РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

КОЛИЧЕСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ.
МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ПРИ РАСПРЕДЕЛЕНИИ НЕБАЛАНСОВ
НА ОПТОВОМ РЫНКЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

МИ 2808-2003

Дата введения 25.08.03

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

Утверждена ФГУП «ВНИИМС»

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

1. Область применения

1.1. Настоящая рекомендация устанавливает методику выполнения измерений количества электрической энергии и мощности (далее - электроэнергия) при распределении небалансов между потребителями и поставщиками на оптовом рынке электроэнергии.

1.2. Настоящую рекомендацию применяют при выполнении измерений электроэнергии с помощью автоматизированных информационно-измерительных систем (далее - АИИС), а также (до их внедрения или в случае отказа одного или нескольких компонент АИИС) с помощью измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, датчиков мощности, измерительно-вычислительных комплексов и других средств учета.

1.3. Настоящую рекомендацию применяют при выполнении измерений:

активной электроэнергии за учетный интервал в прямом направлении;

активной электроэнергии за учетный интервал в обратном направлении;

реактивной электроэнергии за учетный интервал в прямом направлении;

реактивной электроэнергии за учетный интервал в обратном направлении.

Примечание. Результаты измерений реактивной электроэнергии могут быть использованы при расчете коэффициента мощности (cos j), погрешности (неопределенности) измерений и потерь активной электроэнергии от точки измерения до точки учета (поставки).

2. Общие положения

2.1. Целями настоящей рекомендации являются: обеспечение единства измерений электроэнергии при торговых операциях и взаимных расчетах между поставщиками (продавцами) и потребителями (покупателями) на оптовом рынке электроэнергии (далее - ОРЭ) при выполнении измерений продаваемой (покупаемой) электроэнергии и расчета погрешностей (неопределенностей) измерений, в том числе в переходный период становления ОРЭ (до оснащения всех субъектов ОРЭ АИИС коммерческого учета в соответствии с требованиями Администратора торговой системы);

обеспечение измеренными значениями электроэнергии и погрешностями (неопределенностями) результатов измерений процедуры распределения небалансов по МИ 2807.

2.2. Применение рекомендации в рамках своей зоны ответственности осуществляют Администратор торговой системы или уполномоченные им организации, которые обеспечивают Администратора торговой системы результатами измерений и соответствующими им значениями погрешностей (неопределенностей) в согласованном порядке.

2.3. В случае отказов в работе АИИС или временного отсутствия данных от измерительных каналов применяют вспомогательные методы измерений в точке учета. Необходимо выделять «замыкающий» метод измерений, применение которого возможно в любом случае. В качестве «замыкающего», как правило, выступает метод измерений электроэнергии по предельно допускаемым параметрам электрооборудования.

2.4. Набор методов измерений, установленных в настоящей рекомендации, обеспечивает получение необходимых данных за каждый час об электроэнергии, проданной или купленной на ОРЭ.

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

3. Нормативные ссылки

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

Федеральный закон РФ «Об электроэнергетике»;

Закон РФ «Об обеспечении единства измерений»;

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

РМГ 43-2001 ГСИ. Применение «Руководства по выражению неопределенности измерения»;

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

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия;

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

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия;

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

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

ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений;

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем;

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

РД 34.11.408-91. Типовая программа метрологической аттестации каналов телеизмерений оперативно-информационного комплекса автоматизированной системы диспетчерского управления;

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

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

4. Определения, сокращения, условные обозначения

4.1. В рекомендации использованы следующие термины с соответствующими определениями:

4.1.1. автоматизированная информационно-измерительная система (АИИС): Совокупность технических средств, выполняющих функции измерений, сбора, хранения и передачи результатов измерений в уполномоченную Администратором торговой системы организацию, отвечающую за централизованный сбор измеренных данных.

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

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

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

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

машинной обработки результатов измерений;

регистрации и индикации результатов измерений и результатов их машинной обработки;

преобразования этих данных в выходные сигналы системы в разных целях.

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

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

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

4.1.6. измерительный компонент ИС: Средство измерений, для которого отдельно нормированы метрологические характеристики (по ГОСТ Р 8.596).

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

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

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

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

4.1.11. оптовый рынок электрической энергии (ОРЭ): Сфера оборота особого товара - электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России в границах единого экономического пространства Российской Федерации с участием крупных производителей и крупных покупателей электрической энергии, присоединившихся к оптовому рынку и действующих на основе правил оптового рынка, утверждаемых в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» Правительством Российской Федерации, критерии отнесения производителей и покупателей электрической энергии к категории крупных устанавливаются Правительством Российской Федерации (по Федеральному закону «Об электроэнергетике»).

4.1.12. прямое измерение: Измерение, при котором искомое значение физической величины получают непосредственно (по РМГ 29).

4.1.13. неопределенность (измерений): Параметр, связанный с результатом измерений и характеризующий рассеяние значений, которые могли бы быть обоснованно приписаны измеряемой величине (по РМГ 43).

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

4.1.15. совместные измерения: Проводимые одновременно измерения двух или нескольких неодноименных величин для определения зависимости между ними (по РМГ 29).

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

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

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

4.1.18. точка учета (измерения): Место расположения и подключения приборов коммерческого учета на элементе электрической сети, значение измерений физической величины электроэнергии в котором используется в целях коммерческого учета участниками оптового рынка (по Перечню определения и принятых сокращений Приложение № 13 к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка электроэнергии).

4.1.19. учетный интервал на ОРЭ; учетный интервал: Установленный на ОРЭ диапазон времени, за который проводят учет электроэнергии (по СТО АТС 02.01.1).

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

4.2. В тексте документа приняты следующие сокращения:

АТС - Администратор торговой системы оптового рынка;

МВИ - методика выполнения измерений;

ОРЭ - оптовый рынок электроэнергии;

ТИ - телеизмерение мощности;

ТН - измерительный трансформатор напряжения;

ТТ - измерительный трансформатор тока;

УСПД - устройство сбора и передачи данных.

5. Нормы и приписанные погрешности (неопределенности) измерений

Нормы или приписанные погрешности (неопределенности) измерений устанавливают индивидуально для каждого метода измерений электроэнергии.

Порядок расчета норм или приписанных погрешностей (неопределенностей) установлен в разделе 14 настоящей рекомендации. Для отдельных методов измерений установлены нормы или приписанные погрешности (неопределенности), при превышении которых соответствующий метод не применяют.

6. Методы измерений

6.1. Методы измерений электроэнергии приведены в табл. 1.

Таблица 1

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

6.3. Субъект ОРЭ для каждой точки учета составляет список методов измерений, предполагаемых к использованию.

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

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

6.5. Общие правила:

6.5.1. Продолжительность учетного интервала на ОРЭ: один час.

6.5.2. Учетный интервал на ОРЭ действует с начала каждого часа.

6.5.3. Для ИК с применением счетчиков или датчиков мощности установлены следующие разрешенные интервалы измерений DT: 60; 30; 15 мин (за исключением счетчиков, имеющих показания за сутки или месяц). Для одного и того же ИК не допускают использование значений, измеренных с различными интервалами измерений DT в течение действия одного договора.

6.5.4. В каждом методе измерений (наряду с расчетом количества активной электроэнергии в точке учета) рассчитывают относительную и абсолютную погрешности (неопределенности) измерений активной электроэнергии.

