РД 34.11.333-97. Типовая методика выполнения измерений количества электрической энергии
(утв. РАО «ЕЭС России» 15.05.1997)
Примечание
Документ включен в Указатель действующих в электроэнергетике нормативных документов на 01.03.2010, составленный на основе Реестра действующих в электроэнергетике нормативно-технических документов, приложение № 1 к Приказу РАО «ЕЭС России» от 14.08.2003 № 422 (М.: ООО «Тексус», 2010). Документ введен в действие с 1 июня 1997 года.
15 мая 1997 года
ТИПОВАЯ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
с 1 июня 1997 года
Разработано Акционерным обществом «Научно-исследовательский институт электроэнергетики» (АО ВНИИЭ), Всероссийским научно-исследовательским институтом метрологической службы (ВНИИМС).
Исполнители: Я.Т. Загорский, Ю.Е. Жданова (АО ВНИИЭ), В.В. Новиков (ВНИИМС).
Утверждено РАО «ЕЭС России» 15.05.97.
Согласовано Департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» 28.04.97.
Дирекцией по внедрению автоматизированных измерительно-расчетных систем РАО «ЕЭС России» 28.02.97.
МВИ аттестована АО ВНИИЭ 18 апреля 1997 г.
Настоящий документ устанавливает Типовую методику выполнения измерений (далее — МВИ) количества активной и реактивной электрической энергии (далее — электроэнергия) при ее производстве, передаче и распределении на электростанциях, подстанциях, линиях электропередачи и других энергообъектах РАО «ЕЭС России» и АО-энерго.
МВИ распространяется на измерения электроэнергии с использованием счетчиков активной или реактивной электроэнергии, установленных на энергообъектах в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) и «Типовой инструкции по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении» РД 34.09.101-94.
МВИ не распространяется на измерения, проводимые с использованием автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии.
МВИ предназначена для персонала энергообъектов РАО «ЕЭС России» и АО-энерго.
При внедрении настоящей МВИ могут быть разработаны МВИ энергообъектов или МВИ для группы энергообъектов (далее — МВИ энергообъекта), содержащие совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений с известной (или требуемой) погрешностью. МВИ энергообъекта могут конкретизировать отдельные положения настоящей МВИ применительно к условиям и структуре системы учета электроэнергии на энергообъекте. При коммерческом учете электроэнергии МВИ энергообъекта подлежит аттестации в соответствии с ГОСТ Р 8.563-96.
1.1. За погрешность измерений в точке учета электроэнергии в настоящей МВИ принимают относительную погрешность измерительного комплекса (инструментальную погрешность).
1.2. Погрешность измерений электроэнергии должна соответствовать нормам, указанным в РД 34.11.321-96 и Приложении 1.
1.3. В МВИ энергообъекта настоящий раздел может содержать числовые значения требуемых или приписанных характеристик погрешности измерений, устанавливаемые с учетом анализа всех ее составляющих (методической, инструментальной и др. по ГОСТ Р 8.563-96) и полученные при соблюдении требований и правил МВИ энергообъекта.
2.1. При выполнении измерений электроэнергии в соответствии с РД 34.09.101-94 применяют измерительные комплексы, в состав которых в общем случае в качестве технических средств могут входить:
измерительные трансформаторы тока (далее — ТТ);
измерительные трансформаторы напряжения (далее — ТН);
счетчики электроэнергии индукционные и/или электронные;
линии присоединения счетчиков к ТН.
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 технической документации на энергообъект, требованиям Главгосэнергонадзора РФ и ведомственной технической документации.
СИ должны быть из числа внесенных в Государственный реестр средств измерений, допущенных к применению в Российской Федерации, и иметь действующие свидетельства о поверке (калибровке).
2.3. При выполнении измерений в цепях с реверсивным режимом работы применяют электронные счетчики электроэнергии двух направлений потока или два индукционных счетчика со стопорами против обратного хода.
2.4. Классы точности счетчиков и измерительных трансформаторов, а также потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН должны соответствовать требованиям ПУЭ и быть не более указанных в табл. 1.
ДОПУСКАЕМЫЕ КЛАССЫ ТОЧНОСТИ СИ И ДОПУСКАЕМЫЕ ЗНАЧЕНИЯ
ПОТЕРЬ НАПРЯЖЕНИЯ В ЛИНИЯХ ПРИСОЕДИНЕНИЯ СЧЕТЧИКОВ
К ТН ПРИ УЧЕТЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
| Объекты учета | Расчетный учет | Технический учет | ||||||||
| Классы точности | дельта , л % от ном., не | Классы точности | дельта , л % от ном., не | |||||||
| СА | СР | ТТ | ТН | более | СА | СР | ТТ | ТН | более | |
| 1. Генераторы мощностью более 50 МВт, межсистемные линии электропередачи напряжением 220 кВ и выше, трансформаторы мощностью 63 МВ.А и более | 0,5 | 1,0 (1,5) | 0,5 | 0,5 | 0,25 | 1,0 | 1,0 (1,5) | 1,0 | 1,0 | 1,5 |
| 2. Генераторы мощностью 12 — 50 МВт, межсистемные линии электропередачи напряжением 110 — 150 кВ, трансформаторы мощностью 10 — 40 | 1,0 | 1,5 | 0,5 | 0,5 | 0,25 | 2,0 | 3,0 | 1,0 | 1,0 | 1,5 |
| МВ.А | ||||||||||
| 3. Прочие объекты учета | 2,0 | 3,0 | 0,5 | 0,5 (1,0) | 0,25 (0,5) | 2,0 | 3,0 | 1,0 | 1,0 | 1,5 |
В табл. 1: СА — счетчики активной электроэнергии; СР — счетчики реактивной электроэнергии; дельта — относительные потери напряжения в линиях л присоединения счетчиков к ТН, % от номинального значения.
2.4.1 В соответствии с ПУЭ допускается:
подключение расчетных счетчиков класса точности 2,0 к ТН класса точности 1,0;
подключение счетчиков технического учета к встроенным ТТ класса точности ниже 1,0, если для получения класса точности 1,0 требуется установка дополнительных комплектов ТТ;
подключение счетчиков технического учета класса точности 2,0 к ТН класса точности ниже 1,0.
2.4.2. В соответствии с РД 34.09.101-94 для межсистемных линий электропередачи напряжением 500 кВ и выше рекомендуются счетчики активной электроэнергии класса точности 0,2, подключаемые к измерительным трансформаторам класса точности выше 0,5.
2.5. Технические параметры, а также метрологические параметры и характеристики ТТ должны отвечать требованиям ГОСТ 7746-89, ТН — ГОСТ 1983-89, индукционных счетчиков — ГОСТ 6570-75, электронных счетчиков — ГОСТ 26035-83, ГОСТ 30206-94 и ГОСТ 30207-94, а также паспортным данным СИ, применяемым при выполнении измерений.
2.6. При разработке МВИ энергообъекта выбор СИ электроэнергии производят в соответствии с настоящей МВИ и МИ 1967-89.
Необходимым условием при выборе СИ является удовлетворение требований к точности измерений по разд. 1 настоящей МВИ с учетом рабочих условий применения СИ на энергообъекте.
2.7. В МВИ энергообъекта первый пункт раздела «Средства измерений, вспомогательные устройства» должен иметь следующую формулировку: «При проведении измерений по данной МВИ применяют СИ и другие технические средства, приведенные в табл. ...». Рекомендуемая форма таблицы соответствует табл. 2.
| Наименование объекта учета (контролируемого присоединения) | Порядковый номер и наименование средства измерений, технического средства | Обозначение стандарта, ТУ и типа либо метрологические характеристики | Наименование измеряемой величины | Примечания |
|---|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
В табл. 2 указывают СИ и технические средства, входящие в измерительный комплекс учета электроэнергии по п. 2.1, СИ влияющих величин (термометры, амперметры, вольтметры и др.), метрологические характеристики СИ (класс точности, пределы измерений и т.д.) и другое.
В графе «Примечания» могут быть указаны пределы допускаемых погрешностей СИ, включая дополнительные погрешности в условиях эксплуатации СИ за учетный период.
3.1. Измерения электроэнергии выполняют методом интегрирования по времени электрической мощности контролируемой сети при помощи индукционного или электронного счетчика электроэнергии и периодического считывания непрерывно нарастающих показаний счетчика. Значение электроэнергии за учетный период определяют по разности показаний счетчика в конце и начале этого периода.
