ЭНЕРГОСИСТЕМЫ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ

Принципы нормирования точности измерений для целей коммерческого учета на оптовом рынке электроэнергии

Осика Л. К., êàíä. òåõí. íàóê

ЗАО “Межрегиональная топливно-энергетическая компания”

Согласно определению, данному в “Правилах учета электрической энергии” [1], под средствами учета понимается “совокупность устройств, обеспечивающих измерение и учет электроэнергии (измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики электрической энергии, телеметри- ческие датчики, информационно-измерительные системы и их линии связи) и соединенных между собой по установленной схеме”.

Таким образом, при получении, передаче и обработке информации для целей коммерческого учета установлена равная важность всех перечисленных технических средств, в том числе электри- ческих цепей, соединяющих трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН) со счетчиками электроэнергии. Это подтверждено также постановлением Правительства Российской Федерации от 27/XII 1997 г. ¹ 1619 “О ревизии средств учета электрической энергии и маркировании их специальными знаками визуального контроля” и разработанным во исполнение этого постановления “Положением о порядке проведения ревизии и маркирования специальными знаками визуального контроля средств учета электрической энергии” (зарегистрировано в Минюсте РФ 20/X 1998 г., регистрационный ¹ 1636) [1]. В данной статье не рассматриваются характеристики устройств сбора и передачи данных, так как подразумевается, что на оптовом рынке применяются только микропроцессорные счетчики с цифровым выходом.

К сожалению, менеджмент и эксплуатационный персонал субъектов оптового и розничного рынков электроэнергии до сих пор не уделяют должного внимания ТТ, ТН и другим элементам соответствующих электрических цепей тока и напряжения, к которым подключены счетчики электрической энергии (цифровые измерительные преобразователи), используемые при коммерческом учете. Сложившееся в условиях административнокомандной экономики отношение к коммерческому учету электроэнергии (мощности), как к чемуто второстепенному, приводило (и еще продолжает приводить) к многочисленным нарушениям при

выборе и эксплуатации средств измерений (СИ) [2, 3]. Ярким подтверждением этому служат многочисленные попытки приспособить имеющиеся системы учета к требованиям оптового рынка и увеличить точность измерений только путем установки счетчиков повышенного класса точности, игнорируя необходимость проведения ревизии и реконструкции электрических цепей, включая ТТ и ТН.

Так как единственным источником напряжения в цепи напряжения, соединяющей ТН, счетчик, другие измерительные приборы (а иногда и устройства релейной защиты и автоматики), служит ТН, а единственным источником тока в соответствующей токовой цепи – ТТ, метрологические характеристики измерительного компонента измерительной системы (ИС) [4] почти полностью (без учета влияния счетчика) определяются этими первичными измерительными преобразователями. При этом все элементы цепей тока и напряжения составляют нагрузку ТТ и ТН.

Помимо требований к электрическим цепям, как к нагрузке ТТ и ТН, к ним предъявляются требования как к совокупности электротехнических устройств, находящихся в пределах электроустановки [5]. Так, применяемые кабели должны отве- чать требованиям механической прочности, термической стойкости, пожаробезопасности. Следует обеспечить защиту персонала от поражения электрическим током при производстве работ и др. Специфическим требованием оптового рынка является необходимость защиты всех элементов электрических цепей от несанкционированного доступа с целью исключения попыток хищения электроэнергии путем создания условий для ее недоучета.

Метрологические характеристики ТН [6] и ТТ [7] устанавливаются главным образом для рабочих условий применения, связанных с первичными и вторичными режимными параметрами (за исклю- чением температуры окружающего воздуха и высоты установки над уровнем моря). Для целей коммерческого учета электроэнергии основной

26

2003, ¹ 8

интерес представляют предельные значения допускаемых относительных погрешностей измерения электроэнергии по каждому измерительному каналу (ИК) ИС и по ИС субъекта рынка в целом.

