Schetchiksg.ru

Счетчик СГ
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Методика выполнения измерений при помощи счетчиков

ПР 50.2.019-2006

Документ:ПР 50.2.019-2006
Название:ГСИ. Методика выполнения измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых счетчиков
Начало действия:2007-06-01
Дата последнего изменения:2007-06-18
Вид документа:ПР
Область применения:Настоящие правила распространяются на счетчики газа промышленного и коммунального назначения и устанавливают методику выполнения измерений энергосодержания и объема природного газа, соответствующего требованиям ГОСТ 5542, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939 и измеренного с помощью турбинных, ротационных (роторных) и вихревых счетчиков (расходомеров-счетчиков) Настоящие правила не распространяются на счетчики газа бытового назначения.
Разработчики документа:ОАО «Газпром»(67), ФГУП ВНИИР(31), ОМЦ «Газметрология»,

— климатические условия эксплуатации;

— рабочие условия эксплуатации (давление, температура и расход газа);

— допустимые напряженности постоянных и переменных магнитных полей, а также уровни индустриальных радиопомех;

— допустимый уровень вибраций трубопровода;

— допустимый уровень пульсаций параметров потока;

6.2 Диапазоны измерений применяемых СИ должны соответствовать диапазонам изменения контролируемых параметров. Максимальные и минимальные значения измеряемых параметров должны перекрываться диапазонами СИ.

В случае применения СИ, у которых нормирована приведенная погрешность, рекомендуется, чтобы максимальное значение измеряемого параметра было как можно ближе к 90 % верхнего предела измерений конкретного СИ.

6.3 Все СИ должны соответствовать требованиям по безопасности их применения по ПБ 08-624 и ПБ 12-529.

7 Состав комплекта СИ, технических устройств и требования к их монтажу

7.1 Требования к составу комплекта СИ и технических устройств

7.1.1 СИ, применяемые для определения объема газа, приведенного к стандартным условиям, и энергосодержания природного газа:

— объема или объемного расхода газа при рабочих условиях;

— избыточного и атмосферного или абсолютного давления газа;

— компонентного состава газа или плотности газа при стандартных условиях;

— энергосодержания (при непосредственном измерении энергосодержания), а также средства регистрации и обработки измерительной информации.

7.1.2 Состав комплекта СИ определяют по совокупности величин, подлежащих измерению или расчету для определения объема, а также исходя из требуемой точности выполнения измерений и экономической целесообразности.

Рекомендуется применение счетчиков-расходомеров с импульсными выходными сигналами, формируемыми электронными элементами (микросхема, транзистор, оптопара), типы которых приведены в эксплуатационной документации на конкретный корректор или вычислительное устройство. При отсутствии указанной информации следует согласовать применение конкретного счетчика-расходомера с изготовителем корректора или вычислительного устройства.

7.1.3 В необходимых случаях на трубопроводе для формирования необходимой структуры потока перед счетчиком устанавливают струевыпрямители, устройства подготовки потока, турбулизаторы и другие устройства.

Для защиты счетчика от содержащихся в природном газе смолистых веществ, пыли, песка, металлической окалины, ржавчины и других твердых частиц следует применять газовые фильтры.

Для уменьшения засорения «пазух» ротационные счетчики рекомендуется устанавливать на вертикальном участке трубопровода с потоком, направленным сверху вниз.

7.1.4 Рекомендуется обеспечивать возможность подключения к трубопроводу дублирующих СИ параметров газа.

7.1.5 В случаях недопустимости прерывания потока газа при, проведении работ, связанных с отключением или демонтажом счетчика, а также с целью недопущения повреждения счетчика при пусконаладочных работах трубопровод оборудуют байпасной линией. При этом обеспечивают контроль герметичности перекрытия байпасной линии.

7.2 Установка счетчиков

7.2.1 Счетчик монтируют на ИТ в соответствии с требованиями технической документации на конкретный счетчик, установленными при утверждении типа СИ для:

— допустимых отклонений внутренних диаметров счетчика и ИТ;

— длин прямых участков ИТ до и после счетчика;

— смещения осей счетчика и ИТ;

— углового отклонения оси корпуса счетчика от горизонтали или вертикали.

Если указанные требования не указаны изготовителем счетчика и не обеспечены конструктивно, то выполняют следующие требования.

7.2.1.1 Счетчик устанавливают между двумя прямыми цилиндрическими участками ИТ, имеющими круглое сечение до и после счетчика.

