>-</td><td>мин.)</td></tr>
<tr><td>220 кВ и выше напряжением до 220 кВ</td><td>+/- 1,4</td><td>&lt;*&gt; +/- 2,6 &lt;*&gt;</td><td>-</td><td>-</td><td>&lt;*&gt; При расчетах за реактивную</td></tr>
<tr><td>Передаваемая по линиям, принадлежащим потребителям и присоединенным непосредственно к шинам электростанции:</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>мощность &lt;**&gt; При расчетах с потребителями за компенсацию реактивной мощности</td></tr>
<tr><td>напряжением</td><td>+/- 1,4</td><td>+/- 2,6</td><td>-</td><td>-</td><td></td></tr>
<tr><td>110 кВ и выше напряжением менее 110 кВ</td><td>+/- 2,6</td><td>&lt;**&gt; +/- 2,6 &lt;**&gt;</td><td>-</td><td>-</td><td></td></tr>
</table>


<a id="p100298"></a>*Примечание.* Определение межсистемной линии см. в табл. П.1.1.

<div align="right">

<a id="p100299"></a>Таблица П.1.3

</div>


<div align="center">

<a id="p100300"></a>**НОРМЫ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ**<br>
**ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ ДЛЯ ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ,**<br>
**АСУ И РАСЧЕТА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ (ТЭП)**<br>
**(ПО РД 34.11.321-96 ДЛЯ ВНОВЬ СООРУЖАЕМЫХ**<br>
**И РЕКОНСТРУИРУЕМЫХ ОБЪЕКТОВ)**

</div>



<table>
<colgroup><col width="23%"><col width="14%"><col width="14%"><col width="14%"><col width="14%"><col width="22%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3">Электрическая мощность</td><td colspan="4">Нормируемая относительная погрешность измерений, %, для:</td><td rowspan="3">Примечание</td></tr>
<tr><td colspan="2">оперативного контроля</td><td colspan="2">АСУ и ТЭП</td></tr>
<tr><td>активной мощности</td><td>реактивной мощности</td><td>активной мощности</td><td>реактивной мощности</td></tr>
<tr><td>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td><td>5</td><td>6</td></tr>
<tr><td>В цепи генератора:</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>Для расчетного учета</td></tr>
<tr><td>мощностью 100</td><td>+/- 1,8</td><td>+/- 2,0</td><td>+/- 1,2</td><td>+/- 1,6</td><td>должны уста-</td></tr>
<tr><td>МВт и более мощностью до</td><td>+/- 2,0</td><td>+/- 2,0</td><td>+/- 1,6</td><td>+/- 1,6</td><td>навливаться приборы клас-</td></tr>
<tr><td>100 МВт Электростанции мощностью 200</td><td>+/- 1,8</td><td>-</td><td>+/- 1,2</td><td>-</td><td>са точности не ниже 0,5, для оператив-</td></tr>
<tr><td>МВт и более В цепях трансформаторов и линий, питающих собственные нужды, напряжением 6 кВ и выше В цепях повышающих трансформаторов</td><td>+/- 2,0 +/- 2,0</td><td>- +/- 2,0</td><td>+/- 1,6 +/- 1,6</td><td>- +/- 1,6</td><td>ного контроля - не ниже 1,0</td></tr>
<tr><td>В цепях понижающих трансформаторов:</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>напряжением</td><td>+/- 1,8</td><td>+/- 2,0</td><td>+/- 1,2</td><td>+/- 1,6</td><td></td></tr>
<tr><td>220 кВ и выше напряжением</td><td>+/- 2,0</td><td>-</td><td>+/- 1,6</td><td>-</td><td></td></tr>
<tr><td>110 - 150 кВ</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>В цепях линий напряжением</td><td>+/- 1,8</td><td>+/- 2,0</td><td>+/- 1,2</td><td>+/- 1,6</td><td></td></tr>
<tr><td>110 кВ и выше с двусторонним питанием, отходящих от шин станции, и в цепях обходных выключателей</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>






<div align="right">

<a id="p100313"></a>Приложение 2

</div>

(справочное)

<div align="center">

<a id="p100314"></a>**ПРЕДЕЛЫ ДОПУСКАЕМЫХ ПОГРЕШНОСТЕЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА**<br>
**И СЧЕТЧИКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТОКА.**<br>
**ПОГРЕШНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЯ**

</div>



### <a id="p100315"></a>П.2.1. Трансформаторы тока


<a id="p100316"></a>    Согласно  ГОСТ 7746-89  пределы  допускаемых токовой дельта  и
                                                               J
угловой ТЭТА  погрешностей ТТ, а также пределы  вторичной нагрузки
            J
ТТ для измерений в рабочих условиях применения  при установившемся

<div align="right">

режиме соответствуют указанным в табл. П.2.1.

</div>


<a id="p100317"></a>Таблица П.2.1


<table>
<colgroup><col width="15%"><col width="22%"><col width="14%"><col width="15%"><col width="15%"><col width="18%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3">Класс точности ТТ</td><td>Первичный ток J , % от 1</td><td colspan="3">Предел допускаемой погрешности</td><td rowspan="3">Предел вторичной нагрузки при cos фи &gt;= 0,8 инд., % от номинальной</td></tr>
<tr><td rowspan="2">J 1ном</td><td>токовой дельта , J</td><td colspan="2">угловой ТЭТА J</td></tr>
<tr><td>%</td><td>мин.</td><td>срад</td></tr>
<tr><td>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td><td>5</td><td>6</td></tr>
<tr><td>0,1</td><td>5 20 100 - 120</td><td>+/- 0,4 +/- 0,2 +/- 0,1</td><td>+/- 15 +/- 8 +/- 5</td><td>+/- 0,45 +/- 0,24 +/- 0,15</td><td>25 - 100</td></tr>
<tr><td>0,2</td><td>5 20 100 - 120</td><td>+/- 0,75 +/- 0,35 +/- 0,2</td><td>+/- 30 +/- 15 +/- 10</td><td>+/- 0,9 +/- 0,45 +/- 0,3</td><td>25 - 100</td></tr>
<tr><td>0,2S</td><td>1 5 20 100 120</td><td>+/- 0,75 +/- 0,35 +/- 0,2 +/- 0,2 +/- 0,2</td><td>+/- 30 +/- 15 +/- 10 +/- 10 +/- 10</td><td>+/- 0,9 +/- 0,45 +/- 0,3 +/- 0,3 +/- 0,3</td><td>25 - 100</td></tr>
<tr><td>0,5</td><td>5 20 100 - 120</td><td>+/- 1,5 +/- 0,75 +/- 0,5</td><td>+/- 90 +/- 45 +/- 30</td><td>+/- 2,7 +/- 1,35 +/- 0,9</td><td>25 - 100</td></tr>
<tr><td>0,5S</td><td>1 5 20 100 120</td><td>+/- 1,5 +/- 0,75 +/- 0,5 +/- 0,5 +/- 0,5</td><td>+/- 90 +/- 45 +/- 30 +/- 30 +/- 30</td><td>+/- 2,7 +/- 1,35 +/- 0,9 +/- 0,9 +/- 0,9</td><td>25 - 100</td></tr>
<tr><td>1</td><td>5 20 100 - 120</td><td>+/- 3,0 +/- 1,5 +/- 1,0</td><td>+/- 180 +/- 90 +/- 60</td><td>+/- 5,4 +/- 2,7 +/- 1,8</td><td>25 - 100</td></tr>
<tr><td>3</td><td>50 - 120</td><td>+/- 3,0</td><td colspan="2">не нормируют</td><td>50 - 100</td></tr>
<tr><td>5</td><td>50 - 120</td><td>+/- 5,0</td><td colspan="2">не нормируют</td><td>50 - 100</td></tr>
<tr><td>10</td><td>50 - 120</td><td>+/- 10,0</td><td colspan="2">не нормируют</td><td>50 - 100</td></tr>
</table>


<a id="p100345"></a>    Пределы   допускаемых   погрешностей   ТТ  дельта  и   ТЭТА  в
                                                     J         J
зависимости   от   первичного    тока   J    (табл. П.2.1)   можно
                                         1
представить в виде графиков. При этом погрешности  ТТ находятся во
внутренней   зоне,   ограниченной ломаными линиями,  состоящими из
отрезков, проведенных через  точки допускаемых погрешностей.
<a id="p100346"></a>    Пределы   допускаемых    токовой   дельта  и   угловой   ТЭТА
                                             J                   J
погрешностей для ТТ классов точности 0,1; 0,2; 0,5; 1; 0,2S и 0,5S
в зависимости от  первичного тока J , по ГОСТ 7746-89 приведены на
                                   1
рис. П.2.1 - П.2.6 (здесь и далее рисунки не приводятся).
<a id="p100347"></a>    Примечание. Классы  точности  0,2S и  0,5S - только  для  ТТ с
вторичным  номинальным  током J     =  5 А,   предназначенных  для
                               2ном
коммерческого  учета  электроэнергии.  Для  ТТ  указанных  классов
точности зависимости погрешностей  дельта  и ТЭТА   от  первичного
                                         J       J
тока J  нормируют вплоть до J  = 1% от  номинального  тока  J    .
      1                      1                               1ном
Для остальных ТТ нормируют зависимости дельта  и ТЭТА  от  тока J
                                             J       J           1
лишь до значения J  = 5% от номинального тока J    .
                  1                            1ном


### <a id="p100348"></a>П.2.2. Трансформаторы напряжения


<div align="center">

<a id="p100349"></a>    Согласно   ГОСТ  1983-89   пределы   допускаемых  погрешностей

</div>

напряжения дельта  и угловой погрешности ТЭТА  ТН, предназначенных
                 U                           U
для  измерений в рабочих условиях  применения  при  установившемся
режиме работы, соответствуют указанным в табл. П.2.2.

<a id="p100350"></a>Таблица П.2.2


<table>
<colgroup><col width="20%"><col width="26%"><col width="26%"><col width="28%"></colgroup>
<tr><td>Классы точности</td><td colspan="3">Пределы допускаемой погрешности</td></tr>
<tr><td rowspan="2">ТН</td><td rowspan="2">напряжения, дельта , % U</td><td colspan="2">угловой, ТЭТА U</td></tr>
<tr><td>мин.</td><td>срад</td></tr>
<tr><td>0,1</td><td>+/- 0,1</td><td>+/- 5</td><td>+/- 0,15</td></tr>
<tr><td>0,2</td><td>+/- 0,2</td><td>+/- 10</td><td>+/- 0,3</td></tr>
<tr><td>0,5</td><td>+/- 0,5</td><td>+/- 20</td><td>+/- 0,6</td></tr>
<tr><td>1,0</td><td>+/- 1,0</td><td>+/- 40</td><td>+/- 1,2</td></tr>
<tr><td>3,0</td><td>+/- 3,0</td><td colspan="2">не нормируют</td></tr>
</table>


<a id="p100357"></a>Стандартные рабочие условия применения ТН приведены в табл. П.2.3.