4.1. При выполнении измерений электроэнергии соблюдают требования безопасности в соответствии с ГОСТ 12.3.019-80, ГОСТ 12.2.007.0-75, «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей», «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».
4.2. Требования безопасности счетчиков должны соответствовать ГОСТ 22261-94, ГОСТ 12.1.038-82. По способу защиты человека от поражения электрическим током счетчики должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.007.0-75.
4.3. Металлический цоколь счетчика должен быть заземлен. Требования к зажимам заземления должны соответствовать эксплуатационной документации счетчика.
4.4. 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.
4.5. 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.
5.1. К выполнению измерений электроэнергии допускаются лица, подготовленные в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей», «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок», имеющие квалификационную группу не ниже III и обученные проведению измерений при учете электроэнергии.
5.2. К обработке результатов измерений допускаются лица с образованием не ниже среднего специального.
6.1. При выполнении измерений параметры контролируемых присоединений (ток, напряжение и cos фи) и условия применения СИ должны находиться в допускаемых границах, указанных в табл. 3 и нормативных документах по п. 2.5.
| Наименования параметров контролируемых присоединений и влияющих величин | Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного комплекса: | |||||
| счетчик индукц. | счетчик индукц. и ТТ | счетчик индукц., ТТ и ТН | счетчик электр. | счетчик электр. и ТТ | счетчик электр., ТТ и ТН | |
| Ток, % от | I <*> - | I - | I - | I - | I - | I - |
| I | мин | мин | мин | мин | мин | мин |
| ном | I <*> макс | 120 | 120 | I макс | 120 | 120 |
| Напряже- | 90 — 110 | 90 — 110 | 90 — 110 | 85 - | 85 — 110 | 85 — 110 |
| ние, % от | 110 | |||||
| U ном | ||||||
| cos фи | 0,5 инд. — 1,0 — 0,8 емк. | 0,5 инд. — 1,0 — 0,5 емк. | ||||
| сети | ||||||
| Частота, | 95 — 105 | 99 — 101 | 99 — 101 | 95 - | 99 — 101 | 99 — 101 |
| % от f ном | 105 | |||||
| Температура окружающего воздуха, | По паспортам СИ | |||||
| °С | ||||||
| Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл | Не более 0,5 | |||||
| Угол отклонения от вертикали, град. | Не более 3 (0,5 <**>) | - | - | - | ||
| Вторичная нагрузка | - | 25 — 100 | 25 — 100 | - | 25 — 100 | 25 — 100 |
| ТТ, % от номинальной при cos фи | - | 0,8 инд. | 0,8 инд. | - | 0,8 инд. | 0,8 инд. |
| 2 | ||||||
| Вторичная нагрузка | - | - | 25 — 100 | - | - | 25 — 100 |
| ТН, % от номинальной при cos фи | - | - | 0,8 инд. | - | - | 0,8 инд. |
| 2 | ||||||
--------------------------------
<*> Значения токов I и I определяются по паспортам мин макс счетчиков и ТТ (значение тока I обычно находится в диапазоне
мин
(1 — 10)% от I ). ном
<**> Для счетчиков класса точности 0,5.
6.2. Потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН не должны превышать значений, указанных в табл. 1.
6.3. В МВИ энергообъекта указывают измеряемую величину, перечень контролируемых присоединений, СИ и влияющих величин (в том числе перечень параметров контролируемого присоединения), нормальные (номинальные) значения и предельные отклонения влияющих величин в реальных условиях энергообъекта.
6.4. В МВИ энергообъекта дополняют табл. 3 данными о других влияющих величинах (коэффициент гармоник тока, несимметрии по току, напряжению и углу сдвига фаз трехфазной сети и т.п.) в соответствии с результатами анализа составляющих погрешности измерений по п. 1.3.
6.5. В МВИ энергообъекта первый пункт раздела «Условия измерений» излагают следующим образом: «При выполнении измерений соблюдают условия, приведенные в табл. ...». Рекомендуемая форма таблицы соответствует табл. 4.
| Наименования присоединений, измеряемой величины и средств измерений | Наименования влияющих величин (в т.ч. параметров присоединений) | Нормальные (номинальные) значения влияющих величин | Предельные отклонения влияющих величин | |
| допускаемые по НД на СИ | фактические за учетный период | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
6.6. Фактические предельные отклонения влияющих величин (табл. 4) определяют по показаниям СИ (п. 2.8) с учетом их пределов допускаемых погрешностей; при этом к показанию СИ добавляют значение предела его абсолютной погрешности, взятое с неблагоприятным знаком.
6.7. При невозможности обеспечения требуемых в разд. 6 условий измерения проводят по МВИ энергообъекта, которые разрабатывают применительно к реальным условиям выполнения измерений на энергообъекте по п. 6.3.
7.1 При подготовке к выполнению регулярных измерений проводят следующие работы:
7.1.1 Проверяют целостность корпусов счетчиков электроэнергии.
7.1.2. Проверяют целостность пломб Госстандарта РФ на креплении кожухов и пломб энергоснабжающей организации на крышках колодок зажимов расчетных счетчиков, а также целостность пломб с клеймом калибровочной лаборатории на креплении кожухов и крышках колодок зажимов счетчиков технического учета.
7.1.3. Проверяют наличие записи на съемном щитке каждого трансформаторного универсального счетчика коэффициентов трансформации ТТ и ТН, к которым подключен счетчик, а также записи множителя счетчика, равного произведению этих коэффициентов.
7.1.4 Проверяют наличие записи на съемном щитке каждого
m
трансформаторного счетчика коэффициента вида «М х 10 ».
7.1.5. Проверяют реальные условия применения СИ измерительных комплексов на соответствие требованиям, указанным в нормативных документах по п. 2.5 и табл. 3 или в МВИ энергообъекта.
7.1.6. Определяют потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН в соответствии с «Инструкцией по проверке ТН и их вторичных цепей» или местными инструкциями энергообъекта.
7.1.7. Определяют минимальную разность показаний счетчика за учетный период, которую можно допустить для каждого контролируемого присоединения без преувеличения погрешности измерений (см. Приложение 2).
7.1.8. 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 мероприятия по обеспечению требуемых условий выполнения измерений.
7.1.9. Записывают в журнал фактические значения и диапазоны изменений параметров контролируемых присоединений, влияющих величин, значения потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН, а также минимальную разность показаний счетчика, допускаемую для каждого контролируемого присоединения за учетный период.
7.2. При подготовке к выполнению измерений на вновь вводимой в эксплуатацию системе учета электроэнергии проводят следующие работы:
7.2.1. Проверяют правильность размещения и номенклатуру СИ для расчетного и технического учета электроэнергии на соответствие с утвержденной для энергообъекта схемой размещения.
Заводские номера и классы точности СИ должны совпадать с указанными в эксплуатационной документации.
7.2.2. Проверяют наличие технического паспорта-протокола по форме, регламентированной РД 34.09.101-94 для каждого измерительного комплекса, входящего в систему учета электроэнергии на энергообъекте.
7.2.3 Проверяют укомплектованность СИ в соответствии с их паспортами.
7.2.4. Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке (калибровке) СИ.
7.2.5. Проверяют целостность предохранителей на стороне высокого напряжения ТН, используемых при учете электроэнергии.
7.2.6. Проверяют все электрические соединения в схеме измерительного комплекса при обесточенной питающей сети. Проверку проводят по методикам, приведенным в инструкциях энергообъекта, с целью установления правильности всех электрических соединений и уточнения полярности обмоток измерительных трансформаторов.
7.2.7. Выполняют работы, указанные в п. п. 7.1.1 - 7.1.9 настоящей МВИ.
7.2.8. Проводят опробование каждого измерительного комплекса в соответствии с инструкциями по эксплуатации измерительного комплекса и (или) СИ, входящих в его состав.
7.3. После ремонта измерительного комплекса с заменой измерительных трансформаторов, а также после внесения изменений в схемы их вторичных цепей производят проверку по п. п. 7.2.3 - 7.2.6, 7.1.5 - 7.1.9 и 7.2.8.
7.4. После замены счетчика проверяют правильность схемы его подключения и выполняют операции по п. п. 7.2.3, 7.2.4, 7.1.1 - 7.1.9 и 7.2.8 применительно к вновь установленному счетчику.