ИТ перед счетчиком считают прямым круговым цилиндром, если результаты измерений не менее четырех внутренних диаметров, измеренных под равными углами в сечениях непосредственно перед счетчиком и на расстоянии 2 D от счетчика, будут отличаться от среднего диаметра не более чем на 1 %.

Контроль круглости ИТ после счетчика проводится по результатам измерений внутренних диаметров в сечении непосредственно после счетчика. Результаты измерений не менее четырех диаметров, измеренных под равными углами, в этом сечении не должны отличаться от среднего диаметра более чем на 2%.

Контроль круглости ИТ проводят только для турбинных и вихревых счетчиков.

ИТ после счетчика и на участке перед счетчиком, расположенный на расстоянии более 2 D , можно считать цилиндрическим, если это подтверждается визуальным осмотром.

По результатам измерений составляют акт измерения внутреннего диаметра ИТ в соответствии с приложением А.

Внутренний диаметр ИТ допускается определять непосредственным измерением или методом измерения наружного диаметра ИТ и толщины его стенки с последующим вычислением.

При непосредственном измерении внутреннего диаметра ИТ относительная погрешность измерительного инструмента не должна превышать 0,3 %.

Погрешность измерительных инструментов при измерении наружного диаметра ИТ и толщины стенки выбирают, исходя из необходимости соблюдения условия:

Читайте так же:
Бесплатный счетчик для muse

(3)

где D н — наружный (номинальный) диаметр трубопровода;

h — номинальная толщина стенки трубопровода;

, — погрешности СИ, применяемых для определения наружного диаметра трубопровода и толщины стенки.

7.2.1.2 Результаты измерений внутреннего диаметра ИТ приводят к те Все страницы Постраничный просмотр:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 >>

Notice: Undefined property: JDocumentHTML::$baseUrl in /home/www/z118795/htdocs/templates/dyn_white_headphones16_v25/index.php on line 123 /»>Zenner-Center

  • Монтаж/ремонт узла учёта
  • Техническое обслуживание
  • Прочие услуги
  • Продукция
  • Счётчики воды
    • Квартирные ETK/ETW
    • Домовые крыльчатые MTK/MTW
    • Промышленные (турбинные) WPH
    • Комбинированные WPV
    • Ирригационные WI
    • Счетчики для отопления ETH, MTH,WPH-H
    • Счетчики воды нового поколения
  • Счётчики тепла
    • Квартирный Теплосчетчик (Zelsius)
    • Тепловычислитель Multidata WR3
    • Радиаторный теплораспределитель MINOMETER M7
  • Комплектующие
    • Присоединители (штуцера, фланцы)
    • Импульсные датчики
    • Запорная арматура (краны, затворы, задвижки, электроприводы)
    • Чугунные фитинги (тройники, колена, переходы)
    • Обвязка счетчика ПДС, ППС, ПК
    • Фильтры
    • Крепеж, опоры, стяжки
  • Системы дистанционного съёма данных
    • Системы дистанционного считывания rf 2.4
    • УМНАЯ (SMART) крышка EDC
    • Система WiFi САУРЕС
    • Универсальные системы телеметрии
    • Локальные системы телеметрии

Законодательство

Установка на каждом объекте узла учета холодной воды и поддержание водопроводно-канализационных сетей в технически исправном состоянии регламентируется «Правилами пользования системами коммунального водоснабжения и канализации в Российской Федерации», МДС 40-1.2000, утверждены постановлением Правительства РФ от 12 февраля 1999, №167 и Федеральный закон РФ « Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» от 23 ноября 2009 года №261-ФЗ №261.В соответствии с разделами III и IV «Правил пользования системами коммунального водоснабжения и канализации в Российской Федерации» каждая организация должна выполнить условия присоединения к системам коммунального водоснабжения и канализации и иметь «Согласование присоединения к системам коммунального водоснабжения и канализации» с ГУП «Водоканал Санкт-Петербурга» и (или) действующее «Техническое согласование на устройство и использование водомерных узлов».

При согласовании узла учета холодной воды ГУП «Водоканал Санкт-Петербурга» (или ЗАО «Водоканал-Центр Измерений»), предлагает использовать разработанные им типовые решения из альбома конструкций ЦИРВ 02А.00.00.00 «Установка счетчиков холодной воды с диаметрами условного прохода 20. 200 мм в водомерных узлах на вводах диаметром 50. 200 мм» с приложениями №№1. 7 или ЦИРВ 03А.00.00.00 «Схемы установки счетчиков в водомерных узлах на внутренних водопроводных сетях объектов».

