МИ 2808-2003. Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Количество электрической энергии. Методика выполнения измерений при распределении небалансов на оптовом рынке электрической энергии

(утв. ФГУП ВНИИМС 25.08.2003)

25 августа 2003 года

РЕКОМЕНДАЦИЯ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ.

КОЛИЧЕСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ.

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ПРИ РАСПРЕДЕЛЕНИИ НЕБАЛАНСОВ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

МИ 2808-2003

ФР.1.34.2003.00871

ПРЕДИСЛОВИЕ

1. Разработана Некоммерческим партнерством «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии Единой энергетической системы» (НП «АТС») и ФГУП ВНИИМС.

Исполнители:

от НП «АТС» Татарников А.В., Покатилов А.В., Розинков С.В.;

от ФГУП ВНИИМС Беляев Б.М., Новиков В.В.

2. Утверждена ФГУП ВНИИМС 25 августа 2003 г.

3. Зарегистрирована ФГУП ВНИИМС 27 августа 2003 г.

4. Введена впервые.

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящая рекомендация распространяется на количество электрической энергии и устанавливает методику выполнения ее измерений при распределении небалансов между потребителями и поставщиками на оптовом рынке электрической энергии.

1.2. Настоящую рекомендацию применяют при выполнении измерений количества электрической энергии с помощью автоматизированных измерительно-информационных систем (далее — АИИС), а также (до их внедрения или в случае сбоев) с помощью измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии различного типа, датчиков мощности, вычислителей и других средств приборного учета.

1.3 К видам количества электроэнергии, в общем случае, относят:

• количество активной электроэнергии за учетный период в прямом направлении;
• количество активной электроэнергии за учетный период в обратном направлении;
• количество реактивной электроэнергии за учетный период в прямом направлении;
• количество реактивной электроэнергии за учетный период в обратном направлении.

Примечания:

1. Результаты измерений реактивной энергии могут быть использованы при расчете коэффициента мощности (cos\varphi) , неопределенности (погрешности) измерений и потерь активной электрической энергии от точки учета до точки поставки.

2. Количество электрической электроэнергии и соответствующее значение расширенной абсолютной неопределенности (далее — абсолютная неопределенность) может быть рассчитано с помощью средств вычислительной техники по специальной программе.

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1 Целями настоящей рекомендации являются:

• обеспечение единства измерений количества электроэнергии при проведении торговых операций и взаимных расчетов между поставщиками (продавцами) и потребителями (покупателями) на оптовом рынке электроэнергии (далее — ОРЭ) при проведении измерений (оценки) количества продаваемой (покупаемой) электроэнергии и расчета абсолютных неопределенностей этих измерений в переходный период становления ОРЭ и до оснащения всех субъектов ОРЭ АИИС коммерческого учета в соответствии с требованиями НП «АТС», а также после оснащения ОРЭ АИИС;
• обеспечение исходными данными (измеренными значениями и их абсолютными неопределенностями) процедуры распределения небалансов по МИ 2807.

2.2. Применение рекомендации в рамках своей зоны ответственности осуществляют НП «АТС» или уполномоченные им организации, которые обеспечивают НП «АТС» результатами измерений и соответствующими им значениями абсолютных неопределенностей в согласованном порядке.

2.3 Система метрологического обеспечения ОРЭ представляет собой совокупность:

• средств измерений и измерительных систем различных типов, видов и уровней;
• нормативного и технического обеспечения измерений при коммерческом учете электроэнергии;
• метрологических, методических и организационных мероприятий;
• персонала, обеспечивающего измерения и передачу данных;
• отношений субъектов при измерениях на ОРЭ.

Система метрологического обеспечения на ОРЭ предназначена для обеспечения единства и достоверности прямых, косвенных, совместных или комплексных измерений количества электроэнергии, представления данных об измеренных значениях.

2.4. На ОРЭ различают балансы в пределах оптового рынка в целом, выделенных энергозон, отдельных сетевых элементов.

Задача сведения баланса электроэнергии включает:

• определение технических и метрологических характеристик измерительных комплексов в точках учета электроэнергии;
• сведение баланса электроэнергии ОРЭ для каждого часа суток по МИ 2807.

2.5. В случае сбоев в работе АИИС или временного отсутствия данных от измерительных каналов применяют другие вспомогательные методы измерений (оценки) в точке учета. В качестве первого вспомогательного метода следует использовать метод с применением счетчика коммерческого учета. При этом выделяют «замыкающий» метод, применение которого возможно в любом случае. В качестве «замыкающего», как правило, выступает метод оценки количества электроэнергии по предельно допускаемым параметрам электрооборудования.

2.6. Набор методов измерений (оценки), установленных в настоящей рекомендации, обеспечивает получение необходимых данных за каждый час о количестве электроэнергии, проданной или купленной на ОРЭ.

2.7. При определении процедуры выбора последовательности выполнения методов измерений (оценки) значений количества электроэнергии по точке учета реализуют следующее правило: первым выбирают метод измерений с применением счетчика коммерческого учета, а последним — метод оценки количества электроэнергии по предельно допускаемым параметрам электрооборудования. Последовательность применения методов устанавливают в генеральном договоре о присоединении к торговой системе (далее — договоре).

3. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящей рекомендации использованы ссылки на следующие законодательные акты и нормативные документы:

Федеральный закон РФ «Об электроэнергетике»

Закон РФ «Об обеспечении единства измерений»

ГОСТ 34.003-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Термины и определения

ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

ГОСТ 6570-96 (МЭК 1036-90) Счетчики электрические активной и реактивной энергии индукционные. Общие технические условия

ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-92) Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)

ГОСТ 30207-94 Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 1 и 2)

ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем

РМГ 29-99 ГСИ. Метрология. Основные термины и определения

РМГ 43-2001 ГСИ. Применение руководства по выражению неопределенности измерения

МИ 2807-2003 ГСИ. Количество электрической энергии. Методика распределения небалансов с использованием неопределенности измерений при взаимных расчетах на оптовом рынке электроэнергии

СТО АТС 02.01.1-2003 Коммерческий учет на оптовом рынке электроэнергии. Термины и определения

СТО АТС 02.13.2-2003 Коммерческий учет на оптовом рынке электроэнергии. Система коммерческого учета. Методика определения значений учетных показателей для использования в финансово-расчетной системе НП «АТС».

4. ОПРЕДЕЛЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ, УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

4.1 В рекомендации использованы следующие термины с соответствующими определениями:

4.1.1. Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии Единой энергетической системы (АТС): некоммерческое предприятие, которое образовано в форме некоммерческого партнерства, основано на членстве субъектов оптового рынка и целью создания которого является организация купли-продажи электрической энергии на оптовом рынке (по Федеральному закону РФ «Об электроэнергетике»).

4.1.2. Единство измерений: состояние измерений, при котором их результаты выражены в узаконенных единицах величин и погрешности измерений не выходят за установленные границы с заданной вероятностью (по Закону РФ «Об обеспечении единства измерений»).

4.1.3. Прямое измерение: измерение, при котором искомое значение физической величины получают непосредственно (по РМГ 29).

4.1.4. Неопределенность результата измерений; неопределенность измерений: параметр, связанный с результатом измерений, который характеризует дисперсию значений, которые могли быть обоснованно приписаны измеряемой величине (по РМГ 43).

Примечание. В качестве значения неопределенности измерений количества электроэнергии можно принимать значение предела допускаемой погрешности измерений.

4.1.5. Косвенное измерение: определение искомого значения физической величины на основании результатов прямых измерений других физических величин, функционально связанных с искомой величиной (по РМГ 29).

4.1.6. Совокупные измерения: проводимые одновременно измерения нескольких одноименных величин, при которых искомые значения величин определяют путем решения системы уравнений, получаемых при измерениях этих величин в различных сочетаниях (по РМГ 29).

4.1.7. Совместные измерения: проводимые одновременно измерения двух или нескольких неодноименных величин для определения зависимости между ними (по РМГ 29).

4.1.8. Средство измерений (СИ): техническое средство, предназначенное для измерений, имеющее нормированные метрологические характеристики, воспроизводящее и (или) хранящее единицу физической величины, размер которой принимают неизменным (в пределах установленной погрешности) в течение известного интервала времени (по РМГ 29).

4.1.9. Субъект оптового рынка: юридическое лицо, получившее в установленном Федеральным законом «Об электроэнергетике» порядке право участвовать в отношениях, связанных с обращением электрической энергии на оптовом рынке, в соответствии с утверждаемыми Правительством Российской Федерации правилами оптового рынка.