7.5. После выполнения операций по п. п. 7.3 и 7.4 вносят необходимые записи об изменениях в паспорт-протокол измерительного комплекса.
7.6. В МВИ энергообъекта при необходимости могут быть отражены дополнения и уточнения операций при подготовке к выполнению измерений, конкретизирующие отдельные положения п. п. 7.1 - 7.5 применительно к структуре учета электроэнергии на энергообъекте, в том числе устанавливающие периодичность проверки действительности свидетельств о поверке (калибровке) СИ.
8.1 При выполнении измерений электроэнергии производят следующие операции:
8.1.1 Снимают показания счетчика N — число, зафиксированное
i
отсчетным устройством счетчика в заданный момент времени.
8.1.2. Выполняют операцию по п. 8.1.1 на всех контролируемых присоединениях (объектах учета).
8.2 При наблюдении в процессе измерений записывают:
календарную дату выполнения измерений;
наименование (обозначение) объекта учета электроэнергии;
астрономическое время выполнения измерений (моменты времени отсчитывания показаний счетчика);
коэффициент счетчика, указанный на его щитке;
показания счетчика по всем разрядам отсчетного устройства.
8.3 В МВИ энергообъекта также указывают:
последовательность обхода счетчиков при выполнении измерений;
периодичность обхода счетчиков при выполнении измерений;
требования о периодичности и форме регистрации параметров контролируемых присоединений и влияющих величин.
9.1. Обработку (вычисление) результатов измерений выполняют следующим способом.
9.1.1 Значение электроэнергии за учетный период времени от
момента t до момента t вычисляют по разности ДЕЛЬТА N показаний
1 2
счетчика N и N в указанные моменты времени по формуле:
2 1
W = К (N - N ) = К ДЕЛЬТА N, кВт.ч или квар.ч. (9.1)
2 1
9.1.2. Для счетчика непосредственного включения или
трансформаторного счетчика, на щитке которого указан множитель
m m
вида "М х 10 ", принимается коэффициент К = M х 10 ; при
отсутствии множителя — коэффициент К = 1.
9.1.3 Для трансформаторного универсального счетчика
коэффициент К вычисляется по формуле:
U I
1 1
К = К = -- х --, (9.2)
тр U I
2 2
U I
1 1
где -- и -- - коэффициенты трансформации измерительных
U I
2 2
трансформаторов напряжения и тока соответственно, указанные на
съемном щитке счетчика. m
При наличии множителя вида «М х 10 » коэффициент К вычисляется по формуле:
U I
1 1 m
К = -- х -- х М х 10 . (9.3)
U I
2 2
9.1.4 Относительную погрешность измерительного комплекса
дельта (приписанную характеристику погрешности измерений) W вычисляют по методике РД 34.11.325-90 по формулам, приведенным в табл. 5.
| Состав измерительного комплекса | Формулы для расчета | |
| погрешности измерительного комплекса, % | составляющих погрешности, % | |
| 1. Счетчик совместно с | ________ / 2 дельта = +/- 1,1 \/дельта + | ____________ / 2 2 дельта = 0,029 \/ТЭТА + ТЭТА х |
| ТТ, ТН и линией присое- | W I ______________________ | ТЭТА I U __________ |
| динения счетчика к ТН | 2 2 дельта + дельта + U ТЭТА | / 2 \/1 — cos фи / cos фи — для активной энергии; |
| 2 2 дельта + дельта + л со | / 2 2 дельта = 0,029 \/ТЭТА — ТЭТА х ТЭТА I U | |
| 2 l 2 дельта + SUM дельта оп j=1 j | / 2 cos фи / \/1 — cos фи — для реактивной энергии; | |
| \/2 ДЕЛЬТА оп дельта = ------------ х 100; оп ДЕЛЬТА N | ||
| дельта = К х ДЕЛЬТА кси j j j | ||
| 2. Счетчик совместно с | ________ / 2 дельта = +/- 1,1 \/дельта + | дельта = 0,029 х ТЭТА х ТЭТА I |
| ТТ | W I _______________________ 2 2 дельта + дельта + ТЕТА со ______________________ 2 l 2 дельта + SUM дельта оп j=1 j | __________ / 2 \/1 — cos фи / cos фи — для активной энергии; дельта = 0,029 х ТЭТА х ТЭТА I __________ / 2 cos фи / \/1 — cos фи |
| - для реактивной энергии; | ||
| \/2 ДЕЛЬТА оп дельта = ------------ х 100; оп ДЕЛЬТА N | ||
| дельта = К х ДЕЛЬТА кси j j j | ||
| 3. Счетчик непосредственного включения | _________ / 2 дельта = +/- 1,1 \/дельта + W со ______________________ 2 l 2 дельта + SUM дельта оп j=1 j | _ \/2 ДЕЛЬТА оп дельта = ------------ х 100; оп ДЕЛЬТА № дельта = К х ДЕЛЬТА кси j j j |
| В табл. 5: | ||
| дельта дельта дельта | - токовая погрешность ТТ, %; I — погрешность напряжения ТН, %; U — погрешность трансформаторной схемы подключения ТЭТА | |
счетчика за счет угловых погрешностей ТТ и ТН, %;
дельта — погрешность из-за потери напряжения в линии л присоединения счетчика к ТН, %;
дельта — основная погрешность счетчика, %; со
дельта — погрешность определения разности показаний оп счетчика, %;
дельта — дополнительная погрешность счетчика от j-й влияющей j величины, %;
ТЭТА — угловая погрешность ТТ, мин.; I
ТЭТА — угловая погрешность ТН, мин.; U
ДЕЛЬТА — абсолютная погрешность отсчитывания показаний оп счетчика, ед.;
ДЕЛЬТА N — разность показаний счетчика за учетный период, ед.;
К — функция влияния j-й величины, % на единицу влияющей j величины или %/%;
ДЕЛЬТА кси — отклонение j-й влияющей величины от ее j нормального значения, ед. или %;
cos фи — коэффициент мощности контролируемого присоединения.
измерительных трансформаторов дельта , ТЭТА , дельта и ТЭТА
I I U U
указывают для нормированных рабочих условий применения без
разделения на основные и дополнительные погрешности.
2. <a id="p100161"></a>Если в эксплуатационной документации ТТ и ТН указаны
зависимости погрешностей от влияющих величин (первичного тока, напряжения, вторичной нагрузки, частоты, коэффициента мощности нагрузки, температуры окружающего воздуха), при расчете погрешности измерительного комплекса дельта учитывают основные и
W
дополнительные погрешности ТТ и ТН аналогично погрешностям счетчика (табл. 5).
3. <a id="p100162"></a>Составляющую погрешности дельта можно не учитывать, если
оп
разность показаний ДЕЛЬТА № счетчика (9.1) за учетный период превышает минимальное значение разности показаний ДЕЛЬТА N (см. мин Приложение 2).
4. <a id="p100163"></a>В случаях измерения реактивной электроэнергии в 3- и
4-проводных и активной электроэнергии в 3-проводных цепях в формулах (табл. 5) должны быть учтены методические погрешности от несимметрии нагрузки по цепям и другие факторы.
9.1.5. Гарантируемая точность измерений в реальных условиях применения СИ (п. п. 7.1.5 и 7.1.6) определяется пределом допускаемой относительной погрешности измерительного комплекса.
9.1.6. При расчете предела допускаемой погрешности измерительного комплекса дельта в реальных условиях энергообъекта
W
по формулам табл. 5 принимают:
дельта , ТЭТА , дельта , ТЭТА и дельта - пределы I I U U со допускаемых значений погрешностей по паспортным данным СИ (для ТТ
- при минимальном рабочем токе, для счетчика — при минимальном рабочем токе и фактическом, усредненном за учетный период, значении cos фи);
дельта и cos фи — по результатам измерений на энергообъекте; л
дельта — по результатам расчета по формулам табл. 5 при ТЭТА фактическом значении cos фи;
дельта - по результатам определения ДЕЛЬТА и ДЕЛЬТА N и оп оп
расчета по формулам табл. 5;
К — по паспортным данным СИ; j
ДЕЛЬТА кси — по результатам определения фактических j диапазонов изменения влияющих величин на энергообъекте в пределах рабочих условий применения, установленных в нормативных документах на СИ;
дельта — по результатам расчета по формулам табл. 5; j
ДЕЛЬТА — по Приложению 2; оп
ДЕЛЬТА N — по результатам обработки данных при измерениях.