<a id="p100358"></a>Таблица П.2.3


| Влияющая величина | Рабочая область или номинальное значение |
| --- | --- |
| Частота переменного тока, Гц | 50 +/- 0,5 или 60 +/- 0,5 |
| Первичное напряжение U , % от номи- | 80 - 120 |
| 1 нального напряжения U |  |
| 1ном |  |
| Мощность активно-индуктивной нагрузки, ВА | (0,25 - 1)S (U / ном 1 2 U ) 1ном |
| Коэффициент мощности нагрузки вторичной обмотки cos фи | 0,8 инд. |
| 2 |  |


<a id="p100364"></a>    ТН  может иметь несколько значений  номинальной мощности S   ,
                                                              ном
указанных  на его щитке.  При  этом  более высокий  класс точности
соответствует меньшему значению номинальной мощности.
<a id="p100365"></a>    Пример определения допустимой нагрузки ТН:
<a id="p100366"></a>    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
                       2                     2
диапазоне от 0,25 х 0,8  х 150 = 24 ВА до 0,8  х 150 = 96 ВА,    а
при первичном напряжении, равном 1,2 от номинального значения, - в
                               2                     2
пределах нагрузки от 0,25 х 1,2  х 150 = 54 ВА до 1,2  х 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.

<a id="p100367"></a>Таблица П.2.4


| Класс точности ТН | Номинальная нагрузка, ВА | Первичное напряжение | Мощность нагрузки, ВА |
| --- | --- | --- | --- |
| 0,5 | 150 | 0,8 1,0 1,2 | 24 - 96 37,5 - 250 54 - 216 |
| 1 | 250 | 0,8 1,0 1,2 | 40 - 160 62,5 - 250 90 - 360 |
| 3 | 600 | 0,8 1,0 1,2 | 96 - 384 150 - 600 216 - 864 |



### <a id="p100372"></a>П.2.3. Электронные счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 30206-94


<a id="p100373"></a>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:
<a id="p100374"></a>    однофазного   и   многофазного   счетчиков   с   симметричными
нагрузками - от тока J    = 1% номинального тока при cos фи = 1  и
                      мин
от тока J    = 2% номинального  тока  при  cos фи = 0,5 инд.,  0,8
         мин
емк. до максимального 1,2J    значения  тока  включительно.  Кроме
                          ном
того,  предусмотрено  нормирование  в  диапазоне  значений  тока в
измерительной цепи  от  10%  номинального  тока  до  максимального
1,2J    значения тока включительно при  cos фи  =  0,25  инд., 0,5
    ном
емк. - по  особому  требованию потребителя (табл. П.2.5);
<a id="p100375"></a>многофазного с однофазной нагрузкой при симметрии многофазных напряжений, приложенных к цепям напряжения - от 1% номинального тока при cos фи = 1 и от 10% номинального тока при cos фи = 0,5 инд. до максимального значения тока включительно (табл. П.2.6).

<div align="right">

<a id="p100376"></a>Таблица П.2.5

</div>


<div align="center">

<a id="p100377"></a>**ПРЕДЕЛЫ ПОГРЕШНОСТИ, ВЫРАЖЕННОЙ В ПРОЦЕНТАХ**<br>
**(ДЛЯ ОДНОФАЗНЫХ И МНОГОФАЗНЫХ СЧЕТЧИКОВ**<br>
**С СИММЕТРИЧНЫМИ НАГРУЗКАМИ)**

</div>



<table>
<colgroup><col width="46%"><col width="23%"><col width="15%"><col width="15%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Значение тока</td><td rowspan="2">Коэффициент мощности</td><td colspan="2">Пределы погрешности %,для мощности счетчика класса точности</td></tr>
<tr><td>0,2S</td><td>0,5S</td></tr>
<tr><td>От 0,01J до 0,05J ном ном</td><td>1</td><td>+/- 0,4</td><td>+/- 1,0</td></tr>
<tr><td>От 0,05J до 1,2J ном ном включительно</td><td>1</td><td>+/- 0,2</td><td>+/- 0,5</td></tr>
<tr><td>От 0,02J до 0,1J ном ном</td><td>0,5 инд.</td><td>+/- 0,5</td><td>+/- 1,0</td></tr>
<tr><td>От 0,1J до 1,2J ном ном</td><td>0,5 инд.</td><td>+/- 0,3</td><td>+/- 0,6</td></tr>
<tr><td>включительно</td><td>0,8 емк.</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>По особому требованию потребителя:</td><td>0,25 инд.</td><td>+/- 0,5</td><td>+/- 1,0</td></tr>
<tr><td>от 0,1J до 1,2J ном ном включительно</td><td>0,5 емк.</td><td></td><td></td></tr>
</table>


<div align="right">

<a id="p100384"></a>Таблица П.2.6

</div>


<div align="center">

<a id="p100385"></a>**ПРЕДЕЛЫ ПОГРЕШНОСТИ, ВЫРАЖЕННОЙ В ПРОЦЕНТАХ**<br>
**(ДЛЯ МНОГОФАЗНЫХ СЧЕТЧИКОВ С ОДНОФАЗНОЙ НАГРУЗКОЙ**<br>
**ПРИ СИММЕТРИИ МНОГОФАЗНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ, ПРИЛОЖЕННЫХ**<br>
**К ЦЕПЯМ НАПРЯЖЕНИЯ)**

</div>



<table>
<colgroup><col width="45%"><col width="23%"><col width="15%"><col width="17%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Значение тока</td><td rowspan="2">Коэффициент мощности соответствующего элемента</td><td colspan="2">Пределы погрешности, %, для счетчика класса точности</td></tr>
<tr><td>0,2S</td><td>0,5S</td></tr>
<tr><td>От 0,01J до 1,2J ном ном включительно От 0,01J до 1,2J ном ном включительно</td><td>1 0,5 инд.</td><td>+/- 0,3 +/- 0,4</td><td>+/- 0,6 +/- 1,0</td></tr>
</table>


<a id="p100389"></a>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.
<a id="p100390"></a>    Пределы   допускаемой  относительной   погрешности  дельта   ,
                                                              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.


### <a id="p100391"></a>П.2.4. Электронные счетчики активной энергии классов точности 1 и 2 по ГОСТ 30207-94


<a id="p100392"></a>Согласно ГОСТ 30207-94 погрешность электронных счетчиков активной энергии классов точности 1 и 2 нормируют в диапазоне значений тока в измерительной цепи счетчика:
<a id="p100393"></a>    однофазного  и  многофазного  с симметричными  нагрузками - от
тока I    = 5% номинального  тока  при  cos фи = 1 и от I    = 10%
      мин                                                мин
номинального тока при cos фи = 0,5 инд., 0,8 емк. до максимального
I     значения  тока   включительно.  Кроме   того,  предусмотрено
 макс
нормирование в  диапазоне значений тока в измерительной цепи от 20
до 100% номинального тока включительно при cos фи = 0,25 инд., 0,8
емк. - по  особому требованию  потребителя  для  счетчиков  класса
точности 1 (табл. П.2.7);
<a id="p100394"></a>    многофазного с однофазной нагрузкой при симметрии напряжения -
от тока I    = 10% номинального  тока  при  cos фи = 1  и от  тока
         мин
I    =   20%   номинального   тока  при   cos фи  =  0,5  инд.  до
 мин
максимального значения тока включительно (табл. П.2.8).
<a id="p100395"></a>    Пределы  допускаемой  относительной  погрешности  электронного
счетчика  активной  энергии  дельта    в  зависимости  от  тока  в
                                   с.о
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.
<a id="p100396"></a>    Пределы  допускаемой   относительной  погрешности   дельта   ,
                                                              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.

<div align="right">

<a id="p100397"></a>Таблица П.2.7

</div>


<div align="center">

<a id="p100398"></a>**ПРЕДЕЛЫ ПОГРЕШНОСТИ, ВЫРАЖЕННОЙ В ПРОЦЕНТАХ (ДЛЯ ОДНОФАЗНЫХ**<br>
**И МНОГОФАЗНЫХ СЧЕТЧИКОВ С СИММЕТРИЧНЫМИ НАГРУЗКАМИ)**

</div>



<table>
<colgroup><col width="45%"><col width="23%"><col width="17%"><col width="15%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Значение тока</td><td rowspan="2">Коэффициент мощности</td><td colspan="2">Пределы погрешности, %, для счетчика класса точности</td></tr>
<tr><td>1</td><td>2</td></tr>
<tr><td>0,05J ном</td><td>1</td><td>+/- 1,5</td><td>+/- 2,5</td></tr>
<tr><td>От 0,1J до J ном макс включительно</td><td>1</td><td>+/- 1,0</td><td>+/- 2,0</td></tr>
<tr><td>0,1J ном</td><td>0,5 инд. 0,8 емк.</td><td>+/- 1,5 +/- 1,5</td><td>+/- 2,5 -</td></tr>
<tr><td>От 0,2J до 0,1J ном макс</td><td>0,5 инд.</td><td>+/- 1,0</td><td>+/- 2,0</td></tr>
<tr><td>включительно</td><td>0,8 емк.</td><td>+/- 1,0</td><td>-</td></tr>
<tr><td>По особому требованию потребителя: От 0,2J до J ном ном</td><td>0,25 инд.</td><td>+/- 3,5</td><td>-</td></tr>
<tr><td>включительно</td><td>0,8 емк.</td><td>2,5</td><td>-</td></tr>
</table>


<div align="right">

<a id="p100408"></a>Таблица П.2.8

</div>


<div align="center">

<a id="p100409"></a>**ПРЕДЕЛЫ ПОГРЕШНОСТИ, ВЫРАЖЕННОЙ В ПРОЦЕНТАХ**<br>
**(ДЛЯ МНОГОФАЗНЫХ СЧЕТЧИКОВ С ОДНОФАЗНОЙ НАГРУЗКОЙ**<br>
**ПРИ СИММЕТРИИ МНОГОФАЗНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ, ПРИЛОЖЕННЫХ**<br>
**К ЦЕПЯМ НАПРЯЖЕНИЯ)**

</div>



<table>
<colgroup><col width="46%"><col width="22%"><col width="15%"><col width="17%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Значение тока</td><td rowspan="2">Коэффициент мощности</td><td colspan="2">Пределы погрешности, %, для счетчика класса точности</td></tr>
<tr><td>1</td><td>2</td></tr>
<tr><td>От 0,1J до J ном макс включительно От 0,02J до J ном макс включительно</td><td>1 0,5 инд.</td><td>+/- 2,0</td><td>+/- 3,0</td></tr>
</table>



### <a id="p100415"></a>П.2.5. Электронные счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83


<a id="p100416"></a>    Согласно  ГОСТ  26035-83  предел   допускаемой   относительной
погрешности электронного счетчика дельта    определяется формулой:
                                        с.о

                                      0,02
<a id="p100417"></a>              дельта    = +/- К(0,9 + ----), %,            (П.2.1)
                    с.о                m

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

<a id="p100418"></a>                     дельта    = +/- К                     (П.2.2)
                           с.о

    при   значении   m   от   0,2    включительно   до   значений,
соответствующих  максимальному  току  I      в  измерительной цепи
                                       макс
счетчика.
<a id="p100419"></a>В выражениях (П.2.1) и (П.2.2) коэффициент К = 0,2; 0,5; 1 и 2 - число, соответствующее классу точности счетчика.