Примечание. В состав субъектов оптового рынка входят участники обращения электрической энергии — поставщики электрической энергии и покупатели электрической энергии, получившие статус субъектов оптового рынка в порядке, установленном настоящим Федеральным законом, а также администратор торговой системы оптового рынка, организации, обеспечивающие функционирование технологической инфраструктуры оптового рынка, в том числе организация по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и системный оператор (по Федеральному закону РФ «Об электроэнергетике»).

4.1.10. Метрологическая характеристика средства измерений (МХ СИ): характеристика одного из свойств средства измерений, влияющая на результат измерений и на его погрешность (по РМГ 29).

4.1.11. Измерительная система (ИС): совокупность измерительных, связующих, вычислительных компонентов, образующих измерительные каналы, и вспомогательных устройств (компонентов измерительной системы), функционирующих как единое целое, предназначенная для:

получения информации о состоянии объекта с помощью измерительных преобразований в общем случае множества изменяющихся во времени и распределенных в пространстве величин, характеризующих это состояние;

машинной обработки результатов измерений;

регистрации и индикации результатов измерений и результатов их машинной обработки;

преобразования этих данных в выходные сигналы системы в разных целях.

Примечание. ИС обладают основными признаками средств измерений и являются их разновидностью (по ГОСТ Р 8.596).

4.1.12. Компонент ИС: входящее в состав ИС техническое устройство, выполняющее одну из функций, предусмотренных процессом измерений. В соответствии с этими функциями компоненты подразделяют на измерительные, связующие, вычислительные, комплексные и вспомогательные (по ГОСТ Р 8.596).

4.1.13. Измерительный компонент ИС: средство измерений, для которого отдельно нормированы метрологические характеристики (по ГОСТ Р 8.596).

4.1.14. Измерительный канал измерительной системы (ИК ИС): конструктивно или функционально выделяемая часть ИС, выполняющая законченную функцию от восприятия измеряемой величины до получения результата ее измерений, выражаемого числом или соответствующим ему кодом, или до получения аналогового сигнала, один из параметров которого — функция измеряемой величины.

Примечание. Измерительные каналы ИС могут быть простыми и сложными. В простом измерительном канале реализуется прямой метод измерений путем последовательных измерительных преобразований. Сложный измерительный канал в первичной части представляет собой совокупность нескольких простых измерительных каналов, сигналы с выхода которых используются для получения результата косвенных, совокупных или совместных измерений или для получения пропорционального ему сигнала во вторичной части сложного измерительного канала ИС (по ГОСТ Р 8.596).

4.1.15. Комплексный компонент измерительной системы (комплексный компонент, ИС, измерительно-вычислительный комплект): конструктивно объединенная или территориально локализованная совокупность компонентов, составляющая часть ИС, завершающая, как правило, измерительные преобразования, вычислительные и логические операции, предусмотренные процессом измерений и алгоритмами обработки результатов измерений в иных целях, а также выработки выходных сигналов системы (по ГОСТ Р 8.596).

4.1.16. Оптовый рынок электрической энергии (ОРЭ): сфера оборота особого товара — электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России в границах единого экономического пространства Российской Федерации с участием крупных производителей и крупных покупателей электрической энергии, присоединившихся к оптовому рынку и действующих на основе правил оптового рынка, утверждаемых в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» Правительством Российской Федерации; критерии отнесения производителей и покупателей электрической энергии к категории крупных устанавливаются Правительством Российской Федерации (по СТО АТС 02.01.1).

4.1.17. Точка поставки: физическая точка на элементе сети, в которой происходит отчуждение товарной продукции (электроэнергия/мощность) и которая зафиксирована в системе действующих договоров.

Примечание. Точка поставки, как правило, совпадает с точкой раздела (границей) балансовой принадлежности сети субъекта рынка, но может приниматься и иной по согласованию заинтересованных сторон (по СТО АТС 02.01.1).

4.1.18. Точка учета: физическая точка на элементе сети, в которой измеряют электрическую энергию, проходящую по данному элементу.

Примечания:

1. Точка учета совпадает с точкой подключения трансформатора тока соответствующего присоединения.

2. На одном конце элемента сети может быть одна, две и более точек учета, в зависимости от схемы присоединения воздушной (кабельной) линии или трансформатора (автотрансформатора, реактора) к распредустройству (по СТ АТС 02.01.1).

4.1.19. Автоматизированная информационно-измерительная система (АИИС): система, представляющая собой совокупность технических средств, выполняющих функции измерений, сбора, хранения и передачи результатов измерений в уполномоченную НП «АТС» организацию, отвечающую за централизованный сбор измеренных данных.

4.1.20. Учетный период на ОРЭ; учетный период: установленный на ОРЭ диапазон времени, за который проводят учет электроэнергии (по СТО АТС 02.01.1).

4.1.21. Другие термины и определения, использованные в документе, соответствуют ГОСТ 34.003.

4.2 В тексте документа приняты следующие сокращения:

АТС — администратор торговой системы оптового рынка;

СИ — средство измерений;

МХ СИ — метрологическая характеристика средства измерений;

ИС — измерительная система;

ИК — измерительный канал ИС;

ОРЭ — оптовый рынок электрической энергии;

АИИС — автоматизированная информационно-измерительная система;

МВИ — методика выполнения измерений;

ТИМ — телеизмерение мощности;

УСПД — устройство сбора и передачи данных.

4.3. Условные обозначения, принятые в рекомендации, приведены в Приложении А.

5. НОРМЫ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

5.1. Предельные нормы неопределенности измерений устанавливают индивидуально для каждого метода измерений (оценки) количества электроэнергии.

Порядок расчета предельных норм неопределенности установлен в разделе 14 настоящей рекомендации. Для отдельных методов установлены нормы неопределенности, при превышении которых соответствующий метод не применяют.

5.2. Особые условия применения различных методов приведены в таблице 1.

5.3. Требования к средствам измерений приведены в Приложении Б.

6. УСЛОВИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

При выполнении измерений соблюдают условия, перечисленные в таблице 2.

7. СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ И ТРЕБОВАНИЯ К ИХ МОНТАЖУ

7.1 Требования к составу комплекта необходимых СИ и технических устройств

7.1.2. Состав комплекта необходимых СИ определяют по совокупности величин, подлежащих измерениям или расчету для определения количества электроэнергии, а также исходя из требуемой точности выполнения измерений и экономической целесообразности.

7.1.3. В случае необходимости после счетчика устанавливают дополнительное оборудование, позволяющее обеспечить сбор, архивирование, обработку и передачу результатов измерений.

7.2. В совокупности измерительных систем в зависимости от набора компонентов выделяют следующие виды измерительных систем:

а) системы, полностью соответствующие требованиям нормативной документации (в том числе ГОСТ Р 8.596), имеющие свидетельство о поверке на АИИС в целом и удовлетворяющие требованиям СТО АТС 02.13.2 для АИИС оптового рынка электроэнергии (содержит измерительные компоненты);

б) системы, соответствующие требованиям нормативной документации, имеющие свидетельства о поверке на отдельные измерительные каналы АИИС и частично удовлетворяющие требованиям СТО АТС 02.13.2 (содержит измерительные компоненты);

в) системы учета по пп. а) или б), в которых для расчета составляющих баланса используют отдельные ИК технического учета (т.е. прошедшие градуировку) (содержит комплексные компоненты);

г) системы учета по пп. а) или б), в которых для расчета составляющих баланса используют ТИМ (содержит комплексные компоненты);

д) системы учета по пп. а) или б), в которых для расчета составляющих баланса используют представление информации без измерений и дополнительных вычислений (например, по плановым графикам нагрузки) (содержит комплексные компоненты).

7.3. Счетчики электрической энергии устанавливают в соответствии с требованиями на соответствующие АИИС вблизи точек балансового разграничения субъектов.

7.4. Между измерительными трансформаторами и ближайшей точкой подключения присоединения нагрузки не рекомендуется устанавливать силовое и коммутационное энергетическое оборудование.

7.5. В случае применения в системе «счетчик-измерительные трансформаторы» электронных корректоров погрешностей измерительных трансформаторов (в зависимости от условий измерений) корректирующие алгоритмы для определения количества электрической энергии (наряду с измеренным значением) рассчитывают скорректированное значение, сохраняют и архивируют средние значения измеренных и вычисленных параметров. В этом случае неопределенность измерений нормируют на систему «счетчик-измерительные трансформаторы» в целом при утверждении типа этой системы.

8. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМ КАНАЛАМ

8.1 Требования к характеристикам ИК представлены в таблице 3.

Таблица 3

8.2. Погрешность (неопределенность) измерений электроэнергии и мощности определяют погрешностями измерительных трансформаторов напряжения ТрН и тока ТрТ, вторичных измерительных цепей и электросчетчиков Эсч.

8.3. В зависимости от конструкции применяемых счетчиков используются две основные структуры построения ИК АИИС. Первый вариант структуры построения ИК представлен на рис. 1, второй — на рис. 2.

