 |
Допускаемые классы точности СИ и допускаемые значения потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН при учете электроэнергии
|
|
|
|
ТИПОВАЯ МЕТОДИКА
ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
УЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ НА ЭНЕРГООБЪЕКТАХ
РД. 34.11.333-97
Введено в действие с 01.06.97
| РАЗРАБОТАНО Генеральный директор АО ВНИИЭ Д.С. Савваитов 27.02.97 | |
| Директор ВНИИМС А.И. Асташенков 24.02.97 |
| РАЗРАБОТАНО | 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 | РАО «ЕЭС России» Вице-президент О.А. Никитин 15.05.97 |
| СОГЛАСОВАНО | Департамент науки и техники РАО «ЕЭС России» Начальник А.П. Берсенев 28.04.97 |
| Дирекция по внедрению автоматизированных измерительно-расчетных систем РАО «ЕЭС России» Директор В.В. Стан 28.02.97 |
МВИ аттестована АО ВНИИЭ 18 апреля 1997 г.
Настоящий документ устанавливает Типовую методику выполнения измерений (далее — МВИ) количества активной и реактивной электрической энергии (далее — электроэнергия) при ее производстве, передаче и распределении на электростанциях, подстанциях, линиях электропередачи и других энергообъектах РАО «ЕЭС России» и АО-энерго.
МВИ распространяется на измерения электроэнергии с использованием счетчиков активной или 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, проводимые с использованием автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии.
|
|
|
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 и структуре системы учета электроэнергии на энергообъекте. При коммерческом учете электроэнергии МВИ энергообъекта подлежит аттестации в соответствии с ГОСТ Р 8.563-96.
ТРЕБОВАНИЯ К ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ
1.1. За погрешность измерений в точке учета электроэнергии в настоящей МВИ принимают относительную погрешность измерительного комплекса (инструментальную погрешность).
1.2. Погрешность измерений электроэнергии 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.
СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ, ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
2.1. При выполнении измерений электроэнергии в соответствии с РД 34.09.101-94 применяют измерительные комплексы, в состав которых в общем случае 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 учета 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. При выполнении измерений в цепях с реверсивным режимом работы применяют электронные счетчики электроэнергии двух направлений потока или два индукционных счетчика со стопорами против обратного хода.
2.4. 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.
2.4.1. В соответствии с ПУЭ допускается:
подключение расчетных счетчиков класса точности 2,0 к ТН класса точности 1,0;
подключение счетчиков технического учета к встроенным ТТ класса точности ниже 1,0, если для получения класса точности 1,0 требуется установка дополнительных комплектов ТТ;
подключение счетчиков технического учета класса точности 2,0 к ТН класса точности ниже 1,0.
2.4.2. В соответствии с РД 34.09.101-94 для межсистемных линий электропередачи напряжением 500 кВ и выше рекомендуются счетчики активной электроэнергии класса точности 0,2, подключаемые к измерительным трансформаторам класса точности выше 0,5.
2.5. Технические параметры, а также метрологические параметры и характеристики ТТ должны отвечать требованиям ГОСТ 7746-89, ТН — ГОСТ 1983-89, индукционных счетчиков — ГОСТ 6570-75, электронных счетчиков — ГОСТ 26035-83, ГОСТ 30206-94 и ГОСТ 30207-94, а также паспортным данным СИ, применяемым при выполнении измерений.
2.6. При разработке МВИ энергообъекта выбор СИ электроэнергии производят в соответствии с настоящей МВИ и МИ 1967-89.
Необходимым условием при выборе СИ является удовлетворение требований к точности измерений по разд. 1 настоящей МВИ 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 СИ и другие технические средства, приведенные в табл....».
|
|
|
Таблица 1
Допускаемые классы точности СИ и допускаемые значения потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН при учете электроэнергии
| Расчетный учет | Технический учет | |||||||||
| Объекты учета | классы точности | dл, %, | классы точности | dл, %, | ||||||
| СА | СР | ТТ | ТН | от ном., не более | СА | СР | ТТ | ТН | от ном., не более | |
| 1. Генераторы мощностью более 50 | 0,5 | 1,0 | 0,5 | 0,5 | 0,25 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 1,5 |
| МВт, межсистемные линии электропередачи напряжением 220 кВ и выше, трансформаторы мощностью 63 MB·А и более | (1,5) | (1,5) | ||||||||
| 2. Генераторы мощностью 12-50 МВт, межсистемные линии электропередачи напряжением 110 -150 кВ, трансформаторы мощностью 10-40 MB·A | 1,0 | 1,5 | 0,5 | 0,5 | 0,25 | 2,0 | 3,0 | 1,0 | 1,0 | 1,5 |
| 3. Прочие объекты учета | 2,0 | 3,0 | 0,5 | 0,5 | 0,25 | 2,0 | 3,0 | 1,0 | 1,0 | 1,5 |
| (1,0) | (0,5) |
Примечание. СА — счетчики активной электроэнергии; СР — счетчики реактивной электроэнергии; dл — относительные потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН, % от номинального значения.
Рекомендуемая форма таблицы соответствует табл. 2.
Таблица 2
| Наименование объекта учета (контролируемого присоединения) | Порядковый номер и наименование средства измерений, технического средства | Обозначение стандарта, ТУ и типа либо метрологические характеристики | Наименование измеряемой величины | Примечания |
В табл. 2 указывают СИ и технические средства, входящие в измерительный комплекс учета электроэнергии по п. 2.1, СИ влияющих величин (термометры, амперметры, вольтметры и др.), метрологические характеристики СИ (класс точности, пределы измерений и т.д.) и др.
2.8. В графе «Примечания» могут быть указаны пределы допускаемых погрешностей СИ, включая дополнительные погрешности в условиях эксплуатации СИ за учетный период.
МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ
|
|
|
3.1. Измерения электроэнергии выполняют методом интегрирования по времени электрической мощности контролируемой сети при помощи индукционного или электронного счетчика электроэнергии и периодического считывания непрерывно нарастающих показаний счетчика. Значение электроэнергии за учетный период определяют по разности показаний счетчика в конце и начале этого периода.
ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
4.1. При выполнении измерений электроэнергии 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 эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок» 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 должны соответствовать эксплуатационной документации 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 ТТ и ТН должны соответствовать ГОСТ 12.2.007.3-75 и ГОСТ 12.2.007.0-75. Вторичные обмотки ТТ и ТН должны быть заземлены.
|
|
|