9.1.7. Подготовку исходных данных для расчета предела допускаемой погрешности измерительного комплекса в реальных условиях энергообъекта проводят в следующей последовательности.
9.1.7.1. По данным станционных журналов регистрации режимов контролируемых присоединений определяют нормируемые номинальные значения параметров каждого из присоединений (ток, напряжение, коэффициент мощности, частота) и их предельные отклонения (границы изменений) за учетный период.
Отмечают минимальное значение рабочего тока и предельные отклонения напряжения и частоты от номинальных значений для каждого присоединения.
Определяют результат измерений коэффициента мощности за учетный период как среднее арифметическое результатов наблюдений по формуле:
1 m cos фи = - SUM cos фи , (9.4) ср m i=1 i
cos фи — i-й результат наблюдения на каждом присоединении; i
m — число результатов наблюдений за учетный период.
Предельные отклонения напряжения U от номинального U и ном частоты f от номинальной f определяют по формулам: ном
U
в(н)
дельта U = [----- - 1] х 100% и (9.5) в(н) U
ном
f
в(н)
дельта f = [----- - 1] х 100%, (9.6) в(н) f
ном
f = 50 Гц — номинальное значение частоты; ном
U и f - верхние (нижние) значения напряжения и частоты в(н) в(н)
за учетный период.
При этом отмечают большие значения ДЕЛЬТА U и макс ДЕЛЬТА f , полученные по формулам (9.5) и (9.6). макс
9.1.7.2. По электрической схеме энергообъекта, отражающей расстановку и типы СИ для учета электроэнергии, определяют классы точности СИ, входящих в состав измерительного комплекса для каждого контролируемого присоединения.
Отмечает вид счетчика (индукционный или электронный), вид измеряемой электроэнергии (активная или реактивная), вид отсчетного устройства счетчика (барабанного типа или цифровое индикаторное табло), а также трехфазные счетчики, нагруженные только в одной фазе.
9.1.7.3. Реальные условия применения каждого счетчика определяют по данным станционных документов с результатами измерений температуры окружающего воздуха, индукции внешнего магнитного поля и угла отклонения корпуса счетчика от вертикали (для индукционных счетчиков).
Для индукционных счетчиков определяют предельное отклонение температуры окружающего воздуха ДЕЛЬТА t, °С, за учетный период от ее среднего значения по формуле:
| ДЕЛЬТА t = | t — t | , (9.7) |
|---|
в(н) ср
t = 0,5 (t - t ); ср в н t - верхнее (нижнее) значение температуры за учетный
в(н)
период.
Для электронных счетчиков используют формулу:
| ДЕЛЬТА t = | t — t | , (9.8) |
|---|
в(н) норм где t = 20 °С - нормальное значение температуры.
норм
Из двух значений ДЕЛЬТА t, полученных по формуле (9.8), отмечают большее значение ДЕЛЬТА t .
макс
9.1.7.4 Определение составляющих погрешности дельта ,
I
дельта , ТЭТА и функций влияния К по паспортным данным СИ или
со I j
другим нормативным документам при фактических значениях
минимального рабочего тока контролируемого присоединения и cos фи, являющихся промежуточными к указанным в нормативных документах, производят методом линейной интерполяции.
9.2 Погрешность измерительного комплекса дельта выражают
W
числом, содержащим не более двух значащих цифр.
Округление производят лишь в окончательном результате расчета, а все предварительные вычисления можно проводить с одним — двумя лишними знаками.
9.3 Рекомендуемые формы представления исходных данных,
промежуточных и конечных результатов расчета погрешности измерительного комплекса дельта в реальных условиях энергообъекта
W
приведены в Приложении 3.
9.4 Примеры расчета допускаемой относительной погрешности
измерительного комплекса в реальных условиях энергообъекта приведены в Приложении 4.
9.5 Абсолютную погрешность измерительного комплекса вычисляют
по формуле:
ДЕЛЬТА = 0,01 дельта х W, кВт.ч или квар.ч, (9.9) W W
где W — результат измерений электроэнергии, определенный по п. 9.1.1.
9.6 В соответствии с МИ 1317 и РД 34.11.325-90 результаты
измерений представляют в форме:
9.7. Выполняют операции по п. п. 9.1, 9.2, 9.5 и 9.6 для каждого контролируемого присоединения (объекта учета электроэнергии), предусмотренного МВИ энергообъекта по п. 6.3.
9.8. Результаты измерений и их обработки записывают в таблице, рекомендуемая форма которой приведена в Приложении 5.
9.9 В МВИ энергообъекта в разделе «Обработка (вычисление) результатов измерений» указывают:
порядок подготовки исходных данных для расчета составляющих погрешности и погрешности каждого измерительного комплекса;
порядок определения составляющих погрешности измерительного комплекса;
метод оценки и результаты оценки значимости каждой из составляющих погрешности измерительного комплекса с учетом реальных условий выполнения измерений (параметры контролируемых присоединений, условия окружающей среды и др.);
формулы для расчета погрешностей измерительных комплексов с учетом оценки значимости составляющих погрешностей измерительных комплексов;
уточненные формы записи исходных данных, промежуточных и окончательных результатов измерений и их обработки.
10.1 Результаты измерений оформляют записями в журнале.
10.2. В МВИ энергообъекта указывают требование о необходимости выдачи документа о результатах измерений и приводят форму документа.
10.3. Результаты измерений, оформленные документально по п. 10.2, удостоверяет лицо, проводившее измерения, а при необходимости — административно ответственное лицо (например, руководитель, главный инженер, главный метролог предприятия, начальник цеха, участка или другое лицо) и заверяют печатью предприятия.
10.4. Для счетчиков, записи показаний которых ведутся ежемесячно, рекомендуется использовать отдельный журнал.
11.1. Основной целью контроля точности результатов измерений (далее — контроль точности) является проверка правильности выполнения операций и соблюдения правил измерений, регламентированных МВИ, а также проверка удовлетворения требований к погрешностям измерений по разделу 1 настоящей МВИ или МВИ энергообъекта.
11.2 Контроль точности может быть оперативным и (или) периодическим.
11.3 Оперативный контроль точности проводят:
если фактический небаланс электроэнергии, определенный в соответствии с РД 34.09.101-94 по результатам измерений, больше допустимого небаланса, рассчитанного с учетом относительных погрешностей измерительных комплексов дельта ; W
при расхождении результатов измерений по показаниям дублирующих счетчиков, установленных на границах раздела сети (по балансовой принадлежности);
при выходе параметров контролируемого присоединения за допускаемые пределы;
при отклонении рабочих условий применения СИ за установленные границы;
при потерях напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН более установленных значений;
при изменении процедуры снятия показаний счетчиков (маршрута обхода, временного режима и др.);
после изменения схемы вторичных цепей измерительных трансформаторов;
после замены СИ в измерительном комплексе на однотипные или на СИ других типов;
после ремонта измерительного комплекса или его составных частей;
после поверки (калибровки) СИ, входящих в измерительный комплекс.
11.4. Периодический контроль точности проводят через установленные интервалы времени.
11.5 Результатами контроля точности являются выводы о правильности:
применения СИ и вспомогательных устройств;
выполнения операций при подготовке к измерениям;
обработки результатов измерений и их оформления.
Основным результатом контроля точности должен являться вывод о соответствии погрешности измерений принятым нормам точности или приписанным характеристикам погрешности измерений.
11.6 В МВИ энергообъекта указывают:
цель и задачи контроля точности;
методы и средства проведения оперативного и периодического контроля точности;
регулярность периодического контроля точности;
допускаемые расхождения результатов измерений по показаниям дублирующих счетчиков;
минимальную (допускаемую) разность показаний счетчиков за каждый учетный период (или поквартально) в течение года.