После получения согласования узла учета холодной воды, необходимо выполнить монтаж водомерного узла согласно разрешительной документации и сдать готовый узел представителю ГУП «Водоканал Санкт-Петербурга» для опломбировки.

После установки и освидетельствования узлов учета инспекцией ГУП «Водоканал Санкт-Петербурга» экономия расходов на оплату холодной воды доходит до 30%

Нормативная документация

1. Водный Кодекс РФ от 03.06.2006 г. №74-ФЗ.

2. Водная стратегия Российской Федерации на период до 2020 г.

3. Правила пользования системами коммунального водоснабжения и канализации в Российской Федерации. МДС 40-1.2000.

4. Внутренний водопровод и канализация. СНиП 2.04.01-85*.

5. Об обеспечении единства измерений от 26 июня 2008 г. №102-ФЗ.

6. Рекомендации ГСИ. Расход сточной жидкости в безнапорных трубопроводах. Методика выполнения измерений. МИ 2220-96.

7. Рекомендации ГСИ. Расход жидкости в безнапорных каналах систем водоснабжения и канализации. Методика выполнения измерений при помощи стандартных водосливов и лотков. МИ 2406-97.

8. Приказ МПР РФ от 8 июля 2009 г. №205 «Об утверждении порядка ведения собственниками водных объектов и водопользователями учета объема забора (изъятия) водных ресурсов из водных объектов и объема сброса сточных вод и (или) дренажных вод, их качества».

9. Федеральный Закон Российской Федерации №261-ФЗ от 23.11.2009 г. «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».

10. Федеральный Закон Российская Федерация от 10 октября 2002 г. №7-ФЗ «Об охране окружающей среды».

11. Постановление Правительства РФ от 12 марта 2008 г. №165 «О подготовке и заключении договора водопользования».

12. Постановление Правительства РФ от 30 декабря 2006 г. №876 «О ставках платы за пользование водными объектами, находящимися в федеральной собственности».

13. Постановление Правительства РФ от 23 мая 2006 г. №307 «О предоставлении коммунальных услуг гражданам».

14. Распоряжение Жилищного Комитета от 2 февраля 2007 г. №2-3142/07 «О порядке учета информации по показаниям приборов учета коммунальных услуг».

Аттестация коммерческих узлов учета природного газа

  • Информационное письмо по аттестации узлов учёта природного газа на соответствие требованиям методик измерений
  • Опросный лист на СУ
  • Опросный лист на РСГ
  • Опросный лист на СГ-ЭК
  • Опросный лист на СГ-ТК
  • Информационные документы
  • Опросный лист УЗПР
  • Опросный лист на комплекс ИРВИС-РС4

Для аттестации коммерческого измерительного комплекса учёта природного газа (ИК) на соответствие требованиям стандартов необходимы следующие документы:

1. Проект ИК.

Документ может иметь иные названия: рабочий проект, рабочая документация и др.

Читайте так же:
Счетчик ekf скат 102 1

Проект должен включать в себя расчёты по мощности газопотребляющего оборудования (с пересчетом в рабочие м3/ч), выбор оборудования и средств измерений, схемы (принципиальные, электрические, монтажные и пр.), реализация пунктов методики выполнения измерений, сертификаты и иные разрешающие документы, карту программирования контроллера (корректора) и другую информацию относительно данного ИК. Проект может быть как частью общей технической документации на объект газового хозяйства, так и самостоятельным документом, при этом решение о виде проекта принимает владелец ИК. Обязательным требованием к проекту является наличие у проектной организации лицензии СРО на проектирование и монтаж объектов наружных и внутренних газопроводов.

Проект может быть как частью общей технической документации на объект газового хозяйства, так и самостоятельным документом, при этом решение о виде проекта принимает владелец ИК. Обязательным требованием к проекту является наличие у проектной организации лицензии СРО на проектирование и монтаж объектов наружных и внутренних газопроводов.

2. Технические условия для создания коммерческого измерительного комплекса учёта газа (ТУик).

ТУик выдаются газоснабжающей организацией. Как правило, это происходит на этапе проектирования ИК.

3. Метрологический расчёт относительной расширенной неопределённости измерений на ИК.

Метрологический расчёт выполняют только специалисты, имеющие соответствующую аккредитацию. Расчёты ведутся ручным способом или при помощи аттестованного программного обеспечения.