8.4 Первый вариант структуры построения ИК

ТрН — трансформатор напряжения;

ТрТ — трансформатор тока;

Эсч — счетчик электрической энергии;

Кн — контроллер;

ЛПД — линии передачи данных;

ЭВМ — компьютер.

8.4.1. Первый вариант построения ИК применяют в случае использования индукционных счетчиков по ГОСТ 6570 (например, С114) с телеметрическим (импульсным) выходом или электронных (статических) счетчиков по ГОСТ 26035, ГОСТ 30206 или ГОСТ 30207 (например, ELPA) с телеметрическим (импульсным) выходом. ИК строят следующим образом: счетчики подключают к контроллеру (например, телесумматору MEGADATA), который постоянно считает импульсы, поступающие от счетчиков. Дополнительную погрешность в ИК вносит контроллер Кн при переводе импульсов в именованные величины и измерениях времени. Кроме того, учитывают методическую погрешность счета импульсов, поступающих в контроллер от электросчетчиков. Эта погрешность измерений средней электрической мощности и энергии при переводе количества импульсов в именованные величины определяется и характеристиками контроллеров, а сколько — «ценой» импульсов, поступающих от счетчиков.

8.4.2. Контроллеры в своем составе имеют таймер, электронную память и интерфейс(ы) RS232 (или аналогичный) для связи с ЭВМ. В случае связи с удаленной ЭВМ используют модемы (радиомодемы). Каналы связи и модемы не вносят дополнительных погрешностей в ИК энергии и мощности, потому что передаче подлежит только цифровая информация и протоколы обмена имеют защиту от искажения информации помехами с достаточно высокой степенью вероятности. При временном повреждении канала связи сохраненная в контроллере информация может быть повторно передана по запросу верхнего уровня, что делает процесс измерений устойчивым к сбоям. При повреждении (отсутствии) каналов связи роль ЭВМ может выполнять переносной компьютер (например, Notebook) и присутствие ЭВМ на объекте необязательно, и наоборот, в ряде случаев функции контроллеров по переводу числа импульсов в именованные величины электрической мощности и энергии может выполнять компьютер (ЭВМ), и при этом контроллер в ИК будет отсутствовать.

8.5 Второй вариант структуры построения ИК

8.5.1. Второй вариант структуры ИК используют в случае, когда применяют счетчики со встроенными контроллерами (например, «Indigo+»), которые имеют интерфейс для связи с компьютером типа RS 232 (или аналогичный), таймер, память для хранения измеренных значений энергии за заданный период времени и профиля нагрузки (средних значений мощности). В этом случае нет необходимости в использовании внешнего контроллера, так как его функции выполняет счетчик. Для дистанционного (практически без ограничения дальности) считывания информации между счетчиком и ЭВМ подключают дополнительные каналообразующие устройства, такие как модемы и мультиплексоры (маршрутизаторы), позволяющие по запросу с ЭВМ поочередно подключаться к разным счетчикам, указывая в запросе их условный адрес. Канал связи совместно со специальными устройствами не вносит дополнительных погрешностей в измеренные величины энергии и мощности, которые счетчики передают в ЭВМ. Протяженность каналов связи и скорость передачи данных влияют только на величину запаздывания сигналов синхронизации всех таймеров в ИК системы (в том числе таймеров, встроенных в счетчики).

8.5.2. Мультиплексор-расширитель и модемы могут не входить в состав ИК, т.к. являются вспомогательными элементами, предназначенными для возможности разветвлений и удлинений линий связи. Как и для первого варианта, при временном повреждении канала связи сохраненная в счетчиках измерительная информация не пропадает и может быть выведена при повторном запросе, что делает процесс измерений устойчивым к сбоям. При повреждении (отсутствии) каналов связи роль ЭВМ может выполнять переносной компьютер (например, Notebook), и присутствие ЭВМ на объекте необязательно. ЭВМ может быть выполнена также в виде промышленного компьютера или контроллера.

8.5.3. Погрешность измерений электрической энергии по одному ИК и по группе ИК характеризуют предельной нормой относительной неопределенности (при доверительной вероятности 0,95) и пороговой мощностью, ниже которой учет электроэнергии осуществляют без нормирования погрешности (неопределенности). На ОРЭ при измерениях количества электрической энергии, оплачиваемой по тарифу, зависящему от времени суток, погрешность ИК дополнительно характеризуют абсолютной погрешностью измерений астрономического времени.

8.5.4 Погрешность измерений электрической мощности по одному ИК и по группе ИК характеризуется:

• диапазоном мощности, измеряемой с нормированной неопределенностью.

8.5.5. Поскольку все компоненты системы, участвующие в измерениях и вносящие погрешность, метрологически исправны согласно действующим свидетельствам о поверке, погрешность ИК оценивают расчетным методом, за исключением погрешности из-за рассогласования по времени, так как она зависит от состояния каналов связи.

8.5.6. Общая погрешность ИК состоит из инструментальных и методических составляющих погрешностей. Инструментальные составляющие погрешности определяют по документации на конкретные типы средств измерений. Методические составляющие погрешности определяют расчетным путем с учетом МХ СИ.

9. ПОДГОТОВКА К ВЫПОЛНЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ

9.1. Перед измерениями проверяют соответствие условий выполнения измерений требованиям раздела 6 настоящей рекомендации.

9.2. СИ приводят в рабочее состояние в соответствии с эксплуатационной документацией на них. При применении вычислительного устройства в соответствии с руководством по эксплуатации на него в его память вводят необходимую информацию о параметрах и характеристиках СИ, ИК, а также средств связи.

9.3. Для СИ в составе АИИС и применяемых для измерений и вычисления количества электроэнергии проверяют наличие действующих свидетельств о поверке или поверительных клейм.

Примечание. СИ, применяемые при измерениях с помощью датчика мощности, вместо свидетельств о поверке могут иметь действующие свидетельства о калибровке.

10. ПРОВЕРКА РЕАЛИЗАЦИИ МВИ

10.1 Проверку реализации МВИ проводят:

• при выходе субъекта на ОРЭ;
• после реконструкции средств измерений субъекта ОРЭ.

10.2. Дополнительную проверку проводят в спорных случаях между поставщиком и потребителем по инициативе одного из них, по решению арбитражного суда, а также по усмотрению органа государственной метрологической службы в целях решения задач по государственному метрологическому надзору.

10.3. В процессе эксплуатации СИ метрологические службы субъектов ОРЭ или метрологические службы уполномоченных представителей субъектов ОРЭ обеспечивают контроль за соблюдением и выполнением требований настоящей рекомендации.

10.4 При проведении проверки устанавливают:

• наличие технических описаний и (или) инструкций по эксплуатации СИ;
• соответствие условий выполнения измерений требованиям раздела 6 настоящей рекомендации;
• соответствие СИ и вспомогательного оборудования требованиям технической документации и требованиям раздела 7 настоящей рекомендации;
• соответствие ИК требованиям раздела 8 настоящей рекомендации;
• правильность применяемых методов расчета количества электрической энергии с учетом конкретных исходных данных и условий.

10.5 Оформление результатов проверки

По результатам проверки составляют акт соответствия реализации МВИ требованиям настоящей рекомендации. Форма акта приведена в Приложении В.

11. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ (ОЦЕНКИ) КОЛИЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

11.1. Исходную информацию для измерений количества электроэнергии выявляют в результате обследования однолинейных электрических схем энергообъектов субъекта с нанесенными на нее границами раздела балансовой принадлежности.

11.2. Субъект ОРЭ для каждой точки учета составляет список методов измерений (оценки), предполагаемых к использованию.

11.3. Последовательность указания методов выбирают в соответствующей последовательности выбора при записи окончательных результатов и вносят в список.

После завершения процедуры согласования и подписания договора список считают неотъемлемой частью договора, действующим на весь период договора.

11.4 Общие правила, действующие для всех методов

11.4.1 Продолжительность учетного периода на ОРЭ: один час.

11.4.2 Учетный период на ОРЭ действует с начала каждого часа.

11.4.3. Установленные для ИК счетчиков или датчиков мощности диапазоны времени \Delta T : 60; 30; 15; 10 или 3 мин (за исключением счетчиков, имеющих показания за сутки или месяц). Для одного и того же ИК счетчика или датчика мощности не допускают использование значений, измеренных с различными диапазонами измерений времени в течение действия одного договора.

11.4.4. В каждом методе (наряду с расчетом количества активной электроэнергии в точке учета) рассчитывают абсолютную погрешность (неопределенность) определения количества активной электрической энергии.

11.4.5. По каждой точке учета заполняют «Таблицу результатов расчетов». Перечень параметров, включаемых в «Таблицу результатов расчетов», представлен в Приложении Е.