НОРМЫ ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ (ПО РД 34.11.321-96)
| Наименование измеряемой величины | Нормируемая относительная погрешность измерений, %, для | Примечания | |||
| коммерческого учета и расчета ТЭП | технического учета | ||||
| активной энергии | реактивной энергии | активной энергии | реактивной энергии | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Электроэнергия, вырабатываемая генераторами: | |||||
| мощностью 50 МВт и более мощностью до 50 МВт | +/- 0,8 +/- 1,4 | - - | - - | +/- 2,0 +/- 2,8 | |
| Расход электроэнергии на резервные возбудители генераторов: | |||||
| мощностью 50 МВт и более мощностью до 50 МВт | +/- 1,0 +/- 1,4 | - - | - - | - - | |
| Расход электроэнергии на собственные и хозяйственные нужды через трансформаторы мощностью: | |||||
| 63 МВ х А и более до 63 МВ х А Расход электроэнергии через автотрансформаторы на границах балансовой принадлежности сетей | +/- 1,0 +/- 1,4 +/- 1,0 | - — - | - — - | +/- 2,0 +/- 2,8 +/- 2,0 | Возможны два направления: прием и отдача |
| Расход электроэнергии по линиям, присоединенным к шинам основного напряжения собственных нужд | +/- 2,6 | - | - | +/- 3,7 | То же |
| Расход электроэнергии по межсистемным линиям электропередачи: | Под межсистемными подразумевают линии, отхо- | ||||
| напряжением 500 кВ и более напряжением 220 кВ и более напряжением до 220 кВ | +/- 0,5 +/- 1,0 +/- 1,4 | +/- 0,8 <*> +/- 1,4 <*> +/- 2,6 <*> | - — - | +/- 2,0 +/- 2,0 +/- 2,8 | дящие от шин станций: в сети других государств; в сети РАО «ЕЭС России»; в сети других АО-энерго и ОЭС; к шинам АЭС и блок-станций; в сети АОэнерго, если станция не входит в РАО «ЕЭС России» и АО-энерго <*> При расчетах за реактивную энергию |
| Расход электроэнергии по линиям, принадлежащим потребителям и присоединенным непосредственно к линиям электростанции: | |||||
| напряжением 110 кВ и более напряжением менее | +/- 1,4 +/- 2,6 | +/- 2,6 <*> +/- 2,6 | - - | +/- 2,8 +/- 3,7 | |
| 110 кВ | <*> | ||||
| Расход электроэнергии через обходные | В соответствии с требованиями присоединения | Для присоединений, имею- | |||
| (шиносоединительные) выключатели | щих расчетный учет. Измеряется в двух направлениях | ||||
| Расход электроэнергии по линиям, отходящим от шин станций в сети АОэнерго: | Для станций, входящих в состав АОэнерго. Возможны два на- | ||||
| напряжением 220 кВ и более напряжением менее | - - | - - | +/- 2,0 +/- | +/- 2,8 +/- 3,7 | правления: прием и отдача |
| 220 кВ Расход электроэнер- | - | - | 2,8 +/- | +/- 3,7 | |
| гии на питание отдельных элементов собственных нужд электростанции | 2,8 | ||||
1. Шкалы отсчетных устройств счетчиков электроэнергии выполняют в одном из вариантов: в виде набора вращающихся взаимозависимых дисков (шкала барабанного вида) или в виде цифрового индикаторного табло.
Шкалы обычно имеют 5 или 6 десятичных разрядов. В отдельных случаях шкала цифрового индикатора у электронных счетчиков может содержать 7 десятичных разрядов.
2. На каждой шкале имеются числовые отметки с постоянной ценой деления, соответствующие ряду значений электроэнергии.
Показания счетчиков на шкалах выражаются целыми числами или в виде целых чисел и десятых долей целого числа. В последнем случае младший десятичный разряд шкалы отделяется запятой.
У некоторых счетчиков со шкалой барабанного вида на диске младшего десятичного разряда в промежутке между соседними числовыми отметками проставлены знаки в виде черты, дополнительно делящие шкалу в d раз, но без чисел отсчета. Для подобных счетчиков число d, как правило, равно 5. Такая шкала, оставаясь равномерной, имеет в 5 раз меньшую цену деления. Для счетчиков со шкалой барабанного вида, не имеющих на диске младшего разряда знаков в виде черты, а также для счетчиков с цифровым индикатором, у которых изменение цифр младшего разряда происходит дискретно, число d = 1.
В табл. П.2.1 приведена цена деления шкалы С при различных видах показаний счетчиков и различных числах деления d шкалы младшего десятичного разряда.
| Вид показаний счетчиков | Число делений шкалы, d | Цена деления шкалы, С, ед. |
|---|---|---|
| 1. Целые числа | 1 5 | 1 0,2 |
| 2. Целые числа и десятые | 1 | 0,1 |
| доли целого числа | 5 | 0,02 |
3. <a id="p100292"></a>Абсолютная погрешность отсчета показаний ДЕЛЬТА счетчиков
оп
определяется по формуле:
где С — цена деления шкалы, ед.
Для цифровых индикаторов ценой деления шкалы С является единица младшего разряда.
Значения абсолютной погрешности отсчета ДЕЛЬТА счетчиков с оп различными видами шкалы отсчетного устройства приведены в табл. П.2.2.
| Шкала барабанного вида (ШБ) | Цифровое индикаторное табло (ЦИТ) | ||||
| вид показаний; число делений шкалы | цена деления шкалы, С, ед. | абсолютная погрешность отсчета показаний, ДЕЛЬТА , ед. оп | вид показаний; число делений шкалы | цена деления шкалы, С, ед. | абсолютная погрешность отсчета показаний, ДЕЛЬТА , ед. оп |
| 1. Целые числа: | 1. Целые числа: | ||||
| d = 1 | 1 | 0,5 | d = 1 | 1 | 0,5 |
| d = 5 | 0,2 | 0,1 | |||
| 2. Целые числа и десятые доли целого числа: | 2. Целые числа и десятые доли целого числа: | ||||
| d = 1 | 0,1 | 0,05 | d = 1 | 0,1 | 0,05 |
| d = 5 | 0,02 | 0,01 | |||
4. <a id="p100302"></a>Погрешность определения разности показаний счетчика
дельта , являющаяся составляющей погрешности измерительного оп комплекса дельта (табл. 5) и вызванная погрешностью отсчета W показаний счетчика ДЕЛЬТА , определяется по формуле: оп
_
\/2 ДЕЛЬТА
оп
дельта = ------------ x 100%, (П.2.2) оп ДЕЛЬТА N где ДЕЛЬТА N - разность показаний счетчика за учетный период
(см. п. 9.1.1).
5. <a id="p100305"></a>Условие, при котором можно пренебречь составляющей
погрешности дельта при расчете погрешности измерительного оп комплекса дельта , определяется неравенством: W
ДЕЛЬТА N >= ДЕЛЬТА N , (П.2.3) мин
где ДЕЛЬТА N — минимальная (допускаемая) разность показаний мин счетчика за учетный период.
6. Пример принятия решений о значимости погрешности определения разности показаний счетчиков.
6.1. Рассмотрим четыре контролируемых присоединения, у которых каждый измерительный комплекс (ИК) содержит ТТ, ТН и используются счетчики с двумя видами шкалы отсчетных устройств (табл. П.2.2):
цифровое индикаторное табло (ИК № 1 и ИК № 3);
шкала барабанного вида с дополнительным делением d = 5 раз младшего разряда (ИК № 2 и ИК № 4).
При этом каждая из шкал содержит пять десятичных разрядов, а показания счетчиков выражены в виде:
целых чисел (ХХХХХ) у ИК № 1 и ИК № 3;
целых чисел и десятых долей целого числа (ХХХХ,Х) у ИК № 3 и ИК № 4.
Младшие разряды шкал имеют цену деления (табл. П.2.2):
при дискретном изменении цифры младшего разряда на ЦИТ ИК № 1
- С = 1 ед. и ИК № 3 — С = 0,1 ед.;
1 3 при плавном вращении барабана младшего разряда у ШБ ИК N 2
- С = 0,2 ед. и ИК № 4 — С = 0,02 ед. 2 4
6.2 Допустим, что максимальные значения погрешностей СИ
каждого измерительного комплекса равны друг другу и составляют
дельта = дельта = дельта = 0,5%, а погрешности дельта у
I U со л
каждого измерительного комплекса равны 0,2%.
Предположим, что все прочие составляющие погрешности измерительных комплексов дельта (табл. 5), в том числе W погрешность дельта пренебрежимо малы и в дальнейшем не оп учитываются.
6.3 Примем следующие критерии:
1) условие округления вычисленных значений погрешностей измерительных комплексов дельта - до двух значащих цифр (см. п.
W
9.2);
2) округление чисел после вычисления значений погрешностей измерительных комплексов дельта производится с соблюдением
W
известных правил округления.