Погрешность измерения электроэнергии определяется более чем 30 ее составляющими, из которых около 20 представляют собой дополнительные погрешности [2]. Согласно “Типовой методике выполнения измерений количества электриче- ской энергии” (РД 34.11.333 – 97) [1], кроме неисключенных систематических погрешностей ТТ, ТН и счетчика, заданных своими границами, наиболее просто в аналитическом виде поддается определению отрицательная погрешность, обусловленная падением напряжения в линии, соединяющей ТН и счетчик ë, а также угловая погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика, зависящая от коэффициента мощности контролируемого присоединения [2].

К первичным режимным параметрам, характеризующим рабочие условия применения ТТ, относятся первичный ток I1 и частота f. Рабочие условия применения ТН определяются также f и значе- нием подведенного первичного напряжения U1.

В качестве вторичных режимных параметров ТТ, нормирующих условия их применения, в [7] установлена вторичная нагрузка в форме кажущейся мощности SI2 (или в форме полного сопротивления ZI2) и коэффициент мощности вторичной нагрузки cos I2 = 0,8 (индуктивный). Пределы допустимых погрешностей гарантированы [7] при SI2 = 25 100% SIí, ãäå SIí – номинальная вторич- ная нагрузка. Установлены также нижние пределы вторичной нагрузки. Например, при SIí = 60 Â À

нижний предел SI2 должен быть 15 В А, при SIí = 5 Â À – 3,75 Â À è ò.ä.

Аналогично вторичными режимными параметрами ТН являются вторичная нагрузка в форме кажущейся активно-индуктивной мощности SU2 и ее коэффициент мощности. Здесь рабочие условия применения заданы для мощности активно-индук- тивной нагрузки при коэффициенте мощности cos U2 = 0,8 [6] в диапазоне

		U	1		2		U	1		2
0,25S					S					,
	Uí					Uí
	U 1í					U 1í

ãäå SUí – номинальная мощность ТН.

В [6, 7] в разделах “Метрологические характеристики” указано, что по согласованию между потребителем и изготовителем в эксплуатационной документации на трансформаторы должны быть указаны зависимости погрешностей от влияющих факторов: U1, SU2, cos U2 äëÿ ÒÍ; I1, SI2 äëÿ ÒÒ, f в диапазоне их рабочих значений, а также динами- ческие характеристики. Так как частота в ЕЭС в последние годы соответствует стандарту [8], ее

влиянием при практических расчетах погрешностей можно пренебречь.

Учитывая сказанное, в математической модели, описывающей предел допускаемой относительной погрешности w (в процентах) и относительную систематическую погрешность w (в процентах) измерения электроэнергии по ИК, целесообразно выделить среди прочих составляющие, одна из которых относится только к вторичным токовым цепям (I, I), другая – к вторичным цепям напряжения (U, U ), а третья представляет собой в явном виде угловую погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика, обусловленную cos первичной цепи. Погрешности ë(ë) можно включить в U (U ), так как они определяются не только сопротивлением Zë от выводов ТН до счетчика, но и другими вторичными режимными параметрами ТН.

Таким образом, упомянутые погрешности зависят в основном от первичных и вторичных режимных параметров ТТ и ТН и имеют следующий вид. Для токовых цепей

I F I (I1, S I 2 );	(1)
I F I (I1, S I 2 );
для цепей напряжения
U F U (U 1, SU 2,cos U 2, Z ë );	(2)
U F U (U 1, SU 2,cos U 2, Z ë );

погрешности трансформаторной схемы вклю- чения счетчика

F (U 1, I1, S I 2, SU 2,cos U 2, tg )

;

0,029tg 2I (I1, S I 2 ) U2 (U 1, SU 2,cos U 2 )

F (U 1, I1, S I 2, SU 2,cos U 2, tg ),

ãäå I (I1, SI2) – угловая погрешность ТТ; U(U1, SU2, cos U2) – угловая погрешность ТН.

Следовательно, предел допускаемой относительной погрешности ИК можно выразить в соответствии с РД 34.11.333-07 как

w 11, 2I U2 2 ñ2õ 2äñi 2äIj 2äUk ,

ãäå ñ÷ – предел допускаемой основной погрешности счетчика; äñi – предел допускаемой дополнительной i-й погрешности счетчика; äIj – предел допускаемой дополнительной j-й погрешности ТТ, не зависящей от первичных и вторичных режимных параметров; äUk – предел допускаемой дополнительной k-й погрешности ТН, не зависящей от первичных и вторичных режимных параметров.