                UJ cos фи
<a id="p100420"></a>            m = --------- - для счетчиков активной         (П.2.3)
                U    J      энергии;
                 ном  ном

                UJ sin фи
<a id="p100421"></a>            m = --------- - для счетчиков реактивной       (П.2.4)
                U    J      энергии;
                 ном  ном

где:
    U - значение напряжения измерительной цепи;
    J - значение силы тока;
    U   , J    - номинальные значения соответственно напряжения  и
     ном   ном
силы тока.
<a id="p100422"></a>Предел допускаемой основной относительной погрешности счетчика нормируют для следующих информативных параметров входного сигнала:
<a id="p100423"></a>    сила тока - от 0,01 номинального тока до I    ;
                                              макс
<a id="p100424"></a>    напряжение - (0,85 - 1,1) U   ;
                               ном
<a id="p100425"></a>    коэффициент  мощности  cos фи (или sin фи)  = 0,5 инд. - 1,0 -
0,5 емк.
<a id="p100426"></a>Вычисленные значения пределов допускаемой относительной погрешности электронных счетчиков (П.2.1) - (П.2.2) приведены в табл. П.2.9.
<a id="p100427"></a>    Графическая  интерпретация  зависимости  пределов  допускаемой
относительной погрешности дельта    от  тока в  измерительной цепи
                                с.о
счетчика по ГОСТ 26035-83 приведена на рис. П.2.11.

<div align="right">

<a id="p100428"></a>Таблица П.2.9

</div>


<div align="center">

<a id="p100429"></a>**ПРЕДЕЛЫ ПОГРЕШНОСТИ, ВЫРАЖЕННОЙ В ПРОЦЕНТАХ (ДЛЯ ОДНОФАЗНЫХ**<br>
**И МНОГОФАЗНЫХ СЧЕТЧИКОВ С СИММЕТРИЧНЫМИ НАГРУЗКАМИ)**

</div>



<table>
<colgroup><col width="11%"><col width="14%"><col width="20%"><col width="15%"><col width="14%"><col width="14%"><col width="12%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">U ---- U ном</td><td rowspan="2">cos фи (sin фи)</td><td rowspan="2">J ---- J ном</td><td colspan="4">Пределы погрешности, %, для счетчиков класса точности</td></tr>
<tr><td>0,2</td><td>0,5</td><td>1,0</td><td>2,0</td></tr>
<tr><td rowspan="2">1,0</td><td>1,0</td><td>0,01 0,02 0,05 0,1 0,2 - J макс</td><td>0,58 0,38 0,26 0,22 0,2</td><td>1,45 0,95 0,65 0,55 0,5</td><td>2,9 1,9 1,3 1,1 1,0</td><td>5,8 3,8 2,6 2,2 2,0</td></tr>
<tr><td>0,5</td><td>0,01 0,02 0,05 0,1 0,2 0,4 - J макс</td><td>н 0,58 0,34 0,26 0,22 0,2</td><td>е нормиру 1,45 0,85 0,65 0,55 0,5</td><td>ют 2,9 1,7 1,3 1,1 1,0</td><td>5,8 3,4 2,6 2,2 2,0</td></tr>
<tr><td rowspan="2">0,85</td><td>1,0</td><td>0,01 0,02 0,05 0,1 0,2 0,25 - J макс</td><td>не 0,42 0,27 0,22 0,2 0,2</td><td>нормирую 1,03 0,68 0,57 0,51 0,5</td><td>т 2,08 1,37 1,14 1,02 1,0</td><td>4,16 2,74 2,27 2,04 2,0</td></tr>
<tr><td>0,5</td><td>0,01 0,025 0,05 0,1 0,2 0,4 0,5 - J макс</td><td>н 0,56 0,38 0,27 0,22 0,2 0,2</td><td>е нормиру 1,39 0,95 0,68 0,57 0,51 0,5</td><td>ют 2,78 1,9 1,37 1,14 1,02 1,0</td><td>5,56 3,8 2,74 2,27 2,04 2,0</td></tr>
<tr><td rowspan="2">1,1</td><td>1,0</td><td>0,01 0,02 0,05 0,1 0,2 - J макс</td><td>0,54 0,36 0,25 0,22 0,2</td><td>1,36 0,9 0,63 0,53 0,5</td><td>2,72 1,81 1,26 1,08 1,0</td><td>5,44 3,62 2,53 2,16 2,0</td></tr>
<tr><td>0,5</td><td>0,01 0,02 0,05 0,1 0,2 0,4 - J макс</td><td>н 0,54 0,32 0,25 0,22 0,2</td><td>е нормиру 1,36 0,81 0,63 0,53 0,5</td><td>ют 2,72 1,63 1,26 1,08 1,0</td><td>5,44 3,25 2,52 2,16 2,0</td></tr>
</table>



### <a id="p100437"></a>П.2.6. Индукционные счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 6570-75


<a id="p100438"></a>Согласно ГОСТ 6570-75 предел допускаемой относительной погрешности индукционных счетчиков нормируют в диапазоне значений тока в измерительной цепи счетчика:
<a id="p100439"></a>    активной электроэнергии - от I    = 5%  номинального  тока при
                                  мин
cos фи =  1,0 и от I    = 10%  номинального  тока при cos фи = 0,5
                    мин
инд., 0,8 емк. до максимального I     значения  тока  включительно
                                 макс
(табл. П.2.10);
<a id="p100440"></a>    реактивной электроэнергии - от I    = 10%  номинального   тока
                                    мин
при  sin фи = 1,0 и от I    = 20% номинального  тока  при sin фи =
                        мин
0,5 инд. (емк.) до  максимального I     значения тока включительно
                                   макс
(табл. П.2.11).
<a id="p100441"></a>    Пределы допускаемой  относительной  погрешности  индукционного
счетчика  электроэнергии  дельта     в   зависимости  от   тока  в
                                с.о
измерительной  цепи  (табл. П.2.10 - 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.
<a id="p100442"></a>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.
<a id="p100443"></a>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.

<div align="right">

<a id="p100444"></a>Таблица П.2.10

</div>


<div align="center">

<a id="p100445"></a>**ПРЕДЕЛЫ ПОГРЕШНОСТИ, ВЫРАЖЕННОЙ В ПРОЦЕНТАХ**<br>
**(ДЛЯ ОДНОФАЗНЫХ И МНОГОФАЗНЫХ СЧЕТЧИКОВ С СИММЕТРИЧНЫМИ**<br>
**НАГРУЗКАМИ И ПРИ СИММЕТРИЧНОМ ТРЕХФАЗНОМ НАПРЯЖЕНИИ).**<br>
**АКТИВНАЯ ЭНЕРГИЯ**

</div>



<table>
<colgroup><col width="42%"><col width="18%"><col width="12%"><col width="14%"><col width="14%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Значение тока</td><td rowspan="2">Коэффициент мощности</td><td colspan="3">Пределы погрешности, %, для счетчиков класса точности</td></tr>
<tr><td>0,5</td><td>1,0</td><td>2,0</td></tr>
<tr><td>0,05J ном</td><td>1</td><td>+/- 1,0</td><td>+/- 1,5</td><td>+/- 2,5</td></tr>
<tr><td>От 0,01J до J ном макс включительно</td><td>1</td><td>+/- 0,5</td><td>+/- 1,0</td><td>+/- 2,0</td></tr>
<tr><td>0,1J ном</td><td>0,5 инд.</td><td>+/- 1,3</td><td>+/- 1,5</td><td>+/- 2,5</td></tr>
<tr><td>0,1J ном От 0,02J до J ном макс включительно</td><td>0,8 емк. 0,5 инд.</td><td>+/- 1,3 +/- 0,8</td><td>+/- 1,5 +/- 1,0</td><td>- +/- 2,0</td></tr>
<tr><td>От 0,2J до J ном макс включительно</td><td>0,8 емк.</td><td>+/- 0,8</td><td>+/- 1,0</td><td>-</td></tr>
</table>


<div align="right">

<a id="p100454"></a>Таблица П.2.11

</div>


<div align="center">

<a id="p100455"></a>**ПРЕДЕЛЫ ПОГРЕШНОСТИ, ВЫРАЖЕННОЙ В ПРОЦЕНТАХ**<br>
**(ДЛЯ ОДНОФАЗНЫХ И МНОГОФАЗНЫХ СЧЕТЧИКОВ С СИММЕТРИЧНЫМИ**<br>
**НАГРУЗКАМИ И ПРИ СИММЕТРИЧНОМ ТРЕХФАЗНОМ НАПРЯЖЕНИИ).**<br>
**РЕАКТИВНАЯ ЭНЕРГИЯ**

</div>



<table>
<colgroup><col width="42%"><col width="18%"><col width="12%"><col width="14%"><col width="14%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Значение тока</td><td rowspan="2">Коэффициент мощности</td><td colspan="3">Пределы погрешности, %, для счетчиков класса точности</td></tr>
<tr><td>1,5</td><td>2,0</td><td>3,0</td></tr>
<tr><td>0,01J ном</td><td>1</td><td>+/- 2,5</td><td>+/- 3,0</td><td>+/- 4,0</td></tr>
<tr><td>От 0,2J до J ном макс включительно</td><td>1</td><td>+/- 1,5</td><td>+/- 2,0</td><td>+/- 3,0</td></tr>
<tr><td>От 0,2J до J ном макс включительно</td><td>0,5 инд. (емк.)</td><td>+/- 1,5</td><td>+/- 2,0</td><td>+/- 0,3</td></tr>
</table>






<div align="right">

<a id="p100460"></a>Приложение 3<br>
(рекомендуемое)

</div>


<div align="center">

<a id="p100461"></a>**ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "... - ЭНЕРГО"**<br>
(или энергопредприятие)

</div>


**СОГЛАСОВАНО                                УТВЕРЖДАЮ**
(заполняется при                           Главный инженер
необходимости согласования                 ОАО-энерго
МВИ. Например:                             (или главный инженер
СОГЛАСОВАНО                                энергопредприятия)
Главный инженер                            _________ ________
управления "Энергосбыт"                    (подпись) (Ф.И.О.)
ОАО-энерго                                 __ ____________ ____
_________ ________                               (дата)
(подпись) (Ф.И.О.)
_____________ ____)
      (дата)

<a id="p100462"></a>           МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
           И МОЩНОСТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ АСКУЭ НА _______
           ___________________________________________
              (указывают наименование энергообъекта)

<a id="p100463"></a>**СОГЛАСОВАНО**
(например:
Директор территориального
органа Госстандарта России - ЦСМ
_______________ ________________
   (подпись)        (Ф.И.О.)
______ _______________ ________)
           (дата)
                _________ ____________
                 (место)   (дата-год)

<a id="p100464"></a>РАЗРАБОТАНО   Базовой  организацией  метрологической  службы  ОАО-
              энерго       (или       метрологической      службой
              энергопредприятия)
<a id="p100465"></a>**ИСПОЛНИТЕЛИ   ____________________________________________________**
              (указывают Ф.И.О. исполнителей)
<a id="p100466"></a>УТВЕРЖДЕНО    Главным инженером ОАО-энерго (или энергопредприятия)
                                        ________________ _________
                                             (Ф.И.О.)     (дата)
<a id="p100467"></a>**СОГЛАСОВАНО   ___________________ ______________________ _________**
                   (должность)            (Ф.И.О.)        (дата)
МВИ    аттестована     АО    "Научно-исследовательский    институт
электроэнергетики"  (АО ВНИИЭ) _____________.   Свидетельство   об
                                   (дата)
аттестации МВИ N ____________.