6.5.5. По каждой точке учета заполняют Таблицу результатов расчетов. Перечень параметров, включаемых в Таблицу результатов расчетов, представлен в приложении Е.

6.5.6. При записи результата используют единое правило применения «направления перетока»: от шин «отдача», к шине «прием».

6.6. Требования к средствам измерений приведены в приложении Б.

7. Условия выполнения измерений

7.1. При выполнении измерений соблюдают условия, перечисленные в табл. 2.

Таблица 2

7.2. Допускается выполнять измерения в рабочих условиях эксплуатации систем, если при этом соблюдены рабочие условия применения СИ, входящих в состав этих систем, и для этих условий эксплуатации можно рассчитать погрешность (неопределенность) измерений.

7.3. Диапазоны измерений применяемых СИ должны соответствовать диапазонам изменения контролируемых параметров и перекрывать их наибольшие и наименьшие значения.

8. Средства измерений, вспомогательные устройства

8.1. Требования к составу комплекта СИ и вспомогательных устройств.

8.1.1. При выполнении измерений для распределения небалансов на ОРЭ в общем случае применяют следующие СИ и вспомогательные устройства:

ТТ и ТН;

счетчики (основной и контрольный) коммерческого учета;

счетчик технического учета;

счетчики других присоединений подстанции (узла);

средства ТИ;

нагрузка во вторичных цепях ТТ и ТН.

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

8.1.3. В случае необходимости после счетчика устанавливают вспомогательные устройства, позволяющие обеспечить сбор, архивирование, обработку и передачу результатов измерений (измерительно-вычислительные комплексы).

8.2. В зависимости от набора компонентов выделяют следующие виды ИС:

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

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

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

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

д) системы учета по п. а или б, в которых для расчета отдельных составляющих баланса используют дополнительные вычисления (например, по типовым графикам нагрузки) (содержит комплексные компоненты).

8.3. Счетчики электроэнергии устанавливают в соответствии с требованиями на соответствующие АИИС вблизи точек балансового разграничения субъектов.

8.4. Между измерительными трансформаторами и ближайшей точкой подключения нагрузки не рекомендуется устанавливать силовое и коммутационное электротехническое оборудование.

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

9. Общие требования к измерительным каналам

9.1. Требования к характеристикам ИК представлены в табл. 3.

Таблица 3

9.2. Каналы связи и модемы не вносят дополнительных погрешностей в ИК электроэнергии, потому что передаче подлежит только цифровая информация и протоколы обмена имеют защиту от искажения информации помехами с достаточно высокой степенью вероятности. При временном повреждении канала связи сохраненная в ИВКЭ информация может быть повторно передана по запросу верхнего уровня, что делает процесс измерений устойчивым к сбоям.

9.3. Протяженность каналов связи и скорость передачи данных влияют на запаздывание сигналов синхронизации таймеров в ИК системы (в том числе таймеров, встроенных в счетчики).

9.4. Мультиплексор-расширитель и модемы могут не входить в состав ИК АИИС, так как являются вспомогательными компонентами, предназначенными для возможности разветвлений и удлинений линий связи. При временном повреждении канала связи сохраненные в счетчиках результаты измерений не пропадают и могут быть получены при повторном запросе, что делает процесс измерений устойчивым к сбоям.

9.5. Погрешность (неопределенность) измерений количества электроэнергии по одному ИК и по группе ИК характеризуют нормой относительной неопределенности при (доверительной вероятности 0,95). На ОРЭ при измерениях электроэнергии, оплачиваемой по тарифу, зависящему от времени суток, погрешность ИК дополнительно характеризуют погрешностью (неопределенностью) измерений астрономического времени.

9.6. Погрешность (неопределенность) измерений электрической мощности по одному ИК и по группе ИК характеризуется:

предельной нормой относительной погрешности (неопределенности) измерений электрической мощности;

диапазоном мощности, измеряемой с нормированной погрешностью (неопределенностью).

10. Подготовка к выполнению измерений

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

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

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

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

11. Требования к квалификации персонала

11.1. К выполнению измерений и обработке их результатов допускают персонал, изучивший:

настоящую рекомендацию;

правила ОРЭ.

11.2. К выполнению измерений электроэнергии допускают лиц, подготовленных в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ» или «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами устройства электроустановок», «Межотраслевыми правилами по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок», имеющих группу по электробезопасности не ниже III, обученных выполнению измерений при учете электроэнергии и прошедших инструктаж по технике безопасности.

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

12. Требования безопасности

12.1. При выполнении измерений электроэнергии соблюдают требования безопасности в соответствии с ГОСТ 12.3.019, ГОСТ 12.2.007, «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».

12.2. Требования безопасности счетчиков и датчиков мощности должны соответствовать ГОСТ 22261, ГОСТ 12.1.038. По способу защиты человека от поражения электрическим током счетчики и датчики мощности должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.007.0.

12.3. Требования безопасности ТТ и ТН должны соответствовать ГОСТ 12.2.007.3 и ГОСТ 12.2.007.0. Вторичные обмотки ТТ и ТН должны быть заземлены.

13. Подготовка к выполнению измерений

13.1. При подготовке к выполнению регулярных измерений проводят следующие работы.

13.1.1. Проверяют целостность корпусов СИ, принимающих участие в измерениях.

13.1.2. Проверяют целостность пломб поверителя территориального органа Госстандарта РФ (ЦСМ) на креплении кожухов и целостность пломб энергоснабжающей организации, а также целостность пломб с клеймом калибровочной лаборатории на креплении кожухов и крышках колодок зажимов счетчиков технического учета.

13.1.3. Проверяют на съемном щитке каждого трансформаторного счетчика наличие записи коэффициентов трансформации ТТ и ТН, к которым подключен счетчик, а также наличие записи множителя счетчика, равного произведению этих коэффициентов.

13.1.4. Проверяют реальные условия применения СИ ИК на соответствие требованиям, указанным в нормативных документах по п. 2.5 и табл. 3 или в МВИ энергообъекта.

13.1.5. Проверяют все электрические соединения с целью установления правильности подключения счетчиков. Проверку проводят, например, с помощью образцового счетчика.

13.1.6. Проверяют все электрические соединения с целью установления правильности подключения ТТ и ТН и уточнения полярности обмоток измерительных трансформаторов.

13.1.7. Проверяют наличие действующих протоколов измерений, а при их отсутствии выполняют измерения потерь напряжения в линиях соединения счетчиков с ТН. Измерения выполняют в соответствии с аттестованной МВИ; при этом погрешность (неопределенность) измерений не должна превышать ±25 %. Проводят записи в протокол измерений потерь напряжения.

13.1.8. Проверяют наличие действующих протоколов измерений, а при их отсутствии выполняют измерения сопротивления (мощности) нагрузки вторичной цепи ТТ и мощности нагрузки ТН. Измерения выполняют в соответствии с аттестованными МВИ; при этом погрешность измерений не должна превышать ±20 %. Производят записи в протоколы измерений параметров вторичных нагрузок ТТ и ТН.

13.1.9. При превышении допускаемых границ отклонения: параметров контролируемых присоединений, рабочих условий применения СИ, потерь напряжения в линиях соединения счетчиков с ТН, сопротивления нагрузки и мощности нагрузки во вторичных цепях ТТ и ТН соответственно, а также при наличии влияющих величин по п. 6.1 планируют и проводят мероприятия по обеспечению требуемых условий выполнения измерений.