Известно, что I (I ) è I возрастают при уменьшении I1 относительно номинального первично-

2003, ¹ 8

27

го тока ТТ и при увеличении SI2 [2, 9, 10]. Конкретный вид данных зависимостей должен быть приведен в эксплуатационной документации на ТТ или определен опытным путем. Для большинства ТТ амплитудные и угловые погрешности измерений при малых I1 отрицательны.

Погрешность U отрицательная, если U1 меньше номинального, а U больше нуля, если вторич- ное напряжение опережает первичное [10]. В области малых нагрузок погрешность U положительная, а в области нагрузок, превышающих номинальную, – отрицательная. Погрешность U при большой SU2 отрицательная и увеличивается с увеличением SU2. При уменьшении cos U2 от значе- ния, равного 0,8 (активно-индуктивная нагрузка), погрешность увеличивается. Одним из самых распространенных способов его увеличения является компенсация реактивной мощности во вторичной цепи ТН с помощью конденсаторов. Однако при этом наблюдаются существенные искажения кривых линейных напряжений [10]. Наименьшие погрешности ТН наблюдаются при его работе на холостом ходу, когда они обусловлены только падениями напряжения в активном и реактивном сопротивлениях первичной обмотки от тока холостого хода.

Анализ составляющих погрешности w, проведенный в [2], показывает, что в нормальных условиях эксплуатации ИК наибольшей вклад в нее при cos 0,8 (инд.) оказывают (в порядке уменьшения степени влияния) I, è ñ÷. При уменьшении cos до 0,5 (инд.) и ниже влияние становится преобладающим. В реальных рабочих условиях эксплуатации ИК наблюдаются аналогичные соотношения между составляющими w, но возрастает относительная величина дополнительных погрешностей счетчика.

Измерения электроэнергии в ИК относятся к прямым однократным измерениям в условиях, когда составляющие погрешности результатов измерения известны, случайные погрешности составляющих распределены нормально, а неисключенные систематические погрешности, представленные заданными границами , распределены равномерно [11].

Отсюда в РД 34.11.114-98 “Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные нормированные метрологи- ческие характеристики. Общие требования” [1] при определении предела допускаемой относительной погрешности ИК все ее составляющие принимаются случайными, что и отражено в формуле

(3) при доверительной вероятности P = 0,95. Относительно погрешности результатов измерений в этом документе сказано: “В качестве характеристик используют средние квадратические отклонения взаимно некоррелированных случайных со-

ставляющих погрешности измерений с неизвестными законами распределения, условно принятыми равномерными”.

В то же время ряд авторов [9, 12] указывает на актуальность определения “исключаемых” систематических погрешностей ИК, т.е. центрирования погрешностей ТТ, ТН и счетчика при наличии соответствующих статистических данных или априорных зависимостей. При этом систематическая погрешность рассматривается как случайная вели- чина на множестве средств измерений данного типа. Чаще всего известны, как указывалось ранее, зависимости I, U, , ë, а также относительной систематической погрешности индукционных счетчиков ñ÷ от первичных и вторичных режимных параметров (для микропроцессорных счетчиков ñ÷ = 0). Тогда [12]

w = I + U + ë + + ñ÷.

Следовательно, результат измерения (исправленный) можно записать, используя уравнение (3), в виде [11]

~		W ~	, w, P = 0,95
W		W
		100

~

ãäå W – количество электроэнергии, определенное по показаниям счетчика (неисправленный результат измерения), а в w входят только неисключенные систематические погрешности.