Тогда с учетом выражения (П.2.2) формула для расчета минимальной (допускаемой) разности показаний счетчиков ДЕЛЬТА № мин (П.2.3) получается в виде:
L ДЕЛЬТА
оп
ДЕЛЬТА N = ----------, (П.2.4) мин дельта
W
L = 540 — коэффициент, определенный при допускаемом преувеличении погрешности измерительного комплекса в 1,05 раза при разности показаний счетчика ДЕЛЬТА N = ДЕЛЬТА N , 1/ед.; мин
дельта — числовое значение погрешности измерительного W комплекса.
Примечание. Если допускаемое преувеличение погрешности измерительного комплекса дельта больше (меньше) чем в 1,05 раза,
W
коэффициент L получится меньшим (большим), чем в рассматриваемом случае.
6.4. Числовое значение погрешности каждого из четырех измерительных комплексов с учетом допущений и предположений, принятых в п. 6.2 настоящего Приложения, согласно табл. 5 равно:
_____________________________________
/ 2 2 2 2 дельта = 1,1 \/дельта + дельта + дельта + дельта = W I U со л
1-4
________________________
/ 2 2 2 2 = 1,1 \/0,5 + 0,5 + 0,5 + 0,2 = 0,977. (П.2.5) В соответствии с принятыми выше критериями числовое значение погрешности для каждого измерительного комплекса дельта =
W
1-4
= 0,98.
6.5 Допустим, что числовые значения фактической разности
показаний четырех счетчиков измерительных комплексов N 1 - 4 за учетный период получились примерно одинаковыми и равными: ДЕЛЬТА N = 35; ДЕЛЬТА N = 35,2; ДЕЛЬТА N = 35,2 и ДЕЛЬТА N = 35,26. 1 2 3 4
6.6 Характеристики шкал отсчетных устройств счетчиков,
минимальная (допускаемая) ДЕЛЬТА № и фактическая ДЕЛЬТА № мин разность показаний счетчиков, абсолютная ДЕЛЬТА и относительная оп
погрешности отсчета показаний счетчиков, а также погрешности без учета и с учетом составляющей погрешности дельта каждого из
оп
рассматриваемых измерительных комплексов приведены в табл. П.2.3.
| Характеристики шкал отсчетных устройств счетчиков | Разность показаний счетчиков | Погрешность отсчета | Погрешность измерительного комплекса, дельта и | |||||
| вид шкалы | число десятичных разрядов (обозначение) | цена деления младшего разряда, С, ед. | минимальная (допускаемая) ДЕЛЬ- ТА № мин, ед. | фактическая, ДЕЛЬ- ТА N, ед. | абсолютная, ДЕЛЬ- ТА оп, ед. | разности показаний, дельта , оп % | без учета погрешности дельта , оп % | с учетом погрешности дельта , оп % |
| 1. ЦИТ | ХХХХХ | 1 | 276 | 35 | 0,5 | 2,0 | 0,98 | 2,4 |
| 2. ШБ | ХХХХХ | 0,2 | 55,2 | 35,2 | 0,1 | 0,4 | 0,98 | 1,1 |
| 3. ЦИТ | ХХХХ,Х | 0,1 | 27,6 | 35,2 | 0,05 | 0,2 | 0,98 | 1,0 |
| 4. ШБ | ХХХХ,Х | 0,02 | 5,52 | 35,26 | 0,01 | 0,04 | 0,98 | 0,98 |
1. <a id="p100343"></a>Минимальная (допускаемая) разность показаний счетчиков
ДЕЛЬТА № определяется по формуле (П.2.4). мин
2. <a id="p100344"></a>Фактическая разность показаний счетчиков ДЕЛЬТА N
определяется в соответствии с п. 9.1.1.
3. <a id="p100345"></a>Абсолютная погрешность отсчета показаний счетчиков дельта
оп
определяется по формуле (П.2.1) или по табл. П.2.2.
4. <a id="p100346"></a>Погрешность определения разности показаний счетчиков
дельта определяется по формуле (П.2.2). оп
5. <a id="p100347"></a>Погрешность измерительного комплекса дельта определяется
и
по табл. 5.
6.7 Анализ полученных результатов (табл. П.2.3) позволяет
принять следующие решения о значимости погрешности определения разности показаний счетчиков дельта измерительных комплексов
оп
№ 1 — 4:
1) <a id="p100349"></a>погрешность дельта измерительных комплексов N 1 - 2
оп
необходимо учитывать при расчете погрешности измерений электроэнергии. В этих случаях имеем ДЕЛЬТА N > ДЕЛЬТА N, что
мин
не соответствует условию (П.2.2);
2) <a id="p100350"></a>погрешность дельта измерительных комплексов N 3 - 4
оп
пренебрежимо мала и может не учитываться при расчете погрешности измерений электроэнергии. В этих случаях выполняется условие
ФОРМЫ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ, ПРОМЕЖУТОЧНЫХ
И КОНЕЧНЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ
КОМПЛЕКСОВ В РЕАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ ЭНЕРГООБЪЕКТА
| Наименование (обозначение) присоединения | Номинальные значения | Предельные отклонения за учетный период, % | Усредненные значения cos фи ср | |||||||||
| U ном, В | I ном, А | f ном, Гц | U / U ном | дельта U макс | I / I ном | f / f ном | дельта f макс | |||||
| нижн. | верхн. | нижн. | верхн. | нижн. | верхн. | |||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
| Номер измерительного комплекса | Класс точности | Шкала отсчетного уст-ва | Фактические условия применения | Функции влияния при I = I мин | |||||||||
| температура, °С | Индукция магн. поля, Н, мТл | ... | К U, %/% | К f, %/% | К t, %/°С | ... | |||||||
| вид, разрядность, цена делен. | ДЕЛЬ- ТА оп, ед. | нижн. | верхн. | средн. (норм.) | ДЕЛЬ- ТА t макс | ||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
1. В графе 10 указывают другие влияющие величины в рабочих условиях энергообъекта.
2. В графе 14 указывают функции влияния величин, внесенных в графу 10.
3. При числе влияющих величин, вносимых в графу 10, более одного нумерация граф табл. П.3.2 изменится.
| Номер измерительного комплекса | Составляющие погрешности измерительного комплекса | Погрешность | |||||||||||
| дельта , I % | ТЭ- ТА , I мин. | дельта , U % | ТЭ- ТА , U мин. | дельта , ТЭТА % | дельта , л % | дельта , со % | дельта , оп % | дельта , сU % | дельта , сf % | дельта , сt % | ... | измерительного комплекса, дельта , % W | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
1. <a id="p100370"></a>В графах 10 - 12 указывают дополнительные погрешности
счетчика от изменения напряжения дельта , частоты дельта и
cU cf
температуры дельта .
ct
2. В графе 13 указывают составляющие погрешности измерительного комплекса, связанные с другими влияющими величинами, указанными в эксплуатационной документации на СИ.
3. При числе составляющих погрешности, вносимых в графу 13, более одного нумерация граф табл. П.3.3 изменится.
ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ДОПУСКАЕМЫХ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ПОГРЕШНОСТЕЙ
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КОМПЛЕКСОВ В РЕАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ ЭНЕРГООБЪЕКТА
Объект учета: генератор активной электроэнергии мощностью 63 МВт.
Допускаемая погрешность измерений по РД 34.11.321-96: +/- 0,8%.
Разность показаний счетчика ДЕЛЬТА № за учетный период: 423,6 ед.
Коэффициент счетчика: К = К х М = 100000. тр
Результат измерений электроэнергии: W = 42360 тыс. кВт.ч.
2. Данные СИ и вспомогательных устройств.
Источник данных: паспорт-протокол измерительного комплекса в соответствии с РД 34.09.101-94.
класс точности 0,5 по ГОСТ 30206-94;
коэффициент счетчика К = 100000;
шкала отсчетного устройства: барабанного вида, 6-разрядная (условное обозначение по Приложению 2: ШБ; ХХХХХ,Х), цена деления шкалы младшего десятичного разряда С = 0,02 ед.
фактическая нагрузка вторичной обмотки ТТ равна номинальной.
фактическая нагрузка ТН равна номинальной.
