РД 34.11.334-97

УЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ НА ЭНЕРГООБЪЕКТАХ

ТИПОВАЯ МЕТОДИКА
ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ

    
    
Дата введения 1997-06-01

    
    
    РАЗРАБОТАНО Акционерным обществом "Научно-исследовательский институт эпектроэнергетики" (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", вице-президент О.А.Никитин, 15.05.97
    
    СОГЛАСОВАНО: Департамент науки и техники РАО "ЕЭС России", начальник А.П.Берсенев, 28.04.97
    
    Дирекция по внедрению автоматизированных измерительно-расчетных систем РАО "ЕЭС России", директор В.В.Стан, 28.02.97
    
    МВИ аттестована АО ВНИИЭ 18 апреля 1997 г.
    
    
    Настоящий документ устанавливает Типовую методику выполнения измерений (далее - МВИ) активной и реактивной средней мощности (далее - мощность) при производстве, передаче и распределении электроэнергии на электростанциях, подстанциях, линиях электропередачи и других энергообъектах РАО "ЕЭС России" и АО-энерго.
    
    МВИ распространяется на измерения мощности с использованием счетчиков активной и 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 мощности, проводимые с использованием многофункциональных электронных счетчиков, автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии, счетчиков с указателями максимума мощности, ваттметров и варметров.
    
    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 измерений и структуре учета электроэнергии и мощности на энергообъекте. При измерении мощности для целей коммерческого учета электроэнергии МВИ энергообъекта подлежит аттестации в соответствии с ГОСТ Р 8.563-96.
    

1. ТРЕБОВАНИЯ К ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

    
    1.1. За погрешность измерений мощности в настоящей МВИ принимают относительную погрешность измерительного комплекса (инструментальную погрешность).
    
    1.2. Погрешность измерений мощности 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. СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ, ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА

    
    2.1. При выполнении измерений мощности применяют измерительные комплексы (далее - ИКМ), в состав которых могут входить:
    
    - измерительные комплексы, предназначенные для измерений и учета электроэнергии в соответствии с РД 34.09.101-94 (далее - ИКЭ);
    
    - средства измерений времени.
    
    В состав ИКЭ 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 измерений 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. 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.
    
    

Таблица 1

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

    
    Примечания:
    
    СА - счетчики активной электроэнергии;
    
    СР - счетчики реактивной электроэнергии;
    
     - относительные потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН, % от номинального значения.
    
    
    2.3.1. 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. Классы точности СИ времени должны удовлетворять требованиям к допускаемой погрешности измерений мощности по разд.1. Паспортные значения максимальной абсолютной погрешности СИ времени не должны превышать указанных в табл.2.
    
    

Таблица 2

    
Допускаемые абсолютные погрешности средств измерений времени

    
    
    2.5. Технические параметры, а также метрологические параметры и характеристики ТТ должны отвечать требованиям ГОСТ 7746-59, ТН - ГОСТ 1983-89, индукционных счетчиков - ГОСТ 6570-75, электронных счетчиков - ГОСТ 26035-63, ГОСТ 30206-94, ГОСТ 30207-94, а также паспортным данным СИ, примененным при выполнении измерений.
    
    2.6. При разработке МВИ энергообъекта выбор СИ производят в соответствии с настоящей МВИ и МИ 1967-89.
    
    Необходимым условием при выборе СИ является удовлетворение требований к точности измерений по разд.1 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 ИКЭ, другие СИ и технические средства, приведенные в табл....". Рекомендуемая форма таблицы соответствует табл.3.
    
    

Таблица 3

    
    
    В табл.3 указывают счетчики, входящие в ИКЭ, СИ времени, СИ влияющих величин (термометры, амперметры, вольтметры и др.), метрологические характеристики СИ (класс точности, пределы измерений и т.д.) и др.
    
    В графе "Примечания" могут быть указаны предел допускаемых погрешностей СИ, включая дополнительные погрешности в условиях эксплуатации СИ за учетный период.
    

3. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ

    
    3.1. Измерения мощности выполняют одним из двух методов.
    
    3.1.1. Первый метод основан на измерении электроэнергии в течение промежутка времени с использованием счетчика электроэнергии и вычислении средней мощности за промежуток времени по формуле
    

,                                                                                          (3.1)

    
где и - моменты времени окончания и начала измерений электроэнергии.
    
    3.1.2. Второй метод основан на измерении интервала времени , за который диск индукционного счетчика совершает заданное число оборотов , и вычислении средней мощности за интервал времени по формуле
    

,                                                                                                          (3.2)

    
где - коэффициент пропорциональности, определяемый техническими данными счетчика.
    
    3.2. В МВИ энергообъекта с учетом последующего использования результатов измерений на каждом контролируемом присоединении (контроль режима работы энергооборудования, снятие графика нагрузки, определение максимума мощности, определение коэффициента мощности и др.) должен быть указан метод измерений и установлен временной режим выполнения измерений.
    

4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

    
    4.1. При выполнении измерений мощности соблюдают требования безопасности в соответствии с ГОСТ 12.3.019-30, ГОСТ 12.2.007.0-75, "Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ", "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок", "Правилами эксплуатации электроустановок потребителей" 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 и место их расположения на металлическом цоколе счетчика должны соответствовать техническому описанию и инструкции по эксплуатации 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 измерительных трансформаторов должны соответствовать ГОСТ 12.2.007.3-75 и ГОСТ 12.2.007.0-75. Вторичные обмотки трансформаторов должны быть заземлены.
    

5. ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ОПЕРАТОРОВ

    
    5.1. К выполнению измерений допускаются лица, подготовленные в соответствии с "Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ", "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок", "Правилами эксплуатации электроустановок потребителей" и "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей", имеющие квалификационную группу не ниже III и обученные проведению измерений при учете электроэнергии и мощности.
    
    5.2. К обработке результатов измерений допускаются лица с образованием не ниже среднего специального.
    

6. УСЛОВИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

    
    6.1. Условия измерений должны отвечать требованиям, изложенным в "Типовой методике выполнения измерений количества электроэнергии" РД 34.11.333-97, со следующими дополнениями.
    
    6.1.1. Рабочие условия применения СИ времени (часов, секундомера) должны соответствовать указанным в паспорте или инструкции по эксплуатации используемых СИ.
    
    6.1.2. В МВИ энергообъекта указывают: промежуток времени по первому методу измерений мощности (15 или 30 мин); число оборотов диска индукционного счетчика при измерении интервала времени по второму методу измерений мощности. Рекомендуемое число оборотов - целое число от 2 до 10, в пределах интервала времени от 20 до 60 с.
    

7. ПОДГОТОВКА К ВЫПОЛНЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ

    
    7.1. Подготовка к выполнению измерений должна соответствовать "Типовой методике выполнения измерений количества электроэнергии" РД 34.11.333-97 в части подготовки ИКЭ к выполнению измерений со следующими дополнениями.
    
    7.1.1. Перед проведением измерений по первому и второму методам корректируют показания часов по сигналам точного времени не реже чем один раз в сутки с погрешностью установки часов не более 1 с.
    
    7.1.2. Перед проведением измерений по второму методу производят опробование секундомера в соответствии с инструкцией по его эксплуатации.
    

8. ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ

    
    8.1. При выполнении измерений мощности первым методом выполняют следующие операции.
    
    8.1.1. Производят отсчеты показаний счетчика и в моменты времени начала и окончания измерений электроэнергии.
    
    8.1.2. Выполняют операцию по п.8.1.1 на тех контролируемых присоединениях (объектах учета), где измерения мощности проводят первым методом.
    
    8.1.3. При наблюдении в процессе измерений мощности первым методом записывают:
    
    календарную дату выполнения измерений;
    
    наименование (обозначение) контролируемого присоединения (объекта учета);
    
    номер измерительного комплекса;
    
    номер наблюдения на контролируемом присоединении;
    
    астрономическое время наблюдений (моменты времени и отсчета показаний счетчика и );
    
    промежуток времени измерений электроэнергии ;
    
    номер и технические данные счетчика, входящего в состав ИКЭ;
    
    показания и счетчика по всем разрядам шкалы отсчетного устройства.
    
    8.2. При выполнении измерений мощности вторым методом (п.3.1.2) выполняют следующие операции.
    
    8.2.1. По секундомеру производят отсчет интервала времени, в течение которого диск индукционного счетчика совершит заданное в МВИ энергообъекта число оборотов .
    
    8.2.2. Выполняют операцию по п.8.2.1 на тех контролируемых присоединениях (объектах учета), где измерения мощности проводят вторым методом.
    
    8.2.3. При наблюдении в процессе измерений записывают:
    
    календарную дату выполнения измерений;
    
    наименование (обозначение) контролируемого присоединения (объекта учета);
    
    номер измерительного комплекса;
    
    номер наблюдения на контролируемом присоединении;
    
    астрономическое время наблюдения (момент начала отсчета числа оборотов диска счетчика);
    
    интервал времени измерений числа оборотов диска счетчика;
    
    номер и технические данные счетчика, входящего в состав ИКЭ,
    
    число оборотов диска счетчика.
    
    8.3. После записи в таблицах данных по пп.8.1.3 и 8.2.3 дополнительно записывают результаты измерений электроэнергии и средней мощности (при измерении первым методом) и результаты измерений средней мощности (при измерении вторым методом).
    
    8.4. В МВИ энергообъекта в разделе "Выполнение измерений" также указывают:
    
    метод измерений мощности для контролируемого присоединения;
    
    последовательность обхода счетчиков при выполнении измерений;
    
    периодичность измерений на объектах учета;
    
    требования о необходимости и форме регистрации параметров контролируемых присоединений, влияющих величин и др.
    

9. ОБРАБОТКА (ВЫЧИСЛЕНИЕ) РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

    
    9.1. Обработку (вычисление) результатов измерений, проводимых по первому методу (п.3.1.1), выполняют следующим способом.
    
    9.1.1. Вычисляют разность показаний , ед., счетчика за промежуток времени (3.1) по формуле
    

.                                                                                                  (9.1)

    
    9.1.2. Рассчитывают среднюю мощность , кВт (МВт) или квар (Мвар), контролируемого присоединения (объекта учета) за промежуток времени  (3.1), мин, по формуле
    

,                                                                                                      (9.2)

    
где - коэффициент счетчика.
    
    9.1.2.1. Для счетчика непосредственного включения или трансформаторного счетчика, на щитке которого указан множитель вида "", принимается коэффициент ""; при отсутствии множителя коэффициент =1.
    
    9.1.2.2. Для трансформаторного универсального счетчика коэффициент и вычисляется по формуле
    

,                                                                                                    (9.3)

    
где и - коэффициенты трансформации измерительных трансформаторов напряжения и тока, указанные на съемном щитке счетчика.
    
    При наличии множителя вида "" коэффициент вычисляется по формуле
    

.                                                                                        (9.4)

    
    9.1.3. Относительную погрешность измерений мощности первым методом (п.3.1.1) вычисляют по формуле
    

,                                                        (9.5)

    
где - относительная погрешность ИКЭ, %;
    
     - погрешность определения разности показаний счетчика за промежуток времени , %;
    
     - погрешность СИ времени (часов), %;
    
     - погрешность определения разности показаний СИ времени, %.
    
    9.1.3.1. Относительная погрешность ИКЭ определяется по данным паспорта-протокола ИКЭ.
    
    9.1.3.2. Погрешность определения разности показаний счетчика вычисляют по формуле
    

,                                                             (9.6)

    
где - абсолютная погрешность отсчета показаний счетчика, ед.;
    
     - см. формулу (9.1), ед.;
    
     - цена деления младшего десятичного разряда шкалы счетчика, ед.
    
    9.1.3.3. Погрешность СИ времени (часов) вычисляют по формуле
    

,                                                                                                   (9.7)

    
где - предел суточного хода СИ времени (часов), указанный в паспорте СИ, с (табл.2);
    
    =86400 - число секунд в сутках.
    
    9.1.3.4. Погрешность определения разности показаний СИ времени вычисляют по формуле
    

,                                                           (9.8)

    
    
где - абсолютная погрешность отсчета показаний СИ времени, с;
    
     - промежуток времени (см. формулу (3.1), мин;
    
     - цена деления шкалы СИ времени, с.
    
    9.1.4. Выполняют операции по пп.9.1.1-9.1.3 для каждого контролируемого присоединения, предусмотренного МВИ энергообъекта.
    
    9.2. Обработку (вычисление) результатов измерений, проводимых по второму методу (п.3.1.2), выполняют следующим способом.
    
    9.2.1. Вычисляют мощность , кВт (МВт) или квар (Мвар), контролируемого присоединения по формуле (3.2).
    
    9.2.1.1. Для счетчиков непосредственного включения и трансформаторных счетчиков коэффициент вычисляется по формуле
    

,                                                                                                           (9.9)

    
где - передаточное число счетчика, об/кВт·ч или об/квар·ч, указанное на щитке счетчика.
    
    Если на щитке счетчика указано: "Один оборот диска = кВт·ч (или квар·ч)", для расчета коэффициента используется формула
    

.                                                                                                    (9.10)

    
    9.2.1.2. Для трансформаторных универсальных счетчиков коэффициент k вычисляется по формуле
    

                                                                                                (9.11)

или
    

,                                                                                           (9.12)

    
где - см. формулу (9.3).
    
    9.2.2. Относительную погрешность измерений мощности вторым методом (п.3.1.2) вычисляют по формуле
    

,                                                                        (9.13)

    
где - относительная погрешность ИКЭ, %;

     - погрешность секундомера, %.
    
    9.2.2.1. Относительная погрешность ИКЭ определяется по данным паспорта-протокола ИКЭ.
    
    9.2.2.2. Погрешность секундомера вычисляют по формуле
    

,                                                                                (9.14)

    
где - максимальная абсолютная погрешность секундомера за 60 с, указанная в его паспорте, с;
    
     - цена деления шкалы циферблата секундомера, с.
    
    9.2.3. Выполняют операции по пп.9.2.1-9.2.2 для каждого контролируемого присоединения (объекта учета), предусмотренного МВИ энергообъекта.
    
    9.3. Гарантируемая точность измерений мощности в реальных условиях энергообъекта определяется пределом допускаемой относительной погрешности измерительного комплекса.
    
    Расчет предела допускаемой относительной погрешности измерительного комплекса при измерении мощности проводится по аналогии с расчетом предела допускаемой относительной погрешности ИКЭ в соответствии с "Типовой методикой выполнения измерений электроэнергии" РД 34.11.333-97.
    
    9.4. Погрешность измерительного комплекса выражают числом, содержащим не более двух значащих цифр.
    
    Округление производят в окончательном результате расчета, а все предварительные вычисления можно проводить с одним-двумя лишними знаками.
    
    9.5. Рекомендуемые формы представления исходных данных, результатов измерений, промежуточных и конечных результатов расчета погрешности измерительных комплексов приведены в приложении 2.
    
    9.6. Примеры расчета допускаемых относительных погрешностей измерительных комплексов в реальных условиях энергообъектов приведены в приложении 3.
    
    9.7. Абсолютную погрешность измерительного комплекса вычисляют по формуле
    

, Квт или квар.                                                                         (9.15)

    
    9.8. В МВИ энергообъекта в разделе "Обработка (вычисление) результатов измерений" указывают:
    
    метод измерений мощности для каждого контролируемого присоединения;
    
    порядок подготовки исходных данных для расчета погрешности измерительного комплекса;
    
    уточненные формы записи исходных данных, результатов измерений, промежуточных и конечных результатов расчета погрешности измерительного комплекса.
    

10. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

    
    10.1. Результаты измерений оформляют записями в журнале.
    
    10.2. В МВИ энергообъекта указывают требование о необходимости выдачи документа о результатах измерений и приводят форму документа.
    
    10.3. Результаты измерений, оформленные документально по п.10.2, удостоверяет лицо, проводившее измерения, а при необходимости - административно ответственное лицо (например, руководитель, главный инженер, главный метролог предприятия, начальник цеха, участка или другое лицо) и заверяют печатью предприятия.
    

11. КОНТРОЛЬ ТОЧНОСТИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

    
    11.1. Основной целью контроля точности результатов измерений (далее - контроль точности) является проверка правильности выполнения операций и соблюдения правил измерений, регламентированных МВИ, а также проверка удовлетворения требований к погрешностям измерений по разд.1 настоящей МВИ или МВИ энергообъекта.
    
    11.2. Контроль точности может быть оперативным и (или) периодическим.
    
    11.3. Оперативный контроль точности проводят в случаях, указанных в "Типовой методике выполнения измерений электроэнергии" РД 34.11.333-97, а также:
    
    при расхождении результатов измерений мощности по настоящей МВИ или МВИ энергообъекта с результатами прямых измерений мощности контрольными или дублирующими СИ - ваттметрами, варметрами, установленными в контролируемых цепях;
    
    при замене СИ времени (часов, секундомеров) на однотипные или иные СИ времени;
    
    при изменении метода измерения мощности.
    
    11.4. Периодический контроль точности проводят через установленные интервалы времени.
    
    11.5. Результатами контроля точности являются выводы о правильности:
    
    выбора метода измерений мощности;
    
    применения СИ и вспомогательных устройств;
    
    соблюдения условий измерений;
    
    выполнения операций при подготовке к измерениям;
    
    выполнения измерений;
    
    обработки (вычисления) 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 принятым методом и показаний дублирующих или контрольных СИ мощности.
    

Приложение 1

Нормы точности измерений электрической мощности (по РД 34.11.321-96)

_________________
    * Под межсистемными линиями подразумеваются линии, отходящие от шин станции:
    
    в сети других государств;
    
    в сети РАО "ЕЭС России";
    
    в сети других АО-энерго и ОЭС;
    
    к шинам АЭС и блок-станциям;
    
    в сети АО-энерго, если станция не входит в состав РАО "ЕЭС России" и АО-энерго.
    
    ** При расчетах за реактивную мощность.
    
    *** При расчетах с потребителями за компенсацию реактивной мощности.
    

Приложение 2
(рекомендуемое)

Формы представления исходных данных, результатов измерений, промежуточных и конечных результатов расчета погрешности измерительных комплексов

    
    
Таблица П.2.1

    
Исходные данные о средствах измерений
(первый метод измерений)

    
    
Таблица П.2.2

    
Результаты измерений
(первый метод измерений)

    
    
Таблица П.2.3

    
Результаты расчета составляющих погрешности и погрешности измерительных комплексов
(первый метод измерений)

    
    
Таблица П.2.4

    
Исходные данные о средствах измерений
(второй метод измерений)

    
    
Таблица П.2.5

    
Результат измерений
(второй метод измерений)

    
    
Таблица П.2.6

    
Результаты расчета составляющих погрешности и погрешности измерительных комплексов
(второй метод измерений)

    
Приложение 3

Примеры расчета допускаемых относительных погрешностей измерительных комплексов

    
    Пример 1. Расчет допускаемой погрешности измерительного комплекса при измерении мощности первым методом (п.3.1.1) в цепи понижающего трансформатора
    
    1. Общие данные
    
    Объект учета, понижающий трансформатор напряжением 220 кВ мощностью 165 МВт.
    
    Цель измерений: измерения для определения ТЭП.
    
    Допускаемая погрешность измерений по РД 34.11.321-96: ±1,2%.
    
    Продолжительность измерений: один час.
    
    Промежуток времени между двумя последовательными измерениями: =15 мин.
    
    Общее число наблюдений: 5.
    
    Условия измерений: реальные условия энергообъекта.
    
    2. Данные СИ и вспомогательных устройств.
    
    Источник данных: паспорт-протокол измерительного комплекса учета электроэнергии ИКЭ N 3 в соответствии с РД 34.09.101-94, паспортные данные счетчика и СИ времени.
    
    Измерительный комплекс ИКЭ N 3:
    
    допускаемая относительная погрешность =±0,82%.
    
    Счетчик (в составе ИКЭ N 3):
    
    класс точности 0,5;
    
    коэффициент счетчика =10000;
    
    шкала отсчетного устройства: барабанного вида, 6-разрядная (условное обозначение: ШБ, ХХХХХ,Х);
    
    цена деления шкалы младшего разряда =0,02 ед.
    
    Средство измерений времени:
    
    часы кварцевые с секундной стрелкой; цена деления шкалы =1 с;
    
    предел суточного хода (по паспорту часов) =30 с;
    
    абсолютная погрешность отсчета показаний =0,5 с.
    
    

Таблица П.3.1

    
Исходные данные о средствах измерений
(первый метод измерений)

    
    
    3. Исходные данные о СИ приведены в табл.П.3.1.
    
    

Таблица П.3.2

    
Результаты измерений
(первый метод измерений)

    
    Дата: 18.06.97.
    
    Контролируемое присоединение
    
    (объект учета): понижающий трансформатор мощностью 165 МВт.
    
    Номер измерительного комплекса: ИКМ N 07.
    
    

    
    
    4. Промежуточные и конечные результаты измерений первым методом приведены в табл.П.3.2.
    
    Астрономическое время наблюдений (табл.П.3.2) фиксируют через заданные промежутки времени =15 мин и одновременно отсчитывают показания счетчика. При этом момент окончания -го наблюдения является моментом начала наблюдения . Соответственно, при определении разности показаний счетчика  (9.1) конечный результат -го наблюдения является начальным результатом наблюдения .
    
    Значение электроэнергии за промежуток времени вычисляют по формуле , где - коэффициент счетчика.
    
    Среднюю мощность за промежуток времени вычисляют по формуле (9.2).
    
    5. Определение составляющих погрешности измерительного комплекса
    
    Исходя из реальных условий измерений на энергообъекте, получаем:
    
    =±0,82% - определяется по паспорту-протоколу ИКЭ N 3;
    
     - вычисляется по формуле (9.6) для каждого проводимого через промежуток времени наблюдения;
    
     - вычисляется по формуле (9.7);
    
     - вычисляется по формуле (9.8).
    
    6. Определение максимальной погрешности измерительного комплекса
    
    Максимальная погрешность измерительного комплекса ИКМ N 07 рассчитывается по формуле (9.5) с учетом полученных выше составляющих погрешности для каждого проводимого через промежуток времени наблюдения:
    

;

;

;

.

    
Таблица П.3.3

    
Результаты расчета составляющих погрешности и погрешности измерительного комплекса ИКМ N 07
(первый метод измерений)

    
    
    В соответствии с п.9.4 полученные значения погрешности измерительного комплекса округляются и выражаются числами, содержащими не более двух значащих цифр, т.е. =±0,97 %; =±0,94%, =±0,93%; и =±0,92%.
    
    Результаты расчетов составляющих погрешности и погрешности измерительного комплекса ИКМ N 07 представлены в табл.П.3.3.
    
    Пример 2. Расчет допускаемой погрешности измерительного комплекса при  измерении мощности вторым методом (п.3.1.2) в цепи силового трансформатора.
    
    1. Общие данные
    
    Объект учета: цепь силового трансформатора мощностью 180 кВ·А.
    
    Вид мощности: активная.
    
    Цель измерений: измерения для определения ТЭП.
    
    Допускаемая погрешность измерений по РД 34.11.321-96: ±1,6%.
    
    Число оборотов диска индукционного счетчика: =8.
    
    Условия измерений: реальные условия энергообъекта.
    
    2. Данные СИ и вспомогательных устройств
    
    Источник данных: паспорт-протокол измерительного комплекса ИКЭ N 9 соответствии с РД 34.09.101-94, паспортные данные счетчика и СИ времени.
    
    Измерительный комплекс ИКЭ N 9:
    
    допускаемая относительная погрешность =±1,5%;
    
    Счетчик (в составе ИКЭ N 9):
    
    класс точности 0,5;
    
    коэффициент счетчика =800;
    
    передаточное число счетчика =4,5 об/кВт·ч.
    
    Средство измерений времени:
    
    секундомер механический;
    
    максимальная погрешность за 60 с =±0,2 с;
    
    цена деления шкалы =0,1 с.
    
    3. Исходные данные о СИ приведены в табл.П.3.4.
    
    4. Промежуточные и конечные результаты измерений вторым методом приведены в табл.П.3.5.
    
    Астрономическое время наблюдения фиксируется в момент начала отсчета оборотов диска индукционного счетчика.
    
    Среднюю мощность за интервал времени вычисляют по формуле (3.2).
    
    5. Определение составляющих погрешности измерительного комплекса.
    
    Исходя из реальных условий измерений на энергообъекте, получаем:
    
    =±1,5% - определяется по паспорту-протоколу ИКЭ N 9.
    
     - вычисляется по формуле (9.14).
    
    6. Определение максимальной погрешности измерительного комплекса
    
    Максимальная погрешность измерительного комплекса ИКМ N 14 рассчитывается по формуле (9.13) с учетом полученных выше составляющих погрешности:
    

.

    
    В соответствии с п.9.4 полученное значение погрешности измерительного комплекса округляется и выражается числом, содержащим не более двух значащих цифр, т.е. =±1,6 %.
    
    Результаты расчетов составляющих погрешности и погрешности измерительного комплекса ИКМ N 14 представлены в табл.П.3.6.
    
    

Таблица П.3.4

    
Исходные данные о средствах измерений
(второй метод измерений)

    
    
Таблица П.3.5

    
Резупьтаты измерений
(второй метод измерений)

    
    
Таблица П.3.6

    
Результаты расчета составляющих погрешности и погрешности измерительного комплекса
(второй метод измерений)

    
Приложение 4

Список документов, на которые даны ссылки в МВИ

    
    
    
Текст документа сверен по:
официальное издание
Сборник  нормативных и методических документов
по измерениям, коммерческому и техническому учету
электрической энергии и мощности. -
М.: ЗАО "Издательство НЦ ЭНАС", 1999