Погрешность счетчиков для измерения реактивной энергии

51597-12: Счетчики электрической энергии МИР С-04, МИР С-05, МИР С-07

Счетчики электрической энергии МИР С-04, МИР С-05, МИР С-07 (далее по тексту ╞ счетчики, МИР С-04, МИР С-05, МИР С-07) предназначены для измерений активной и реактивной электрической энергии прямого и обратного направлений, активной, реактивной и полной мощности, коэффициента мощности, частоты,среднеквадратических значений напряжений и силы переменного тока в электрических цепях переменного тока и организации многотарифного учета электроэнергии.

Производитель / Заявитель

ОАО «НПО «МИР», г.Омск

Скачать

Счетчики электрической энергии МИР С-04, МИР С-05, МИР С-07 Назначение средства измерений

Счетчики электрической энергии МИР С-04, МИР С-05, МИР С-07 (далее по тексту -счетчики, МИР С-04, МИР С-05, МИР С-07) предназначены для измерений активной и реактивной электрической энергии прямого и обратного направлений, активной, реактивной и полной мощности, коэффициента мощности, частоты, среднеквадратических значений напряжений и силы переменного тока в электрических цепях переменного тока и организации многотарифного учета электроэнергии.

Подробное описание

Принцип действия счетчиков основан на вычислении действующих значений тока и напряжения, активной и реактивной электрической энергии, активной, реактивной и полной мощности, коэффициента мощности и частоты сети переменного тока по измеренным мгновенным значениям входных сигналов тока и напряжения.

Счетчики МИР С-04 предназначены для работы в трехфазных четырехпроводных или однофазных цепях переменного тока.

Счетчики МИР С-04 (кроме счетчиков класса точности 0,2/0,2), МИР С-05, МИР С-07 предназначены для эксплуатации в автономном режиме и в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии.

Счетчики МИР С-04 класса точности 0,2/0,2 предназначены для эксплуатации в автономном режиме в нормальных условиях по ГОСТ Р 52322-2005, ГОСТ Р 52425-2005, при температуре плюс (23 ± 3) °С и относительной влажности от 30 до 80 %.

Счетчики МИР С-05 предназначены для работы в однофазных цепях переменного тока.

Счетчики МИР С-05 имеют один или два датчика тока (в зависимости от исполнения): один датчик для измерения тока в фазном проводе (имеется всегда) и один датчик для измерения тока в нейтральном проводе.

Счетчики МИР С-05 с двумя датчиками тока имеет режим учета энергии (программируется при конфигурировании счетчика) по датчику тока, показания которого максимальны.

Счетчики МИР С-07 предназначены для работы в трехфазных трех и четырехпроводных цепях переменного тока.

Емкость учета дисплея счетчика при учете энергии, соответствующей 1макс. при UHOM. и cos j = 1 (sin j = 1), начиная с нуля, должна быть не менее 1500 ч.

Счетчики, применяемые внутри помещений, имеют дисплей и клавиатуру управления, состоящую из трех кнопок (для счетчиков МИР С-04, МИР С-07), и из двух кнопок для счетчиков МИР С-05 (внутренней установки), и светодиодную индикацию активной и реактивной энергии.

Счетчики обеспечивают обмен информацией с внешним устройством, через интерфейсы RS-485, PLC, CAN, Ethernet, оптический порт, по сети ZigBee, GSM, и через радиоинтерфейс (в соответствии с кодом счетчиков).

Счетчики МИР С-05 фиксируют дату и время вскрытия и закрытия крышки зажимов и лицевой крышки.

Счетчики МИР С-04, МИР С-07 имеют два испытательных электрических выхода:

— импульсный выход активной энергии прямого и обратного направлений;

— импульсный выход реактивной энергии прямого и обратного направлений.

Счетчики обеспечивают учет и возможность считывания по интерфейсам активной энергии прямого и обратного направлений (либо суммарной по модулю активной энергии, рассчитываемой как сумма модулей активной энергии прямого и обратного направлений) и реактивной энергии прямого и обратного направлений (либо суммарной по модулю реактивной энергии, рассчитываемой как сумма модулей реактивной энергии прямого и обратного направлений) по каждому тарифу и суммарной по всем тарифам в следующих интервалах времени указанных в таблице 1.