При необходимости метрологический расчёт можно заказать в ФБУ «УРАЛТЕСТ», которое обладает полным пакетом разрешающих документов и возможностью выполнить метрологической расчёт относительной расширенной неопределённости измерений). Стоимость услуги составляет:

  • ГОСТ Р 8.740-2011- 4201,00 руб. (цена указана без НДС), код в прейскуранте: 140413.
  • ГОСТ 8.586.1-5-2005- 8408,00 руб. (цена указана без НДС), код в прейскуранте: 140447.
  • ГОСТ 8.611-2013- 6176,00 руб. (цена указана без НДС), код в прейскуранте: 140512.

4. Метрологическая экспертиза проектной документации на соответствие требованиям стандартов.

Экспертиза выполняется специалистами, имеющими сертификат эксперта-метролога, и проводится на соответствие требованиям следующих нормативных документов и правовых актов:

  • ФЗ № 102-ФЗ от 26.06.2008 «Об обеспечении единства измерений»;
  • ГОСТ Р 8.740-2011 «ГСИ Расход и количество газа. Методика измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счётчиков»;
  • ГОСТ Р 8.741-2019 «ГСИ Объём природного газа. Общие требования к Методикам измерений»;
  • ГОСТ 8.417-2002 «Единицы величин»;
  • ГОСТ 2.105-95 «Межгосударственный стандарт. ЕСКД. Общие требования к текстовым документам;
  • ГОСТ 8.586.1-5-2005 (ИСО 5167-1-5:2003) «ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств»;
  • ГОСТ 8.611-2013 «Расход и количество газа. Методика (метод) измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода»;
  • и другим нормативным документам и правовым актам по заявке заказчика.

Результатом проведения метрологической экспертизы проектной документации является получение отметки Государственной метрологической службы ФБУ «УРАЛТЕСТ» на титульном листе проекта, что свидетельствует о прохождении метрологической экспертизы. Отметим, что данная процедура не является обязательной, но, в соответствии с Информационным письмом, отсутствие заключения ведёт к увеличению конечной стоимости услуг по аттестации ИК.

5. Акт измерений внутреннего диаметра измерительного трубопровода.

Выполняется специалистами метрологической службы, имеющей аккредитацию на проведение линейно-угловых измерений, возможно выполнение измерений внутреннего диаметра ИТ силами заказчика в соответствии с требованиями методики измерений.
ФБУ «УРАЛТЕСТ» оказывает услуги по замерам внутреннего диаметра измерительных трубопроводов. Стоимость составляет:

  • Измерение внутреннего диаметра ИТ (в соответствии с требованиями МИ) – 4 590 ,00 руб. (цена указана без НДС), код в прейскуранте: 140612.

6. Акт условно-постоянных величин (Акт о составе газа).

У данного документа отсутствует установленная форма. Акт составляется и подписывается потребителем газа (организацией, владеющей ИК) и поставщиком газа (газоснабжающей организацией).
Суть документа в том, чтобы определить условно-постоянные параметры состава газа в измерительном трубопроводе, а также указать иные параметры, которые считает нужным вписать потребитель или поставщик ресурса. Рекомендуем отобразить в акте периодичность изменения условно-постоянных величин (УПВ) и его процедуру.

7. Карта программирования.

Документ должен соответствовать конкретному объекту, режимам работы, применяемому оборудованию и пр.

8. Подтверждение поверки средств измерений (СИ).

Может представлять собой свидетельство о поверке (документ), оттиск поверительного клейма в паспорте СИ, голографическую наклейку и/или пломбу с оттиском поверительного клейма на СИ в предусмотренных конструктивом местах.

9. Значимые эксплуатационные документы на оборудование и СИ.

Оригиналы или заверенные копии документов, содержащих информацию о технических и метрологических характеристиках средств измерений: паспорта, руководства по эксплуатации, сертификаты и пр.

Итоговый документ по окончании аттестации ИК.

В результате проведения аттестации коммерческого измерительного комплекса учёта природного газа заказчик получает Акт проверки состояния и применения средств измерений и соблюдения требований методики измерений (далее Акт соответствия), в котором указывается соответствие ИК требованиям методики измерений, требованиям рабочей документации, а также соответствие заявленного оборудования и схем подключения фактическому и соответствие ИК требуемым нормам точности.