11.4.6. Принимают, что необходимые для конкретного метода исходные данные имеются и не содержат форматных, статусных и иных ошибок.

11.4.7. При записи результата используют единое правило применения «знака направления перетока»: от шин «-», к шине «+» в соответствии с таблицей 4.

11.4.8. Расчеты и запись результатов выполняют с той же точностью, с которой определены исходные данные. Результаты измерений округляют до целых значений.

12. ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПЕРСОНАЛА

12.1 К выполнению измерений и обработке их результатов допускают высококвалифицированный персонал, изучивший:

• настоящую рекомендацию;
• правила ОРЭ;
• методику распределения небаланса на ОРЭ.

12.2. Лица, выполняющие работы по монтажу и наладке средств учета электроэнергии, имеют лицензии на проведение данных видов работ, полученные в установленном порядке.

12.3. Персонал энергообъекта несет ответственность за сохранность расчетных счетчиков, пломб и за соответствие цепей учета электроэнергии установленным требованиям.

12.4. К выполнению измерений электроэнергии допускают лиц, прошедших проверку знаний по «Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ» или «Правилам эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилам устройства электроустановок», «Межотраслевым правилам по охране труда (Правилам безопасности) при эксплуатации электроустановок», имеющих группу по электробезопасности не ниже III, обученных проведению измерений при учете электроэнергии и прошедших инструктаж по технике безопасности.

12.5. К обработке результатов измерений допускают лиц с образованием не ниже среднего специального.

13. ИЗМЕРЕНИЯ (ОЦЕНКА) КОЛИЧЕСТВА АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Измерения количества электрической энергии на ОРЭ выполняют с помощью измерительных трансформаторов и счетчиков коммерческого учета в составе АИИС.

Набор методов, разрешенных для конкретной точки учета, определяют из договора. Набор представляют в виде списка упорядоченных в порядке снижения приоритетов методов, разрешенных для данной точки учета.

Реализацию конкретного метода заканчивают расчетом.

13.1. Измерения количества активной электроэнергии с помощью АИИС

Измерения в АИИС проводят в точках учета электроэнергии с помощью счетчиков электрической энергии, которые являются основным прибором, показывающим, хранящим и передающим измерительную информацию. Показания счетчиков электрической энергии могут быть объединены в группы.

Методы измерений с использованием АИИС классифицируют по месту установки и статусу использования счетчика, а также по его принадлежности к определенной группе.

13.1.1. Измерения с помощью единичного (основного) счетчика коммерческого учета

13.1.1.1. Исходными данными для расчетов являются значения показателей, в общем случае, следующих ИК счетчика или счетчиков (если измерения в направлении прием-отдача и активной или реактивной электроэнергии осуществляют разными счетчиками, использующими одни и те же измерительные трансформаторы и вторичные измерительные цепи):

• ИК активной электрической энергии в прямом направлении W_{\text{ИК}(\Delta T)}^{P +} — в форме приращения активной электрической энергии за установленный для этого показателя диапазон времени;
• ИК активной электрической энергии в обратном направлении W_{\text{ИК}(\Delta T)}^{P -} <*> - в форме приращения энергии за установленный для этого показателя диапазон времени;
• ИК реактивной электрической энергии в прямом направлении W_{\text{ИК}(\Delta T)}^{Q +} <*> - в форме приращения энергии за установленный для этого показателя диапазон времени;
• ИК реактивной электрической энергии в обратном направлении W_{\text{ИК}(\Delta T)}^{Q -} <*> - в форме приращения энергии за установленный для этого показателя диапазон времени;
• ИК времени — в форме приведенного к единому астрономическому времени значения времени — даты начала отсчета T_{\text{но}} и диапазона \Delta T (для каждого из вышеперечисленных показателей).

<*> В тех случаях, когда показания ИК недоступны или отсутствуют, данный метод не применяют.

13.1.1.2. Выполнение измерений и расчет относительной неопределенности проводят в соответствии с документом на МВИ на конкретный объект, разработанным в соответствии с ГОСТ Р 8.563.

13.1.1.3. Анализом собранных данных выделяют показатели, относящиеся к учетному периоду, по рассчитываемому счетчику и записывают в таблицу исходных параметров ИК.

13.1.1.4. Для каждого ИК электрической энергии счетчика рассчитывают значения W_{\text{ТУ}(\Delta T)}^{"\text{ИК}"} и их абсолютную погрешность на интервале времени \Delta T в кВт·ч (квар·ч) в соответствии с установленными масштабными множителями.

Для счетчиков с заданными раздельно коэффициентами трансформации трансформаторов тока и напряжения

W_{\text{ТУ}(\Delta T)}^{P +} = W_{\text{ИК}(\Delta T)}^{P +} \times K_{\text{ТРТ}} \times K_{\text{ТРН}}. (1)

W_{\text{ТУ}(\Delta T)}^{P +} = W_{\text{ИК}(\Delta T)}^{P +} \times K_{\text{ТР}}. (2)

Аналогично проводят расчеты для ИК P-, Q+, Q-.

13.1.1.5. Рассчитывают суммарное количество электроэнергии в точке учета за часовой интервал для каждого измерительного канала электроэнергии:

W_{\text{ТУ}}^{P +} = \sum_{i = 1}^{60\Delta T} {}^{/}W_{\text{ТУ}(\Delta T)(i)}^{P +}. (3)

Аналогично проводят расчеты для ИК P-, Q+, Q-.

13.1.1.6. Рассчитанные значения (P+, P-) количества электроэнергии записывают в «Таблицу результатов расчетов» данной точки поставки электроэнергии в графы «Принятая энергия» и «Отпущенная энергия». В графу «Номер метода» записывают соответствующий методу номер по таблице 1.

13.1.2. Измерения количества электроэнергии с помощью контрольных (параллельных) счетчиков коммерческого учета

13.1.2.1. Исходными данными для расчетов являются показания контрольных (параллельных) счетчиков коммерческого учета.

13.1.2.2. Операции измерений выполняют по пп. 13.1.1.2 - 13.1.1.6.

13.1.3. Измерения количества электроэнергии с помощью счетчика коммерческого учета, установленного на противоположной стороне линии

13.1.3.1. Исходными данными для расчетов являются показания контрольного (параллельного) счетчика коммерческого учета.

13.1.3.2. Операции измерений выполняют по пп. 13.1.1.2 - 13.1.1.6.

13.1.4. Измерения количества электроэнергии с помощью счетчика технического учета

13.1.4.1. Исходными данными для расчетов являются показания счетчика технического учета.

13.1.5. Измерения количества электроэнергии с помощью счетчика коммерческого учета, установленного на противоположной стороне силового трансформатора

13.1.5.1. Исходными данными для расчетов являются показания счетчика коммерческого учета.

13.1.5.2. Операции измерений выполняют по пп. 13.1.1.2 - 13.1.1.6.

13.1.6. Измерения количества электроэнергии с помощью датчика мощности

13.1.6.1. В случае наличия в АИИС датчиков мощности измерения активной электроэнергии могут быть проведены с их помощью.

13.1.6.2. Условия измерений и выполнение измерений датчиками мощности соответствуют паспортным данным.

13.1.6.3. Анализом собранных данных выделяют показатели датчика мощности (датчиков мощности — для реверсивных нагрузок), относящиеся к требуемому часу, по точке учета и записывают в таблицу исходных параметров датчика мощности.

13.1.6.4 Рассчитывают количество энергии в точке учета:

W_{\text{ТУ}}^{P +} = \sum_{i = 1}^{60\Delta T} {}^{/}P_{\text{ТУ}(\Delta T)(i)}^{+} \times \Delta T/60, (4)

W_{\text{ТУ}}^{P -} = \sum_{i = 1}^{60\Delta T} {}^{/}P_{\text{ТУ}(\Delta T)(i)}^{-} \times \Delta T/60. (5)

13.2. Измерения количества активной электроэнергии с помощью группы счетчиков других присоединений подстанции (узла)

13.2.1. Измерения количества электроэнергии с помощью счетчиков других присоединений подстанции (узла)

13.2.1.1. Метод применяют, если другие присоединения подстанции (узла) оснащены счетчиками коммерческого учета, а данные по точке учета на присоединении временно не могут быть выполнены с помощью счетчика коммерческого учета.

13.2.1.2. Список присоединений, входящих в группу подстанции, определяют из договора.

13.2.1.3. Рассчитывают количество электроэнергии в отдельных точках учета других присоединений подстанции (узла) \Delta W_{\text{ТУ}(i)}^{P +} на часовом интервале аналогично методу по п. 13.1.1.

13.2.1.4. Рассчитывают количество электроэнергии в точке учета как алгебраическую сумму других присоединений подстанции (узла):

Аналогично рассчитывают значение W_{\text{ТУ}}^{P -} .

13.2.2. Измерения количества электроэнергии с помощью группы счетчиков технического и коммерческого учета

13.2.2.1. Метод применяют, если объединяют показания отдельных счетчиков в группы счетчиков, в том числе для решения проблемы обходного выключателя. В этом случае суммарное показание является алгебраической суммой показаний счетчиков группы. Список счетчиков группы задают, как правило, в УСПД или аналогичных устройствах и представляют НП «АТС» в договоре.

13.2.2.2. Расчет для отдельных счетчиков группы аналогичен расчету для метода по п. 13.1.1.

Рассчитывают количество электроэнергии в точке учета как алгебраическую сумму прочих присоединений подстанции (узла):

W_{\text{ТУ}}^{P +} = \sum_{i = 1}^{k} W_{\text{ТУ}(i)}^{P +}. (7)

Аналогично рассчитывают значение W_{\text{ТУ}}^{P -} .

13.3. Оценка количества активной электроэнергии на основании статических методов

Исходными данными являются показания счетчиков коммерческого учета за предыдущие дни.

13.3.1. Оценка количества электроэнергии вычислением среднего значения за ряд предшествующих типовых дней

13.3.1.1 Выделяют следующие виды типовых дней:

• понедельник;
• вторник, среда, четверг;
• пятница;
• суббота;

13.3.1.2. Исходными данными являются данные, измеренные за тот же промежуток времени за четыре предшествующих дня того же типа, что и день учетного периода, и абсолютные погрешности за то же время с помощью основного счетчика коммерческого учета.

Примечание. При определении типа дня учитывают разницу местного времени с московским зимним временем.

13.3.1.3. Метод применяют в случае, если погрешность не превышает 10% от среднего значения в ряду значений по точке поставки за аналогичный учетный период для четырех типовых предшествующих дней с ненулевым значением.

13.3.1.4 Определяют среднее арифметическое значение:

W_{\text{ТУср}}^{P} = (W_{\text{ТУ}(T - 4)}^{P} + W_{\text{ТУ}(T - 3)}^{P} + W_{\text{ТУ}(T - 2)}^{P} + W_{\text{ТУ}(T - 1)}^{P})/4. (8)

13.3.1.5. Вычисляют среднее квадратическое отклонение за аналогичный учетный период для четырех типовых предшествующих дней с ненулевым значением:

13.3.1.6 Неопределенность рассчитывают по формуле

\delta_{W_{\text{ТУ}}^{P}} = \sqrt{(\frac{2 \cdot \sigma_{W_{\text{ТУср}}^{P}}}{W_{\text{ТУср}}^{P}} \cdot 100\%)^{2} + \frac{1}{4} \sum_{i = 1}^{4} \delta_{W_{\text{ТУ}(N - 1)}^{P}}^{2}} . (10)

13.3.2. Оценка количества электроэнергии по данным контрольных измерений

13.3.2.1. Исходными данными являются данные ежегодных контрольных измерений активной мощности в дни зимнего максимума и летнего минимума по точке учета.

13.3.2.2. Условия измерений и порядок измерений соответствуют нормативным документам энергоснабжающих организаций.

13.3.2.3 Дополнительные условия и правила:

• при отсутствии почасовых данных контрольных измерений в качестве исходных данных выбирают максимальное значение по дню контрольного замера;
• данные контрольных измерений приводят к московскому зимнему времени.

13.3.2.4 Рассчитывают количество электроэнергии в точках учета:

13.3.2.5. Относительную неопределенность принимают равной 30% от максимального значения в день контрольного измерения.

13.3.3. Оценка количества электроэнергии по предельно допускаемым значениям электрических параметров электрооборудования присоединения в точке учета

13.3.3.1. Исходными данными являются нормативные данные электрооборудования присоединения в точке учета.

13.3.3.2 Рассчитывают предельно допускаемое значение электроэнергии на часовом интервале:

где U_{\text{ном}} — номинальное нормативное линейное напряжение сетевого элемента (для трансформатора — номинальное напряжение стороны, ближайшей к границе балансовой принадлежности покупателя);

I_{\text{ном}} — предельный нормативный ток коммутационного аппарата, ближайшего к границе балансовой принадлежности покупателя.

13.4. Оценка количества активной электроэнергии за интервал времени на комбинированных данных

13.4.1. Оценка количества электроэнергии по суточному (месячному) значению счетчика и профилю телеизмерений мощности

13.4.1.1. Исходными данными являются почасовые значения ТИМ за отчетный месяц (сутки) и суммарная величина месячного (суточного) потребления электроэнергии в точке учета по счетчику.

13.4.1.2. Принимают, что разница между месячным потреблением в точке поставки и суммарным месячным значением по ТИМ распределена между часовыми интервалами пропорционально профилю ТИМ.

13.4.1.3. Рассчитывают разницу между месячным (суточным) значением в точке учета по счетчику и месячным значением по ТИМ за месяц:

\Delta\text{П}_{\text{ТУ}}^{P} \sum = \sum W_{\text{ТУ}(j)}^{P}(\text{ТИМ}) - W_{\text{ТУ}}^{P} \sum (\text{счетчик}). (14)

13.4.1.4 Рассчитывают относительное отклонение месячного (суточного) значения по ТИМ и счетчику:

Если отклонение по абсолютной величине не менее 20%, метод не применяют.

13.4.1.5 Рассчитывают коэффициент распределения для каждого часа месяца (суток):

K_{j} = (W_{\text{ТУ}(j)}^{P}(\text{ТИМ}) \cdot \Delta\text{П}_{\text{ТУ}}^{P} \sum)/W_{\text{ТУ}}^{P} \sum . (16)

13.4.1.6 Рассчитывают количество электроэнергии в точке поставки для каждого часа:

W_{\text{ТУ}(j)}^{P} = W_{\text{ТУ}(j)}^{P}(\text{ТИМ})(1 - K_{j}). (17)

13.4.1.7 Рассчитывают невязку, связанную с округлением почасовых значений:

\delta_{\text{ОКР}} = W_{\text{ТУ}}^{P} \sum - \sum W_{\text{ТУ}(j)}^{P}(\text{ТИМ}). (18)

13.4.1.8 Невязку приписывают последнему часу месяца (суток):

W_{\text{ТУ}(\text{Посл})}^{P} = W_{\text{ТУ}(\text{Посл})}^{P} + \delta_{\text{ОКР}}. (19)

13.5. Оценка количества электроэнергии по комбинированному методу

13.5.1. Метод применяют в случае необходимости комбинации ряда вышеперечисленных методов. Порядок проведения расчетов и оценки неопределенности устанавливают индивидуально в документе на соответствующую МВИ.

14. РАСЧЕТ АБСОЛЮТНОЙ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ (ПОГРЕШНОСТИ) ИЗМЕРЕНИЙ (ОЦЕНКИ) КОЛИЧЕСТВА АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Расчет неопределенности и округление окончательного результата расчета проводят с погрешностью не более 0,1 кВт·ч.

14.1. Расчет абсолютной неопределенности (погрешности) измерений (оценки) количества активной электроэнергии с помощью АИИС

14.1.1. Расчет неопределенности (погрешности) измерений количества активной электроэнергии с помощью единичного (основного) счетчика коммерческого учета

14.1.1.1. Относительные неопределенности (погрешности) ИК \delta_{\text{ИК}(\Delta T)} рассчитывают в соответствии с Приложением Г.

14.1.1.2. Для счетчиков с раздельно заданными коэффициентами трансформации абсолютную неопределенность измерений количества электроэнергии в точке учета за интервал времени \Delta T рассчитывают как

\Delta_{\text{ТУ}(\Delta T)}^{P +} = \pm \frac{|\delta_{\text{ИК}(\Delta T)}^{P +}| \cdot W_{\text{ИК}(\Delta T)}^{P +} \cdot K_{\text{ТРТ}} \cdot K_{\text{ТРН}}}{100\%} . (20)

14.1.1.3. Для счетчиков с заданным общим коэффициентом трансформации абсолютную неопределенность измерений количества электроэнергии в точке учета за интервал времени \Delta T рассчитывают как

\Delta_{\text{ТУ}(\Delta T)}^{P +} = \pm \frac{|\delta_{\text{ИК}(\Delta T)}^{P +}| \cdot W_{\text{ИК}(\Delta T)}^{P +} \cdot K_{\text{ТР}}}{100\%} . (21)

14.1.1.4. Аналогично проводят расчеты абсолютной неопределенности измерений на интервале \Delta T для ИК P-.