Потери напряжения в линии присоединения счетчика к ТН:
3. Исходные данные о параметрах контролируемого присоединения приведены в табл. П.4.1.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ О ПАРАМЕТРАХ КОНТРОЛИРУЕМОГО ПРИСОЕДИНЕНИЯ
| Наименование (обозначение) присоединения | Номинальные значения | Предельные отклонения за учетный период, % | Усредненные значения cos фи ср | |||||||||
| U , ном кВ | I , ном кА | f , ном Гц | U / U ном | дельта U макс | I / I ном | f / f ном | дельта f макс | |||||
| нижн. | верхн. | нижн. | верхн. | нижн. | верхн. | |||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
| Генератор Г1 | 10,5 | 2,5 | 50 | 97 | 101 | 3 | 50 | 100 | 99 | 100 | 1 | 0,85 |
4. Исходные данные о счетчике электроэнергии приведены в табл. П.4.2.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ О СЧЕТЧИКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
| Номер измерительного | Класс точности | Шкала отсчетного устройства | Фактические условия применения | Функции влияния при I = 0,5I и ном cos фи = 0,85 инд. | |||||||
| комплекса | вид, разрядность, цена деления | ДЕЛЬ- ТА , оп ед. | температура, °С | индукция магн. поля, Н, мТл | К , U %/% | К , f %/% | К , t %/°С | ||||
| нижн. | верхн. | норм. | ДЕЛЬ- ТА t макс | ||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
| ИК № 3 | 0,5 | ШБ; ХХХХХ,Х; с = 0,02 | 0,01 | 15 | 25 | 20 | 5 | 0,01 | 0,026 | 0,04 | 0,036 |
Значение индукции внешнего магнитного поля (графа 9) находится в пределах нормальных условий применения СИ и не учитывается в дальнейшем при расчете погрешности измерительного комплекса.
Значения функций влияния в графах 10 и 12 (табл. П.4.2) получены по данным ГОСТ 30206-94 (МЭК 687) методом линейной интерполяции для cos фи = 0,85 (см. п. 9.1.7.4):
К (cos фи) = 0,06 — 0,04 cos фи = 0,06 — 0,04 х 0,85 = 0,026 %/%; U
К (cos фи) = 0,07 — 0,04 cos фи = 0,07 — 0,04 х 0,85 = 0,036 %/°С. t
Значение К принимается по ГОСТ 30206-94 (МЭК 687) для f счетчика класса точности 0,5.
5. Определение составляющих погрешности измерительного комплекса № 3.
Исходя из фактических условий применения и стандартизованных метрологических характеристик СИ, получаем:
дельта = 0,3% — рассчитывается по данным ГОСТ 7746-89 для ТТ I класса точности 0,2 при рабочем токе I = 0,5I по формуле ном линейной интерполяции дельта (I) = 0,39 — 0,0019I для тока в I диапазоне 20% <= I <= 120%;
ТЭТА = 13' - то же, по формуле ТЭТА (I) = 16,2 - 0,062I; I I
дельта = 0,2% — принимается по ГОСТ 1983-89 для ТН класса U точности 0,2;
________ ________
/ 2 2 / 2
дельта = 0,029 \/13 + 10 х \/1 - 0,85 / 0,85 = 0,29% -
ТЭТА
вычисляется по табл. 5;
дельта = 0,1% — принимается по паспорту-протоколу л измерительного комплекса № 3;
дельта = 0,53% — рассчитывается по данным ГОСТ 30206-94 (МЭК со 687) для счетчика класса точности 0,5 при токе I = 0,5I и ном cos фи = 0,85 инд. по формуле интерполяции:
дельта (cos фи) = 0,7 — 0,2 cos фи для 10% <= I <= 120%; со
дельта = 0 — принимается в соответствии с Приложением 2; оп
дельта = 0,026 х 3 = 0,078% — вычисляется по данным табл. cU П.4.1 и формуле табл. 5;
дельта = 0,04 х 1 = 0,04% — то же; cf
дельта = 0,036 х 5 = 0,18% — рассчитывается по данным табл. ct П.4.2 и формуле табл. 5;
дельта = 0 — ввиду малозначимости внешнего магнитного поля. сН
6. <a id="p100429"></a>Определение максимальной погрешности измерительного
комплекса № 3.
Максимальная погрешность измерительного комплекса дельта в W3 реальных условиях энергообъекта рассчитывается по формуле табл. 5 с учетом полученных выше составляющих погрешности:
__________________________________________________________
/ 2 2 2 2 2 2 2 2 дельта = +/- 1,1 \/0,3 + 0,2 + 0,29 + 0,1 + 0,53 + 0,078 + 0,04 + 0,18 = +/- 0,812%.
W3
В соответствии с п. 9.2 выразим погрешность измерительного комплекса двузначным числом, т.е. дельта = +/- 0,81%. W3
Результаты расчетов составляющих погрешности и погрешности измерительного комплекса № 3 представлены в табл. П.4.3.
И ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА
| Номер измерительного комплекса | Составляющие погрешности измерительного комплекса | Погрешность измерительного комплекса, дельта , % W | |||||||||||
| дельта , I % | ТЭТА , I мин. | дельта , U % | ТЭТА , U мин. | дельта , ТЭТА % | дельта , л % | дельта , со % | дельта , оп % | дельта , cU % | дельта , cf % | дельта , ct % | дельта , сН % | ||
| ИК № 3 | 0,30 | 13 | 0,20 | 10 | 0,29 | 0,10 | 0,53 | 0 | 0,078 | 0,04 | 0,18 | 0 | 0,81 |
Вывод. Погрешность измерительного комплекса N 3 при измерении активной электроэнергии на выходе генератора мощностью 63 МВт составляет дельта = +/- 0,81%, что на +/- 0,01% превышает
W
допускаемую по РД 34.11.321-96 норму точности.
Для обеспечения требования РД 34.11.321-96 следует уменьшить
какую-либо из составляющих погрешности. Например, при использовании счетчика класса точности 0,2 вместо счетчика с классом точности 0,5 погрешность измерительного комплекса N 3 составит дельта = +/- 0,62.
W
Объект учета: источник активной электроэнергии, расходуемой на собственные нужды электростанции через трансформатор собственных нужд ТСН-1, мощностью 6,3 МВ х А.
Допускаемая погрешность измерений по РД 34.11.321-96: +/- 1,4%.
Разность показаний счетчика за учетный период: ДЕЛЬТА N = 645,8 ед.
Коэффициент счетчика: К = К х М = 10000. тр
Результат измерений электроэнергии: W = 6458 тыс. кВт.ч.
2. Данные СИ и вспомогательных устройств.
Источник данных: паспорт-протокол измерительного комплекса в соответствии с РД 34.09.101-94.
класс точности 0,5 по ГОСТ 6570-75;
коэффициент счетчика К = 10000;
шкала отсчетного устройства: барабанного вида, 6-разрядная (условное обозначение по Приложению 2: ШБ; ХХХХХ,Х), цена деления шкалы младшего десятичного разряда С = 0,02 ед.
фактическая нагрузка вторичной обмотки ТТ равна номинальной.
фактическая нагрузка ТН равна номинальной.
Потери напряжения в линии присоединения счетчика к ТН: дельта = 0,2%. л
3. Исходные данные о параметрах контролируемого присоединения приведены в табл. П.4.4.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ О ПАРАМЕТРАХ КОНТРОЛИРУЕМОГО ПРИСОЕДИНЕНИЯ
| Наименование (обозначение) присоединения | Номинальные значения | Предельные отклонения за учетный период, % | Усредненные значения | |||||||||
| U , ном кВ | I , ном кА | f , ном Гц | U / U ном | дельта U макс | I / I ном | f / f ном | дельта f макс | cos фи ср | ||||
| нижн. | верхн. | нижн. | верхн. | нижн. | верхн. | |||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
| ТСН-1 | 10,5 | 0,2 | 50 | 97 | 101 | 3 | 40 | 100 | 99 | 100 | 1 | 0,8 |
4. Исходные данные о счетчике электроэнергии приведены в табл. П.4.5.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ О СЧЕТЧИКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
| Номер измерительного | Класс точности | Шкала отсчетного устройства | Фактические условия применения | Функции влияния при I = 0,4I , ном cos фи = 0,8 инд. | ||||||||
| комплекса | вид, разрядность, цена деления | ДЕЛЬ- ТА , оп ед. | температура, °С | индукция магн. поля, Н, мТл | наклон корпуса альфа, град. | К , U | К , f | К , t | ||||
| нижн. | верхн. | сред. | ДЕЛЬ- ТА t макс. | %/% | %/% | %/°С | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
| ИК № 8 | 0,5 | ШБ; ХХХХХ,Х; С = 0,02 | 0,01 | 15 | 25 | 20 | 5 | 0,01 | 0,5 | 0,066 | 0,141 | 0,038 |
Значения влияющих величин, указанные в графах 9 и 10 (табл. П.4.5), находятся в пределах нормальных значений и поэтому в дальнейших расчетах погрешности измерительного комплекса не учитываются.