Примечание. При невозможности или экономической нецелесообразности обеспечения допускаемых границ отклонений параметров контролируемых присоединений и влияющих величин проводят замену СИ в ИК на аналогичные СИ других типов, для которых границы условий измерений на энергообъекте являются рабочими, или диагностируют MX СИ в реальных условиях их эксплуатации, или подвергают СИ поверке (калибровке) с целью определения MX СИ в условиях их эксплуатации на энергообъекте.

13.1.10. Проверяют целостность пломб на конструкциях решеток и дверей камер, в которых установлены предохранители на стороне высшего напряжения ТН, и на рукоятках приводов разъединителей ТН, используемых для расчетного учета электроэнергии (мощности).

13.1.11. Записывают в журнал фактические значения и диапазоны изменений параметров контролируемых присоединений, влияющих величин, значения потерь напряжения в линиях соединения счетчиков с ТН, сопротивления нагрузки и мощности нагрузки во вторичных цепях ТТ и ТН соответственно.

13.2. При подготовке к выполнению измерений вновь вводимой в эксплуатацию системы учета электроэнергии или отдельного ИК АИИС проводят следующие работы.

13.2.1. Проверяют наличие СИ и правильность размещения СИ для расчетного и технического учета электроэнергии на соответствие с утвержденной для энергообъекта схемой размещения.

Заводские номера, классы точности СИ и другие данные, указанные на табличках ТТ, ТН, счетчиков и УСПД, должны совпадать с приведенными в их эксплуатационной документации.

13.2.2. Проверяют наличие паспорта-протокола по форме, регламентированной РД 34.09.101, для каждого ИК.

13.2.3. Проверяют укомплектованность СИ в соответствии с их паспортами.

13.2.4. Проверяют наличие действующих свидетельств (клейм) о поверке (калибровке) СИ.

13.2.5. Проверяют целостность предохранителей на стороне высокого напряжения ТН, используемых при учете электроэнергии (мощности).

13.2.6. Проверяют наличие напряжения всех фаз на клеммниках счетчиков.

13.2.7. Выполняют работы, указанные в п. 13.1.1 - 13.1.11 настоящей МВИ.

13.2.8. Проводят опробование каждого ИК в соответствии с инструкциями по эксплуатации ИК и (или) СИ, входящих в его состав.

13.3. После ремонта ИК с заменой измерительных трансформаторов, а также после внесения изменений в схемы их вторичных цепей производят проверку по пп. 13.2.3 - 13.2.6, 13.1.6 - 13.1.8, 13.1.10, 13.1.11 и 13.2.8.

13.4. После замены счетчика электроэнергии проверяют правильность схемы его подключения по п. 13.1.5 и выполняют операции по пп. 13.2.3, 13.2.4, 13.1.1 - 13.1.4, 13.1.6, 13.1.9 - 13.1.11 применительно к вновь установленному счетчику.

13.5. После выполнения операций по п. 13.3 и 13.4 вносят необходимые записи об изменениях в паспорт-протокол ИК.

13.6. В МВИ энергообъекта при необходимости могут быть отражены дополнения и уточнения операций при подготовке к выполнению измерений, конкретизирующие отдельные положения пп. 13.1 - 13.5 применительно к структуре учета электроэнергии на энергообъекте, в том числе устанавливающие периодичность проверки действительности свидетельств о поверке (калибровке) СИ.

14. Выполнение измерений

14.1. Измерения электроэнергии на ОРЭ выполняют с помощью измерительных трансформаторов, счетчиков и датчиков мощности.

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

14.3. При выполнении измерений электроэнергии с помощью группы измерительных трансформаторов и счетчиков технического и коммерческого учета список счетчиков группы задают в ИВКЭ или аналогичных устройствах и представляют Администратору торговой системы в договоре.

14.4. При выполнении измерений электроэнергии на основании статистического метода - с последующим вычислением среднего значения за четыре предшествующих типовых дня выделяют следующие типовые дни:

понедельник;

вторник, среда, четверг;

пятница;

суббота;

воскресенье и праздничные дни.

Типовые дни выбирают по местному времени.

14.5. При выполнении измерений на основании статистического метода - с использованием результатов контрольных измерений электроэнергии (мощности) в дни зимнего максимума и летнего минимума. Условия и порядок выполнения измерений устанавливают по нормативному документу (инструкция, методика, приказ и др.) участника измерений.

При отсутствии результатов почасовых контрольных измерений в качестве результата измерений выбирают максимальное за день значение электроэнергии (мощности).

Время получения результатов контрольных измерений приводят к московскому зимнему времени.

14.6. При выполнении измерений электроэнергии на основании статистического метода - с учетом предельно допускаемых параметров электрооборудования, присоединенного в точке учета, используют нормативные данные электрооборудования: номинальное нормативное линейное напряжение сетевого элемента (для трансформатора - номинальное напряжение стороны, ближайшей к границе балансовой принадлежности покупателя) и нормативный предельный ток коммутационного аппарата, ближайшего к границе балансовой принадлежности покупателя.

14.7. При выполнении измерений электроэнергии по месячному (уточненному) результату измерений счетчиком и профилю ТИ используют почасовые значения мощности по данным ТИ за отчетный период (месяц, сутки) и суммарное значение месячного (суточного) потребления электроэнергии в точке учета - по результатам измерений счетчиком.

14.8. Измерения электроэнергии на ОРЭ выполняют по местным аттестованным МВИ, разработанным с учетом ГОСТ Р 8.563 с Изменением № 2, настоящей рекомендации, РД 34.11.333 и РД 153-34.0-11.209.

15. Обработка (вычисление) результатов измерений

15.1. Результат измерений электроэнергии с помощью АИИС W, кВт·ч (квар·ч), для каждого ИК на интервале измерений DT, ч, от начального момента времени t₁ до момента времени t₂ (метод № 1 в табл. 1) вычисляют по разности DN числа импульсов N₁, и N₂ на телеметрическом выходе счетчика или поименованных величин на цифровом выходе счетчика в указанные моменты времени по формуле

где DN = N₂ - N₁ - разность числа импульсов на телеметрическом выходе счетчика или поименованных величин на цифровом выходе счетчика от начального момента времени t₁ до момента t₂;

K - коэффициент, учитывающий коэффициенты трансформации трансформатора тока K_ТТ = I₁/I₂, трансформатора напряжения K_ТН = U₁/U₂, а также передаточное число (постоянную) счетчика R_с, имп./(кВт·ч).

15.2. Для трансформаторного универсального счетчика коэффициент K, кВт·ч/имп., вычисляют по формуле

При наличии множителя «M·10^m», указанного на щитке счетчика, коэффициент K вычисляют по формуле

15.3. Для счетчика непосредственного включения или трансформаторного счетчика, на щитке которого указан множитель «M·10^m», применяют коэффициент , при отсутствии множителя K = 1/R_с.

15.4. Результат измерений с помощью АИИС средней мощности P, кВт (квар), для каждого ИК на интервале времени измерений DT, ч, от начального момента времени t₁ до момента t₂ определяют по результатам измерений электроэнергии (см. пп. 15.1 - 15.3) и вычисляют по формуле

где DN и K - см. пп. 15.1 - 15.3.

15.5. Если результат измерений электроэнергии W на интервале времени измерений DT, ч, от начального момента времени t₁ до момента t₂ получают по разности показаний на индикаторном табло счетчика  и  в указанные моменты времени (метод № 1 в табл. 1), значение измеренной электроэнергии вычисляют по формуле (15.1), в которой принимают:

DN = DN' = N'₂ - N'₁ разность показаний на индикаторном табло счетчика от начального момента времени t₁ до момента t₂, кВт·ч (квар·ч);

K - коэффициент, учитывающий коэффициенты трансформации трансформатора тока K_ТТ = I₁/I₂ и трансформатора напряжения K_ТН = U₁/U₂.

Коэффициент K вычисляют в соответствии с пп. 15.2 и 15.3, при этом принимают R_с = 1.

15.6. Если результаты измерений средней мощности P определяют по результату измерений электроэнергии W, полученный по разности показаний на индикаторном табло счетчика  и  (см. п. 15.5), значение измеренной средней мощности на интервале времени измерений DT, ч, от начального момента времени t₁ до момента t₂ вычисляют по формуле

где W, K,  и  - см. п. 15.5.

15.7 Суммарное значение электроэнергии в точке учета за учетный интервал, равный 1 ч (метод № 1 в табл. 1) вычисляют по формуле

где n = 60/DT - целое число интервалов измерений DT, укладывающееся в учетный интервал, равный 1 ч; при этом DT выражают в минутах;

i - номер наблюдения.

15.8. Результат измерений электроэнергии с помощью измерительных трансформаторов и контрольного (параллельного) счетчика коммерческого учета (метод № 2 в табл. 1) вычисляют аналогично пп. 15.1 - 15.7.

15.9. Результат измерений электроэнергии с помощью измерительных трансформаторов и счетчика коммерческого учета, установленного на противоположной стороне линии (метод № 3 в табл. 1), вычисляют аналогично пп. 15.1 - 15.7.

15.10. Результат измерений электроэнергии с помощью измерительных трансформаторов и счетчика технического учета (метод № 4 в табл. 1) вычисляют аналогично пп. 15.1 - 15.7.

15.11. Результат измерений электроэнергии с помощью измерительных трансформаторов и счетчика коммерческого учета, установленного на противоположной стороне силового трансформатора (метод № 5 в табл. 1), вычисляют аналогично пп. 15.1 - 15.7.

15.12. Результат измерений электроэнергии с помощью измерительных трансформаторов и датчика мощности за учетный интервал, равный 1 ч (метод № 6 в табл. 1), вычисляют по формуле

где P_i - измерительный сигнал на выходе i-го датчика мощности, интегрированный (усредненный) за интервал времени измерений DT, кВт

к = 1/60 - коэффициент, переводящий минуты в часы;

N = 60/DT - целое число интервалов времени измерений DT, укладывающееся в учетный интервал, равный 1 ч; при этом DT выражают в минутах;

i - номер наблюдения.

15.13. Результат измерений электроэнергии с помощью группы измерительных трансформаторов и счетчиков других присоединений подстанции (узла) (метод № 7 в табл. 1) вычисляют как алгебраическую сумму результатов измерений электроэнергии другими присоединениями подстанции (узла) по формуле

где W_i - результат измерений электроэнергии i-м присоединением подстанции (узла), кВт·ч;

k - число присоединений в группе.

При этом учитывают процедуры вычисления результатов измерений по пп. 15.1 - 15.3 - при использовании АИИС, по п. 15.5 - при отсчете показаний с индикаторного табло счетчика.

15.14. Результат измерений электроэнергии с помощью группы измерительных трансформаторов и счетчиков технического и коммерческого учета (метод № 8 в табл. 1) вычисляют как алгебраическую сумму результатов измерений электроэнергии прочих присоединений подстанции (узла) по формуле (15.8).

При этом учитывают процедуры вычисления результатов измерений по пп. 15.1 - 15.3 - при использовании АИИС, по п. 15.5 - при отсчете показаний с индикаторного табло счетчика.

15.15. Результат измерений электроэнергии на основании статистического метода - с последующим вычислением среднего значения за четыре предшествующих типовых дня (метод № 9 в табл. 1) вычисляют по формуле

где W₁, W₂, W₃, W₄ - значения электроэнергии, определенные за предшествующие четыре типовых дня, кВт·ч.

Примечание. Результатом измерений электроэнергии за интервал времени является среднее значение электроэнергии (15.9) за тот же интервал времени - за четыре предшествующих дня того же типа, что и день учетного интервала.

15.16. Результат измерений электроэнергии на основании статистического метода - с использованием результатов контрольных измерений (метод № 10 в табл. 1) вычисляют по формуле

где W_зим и W_лет - результаты измерений электроэнергии в дни зимнего максимума и летнего минимума соответственно, кВт·ч;

m = 1 ч.

При этом учитывают процедуры вычисления результатов измерений по пп. 15.1 - 15.3 - при использовании АИИС, по п. 15.5 - при отсчете показаний с индикаторного табло счетчика.

Примечание. Результаты измерений электроэнергии W_зим и W_лет могут быть получены по результатам контрольных измерений мощности P_зим и P_лет (см. пп. 15.4, 15.6 и 15.12).

15.17. Результат измерений электроэнергии на основании статистического метода - с учетом предельно допускаемых параметров электрооборудования, присоединенного в точке учета потребителей (метод № 11 в табл. 1), вычисляют по формуле

где U_н - номинальное нормативное линейное напряжение сетевого элемента, В;

I_к - нормативный предельный ток коммутационного аппарата, ближайшего к границе балансовой принадлежности покупателя.

Примечание. Для присоединений генераторов W = 0.

15.18. Результатами измерений электроэнергии по суточному (месячному) результату измерений счетчика и по профилю ТИ (метод № 12 в табл. 1) являются почасовые значения мощности P по данным ТИ за отчетный месяц (сутки) и суммарное значение месячного (суточного) потребления электроэнергии W в точке учета по счетчику.

15.18.1. Вычисляют разность электроэнергии W_D между месячным (суточным) значением электроэнергии W_сч по счетчику и месячным значением электроэнергии W_ТИ по ТИ за месяц в точке учета:

15.18.2. Вычисленное по формуле (15.12) значение разности электроэнергии W_D распределяют между часовыми интервалами пропорционально профилю ТИ.

15.18.3. Вычисляют относительное отклонение месячного (суточного) значения, %, по ТИ и счетчику:

Если отклонение по абсолютному значению более 20 %, метод не применяют.

15.18.4. Вычисляют коэффициент распределения для каждого часа месяца (суток):

15.18.5. Вычисляют количество электроэнергии в точке поставки для каждого часа:

15.18.6. Вычисляют расхождение, связанное с округлением почасовых значений:

15.18.7. Расхождение приписывают последнему часу месяца (суток):

16. Определение (вычисление) основных метрологических характеристик
ИИС электроэнергии

16.1. К основным метрологическим характеристикам ИИС электроэнергии при выполнении измерений методами № 1 - 12 (табл. 1) в общем случае относят:

а) границы нормированной или приписанной установленной относительной погрешности (неопределенности) измерений электроэнергии;

б) границы нормированной или приписанной установленной абсолютной погрешности (неопределенности) измерений электроэнергии;

в) диапазоны измерений физических величин, определяющих измеряемую электроэнергию (напряжение и ток первичной нагрузки, минимальный интервал времени измерений электроэнергии).