Аттестация коммерческого измерительного комплекса учёта природного газа проводится только на полностью собранном и подготовленном объекте, при наличии измеряемой среды (газа) в измерительном трубопроводе или при искусственном создании условий, имитирующих рабочие условия.

Читайте так же:
Куда нести поверку счетчиков южное тушино

При наличии положительного заключения предварительной метрологической экспертизы, выданной ФБУ «УРАЛТЕСТ», стоимость аттестации на соответствие составляет:

ГОСТ Р 8.740-2011:

  • 9209,00 руб. (цена указана без НДС) + стоимость выезда (цена варьируется в зависимости от удалённости объекта и времени в пути). Код услуги в прейскуранте: 140420.

ГОСТ 8.611-2013; ГОСТ 8.586.1-5-2005:

  • 13899,00 руб. (цена указана без НДС) + стоимость выезда (цена варьируется в зависимости от удалённости объекта и времени в пути). Код услуги в прейскуранте: 140510 и 140511.

Приблизительное время аттестации такого ИК — от 3 часов до 1 рабочего дня. Стоимость указанных в настоящем информационном письме услуг действительна до 31.12.2020 года. Для проведения аттестации ИК не существует ограничений по отдалённости объектов; выполнение метрологических расчётов возможно дистанционно.

В случае отсутствия заключения предварительной метрологической экспертизы стоимость услуги по аттестации ИК начинается от 22185,00 руб. (цена указана без НДС) + стоимость выезда (ов). Код данной услуги в прейскуранте: 140430. В зависимости от времени, затраченного на проверку предоставленных документов непосредственно на объекте, приблизительное время аттестации ИК может составить несколько рабочих дней, на основании чего будет сформирована окончательная стоимость аттестации.

Необходимо заметить, что предварительная экспертиза проекта – это возможность устранить выявленные нарушения и несоответствия требованиям нормативных документов на этапе проектирования до аттестации ИК, таким образом, заблаговременно устранить недостатки и избежать замечаний при аттестации ИК. При наличии недочётов эксперт, проводящий аттестацию, будет вынужден признать узел не соответствующим требованиям МИ и установить ограниченные сроки для исправления. Повторный вызов на аттестацию ИК оплачивается дополнительно в соответствии с прейскурантом ФБУ «УРАЛТЕСТ».

Акты, метрологические расчёты, заключения метрологических экспертиз, выполненные сторонними организациями, ФБУ «УРАЛТЕСТ» принимает при наличии копий аттестатов аккредитации организаций, дающих им право оказывать такого рода услуги.

Оформление документации и способы оплаты.

В ФБУ «УРАЛТЕСТ» предусмотрены разнообразные формы сотрудничества: оплата услуги возможна как с заключением договора, так и без него (на усмотрение заказчика), как от имени юридического лица (наличный и безналичный расчёт), так и от имени физического лица (наличный расчёт через кассу учреждения). Во всех перечисленных случаях пакет финансовых документов будет выдан в полном объёме.

Если вы впервые обращаетесь в ФБУ «УРАЛТЕСТ», для выставления счёта вам необходимо предоставить реквизиты организации-плательщика, в иных случаях — код предприятия, который присваивается при первом обращении. Код можно уточнить, указав ИНН заказчика. В случае, если плательщик, грузополучатель и владелец ИК являются разными юридическими лицами, обязательно поставьте в известность специалистов перед оформлением документов.

Сроки оказания услуг ФБУ «УРАЛТЕСТ».

Установленный срок оказания услуг — 20 рабочих дней с момента оплаты счёта и предоставления необходимых документов. Желающие могу воспользоваться срочным выполнением услуги – 1-10 рабочих дней, с увеличением стоимости от цены в прейскуранте (на 30-100 %). Снижение стоимости услуг по объективным причинам (большое количество однотипных расчётов, проектов или ИК) возможно по согласованию с главным метрологом ФБУ «УРАЛТЕСТ» Дедковым Денисом Геннадьевичем (тел. +7 (343) 236-30-15 доб. 264, электронный адрес: ddedkov@uraltest.ru).

Дополнительная информация.

ФБУ «УРАЛТЕСТ» является независимой метрологической службой, не представляет и не лоббирует чьих-либо интересов (будь то владельцы ИК, производители оборудования, проектные организации, газоснабжающие и газотранспортирующие предприятия), а лишь стремится к обеспечению единства измерений на территории Свердловской области. Страница отдела испытаний СИ и аттестации методик измерений находится по ссылке.