Значения функций влияния в графах 11 - 13 (табл. П.4.5) получены по данным ГОСТ 6570-75 методом линейной интерполяции для рабочего тока I = 40% от I и cos фи = 0,8 инд. (см. п.
ном
9.1.7.4):
К (I, cos фи) = 0,128 — 0,00075 — 0,04 cos фи = U
= 0,128 - 0,00075 х 40 - 0,04 х 0,8 = 0,066 %/%;
К (I, cos фи) = 0,225 — 0,0005 — 0,08 cos фи = f
= 0,225 - 0,0005 х 40 - 0,08 х 0,8 = 0,141 %/%;
К (cos фи) = 0,07 — 0,04 cos фи = 0,07 — 0,04 х 0,8 = 0,038 %/°С. t
5. <a id="p100479"></a>Определение составляющих погрешности измерительного
комплекса № 8.
Исходя из фактических условий применения и стандартизованных метрологических характеристик СИ, получаем:
дельта = 0,69% — рассчитывается по данным ГОСТ 7746-89 для ТТ I класса точности 0,5 при рабочем токе I = 0,4I по формуле ном линейной интерполяции:
дельта (I) = 0,81 — 0,0031I = 0,81 — 0,0031 х 40 = 0,69%; I
ТЭТА = 41' — то же, по формуле: I
ТЭТА (I) = 48,75 — 0,188I = 48,75 — 0,188 х 40 = 41'; I
дельта = 0,5% — принимается по ГОСТ 1983-89 для ТН класса U точности 0,5;
________ _______
/ 2 2 / 2
дельта = 0,029 \/41 + 20 х \/1 - 0,8 / 0,8 = 1,0% -
ТЭТА
вычисляется по формуле табл. 5;
дельта = 0,2% — принимается по паспорту-протоколу л измерительного комплекса № 8;
дельта = 0,52% — рассчитывается по данным ГОСТ 6570-75 для со счетчика класса точности 0,5 при токе I = 40% от I и ном cos фи = 0,8 инд. по формуле линейной интерполяции:
дельта (cos фи) = 1,1 — 0,6 cos фи = 1,1 — 0,6 х 0,8 = 0,52%; со
дельта = 0 — принимается в соответствии с Приложением 2; оп
дельта = 0,066 х 3 = 0,2% — вычисляется по данным табл. cU П.4.4, табл. П.4.5 и по формуле табл. 5;
дельта = 0,141 х 1 = 0,14% — то же; cf
дельта = 0,038 х 5 = 0,19% — вычисляется по данным табл. ct П.4.5 и формуле табл. 5;
дельта = 0 — ввиду малозначимости угла наклона корпуса альфа счетчика;
дельта = 0 — ввиду малозначимости внешнего магнитного поля. сН
6. <a id="p100497"></a>Определение максимальной погрешности измерительного
комплекса № 8.
Максимальная погрешность измерительного комплекса дельта в W8 реальных условиях энергообъекта рассчитывается по формуле табл. 5 с учетом полученных выше составляющих погрешности:
________________________________________________________
/ 2 2 2 2 2 2 2 2 дельта = +/- 1,1 \/0,69 + 0,5 + 1,0 + 0,2 + 0,52 + 0,2 + 0,14 + 0,19 = +/- 1,606%.
W8
В соответствии с п. 9.2 выразим погрешность измерительного комплекса двузначным числом, т.е. дельта = +/- 1,6%. W8
Результаты расчетов составляющих погрешности и погрешности измерительного комплекса № 8 представлены в табл. П.4.6.
И ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА
| Номер измерительного комплекса | Составляющие погрешности измерительного комплекса | Погрешность измерительного комплекса, % | |||||||||||
| дельта , I % | ТЭТА , I мин. | дельта , U % | ТЭТА , U мин. | дельта , ТЭТА % | дельта , л % | дельта , со % | дельта , оп % | дельта , cU % | дельта , cf % | дельта , ct % | дельта , cj % | ||
| ИК № 8 | 0,69 | 41 | 0,5 | 20 | 1,0 | 0,2 | 0,52 | 0 | 0,2 | 0,14 | 0,19 | 0 | 1,6 |
Вывод. Погрешность измерительного комплекса № 8 дельта = +/- W 1,6% превышает на +/- 0,2% допускаемую по РД 34.11.321-96 норму точности.
Для обеспечения требуемой по РД 34.11.321-96 погрешности
измерений следует принять соответствующие меры. Например, если обеспечить повышение рабочего тока I до 80% от I , а сдвиг фазы
ном
уменьшить до значения cos фи = 0,9 инд., погрешность измерительного комплекса не превысит требуемого по РД 34.11.321-96 значения.
| Календарная дата и астрономическое время | Наименование (обозначение) объекта учета | Номер СИ | Показания счетчика | Разность показаний счетчика за учетный период, ДЕЛЬТА N = N — N , 2 1 ед. | Коэффициент счетчика, К | Электроэнергия, измеренная за учетный период, W = | Погрешность измерений | Примечания | ||
| N , 2 ед. | N , 1 ед. | К (N — N ), 2 1 кВт.ч или квар.ч | относительная, % | абсолютная, кВт.ч или квар.ч | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| Обозначение | Наименование | Номер пункта МВИ |
|---|---|---|
| 1 | 2 | 3 |
| ГОСТ Р 8.563-96 РД 34.09.101-94 РД 34.11.321-96 ГОСТ 7746-89 ГОСТ 1983-89 ГОСТ 6570-75 ГОСТ 26035-83 ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-92) ГОСТ 30207-94 (МЭК 1036-90) МИ 1967-89 ГОСТ 12.3.019-80 ГОСТ 12.2.007.0-75 ГОСТ 22261-94 ГОСТ 12.1.038-82 ГОСТ 12.2.007.3-75 РД 34.11.325-90 МИ 1317-86 | ГСИ. Методики выполнения измерений Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. М.: СПО ОРГРЭС, 1995 Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1985 Нормы точности измерений технологических параметров тепловых электростанций. М.: ВТИ, 1997 Трансформаторы тока. Общие технические условия Трансформаторы напряжения. Общие технические условия Счетчики электрические активной и реактивной энергии индукционные. Общие технические условия Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия Статические счетчики ватт.часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S) Статические счетчики ватт.часов активной энергии переменного тока (классы точности 1 и 2) ГСИ. Выбор методов и средств измерения при разработке методик выполнения измерений. Общие положения Испытания и измерения электрические. Общие требования безопасности Изделия электротехнические. Общие требования безопасности Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. М.: Энергоатомиздат, 1989 Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1987 Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. М.: Атомиздат, 1970 Правила эксплуатации электроустановок потребителей. М.: Энергоатомиздат, 1992 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия ССБТ. Электробезопасность. Предельно допустимые уровни напряжений прикосновения и токов ССБТ. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности Инструкция по проверке трансформаторов напряжения и их вторичных цепей. М.: СПО Союзтехэнерго, 1979 Методические указания по определению погрешности измерений активной электроэнергии при ее производстве и распределении. М.: СПО ОРГРЭС, 1991 ГСИ. Методические указания. Результаты и характеристики погрешности измерений. Формы представления. Способы использования при испытаниях образцов продукции и контроле их параметров | Вводная часть; 1.3 Вводная часть; 2.1; 2.4.2; 7.2.2; 11.3; Приложение 4 Вводная часть; 2.4 1.2; Приложение 1; Приложение 4 2.5; 9.1.4; Приложение 4 2.5; 9.1.4; Приложение 4 2.5; Приложение 4 2.5 2.5; Приложение 4 2.5 2.6.3 4.1 4.1; 4.2; 4.5 4.1; 5.1 4.1; 5.1 4.1; 5.1 4.1; 5.1 4.2 4.2 4.5 7.1.6 9.1.4; 9.6 9.6 |