14.1.1.5. Рассчитывают абсолютную неопределенность измерения количества электроэнергии в точке учета за часовой интервал для каждого ИК электроэнергии:

\Delta W_{\text{ТУ}}^{P +} = \pm \sum_{i = 1}^{60\Delta T} {}^{/}|\Delta W_{\text{ТУ}(\Delta T)(i)}^{P +}|. (22)

14.1.1.6. Аналогично проводят расчеты абсолютной неопределенности на часовом интервале для ИК P-.

14.1.2. Расчет абсолютной неопределенности измерений количества электроэнергии с помощью контрольных (параллельных) счетчиков коммерческого учета

Расчет аналогичен расчету для метода по п. 14.1.1.1.

14.1.3. Расчет абсолютной неопределенности измерений количества электроэнергии с помощью счетчика коммерческого учета, установленного на противоположной стороне линии

14.1.4. Расчет абсолютной неопределенности измерений количества электроэнергии с помощью счетчика технического учета

Расчет аналогичен расчету для метода по п. 14.1.1.

14.1.5. Расчет абсолютной неопределенности измерений количества электроэнергии с помощью счетчика коммерческого учета, установленного на противоположной стороне силового трансформатора

Расчет аналогичен расчету для метода по п. 14.1.1.1.

14.1.6. Расчет абсолютной неопределенности измерений количества электроэнергии с помощью датчика мощности

14.1.6.1. Рассчитывают относительную неопределенность ИК \delta_{\text{ИК}(\Delta T)} на интервале \Delta T в соответствии с Приложением Д.

14.1.6.2. Абсолютную неопределенность измерений количества электроэнергии в точке учета за интервал времени \Delta T рассчитывают как

\Delta_{\text{ТУ}(\Delta T)}^{P +} = \pm \frac{|\delta_{\text{ИК}(\Delta T)}^{P +}| \cdot W_{\text{ИК}(\Delta T)}^{P +}}{100\%} . (23)

14.1.6.3. Аналогично проводят расчеты абсолютной неопределенности измерений на интервале \Delta T для ИК P-, если имеется отдельный датчик для обратного направления.

14.1.6.4. Рассчитывают абсолютную неопределенность в точке учета за часовой интервал для каждого измерительного канала электроэнергии:

14.1.6.5. Аналогично проводят расчеты абсолютной неопределенности в точке учета на часовом интервале для измерительного канала P-.

14.1.6.6. Рассчитанные значения абсолютной неопределенности \Delta W_{\text{ТУ}}^{P +} , \Delta W_{\text{ТУ}}^{P -} записывают в «Таблицу результатов расчетов» в графы «Погрешность при определении принятой энергии» и «Погрешность при определении отпущенной энергии».

14.2. Расчет абсолютной неопределенности измерений количества электроэнергии с помощью группы счетчиков

14.2.1. Расчет абсолютной неопределенности измерений количества электроэнергии с помощью счетчиков других присоединений подстанции (узла)

14.2.1.1. Рассчитывают абсолютную неопределенность в отдельных точках учета других присоединений подстанции (узла) на часовом интервале аналогично расчету для метода по п. 14.1.1.

14.2.1.2. Абсолютную неопределенность в точке учета рассчитывают как сумму абсолютных неопределенностей всех прочих присоединений подстанции (узла):

\Delta W_{\text{ТУ}}^{P +} = \pm \sum_{i = 1}^{k - 1} |\Delta W_{\text{ТУ}(i)}^{P +}|. (25)

14.2.1.3. Аналогично проводят расчет абсолютной неопределенности в точке учета на часовом интервале для ИК P-.

14.2.2. Расчет абсолютной неопределенности измерений количества электроэнергии с помощью группы счетчиков технического и коммерческого учета

14.2.2.1. Рассчитывают абсолютную неопределенность в отдельных точках учета других присоединений подстанции (узла) на часовом интервале аналогично расчету для метода по п. 14.1.1.

14.2.2.2. Абсолютную неопределенность в точке учета рассчитывают как сумму абсолютных неопределенностей всех счетчиков, входящих в группу:

\Delta W_{\text{ТУ}}^{P +} = \pm \sum_{i = 1}^{k} |\Delta W_{\text{ТУ}(i)}^{P +}|. (26)

14.2.2.3. Аналогично проводят расчет абсолютной неопределенности в точке учета на часовом интервале для ИК P-.

14.3. Расчет абсолютной неопределенности измерений количества электроэнергии на основании статистических методов

14.3.1. Расчет абсолютной неопределенности измерений количества электроэнергии вычислением среднего значения за ряд предшествующих типовых дней проводят по пп. 13.3.1.4 - 13.3.1.7 настоящей рекомендации.

14.3.2. Расчет абсолютной неопределенности измерений количества электроэнергии по данным контрольных измерений

Расчет неопределенности проводят по формуле

\Delta_{\text{ТУ}}^{P} = |W_{\text{ТУ}}^{P} \cdot 0,3|. (27)

14.3.3. Расчет абсолютной неопределенности измерений количества электроэнергии по предельно допускаемым значениям параметров электрооборудования присоединения в точке учета

Абсолютную неопределенность в точке учета принимают равной нулю:

14.4. Расчет абсолютной неопределенности измерений количества электроэнергии на комбинированных данных

14.4.1. Расчет абсолютной неопределенности измерений количества электроэнергии по суточному (месячному) значению счетчика и профилю телеизмерений мощности

Рассчитывают абсолютную неопределенность измерений по точке учета за час для счетчика \Delta W_{\text{ТУ}(\text{счетчик})}^{P} аналогично расчету для метода по п. 14.1.1.

Рассчитывают абсолютную неопределенность измерений по точке учета за час для датчика ТИМ \Delta W_{\text{ТУ}(\text{ТИМ})}^{P} аналогично расчету для метода по п. 14.1.6.

15. ПОРЯДОК ОФОРМЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

15.1 Результаты измерений записывают в «Таблицу результатов расчета». Таблица включает следующие графы:

Приложение Б

ТРЕБОВАНИЯ К СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ

Б.1. Требования к трансформаторам тока и напряжения

Б.1.1. Технические параметры и метрологические характеристики коммерческих трансформаторов тока и напряжения соответствуют требованиям ГОСТ 7746 и ГОСТ 1983.

Б.1.2. В целях повышения точности коммерческого учета при строительстве или реконструкции электроустановок участников оптового рынка, к которым присоединены элементы сети, входящие в сечение поставки, на этих элементах устанавливают измерительные трансформаторы класса точности 0,5S.

Б.1.3. Расстановку измерительных трансформаторов, предназначенных для коммерческого учета электроэнергии, осуществляют в соответствии с требованиями главы 1.5 ПУЭ (трансформаторы тока устанавливают, как правило, на границах балансовой принадлежности или максимально приближают к ней).

Б.1.4. Для коммерческих измерений в системах с заземленной нейтралью измерительные трансформаторы тока устанавливают во всех трех фазах, к которым подключают трехфазные трехэлементные счетчики.

Б.1.5. Не допускают применения промежуточных трансформаторов тока. Не допускают перегрузку и недогрузку измерительных трансформаторов во всех эксплуатационных режимах. Класс точности измерительных трансформаторов: не ниже 0,5.

Б.2. Требования к счетчикам электроэнергии <*>

<*> Настоящие требования распространяют на счетчики коммерческого учета, работающие в составе ИИК ТУ.

Б.2.1. Технические параметры и метрологические характеристики коммерческих счетчиков субъекта ОРЭ соответствуют требованиям ГОСТ 30206 и ГОСТ 30207.

Б.2.2. Счетчики обеспечивают при необходимости учет электроэнергии в обоих направлениях.

Б.2.3. Используют статические счетчики электроэнергии.

Б.2.4. Счетчики выполняют следующие функции:

• измерения электроэнергии с нарастающим итогом и вычисление усредненной мощности за получасовые интервалы времени;

• синхронизация времени;
• ведение встроенного календаря и часов;
• ведение журнала(ов) событий (результаты самодиагностики, фиксация перерывов питания, попытки несанкционированного доступа, количества и дат связей со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям параметров, факты превышения установленных пределов и т.п.);
• предоставление измеренных данных и журналов событий счетчика;
• защита от несанкционированного изменения ПО, параметров, измеренных данных и журналов событий;
• защита от несанкционированного предоставления информации;
• сохранение информации при отсутствии питания;
• автоматическая самодиагностика при включении питания, по расписанию и по внешнему запросу.

