Основные ссылки

На правах рекламы:

Произвольная ссылка:

Описание

Источник публикации

М., 1997

Примечание к документу

Документ включен в Указатель действующих в электроэнергетике нормативных документов на 01.03.2010, составленный на основе Реестра действующих в электроэнергетике нормативно-технических документов, приложение N 1 к Приказу РАО "ЕЭС России" от 14.08.2003 N 422 (М.: ООО "Тексус", 2010).

Документ введен в действие с 1 июня 1997 года.

Название документа

"РД 34.11.334-97. Типовая методика выполнения измерений электрической мощности"

(утв. РАО "ЕЭС России" 15.05.1997)

"РД 34.11.334-97. Типовая методика выполнения измерений электрической мощности"
(утв. РАО "ЕЭС России" 15.05.1997)

Оглавление

РД 34.11.334-97. Типовая методика выполнения измерений электрической мощности

1. Требования к погрешности измерений

2. Средства измерений, вспомогательные устройства

3. Методы измерений

4. Требования безопасности

5. Требования к квалификации операторов

6. Условия измерений

7. Подготовка к выполнению измерений

8. Выполнение измерений

9. Обработка (вычисление) результатов измерений

10. Оформление результатов измерений

11. Контроль точности результатов измерений

Приложение 1. Нормы точности измерений электрической мощности (по РД 34.11.321-96)

Приложение 2. 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

Приложение 4. Список документов, на которые даны ссылки в МВИ

Утверждаю

Вице-президент

РАО "ЕЭС России"

О.А.НИКИТИН

15 мая 1997 года

Согласовано

Начальник Департамента

науки и техники

РАО "ЕЭС России"

А.П.БЕРСЕНЕВ

28 апреля 1997 года

Директор Дирекции

по внедрению

автоматизированных

измерительно-расчетных систем

РАО "ЕЭС России"

В.В.СТАН

28 февраля 1997 года

ТИПОВАЯ МЕТОДИКА

ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ

РД 34.11.334-97

Введено в действие

с 1 июня 1997 года

Разработана Акционерным обществом "Научно-исследовательский институт электроэнергетики" (АО ВНИИЭ), Всероссийским научно-исследовательским институтом метрологической службы (ВНИИМС).

Исполнители: Я.Т. Загорский, Ю.Е. Жданова (АО ВНИИЭ); В.В. Новиков (ВНИИМС).

Утверждено: Вице-президент РАО "ЕЭС России" О.А. Никитин, 15.05.97.

Согласовано: Начальник Департамента науки и техники РАО "ЕЭС России" А.П. Берсенев, 28.05.97; Директор Дирекции по внедрению автоматизированных измерительно-расчетных систем РАО "ЕЭС России" В.В. Стан, 28.02.97.

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

??????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????

? Объекты учета ? Расчетный учет ? Технический учет ?

? ??????????????????????????????????????????????????????????

? ? классы точности ?дельта ,? классы точности ?дельта ,?

? ????????????????????? л ???????????????????? л ?

? ?СА ? СР ?ТТ ? ТН ? % от ?СА ?СР ? ТТ ? ТН ? % от ?

? ? ? ? ? ? ном., ? ? ? ? ? ном., ?

? ? ? ? ? ?не более? ? ? ? ?не более?

??????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????

?1. Генераторы мощностью?0,5?1,0 ?0,5?0,5 ?0,25 ?1,0?1,0?1,0 ?1,0 ?1,5 ?

?более 50 МВт, межсис- ? ?(1,5)? ? ? ? ? ?(1,5)? ? ?

?темные линии электропе-? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?

?редачи напряжением ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?

?220 кВ и выше, транс- ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?

?форматоры мощностью ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?

?63 МВ х А и более ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?

? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?

?2. Генераторы мощностью?1,0?1,5 ?0,5?0,5 ?0,25 ?2,0?3,0?1,0 ?1,0 ?1,5 ?

?12 - 50 МВт, межсис- ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?

?темные линии электро- ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?

?передачи напряжением ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?

?110 - 150 кВ, транс- ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?

?форматоры мощностью ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?

?10 - 40 МВ х А ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?

? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?

?3. Прочие объекты ?2,0?3,0 ?0,5?0,5 ?0,25 ?2,0?3,0?1,0 ?1,0 ?1,5 ?

?учета ? ? ? ?(1,0)?(0,5) ? ? ? ? ? ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????

Примечания:

СА - счетчики активной электроэнергии;

СР - счетчики реактивной электроэнергии;

дельта - 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 комплексов 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

??????????????????????????????????????????????????????????????????

? Нормируемая ? Средний суточный ? Максимальная погрешность ?

? допускаемая ? ход часов, ? секундомера за 60 с, ?

? погрешность ?ДЕЛЬТА Т , с/сут., ? ДЕЛЬТА t , с ?

? измерений ? макс ? макс ?

? мощности, ? не более ? ?

? %, не более ? ? ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

?+/- 1,0 ?+/- 10,0 ?+/- 0,2 ?

?+/- 2,5 ?+/- 25,0 ?+/- 0,5 ?

?+/- 4,0 ?+/- 40,0 ? ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

ИС NORMPROD: примечание.

Постановлением Госстандарта России от 13.03.2002 N 92-ст с 1 января 2003 года введен в действие ГОСТ 7746-2001.

ИС NORMPROD: примечание.

Взамен ГОСТ 6570-75 Постановлением Госстандарта России от 31.03.1997 N 118 с 1 июля 1997 года введен в действие ГОСТ 6570-96.

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

Наименование объекта учета (контролиру- емого присое- динения)	Порядковый номер ИКЭ, наименование и номер СИ, технического средства	Обозначение стандарта, ТУ и типа либо метро- логические характерис- тики	Наименование измеряемой величины	Примечания
1	2	3	4	5

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" может быть указан 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 W в течение промежутка времени ДЕЛЬТА Т с использованием счетчика электроэнергии и вычислении средней мощности Р за промежуток времени ДЕЛЬТА Т по формуле:

W W

Р = ------- = -------- , (3.1)

Т - Т ДЕЛЬТА Т

к н

где Т и Т - моменты времени окончания и начала измерений

к н

электроэнергии.

3.1.2. Второй метод основан на измерении интервала времени ДЕЛЬТА t, за который диск индукционного счетчика совершает заданное число оборотов n, и вычислении средней мощности Р за интервал времени ДЕЛЬТА t по формуле:

Р = k --------, (3.2)

ДЕЛЬТА t

где k - 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 12.3.019-80, 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 ДЕЛЬТА Т по первому методу измерений мощности (15 или 30 мин.); число оборотов n диска индукционного счетчика при измерении интервала времени ДЕЛЬТА t по второму методу измерений мощности. Рекомендуемое число оборотов n - целое число от 2 до 10, в пределах интервала времени ДЕЛЬТА t 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 N и N в моменты

н к

времени начала Т и окончания Т измерений электроэнергии.

н к

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 Т и Т

н к

отсчета показаний счетчика N и N );

н к

промежуток времени измерений электроэнергии ДЕЛЬТА Т;

номер и технические данные счетчика, входящего в состав ИКЭ;

показания N и N счетчика по всем разрядам шкалы отсчетного

н к

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 n.

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 п. п. 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 ДЕЛЬТА N, ед., счетчика за промежуток времени ДЕЛЬТА Т (3.1) по формуле:

ДЕЛЬТА N = N - N . (9.1)

к н

9.1.2. Рассчитывают среднюю мощность Р, кВт (МВт) или квар

(Мвар), контролируемого присоединения (объекта учета) за

промежуток времени ДЕЛЬТА Т (3.1), мин., по формуле:

ДЕЛЬТА N

Р = k -------- 60, (9.2)

ДЕЛЬТА Т

где k - коэффициент счетчика.

9.1.2.1. Для счетчика непосредственного включения или

трансформаторного счетчика, на щитке которого указан множитель

m m

вида "М х 10 ", принимается коэффициент "k = М х 10 "; при

отсутствии множителя коэффициент k = 1.

9.1.2.2. Для трансформаторного универсального счетчика

коэффициент k = k и вычисляется по формуле:

тр

U I

1 1

k = -- х --, (9.3)

тр U I

2 2

где U / U и I / I - коэффициенты трансформации

1 2 1 2

измерительных трансформаторов напряжения и тока, указанные

на съемном щитке счетчика.

При наличии множителя вида "М х 10 " коэффициент k вычисляется

по формуле:

U I

1 1 m

k = -- х -- М х 10 . (9.4)

U I

2 2

9.1.3. Относительную погрешность измерений мощности первым

методом (п. 3.1.1) вычисляют по формуле:

дельта =

__________________________________________

/ 2

/дельта

/ W 2 2 2

= +/- 1,1 \/ (-------) + дельта + дельта + дельта , (9.5)

1,1 о.п Т о.в

где:

дельта - относительная погрешность ИКЭ, %;

дельта - погрешность определения разности показаний

о.п

счетчика за промежуток времени ДЕЛЬТА Т, %;

дельта - погрешность СИ времени (часов), %;

дельта - погрешность определения разности показаний СИ

о.в

времени, %.

9.1.3.1. Относительная погрешность ИКЭ дельта определяется

по данным паспорта-протокола ИКЭ.

9.1.3.2. Погрешность определения разности показаний счетчика

вычисляют по формуле:

\/2 ДЕЛЬТА _

о.п \/2 с

дельта = ------------- 100% = ---------- 100%, (9.6)

о.п ДЕЛЬТА N 2 ДЕЛЬТА N

где:

ДЕЛЬТА - абсолютная погрешность отсчета показаний

о.п

счетчика, ед.;

ДЕЛЬТА N - см. формулу (9.1), ед.;

с - цена деления младшего десятичного разряда шкалы счетчика,

ед.