Контактная информация для согласования даты и времени выезда представителя ФБУ «УРАЛТЕСТ» на аттестацию ИК:

Методика выполнения измерений с помощью системы учета электроэнергии

Общие положения

Настоящая часть проекта освещает вопросы метрологического обеспечения и содержит «Методику выполнения измерений (МВИ) при определении количества электроэнергии и средних значений мощности согласно «Правилам учета электрической энергии» с помощью системы учета электроэнергии.
В соответствии с «Типовой инструкцией по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. РД 34.09.101-94 на стадии проектирования должна определяться погрешность измерительных комплексов (каналов) и обеспечиваться ее минимизация.
МВИ устанавливает совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений с известной погрешностью при коммерческом учете электроэнергии. МВИ обязательна к исполнению персоналом энергопредприятия.

Требования к погрешности измерений

Измерения электроэнергии и мощности осуществляют с погрешностью, обеспечиваемой как вновь вводимыми счетчиками электроэнергии и устройствами сбора и передачи данных, так и действующими в настоящее время на энергопредприятии измерительными трансформаторами и линиями присоединения счетчиков к ТН.
За погрешность измерений в точке учета электроэнергии принимают согласно РД 34.11.114-98 предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала в предусмотренных рабочих условиях применения АСКУЭ на энергообъектах и при доверительной вероятности, равной 0,95.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерительных каналов АСКУЭ должны соответствовать нормам, указанным в таблице 5.1.
Требования к суммарным погрешностям групп измерительных каналов АСКУЭ в настоящей МВИ не предъявляются.

Читайте так же:
Тошиба 2505 сброс счетчика

Таблица 1 — Пределы допускаемых относительных погрешностей измерительных каналов АСКУЭ

Норма допускаемой относительной погрешности измерительного комплекса, %

Для области нагрузок до 5 %

Для области малых нагрузок (5-20 %)

Для диапазона нагрузок 20-120 %

Методы измерений

Измерения электроэнергии выполняют интегрированием по времени мощности контролируемого присоединения (объекта учета) при помощи электронного счетчика электроэнергии.

Метод измерений мощности основан на вычислении средней мощности по интервальному значению расхода электроэнергии, измеренной при помощи счетчиков.
Результаты измерения электроэнергии и мощности, получаемые в виде аналоговых сигналов, выводятся на дисплей счетчиков в цифровом виде.

Требования безопасности

При выполнении измерений требования безопасности соблюдают в соответствии с ГОСТ 12.3.019-80, ГОСТ 12.2.007.0-75, «Правилами технической эксплуатации», «Межотраслевым правилам по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок».

Требования к квалификации операторов

Условия измерений

Таблица 2. — Условия измерения электроэнергии и мощности

Наименование параметров составляющих ИИК

Нормальные значения влияющих факторов

Допускаемые пределы по нормативным документам на СИ

Напряжение:
Вторичной обмотки ТН
счетчика

Коэффициент мощности:
Вторичной нагрузки ТТ и ТН
Измерительной цепи счетчика

Не менее 0,8 емк.
Не менее 0,5 инд.
Не более 0,25%

Не менее 0,8 емк.
Не менее 0,5 инд.
Не более 0,25%

Потери напряжения в цепи ТН:
Вторичная нагрузка ТТ и ТН при cos φ=0,8 инд.

Частота:
ТТ и ТН
Счетчик

50 Гц
50 Гц
50 Гц

(95-105)%fном
(95-105)%fном
(95-105)%fном

Температура окружающего воздуха:
ТТ и ТН
Счетчик

Подготовка к выполнению измерений

Выполнение измерений

Обработка результатов измерений

1) Погрешность δθ при измерениях активной энергии вычисляют по формуле:
δθ=0,029·√θi2+θu2·√1-cos2φ/cosφ (5.2)
θi – угловая погрешность ТТ, мин;
θu – угловая погрешность ТН, мин;
cosφ – коэффициент мощности контролируемого присоединения.
Погрешность δθ при измерениях реактивной энергии вычисляют по формуле:
δθ=0,029·√θi2+ θu2·cosφ/√1-cos2φ (5.3)
2) Относительную погрешность УСПД вычисляют по формуле:
δу.с.=√δТ2+δТ.Р.2 (5.4)
где:
— δТ – среднесуточная погрешность измерений текущего астрономического времени;
— δТ.Р. – погрешность рассинхронизации при измеренияхтекущего астрономического времени, %.
Обработку результатов измерений мощности выполняют следующим образом:
предел допускаемой относительной погрешности измерительного комплекса при измерениях мощности δР вычисляют по формуле:
δР=±1,1·√(δw/1,1)2+δТ.2 (5.5)
Для проведения расчетов определяем значения составляющихпогрешностей δw и δР методом, описанным ниже.