Б.2.5. Счетчики удовлетворяют следующим основным требованиям:

• класс точности: не ниже 0,5S;
• схемы питания счетчика обеспечивают бесперебойную работу счетчика при автоматическом переходе на резервное питание. В случае реализации двойного питания непосредственно в счетчике счетчик обеспечивает автоматический переход с основного питания на резервное при пропадании основного питания и возврат на основное питание при восстановлении основного питания. При этом в журнале событий счетчика фиксируют факты перехода на резервное питание и возврат на основное питание;
• хранение профиля нагрузки с получасовым интервалом: не менее 35 суток;
• сохранность информации в журнале событий: не менее 35 суток;
• сохранность информации и ведение времени и календаря при отключении электропитания на время: не менее одного года;
• обеспечение одного или нескольких цифровых интерфейсов (RS-485, ИРПС, RS-232 и т.п.);
• синхронизация времени в счетчике от внешнего эталонного источника: не реже одного раза в сутки;
• точность хода встроенных энергонезависимых часов: не более 5,0 с в сутки с возможностью синхронизации времени;
• автоматическая самодиагностика: не реже одного раза в сутки;
• работоспособность при температуре окружающего воздуха от минус 35 °C до 50 °C;
• средняя наработка на отказ счетчика электроэнергии: не менее 70000 часов;
• защита от несанкционированного доступа путем наложения пломбы персоналом НП «АТС» или уполномоченными им организациями;
• межповерочный интервал: не менее восьми лет.

Б.3. Требования к вторичным цепям

Б.3.1. Перед разработкой технического задания на создание АИИС проводят ревизию всех измерительных комплексов средств коммерческого учета в соответствии с методикой, согласованной с Госстандартом России и НП «АТС». По результатам ревизии:

• устраняют причины, не позволяющие обеспечить необходимую точность учета электроэнергии (например, перегрузку измерительных трансформаторов и т.п.);
• переоформляют, при необходимости, паспорта-протоколы на измерительные комплексы средств коммерческого учета;
• выполняют мероприятия, обеспечивающие защиту средств коммерческого учета от несанкционированного доступа (устанавливают специализированные шкафы учета, например ШУ-1, ШУ-2 или другие с аналогичными характеристиками, специализированные блоки, коробки, панели и т.п.).

Б.3.2. Потери напряжения в цепи трансформатор напряжения — электросчетчик: не более 0,25% номинального вторичного напряжения трансформатора напряжения.

Б.3.3. Подключение каждого электросчетчика к трансформатору напряжения выполнено отдельным кабелем.

Б.3.4. Измерительные цепи ИИК точек учета обеспечивают возможность подключения эталонного счетчика без отключения присоединения.

Б.3.5. Обеспечена защита от несанкционированного доступа к измерительным цепям путем наложения пломбы персоналом НП «АТС» или уполномоченными им организациями.

Приложение В

на ________________________________________________________________________ наименование проверяемых объектов

Адрес _____________________________________________________________________

Основание: ________________________________________________________________ ввод в эксплуатацию или реконструкция

1. Комплектность средств измерений ________________________________________

2. Наличие технической документации на средства измерений и вспомогательное оборудование

 при отсутствии указать средства измерений, на которые отсутствует

                     техническая документация

3. Условия эксплуатации средств измерений _________________________________

         указываются диапазоны параметров окружающей среды

4. Соответствие характеристик средств измерений установленным требованиям МВИ _______________________________________________________________________

6. Результаты проверки соблюдения требований

7. Выводы _________________________________________________________________ при наличии нарушений указать сроки их устранения

проводившего проверку              __________________    __________________
                            М.П.        подпись             И.О. Фамилия

Лица, проводившие проверку

                                   __________________    __________________
                                        подпись             И.О. Фамилия

                                   __________________    __________________
                                        подпись             И.О. Фамилия

РАСЧЕТ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИЗМЕРЕНИЙ СРЕДНЕЙ ПОЛУЧАСОВОЙ АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ СЧЕТЧИКАМИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Г.1. Определяют диапазон изменений мощности, для которого нормированы погрешности измерительных трансформаторов и счетчиков. Принимают, что номинальные токи и напряжения всех приборов в данном ИК совпадают.

m_{min} = (\frac{I_{min}}{I_{\text{ном}}}) \cdot 100\% и m_{max} = (\frac{I_{max}}{I_{\text{ном}}}) \cdot 100\%, (Г.1)

где I_{min} — минимальное значение тока, для которого нормирован предел допускаемой погрешности для счетчика и измерительного трансформатора тока (0,25 А);

I_{max} — составляет 120% от I_{\text{ном}} (6 А). При этом принимают равенство номинальных токов счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов тока, работающих совместно с ними.

Г.2. Диапазон мощности подключаемой нагрузки определяют следующим образом:

P_{max} = U_{\text{ном}} \cdot I_{\text{ном}} \cdot (\frac{m_{max}}{100\%}) \cdot cos\varphi \cdot k_{\text{ТРТ}} \cdot k_{\text{ТРН}} \cdot \sqrt{3} \cdot 10^{- 6}, (Г.4)

где P_{min} и P_{max} — минимальная и максимальная границы диапазона мощности нагрузки, выраженные в МВт;

U_{\text{ном}} , I_{\text{ном}} — номинальные значения напряжения (линейного между фазами в вольтах) и тока (в амперах) счетчика при симметричной нагрузке;

k_{\text{ТРТ}} , k_{\text{ТРН}} — коэффициенты трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения;

\sqrt{3} — коэффициент, учитывающий трехфазное включение и симметричную нагрузку;

10^{- 6} — коэффициент, переводящий Вт в МВт.

Г.3. Рассчитывают порог чувствительности. Нижний порог мощности нагрузки, ниже которого электрическую энергию счетчиком можно не учитывать (порог чувствительности), рассчитывают по формуле

P_{\text{ЧУВСТВ}} = 25 \cdot 10^{- 4} \cdot k_{\text{СЧ}} \cdot U_{\text{ном}} \cdot I_{\text{ном}} \cdot cos\varphi \cdot k_{\text{ТРТ}} \cdot k_{\text{ТРН}} \cdot \sqrt{3} \cdot 10^{- 3}, (Г.5)

cos\varphi — коэффициент мощности (принимают cos\varphi = 1 );

k_{\text{ТРТ}} , k_{\text{ТРН}} — коэффициенты трансформации измерительных преобразователей;

U_{\text{ном}} , I_{\text{ном}} — номинальные значения напряжения (линейного между фазами в вольтах) и тока (в амперах) счетчика при симметричной нагрузке;

\sqrt{3} — коэффициент, учитывающий трехфазное включение и симметричную нагрузку;

P_{\text{ЧУВСТВ}} в кВТ.

Г.4. По измеренным значениям средней получасовой мощности определяют, входят ли они в диапазон P_{min} и P_{max} . При соблюдении условия рассчитывают неопределенность измерений по нормированным метрологическим характеристикам измерительных трансформаторов и счетчиков, входящих в состав данного ИК. Для этого определяют коэффициент нагрузки током m_{i} = (\frac{I_{i}}{I_{\text{ном}}}) \cdot 100\% по формуле

Предел допускаемой суммарной дополнительной погрешности для счетчика находят как

\delta_{\text{ЭСЧД}}^{2} = k^{2} \times (\sum_{i = 1}^{n} (F_{\text{ВЛ}i} \times \sigma_{Ai})^{2}), (Г.10)

где k = 2;

A_{i} — i-я влияющая величина;

F_{\text{ВЛ}i} — предел допускаемого значения i-й функции влияния на погрешность электросчетчика.

Среднее квадратическое значение i-й влияющей величины рассчитывают как

где 0,35 — эмпирический коэффициент;

|Amax_{i} - A\text{н}_{i}| — абсолютная величина максимальной разности между наибольшим значением i-й влияющей величины Amax_{i} , зарегистрированным за расчетный период, и значением этой же влияющей величины в нормальных условиях A\text{н}_{i} .

Допускается в качестве Amax_{i} принимать граничные значения рабочего диапазона i-й влияющей величины согласно эксплуатационной документации на счетчики.

Если нормировано предельное значение дополнительной погрешности, то предел допускаемого значения функции влияния рассчитывают следующим образом:

F_{\text{ВЛ}i} = \delta_{\text{Д}i}/|Amax_{i} - A\text{н}_{i}|,

где \delta_{\text{Д}i} — предел допускаемой i-й дополнительной погрешности, указанный в паспорте или стандарте на счетчик.

Пример: Расчет допускаемой относительной погрешности счетчика \delta_{\text{ЭСЧ}}(m) для нагрузки m = I_{\text{ном}} и \text{с}os\varphi = 1 в рабочих условиях применения для следующих условий:

|Amax_{1} - A\text{н}_{1}| = 10^{\circ}C ; F_{\text{ВЛ}1} = 0,03\% на 1 °C;

|Amax_{2} - A\text{н}_{2}| = 10\% от ном. напряжения; F_{\text{ВЛ}2} = 0,02\% на 1% изменения напряжения;

|Amax_{3} - A\text{н}_{3}| = 0,5\text{мТл} и высокочастотная составляющая электромагнитного поля.