МИР С-07 с символом «D» в коде счетчика

с момента сброса показаний; за текущий месяц; за предыдущий месяц; за текущие сутки; за предыдущие сутки;

МИР С-07 с символом «Р» в коде счетчика

с момента сброса показаний; за текущий год; на начало текущего года; за предыдущий год; на начало предыдущего года; за текущий месяц; на начало текущего месяца; за предыдущий месяц; на начало предыдущего месяца; за текущие сутки; на начало текущих суток; за предыдущие сутки; на начало предыдущих суток;

Счетчики использует тарифное расписание и расписание праздничных дней, задаваемые

• до 4 тарифов в 24 тарифных зонах отдельно на каждый день недели каждого месяца в течение года;

• даты праздничных дней каждого из 4 тарифов в 24 тарифных зонах каждого месяца за год;

• плановые часы пиковой нагрузки.

На дисплее счетчиков отображаются:

• текущие показания накопленной энергии;

• единицы измерения, вид и направление энергии;

• текущая дата, текущий месяц, текущий год и день недели;

• номер текущего тарифа;

• для МИР С-04 и МИР С-05 состояние реле управления нагрузкой и для МИР С-07 -состояние дополнительного реле (включено/выключено).

Все регистрируемые счетчиками события фиксируются в журналах событий и затем хранятся в соответствующих архивах.

МИР С-07, МИР С-04 определяют параметры качества электрической энергии:

• усредненные значения среднеквадратических фазных напряжений, а также усредненное значение среднеквадратического напряжения прямой последовательности в вольтах;

• усредненное значение частоты в герцах;

• текущие значения установившихся отклонений среднеквадратических фазных напряжений, а также установившегося отклонения среднеквадратического напряжения прямой последовательности (в дальнейшем — установившиеся отклонение напряжения) в процентах;

• текущее значение отклонения частоты в герцах.

Структура условного обозначения счетчиков приведена в таблице 2.

04 — трехфазный непосредственного включения

05 — однофазный непосредственного включения

07 — трехфазный трансформаторного включения

Класс точности при измерении активной/реактивной энергии:

02 — 0,2/0,2 05 — 0,5/1,0 05S — 0,5S/1,0 10 — 1,0/1,0 1А — 1,0/-*

Номинальное напряжение: 57 — 57,7 В (фазное)

ГОСТ 8.259-2004 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Счетчики электрические индукционные активной и реактивной энергии. Методика поверки (с Поправкой)

Основные технические требования к установкам для поверки электрических индукционных счетчиков активной и реактивной энергии переменного тока

А.1 Общие требования

А.1.1 Установка для поверки электрических индукционных счетчиков активной и реактивной энергии переменного тока определенных видов (типов) и классов точности (далее — поверочная установка) должна соответствовать требованиям ГОСТ 22261 и иметь действующее свидетельство о поверке.

А.1.2 Поверочная установка должна содержать следующие функциональные устройства:

— источник фиктивной мощности;

— эталонные средства измерений, обеспечивающие проведение поверки счетчиков во всем диапазоне нормированных метрологических характеристик, установленных ГОСТ 6570;

— стенд для установки и подключения поверяемых счетчиков к источнику фиктивной мощности и эталонным средствам измерений, содержащий устройства считывания оборотов диска поверяемых счетчиков;

— устройство обработки результатов измерений при поверке, отображающее (регистрирующее) результаты поверки счетчиков — вычислитель погрешности.

А.1.3 Метрологические и технические характеристики входящих в состав поверочной установки функциональных устройств должны обеспечивать достижение нормативов, установленных настоящим стандартом, на индукционные счетчики активной и реактивной энергии тех конкретных типов и классов точности, для поверки которых эта установка предназначена.

А.1.4 Поверочная установка должна обеспечивать проведение проверки правильности функционирования устройства переключения тарифов в многотарифных счетчиках, а также иных встроенных в поверяемые счетчики устройств, которые не используют при определении их погрешностей, но могут использовать при работе счетчиков.