9.1.3.3. Погрешность СИ времени (часов) вычисляют по формуле:

ДЕЛЬТА

дельта = ------- 100%, (9.7)

Т тау

где:

ДЕЛЬТА Т - предел суточного хода СИ времени (часов), указанный в паспорте СИ, с (табл. 2);

тау = 86400 - число секунд в сутках.

9.1.3.4. Погрешность определения разности показаний СИ времени

вычисляют по формуле:

\/2 ДЕЛЬТА _

о.в \/2 b

дельта = ------------- 100% = ------------ 100%, (9.8)

о.в 60 ДЕЛЬТА Т 120 ДЕЛЬТА Т

где:

ДЕЛЬТА = 0,5b - абсолютная погрешность отсчета показаний

о.в

СИ времени, с;

ДЕЛЬТА Т - промежуток времени (см. формулу (3.1)), мин.;

b - цена деления шкалы СИ времени, с.

9.1.4. Выполняют операции по п. п. 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 Р, кВт (МВт) или квар (Мвар), контролируемого присоединения по формуле (3.2).

9.2.1.1. Для счетчиков непосредственного включения и трансформаторных счетчиков коэффициент k вычисляется по формуле:

3600

k = ----, (9.9)

где А - передаточное число счетчика, об./кВт.ч или об./квар х ч, указанное на щитке счетчика.

Если на щитке счетчика указано: "Один оборот диска = А' кВт.ч (или квар х ч)", для расчета коэффициента k используется формула:

k = 3600А'. (9.10)

9.2.1.2. Для трансформаторных универсальных счетчиков коэффициент k вычисляется по формуле:

3600

k = ---- k (9.11)

А тр

или

k = 3600k А', (9.12)

тр

где k - см. формулу (9.3).

тр

9.2.2. Относительную погрешность измерений мощности вторым

методом (п. 3.1.2) вычисляют по формуле:

__________________

/ 2

/дельта

/ W 2

дельта = +/- 1,1 \/(--------) + дельта , (9.13)

Р 1,1 t

где:

дельта - относительная погрешность ИКЭ, %;

дельта - погрешность секундомера, %.

9.2.2.1. Относительная погрешность ИКЭ дельта определяется по

по данным паспорта-протокола ИКЭ.

9.2.2.2. Погрешность секундомера вычисляют по формуле:

ДЕЛЬТА + b

макс

дельта = --------------- 100%, (9.14)

t 60

где ДЕЛЬТА - максимальная абсолютная погрешность

макс

секундомера за 60 с, указанная в его паспорте, с;

b - цена деления циферблата секундомера, с.

9.2.3. Выполняют операции по п. п. 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 дельта 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:

ДЕЛЬТА = 0,01 дельта Р, кВт или квар. (9.15)

р р

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)

?????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????

?Электрическая мощность? Нормируемая относительная погрешность ?Приме-?

? ? измерений, %, для: ?чания ?

? ??????????????????????????????????????????????????? ?

? ? оперативного ? АСУ и ТЭП ? коммерческого ? ?

? ? контроля ? ? учета ? ?

? ??????????????????????????????????????????????????? ?

? ?актив- ?реак- ?актив- ?реактив- ?актив- ?реак- ? ?

? ?ной ?тивной ?ной ?ной мощ- ?ной ?тивной ? ?

? ?мощнос-?мощнос-?мощнос-?ности ?мощнос-?мощнос-? ?

? ?ти ?ти ?ти ? ?ти ?ти ? ?

?????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????

?Вырабатываемая ? ? ? ? ? ? ?Вычис-?

?генераторами: ? ? ? ? ? ? ?ляется?

?мощностью 50 МВт и ?- ?- ?- ?- ?+/- 0,8?- ?по ин-?

?более ? ? ? ? ? ? ?тер- ?

?мощностью до 50 МВт ?- ?+/- ?- ?- ?+/- 1,4?- ?валь- ?

? ? ? ? ? ? ? ?ным ?

?В цепи генератора: ? ? ? ? ? ? ?зна- ?

?мощностью 100 МВт и ?+/- 1,8?+/- 2,0?+/- 1,2?+/- 1,6 ?- ?- ?чениям?

?более ? ? ? ? ? ? ?расхо-?

?мощностью до 100 МВт ?+/- 2,0?+/- 2,0?+/- 1,6?+/- 1,6 ?- ?- ?да ?

? ? ? ? ? ? ? ?элект-?

?Суммарная электростан-?+/- 1,8?- ?+/- 1,2?- ?- ?- ?роэ- ?

?ции мощностью 200 МВт ? ? ? ? ? ? ?нергии?

?и более ? ? ? ? ? ? ?(воз- ?

? ? ? ? ? ? ? ?можные?

?В цепях трансформато- ?+/- 2,0?- ?+/- 1,6?- ?- ?- ?интер-?

?ров и линий, питающих ? ? ? ? ? ? ?валы ?

?собственные нужды, на-? ? ? ? ? ? ?15 и ?

?пряжением 6 кВ и выше ? ? ? ? ? ? ?30 ?

? ? ? ? ? ? ? ?мин.) ?

?В цепях повышающих ?+/- 2,0?+/- 2,0?+/- 1,6?+/- 1,6 ?- ?- ? ?

?трансформаторов ? ? ? ? ? ? ? ?

? ? ? ? ? ? ? ? ?

?В цепях понижающих ? ? ? ? ? ? ? ?

?трансформаторов: ? ? ? ? ? ? ? ?

?напряжением 220 кВ и ?+/- 1,8?+/- 2,0?+/- 1,2?+/- 1,6 ?- ?- ? ?

?выше ? ? ? ? ? ? ? ?

?напряжением 110 - 150 ?+/- 2,0?- ?+/- 1,6?- ?- ?- ? ?

?кВ ? ? ? ? ? ? ? ?

? ? ? ? ? ? ? ? ?

?В цепях линий напряже-?+/- 1,8?+/- 2,0?+/- 1,2?+/- 1,6 ?- ?- ? ?

?нием 110 кВ и выше с ? ? ? ? ? ? ? ?

?двухсторонним питани- ? ? ? ? ? ? ? ?

?ем, отходящих от шин ? ? ? ? ? ? ? ?

?электростанции, и в ? ? ? ? ? ? ? ?

?цепях обходных выклю- ? ? ? ? ? ? ? ?

?чателей ? ? ? ? ? ? ? ?

? ? ? ? ? ? ? ? ?

?Передаваемая (получае-? ? ? ? ? ? ? ?

?мая) по межсистемным ? ? ? ? ? ? ? ?

?<*> линиям электропе- ? ? ? ? ? ? ? ?

?редачи: ? ? ? ? ? ? ? ?

?напряжением 220 кВ и ?- ?- ?- ?- ?+/- 1,0?+/- 1,4? ?

?выше ? ? ? ? ? ?<**> ? ?

?напряжением до 220 кВ ?- ?- ?- ?- ?+/- 1,4?+/- 2,6? ?

? ? ? ? ? ? ?<**> ? ?

? ? ? ? ? ? ? ? ?

?Передаваемая по лини- ? ? ? ? ? ? ? ?

?ям, принадлежащим пот-? ? ? ? ? ? ? ?

?ребителям и присоеди- ? ? ? ? ? ? ? ?

?ненным непосредствен- ? ? ? ? ? ? ? ?

?но к шинам электро- ? ? ? ? ? ? ? ?

?станции: ? ? ? ? ? ? ? ?

?напряжением 110 кВ и ?- ?- ?- ?- ?+/- 1,4?+/- 2,6? ?

?выше ? ? ? ? ? ?<***> ? ?

?напряжением менее 110 ?- ?- ?- ?- ?+/- 2,6?+/- 2,6? ?

?кВ ? ? ? ? ? ?<***> ? ?

?????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????

--------------------------------

<*> 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)

??????????????????????????????????????????????????????????????????

?Номер ?Измерительный комплекс учета ? Средство измерений ?

?измери- ? электроэнергии ИКЭ ? времени ?

?тельно- ?????????????????????????????????????????????????????????

?го комп-?номер? цена ?относительная?номер? цена ?абсолютная ?

?лекса ? ? деления ? погрешность,?(тип)?деления?погреш- ?

? ? ? шкалы ? дельта , % ? ? шкалы,?ность, ?

? ? ?счетчика,? W ? ? b, с ?ДЕЛЬТА , с ?

? ? ? с, ед. ? ? ? ? t ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

? 1 ? 2 ? 3 ? 4 ? 5 ? 6 ? 7 ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

Таблица П.2.2

РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗМЕРЕНИЙ

(ПЕРВЫЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ)

Дата: _____________

Контролируемое присоединение (объект учета): ___________

Номер измерительного комплекса: _______________

??????????????????????????????????????????????????????????????????

?Номер ?Астро- ?Промежу- ?Счетчик N _______ ?Электро- ?Средняя?

?наблюде-?номи- ?ток вре- ?Коэффициент счетчи-?энергия, ?мощ- ?

?ния на ?ческое ?мени, ?ка k = _________ ?W, ?ность, ?

?контро- ?время ?ДЕЛЬТА Т,?????????????????????кВт.ч ?Р, кВт ?

?лируемом?наблю- ?мин. ?показания?разность ?(МВт.ч) ?(МВт) ?

?присое- ?дения, ? ?счетчика,?показаний?или ?или ?

?динении ?час. - ? ? N (N ),?счетчика,?квар х ч ?квар ?

? ?мин. ? ? н к ?ДЕЛЬТА N,?(Мвар х ?(Мвар) ?

? ? ? ? ед. ? ед. ?ч) ? ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

? 1 ? 2 ? 3 ? 4 ? 5 ? 6 ? 7 ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

Таблица П.2.3

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА СОСТАВЛЯЮЩИХ

ПОГРЕШНОСТИ И ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КОМПЛЕКСОВ

(ПЕРВЫЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ)

??????????????????????????????????????????????????????????????????????

?Номер ?Номер ? Составляющие погрешности ?Погрешность?

?измери-?наблюде-? измерительного комплекса ?измеритель-?

?тельно-?ния на ?????????????????????????????????????????ного комп- ?

?го ком-?контро- ?дельта ,?дельта ,?дельта ,?дельта ,?лекса, ?

?плекса ?лируемом? W ? о.н ? Т ? о.в ?дельта , % ?

? ?присое- ? % ? % ? % ? % ? р ?

? ?динении ? ? ? ? ? ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????????

? 1 ? 2 ? 3 ? 4 ? 5 ? 6 ? 7 ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????????

Таблица П.2.4

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ О СРЕДСТВАХ ИЗМЕРЕНИЙ

(ВТОРОЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ)

??????????????????????????????????????????????????????????????????

?Номер ?Измерительный комплекс? Средство измерений времени ?

?измери- ? учета электроэнергии ? ?

?тельно- ?????????????????????????????????????????????????????????

?го комп-?номер? относительная ?номер?цена деления?ДЕЛЬТА , ?

?лекса ? ? погрешность, ?(тип)?шкалы, b, с ? t ?

? ? ? дельта , % ? ? ? макс ?

? ? ? W ? ? ? с ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

? 1 ? 2 ? 3 ? 4 ? 5 ? 6 ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

Таблица П.2.5

РЕЗУЛЬТАТ ИЗМЕРЕНИЙ

(ВТОРОЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ)

Дата: _____________

Контролируемое присоединение (объект учета): ___________

Номер измерительного комплекса: _______________

Номер наблюде- ния на контро- лируемом присое- динении	Астроно- мическое время наблю- дения, час. - мин.	Промежу- ток вре- мени, ДЕЛЬТА t, с	Счетчик N _______ Передаточное число ______ Коэффициент счетчика _____	Средняя мощность, Р, кВт
			число оборотов, n
1	2	3	4	5

Таблица П.2.6

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА СОСТАВЛЯЮЩИХ ПОГРЕШНОСТИ

И ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КОМПЛЕКСОВ

(ВТОРОЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ)

??????????????????????????????????????????????????????????????????

?Номер изме-?Номер наблю-?Составляющие погреш- ? Погрешность ?

?рительного ?дения на ?ности измерительного ? измерительного ?

?комплекса ?контролируе-?комплекса ? комплекса ?

? ?мом присое- ??????????????????????? дельта , % ?

? ?динении ?дельта , %?дельта , %? р ?

? ? ? р ? t ? ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

? 1 ? 2 ? 3 ? 4 ? 5 ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

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: ДЕЛЬТА Т = 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 дельта = +/- 0,82%.

Счетчик (в составе ИКЭ N 3):

класс точности 0,5;

коэффициент счетчика k = 10000;

шкала отсчетного устройства: барабанного вида, 6-разрядная (условное обозначение: ШБ; ХХХХХ,Х);

цена деления шкалы младшего разряда с = 0,02 ед.

Средство измерений времени:

часы кварцевые с секундной стрелкой; цена деления шкалы b = 1 с;

предел суточного хода (по паспорту часов) ДЕЛЬТА = 30 с;

абсолютная погрешность отсчета показаний ДЕЛЬТА = 0,5 с.

о.в

Таблица П.3.1

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ О СРЕДСТВАХ ИЗМЕРЕНИЙ

(ПЕРВЫЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ)

??????????????????????????????????????????????????????????????????

?Номер из-? Измерительный комплекс ? Средство измерений времени ?

?меритель-? учета электроэнергии ? ?

?ного ком-? ИКЭ ? ?

?плекса ????????????????????????????????????????????????????????

? ? номер ?цена ?относи- ? номер ? цена ? абсолютная ?

? ? ?деления?тельная ? (тип) ?деления?погрешность,?

? ? ?шкалы ?погреш- ? ? шкалы,? ДЕЛЬТА , с ?

? ? ?счетчи-?ность, ? ? b, с ? Т ?

? ? ?ка, с, ?дельта ,? ? ? ?

? ? ?ед. ? W ? ? ? ?

? ? ? ?% ? ? ? ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

?ИКМ N 07 ?ИКЭ N 3?0,02 ?+/- 0,82?N 100350?1,0 ?30 ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

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.

??????????????????????????????????????????????????????????????????

?Номер ?Астро- ?Промежу- ? Счетчик N 1875643. ?Электро- ?Сред- ?

?наблюде-?номи- ?ток вре- ?Коэффициент счетчика?энергия, ?няя ?

?ния на ?ческое ?мени, ? 4 ?W, кВт.ч ?мощ- ?

?контро- ?время ?ДЕЛЬТА Т,? k = 10 ?(МВт.ч ?ность,?

?лируемом?наблю- ?мин. ??????????????????????или ?Р, кВт?

?присое- ?дения, ? ?показания? разность ?квар х ?(МВт) ?

?динении ?час. - ? ?счетчика,?показаний ?ч (Мвар ?или ?

? ?мин. ? ?N (N ), ?счетчика, ?х ч) ?квар ?

? ? ? ? н к ?ДЕЛЬТА N, ? ?(Мвар)?

? ? ? ? ед. ? ед. ? ? ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

?1 ?9-00 ?- ?2145,00 ?- ?- ?- ?

?2 ?9-15 ?15 ?2148,02 ?3,02 ?30200 ?120,8 ?

?3 ?9-30 ?15 ?2151,52 ?3,50 ?35000 ?140,0 ?

?4 ?9-45 ?15 ?2149,52 ?3,60 ?36000 ?144,0 ?

?5 ?10-00 ?15 ?2155,32 ?3,80 ?38000 ?152,0 ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

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 ДЕЛЬТА Т = 15 мин. и одновременно

отсчитывают показания счетчика. При этом момент окончания i-го

наблюдения Т является моментом начала i + 1 наблюдения Т .

кi н(i+1)

Соответственно, при определении разности показаний счетчика

ДЕЛЬТА N (9.1) конечный результат i-го наблюдения N является

кi

начальным результатом i + 1 наблюдения N .

н(i+1)

Значение электроэнергии за промежуток времени ДЕЛЬТА Т

вычисляют по формуле: W = k (N - N ), где k - коэффициент

к н

счетчика.

Среднюю мощность за промежуток времени ДЕЛЬТА Т вычисляют по

формуле (9.2).

5. Определение составляющих погрешности измерительного

комплекса.

Исходя из реальных условий измерений на энергообъекте,

получаем:

дельта = +/- 0,82% - определяется по паспорту-протоколу

ИКЭ N 3;

дельта - вычисляется по формуле (9.6) для каждого

о.п

проводимого через промежуток времени ДЕЛЬТА Т наблюдения;

дельта = ----- 100% = 0,035% - вычисляется по формуле (9.7);

Т 86400

\/2 I

дельта = -------- 100% = 0,078% - вычисляется по формуле

о.в 120 х 15

(9.8).

6. Определение максимальной погрешности измерительного

комплекса.

Максимальная погрешность измерительного комплекса ИКМ N

07 дельта рассчитывается по формуле (9.5) с учетом полученных

выше составляющих погрешности для каждого проводимого через

промежуток времени ДЕЛЬТА Т наблюдения:

________________________________

/ 2

/0,82 2 2 2

дельта = +/- 1,1 \/(----) + 0,466 + 0,035 + 0,078 =

р 1,1

= +/- 0,971%;

________________________________

/ 2

/0,82 2 2 2

дельта = +/- 1,1 \/(----) + 0,402 + 0,035 + 0,078 =

р 1,1

= +/- 0,935%;

________________________________

/ 2

/0,82 2 2 2

дельта = +/- 1,1 \/(----) + 0,391 + 0,035 + 0,078 =

р 1,1

= +/- 0,930%;

________________________________

/ 2

/0,82 2 2 2

дельта = +/- 1,1 \/(----) + 0,371 + 0,035 + 0,078 =

р 1,1

= +/- 0,920%.

Таблица П.3.3

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА СОСТАВЛЯЮЩИХ

ПОГРЕШНОСТИ И ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО

КОМПЛЕКСА ИКМ N 07 (ПЕРВЫЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ)

??????????????????????????????????????????????????????????????????????

?Номер ?Номер ? Составляющие погрешности ?Погреш- ?

?измери-?наблюде-? измерительного комплекса ?ность из- ?

?тельно-?ния на ??????????????????????????????????????????меритель- ?

?го ком-?контро- ?дельта ,?дельта ,?дельта ,?дельта ,?ного ?

?плекса ?лируемом? W ? о.п ? Т ? о.в ?комплекса,?

? ?присое- ? 3 ? % ? % ? % ?дельта , %?

? ?динении ? % ? ? ? ? р ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????????

?ИКМ ?1 ?- ?- ?- ?- ?- ?

?N 07 ? ? ? ? ? ? ?

? ?2 ?+/- 0,82 ?0,466 ?0,035 ?0,078 ?+/- 0,97 ?

? ?3 ?+/- 0,82 ?0,402 ?0,035 ?0,078 ?+/- 0,94 ?

? ?4 ?+/- 0,82 ?0,391 ?0,035 ?0,078 ?+/- 0,93 ?

? ?5 ?+/- 0,82 ?0,371 ?0,035 ?0,078 ?+/- 0,92 ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????????

В соответствии с п. 9.4 полученные значения погрешности

измерительного комплекса дельта - дельта округляются и

р р

1 4

выражаются числами, содержащими не более двух значащих цифр, т.е.

дельта = +/- 0,97%; дельта = +/- 0,94%; дельта = +/- 0,93%

р р р

1 2 3

и дельта = +/- 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 х 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: n = 8.

Условия измерений: реальные условия энергообъекта.

2. Данные СИ и вспомогательных устройств.

Источник данных: паспорт-протокол измерительного комплекса ИКЭ N 9 в соответствии с РД 34.09.101-94, паспортные данные счетчика и СИ времени.

Измерительный комплекс ИКЭ N 9:

допускаемая относительная погрешность дельта = +/- 1,5%.

Счетчик (в составе ИКЭ N 9):

класс точности 0,5;

коэффициент счетчика k = 800;

передаточное число счетчика А = 4,5 об./кВт.ч.

Средство измерений времени:

секундомер механический;

максимальная погрешность за 60 с ДЕЛЬТА t = +/- 0,2 с;

макс

цена деления шкалы b = 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 ДЕЛЬТА t вычисляют по формуле (3.2).

5. Определение составляющих погрешности измерительного комплекса.

Исходя из реальных условий измерений на энергообъекте, получаем:

дельта = +/- 1,5% - определяется по паспорту-протоколу

ИКЭ N 9.

0,2 + 0,1

дельта t = --------- 100% = 0,05% - вычисляется по формуле

(9.14).

6. Определение максимальной погрешности измерительного

комплекса.

Максимальная погрешность измерительного комплекса ИКМ N 14

дельта рассчитывается по формуле (9.13) с учетом полученных выше

составляющих погрешности:

___________

/ 2

/1,5 2

дельта = +/- 1,1 \/(---) + 0,5 = +/- 1,59%.

р 1,1

В соответствии с п. 9.4 полученное значение погрешности

измерительного комплекса дельта округляется и выражается числом,

содержащим не более двух значащих цифр, т.е. дельта = +/- 1,6%.

Результаты расчетов составляющих погрешности и погрешности измерительного комплекса ИКМ N 14 представлены в табл. П.3.6.

Таблица П.3.4

??????????????????????????????????????????????????????????????????

?Номер ?Измерительный комплекс? Средство измерения времени ?

?измери- ? учета электроэнергии ? ?

?тельно- ?????????????????????????????????????????????????????????

?го комп-? номер ?относительная ? номер ? цена ?ДЕЛЬТА t ,?

?лекса ? ? погрешность, ? (тип) ?деления ? макс ?

? ? ? дельта , % ? ? шкалы, ? с ?

? ? ? W ? ? b, с ? ?

? ? ? 9 ? ? ? ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

?ИКМ N 14?ИКЭ N 9?+/- 1,5 ?N 3758751?0,1 ?0,2 ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

Таблица П.3.5

РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗМЕРЕНИЙ

(ВТОРОЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ)

Номер наблюде- ния на контро- лируемом присое- динении	Астроно- мическое время наблю- дения, час. - мин.	Промежу- ток вре- мени, ДЕЛЬТА t, с	Счетчик N 4567890. Передаточное число счетчика А = 4,5 об./кВт.ч. Коэффициент счетчика k = 800	Средняя мощ- ность, Р, кВт
			число оборотов, n
1	9-00	40,8	8	156,86

Таблица П.3.6

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА СОСТАВЛЯЮЩИХ ПОГРЕШНОСТИ

И ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА

(ВТОРОЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ)

??????????????????????????????????????????????????????????????????

? Номер измерительного?Составляющие погреш- ? Погрешность ?

? комплекса ?ности измерительного ? измерительного ?

? ?комплекса ? комплекса ?

? ????????????????????????? дельта , % ?

? ?дельта , %?дельта , % ? р ?

? ? W ? t ? ?

? ? 9 ? ? ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

?ИКМ N 14 ?1,5 ?0,5 ?+/- 1,6 ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

Приложение 4

СПИСОК ДОКУМЕНТОВ, НА КОТОРЫЕ ДАНЫ ССЫЛКИ В МВИ

??????????????????????????????????????????????????????????????????

? Обозначение ? Наименование ? Номер пункта ?

? ? ? МВИ ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

?ГОСТ Р 8.563-96 ?ГСИ. Методики выполнения ?Вводная часть;?

? ?измерений ?1.3 ?

? ? ? ?

?РД 34.09.101-94 ?Типовая инструкция по учету ?Вводная часть;?

? ?электроэнергии при ее произ- ?2.1; ?

? ?водстве, передаче и распреде- ?Приложение 3 ?

? ?лении. М.: СПО ОРГРЭС, 1995 ? ?

? ? ? ?

? ?Правила устройства электроус- ?Вводная часть;?

? ?тановок. М.: Энергоатомиздат, ?2.3; 2.3.1 ?

? ?1985 ? ?

? ? ? ?

?РД 34.11.321-96 ?Нормы погрешности измерений ?1.2; ?

? ?технологических параметров ?Приложение 1; ?

? ?тепловых электростанций и ?Приложение 3 ?

? ?подстанций. М.: ВТИ, 1997 ? ?

? ? ? ?

ИС NORMPROD: примечание.

Взамен ГОСТ 7746-89 Постановлением Госстандарта России

от 13.03.2002 N 92-ст с 1 января 2003 года введен в действие

ГОСТ 7746-2001.

?ГОСТ 7746-89 ?Трансформаторы тока. Общие ?2.5 ?

? ?технические условия ? ?

? ? ? ?

?ГОСТ 1983-89 ?Трансформаторы напряжения. ?2.5 ?

? ?Общие технические условия ? ?

? ? ? ?

ИС NORMPROD: примечание.

Взамен ГОСТ 6570-75 Постановлением Госстандарта России

от 31.03.1997 N 118 с 1 июля 1997 года введен в действие

ГОСТ 6570-96.

?ГОСТ 6570-75 ?Счетчики электрические ?2.5 ?

? ?активной и реактивной энергии ? ?

? ?индукционные. Общие технические? ?

? ?условия ? ?

? ? ? ?

?ГОСТ 26035-83 ?Счетчики электрической энергии ?2.5 ?

? ?переменного тока электронные. ? ?

? ?Общие технические условия ? ?

? ? ? ?

?ГОСТ 30206-94 ?Статические счетчики ватт- ?2.5 ?

?(МЭК 687-92) ?часов активной энергии ? ?

? ?переменного тока (классы ? ?

? ?точности 0,2S и 0,5S) ? ?

? ? ? ?

?ГОСТ 30207-94 ?Статические счетчики ватт- ?2.5 ?

?(МЭК 1036-90) ?часов активной энергии перемен-? ?

? ?ного тока (классы точности ? ?

? ?1 и 2) ? ?

? ? ? ?

?МИ 1967-89 ?ГСИ. Выбор методов и средств ?2.6 ?

? ?измерений при разработке ме- ? ?

? ?тодик выполнения измерений. ? ?

? ?Общие положения ? ?

? ? ? ?

?ГОСТ 12.3.019-80 ?Испытания и измерения электри- ?4.1 ?

? ?ческие. Общие требования безо- ? ?

? ?пасности ? ?

? ? ? ?

?ГОСТ 12.2.007.0- ?Изделия электротехнические. ?4.1; 4.2; 4, 5?

?75 ?Общие требования безопасности ? ?

? ? ? ?

? ?Правила технической эксплуата- ?4.1; 5.1 ?

? ?ции электрических станций и ? ?

? ?сетей РФ. М.: СПО ОРГРЭС, 1996 ? ?

? ? ? ?

? ?Правила техники безопасности ?4.1; 5.1 ?

? ?при эксплуатации электроуста- ? ?

? ?новок. М.: Энергоатомиздат, ? ?

? ?1987 ? ?

? ? ? ?

? ?Правила эксплуатации электро- ?4.1; 5.1 ?

? ?установок потребителей. ? ?

? ?М.: Энергоатомиздат, ? ?

? ?1992 ? ?

? ? ? ?

? ?Правила техники безопасности ?4.1; 5.1 ?

? ?при эксплуатации электроуста- ? ?

? ?новок потребителей. М.: Энерго-? ?

? ?атомиздат, 1989 ? ?

? ? ? ?

?ГОСТ 22261-94 ?Средства измерений электричес- ?4.2 ?

? ?ких и магнитных величин. Общие ? ?

? ?технические условия ? ?

? ? ? ?

?ГОСТ 12.1.038-82 ?ССБТ. Электробезопасность. ?4.2 ?

? ?Предельно допустимые уровни ? ?

? ?напряжений прикосновения и ? ?

? ?токов ? ?

? ? ? ?

?ГОСТ 12.2.007.3- ?ССБТ. Электротехнические уст- ?4.5 ?

?75 ?ройства на напряжение свыше ? ?

? ?1000 В. Требования безопасности? ?

? ? ? ?

?РД 34.11.333-97 ?Типовая методика выполнения ?6.1; 7.1; ?

? ?измерений количества электри- ?9.3; 11.3 ?

? ?ческой энергии. М.: АО ВНИИЭ, ? ?

? ?1997 ? ?

??????????????????????????????????????????????????????????????????

Вернуться в "Каталог нормативных документов"

Источник информации: https://xn--c1ad2agd.xn--p1ai/documents/prod/metodika/7/rd_34_69388.html

На эту страницу сайта можно сделать ссылку:

На правах рекламы:

Разработка сайта
ArtStyle Group

Полное меню

Основные ссылки

"РД 34.11.334-97. Типовая методика выполнения измерений электрической мощности"(утв. РАО "ЕЭС России" 15.05.1997)

Вернуться в "Каталог нормативных документов"

"РД 34.11.334-97. Типовая методика выполнения измерений электрической мощности"
(утв. РАО "ЕЭС России" 15.05.1997)