Предел допускаемой суммарной дополнительной погрешности для счетчика находят как

Сумму средних квадратических относительных погрешностей по энергии, возникающих от угловых и амплитудных погрешностей измерительных преобразователей, определяют по формуле

(Г.12)

где 0,0291 — множитель, переводящий минуты угловых погрешностей в проценты относительной погрешности;

\delta\varphi_{\text{ТРТ}} и \delta\varphi_{\text{ТРН}} — пределы допускаемой угловой погрешности соответственно трансформаторов тока и напряжения в минутах;

\delta_{\text{ТРН}} — предел допускаемой амплитудной относительной погрешности трансформатора напряжения по ГОСТ 1983, %;

\delta_{\text{ТРТ}} — предел допускаемой амплитудной относительной погрешности трансформатора тока по ГОСТ 7746, %;

\varphi_{max} и \varphi_{min} — минимальный (min) и максимальный (max) фазовый сдвиг в рабочих условиях;

k — коэффициент, зависящий от доверительной вероятности (k = 2).

Значения

где P_{i1} , P_{i2} — активная средняя получасовая мощность нагрузок за один час, выраженная в МВт (учитывают значения двух активных СПМ только в одном направлении);

Q_{i1} , Q_{i2} — реактивная средняя получасовая мощность нагрузок за один час, выраженная в Мвар (значение за один получас складывают из алгебраической суммы (т.е. с учетом знака) двух значений реактивных средних получасовых мощностей как в прямом, так и в обратном направлениях для первого квадранта \varphi = (0^{\circ}... + 90^{\circ}) и четвертого квадранта \varphi = (0^{\circ}... - 90^{\circ}) ).

Находят минимальный и максимальный угол сдвига между напряжением и током в сети \varphi_{min} и \varphi_{max} .

Пример: Для ТН класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 \delta_{\text{ТРН}} = 0,5\% , \delta\varphi_{\text{ТРН}} = 20^{\circ} на всех диапазонах нагрузок.

\delta_{\text{ТРТ}} = 1,5\% , \delta\varphi_{\text{ТРТ}} = 90^{\circ} для 5% I_{\text{ном}} ;

\delta_{\text{ТРТ}} = 1,25\% , \delta\varphi_{\text{ТРТ}} = 75^{\circ} для 10% I_{\text{ном}} ;

\delta_{\text{ТРТ}} = 0,5\% , \delta\varphi_{\text{ТРТ}} = 30^{\circ} для I_{\text{ном}} , 120% I_{\text{ном}} .

Г.6.3. Предел допускаемой относительной инструментальной погрешности ИК от линий электропередачи до выхода электросчетчика определяют по формуле

где k — коэффициент, зависящий от доверительной вероятности (k = 2);

где \delta_{\text{Л}} — предел допускаемой погрешности из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к трансформатору напряжения. Нормируемые потери в линии трансформатора напряжения: 0,25%.

Г.7. Если измеренные значения мощности не входят в диапазон P_{min} и P_{max} или коэффициент нагрузки током превышает 120%, то значения абсолютной неопределенности принимают по таблице Г.2.

Таблица Г.2

Абсолютная неопределенность

Приложение Д

РАСЧЕТ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИЗМЕРЕНИЙ СРЕДНЕЙ ПОЛУЧАСОВОЙ АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ДАТЧИКАМИ МОЩНОСТИ

Д.1. Расчет допускаемой относительной погрешности ИК

Сумму средних квадратических относительных погрешностей по мощности, возникающих от угловых и амплитудных погрешностей измерительных преобразователей, определяют по формуле

(Д.1)

где \varphi_{min} = 0^{\circ} , \varphi_{max} = 60^{\circ} ;

0,0291 — множитель, переводящий минуты угловых погрешностей в проценты относительной погрешности;

\delta\varphi_{\text{ТРТ}} и \delta\varphi_{\text{ТРН}} — пределы допускаемой угловой (\varphi) погрешности соответственно трансформаторов тока и напряжения в минутах;

\delta_{\text{ТРН}} — предел допускаемой амплитудной относительной погрешности трансформатора напряжения по ГОСТ 1983, %;

\delta_{\text{ТРТ}} — предел допускаемой амплитудной относительной погрешности трансформатора тока по ГОСТ 7746, %;

\varphi_{max} и \varphi_{min} — минимальный (min) и максимальный (max) фазовый сдвиг в рабочих условиях;

Значения \varphi_{min/max} = 60 .

Д.2. Находят минимальный и максимальный угол сдвига между напряжением и током в сети \varphi_{min} и \varphi_{max} .

Для ТН класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 \delta_{\text{ТРН}} = 0,5\% , \delta\varphi_{\text{ТРН}} = 20^{\circ} на всех диапазонах нагрузок.

Для ТТ класса точности 0,5 по ГОСТ 7746:

\delta_{\text{ТРТ}} = 1,25\% , \delta\varphi_{\text{ТРТ}} = 75^{\circ} для 10% I_{\text{ном}} ;

\delta_{\text{ТРТ}} = 0,5\% , \delta\varphi_{\text{ТРТ}} = 30^{\circ} для I_{\text{ном}} , 120% I_{\text{ном}} .

Д.3. Предел допускаемой относительной инструментальной погрешности ИК от линий электропередачи до входа датчика определяют по формуле

где k — коэффициент, зависящий от доверительной вероятности (k = 2);

\sigma_{\text{Л}} — средняя квадратическая погрешность из-за потерь в линии, вычисляемая по формуле

где \delta_{\text{Л}} — предел допускаемой погрешности из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к трансформатору напряжения.

Д.4. Если измеренные значения мощности не входят в диапазон P_{min} и P_{max} или коэффициент нагрузки током превышает 120%, то значение абсолютной неопределенности принимают по таблице Д.1.

Таблица Д.1

Приложение Ж

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА СОСТАВЛЯЮЩИХ БАЛАНСА

Исходная информация

В договоре о присоединении к торговой системе по субъекту (потребителю) ОАО «Волжский трубный завод» установлено:

• на объекте имеется автоматизированная система коммерческого учета;

• реверсивный переток отсутствует;

• сведения о технологических пределах оборудования отсутствуют;
• порядок применения методов следующий:

\circ по показаниям основного счетчика (метод 1),

\circ коэффициент трансформации общий и равен 1;

• измерения в точке учета для данного присоединения проводят в соответствии с (номер документа на МВИ).

В (номер документа на МВИ) установлено, что относительная погрешность измерений постоянна и составляет 2,634%.

Учетное время 28.05.2003 (четверг) 12:00.

В наличии имеются получасовые данные по присоединению № 30024.

Имеются архивные данные по точке поставки за четыре предшествующих дня.

Расчет по методу (1)

Далее по формуле (21) рассчитывают абсолютную неопределенность измерений количества электроэнергии

\Delta_{\text{ТУ }(12:00 - 12:30)}^{P +} = 0,01 \cdot 2,634 \cdot 8929 \cdot 1 = 235,18986.

\Delta_{\text{ТУ }(12:30 - 13:00)}^{P +} = 0,01 \cdot 2,634 \cdot 9074 \cdot 1 = 239,00916.

W_{\text{ТУ}}^{P +} = 8929 + 9074 = 18003

и по формуле (22) рассчитывают абсолютную неопределенность в точке учета за часовой интервал:

\Delta W_{\text{ТУ}}^{P +} = 235,18986 + 239,00916 = 474,19902.

Расчет по методу (9)

W_{\text{ТУ}(T - 4)}^{P} = 17695,

W_{\text{ТУ}(T - 3)}^{P} = 17840,

W_{\text{ТУ}(T - 2)}^{P} = 17201,

W_{\text{ТУ}(T - 1)}^{P} = 17322.

Рассчитывают среднее квадратическое отклонение, отнесенное к среднему значению:

Отклонение не превышает 5%.

W_{\text{ТУ}}^{P} = (17695 + 17840 + 17201 + 17322)/4 = 17514,5.

Рассчитывают абсолютную неопределенность по формуле (10):

\Delta W_{\text{ТУ}}^{P} = \sqrt{(2 \cdot 0,1116\%)^{2} + 0,25 \cdot 4 \cdot (2,634\%)^{2}} = 2,64\%

\Delta_{\text{ТУ}}^{P} = \delta W_{\text{ТУ}}^{P} \cdot W_{\text{ТУ ср}}^{P}/100\% = 0,01 \cdot 2,64 \cdot 17514,5 = 462,4.

Результаты записывают в «Таблицу результатов расчета».

Таблица результатов расчета для точки