А.2 Требования к функциональным устройствам поверочной установки

А.2.1 Источник фиктивной мощности должен обеспечивать задание режимов поверки во всем диапазоне нагрузок поверяемых счетчиков, в том числе в режимах симметричной и несимметричной нагрузок. При этом:

— формы кривых тока и напряжения должны быть синусоидальными, а коэффициент искажения формы кривой не должен превышать при поверке счетчиков: классов 0,5 и 1,0 — 2%; классов 1,5; 2,0 и 3,0 — 3%;

— нестабильность выходных напряжений и токов должна быть нормирована на основе продолжительности поверки счетчиков определенных видов (типов) и классов точности;

— отклонение каждого из фазных или линейных напряжений не должно превышать 1% задаваемого значения;

— допускаемое отклонение номинальной частоты выходных токов и напряжений не должно превышать 0,3%;

— значения углов сдвига фаз между фазными токами и соответствующими им фазными напряжениями не должны отличаться друг от друга более чем на 2°;

— дискретность задания углов сдвига фаз между фазными токами и фазными напряжениями не должна превышать 1° в диапазоне от минус 180° до плюс 180°;

— должна быть обеспечена работа в цепи напряжения на индуктивную или емкостную нагрузку при от 1 до 0,2, а в цепи тока на индуктивную нагрузку — при от 1 до 0,5;

— питание источника фиктивной мощности должно быть осуществлено от однофазной или трехфазной промышленной сети и иметь защиту от токов короткого замыкания.

А.2.2 Поверочная установка, используемая при поверке счетчика методом сличения с эталонным счетчиком, должна содержать эталонный счетчик электрической энергии и эталонные масштабные измерительные преобразователи тока и напряжения, обеспечивающие проведение поверки с помощью эталонного счетчика во всем диапазоне нормируемых значений тока и напряжения счетчиков тех типов, для поверки которых этим методом предназначена поверочная установка.

Поверочная установка, используемая при поверке методом задаваемой стабилизированной мощности, должна содержать эталонный ваттметр, амперметры и вольтметры, эталонные масштабные преобразователи тока и напряжения, обеспечивающие проведение поверки с помощью эталонных средств измерений во всем диапазоне нормируемых значений тока и напряжения счетчиков, для поверки которых этим методом предназначена поверочная установка.

В качестве эталонных масштабных преобразователей тока и напряжения могут быть использованы, например, эталонные трансформаторы тока и эталонные трансформаторы напряжения, подключаемые к входным цепям тока и напряжения эталонных средств.

А.2.3 Эталонные средства измерений должны обеспечивать определение значений электрической энергии во всем диапазоне нормируемых метрологических характеристик для поверяемых счетчиков, указанных в таблицах 6, 7, 8 и 9 настоящего стандарта.

Основную суммарную погрешность эталонных средств измерений поверочной установки определяют при ее поверке в соответствии с документом на методику поверки, разработанным с учетом разделов 3 и 4 публикации [7] и рекомендаций [8].

Основным методом определения основной суммарной погрешности эталонных средств измерений поверочной установки должно быть принято комплексное определение погрешностей во всех диапазонах нормированных метрологических характеристик для поверочной установки в целом (независимо от ее структуры) с помощью эталонных средств измерений более высоких классов точности.

При отсутствии необходимых эталонных средств измерений для комплектного определения погрешностей поверочной установки в целом допускается определять суммарную погрешность поверочной установки как квадратный корень из суммы квадратов основных относительных погрешностей применяемых в ней эталонных средств измерений.

РД 153-34.0-11.209-99 Рекомендации. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

Начальник Департамента стратегии

развития и научно-технической политики

Заместитель председателя Правления

Зам. Начальника Департамента

РЕКОМЕНДАЦИИ.
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ. ТИПОВАЯ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ

Российского центра испытаний

и сертификации РОСТЕСТ-Москва

РАЗРАБОТАНО Акционерным обществом «Научно-исследовательский институт электроэнергетики» (АО ВНИИЭ)

ИСПОЛНИТЕЛИ Я. Т. Загорский, Е. Е. Жданова

УТВЕРЖДЕНО РАО «ЕЭС России» 21.07.99.

Первый заместитель председателя Правления РАО «ЕЭС России» О. В. Бритвин

СОГЛАСОВАНО Департамент стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России» 15.07.99.

Первый заместитель начальника А. П. Берсенев

Департамент электрических сетей РАО «ЕЭС России» 30.06.99.

Заместитель начальника В. В. Стан

ЦДУ ЕЭС России 28.06.99.

Главный инженер А. А. Окин

Главгосэнергонадзор Минтопэнерго РФ 15.04.99.

