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