16.2. Нормы относительной погрешности (неопределенности) измерений при коммерческом и техническом учете электроэнергии для вновь сооружаемых и реконструируемых энергетических объектов определены в РД 34.11.321.

16.3. Приписанные характеристики погрешности (неопределенности) измерений рассмотрены в ГОСТ Р 8.563 с Изменением № 2, а их значения устанавливают в МВИ субъектов ОРЭ.

16.3.1. Границы приписанных относительной погрешности (неопределенности) измерений электроэнергии с заданной доверительной вероятностью d_W, %, и абсолютной погрешности (неопределенности) измерений электроэнергии D_W, кВт·ч, вычисляют по формулам

где W - результат измерений электроэнергии, вычисляемый по п. 15, кВт·ч.

16.3.2. Границы приписанных относительной, %, и абсолютной, кВт·ч, погрешностей (неопределенностей) измерений электроэнергии за учетный интервал, равный 1 ч, вычисляют по формулам

где  и  - границы i-x приписанных относительной, %, и абсолютной, кВт·ч, погрешностей (неопределенностей) измерений электроэнергии на N интервалах времени измерений;

N = 60/DT - целое число интервалов времени измерений DT, укладывающееся в учетный интервал, равный 1 ч; при этом DT выражают в минутах.

16.3.3. Границы приписанной относительной погрешности (неопределенности) измерений электроэнергии d_W, %, в общем случае вычисляют с учетом погрешностей средств учета электроэнергии (измерительные трансформаторы, счетчик электроэнергии, датчик мощности, ИВКЭ, средства ТИ), параметров сети контролируемых присоединений (ток, напряжение, частота, коэффициент мощности cos j), внешних влияющих величин и других факторов.

16.3.3.1 При измерениях электроэнергии методами № 1 - 10, 12 (табл. 1) границы приписанной относительной погрешности (неопределенности) измерений электроэнергии d_W, %, с доверительной вероятностью, равной 0,95, вычисляют в соответствии с рекомендациями:

а) РД 153-34.0-11.209 - для измерительных каналов при использовании АИИС;

б) РД 34.11.333 - для измерительных комплексов без использования АИИС.

16.3.3.2. При измерениях электроэнергии методом № 6 (таблица 1) границы приписанной относительной погрешности (неопределенности) измерений электроэнергии d_W, %, с доверительной вероятностью, равной 0,95, вычисляют аналогично п. 16.3.3.1; при этом вместо основной относительной погрешности счетчика d_с.о, %, и его дополнительных погрешностей d_с.j, %, в выражение для расчета погрешности измерений электроэнергии d_W подставляют значения соответствующих погрешностей датчика мощности.

16.3.3.3. При измерениях электроэнергии методом № 9 (табл. 1) границы приписанной относительной погрешности (неопределенности) измерений электроэнергии d_W, %, с доверительной вероятностью, равной 0,95, вычисляют по формуле

где  - границы относительной погрешности (неопределенности) измерений электроэнергии для i-го типового дня, %.

Если  > ï10 %ï, данный метод не применяют и результаты не записывают.

16.3.3.4. При измерениях электроэнергии методом № 10 (таблица 1) границы приписанной абсолютной погрешности (неопределенности) измерений электроэнергии D_W, кВт·ч, вычисляют по формуле

где  и  - абсолютные значения границ приписанных абсолютных погрешностей (неопределенностей) измерений средней мощности за учетный период, равный 1 ч, в дни зимнего максимума и летнего минимума соответственно, кВт·ч.

Значения погрешностей  и  вычисляют с учетом п. 16.3.1, 16.3.2, 16.3.3, 16.3.3.1, 16.3.3.2.

Границы приписанной относительной погрешности (неопределенности) измерений электроэнергии d_W, %, вычисляют с учетом формулы (16.1).

16.3.3.5. При измерениях электроэнергии методом № 11 (табл. 1) границы приписанной абсолютной погрешности (неопределенности) измерений электроэнергии D_W, кВт·ч, принимают равной 10 %.

16.3.3.6. При измерениях электроэнергии методом № 12 (табл. 1) границы приписанной абсолютной погрешности (неопределенности) измерений электроэнергии D_W, кВт·ч, вычисляют по формуле

где {ïD_{W ИК}ï и ïD _{W ТИ}ï - абсолютные значения границ приписанных абсолютных погрешностей (неопределенностей) измерений электроэнергии методами № 1 - 5, 7, 8 (см. п. 16.3.3.1) и методом № 6 (см. п. 16.3.3.2) соответственно.

Границы приписанной относительной погрешности (неопределенности) измерений электроэнергии d_W, %, вычисляют с учетом формулы (16.1).

16.4. Диапазон измерений напряжения U₁, первичной нагрузки определяется допускаемыми пределами изменений напряжения на входе счетчика электроэнергии или диапазоном измерений напряжения датчика мощности.

16.4.1. Диапазон измерений напряжения U₁ первичной нагрузки для методов измерений электроэнергии № 1 - 5, 7 - 10, 12 (табл. 1), выраженный в процентах от номинального первичного напряжения U_1н, равен допускаемым пределам изменений напряжения измерительной (параллельной) цепи счетчика электроэнергии, % U_2н, где U_2н - номинальное напряжение измерительной цепи счетчика, равное 100 или 57,7 В.

16.4.2. При измерениях электроэнергии методом № 6 (табл. 1) диапазон измерений напряжения U₁ первичной нагрузки, выраженный в процентах от номинального первичного напряжения U_1н, соответствует допускаемому диапазону измерений напряжения U₂ на входе датчика мощности, % U_2н, где U_2н - номинальное входное напряжение датчика мощности, В.

16.5. Диапазон измерений тока I₁ первичной нагрузки определяется допускаемым пределом изменений вторичного тока I₂ измерительного трансформатора тока или тока в измерительной цепи счетчика электроэнергии, или диапазоном измерений входного тока датчиком мощности.

16.5.1. Диапазон измерений тока I₁ первичной нагрузки для методов измерений электроэнергии № 1 - 5, 7 - 10, 12 (таблица 1), выраженный в процентах номинального первичного тока I_1н, равен допускаемым пределам изменений вторичного тока I₂ измерительного трансформатора тока (или тока в последовательной цепи счетчика электроэнергии), % I_2н, где I_2н - номинальный вторичный ток измерительного трансформатора тока (или номинальный ток в последовательной цепи счетчика электроэнергии), равный 1, 2 или 5 А.

16.5.2. При измерениях электроэнергии методом № 6 (табл. 1) диапазон измерений напряжения I₁ первичной нагрузки равен допускаемым пределам изменений вторичного тока I₂ измерительного трансформатора тока, % I_2н, где I_2н - см. п. 16.5.1, или входного тока датчика мощности.

16.6. Минимальный интервал времени измерений электроэнергии DT_мин при заданном вторичном токе трансформатора тока I₂ для методов измерений электроэнергии № 1 - 10, 12 (табл. 1) определяют с учетом границ допускаемой относительной погрешности отсчета показаний d_о.п счетчика (методы № 1 - 5, 7 - 10, 12) или датчика мощности (метод № 6).

16.6.1. При получении результата измерений электроэнергии с телеметрического выхода счетчика (см. п. 15.1) минимальный интервал времени DT_мин, ч, вычисляют по формуле

где a - единица младшего разряда передаточного числа счетчика (обычно a = ±1 имп.);

r = 10³ - - коэффициент, переводящий единицу измерений мощности «ватт» в единицу измерений «киловатт»;

U₂ - напряжение измерительной цепи счетчика, В;

I₂ - - вторичный ток трансформатора тока, А;

R_с - передаточное число (постоянная) счетчика, имп/(кВт·ч);

d_о.п - границы допускаемой погрешности отсчета показаний счетчика, %, вычисляемые по формуле:

где d - допускаемая доля для погрешности отсчета показаний счетчика d_о.п (обычно допускаемая доля d £ 0,3, т.е. d_о.п £ 0,3d_W;

d_W - нормируемые в МВИ границы приписанной относительной погрешности (неопределенности) измерений электроэнергии, %.

Примечания:

1. Коэффициент Ö2 в знаменателе выражения (16.7) учитывает случайный характер единицы младшего разряда передаточного числа (постоянной) счетчика (±1 имп.).

2. Допускаемую минимальную разность числа импульсов DN_мин ³ N₂ - N₁ на телеметрическом выходе счетчика, при которой дискретность передаточного числа (постоянной) счетчика (единица младшего разряда a = ±1 имп) не вызывает заметного превышения границ допускаемой относительной погрешности измерений электроэнергии d_W (16.1), вычисляют по формуле

где d_о.п - см. формулу (16.7).

3. Допускаемое в АИИС минимальное значение электроэнергии W_мин, кВт·ч, которое можно измерять без заметного преувеличения погрешности d_W (16.1), вычисляют по формуле

16.6.2. При получении результата измерений электроэнергии по разности показаний на индикаторном табло счетчика (см. п. 15.5) минимальный интервал времени DT_мин, ч, вычисляют по формуле

где D_о.п = 0,5 с - абсолютная погрешность отсчета показаний по индикаторному табло счетчика, кВт·ч. Здесь с - единица младшего разряда цифрового индикаторного табло счетчика или цена деления шкалы индикаторного табло барабанного вида, кВт·ч;

r, U₂, I₂ - см. формулу (16.6);

d_о.п – см. формулу (16.7)

Примечания:

1. Коэффициент Ö2 в числителе выражения (16.10) учитывает случайный характер единицы младшего разряда цифрового индикаторного табло счетчика (±1 ед. мл. разряда) или случайный характер единицы младшего разряда индикаторного табло барабанного вида (±1 ед. цены деления шкалы).

2. Допускаемую минимальную разность показаний  на индикаторном табло счетчика, при которой случайное отклонение показаний счетчика на ±1 ед. не вызывает заметного превышения границ допускаемой относительной погрешности измерений электроэнергии d_W (16.1) с учетом d_о.п (16.7), вычисляют по формуле

3. Допускаемое минимальное значение электроэнергии W_мин, кВт·ч, которое можно измерять без заметного преувеличения погрешности d_W, вычисляют по формуле (16.11), т.е.

16.6.3. При получении результата измерений электроэнергии с помощью измерительных трансформаторов и датчика мощности (метод № 6 в табл. 1) минимальный интервал времени DT_мин, ч, вычисляют:

а) по формуле (16.6), если получают результат измерений с телеметрического выхода датчика мощности. При этом:

a - единица младшего разряда передаточного числа датчика мощности счетчика (обычно a = ± 1 имп.);

 U₂ и I₂ - напряжение и ток на входе датчика мощности (на выходах трансформатора напряжения и тока) соответственно, В и А;

R_с - передаточное число датчика мощности, имп./кВт;

d_о.п - границы допускаемой погрешности отсчета показаний датчика мощности, %, вычисляемые по формуле (16.7);

 б) по формуле (16.10), если получают результаты измерений в аналоговом виде и отсчет показаний производят по индикаторному табло.

16.7. При записи результатов определения (вычисления) основных метрологических характеристик по п. 16.1:

а) границы относительной погрешности (неопределенности) измерений электроэнергии выражают числом, содержащим не более двух значащих цифр.

Округления производят лишь в окончательном результате расчета, а все предварительные вычисления можно проводить с одним-двумя лишними знаками;

б) границы абсолютной погрешности (неопределенности) измерений электроэнергии выражают числом, содержащим не более трех-четырех значащих цифр.

Округления производят лишь в окончательном результате расчета, а все предварительные вычисления можно проводить с одним-двумя лишними знаками;

в) диапазоны измерений напряжения и тока первичной нагрузки выражают целыми числами в процентах от номинальных первичных напряжения или тока соответственно;

г) интервал времени измерений электроэнергии выражают целым числом из ряда 15, 30, 60 мин.

16.8. Погрешность (неопределенность) выражают числом, содержащим не более двух значащих цифр.

Округления производят лишь в окончательном результате расчета, а все предварительные вычисления проводят с погрешностью не более ±0,1 кВт·ч.

17. Порядок оформления результатов измерений

17.1. Результаты измерений записывают в Таблицу результатов расчета. Таблица включает следующие графы:

уникальный идентификатор точки учета;

учетный интервал;

количество активной электроэнергии в точке учета в прямом направлении;

количество активной электроэнергии в точке учета в обратном направлении;

абсолютную погрешность (неопределенность) при определении количества активной электроэнергии в прямом направлении;

абсолютную погрешность (неопределенность) при определении количества активной электроэнергии в обратном направлении;

номер метода.

Форма Таблицы результатов расчетов приведена в приложении Е.

17.2. Данные из таблицы по точкам учета являются исходными для включения в связанные с данной точкой учета точкой поставки в качестве составляющей баланса (балансов) в соответствии с балансовыми уравнениями. Балансовые уравнения содержат правила включения точек учета в эти уравнения.

17.3. Пример расчета составляющих баланса приведен в приложении Ж (количество электроэнергии - в кВт·ч).

18. Процедуры и периодичность контроля точности
получаемых результатов измерений

18.1. Основной целью контроля точности получаемых результатов измерений (далее - контроль точности) является проверка правильности выполнения операций и соблюдения правил измерений, регламентированных МВИ, а также проверка удовлетворения требований к нормам погрешности (неопределенности) или к приписанным характеристикам погрешности (неопределенности) измерений по п. 5 настоящей МВИ.

18.2. Контроль точности должен быть оперативным и периодическим.

18.3. Оперативный контроль точности проводят:

если фактический небаланс электроэнергии, определенный по результатам измерений, больше допустимого небаланса, рассчитанного с учетом погрешностей (неопределенностей) ИК;

при расхождении результатов измерений по данной МВИ с результатами измерений электроэнергии (мощности) у покупателя (продавца), если эти расхождения выходят за границы суммы границ допускаемых погрешностей (неопределенностей) измерений у участников ОРЭ (продавца и покупателя электроэнергии) и потерь электроэнергии в линии от передающей до принимающей стороны. При этом фактический небаланс электроэнергии у участников ОРЭ не должен превышать допустимое значение, а результаты измерений электроэнергии у участников ОРЭ должны учитываться с допускаемой погрешностью измерений, регламентированной в МВИ электроэнергии участников ОРЭ, разработанных и аттестованных по ГОСТ Р 8.563 с Изменением № 2; рабочих условий применения СИ за допускаемые по МВИ границы;

при нарушении условий выполнения измерений по п. 6.1;

при потерях напряжения в линиях соединения счетчиков с ТН более допускаемых по ПУЭ (табл. 2);

при изменении интервала времени учета (снятия показаний счетчиков);

после изменения вторичных цепей измерительных трансформаторов;

после замены СИ в ИК на однотипные или на СИ других типов;

после ремонта ИК, его составных частей и АИИС в целом.

18.4. Периодический контроль точности проводят один раз в пять лет.

18.5. К применяемым процедурам инструментального контроля относятся:

измерения потерь напряжения в линиях соединения счетчиков с ТН;

измерения сопротивления и мощности вторичной нагрузки ТТ;

измерения мощности нагрузки ТН;

диагностирование погрешностей ТТ и ТН;

калибровка счетчиков на месте эксплуатации.

Периодичность инструментального контроля устанавливается распорядительным документом по энергообъекту, в котором определяют причины, сроки, объем контроля и др.

18.6. Рекомендуемые технические средства для инструментального контроля:

вольтметр переменного напряжения класса точности не ниже 1(2);

образцовый переносной счетчик класса точности не ниже 0,1;

амперметр переменного тока класса точности не ниже 1(2);

вольтамперфазометр класса точности не ниже 4;

аппаратура для диагностирования погрешностей ТТ и ТН.

18.7. Результатами контроля точности являются выводы о правильности:

применения СИ и вспомогательных устройств;

соблюдения условий выполнения измерений;

операций при подготовке к выполнению измерений;

выполнения измерений;

обработки результатов измерений и их оформления.

Основным результатом контроля точности является вывод о соответствии погрешности измерений принятым нормам точности измерений по п. 5 настоящей МВИ.

18.8. Если в результате контроля точности будут установлены нарушения по п. 17.7, существенно влияющие на результаты измерений, и погрешность измерений, должны быть проведены организационно-технические мероприятия для выполнения операций и правил, регламентированных МВИ энергообъекта, обеспечивающие получение результатов измерений с заданной в МВИ погрешностью.

18.9. Если была произведена замена СИ в ИК (ТТ, ТН, счетчик) на менее точные СИ, должно быть проверено соответствие погрешности измерений принятым в МВИ нормам точности (см. раздел 5).

По результатам данной проверки в МВИ энергообъекта могут быть при необходимости изменены требования к точности измерений, а также внесены изменения в другие разделы МВИ, касающиеся данного ИК. При этом поверка (калибровка) ИК, а также переоформление МВИ в целом не требуются.

Изменения, внесенные в МВИ энергообъекта, должны быть зарегистрированы в листе регистрации изменений или оформлены в виде отдельного документа («Изменение МВИ»), согласованного и утвержденного теми же должностными лицами, которые согласовывали и утверждали МВИ, а также согласованного с организацией (предприятием), аттестовавшим данную МВИ.

Приложение А

ПРОВЕРКА РЕАЛИЗАЦИИ МВИ

А.1. Проверку реализации МВИ проводят:

при выходе субъекта на ОРЭ;

после реконструкции СИ субъекта ОРЭ.

А.2. Дополнительную проверку проводят в спорных случаях между поставщиком и потребителем по инициативе одного из них, по решению арбитражного суда, а также по усмотрению органа государственной метрологической службы в целях решения задач по государственному метрологическому надзору.

А.3. В процессе эксплуатации СИ метрологические службы субъектов ОРЭ или метрологические службы уполномоченных представителей субъектов ОРЭ обеспечивают контроль за соблюдением и выполнением требований настоящей рекомендации.

А.4. При проведении проверки устанавливают:

наличие технических описаний и (или) инструкций по эксплуатации СИ;

соответствие условий выполнения измерений требованиям раздела 6 настоящей рекомендации;

соответствие СИ и вспомогательного оборудования требованиям технической документации и требованиям раздела 7 настоящей рекомендации;

соответствие ИК требованиям раздела 8 настоящей рекомендации;

правильность применяемых методов расчета электроэнергии с учетом конкретных исходных данных и условий.

А.5. Оформление результатов проверки.

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

Приложение Б
(справочное)

ТРЕБОВАНИЯ К СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ

Б.1. Требования к трансформаторам тока и напряжения

Б.1.1. На вновь сооружаемых или реконструируемых электроустановках, к которым присоединены элементы сети, входящие в сечение поставки, должны устанавливаться ТТ класса точности не ниже 0,5S, ТН класса точности не ниже 0,5.

Б.1.2. Установка измерительных трансформаторов, предназначенных для коммерческого учета электроэнергии, должна осуществляться в соответствии с требованиями главы 1.5 ПУЭ (ТТ устанавливают, как правило, на границах балансовой принадлежности или максимально приближают к ней) по классу напряжения, по электродинамической и термической стойкости, климатическому исполнению.

Б.1.3. Для коммерческих измерений в сетях с глухозаземленной нейтралью измерительные ТТ должны быть установлены в трех фазах, к которым следует подключать трехфазные трехэлементные счетчики.

Б.1.4. Не допускается применение промежуточных ТТ.

Б.1.5. Не допускается перегрузка измерительных трансформаторов во всех эксплуатационных режимах.

Б.1.6. Выводы измерительных трансформаторов, используемых в измерительных цепях, должны быть защищены от несанкционированного доступа.

Б.2. Требования к вторичным цепям средств измерений

Б.2.1. Перед началом этапа проектирования АСКУЭ должна быть проведена ревизия всех измерительных комплексов средств коммерческого учета. По результатам ревизии необходимо:

устранить причины, нарушающие условия применения СИ (например, перегрузку измерительных трансформаторов), условия выполнения измерений в соответствии с МВИ и не позволяющие обеспечить вычисленную в МВИ точность учета электроэнергии;

переоформить при необходимости паспорта-протоколы на измерительные комплексы средств коммерческого учета;

выполнить мероприятия, обеспечивающие защиту средств коммерческого учета от несанкционированного доступа (установить специализированные шкафы учета, специализированные блоки, коробки, панели и т.п.).

Б.2.2. Потери напряжения в цепи ТН - счетчик не должны превышать 0,25 % номинального вторичного напряжения ТН.

Б.2.3. Подключение счетчика к ТН необходимо выполнять отдельным кабелем, при этом подсоединение кабеля к счетчику должно быть проведено через испытательную коробку (специализированный клеммник, расположенный около счетчика).

Б.2.4. Измерительные цепи ИК точек учета (измерения) должны предусматривать возможность подключения образцового счетчика без отключения присоединения.

Б.2.5. Вторичные измерительные цепи должны быть защищены от несанкционированного доступа.

Б.2.6. Вторичные цепи должны соответствовать требованиям главы 3.4 ПУЭ.

Б.3. Требования к счетчикам электроэнергии

Б.3.1. Технические параметры и MX коммерческих счетчиков должны отвечать требованиям ГОСТ 30206-94. Для коммерческого учета на ОРЭ должны использоваться счетчики с цифровым выходом на базе микропроцессоров. Для ИК, где возможны перетоки электроэнергии должны устанавливаться реверсивные счетчики, измеряющие (учитывающие) расход электроэнергии раздельно в прямом и обратном направлениях. Счетчики должны проводить учет активной и реактивной энергии (интегрированной реактивной мощности).

Счетчики должны удовлетворять следующим основным требованиям:

класс точности не ниже 0,5S;

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

обеспечение, при производстве расчетов за реактивную мощность, измерений интегрированной реактивной мощности в двух направлениях;

обеспечение возможности подключения резервного источника питания и автоматического переключения на источник резервного питания и обратно при исчезновении основного (резервного) питания. Моменты времени перехода на резервное питание и возврат на основное питание должны фиксироваться в журнале событий счетчика;

хранение профиля нагрузки с получасовым интервалом и глубиной хранения не менее 35 суток;

обеспечение одного или нескольких цифровых интерфейсов (RS-485, ИРПС, RS-232);

наличие резервного порта;

обеспечение ведения встроенного календаря и часов (точность хода встроенных энергонезависимых часов не хуже ±5,0 секунды в сутки с внешней автоматической синхронизацией от УСВ, работающей в составе СЕВ);

обеспечение наличия энергонезависимой памяти для хранения запрограммированных параметров счетчика и сохранения последних данных по активной и реактивной энергии при пропадании питания;

ведение журнала событий (фиксация количества перерывов питания, попыток несанкционированного доступа, количества и дат связей со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных, отклонение напряжения сверх заданных пределов и т.п.);

обеспечение защиты от несанкционированного изменения параметров, а также от записи, при этом защита должна быть обеспечена на программном (логическом) и физическом (с помощью пломбирования) уровнях;

обеспечение автоматической самодиагностики;

счетчики должны обеспечивать работоспособность при температуре окружающего воздуха от -20 °C до +55 °C;

средняя наработка на отказ - не менее 35000 часов;

межповерочный интервал не менее 8 лет.

Приложение В

ФОРМА АКТА РЕВИЗИИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КОМПЛЕКСОВ

Приложение Г

РАСЧЕТ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПОГРЕШНОСТИ (НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ)
ИЗМЕРЕНИЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМИ
ТРАНСФОРМАТОРАМИ И СЧЕТЧИКАМИ

Г.1. Вычисление относительной погрешности (неопределенности) d выполнения измерений электроэнергии измерительными трансформаторами и счетчиками производят в соответствии с п. 7.3.2.2 методики АВОД.466364.007МП «Автоматизированные системы коммерческого учета электрической энергии АСКУЭ-С».

Г.2. Определение чувствительности ИК P_п и диапазона измерений мощности нагрузки производят в соответствии с приложением 3 методики АВОД.466364.007МП «Автоматизированные системы коммерческого учета электрической энергии АСКУЭ-С».

Г.2.1. Определяют минимальный m_min, и максимальный m_max коэффициенты нагрузки:

где I_min и I_max - минимальное и максимальное значения тока, для которых нормированы пределы допускаемой погрешности (неопределенности) для счетчика и ТТ;

I_ном - номинальное значение тока в счетчике при симметричной нагрузке.

Г.2.2. Диапазон мощности подключаемой нагрузки, определяют следующим образом:

Pmin = Uном · Iном · mmin · cos j · kТТ · kТН · Ö3,	(Г.2)
Pmax = Uном · Iном · mmax · cos j · kТТ · kТН · Ö3,	(Г.3)

где P_min и P_max - минимальная и максимальная мощность нагрузки, Вт;

U_ном, I_ном - номинальные значения линейного напряжения между фазами и тока в счетчике при симметричной нагрузке;

cos j - коэффициент мощности (принимают cos j = 1);

k_ТТ, k_ТН - коэффициенты трансформации ТТ и ТН;

Ö3 - коэффициент, учитывающий трехфазное включение и симметричную нагрузку;

Г.2.3. Вычисляют мощность нагрузки P_п, МВт, ниже которой электроэнергия не может учитываться счетчиком (порог чувствительности счетчика) по формуле

Pп = 25 · 10-4 · kсч · Uном · Iном · cos j · kТТ · kТН · Ö3 · 10-6,

(Г.4)

где k_сч - класс точности счетчика, %;

U_ном, I_ном - номинальные значения напряжения (линейного между фазами в вольтах и тока в амперах), в счетчике при симметричной нагрузке;

cos j - коэффициент мощности (принимают cos j = 1);

k_ТТ, k_ТН - коэффициенты трансформации ТТ и ТН;

Ö3 - коэффициент, учитывающий трехфазное включение и симметричную нагрузку;

10^-6 - коэффициент, переводящий Вт в МВт.

Г.3. Определяют коэффициент нагрузки m, %, по формуле

U_ном, I_ном - номинальные значения напряжения (линейного между фазами в вольтах) и тока (в амперах), в счетчике при симметричной нагрузке;

cos j - коэффициент мощности (принимают cos j = 1);

k_ТТ, k_ТН - коэффициенты трансформации ТТ и ТН;

Ö3 - коэффициент, учитывающий трехфазное включение и симметричную нагрузку;

S_ср - полная мощность, ВА;

P₁ и P₂ - средняя активная мощность за первый и второй получасы, МВт;

Q₁, и Q₂ - средняя реактивная мощность за первый и второй получасы, Мвар.

По результатам измерений мощности за час , коэффициента нагрузки m_i и вычисленной погрешности (неопределенности) d_ики по п. Г.1 настоящего приложения проверяют выполнение следующих условий, приведенных в табл. Г.1.

Таблица Г.1

Приложение Д

РАСЧЕТ ПОГРЕШНОСТИ (НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ) ИЗМЕРЕНИЙ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИЗМЕРЕНИЙ ДАТЧИКАМИ МОЩНОСТИ
СРЕДНЕЙ ПОЛУЧАСОВОЙ АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Д.1. Расчет допускаемой относительной погрешности (неопределенности) ИК.

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

где j_min = 0°, j_max = 60°;

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

dj_ТТ и dj_ТН, _мин - пределы допускаемой угловой погрешности j (неопределенности) ТТ и ТН соответственно;

d_ТН, % - предел допускаемой амплитудной относительной погрешности (неопределенности) ТН по ГОСТ 1983;

d_ТТ, % - предел допускаемой амплитудной относительной погрешности (неопределенности) ТТ по ГОСТ 7746;

j_max и j_min - минимальный (min) и максимальный (max) фазовый сдвиг в рабочих условиях;

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

Значения j_{min / max} = 60.

Д.2. Находят минимальный и максимальный угол сдвига между напряжением и током в сети j_min и j_max.

Для ТН класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 d_ТН = 0,5 %, dj_ТН = 20° на всех диапазонах нагрузок.

Для ТТ класса точности 0,5 по ГОСТ 7746:

d_ТТ = 1,5 %, dj_ТТ =90° для 5 % I_ном;

d_ТТ = 1,25 %, dj_ТТ = 75° для 10 % I_ном;

d_ТТ = 0,5 %, dj_ТТ  = 30° для I_ном, 120 % I_ном.

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

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

s_Л - средняя квадратическая погрешность из-за потерь в линии, вычисляемая по формуле

где d_Л - предел допускаемой погрешности из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к трансформатору напряжения.

Нормируемые потери в линии трансформатора напряжения: 0,25 %.

Д.4. Если измеренные значения мощности не входят в диапазон P_min и P_max или коэффициент нагрузки током превышает 120 %, то значение абсолютной неопределенности принимают по табл. Д.1

Таблица Д.1

Приложение Е

ПЕРЕЧЕНЬ ПАРАМЕТРОВ, ВКЛЮЧАЕМЫХ В ТАБЛИЦУ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТОВ

Таблица результатов расчетов

__________________________________________________________________

(название предприятия)

Таблица результатов расчета за «__» __________ 2003 г. для точки учета № _____