Заместитель начальника В. В. Тубинис

Российский центр испытаний и сертификации РОСТЕСТ — Москва 2.04.99.

Генеральный директор Б. С. Мигачев

МВИ аттестована АО ВНИИЭ 19 июля 1999 г.

УЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
И МОЩНОСТИ НА ЭНЕРГООБЪЕКТАХ

Рекомендации. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности

Введено в действие с 01.12.99

Настоящий документ распространяется на разрабатываемые и пересматриваемые методики выполнения измерений (далее — МВИ) электроэнергии и мощности, проводимые с использованием действующих или вновь сооружаемых и реконструируемых на электростанциях и подстанциях РАО «ЕЭС России» и АО-энерго (далее — энергообъекты) автоматизированных измерительных систем (далее — АСКУЭ), предназначенных для:

контроля и учета электроэнергии и мощности;

расчетного (коммерческого) и технического (контрольного) учета электроэнергии и мощности;

контроля и управления потреблением и сбытом электроэнергии; в том числе с использованием АСКУЭ, с помощью которых полученные результаты измерений учитывают для проведения торговых операций и взаимных расчетов между продавцом (энергоснабжающей организацией) и покупателем (абонентом) электроэнергии и мощности в соответствии со ст. 13 Закона РФ об обеспечении единства измерений.

Настоящая Типовая МВИ устанавливает общие положения и требования к построению, содержанию и изложению документов, регламентирующих МВИ активной и реактивной электроэнергии и мощности на энергообъектах. Настоящая Типовая МВИ учитывает требования и основные положения ГОСТ Р 8.563-96.

Настоящая Типовая МВИ рекомендуется для персонала энергообъектов, проектных организаций и потребителей.

Настоящая Типовая МВИ не распространяется на АСКУЭ, для которых не нормируют метрологические характеристики в известных рабо чих условиях применения в стационарном режиме работы оборудования.

На основании настоящих рекомендаций на энергообъектах должны быть разработаны МВИ, учитывающие конкретные условия и структуру системы учета электроэнергии и мощности на энергообъекте и утвержденные руководством энергообъекта.

1. ТРЕБОВАНИЯ К ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

1.1 За погрешность измерений в точке учета электроэнергии и/или мощности в настоящей МВИ принимают согласно РД 34.11.114-98 предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала в предусмотренных рабочих условиях применения АСКУЭ на энергообъектах и при доверительной вероятности, разной 0,95.

1.2 Согласно РД 34.11.114-98 при суммировании результатов измерений нескольких измерительных каналов характеристики погрешности АСКУЭ дополняют суммарной погрешностью группы (групп) измерительных каналов в виде предела допускаемой относительной погрешности группы измерительных каналов.

1.3 Погрешности измерительных каналов у вновь сооружаемых и реконструируемых АСКУЭ должны соответствовать нормам, указанным в РД 34.11.321-96 и Приложении 1 .

1.4 Погрешности действующих на энергообъекте измерительных каналов АСКУЭ, а также вновь вводимых в эксплуатацию и реконструируемых измерительных каналов, в которых используют действующие на энергообъекте средства измерений и вспомогательные устройства, должны соответствовать приписанным значениям погрешностей.

1.5 Требования к погрешности группы (групп) измерительных каналов АСКУЭ в МВИ энергообъекта могут не предъявляться.

1.6 В МВИ энергообъекта настоящий раздел может содержать числовые значения требуемых по РД 34.11.321-96 или приписанных характеристик погрешности измерений, устанавливаемые с учетом анализа всех ее составляющих (методической, инструментальной и других по ГОСТ Р 8.563-96 и РД 34.11.114-98) и полученные при соблюдении требований и правил МВИ энергообъекта.

2. СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА

2.1 При выполнении измерений по данной МВИ в соответствии с РД 34.09.101-94 применяют АСКУЭ, в состав которых в общем случае в качестве технических средств, влияющих на результаты и погрешности измерений электроэнергии и мощности, могут входить:

трансформаторы тока (далее — ТТ);

трансформаторы напряжения (далее — ТН);

линии присоединения счетчиков к ТН;

устройства сбора данных или устройства сбора и передачи данных, размещенные в разных точках энергообъекта и соединенные между собой линиями и/или каналами связи.