Трансформаторы тока.
Согласно ГОСТ 7746-2001 пределы допускаемых токовой δi угловой θi погрешностей ТТ класса точности 0,5 при измерениях в рабочих условиях применения при установившемся режиме соответствуют значениям указанным в таблице 5.4.

Таблица 4.- Пределы допускаемых погрешностей для ТТ класса точноти 0,5

Первичный ток, % от номинального

Предел допустимой погрешности

Предел вторичной нагрузки, % от номинальной

Таким образом, для трансформатора тока класса точности 0,5:
δi=±1,13%, θi=±68 мин при I1=(5-20)% от I1ном;

Трансформаторы напряжения.
Согласно ГОСТ 1983-2001 пределы допускаемой погрешности напряжения δu и угловой погрешности θu трансформаторов напряжения при измерениях в рабочих условиях при установившемся режиме работы приведены в таблице 5.5.
Таблица 5. — Пределы допускаемых погрешностей для ТН класса точноти 0,5

Предел допустимой погрешности

Таким образом, для трансформатора напряжения класса точности 0,5:
δu=±0,5%, θu=±20 мин.
Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика δθ, возникающую за счет угловых погрешностей ТТ и ТН, определяем при измерении активной энергии по формуле (5.2), при измерении реактивной энергии по формуле (5.3) с учетом угловых погрешностей θu, θi и значения cosφ=0,8 инд.
Погрешности из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к ТН.
Погрешность δл определяем по результатам измерений представленных в паспортах-протоколах измерительных комплексов.

Счетчики электроэнергии.
Согласно ГОСТ 30206-94 погрешность счетчиков электроэнергии класса точности 0,2S и 0,5S нормируют в диапазоне значений тока в измерительной цепи счетчика:
— однофазного и многофазного счетчиков с симметричными нагрузками – от тока Iмин=1% номинального тока при cosφ=1 и от тока Iмин=2% номинального тока при cosφ=0,5 инд., 0,8 емк. до максимального 1,2Iном значения тока включительно. Кроме того, предусмотрено нормирование в диапазоне значений тока в измерительной цепи от 10% номинального тока до максимального 1,2Iном значения тока включительно при cosφ=0,25 инд., 0,5 емк. – по особому требованию потребителя. Данные сведены в таблицу 5.6.
Таблица 6.- Пределы погрешностей счетчиков электроэнергии класса точности 0,2S, 0,5S согласно ГОСТ 30206-94

Пределы погрешности, % для счетчиков класса точности

От 0,01Iном до 0,05Iном

От 0,05Iном до 1,2Iном

От 0,02Iном до 0,1Iном

От 0,1Iном до 1,2Iном

Погрешность счетчика при измерениях реактивной энергии принимается в соответствии с сведениями о метрологических характеристиках электронных счетчиков электроэнергии и берется равной значению основной погрешности счетчика при измерении активной энергии.
Дополнительными погрешностями счетчика от j-й влияющей величины δj являются: погрешность от изменения температуры окружающего воздуха δct, погрешность от изменения напряжения в измерительной цепи счетчика δcU, погрешность от изменения частоты счетчика δcf.
Погрешность счетчиков классов точности 0,2S и 0,5S при изменении напряжения в диапазоне 10% составляет не более 0,005% на 1% изменения напряжения.
Для счетчиков класса точности 0,2S дополнительная погрешность при отклонении частоты на ±5% не превышает 0,07%, а для счетчиков класса точности 0,5S дополнительная погрешность при отклонении частоты на ±5% не превышает 0,1%.
Для счетчиков класса точности 0,2S при cosφ=0,5 (индуктивная нагрузка) и cosφ=0,8 (емкостная нагрузка) погрешность счетчика в диапазоне от +50°С до –40°С составляет 0,013% на градус, а для счетчиков класса точности 0,5S при cosφ=0,5 (индуктивная нагрузка) и cosφ=0,8 (емкостная нагрузка) погрешность счетчика в диапазоне от +50°С до –40°С составляет 0,02% на градус.