<a id="p100468"></a>    Настоящий документ устанавливает методику выполнения измерений
(далее - МВИ)  активной  и  реактивной  электроэнергии  и мощности
на   энергопредприятии ___________________________________________
                            (наименование энергопредприятия)
с  использованием  автоматизированной  системы  контроля  и  учета
электроэнергии и мощности (далее - АСКУЭ).
<a id="p100469"></a>Вновь вводимые в составе АСКУЭ измерительные каналы используют действующие в настоящее время на энергопредприятии методы и средства измерений, вспомогательные устройства и оборудование.
<a id="p100470"></a>МВИ устанавливает совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений с известной погрешностью при коммерческом учете электроэнергии и мощности.
<a id="p100471"></a>МВИ обязательна к исполнению персоналом энергопредприятия.


### 1. <a id="p100472"></a>ТРЕБОВАНИЯ К ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ


<a id="p100473"></a>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.
<a id="p100474"></a>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.
<a id="p100475"></a>1.3. Пределы допускаемых относительных погрешностей измерительных каналов АСКУЭ должны соответствовать данным, приведенным в табл. П.3.1.
<a id="p100476"></a>1.4. Требования к суммарным погрешностям групп измерительных каналов АСКУЭ в настоящей МВИ не предъявляют.


### 2. <a id="p100477"></a>СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА


<a id="p100478"></a>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.

<div align="right">

<a id="p100479"></a>Таблица П.3.1

</div>


<div align="center">

<a id="p100480"></a>**ПРЕДЕЛЫ ДОПУСКАЕМЫХ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ПОГРЕШНОСТЕЙ**<br>
**ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КАНАЛОВ АСКУЭ (ПРИПИСАННЫЕ ПОГРЕШНОСТИ)**

</div>



<table>
<colgroup><col width="9%"><col width="32%"><col width="29%"><col width="29%"></colgroup>
<tr><td colspan="2">Канал учета</td><td colspan="2">Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала, %</td></tr>
<tr><td>номер ИК</td><td>наименование объекта учета (контролируемого присоединения)</td><td>измерения активной электроэнергии и мощности</td><td>измерения реактивной электроэнергии и мощности</td></tr>
<tr><td>1</td><td>Ячейка N 1</td><td>4,0</td><td>6,0</td></tr>
<tr><td>2</td><td>Ячейка N 2</td><td>5,0</td><td>8,0</td></tr>
<tr><td>3</td><td>Ячейка N 3</td><td>4,0</td><td>6,0</td></tr>
<tr><td>4</td><td>Ячейка N 4</td><td>5,0</td><td>8,0</td></tr>
<tr><td>5</td><td>Ячейка N 5</td><td>4,0</td><td>6,0</td></tr>
<tr><td>6</td><td>Ячейка N 6</td><td>5,0</td><td>8,0</td></tr>
<tr><td>7</td><td>Ячейка N 7</td><td>4,0</td><td>5,0</td></tr>
<tr><td>8</td><td>Ячейка N 8</td><td>4,0</td><td>6,0</td></tr>
<tr><td>9</td><td>Ячейка N 9</td><td>4,0</td><td>5,0</td></tr>
<tr><td>10</td><td>Ячейка N 10</td><td>4,0</td><td>6,0</td></tr>
<tr><td>11</td><td>Ячейка N 11</td><td>4,0</td><td>5,0</td></tr>
<tr><td>12</td><td>Ячейка N 12</td><td>4,0</td><td>6,0</td></tr>
</table>


<div align="right">

<a id="p100495"></a>Таблица П.3.2

</div>


<div align="center">

<a id="p100496"></a>**ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ**

</div>



<table>
<colgroup><col width="9%"><col width="18%"><col width="25%"><col width="31%"><col width="17%"></colgroup>
<tr><td colspan="2">Канал учета</td><td colspan="2">Средство измерений</td><td>Наименование</td></tr>
<tr><td>номер ИК</td><td>наименование объекта учета (по документации энергопредприятия)</td><td>номер по схеме (документ энергопредприятия), вид СИ</td><td>обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики</td><td>измеряемой величины</td></tr>
<tr><td rowspan="4">1</td><td rowspan="4">Ячейка N 1</td><td>2ТН, трансформатор напряжения</td><td>НТМИ-10, К = 60; класс U точности 0,5; зав. N 3046</td><td rowspan="4">Электроэнергия активная и реактивная, средняя мощность активная и реактивная</td></tr>
<tr><td>5ТТа, трансформатор тока</td><td>ТПШЛ-10 2000/5 А; класс точности 0,5; зав. N 5332</td></tr>
<tr><td>5ТТв, трансформатор тока</td><td>ТПШЛ-10 2000/5 А класс точности 0,5; зав. N 5334</td></tr>
<tr><td>5ТТс, трансформатор тока</td><td>ТПШЛ-10 2000/5 А; класс точности 0,5; зав. N 5364</td></tr>
<tr><td rowspan="3">2</td><td rowspan="3">Ячейка N 2</td><td>ITH, трансформатор напряжения</td><td>НТМИ-6-66 К = 60; класс U точности 0,5; зав. N 3970</td><td rowspan="3">То же</td></tr>
<tr><td>ITТа, трансформатор тока</td><td>ТПЛ-10 400/5 А; класс точности 0,5; зав. N 20657</td></tr>
<tr><td>IТТв, трансформатор тока</td><td>ТПЛ-10 400/5 А; класс точности 0,5; зав. N 20644</td></tr>
<tr><td>3, 5,</td><td>Ячейки N 3,</td><td colspan="3">Данные о ячейках N 3, 5, 7, 9 и 11 аналогичны</td></tr>
<tr><td>7, 9,</td><td>5, 7, 9 и</td><td colspan="3">данным о ячейке N 1</td></tr>
<tr><td>и 11</td><td>11</td><td colspan="3"></td></tr>
<tr><td>4, 6,</td><td>Ячейки N 4,</td><td colspan="3">Данные о ячейках N 4, 6, 8, 10 и 12 аналогичны</td></tr>
<tr><td>8, 10</td><td>6, 8, 10 и</td><td colspan="3">данным о ячейке N 2</td></tr>
<tr><td>и 12</td><td>12</td><td colspan="3"></td></tr>
</table>


<div align="right">

<a id="p100508"></a>Таблица П.3.3

</div>


<div align="center">

<a id="p100509"></a>**СЧЕТЧИКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ**

</div>



<table>
<colgroup><col width="9%"><col width="18%"><col width="23%"><col width="32%"><col width="17%"></colgroup>
<tr><td colspan="2">Канал учета</td><td colspan="2">Средство измерений</td><td>Наименование</td></tr>
<tr><td>номер ИК</td><td>наименование объекта учета (по документации энергопредприятия)</td><td>номер по схеме (документ энергопредприятия), вид СИ</td><td>обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики</td><td>измеряемой величины</td></tr>
<tr><td>1 - 6</td><td>Ячейки N 1 - 6</td><td>Сч. N 1 - Сч. N 6, счетчики электроэнергии электронные</td><td>ХИТОН Х3QU-3КМЕ-Т2-хх ТУ 4228-001-21490327 -96 кл. точн. 1,0 для активной энергии; кл. точн. 2,0 для реакт. энергии; I = 5 А; ном I = 150% I макс ном</td><td>Электроэнергия активная и реактивная, мощность средняя активная и реактивная</td></tr>
<tr><td>7 -</td><td>Ячейки N 7</td><td>Сч. N 7 - Сч.</td><td>ХИТОН</td><td>То же</td></tr>
<tr><td>12</td><td>- 12</td><td>N 12, счетчики электроэнергии электронные</td><td>Х2QU-3КМЕ-Т2-хх ТУ - см. выше; кл. точн. 0,5 для активной энергии; кл. точн. 1,0 для реакт. энергии; I = 5 А; ном I = 150% I макс ном</td><td></td></tr>
</table>


<a id="p100514"></a>Примечания:
1. <a id="p100515"></a>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. <a id="p100516"></a>В табл. П.3.3 или в отдельной таблице указывают параметры вспомогательных устройств. Например, параметры линий присоединения счетчиков к ТН: марку (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.

<div align="right">

<a id="p100517"></a>Таблица П.3.4

</div>


<div align="center">

<a id="p100518"></a>**УСТРОЙСТВА СБОРА И ПЕРЕДАЧИ ДАННЫХ**

</div>



<table>
<colgroup><col width="9%"><col width="18%"><col width="23%"><col width="32%"><col width="17%"></colgroup>
<tr><td colspan="2">Канал учета</td><td colspan="2">Средство измерений</td><td>Наименование</td></tr>
<tr><td>номер ИК</td><td>наименование объекта учета (по документации энергопредприятия)</td><td>номер по схеме (документ энергопредприятия), вид СИ</td><td>обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики</td><td>измеряемой величины</td></tr>
<tr><td>1 - 6</td><td>Ячейки N 1 - 6</td><td>К1</td><td>Концентратор дельта = 0 п.и</td><td>Электроэнергия и мощность, выраженные</td></tr>
<tr><td>7 - 8</td><td>Ячейки N 7 и 8</td><td>К2</td><td>дельта = 0,01% н.и дельта = 0,0005% т</td><td>в цифровом коде на выходе счетчиков типа ХИТОН</td></tr>
<tr><td>9 -</td><td>Ячейки N</td><td>К3</td><td>дельта = 0,001%</td><td></td></tr>
<tr><td>10</td><td>9 и 10</td><td></td><td>т.р дельта = 0 у.д</td><td></td></tr>
<tr><td>11 -</td><td>Ячейки N</td><td>К4</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>12</td><td>11 и 12</td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


<a id="p100524"></a>    где:
    дельта    - погрешность перевода числа импульсов в именованные
          п.и
величины;
    дельта    - погрешность накопления информации;
          н.и
    дельта  -  среднесуточная   погрешность   измерений   текущего
          т
астрономического времени;
    дельта    -  погрешность   рассинхронизации   при   измерениях
          т.р
текущего астрономического времени;
    дельта    -  дополнительные  погрешности  от  влияния  внешних
          у.д
величин.
<a id="p100525"></a>*Примечание* (справочное для разработчика МВИ). Концентраторы К1 - К4 входят в состав программно-аппаратного комплекса КОРОНА-1, предназначенного для многоуровневых АСКУЭ (ТУ 4228-003-21490327-98).

<div align="right">

<a id="p100526"></a>Таблица П.3.5

</div>


<div align="center">

<a id="p100527"></a>**СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ ПАРАМЕТРОВ КОНТРОЛИРУЕМЫХ**<br>
**ПРИСОЕДИНЕНИЙ И ВЛИЯЮЩИХ ВЕЛИЧИН**

</div>



<table>
<colgroup><col width="9%"><col width="17%"><col width="9%"><col width="26%"><col width="22%"><col width="17%"></colgroup>
<tr><td colspan="2">Канал учета</td><td colspan="2">Средство измерений</td><td>Наименование измеряемой</td><td rowspan="2">Примечание</td></tr>
<tr><td>номер ИК</td><td>наименование объекта учета (по документации энергопредприятия)</td><td>номер по схеме</td><td>обозначение, тип, стандарт, ТУ либо метрологические характеристики</td><td>величины</td></tr>
<tr><td>1 -</td><td>Ячейки N</td><td></td><td>Амперметр ...</td><td>Ток во</td><td>Параметр</td></tr>
<tr><td>12</td><td>1 - 12</td><td></td><td>0,05 - 10 А; погр. +/- 1,5%</td><td>вторичной обмотке ТТ и в измерительной цепи счетчика</td><td>контролируемого присоединения</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td>Вольтметр ... 50 - 120 В; погр. +/- 1,5%</td><td>Напряжение на вторичной обмотке ТН</td><td>То же</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td>Фазометр ... 0,5е - 1 - 0,5и; погр. +/- 3%</td><td>Коэффициент мощности</td><td>То же</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td>Частотомер ... 40 - 60 Гц; погр. 0,02%</td><td>Частота сети</td><td>Влияющая величина</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td>Термометр ... от минус 20 до плюс 40 °С; погр. +/- 1 °С и другие СИ</td><td>Температура окружающего воздуха</td><td>То же</td></tr>
</table>


<a id="p100534"></a>*Примечание* (справочное для разработчика МВИ). Для измерений тока, напряжения и коэффициента мощности может быть использован счетчик электроэнергии типа ХИТОН, обеспечивающий наряду с измерениями основных величин - электроэнергии и мощности - поочередное измерение вспомогательных величин - тока, напряжения и cos фи. Результаты измерений передаются в цифровом коде по телеметрическому каналу на УСПД (табл. П.3.4).


### 3. <a id="p100535"></a>МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ


<a id="p100536"></a>3.1. Измерения электроэнергии выполняют интегрированием по времени мощности контролируемого присоединения (объекта учета) при помощи счетчика электроэнергии типа ХИТОН.
<a id="p100537"></a>3.2. Измерения среднего значения мощности счетчиком типа ХИТОН выполняют умножением входных сигналов тока и напряжения при помощи элемента Холла.
<a id="p100538"></a>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. <a id="p100539"></a>ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ


<a id="p100540"></a>4.1. При выполнении измерений по данной МВИ должны соблюдаться требования безопасности, указанные в РД 153-34.0-11.209-99.


### 5. <a id="p100541"></a>ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ОПЕРАТОРОВ


<a id="p100542"></a>5.1. При выполнении измерений по данной МВИ должны выполняться требования к квалификации операторов, указанные в РД 153-34.0-11.209-99.


### 6. <a id="p100543"></a>УСЛОВИЯ ИЗМЕРЕНИЙ


<a id="p100544"></a>6.1. При выполнении измерений соблюдают условия, приведенные в табл. П.3.6.
<a id="p100545"></a>6.2. Условия измерений измерительными каналами N 3, 5, 7, 9 и II аналогичны условиям измерений измерительным каналом N 1 (табл. П.3.6).
<a id="p100546"></a>6.3. Условия измерений измерительными каналами N 4, 6, 8, 10 и 12 аналогичны условиям измерений измерительным каналом N 2 (табл. П.3.6).


### 7. <a id="p100547"></a>ПОДГОТОВКА К ВЫПОЛНЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ


<a id="p100548"></a>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.

<div align="right">

<a id="p100549"></a>Таблица П.3.6

</div>


<div align="center">

<a id="p100550"></a>**УСЛОВИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ**

</div>



<table>
<colgroup><col width="6%"><col width="11%"><col width="18%"><col width="17%"><col width="25%"><col width="23%"></colgroup>
<tr><td colspan="2">Канал учета</td><td colspan="4">Влияющие факторы</td></tr>
<tr><td>номер</td><td rowspan="2">объект учета</td><td rowspan="2">наименование параметров объекта учета, влияющих величин</td><td rowspan="2">нормальные (номинальные) значения влияющих факторов</td><td colspan="2">предельные отклонения</td></tr>
<tr><td>ИК</td><td>допускаемые по НД на СИ</td><td>фактические за учетный период</td></tr>
<tr><td>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td><td>5</td><td>6</td></tr>
<tr><td>1</td><td>Ячейка N 1</td><td>Ток: ТТ счетчик</td><td>2000/5 А 5 А</td><td>(5 - 120)%J ном (1 - 150)%J ном ном</td><td>(5 - 80)%J ном (5 - 80)%J ном ном</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td>Напряжение:</td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td>ТН счетчик</td><td>10 кВ/100 В 3х57,7/ 100 В</td><td>(80 - 120)%U ном (70 - 120)%U ном</td><td>(90 - 110)% U ном (90 - 110)% U ном</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td>Коэффициент мощности:</td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td>вторичной нагрузки ТТ и ТН измерительной цепи счетчика</td><td>не менее 0,8 инд. не менее 0,5 инд.</td><td>не менее 0,8 инд. не менее 0,5 инд.</td><td>0,8 инд. 0,8 инд.</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td>Потери напряжения</td><td>не более 0,25%</td><td>0,25% (по ПУЭ)</td><td>0,2%</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td>Вторичная нагрузка ТТ и ТН при cos фи = 0,8 инд.</td><td>(25 - 100) % от S ном</td><td>(25 - 100)% от S ном</td><td>90% S ном</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td>Частота:</td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td>ТТ и ТН счетчик УСПД</td><td>50 Гц 50 Гц 50 Гц</td><td>(99 - 101)% от f ном (90 - 120)% от f ном (90 - 120)% от f ном</td><td>(99 - 100)% от f ном (99 - 100)% от f ном (99 - 100)% от f ном</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td>Температура окружающего воздуха:</td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td>ТТ и ТН счетчик УСПД</td><td>20 °С 20 °С 20 °С</td><td>(-40...50) °С (-10...50) °С (10...40) °С</td><td>(-20...35) °С (10...35) °С (15...30) °С</td></tr>
<tr><td>2</td><td>Ячейка N 2</td><td>То же Несимметрия напряжения счетчика</td><td>То же Симметрия 3-фазных напряжений</td><td>То же Одна или две фазы могут быть прерваны</td><td>То же Одна фаза 3-фазной сети прервана</td></tr>
</table>



### 8. <a id="p100566"></a>ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ



#### <a id="p100567"></a>8.1 При выполнении измерений по данной МВИ производят операции:

<a id="p100568"></a>(указывают операции по п. 8.1.1 РД 153-34.0-11.209-99 и/или в эксплуатационной документации на АСКУЭ).

#### <a id="p100569"></a>8.2 В процессе выполнения измерений автоматически фиксируют:

<a id="p100570"></a>(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) <a id="p100571"></a>при выполнении измерений опрос счетчиков производят в последовательности, соответствующей номерам измерительных каналов, т.е. с 1-го по 12-й ИК;
2) <a id="p100572"></a>учетный период времени измерений электроэнергии составляет 1 мес.;
3) <a id="p100573"></a>измерения средней мощности производят в 30-минутном промежутке времени;
4) <a id="p100574"></a>опрос счетчиков при измерениях электроэнергии производят с периодичностью один раз в сутки в 24.00 московского времени;
5) <a id="p100575"></a>параметры контролируемых присоединений измеряют с периодичностью:
<a id="p100576"></a>ток - __ раз в сутки;
<a id="p100577"></a>напряжение - __ раз в сутки;
<a id="p100578"></a>частота - __ раз в сутки;
<a id="p100579"></a>коэффициент мощности - __ раз в сутки;
6) <a id="p100580"></a>внешние влияющие величины измеряют с периодичностью:
<a id="p100581"></a>температура окружающего воздуха - __ раз в сутки;
<a id="p100582"></a>и другие.


### 9. <a id="p100583"></a>ОБРАБОТКА (ВЫЧИСЛЕНИЕ) РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ


<a id="p100584"></a>9.1. Обработку (вычисление) результатов измерений электроэнергии выполняют следующим образом.

##### <a id="p100585"></a>9.1.1 Значение  электроэнергии за учетный  период  времени от

момента t  до момента t    на каждом контролируемом  присоединении
         i             i+1
вычисляют автоматически по разности  ДЕЛЬТА N количества импульсов
N    и N  на выходе измерительного канала.
 i+1    i
<a id="p100586"></a>9.1.2. Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерениях электроэнергии (приписанную характеристику погрешности измерений) вычисляют по формуле:

                           _______________________________
                          /     2         2         2
<a id="p100587"></a>      дельта  = +/- 1,1 \/дельта  + дельта  + дельта     +
            W                   J         U         ТЭТА

     ________________________________________________
             2         2      l        2          2
<a id="p100588"></a>     + дельта  + дельта    + SUM дельта   + дельта   ,     (П.3.1)
             л         с.о   j=1       cj         у.с

где:
    дельта  - токовая погрешность ТТ, %;
          J
    дельта  - погрешность напряжения ТН, %;
          U
    дельта     - погрешность  трансформаторной  схемы  подключения
          ТЭТА
счетчика за счет угловых погрешностей ТТ ТЭТА , и ТН ТЭТА , %;
                                             J           U
    дельта   -  погрешность   из-за  потери  напряжения   в  линии
          л
присоединения счетчика к ТН, %;
    дельта    - относительная погрешность счетчика, %;
          с.о
    дельта   - дополнительная погрешность счетчика от j-й влияющей
          cj
величины, %;
    l - число влияющих величин;
    дельта    -  относительная  погрешность   устройства  сбора  и
          у.с
передачи данных, %.
<a id="p100589"></a>При этом:
1) <a id="p100590"></a>погрешность дельта     при измерениях  активной  электроэнергии
                     ТЭТА
вычисляют по формуле:

                                            _________
                            ____________   /      2
                           /   2       2 \/1 - cos фи
<a id="p100591"></a>      дельта     = 0,029 \/ТЭТА  + ТЭТА  ------------,     (П.3.2)
            ТЭТА               J       U    cos фи

погрешность дельта     при измерениях реактивной энергии вычисляют
                  ТЭТА
по формуле:

                            ____________
                           /   2       2    cos фи
<a id="p100592"></a>      дельта     = 0,029 \/ТЭТА  + ТЭТА  ------------,     (П.3.3)
            ТЭТА               J       U    _________
                                           /      2
                                         \/1 - cos фи

    где:
    ТЭТА  - угловая погрешность ТТ, мин.:
        J
    ТЭТА  - угловая погрешность ТН, мин.:
        U
    cos фи - коэффициент мощности контролируемого присоединения;
    2) <a id="p100593"></a>дополнительные погрешности счетчика вычисляют по формуле:

<a id="p100594"></a>                  дельта   = К  ДЕЛЬТА кси ,               (П.3.4)
                        cj    j           j

где:
    К  - функция влияния j-й величины;
     j
    ДЕЛЬТА кси  -  отклонение  j-й  величины  от  ее   нормального
              j
значения;
    3) <a id="p100595"></a>относительную погрешность УСПД вычисляют по формуле:

                          ________________________________
                         /     2           2           2
<a id="p100596"></a>       дельта    = +/- \/дельта    + дельта    + дельта  +
             у.с               П.И         Н.И         Т

            ___________________________________
                    2           2           2
<a id="p100597"></a>            + дельта    + дельта    + дельта   ,           (П.3.5)
                    Т.Р         У.Д         алг

где:
    дельта    - погрешность перевода числа импульсов в кВт.ч, %;
          П.И
    дельта    - погрешность накопления информации, %;
          Н.И
    дельта  -   среднесуточная   погрешность   измерений  текущего
          Т
астрономического времени, %;
    дельта    -  погрешность   рассинхронизации   при   измерениях
          Т.Р
текущего астрономического времени, %;
    дельта    - дополнительные погрешности УСПД от влияния внешних
          У.Д
величин, %;
    дельта    - погрешность расчетов по алгоритмам АСКУЭ, %.
          алг
<a id="p100598"></a>    Дополнительными погрешностями счетчика типа ХИТОН являются:
    дельта   - температурная погрешность, %;
          Ct
    дельта   - погрешность от изменения частоты, %;
          cf
    дельта    - погрешность  от несимметрии  напряжения (см. табл.
          CHU
П.3.6 для измерительных каналов N 2, 4, 6, 8, 10 и 12).

#### <a id="p100599"></a>9.2 Обработку (вычисление) результатов измерений мощности выполняют следующим образом:

<a id="p100600"></a>    9.2.1.   Предел    допускаемой    относительной    погрешности
измерительного канала при измерениях мощности дельта  (приписанную
                                                    p
характеристику погрешности измерений) вычисляют по формуле:

                         ________________________________
                        /
                       /  дельта
                      /         W 2         2         2
<a id="p100601"></a>  дельта  = +/- 1,1 \/   (-------)  + дельта  + дельта   , (П.3.6)
        p                   1,1             Т         О.П


где:
    дельта   -  предел   допускаемой   относительной   погрешности
          W
измерений электроэнергии, вычисляемый по формуле (П.3.1), %;
    дельта  = 0,0005% -  погрешность  измерений  текущего  времени
          Т
(табл. П.3.4);
    дельта    - погрешность    измерений   значения  интервального
          О.П
расхода электроэнергии, обусловленная дискретностью  передаточного
числа счетчика, вычисляемая по формуле, %,

                                   6000
<a id="p100602"></a>                     дельта    = ---------,                (П.3.7)
                           О.П   R Р Т
                                      уср

где:
    R - передаточное число счетчика типа ХИТОН, составляющее 16000
имп/кВт.ч;
    Р - среднее  значение  мощности  на  временном интервале Т   ,
                                                              уср
кВт;
    Т    = 30 мин. - интервал времени усреднения мощности.
     уср

#### <a id="p100603"></a>9.3 Для проведения  расчетов определяем значения составляющих

погрешностей дельта  и дельта  следующим образом:
                   W         p

##### <a id="p100604"></a>9.3.1 Измерительный канал N 1, ячейка 1.


###### <a id="p100605"></a>9.3.1.1 Трансформатор тока.

<a id="p100606"></a>    Токовую  погрешность  ТТ   дельта   определяем   по   графику,
                                     J
приведенному на  рис. П.2.3 -  для  ТТ  класса  точности  0,5  при
минимальном токе,  равном 5% от  номинального I     (табл. П.3.6).
                                               ном
Получаем: дельта  = +/- 1,5%.
                J
<a id="p100607"></a>    Угловую   погрешность   ТТ   ТЭТА   определяем   по   графику,
                                     J
приведенному на рис. П.2.3  -  для  ТТ  класса  точности  0,5  при
минимальном токе,  равном 5% от номинального I    м (табл. П.3.6).
                                              ном
Получаем: ТЭТА  = +/- 90 мин.
              J

###### <a id="p100608"></a>9.3.1.2 Трансформатор напряжения.

<a id="p100609"></a>    Погрешность напряжения ТН дельта  и определяем по  табл. П.2.2
                                    U
для ТН класса точности 0,5. Получаем: дельта  = +/- 0,5%.
                                            U
<a id="p100610"></a>    Угловую погрешность ТН ТЭТА  определяем по табл. П.2.2  для ТН
                               U
класса точности 0,5. Получаем: ТЭТА  = +/- 20 мин.
                                   U

###### <a id="p100611"></a>9.3.1.3 Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика.

<a id="p100612"></a>    Погрешность   трансформаторной   схемы   подключения  счетчика
дельта    ,  возникающую  за счет  угловых  погрешностей  ТТ и ТН,
      ТЭТА
определяем по формулам (П.3.2) и (П.3.3) с учетом значений угловых
погрешностей  ТЭТА  ,  ТЭТА   и  значения   cos  фи  =  0,8  инд.,
                  J        U
полученного    по   результатам    измерений   на   контролируемом
присоединении  за  учетный  период  (табл. П.3.6). Получаем:
<a id="p100613"></a>    при измерениях активной электроэнергии дельта     = +/- 2,08%;
                                                 ТЭТА
<a id="p100614"></a>    при измерениях реактивной электроэнергии дельта     = +/-
                                                   ТЭТА
3,69%.
<a id="p100615"></a>9.3.1.4. Погрешность из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к ТН.
<a id="p100616"></a>    Погрешность дельта  определяем  по  результатам  измерений  на
                      л
контролируемом  присоединении.  Получаем:  дельта  =  0,2%  (табл.
                                                 л
П.3.6).

###### <a id="p100617"></a>9.3.1.5 Счетчик электроэнергии.

<a id="p100618"></a>    Погрешность  счетчика   дельта     при   измерениях   активной
                                  С.О
электроэнергии определяем по  графику (рис. П.2.9) - для  счетчика
класса точности  1,0 при cos фи = 1 и при минимальном токе, равном
5% от номинального I    (табл. П.3.6).  Получаем:  дельта    = +/-
                    ном                                  С.О
1,5%.
<a id="p100619"></a>    Примечание.   Погрешности  счетчика  дельта     при   значении
                                               С.О
cos фи = 0,8 инд. и при cos фи = 1 примерно равны друг другу.
<a id="p100620"></a>    Погрешность  рассматриваемого  счетчика  класса  точности  1,0
дельта    при измерениях  реактивной  электроэнергии  принимаем  в
      С.О
соответствии  с   ГОСТ   30207-94   равной   удвоенному   значению
погрешности дельта    при   измерениях  активной   электроэнергии.
                  С.О
Тогда  для  тех же  значений минимального тока и cos фи  получаем:
дельта    = +/- 3,0%.
      С.О
<a id="p100621"></a>Дополнительную температурную погрешность счетчика в соответствии с формулой (П.3.4) вычисляем по формуле:

<a id="p100622"></a>                      дельта   = К  ДЕЛЬТА t,              (П.3.8)
                            Ct    t

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

<a id="p100623"></a>    ДЕЛЬТА t  =  |t     - t    |    -    отклонение    температуры
                   В(н)    норм

окружающего воздуха за учетный период от ее нормального t     = 20
                                                         норм
°С значения.
<a id="p100624"></a>    Из табл. П.3.6  берем  верхнее  t  =  35 °С  и нижнее t  =  10
                                     В                     н
°С значения температуры и находим  два  значения  ее отклонения от
нормальной: |ДЕЛЬТА t | = 15 °С и |ДЕЛЬТА t | = 10 °С, из  которых
                     В                     Н
в дальнейших расчетах учитываем большее по  абсолютному  значению,
т.е. ДЕЛЬТА t = 15 °С.
<a id="p100625"></a>    Получаем    согласно    (П.3.8)     значение    дополнительной
температурной погрешности счетчика: дельта   = 0,05 х 15 = 0,75 %.
                                          Сt
<a id="p100626"></a>Дополнительную погрешность счетчика при изменении частоты определяем по формуле:

<a id="p100627"></a>                     дельта   = К  дельта ,                (П.3.9)
                           Cf    f       f

где:
<a id="p100628"></a>    K  = 0,15% / %  -  функция  влияния  при   изменении  частоты,
     f
полученная по паспортным данным счетчика типа ХИТОН;

                f     - f
                 В(н)    ном
<a id="p100629"></a>     дельта  = |------------| 100% - отклонение частоты за учетный
           f        f                период  от  ее   номинального
                     ном             значения f    = 50 Гц.
                                               ном

<a id="p100630"></a>    Из  табл.  П.3.6  находим:  дельта   = 1%.   Тогда   получаем:
                                      f
дельта   = 0,15%.
      Cf
<a id="p100631"></a>    Примечание.  Дополнительные  погрешности  счетчика  типа ХИТОН
согласно его паспортным данным: при изменении  напряжения питающей
сети дельта  , от  кратковременных  перегрузок входным  импульсным
           cU
током  дельта     ,  от   самонагрева  дельта     ,  от   внешнего
             с.имп                           с.нгр
постоянного дельта     и переменного дельта     и  высокочастотных
                  с.м=                     с.м~
дельта       магнитных  полей  и  другие  по РД 34.11.114-98, ГОСТ
      с.м ВЧ
26035-83 и ГОСТ 30207-94 пренебрежимо  малы  и  учтены в  основной
относительной погрешности счетчика дельта   .
                                         с.о

###### <a id="p100632"></a>9.3.1.6 Устройство сбора и передачи данных.

<a id="p100633"></a>    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:
дельта    = 0,015%.
      у.с

##### <a id="p100634"></a>9.3.2 Измерительный канал N 2, ячейка N 2.

<a id="p100635"></a>    Составляющие  погрешности  измерительного  канала N 2 являются
такими же, что  и составляющие погрешности  измерительного  канала
N 1 (П.3.1). Однако, так как у счетчика  измерительного канала N 2
одна  фаза   трехфазной  сети   прервана  (табл. П.3.6),  в  сумме
                                            l
дополнительных   погрешностей   счетчика   SUM   дельта    (П.3.1)
                                           i=1         cj
появляется     составляющая     погрешности     дельта       из-за
                                                      с.нU
несимметрии напряжения. Согласно  ГОСТ 30207-94    предел   данной
составляющей погрешности  принимают  равным   удвоенному  значению
основной  относительной   погрешности  счетчика, т.е. дельта     =
                                                            с.нU
2 дельта   .
        с.о
<a id="p100636"></a>    Погрешность   счетчика   дельта    класса  точности   1,0  при
                                   с.о
минимальным  токе,  равном 5% от  номинального I    , и cos фи = 1
                                                ном
равна погрешности  дельта    счетчика  измерительного  канала  N 1
                         с.о
(см. п. 9.3.1.5), а именно:
<a id="p100637"></a>    при измерениях активной электроэнергии дельта    = +/- 1,5%;
                                                 с.о
<a id="p100638"></a>    при измерениях реактивной электроэнергии дельта    = /- 3,0%.
                                                   с.о
<a id="p100639"></a>    Тогда составляющая погрешности дельта     будет равна:
                                         с.нU
<a id="p100640"></a>    при измерениях активной электроэнергии дельта      = +/- 3%;
                                                 с.нU
<a id="p100641"></a>    при измерениях реактивной электроэнергии дельта     = +/- 6%.
                                                   с.нU

##### <a id="p100642"></a>9.3.3 Измерительные каналы N 3 и 5, ячейки N 3 и 5.

<a id="p100643"></a>Значения составляющих погрешности измерительных каналов N 3 и 5 являются такими же, что и для измерительного канала N 1.

##### <a id="p100644"></a>9.3.4 Измерительные каналы N 4 и 6, ячейки N 4 и 6.

<a id="p100645"></a>Значения составляющих погрешности измерительных каналов N 4 и 6 являются такими же, что и для измерительного канала N 2.

##### <a id="p100646"></a>9.3.5 Измерительные каналы N 7, 9 и 11, ячейки N 7, 9 и 11.

<a id="p100647"></a>    Значения составляющих погрешности измерительных каналов N 7, 9
и 11, кроме  погрешности  счетчика дельта   , являются  такими же,
                                         с.о
что и для измерительного канала N 1.
<a id="p100648"></a>    Погрешность   счетчика  класса   точности   0,5  дельта    при
                                                           с.о
измерениях  реактивной  электроэнергии   принимаем  согласно  ГОСТ
30206-94  равной  удвоенному  значению  погрешности  дельта    при
                                                           с.о
измерениях активной электроэнергии, т.е. принимаем равной 1%.

##### <a id="p100649"></a>9.3.6 Измерительные каналы N 8, 10 и 12, ячейки N 8, 10 и 12.

<a id="p100650"></a>Значения составляющих погрешности измерительных каналов N 8, 10 и 12 являются такими же, что и составляющие погрешности измерительного канала N 7 (см. п. 9.3.5).
<a id="p100651"></a>    Однако, так как у счетчиков измерительных каналов N 8, 10 и 12
одна  фаза   трехфазной  сети   прервана  (табл. П.3.6),  в  сумме
                                             l
дополнительных    погрешностей   счетчиков  SUM дельта     (П.3.1)
                                            j=1       cj
появляется составляющая погрешности дельта      из-за  несимметрии
                                          с.нU
напряжения.
<a id="p100652"></a>    Согласно ГОСТ 30206-94 предел дополнительной погрешности из-за
несимметрии  напряжения   принимают  равным   удвоенному  значению
основной относительной   погрешности счетчика, т.е.  дельта      =
                                                           с.нU
2 дельта   .
        с.о
<a id="p100653"></a>    Тогда для измерительных каналов N 8, 10 и 12 получаем:
<a id="p100654"></a>    при измерениях активной электроэнергии дельта     = +/- 1%;
                                                 с.нU
<a id="p100655"></a>    при измерениях реактивной электроэнергии дельта     = +/- 12%.
                                                   с.нU
<a id="p100656"></a>    9.3.7.  При  измерениях   средней   мощности   на   интервалах
усреднения Т    = 30 мин. при  передаточном  числе  счетчика  типа
            уср
ХИТОН R = 16000  имп/кВт.ч  и  минимальном   значении  мощности  Р
(минимальном первичном токе ТТ, равном 5% от номинального   J    )
                                                             1ном
согласно   формуле  (П.3.7)   находим   составляющую   погрешности
дельта    = +/- 0,28%.
      о.п
<a id="p100657"></a>9.3.8. Полученные промежуточные результаты расчетов по пп. 9.3.1 - 9.3.7 позволяют рассчитать пределы допускаемых относительных погрешностей измерительных каналов N 1 - 12 при измерениях активной и реактивной электроэнергии и мощности.
<a id="p100658"></a>Промежуточные и конечные результаты расчетов приведены в табл. П.3.7.

<a id="p100659"></a>Таблица П.3.7

<div align="center">

<a id="p100660"></a>**ПРОМЕЖУТОЧНЫЕ И КОНЕЧНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ПРЕДЕЛОВ**<br>
**ДОПУСКАЕМЫХ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ПОГРЕШНОСТЕЙ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ**<br>
**КАНАЛОВ ПРИ ИЗМЕРЕНИЯХ АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ**

</div>

**ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ**


<table>
<colgroup><col width="4%"><col width="9%"><col width="7%"><col width="6%"><col width="7%"><col width="6%"><col width="4%"><col width="5%"><col width="7%"><col width="4%"><col width="5%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="4%"><col width="5%"><col width="6%"><col width="8%"></colgroup>
<tr><td colspan="2">Канал учета</td><td colspan="13">Составляющие погрешности ИК</td><td colspan="2">Погрешность ИК</td></tr>
<tr><td rowspan="2">номер ИК</td><td rowspan="2">наименование объекта учета (контролируемого присоединения)</td><td rowspan="2">дельта , J %</td><td rowspan="2">ТЭТА , J мин.</td><td rowspan="2">дельта , U %</td><td rowspan="2">ТЭТА , U %</td><td colspan="2">дельта , ТЭТА %</td><td rowspan="2">дельта , л %</td><td colspan="2">дельта , с.о %</td><td rowspan="2">дельта , ct %</td><td rowspan="2">дельта , cf %</td><td colspan="2">дельта , с.нU %</td><td colspan="2">дельта = дельта , w p %</td></tr>
<tr><td>акт.</td><td>реакт.</td><td>акт.</td><td>реакт.</td><td>акт.</td><td>реакт.</td><td>акт.</td><td>реакт.</td></tr>
<tr><td>1</td><td>Ячейка N 1</td><td>1,5</td><td>90</td><td>0,5</td><td>20</td><td>2,08</td><td>3,69</td><td>0,2</td><td>1,5</td><td>3,0</td><td>0,75</td><td>0,15</td><td></td><td></td><td>+/- 3,4</td><td>+/- 5,6</td></tr>
<tr><td>2</td><td>Ячейка N 2</td><td>1,5</td><td>90</td><td>0,5</td><td>20</td><td>2,08</td><td>3,69</td><td>0,2</td><td>1,5</td><td>3,0</td><td>0,75</td><td>0,15</td><td>3,0</td><td>6,0</td><td>+/- 4,7</td><td>+/- 7,4</td></tr>
<tr><td>3</td><td>Ячейка N 3</td><td>1,5</td><td>90</td><td>0,5</td><td>20</td><td>2,08</td><td>3,69</td><td>0,2</td><td>1,5</td><td>3,0</td><td>0,75</td><td>0,15</td><td></td><td></td><td>+/- 3,4</td><td>+/- 5,6</td></tr>
<tr><td>4</td><td>Ячейка N 4</td><td>1,5</td><td>90</td><td>0,5</td><td>20</td><td>2,08</td><td>3,69</td><td>0,2</td><td>1,5</td><td>3,0</td><td>0,75</td><td>0,15</td><td>3,0</td><td>6,0</td><td>+/- 4,7</td><td>+/- 7,4</td></tr>
<tr><td>5</td><td>Ячейка N 5</td><td>1,5</td><td>90</td><td>0,5</td><td>20</td><td>2,08</td><td>3,69</td><td>0,2</td><td>1,5</td><td>3,0</td><td>0,75</td><td>0,15</td><td></td><td></td><td>+/- 3,4</td><td>+/- 5,6</td></tr>
<tr><td>6</td><td>Ячейка N 6</td><td>1,5</td><td>90</td><td>0,5</td><td>20</td><td>2,08</td><td>3,69</td><td>0,2</td><td>1,5</td><td>3,0</td><td>0,75</td><td>0,15</td><td>3,0</td><td>6,0</td><td>+/- 4,7</td><td>+/- 7,4</td></tr>
<tr><td>7</td><td>Ячейка N 7</td><td>1,5</td><td>90</td><td>0,5</td><td>20</td><td>2,08</td><td>3,69</td><td>0,2</td><td>0,5</td><td>1,0</td><td>0,75</td><td>0,15</td><td></td><td></td><td>+/- 3,1</td><td>+/- 4,6</td></tr>
<tr><td>8</td><td>Ячейка N 8</td><td>1,5</td><td>90</td><td>0,5</td><td>20</td><td>2,08</td><td>3,69</td><td>0,2</td><td>0,5</td><td>1,0</td><td>0,75</td><td>0,15</td><td>1,0</td><td>2,0</td><td>+/- 3,3</td><td>+/- 5,1</td></tr>
<tr><td>9</td><td>Ячейка N 9</td><td>1,5</td><td>90</td><td>0,5</td><td>20</td><td>2,08</td><td>3,69</td><td>0,2</td><td>0,5</td><td>1,0</td><td>0,75</td><td>0,15</td><td></td><td></td><td>+/- 3,1</td><td>+/- 4,6</td></tr>
<tr><td>10</td><td>Ячейка N 10</td><td>1,5</td><td>90</td><td>0,5</td><td>20</td><td>2,08</td><td>3,69</td><td>0,2</td><td>0,5</td><td>1,0</td><td>0,75</td><td>0,15</td><td>1,0</td><td>2,0</td><td>+/- 3,3</td><td>+/- 5,1</td></tr>
<tr><td>11</td><td>Ячейка N 11</td><td>1,5</td><td>90</td><td>0,5</td><td>20</td><td>2,08</td><td>3,69</td><td>0,2</td><td>0,5</td><td>1,0</td><td>0,75</td><td>0,15</td><td></td><td></td><td>+/- 3,1</td><td>+/- 4,6</td></tr>
<tr><td>12</td><td>Ячейка N 12</td><td>1,5</td><td>90</td><td>0,5</td><td>20</td><td>2,08</td><td>3,69</td><td>0,2</td><td>0,5</td><td>1,0</td><td>0,75</td><td>0,15</td><td>1,0</td><td>2,0</td><td>+/- 3,3</td><td>+/- 5,1</td></tr>
</table>


<a id="p100674"></a>    Примечание.  При  расчетах погрешности  измерительных  каналов

<div align="center">

дельта   учитывалась  также  составляющая   погрешности  дельта

</div>

      p                                                        о.п
(П.3.7). Однако ввиду ее малой  значимости в  конечных результатах
расчетов (табл. П.3.7) принято дельта  = дельта .
                                     W         p


### 10. <a id="p100675"></a>ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ


<a id="p100676"></a>10.1. Результаты измерений оформляют в виде документов (протоколов) по форме, установленной на энергообъекте.
<a id="p100677"></a>10.2. Документы по п. 10.1 могут быть исполнены на твердом и/или бумажном носителях.
<a id="p100678"></a>*Примечание.* При оформлении результатов измерений учитывают рекомендации п. 10 РД 153-34.0-11.209-99.


### 11. <a id="p100679"></a>КОНТРОЛЬ ТОЧНОСТИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ


<a id="p100680"></a>11.1. Целью контроля точности результатов измерений является проверка правильности выполнения операций и соблюдения правил измерений, регламентированных настоящей МВИ, а также проверка удовлетворения требований к приписанным значениям погрешностей измерительных каналов АСКУЭ по разделу 1 настоящей МВИ.

#### <a id="p100681"></a>11.2 Задачами контроля точности являются проверки:

<a id="p100682"></a>наличия действующего свидетельства о поверке АСКУЭ;
<a id="p100683"></a>наличия действующих свидетельств о поверке СИ, входящих в измерительные каналы АСКУЭ;
<a id="p100684"></a>отсутствия несанкционированных изменений схем вторичных цепей ТТ и ТН;
<a id="p100685"></a>отсутствия несанкционированных замен СИ в составе АСКУЭ;
<a id="p100686"></a>соблюдения условий применения СИ (табл. П.3.6);
<a id="p100687"></a>соблюдения требований к параметрам контролируемых присоединений (табл. П.3.6);
<a id="p100688"></a>погрешности из-за потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН;
<a id="p100689"></a>регламентированного алгоритма работы АСКУЭ (п. 8);
<a id="p100690"></a>правильности обработки (вычисления) результатов измерений (п. 9).

#### <a id="p100691"></a>11.3 Периодический контроль проводят один раз в пять лет.

<a id="p100692"></a>11.4. Оперативный контроль проводят в случаях, предусмотренных в РД 153-34.0-11.209-99, или в случаях, предусмотренных спецификой системы учета электроэнергии и/или мощности на энергообъекте.
<a id="p100693"></a>11.5. Выявленные при контроле точности нарушения требований настоящей МВИ должны быть устранены в соответствии с п. 11.7 РД 153-34.0-11.209-99.
<a id="p100694"></a>11.6. После замены СИ в измерительном канале должны быть выполнены работы, предусмотренные в п. 11.8 РД 153-34.0-11.209-99. При этом поверка (калибровка) измерительного канала, а также переоформление настоящей МВИ в целом не требуются.





<a id="p100695"></a>Приложение П.3.1

<a id="p100696"></a>**СПИСОК ДОКУМЕНТОВ, НА КОТОРЫЕ ДАНЫ ССЫЛКИ В МВИ**


| Обозначение | Наименование | Номер пункта МВИ |
| --- | --- | --- |
| РД 34.11.114-98 | Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные метрологические характеристики. Общие требования. - М.: | 1.2; 9.3.1.5 |
| РД 34.09.101-94 | РАО "ЕЭС России", 1998 Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. - М.: РАО "ЕЭС России", СПО ОРГРЭС, 1995 | 2.1 |
| ТУ 4228-001- | Счетчик многофункциональный | 2.1; 9.3.1.5 |
| 21490327-96 ТУ 4228-003- | электронный электрической энергии типа ХИТОН. Технические условия Программно-аппаратный | 2.1 |
| 21490327-98 ГОСТ 26035-83 | комплекс многоуровневых автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии и мощности КОРОНА-1. Технические условия Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия | 2.1; 9.3.1.5 |
| ГОСТ 30206-94 | Статические счетчики ваттчасов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S) | 2.1; 9.3.1.5 |
| ГОСТ 30207-94 | Статические счетчики ваттчасов активной энергии переменного тока (классы точности 1 и 2) | 2.1; 9.3.1.5 |
| РД 153-34.0-11.209- | Автоматизированные системы | 4.1; 5.1; 7.1; |
| 99 | контроля и учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности | 8.1; 8.2; 10.2; 11.4 - 11.6 |






<a id="p100706"></a>Приложение 4
(обязательное)

<a id="p100707"></a>**ЛИСТ РЕГИСТРАЦИИ ИЗМЕНЕНИЙ**


<table>
<colgroup><col width="11%"><col width="11%"><col width="11%"><col width="11%"><col width="15%"><col width="15%"><col width="15%"><col width="11%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Номер изменения</td><td colspan="4">Номера листов, страниц</td><td rowspan="2">Всего листов (страниц) в МВИ</td><td rowspan="2">Подпись</td><td rowspan="2">Дата</td></tr>
<tr><td>измененных</td><td>замененных</td><td>новых</td><td>аннулированных</td></tr>
<tr><td>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td><td>5</td><td>6</td><td>7</td><td>8</td></tr>
</table>


<a id="p100710"></a>*Примечание.* Изменение, внесенное в МВИ, удостоверяет своей подписью лицо, утвердившее МВИ энергообъекта.





<a id="p100711"></a>Приложение 5

<a id="p100712"></a>**СПИСОК**
**ДОКУМЕНТОВ, НА КОТОРЫЕ ДАНЫ ССЫЛКИ В МВИ**


| Обозначение | Наименование | Номер пункта МВИ |
| --- | --- | --- |
| 1 | 2 | 3 |
| ГОСТ Р 8.563-96 | Закон РФ об обеспечении единства измерений ГСИ. Методики выполнения измерений | Вводная часть Вводная часть; 1.6 |
| РД 34.11.114-98 | Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные метрологические характеристики. Общие требования. М.: РАО "ЕЭС России", 1998 | 1.1; 1.2; 1.6; 9.1.2; 9.1.5.3; Приложение 3 |
| РД 34.11.321-96 | Нормы погрешности измерений технологических параметров тепловых электростанций и подстанций. М.: ВТИ, 1997 Правила устройства электроустановок. 6-е изд., перераб. и доп. М.: | 1.3; 1.6; 9.2.2 Приложение 1 2.4; 2.4.1 |
| РД 34.09.101-94 | Энергоатомиздат, 1985 Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. М.: СПО ОРГРЭС, 1995 | 2.1; 2.4.2; 7.2.2; 11.3; Приложение 3 |
| ГОСТ 7746-89 | Трансформаторы тока. Общие технические условия | 2.5; 9.1.2; 9.1.4; 9.1.5.4; Приложение 2 |
| ГОСТ 1983-89 | Трансформаторы напряжения. Общие технические условия | 2.5; 9.1.2; 9.1.4; 9.1.5.4; Приложение 2 |
| ГОСТ 6570-75 | Счетчики электрические активной и реактивной энергии индукционные. Общие технические условия | 2.5; 9.1.4; 9.1.5.4; Приложение 2 |
| ГОСТ 26035-83 | Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия | 2.5; 9.1.4; 9.1.5.4; Приложение 2; Приложение 3 |
| ГОСТ 30206-94 | Статические счетчики ватт- | 2.5; 9.1.4; |
| (МЭК 687-92) | часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S) | 9.1.5.4; Приложение 2; Приложение 3 |
| ГОСТ 30207-94 | Статические счетчики ватт- | 2.5; 9.1.4; |
| (МЭК 1036-90) | часов активной энергии переменного тока (классы точности 1 и 2) | 9.1.5.4; Приложение 2; Приложение 3 |
| МИ 1967-89 | ГСИ. Выбор методов и средств измерений при разработке методик выполнения измерений. Общие положения | 2.6 |
| ГОСТ 12.3.019-80 | Испытания и измерения электрические. Общие требования безопасности | 4.1 |
| ГОСТ 12.2.007.0-75 | Изделия электротехнические. Общие требования безопасности Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. М.: СПО ОРГРЭС, 1996 Правила эксплуатации электроустановок потребителей. М: | 4.1; 4.2; 4.3; 4.6 4.1; 5.1 4.1; 5.1 |
|  | Энергоатомиздат, 1992 Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. М.: | 4.1; 5.1 |
|  | Энергоатомиздат, 1989 Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. М.: | 4.1; 5.1 |
| ГОСТ 12.2.007.3-75 | Энергоатомиздат, 1987 ССБТ. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности | 4.2 |
| ГОСТ 22261-94 | Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия | 4.3 |
| ГОСТ 12.1.038-82 | ССБТ. Электробезопасность. Предельно допустимые уровни напряжений прикосновения и токов | 4.3 |
| ГОСТ 26104-89 | Средства измерений электронные. Технические требования в части безопасности. Методы испытаний | 4.3; 4.6 |
| ГОСТ 12.2.003-74 | Оборудование производственное. Общие требования безопасности Инструкция по проверке трансформаторов напряжения и их вторичных цепей. М.: | 4.6 7.1.6 |
| РД 34.11.325-90 | СПО Союзтехэнерго, 1979 Методические указания по определению погрешности измерений активной электроэнергии при ее производстве и распределении. М.: СПО ОРГРЭС, 1991 | 9.4 |
| МИ 1317-86 | ГСИ. Методические указания. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров | 9.4 |




<a id="p100736"></a>

---