2.2 Типы средств измерений (далее — СИ) и схемы их подключения определяются числом фаз, уровнем напряжения и тока контролируемой сети в точке учета и должны соответствовать требованиям действующей нормативной и технической документации на энергообъект.

2.3 СИ должны быть из числа внесенных в Госреестр СИ, допущенных к применению в Российской Федерации, и иметь действующие свидетельства о поверке (калибровке).

2.4 Классы точности счетчиков и измерительных трансформаторов, а также значения потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН при условии включения всех устройств защит и измерительных приборов должны соответствовать требованиям ПУЭ и быть не хуже указанных в табл. 1 .

2.4.1 В соответствии с ПУЭ при учете с применением измерительных трансформаторов допускается использование:

ТН класса точности 1,0 для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0;

ТН класса точности ниже 1,0 для присоединения счетчиков технического учета;

ТТ класса точности 1,0, а также встроенных ТТ класса точности ниже 1,0 для присоединения счетчиков технического учета, если для получения класса точности 1,0 требуется установка дополнительных комплектов ТТ.

2.4.2 В соответствии с РД 34.09.101-94 для межсистемных линий электропередачи напряжением 500 кВ и выше рекомендует счетчики активной электроэнергии класса точности 0,2.

Допускаемые классы точности СИ и допускаемые значения потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН

1. Генераторы мощностью более 50 МВт, межсистемные линии электропередачи напряжением 220 кВ и выше, трансформаторы мощностью 63 МВА и более

2. Генераторы мощностью 12-50 МВт, межсистемные линии электропередачи напряжением 110-150 кВ, трансформаторы мощностью 10-40 МВА

3. Прочие объекты учета

В табл. 1: СА — счетчики активной электроэнергии;

СР — счетчики реактивной электроэнергии;

d _л — относительные потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН, в процентах от номинального напряжения;

* — для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0.

Сопоставимыми с пределами погрешности счетчиков классов точности 0,2 и 0,2 S являются ТТ классов точности 0,2 и 0,2 S и ТН класса точности не хуже 0,5.

2.5 Технические параметры и метрологические характеристики ТТ должны отвечать требованиям ГОСТ 7746 , ТН — ГОСТ 1983 , электронных счетчиков — ГОСТ 26035 , ГОСТ 30206 и ГОСТ 30207 , индукционных счетчиков — ГОСТ 6570 , а условия эксплуатации СИ должны отвечать условиям применения, указанных в эксплуатационной документации СИ.

2.6 При разработке МВИ энергообъекта выбор СИ производят в соответствии с настоящей МВИ и МИ 1967-89.

Необходимым условием при выборе СИ является удовлетворение требований к погрешности измерений по разд. 1 настоящей МВИ с учетом основных и дополнительных погрешностей СИ в рабочих условиях применения АСКУЭ на энергообъекте.

2.7 В МВИ энергообъекта первый пункт раздела «Средства измерений. Вспомогательные устройства» должен иметь следующую формулировку: «При выполнении измерений по данной МВИ применяют СИ и другие технические средства, приведенные в табл. . ». Рекомендуемая форма таблицы соответствует табл. 2

Наименование измеряемой величины

наименование объекта учета (по документации энергообъекта)

номер по схеме (по документации энергообъекта), вид СИ

обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики

В табл. 2 указывает СИ и технические средства, входящие в состав измерительных каналов АСКУЭ по п. 2.1, СИ влияющих величин и параметров контролируемых присоединений (термометры, амперметры, вольтметры, частотомеры, фазометры и др.), метрологические характеристики СИ (класс точности, пределы измерений и др.). В отдельных случаях в табл. 2 может быть введена графа «Примечание», в которой могут быть указаны назначение СИ, их погрешности, включая дополнительные в условиях эксплуатации СИ за учетный период.

3. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ

3.1 Метод измерений электроэнергии основан на интегрировании по времени электрической мощности контролируемой сети при помощи технического средства с нормированными метрологическими характеристиками, автоматически вырабатывающего сигналы измерительной информации, которые используют в АСКУЭ для автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения данных ос электроэнергии.

3.2 Метод измерений мощности основан на вычислении средней мощности по интервальному значению расхода электроэнергии, измеренного по п. 3.1, при помощи технического средства с нормированными метрологическими характеристиками, автоматически вырабатывающего сигналы измерительной информации, которые используют в АСКУЭ для автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения данных о средней мощности.

4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

4.1 При выполнении измерений по данной МВИ требования безопасности соблюдают в соответствии с ГОСТ 12.3.019-80 , ГОСТ 12.2.007.0-75 , «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей», «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

4.2 Требования безопасности ТТ и ТН должны соответствовать ГОСТ 12.2.007.3-75 и ГОСТ 12.2.007.0-75 . Вторичные обмотки ТТ и ТН должны быть заземлены.

4.3 Требования безопасности счетчиков электроэнергии должны соответствовать ГОСТ 22261-94 , ГОСТ 12.1.038-82 и ГОСТ 26104-89 . По способу защиты человека от поражения электрическим током счетчики должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.007.0-75 .

4.4 Металлический цоколь счетчика должен быть заземлен. Требования к зажимам заземления должны соответствовать эксплуатационной документации счетчика.

4.5 Все зажимы, находящийся в зажимной коробке счетчика, должны закрываться крышкой, приспособленной для опломбирования. Крышка должна закрывать нижние винты крепления счетчика к щиту, а также подводимые к счетчику провода не менее чем на 25 мм.

4.6 Требования безопасности устройств сбора и передачи данных и других аналогичных им устройств должны соответствовать требовании ГОСТ 12.2.003-74 и ГОСТ 12.2.007.0-75 . Технические требования в части безопасности должны соответствовать ГОСТ 26104-89 классу защиты не ниже 1.

4.7 Корпуса устройств (блоков), входящих в устройства сбора и передачи данных, должны быть заземлены. Требования к зажимам заземления должны соответствовать эксплуатационной документации устройств (блоков).

4.8 Вычислительные средства, входящие в состав АСКУЭ, должны по безопасности соответствовать требованиям, предъявляемым к ЭВМ.

5. ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ОПЕРАТОРОВ

5.1 К выполнению измерений по данной МВИ допускаются лица, подготовленные в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей», «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок», имеющие квалификационную группу по безопасности не ниже III и обученные проведению измерений электроэнергии и мощности с использованием АСКУЭ.

6. УСЛОВИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

6.1 При выполнении измерений параметры контролируемых присоединений (ток, напряжение, коэффициент мощности) и условия применения СИ должны находиться в допускаемых границах, указанных в табл. 3 и нормативных документах по п. 2.5 .

6.2 Потери напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН не должны превышать значений, указанных в табл. 1 .

6.3 В МВИ энергообъекта указывают измеряемую величину, перечень контролируемых присоединений (каналов учета), СИ и влияющих величин (в том числе перечень параметров контролируемых присоединений), нормальные (номинальные) значения и предельные отклонения влияющих величин в реальных условиях энергообъекта.

6.4 В МВИ энергообъекта дополняют табл. 3 данными о других влияющих величинах (коэффициент гармоник тока, несимметрия по току, напряжению и углу сдвига фаз трехфазной сети и т.п.) в соответствии с результатами анализа составляющих погрешности измерений по п. 1.6.

Наименования параметров контролируемых присоединений и влияющих величин

Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала

3.4 Технические характеристики

Гарантированными считают технические характеристики, приводимые с допусками или предельными значениями. Значения величин без допусков являются справочными.

3.4.1 Классы точности счетчика в зависимости от исполнения приведены в таблице 3.1.

3.4.2 Счетчики класса точности 0,5 удовлетворяют требованиям ГОСТ 30206-94, счетчики остальных классов точности удовлетворяют требованиям ГОСТ 30207-94 в части измерения активной энергии, ГОСТ 26035-83 в части измерения реактивной энергии.

3.4.3 Максимальная сила тока, в зависимости от исполнения, составляет 150 или 1000 % номинального.

3.4.4 Полная потребляемая мощность каждой цепью напряжения счетчика при номинальном напряжении, нормальной температуре, номинальной частоте не превышает 8 В*А.

3.4.5 Полная мощность, потребляемая каждой цепью тока не превышает 0,2 В*А при номинальном токе, при нормальной температуре и номинальной частоте.

3.4.6 Счетчик имеет электронный счетный механизм, осуществляющий учет электрической энергии непосредственно в киловатт-часах и киловар-часах до запятой, и в сотых или тысячных долях после запятой.

3.4.7 В счетчике имеется по два гальванически развязанных от измерительных цепей и между собой выходных устройств на каждый вид энергии — основное передающее устройство.

3.4.8 Характеристики основного передающего устройства соответствуют требованиям ГОСТ 30206-94 (ГОСТ 30207-94).

3.4.9 Конструкция счетчика удовлетворяет требованиям ГОСТ 30206-94 (ГОСТ 30207-94) и чертежам предприятияизготовителя.

3.4.10 Время изменения показаний счетного механизма удовлетворяет требованиям ГОСТ 30206-94 (ГОСТ 3020794) и ГОСТ 26035-83.

3.4.11 Основное передающее устройство счетчика обеспечивает возможность проверки порога чувствительности за время, не превышающее 10 мин.

3.4.12 Начальный запуск. Счетчик нормально функционирует не позднее чем через 5 с после того, как к зажимам счетчика будет приложено номинальное напряжение.

3.4.13 Самоход. При отсутствии тока в цепи тока и значении напряжения равном 1,15 номинального значения основное передающее устройство выдает не более одного импульса в течение 1,15 ч в счетчиках класса точности 0,5 и в течение 30 мин для счетчиков остальных классов точности 3.4.14 Порог чувствительности. Счетчик измеряет энергию при подаваемой на них мощности Р или Q, не менее, рассчитываемой по формулам

где КP – класс точности счетчика по активной энергии;

РНОМ– номинальное значение активной мощности, рассчитанное по номинальным значениям силы тока и напряжения, кВт.

где КQ – класс точности счетчика по реактивной энергии;

QНОМ— номинальное значение реактивной мощности, рассчитанное по номинальным значениям силы тока и напряжения, квар.

3.4.15 Пределы допускаемого значения основной относительной погрешности Предел допускаемого значения основной относительной погрешности измерения активной энергии dP в процентах равен:

где КР – класс точности счетчика по активной энергии;

U — значение напряжения измерительной сети, В;

I — значение силы тока, А;

IНОМ, UНОМ — номинальные значения силы тока и напряжения соответственно.

Предел допускаемого значения основной относительной погрешности измерения реактивной энергии dQ в процентах

при m от 0,2 (включительно) до значения соответствующего максимальной мощности;

при m от 0,01 до 0,2;

для счетчиков реактивной энергии;

U— значение напряжения измерительной сети, В;

I— значение силы тока, А;

IНОМ, UНОМ — номинальные значения силы тока и напряжения соответственно.

Предел допускаемого значения основной погрешности нормируют при трехфазном симметричном напряжении и трехфазном симметричном токе для информативных значений входного сигнала:

сила тока — (0,01 / 1,5) IНОМ или (0,01 /10) IНОМ ;

напряжение — (0,8 /1,15) UНОМ ;

коэффициент активной мощности соs ф= 0,5(емк) — 1,0 — 0,5(инд);

коэффициент реактивной мощности sin ф= 0,5(емк) — 1,0 — 0,5(инд).

частота измерительной сети (50 +/-2,5) Гц.

3.4.16 Предел допускаемого значения дополнительной погрешности измерения активной и реактивной энергии при напряжении ниже 0,8 UНОМ находится в пределах от 10 до минус 100 %.

3.4.17 Предел допускаемого значения основной погрешности измерения активной и реактивной энергии при наличии тока в одной (любой) из цепей тока при симметричных напряжениях равен +/-1,2dД для счетчиков класса точности 0,5, равен +/-2dД для счетчиков класса точности 1,0 и равен +/-1,5dД для счетчиков класса точности 2,0. Разность между значением погрешности, выраженной в процентах, при однофазной нагрузке счетчика и значением погрешности, выраженной в процентах, при симметричной многофазной нагрузке при номинальном токе и коэффициенте мощности, равном единице, не превышает +/-2dД, для счетчиков класса точности 0,5, не превышает +/-1,5dД, для счетчиков класса точности 1,0 и не превышает +/-1,25dД, для счетчиков класса точности 2,0.

3.4.18 Влияние самонагрева. Допускаемое значение основной погрешности измерения активной и реактивной энергии, вызванное нагревом счетчика собственным током не более 0,4dД, при этом установившееся значение основной погрешности не более dД.

3.4.19 Влияние нагрева. При нормальных условиях эксплуатации счетчика увеличение температуры в любой точке внешней поверхности счетчика не превышает 25 град. С при температуре окружающего воздуха 40 град. С.

3.4.20 Несимметрия напряжения. Предел допускаемого значения погрешности измерения активной энергии при отсутствии напряжения в одной или двух любых из параллельных цепей при номинальном значении силы тока и коэффициенте мощности равном 1 равен 2dД.

3.4.21 Счетчик выдерживает без повреждений в течение 0,5 с ток, превышающий в 20 раз максимальный ток (для счетчиков с максимальным током 1,5 А и 7,5 А) и в 30 раз максимальный ток (для счетчиков с максимальным током 50 А и 100 А).

Счетчики, включенные через трансформаторы тока, выдерживают без повреждений кратковременные перегрузки входным током в соответствии с таблицей 3.3.

Счетчик нормально функционирует при возвращении к своим начальным рабочим условиям, а изменение погрешности при номинальном токе и коэффициенте мощности равном 1 не превышает 0,05 % для счетчиков класса точности 0,5; не превышает 0,5dД для счетчиков включенных через трансформаторы тока классов точности 1,0 и 2,0; не превышает 1,5 % для счетчиков непосредственного включения.

Счетчик выдерживает перегрузки повышенным напряжением в соответствии с п. 7.4 МЭК-IEC 62052-11.

3.4.22 Провалы и кратковременные прерывания напряжения в одной любой цепи напряжения создают изменения в счетном механизме не более 0,001 кВт*ч, 0,001 квар*ч — для счетчиков класса точности 0,5 с номинальным током 5 А; не более 0,0002 кВт*ч, 0,0002 квар*ч — для счетчиков класса точности 0,5 с номинальным током 1 А; не более 0,01 кВт*ч, 0,01 квар*ч — для счетчиков остальных классов точности с номинальным током 5 А; не более 0,002 кВт*ч, 0,002 квар*ч — для счетчиков остальных классов точности с номинальным током 1 А.

Основное передающее устройство формирует сигнал, эквивалентный не более 0,001 кВт*ч, 0,001 квар*ч — для счетчиков класса точности 0,5 с номинальным током 5 А; не более 0,0002 кВт*ч, 0,0002 квар*ч — для счетчиков класса точности 0,5 с номинальным током 1 А; не более 0,01 кВт*ч, 0,01 квар*ч — для счетчиков остальных классов точности с номинальным током 5 А; не более 0,002 кВт*ч, 0,002 квар*ч для счетчиков остальных классов точности с номинальным током 1 А.

3.4.23 Счетчик устойчив к воздействию температуры окружающего воздуха от минус 35 град. С до 55 град. С, относительной влажности 98 % при 35 град. С и атмосферного давления от 70 до 106,7 кПа (537 — 800 мм рт.ст.).

3.4.24 Предел допускаемого значения дополнительной погрешности счетчика dtД в процентах, вызванной изменением температуры окружающего воздуха в пределах рабочих температур в режимах измерения активной и реактивной энергии не превышает 0,6dД для счетчиков класса точности 0,5 и не превышает 0,5dД для счетчиков остальных классов точности на каждые 10град. С.

3.4.25 Предел допускаемого значения дополнительной погрешности, вызванной изменением относительной влажности воздуха от нормальной до предельной по п. 3.4.23 при номинальных значениях напряжения, тока и коэффициенте мощности равном 1 в режимах измерения активной и реактивной энергии не превышает предела допускаемого значения основной погрешности.

3.4.26 Предел допускаемого значения дополнительной погрешности измерения активной и реактивной энергии dМД впроцентах, вызванной внешним магнитным полем индукцией 0,5 мTл, созданным током одинаковой частоты с частотой подаваемой на счетчик при наиболее неблагоприятной фазе и направлении, при IНОМ и соs ф= 1 (sin ф= 1) не превышает 2dД для счетчиков классов точности 0,5 и 1,0, и не превышает 1,5dД для счетчиков классов точности 2,0.

3.4.27 Предел допускаемого значения дополнительной погрешности измерения активной и реактивной энергии, вызванной воздействием электромагнита, по которому идет постоянный ток, создающий магнитодвижущую силу 1000 А/витков, при номинальных значениях напряжения, тока и соs ф= 1 (sin ф= 1) не превышает 6dД для счетчиков классов точности 0,5 и не превышает 3dД для счетчиков остальных классов точности.