Читайте так же:
Схемы включения счетчиков альфа

Полученные промежуточные результатов по гл. 5.11. позволяют рассчитать пределы допускаемых относительных погрешностей измерительных каналов при измерениях активной и реактивной электроэнергии и мощности. В связи с тем, что среднесуточная погрешность измерения текущего астрономического времени пренебрежимо мала, можно считать, что предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерениях мощности равен пределу допускаемой относительной погрешности

измерительного канала при измерениях энергии, т.е. δw=δp (следует из формулы 5.5.).
Промежуточные и конечные результаты расчетов измерительных комплексов для диапазонов токов (5-20)% и (20-120)% от Iном при cosφ=0,8 приведены в таблице 5.7.
Таблица 7.- Погрешности измерительных комплексов ОАО «Николаевский энергетический комбинат» при установке счетчиков класса точности 0,2S и 0,5S

Первичный ток I1, % от Iном

Составляющие погрешности измерительного комплекса

Температурные коэффициенты

Температурные коэффициенты для приведения к стандартным условиям объема газа при измерении счетчиками без температурной компенсации, установленными вне помещений.

Объем газа, поставляемый населению, коммунально-бытовым и промышленным предприятиям согласно ГОСТ 2939-63, должен приводиться к стандартным условиям (температура газа 20ºС, давление 760мм рт. ст., влажность 0%) с помощью рассчитанных по методикам поправочных коэффициентов или автоматически, при помощи корректоров.

Применение поправочного коэффициента для приведения к стандартным условиям объемов газа, прошедших через мембранные (диафрагменные) счетчики без температурной компенсации, вытекает из целого ряда законодательных актов и правил по метрологии.

В соответствии со статьей 18 Федерального Закона от 31.03.1999 г. № 69-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации» поставка газа проводится на основании договора между поставщиком и потребителем независимо от форм собственности в соответствии с гражданским законодательством и утвержденными Правительством РФ правилами поставки и пользования газом в Российской Федерации. Во исполнение данного требования в договор газоснабжения с населением внесен пункт 4.3, в котором предусмотрено приведение объемов газа к стандартным условиям.

В соответствии со статьей 5 п. 1 Федерального Закона от 26.06.2008г. № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений» измерения объёма газа должны осуществляться в соответствии с аттестованными в установленном порядке методиками. Во исполнение Федерального Закона ФГУП ВНИИМС г. Москва в 2005 году разработана МИ 2721-2005 «Типовая методика выполнения измерений мембранными счетчиками газа без температурной компенсации» и во исполнение этой методики компьютерная программа «Коррекция измерений объема газа», осуществляющая расчет поправочного коэффициента для приведения к стандартным условиям объёмов газа, проходящих через счётчик. Данная программа «Коррекция измерений объема газа» разработана специально для применения на территории Ставропольского края с учетом его специфики и расчет поправочных коэффициентов, в соответствии с методикой МИ 2721-2005, ведется по климатическим территориям помесячно по данным ежемесячных средних значений температуры воздуха и барометрического давления, предоставляемых АНО «Северо-Кавказское метеоагенство» за год, предшествующий расчетному. Ставропольский край разделен на 5 зон, характеризующихся высотой местонахождения над уровнем моря.(1зона = от 0÷200 м, 2зона = от 200÷400м, 3зона =400÷600 м, 4зона =600÷800 м, 5зона = 800÷1000 м. Внутри зон устанавливается ежемесячно поправочный коэффициент для счетчиков, находящихся вне помещения.

Правительством Российской Федерации 21 июля 2008 года было принято Постановление № 549 «О порядке поставки газа для обеспечения коммунально-бытовых нужд граждан», где в разделе «Основные правила учёта поставляемого газа, определения объёма потреблённого газа и расчёта размера платы за газ» п.26 устанавливает: «Объем потребленного газа по показаниям прибора учета газа, не имеющего температурной компенсации, определяется как разность показаний прибора учета газа на начало и конец отчетного периода, умноженная на температурный коэффициент (коэффициент приведения к стандартным условиям), утверждаемый для таких типов приборов учета газа Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии ».

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии для расчета с потребителями Ставропольского края утверждает коэффициенты приведения к стандартным условиям объёмов газа, прошедших через счетчики без температурной компенсации, по 5 зонам Ставропольского края на 1 и 2 полугодия текущего года, которые высылаются ООО «Газпром межрегионгаз Ставрополь».

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию