РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»РЕКОМЕНДАЦИИ.АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ. ТИПОВАЯ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИРД 153-34.0-11.209-99УДК 621.311. (083.96)Введено в действие с 01.12.99 РАЗРАБОТАНО Акционерным обществом «Научно-исследовательский институт электроэнергетики» (АО ВНИИЭ) ИСПОЛНИТЕЛИ Я.Т. Загорский, Ю.Е. Жданова УТВЕРЖДЕНО РАО «ЕЭС России» 21.07.99. Первый заместитель председателя Правления РАО «ЕЭС России» О.В. Бритвин СОГЛАСОВАНО Департамент стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России» 15.07.99. Первый заместитель начальника А.П. Берсенев Департамент электрических сетей РАО «ЕЭС России» 30.06.99. Заместитель начальника В.В. Стан ЦДУ ЕЭС России 28.06.99. Главный инженер А.А. Окин Главгосэнергонадзор Минтопэнерго РФ 15.04.99. Заместитель начальника В.В. Тубинис Российский центр испытаний и сертификации РОСТЕСТ-Москва 02.04.99. Генеральный директор Б.С.Мигачев Настоящий документ распространяется на разрабатываемые и пересматриваемые методики выполнения измерений (далее — МВИ) электроэнергии и мощности, проводимые с использованием действующих или вновь сооружаемых и реконструируемых на электростанциях и подстанциях РАО «ЕЭС России» и АО-энерго (далее — энергообъекты) автоматизированных измерительных систем (далее — АСКУЭ), предназначенных для: контроля и учета электроэнергии и мощности; расчетного (коммерческого) и технического (контрольного) учета электроэнергии и мощности; контроля и управления потреблением и сбытом электроэнергии; в том числе с использованием АСКУЭ, с помощью которых полученные результаты измерений учитывают для проведения торговых операций и взаимных расчетов между продавцом (энергоснабжающей организацией) и покупателем (абонентом) электроэнергии и мощности в соответствии со ст. 13 Закона РФ об обеспечении единства измерений. Настоящая Типовая МВИ устанавливает общие положения и требования к построению, содержанию и изложению документов, регламентирующих МВИ активной и реактивной электроэнергии и мощности на энергообъектах. Настоящая Типовая МВИ учитывает требования и основные положения ГОСТ Р 8.563-96. Настоящая Типовая МВИ рекомендуется для персонала энергообъектов, проектных организаций и потребителей. Настоящая Типовая МВИ не распространяется на АСКУЭ, для которых не нормируют метрологические характеристики в известных рабочих условиях применения в стационарном режиме работы оборудования. На основании настоящих рекомендаций на энергообъектах должны быть разработаны МВИ, учитывающие конкретные условия и структуру системы учета электроэнергии и мощности на энергообъекте и утвержденные руководством энергообъекта.^ 1. ТРЕБОВАНИЯ К ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ1.1 За погрешность измерений в точке учета электроэнергии и/или мощности в настоящей МВИ принимают согласно РД 34.11.114-98 предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала в предусмотренных рабочих условиях применения АСКУЭ на энергообъектах и при доверительной вероятности, равной 0,95. 1.2 Согласно РД 34.11.114-98 при суммировании результатов измерений нескольких измерительных каналов характеристики погрешности АСКУЭ дополняют суммарной погрешностью группы (групп) измерительных каналов в виде предела допускаемой относительной погрешности группы измерительных каналов. 1.3 Погрешности измерительных каналов у вновь сооружаемых и реконструируемых АСКУЭ должны соответствовать нормам, указанным в РД 34.11.321 -96 и Приложении 1. 1.4 Погрешности действующих на энергообъекте измерительных каналов АСКУЭ, а также вновь вводимых в эксплуатацию и реконструируемых измерительных каналов, в которых используют действующие на энергообъекте средства измерений и вспомогательные устройства, должны соответствовать приписанным значениям погрешностей. 1.5 Требования к погрешности группы (групп) измерительных каналов АСКУЭ в МВИ энергообъекта могут не предъявляться. 1.6 В МВИ энергообъекта настоящий раздел может содержать числовые значения требуемых по РД 34.11.321-96 или приписанных характеристик погрешности измерений, устанавливаемые с учетом анализа всех ее составляющих (методической, инструментальной и других по ГОСТ Р 8.563-96 и РД 34.11.114-98) и полученные при соблюдении требований и правил МВИ энергообъекта.^ 2. СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА2.1 При выполнении измерений по данной МВИ в соответствии с РД 34.09.101-94 применяют АСКУЭ, в состав которых в общем случае в качестве технических средств, влияющих на результаты и погрешности измерений электроэнергии и мощности, могут входить: трансформаторы тока (далее — ТТ); трансформаторы напряжения (далее — ТН); счетчики электроэнергии; линии присоединения счетчиков к ТН; устройства сбора данных или устройства сбора и передачи данных, размещенные в разных точках энергообъекта и соединенные между собой линиями и/или каналами связи. 2.2 Типы средств измерений (далее — СИ) и схемы их подключения определяются числом фаз, уровнем напряжения и тока контролируемой сети в точке учета и должны соответствовать требованиям действующей нормативной и технической документации на энергообъект. 2.3 СИ должны быть из числа внесенных в Госреестр СИ, допущенных к применению в Российской Федерации, и иметь действующие свидетельства о поверке (калибровке). 2.4 Классы точности счетчиков и измерительных трансформаторов, а также значения потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН при условии включения всех устройств защит и измерительных приборов должны соответствовать требованиям ПУЭ и быть не хуже указанных в табл. 1. 2.4.1 В соответствии с ПУЭ при учете с применением измерительных трансформаторов допускается использование: ТН класса точности 1,0 для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0; ТН класса точности ниже 1,0 для присоединения счетчиков технического учета; ТТ класса точности 1,0, а также встроенных ТТ класса точности ниже 1,0 для присоединения счетчиков технического учета, если для получения класса точности 1,0 требуется установка дополнительных комплектов ТТ. 2.4.2 В соответствии с РД 34.09.101-94 для межсистемных линий электропередачи напряжением 500 кВ и выше рекомендуют счетчики активной электроэнергии класса точности 0,2. Сопоставимыми с пределами погрешности счетчиков классов точности 0,2 и 0,2S являются ТТ классов точности 0,2 и 0,2S и ТН класса точности не хуже 0,5. 2.5 Технические параметры и метрологические характеристики ТТ должны отвечать требованиям ГОСТ 7746, ТН — ГОСТ 1983, электронных счетчиков — ГОСТ 26035, ГОСТ 30206 и ГОСТ 30207, индукционных счетчиков — ГОСТ 6570, а условия эксплуатации СИ должны отвечать условиям применения, указанным в эксплуатационной документации СИ.Таблица 1Допускаемые классы точности СИ и допускаемые значения потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН Расчетный учет Технический учет Объекты учета классы точности л, % не классы точности л, % не СА СР ТТ ТН более СА СР ТТ ТН более 1. Генераторы мощностью более 50 МВт, межсистемные линии электропередачи напряжением 220 кВ и выше, трансформаторы мощностью 63 МВА 0,5 1,0 0,5 0,5 0,25 1,0 1,5 (2,0) 1,0 1,0 1,5 2. Генераторы мощностью 12-50 МВт, межсистемные линии электропередачи напряжением 110-150 кВ, трансформаторы мощностью 10—40 МВА 1,0 1,5 (2,0) 0,5 0,5 0,25 2,0 3,0 1,0 1,0 1,5 3. Прочие объекты учета 2,0 3,0 0,5 0,5 (1,0)* 0,25 (0,5)* 2,0 3,0 1,0 1,0 1,5 В табл. 1: СА — счетчики активной электроэнергии; СР — счетчики реактивной электроэнергии; л — относительные потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН, в процентах от номинального напряжения; * — для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0.2.6 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 погрешности измерений по разд. 1 настоящей МВИ с учетом основных и дополнительных погрешностей СИ в рабочих условиях применения АСКУЭ на энергообъекте. 2.7 В МВИ энергообъекта первый пункт раздела «Средства измерений. Вспомогательные устройства» должен иметь следующую формулировку: «При выполнении измерений по данной МВИ применяют СИ и другие технические средства, приведенные в табл. ...». Рекомендуемая форма таблицы соответствует табл. 2.Таблица 2 Канал учета Средство измерений Наименование номер ИК наименование объекта учета (по документации энергообъекта) номер по схеме (по документации энергообъекта), вид СИ обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики измеряемой величины 1 2 3 4 5 В табл. 2 указывают СИ и технические средства, входящие в состав измерительных каналов АСКУЭ по п. 2.1, СИ влияющих величин и параметров контролируемых присоединений (термометры, амперметры, вольтметры, частотомеры, фазометры и др.), метрологические характеристики СИ (класс точности, пределы измерений и др.). В отдельных случаях в табл. 2 может быть введена графа «Примечание», в которой могут быть указаны назначение СИ, их погрешности, включая дополнительные в условиях эксплуатации СИ за учетный период.^ 3. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ3.1 Метод измерений электроэнергии основан на интегрировании по времени электрической мощности контролируемой сети при помощи технического средства с нормированными метрологическими характеристиками, автоматически вырабатывающего измерительные сигналы, которые используют в АСКУЭ для автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения данных об электроэнергии. 3.2 Метод измерений мощности основан на вычислении средней мощности по интервальному значению расхода электроэнергии, измеренного по п. 3.1, при помощи технического средства с нормированными метрологическими характеристиками, автоматически вырабатывающего измерительные сигналы, которые используют в АСКУЭ для автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения данных о средней мощности.^ 4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ4.1 При выполнении измерений по данной МВИ требования безопасности соблюдают в соответствии с ГОСТ 12.3.019-80, ГОСТ 12.2.007.0-75, «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей». 4.2 Требования безопасности ТТ и ТН должны соответствовать ГОСТ 12.2.007.3-75 и ГОСТ 12.2.007.0-75. Вторичные обмотки ТТ и ТН должны быть заземлены. 4.3 Требования безопасности счетчиков электроэнергии должны соответствовать ГОСТ 22261-94, ГОСТ 12.1.038-82 и ГОСТ 26104-89. По способу защиты человека от поражения электрическим током счетчики должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.007.0-75. 4.4 Металлический цоколь счетчика должен быть заземлен. Требования к зажимам заземления должны соответствовать эксплуатационной документации счетчика. 4.5 Все зажимы, находящиеся в зажимной коробке счетчика, должны закрываться крышкой, приспособленной для опломбирования. Крышка должна закрывать нижние винты крепления счетчика к щиту, а также подводимые к счетчику провода не менее чем на 25 мм. 4.6 Требования безопасности устройств сбора и передачи данных и других аналогичных им устройств должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003-74 и ГОСТ 12.2.007.0-75. Технические требования в части безопасности должны соответствовать ГОСТ 26104-89 классу защиты не ниже 1. 4.7 Корпуса устройств (блоков), входящих в устройства сбора и передачи данных, должны быть заземлены. Требования к зажимам заземления должны соответствовать эксплуатационной документации устройств (блоков). 4.8 Вычислительные средства, входящие в состав АСКУЭ, должны по безопасности соответствовать требованиям, предъявляемым к ЭВМ.^ 5. ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ОПЕРАТОРОВ5.1 К выполнению измерений по данной МВИ допускают лиц, подготовленных в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок», имеющих квалификационную группу по безопасности не ниже III и обученных проведению измерений электроэнергии и мощности с использованием АСКУЭ.^ 6. УСЛОВИЯ ИЗМЕРЕНИЙ6.1 При выполнении измерений параметры контролируемых присоединений (ток, напряжение, коэффициент мощности) и условия применения СИ должны находиться в допускаемых границах, указанных в табл. 3 и нормативных документах по п. 2.5. 6.2 Потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН не должны превышать значений, указанных в табл. 1. 6.3 В МВИ энергообъекта указывают измеряемую величину, перечень контролируемых присоединений (каналов учета), СИ и влияющих величин (в том числе перечень параметров контролируемых присоединений), нормальные (номинальные) значения и предельные отклонения влияющих величин в реальных условиях энергообъекта. 6.4 В МВИ энергообъекта дополняют табл. 3 данными о других влияющих величинах (коэффициент гармоник тока, несимметрия по току, напряжению и углу сдвига фаз трехфазной сети и т.п.) в соответствии с результатами анализа составляющих погрешности измерений по п. 1.6.Таблица 3 Наименования параметров контролируемых Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала присоединений и влияющих величин счетчик электрон-ный счетчик электрон-ный и ТТ счетчик электронный, ТТ и ТН счетчик индукционный счетчик индукционный и ТТ счетчик индукционный, ТТ и ТН Ток, % от Iном Iмин - Iмакс Iмин - 120 Iмин - 120 Iмин - Iмакс Iмин -120 Iмин -120 Напряжение, % от Uном 85-110 85-110 85-110 90-110 90-110 90-110 Коэффициент мощности (cos) 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк. 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. Частота, % от fном 95-105 99-101 99-101 95-105 99-101 99-101 Температура окружающего воздуха, °С По паспортам СИ Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл Не более 0,5 Угол отклонения от вертикали, град. - - - Не более 3 (0,5*) Вторичная нагрузка ТТ, % от номинальной (при cos2) - 25-100 (0,8инд.) 25-100 (0,8инд.) - 25-100 (0,8инд.) 25-100 (0,8инд.) Вторичная нагрузка ТН, % от номинальной (при cos2) - - 25-100 (0,8инд.) - - 25-100 (0,8инд.) Примечания: 1. Значения токов Iмин и Iмакс определяются по паспортам счетчиков и ТТ. Значение тока Iмин обычно находится в диапазоне (1-10)% от Iном. 2. * - для индукционных счетчиков класса точности 0,5.6.5 В МВИ энергообъекта первый пункт раздела «Условия измерений» излагают следующим образом: «При выполнении измерений соблюдают условия, приведенные в табл. ...» (см. Приложение 3). 6.6 Фактические предельные отклонения влияющих величин определяют по показаниям СИ (п. 2.7) с учетом пределов допускаемых погрешностей. При этом к показаниям СИ добавляют значение поправки, равное пределу абсолютной погрешности СИ, взятое с неблагоприятным знаком. 6.7 При невозможности обеспечения требуемых в разд. 6 условий измерений электроэнергии и мощности проводят по МВИ энергообъекта, которую разрабатывают применительно к реальным условиям выполнения измерений на энергообъекте по п. 6.3.^ 7. ПОДГОТОВКА К ВЫПОЛНЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ7.1 При подготовке к выполнению измерений с использованием ранее установленной действующей АСКУЭ (регулярные измерения) проводят следующие работы. 7.1.1 Проверяют целостность корпусов счетчиков электроэнергии. 7.1.2 Проверяют целостность пломб Госстандарта России на креплении кожухов и пломб энергоснабжающей организации, на крышках колодок зажимов расчетных счетчиков, маркировку расчетных счетчиков специальными знаками, а также целостность пломб с клеймом калибровочной лаборатории на креплении кожухов и крышках колодок зажимов счетчиков технического учета. 7.1.3 Проверяют наличие записи на съемном щитке каждого универсального счетчика трансформаторного включения коэффициентов трансформации ТТ и ТН, подключаемым к счетчикам, а также записи множителя счетчика, равного произведению этих коэффициентов. 7.1.4 Проверяют наличие записи коэффициента вида «M.10m» на съемном щитке каждого счетчика трансформаторного включения. 7.1.5 Проверяют реальные условия применения СИ измерительных каналов на соответствие требованиям, указанным в МВИ энергообъекта. 7.1.6 Определяют потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН в соответствии с «Инструкцией по проверке ТН и их вторичных цепей» (1979 г.) или местными инструкциями энергообъекта. 7.1.7 При превышении допускаемых границ отклонения параметров контролируемых присоединений, рабочих условий применения СИ по п. 6.1 и допускаемых потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН по п. 6.2 проводят необходимые мероприятия по обеспечению требуемых условий выполнения измерений. 7.1.8 Документируют фактические значения и диапазоны изменений параметров контролируемых присоединений, влияющих величин, значений потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН. 7.2 При подготовке к выполнению измерений на вновь вводимой в эксплуатацию АСКУЭ проводят следующие работы. 7.2.1 Проверяют правильность размещения и номенклатуру СИ для расчетного и технического учета электроэнергии и мощности на соответствие с утвержденной для энергообъекта схемой размещения. Заводские номера и классы точности СИ должны совпадать с указанными в эксплуатационной документации. 7.2.2 Проверяют наличие технического паспорта-протокола по форме, регламентированной РД 34.09.101-94, для каждого измерительного канала, входящего в состав АСКУЭ. 7.2.3 Проверяют укомплектованность СИ в соответствии с их паспортами. 7.2.4 Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке (калибровке) СИ. 7.2.5 Проверяют целостность предохранителей на стороне высокого напряжения ТН, входящих в состав измерительных каналов. 7.2.6 Проверяют все электрические соединения в схеме измерительных каналов при обесточенной питающей сети. Проверку проводят по методикам энергообъектов с целью установления правильности соединений и уточнения полярности обмоток трансформаторов. 7.2.7 Выполняют работы по пп. 7.1.1-7.1.8 настоящей МВИ. 7.2.8 Проводят опробование измерительных каналов и АСКУЭ в целом в соответствии с эксплуатационной документацией АСКУЭ. 7.3 После ремонта измерительного канала с заменой трансформаторов, а также после внесения изменений в схемы вторичных цепей ТТ и ТН проводят операции по пп. 7.2.3-7.2.6, 7.1.5-7.1.8 и 7.2.8. 7.4 После замены счетчика в измерительном канале проверяют правильность его подключения, совместимость нового счетчика с метрологическими характеристиками измерительного канала, выполняют операции по пп. 7.2.3, 7.2.4, 7.1.1-7.1.8 и 7.2.8. 7.5 После выполнения операций по пп. 7.3 и 7.4 вносят необходимые записи об изменениях в технический паспорт-протокол измерительного канала и техническую документацию АСКУЭ. 7.6 В МВИ энергообъекта могут быть отражены дополнения и уточнения операций при подготовке к выполнению измерений, конкретизирующие отдельные положения пп. 7.1-7.5 применительно к структуре учета электроэнергии и мощности на энергообъекте, в том числе устанавливающие периодичность действительности свидетельств о поверке (калибровке) СИ.^ 8. ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ8.1 При выполнении измерений электроэнергии и мощности производят следующие операции. 8.1.1 Автоматически с помощью устройства сбора и передачи данных и центрального вычислительного устройства фиксируют сигналы измерительной информации на выходах измерительных каналов АСКУЭ. 8.2 В процессе выполнения измерений автоматически фиксируют: 1) календарную дату выполнения измерений; 2) наименование (обозначение) канала учета; 3) номер измерительного канала; 4) номер наблюдения на контролируемом присоединении; 5) астрономическое время выполнения измерений; 6) учетный период и/или интервальное значение времени измерений. 8.3 В МВИ энергообъекта операции по п. 8.1.1 и фиксируемые показатели по п. 8.2 могут уточняться. В частности, могут быть указаны: последовательность опроса счетчиков; периодичность опроса счетчиков; требования к периодичности и форме регистрации параметров контролируемых присоединений и влияющих величин.^ 9. ОБРАБОТКА (ВЫЧИСЛЕНИЕ) РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ9.1 Обработку (вычисление) результатов измерений электроэнергии выполняют следующим образом. 9.1.1 Значение электроэнергии за учетный период времени вычисляют автоматически по разности показаний на выходе измерительного канала. 9.1.2 Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении электроэнергии W вычисляют по формулам, приведенным в табл. 4. В табл. 4 в соответствии с РД 34.11.114-98: J — токовая погрешность ТТ, %; U — погрешность напряжения ТН, %; — погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика за счет угловых погрешностей ТТ J и ТН U, %; л — погрешность из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к ТН, %; с.о — основная относительная погрешность счетчика, %; сj — дополнительная погрешность счетчика от j-й влияющей величины, %; 1 — число влияющих величин; J — угловая погрешность ТТ, мин; U — угловая погрешность ТН, мин; Kj — функция влияния j-й величины, % на единицу влияющей величины или %/%; j — отклонение j-й влияющей величины от ее нормального значения, ед. или %; cos — коэффициент мощности контролируемого присоединения, усредненный за учетный период; у.с — суммарная погрешность, вносимая устройством сбора и передачи данных. Примечания: 1. В соответствии с ГОСТ 7746-89 и ГОСТ 1983-89 погрешности измерительных трансформаторов J, J, U, и U указывают для нормированных рабочих условий применения без разделения их на основные и дополнительные погрешности. 2. Если в эксплуатационной документации ТТ и ТН указаны зависимости погрешностей от первичного тока, напряжения, вторичной нагрузки, частоты, коэффициента мощности нагрузки, температуры окружающего воздуха и т. п., при расчете погрешности измерительного канала W, учитывают основные и дополнительные погрешности ТТ и ТН аналогично погрешностям счетчика (табл. 4). 3. В случаях измерений реактивной электроэнергии в трех- и четырехпроводных и активной электроэнергии в трехпроводных цепях в формулах (табл. 4) должны быть учтены методические погрешности от несимметрии нагрузки по цепям и другие факторы.9.1.3 Предел допускаемой относительной погрешности измерений группы измерительных каналов по п. 1.2 вычисляют по формуле (9.1) где относительная погрешность i-го измерительного канала, вычисляемая по формулам (табл. 4); п — число измерительных каналов в группе; — доля электроэнергии, измеренная i-м измерительным каналом за учетный период, вычисляемая по формуле , (9.2) где Wi — значение электроэнергии, измеренной i-м измерительным каналом; — суммарное значение электроэнергии, измеренное группой, состоящей из n измерительных каналов. 9.1.4 Гарантируемая точность измерений в известных рабочих условиях применения СИ (пп. 7.1.5 и 7.1.6) определяется пределом допускаемой относительной погрешности измерительного канала, при расчете которого по формулам (табл. 4) принимают: J, J, U, и U и ñ.î — пределы допускаемых значений погрешностей по паспортным данным СИ (для ТТ — при минимальном рабочем токе, для счетчика — при минимальном рабочем токе и усредненном за учетный период значении cos. Указанные погрешности, нормируемые по ГОСТ 7746-89, ГОСТ 26035-83, ГОСТ 30206-94, ГОСТ 30207-94 и ГОСТ 6570-75, а также погрешности ТН, нормируемые по ГОСТ 1983-89, приведены в Приложении 2); ë и cos — по результатам измерений на энергообъекте; — по результатам расчета по формулам (табл. 4) при усредненном за учетный период значении cos; Kj — по паспортным данным СИ; j — по результатам определения фактических диапазонов изменений влияющих величин на энергообъекте в пределах рабочих условий применения, установленных в нормативных документах на СИ; cj — по результатам расчета по формулам (табл. 4); y.c — по паспортным данным устройства сбора и передачи данных. Таблица 4 Состав измерительного Формулы для расчета канала АСКУЭ погрешности измерительного канала, % составляющих погрешности, % 1. Счетчик совместно с ТТ, ТН, линией присоединения счетчика к ТН, УСД и/или УСПД —для активной энергии; —для реактивной энергии; 2. Счетчик совместно с ТТ и УСД и/или УСПД —для активной энергии; —для реактивной энергии; 3. Счетчик непосредственного включения совместно с УСД и/или УСПД 9.1.5 Подготовку исходных данных для расчета предела допускаемой относительной погрешности измерительного канала проводят в следующей последовательности. 9.1.5.1 По результатам измерений параметров контролируемых присоединений (ток, напряжение, коэффициент мощности, частота) определяют их предельные отклонения (границы изменений) за учетный период. Отмечают минимальное значение рабочего тока и предельные отклонения напряжения и частоты от номинальных значений для каждого присоединения. Определяют результат измерений коэффициента мощности за учетный период как среднее арифметическое результатов наблюдений по формуле (9.3) где — i-й результат наблюдения на каждом присоединении, k — число результатов наблюдений за учетный период. Предельные отклонения напряжения U от номинального Uном и частоты f от номинальной fном определяют по формулам (9.4) и (9.5) где , — верхние (нижние) значения напряжения и частоты за учетный период; fном = 50 Гц. При этом отмечают наибольшие значения Uмакс и fмакс , полученные по формулам (9.4) и (9.5). 9.1.5.2 По электрической схеме энергообъекта, отражающей расстановку и типы СИ, входящих в состав АСКУЭ, определяют классы точности СИ в измерительных каналах для каждого контролируемого присоединения. При этом указывают в табл. 2 вид счетчика, вид измеряемой величины, а также трехфазные счетчики, нагруженные только в одной или двух фазах. 9.1.5.3 Реальные условия применения каждого счетчика определяют по результатам измерений влияющих величин (температура окружающего воздуха, индукция внешнего магнитного поля и другие влияющие величины в соответствии с РД 34.11.114-98). Для электронных счетчиков определяют предельное отклонение температуры окружающего воздуха t за учетный период от ее нормального значения по формуле (9.6) где tнорм — нормальное значение температуры, равное 20 С; tВ(н) — верхнее (нижнее) значение температуры за учетный период. Из двух значений t, полученных по формуле (9.6), отмечают большее значение tмакс. 9.1.5.4 Определение составляющих погрешности J, ñ.îи J и (табл. 4) при минимальном рабочем токе контролируемого присоединения производят по данным ГОСТ 7746-89, ГОСТ 26035-83, ГОСТ 6570-75, ГОСТ 30206-94 и ГОСТ 30207-94 (приведены в Приложении 2) или по паспортным данным СИ. 9.2 Обработку (вычисление) результатов измерений средней мощности выполняют следующим образом. 9.2.1 Значение средней мощности за промежуток времени вычисляют в АСКУЭ автоматически с учетом результатов измерений электроэнергии за указанный промежуток времени. 9.2.2 Предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерениях средней мощности ð вычисляют по формуле, %, (9.7) где W— предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерениях электроэнергии, определяемый по п. 9.1.2, табл. 4 и пп. 9.1.4-9.1.5, %; T — погрешность СИ времени, предназначенного для измерений в составе АСКУЭ промежутка времени (временного интервала) по п.9.2.1,%; о.п — погрешность измерений значения интервального расхода электроэнергии, обусловленная дискретность передаточного числа счетчика, вычисляемая по формуле, %, , (9.8) где R — передаточное число счетчика, имп/кВт.ч; Р — среднее значение мощности на временном интервале Туср , кВт; Туср — интервал времени усреднения мощности, мин. Примечание. По РД 34.11.321-96 погрешности измерений мощности нормируют на интервалах, равных 3, 5, 15, 30 мин. (см. Приложение 1). В зависимости от условий измерений средней мощности на энергообъекте интервал времени усреднения Туср может отличаться от нормируемого по РД 34.11.321-96 (например, указанный ряд интервалов может быть дополнен значениями 1,60 мин или другими).9.2.3 В случае суммирования результатов непрерывно-последовательных измерений мощности на т отрезках времени относительную погрешность измерений мощности измерительным каналом вычисляют по формуле, (9.9) где pj — относительная погрешность измерений мощности на j-м отрезке времени, вычисляемая по формуле (9.7); d pj — доля мощности, измеренной на j-м отрезке времени, вычисляемая по формуле , (9.10) где Pj — значение мощности, измеренной на j-м отрезке времени; — суммарное значение результатов последовательных измерений мощности на m отрезках времени. 9.2.4 Предел допускаемой относительной погрешности измерений мощности группой измерительных каналов по п. 1.2 вычисляют по формуле, (9.11) где pi— относительная погрешность i-го измерительного канала, вычисляемая по формуле (9.7); п — число измерительных каналов в группе; dpi — доля мощности, измеренная i-м измерительным каналом, вычисляемая по формуле , (9.12) где Рi — значение мощности, измеренной i-м измерительным каналом; — суммарное значение мощности, измеренной группой, состоящей из n измерительных каналов. 9.3 Погрешности измерительных каналов W и p выражают числом, содержащим не более двух значащих цифр. Округления производят лишь в окончательных результатах расчета., а все предварительные вычисления можно проводить с одним-двумя лишними знаками. 9.4 В соответствии с МИ 1317-86 и РД 34.11.325-90 результаты измерений представляют в форме:W ± W при доверительной вероятности 0,95 и Р ± р при доверительной вероятности 0,95. 9.5 В МВИ энергообъекта в разделе «Обработка (вычисление) результатов измерений» указывают: формулы для расчета погрешностей измерительных каналов; составляющие погрешности каждого измерительного канала; порядок определения составляющих погрешностей измерительных каналов; результаты оценки значимости каждой из составляющей погрешности измерительных каналов с учетом условий выполнения измерений (параметры контролируемых присоединений, влияющие величины и др.); промежуточные и конечные результаты расчета составляющих погрешностей измерительных каналов и погрешностей измерительных каналов в целом. 9.6 Пример МВИ электроэнергии и мощности с использованием АСКУЭ на энергообъекте приведен в Приложении 3.^ 10. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ10.1 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 ИЗМЕРЕНИЙ11.1 Основной целью контроля точности результатов измерений (далее — контроль точности) является проверка правильности выполнения операций и соблюдения правил измерений, регламентированных МВИ, а также проверка удовлетворения требований к погрешностям измерений по разделу 1 настоящей МВИ или МВИ энергообъекта. 11.2 Контроль точности может быть оперативным и/или периодическим. 11.3 Оперативный контроль точности проводят: если фактический небаланс электроэнергии, определенный в соответствии с РД 34.09.101-94 по результатам измерений, больше допустимого небаланса, рассчитанного с учетом относительных погрешностей измерительных каналов и/или погрешностей групп измерительных каналов; при расхождении результатов измерений по показаниям дублирующих счетчиков, установленных на границах раздела сети (по балансовой принадлежности); при выходе параметров контролируемого присоединения за допускаемые пределы; при отклонении рабочих условий применения СИ за установленные границы; при потерях напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН более установленных значений; при изменении заданной последовательности опроса счетчиков (маршрута опроса, временного режима опроса и др.); после изменения схемы вторичных цепей трансформаторов; после замены СИ в измерительном канале или после замены его составных частей; после поверки (калибровки) СИ, входящих в измерительный канал. 11.4 Периодический контроль точности проводят через установленные интервалы времени. 11.5 При контроле точности по пп. 11.3 и 11.4 проверяют правильность: применения СИ и вспомогательных устройств (пп. 7.1.1-7.1.5 и 7.2.4); соблюдения условий измерений (пп. 6, 7.1.6-7.1.8); выполнения измерений (п. 8); обработки (вычисления) результатов измерений и их оформления (пп.9 и 10). Основным результатом контроля точности должен являться вывод о соответствии погрешности измерений принятым нормам погрешности 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 и другое. 11.7 Е