Приведенные зависимости погрешностей технических средств, входящих в ИК, от основных первичных и вторичных режимных параметров показывают, что перед разработчиками ИС и эксплуатационным персоналом энергообъектов открывается возможность оптимизации затрат на приведение параметров вторичных цепей тока и напряжения, к которым подключены счетчики, в состояние, обеспечивающее необходимую точность измерения электроэнергии. Согласно документа РД 153-34.0-11.209-99 “Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности” [1] за погрешность измерений в точке учета электроэнергии принимают предел допускаемой погрешности ИК в “предусмотренных рабочих условиях применения АСКУЭ на энергообъектах и при доверительной вероятности, равной 0,95”. Далее в этом документе указывается, что погрешности ИК “у вновь сооружаемых и реконструируемых АСКУЭ” должны соответствовать нормам РД 34.11.321-96 “Нормы погрешности измерений технологических параметров электростанций и подстанций” [1]. Отсюда следует, что в данном случае необходимо нормировать погрешность ИК в целом, а не классы точности входящих в него средств измерений. Совокупность операций и правил, выполнение которых гаранти-

28

2003, ¹ 8

рует получение результатов измерений с известной приписанной погрешностью (или с погрешностью, не превышающей установленных пределов) для ИК или совокупности ИК, приводится в методике выполнения измерений (МВИ), разработанной и аттестованной в установленном порядке. В МВИ учитываются самые значимые дополнительные погрешности средств измерений в наиболее вероятных условиях измерений. В МВИ также должны быть приведены формулы расчета исклю- чаемой систематической погрешности в зависимости от влияющих факторов.

В настоящее время в качестве альтернативы нормированию погрешности ИК в целом в нормативных документах приводится ряд известных требований к каждому из средств учета, выполнение которых косвенным образом гарантирует некоторую заранее не продекларированную и не поставленную в соответствие конкретным условиям измерений погрешность ИК.

Не останавливаясь на известных требованиях к классам точности ТТ, ТН и счетчиков, приведенных в [5], в “Типовой инструкции по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении” (РД 34.09.101-94) и в “Положении об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности” [1], укажем только на необходимость их пересмотра в части установки ТТ в цепях обходных (шиносоединительных или секционных, используемых в качестве обходных) выключателей. Учитывая важность финансовых расчетов на оптовом рынке, следует предъявлять одинаковые требования (в том числе и по классу точности) ко всем без исключения ТТ, входящим в соответствующую ИС. В нормативных документах необходимо также однозначно запретить применение промежуточных ТТ для подключения счетчиков коммерческого учета как технического мероприятия, не только увеличивающего погрешность ИК, но и снижающего его надежность.

Логика, заложенная в действующих нормативных документах, показывает, что выбор средств учета при разработке (синтезе) ИС может осуществляться на основании двух подходов. Первый из них изложен в РД 34.09.101-94: “на стадии проектирования энергообъекта должна определяться относительная погрешность измерительных комплексов и обеспечиваться ее минимизация (выбор классов точности элементов измерительных комплексов, сечения соединительных кабелей, трасс прокладки и др.)”. Другой подход связан с подбором средств учета, обеспечивающих заданную погрешность в реальных условиях применения ТТ, ТН и счетчиков.

Первый подход означает, что должно выполняться соотношение

w min

(4)

при соблюдении ограничений, накладываемых на средства учета действующими нормативными документами.

Из выражения (4) следует с учетом формулы (3), что необходимо обеспечить одновременно

| I | min, | U | min, | | min, | ñ÷| min,

(5)

а также минимизировать все дополнительные погрешности счетчика, ТТ и ТН, что определяется только возможностями имеющейся на рынке техники и компетенцией проектировщиков.

Если известны аналитические зависимости w от влияющих факторов, например по выражениям (1), (2), то необходимо минимизировать w в реальных условиях применения [9, 12]. При этом подразумевается, что исключаемые систематические погрешности рассчитываются в ИС и не входят в исправленный результат измерений. Однако такой подход при измерениях для целей коммерческого учета требует правовой санкции в нормативных документах или в соответствующих договорах.

Определенные указанным способом погрешности отражаются в МВИ в качестве “приписанных характеристик погрешностей” (РД 34.11.333-97 [1]).

При втором подходе также решается обычная задача оптимизации, но она носит уже явный тех- нико-экономический характер. Целевая функция (затраты на создание ИК или ИС) имеет вид

Çmin,

àосновное ограничение

w = wí,

ãäå wí – нормируемый предел допускаемой относительной погрешности ИК или ИС, который должен быть приведен в соответствующей МВИ. Необходимо соблюдать и технические ограничения, связанные с требованиями нормативных документов.

Здесь уже не требуется выполнения условий (5), т.е. минимизации погрешности каждого средства измерения и минимизации электрического удаления счетчика от ТН. Достигнуть wí можно различными способами, при этом необязательно погрешности ТТ, ТН или счетчика (а также Zë) будут иметь наименьшие технически возможные значения.

Представляется, что второй подход наиболее логичен и в максимальной степени отвечает общим критериям создания технических систем. Такой “активный” способ обеспечения точности измерений для целей коммерческого учета имеет следующие преимущества:

дает основу для “сквозного” нормирования точности, начиная от ИК и кончая информацион- но-измерительной системой (ИИС) всего оптового рынка;

2003, ¹ 8

29

предоставляет субъектам рынка и проектировщикам свободу выбора технических решений;

позволяет сформулировать обоснованные требования к техническим компонентам ИС участников оптового рынка и сетевых компаний;

наиболее полно отвечает сути и назначению МВИ.

При этом основная проблема заключается в определении показателей нормирования и обосновании норм точности измерений. Имеющиеся на этот счет указания в РД 34.11.321-96 (òàáë. 1) крайне противоречивы. С одной стороны, погрешность установлена “для коммерческого учета и расчета технико-экономических показателей (ТЭП)”, а, с другой стороны, провозглашается, что “измерения, подлежащие государственному контролю и надзору, должны осуществляться в соответствии с нормами погрешности, установленными государственными или отраслевыми нормативными документами и методиками выполнения измерений, аттестованными в установленном порядке”. Далее поясняется: “Нормы погрешностей измерений параметров, участвующих в расчете ТЭП, установлены с учетом обеспечения точности комплексных итоговых показателей удельного расхода топлива на отпущенные электроэнергию и тепло в течение месяца”. Следовательно, эти нормы никак не обоснованы с точки зрения измерений для целей расчетов за товарную продукцию. В целом документ носит корпоративный характер, так как утвержден РАО “ЕЭС России” без согласо-

Ò à á ë è ö à 1

; * < , +

- - = &5 &) .>? + 2 @

	Оборудование	Номинальная
		погрешность, %
	Генераторы мощностью до 50 МВт	1,4
	Генераторы мощностью более 50 МВт	0,8
	Автотрансформаторы на границах балансо-	1,0
	вой принадлежности сетей
	Межсистемные линии электропередачи на-	1,4
	пряжением до 220 кВ
	Межсистемные линии электропередачи на-	1,0
	пряжением более 220 кВ
	Межсистемные линии электропередачи на-	0,5
	пряжением 500 кВ и более
	Линии, принадлежащие потребителям и при-	2,6
	соединенные непосредственно к шинам
	электростанции напряжением менее 110 кВ
	Линии, принадлежащие потребителям и при-	1,4
	соединенные непосредственно к шинам
	электростанции напряжением более 110 кВ
	Обходные и шиносоединительные выклю-	В соответствии
	чатели	с нормами,
		установлен-
		íûìè äëÿ ïðè-
		соединений

вания с органами управления энергетикой или органами государственного регулирования.

 òàáë. 2 приведены метрологические характеристики ИК, взятые из “Описания типа средства измерений “Автоматизированные системы коммерческого учета электроэнергии АСКУЭ-С” [1]. Погрешность w, приведенная в òàáë. 2, определялась расчетным путем, исходя из указанных в данном документе условий применения средств уче- та. Рекомендуемые сочетания классов точности ТТ, ТН и счетчиков для использования в АСКУЭ-С даны согласно экспертным оценкам.

На некоторых зарубежных рынках электроэнергии устанавливаются аналогичные требования к погрешностям ИК и классам точности входящих в них средств измерений. Так, в òàáë. 3 даны нормируемые погрешности ИК в зависимости от класса точности используемых счетчиков, установленные для рынка электроэнергии Сингапура.

В [2] сделан вывод, что при использовании высокоточных средств измерений (ТТ и счетчики класса точности 0,2S, ТН класса точности 0,2) в нормальных условиях измерений можно достичь наименьшей погрешности измерения электроэнергии, равной 0,5%. При той же аппаратуре в наиболее неблагоприятных условиях измерений из-за влияния дополнительных погрешностей суммарная погрешность ИК увеличивается до 3,5%.

В то же время, если применены ТТ, ТН и счет- чики класса точности 1, то минимальная погрешность в нормальных условиях измерений составляет 2,2%, а в наиболее неблагоприятных13,3% [2].

Сравнение òàáë. 1 – 3 и [2] показывает, что разные специалисты приводят почти идентичные оценки нормируемой погрешности ИК и рекомендуют для их достижения практически одни и те же наборы ТТ, ТН и счетчиков (в òàáë. 1 погрешностиwí = 0,5% è wí = 1% соответствуют измерениям для целей коммерческого учета на сетевых элементах, на которых действующими нормативными документами предписано применять ТТ и счетчики классов точности 0,2, 0,2S, 0,5, 0,5S).

Таким образом, на основании экспертных оценок можно сделать вывод, что в нормальных условиях измерения наивысшие пределы допускаемой относительной погрешности ИК, с помощью которых выполняются измерения, необходимые для производства финансовых расчетов между субъектами оптового рынка, должны составлять(0,5 1,0)%. Учитывая сегодняшнее состояние цепей тока и напряжения в электроустановках (включая классы точности и типы ТТ и ТН) и реалии рыночных отношений в энергетике, представляется целесообразным принять при создании ИС за норматив в нормальных условиях применения технических средств на уже находящихся в посто-

30

2003, ¹ 8

Ò à á ë è ö à 2

$ - 0A B9* . 3 * + , C -.

- "!A#1.!

w,%		Класс точности				I1, процент
	ÒÒ		ÒÍ		счетчика	I1í
0,5	0,1		0,1		0,2S	5 – 120
1,0	0,2S		0,2		0,2S	1 – 120
1,5	0,2S		0,2		0,5S	1 – 120
1,0	0,2		0,2		0,2S	5 – 120
1,0	0,2		0,2		0,5S	5 – 120
2,0	0,5S		0,5		0,5S	1 – 120
2,0	0,5		0,5		0,5S	5 – 120

Ï ð è ì å ÷ à í è å . cos = 1 0,5.

янной эксплуатации энергообъектах wí = 1%, а на вновь строящихся или реконструируемых энергообъектах wí = 0,5%. В наиболее неблагоприятных условиях измерений этот норматив должен составлять 3,5%.

Следует еще раз отметить, что предлагается нормировать именно пределы относительной погрешности ИК, куда входят только неисключенные систематические погрешности средств учета. При этом получающееся при проектировании или рас- считанное в эксплуатации значение w может быть в некоторых случаях уменьшено за счет исключе- ния систематических погрешностей, для которых известны их аналитические зависимости от влияющих факторов.

Существует мнение, что требования к точности измерений, приведенные в òàáë. 1 – 3, в ряде случаев могут оказаться избыточно жесткими, так как не дифференцируются по степеням загрузки сетевых элементов. В результате абсолютное зна- чение погрешности измерения по малозагруженному элементу может оказаться много меньше, чем абсолютное значение погрешности по элементу, через который проходит относительно большой переток электроэнергии.

Представляется, что попытки ввести дифференциацию требований к точности измерений для целей коммерческого учета в зависимости от напряжения или от доли купленной (проданной) электроэнергии, протекающей по сетевому элементу, таят в себе опасность введения, в конечном счете, некоего предела, ниже которого можно не измерять электроэнергию вообще. Действительно, опыт работы НП “АТС” с субъектами оптового рынка показывает их готовность “ради экономии средств” не оснащать необходимыми приборами учета маломощные отходящие питающие линии своих субабонентов и оплачивать тем самым их потребление. А такой подход противоречит и бук-

Ò à á ë è ö à 3

! < * < 0A - -7

+ ! *

w,%	0,5	1,0	1,3	1,5	2,5
Класс
точности	0,2S	0,5S	0,5	1,0	2,0
счетчика

ве, и духу законов “Об энергосбережении” и “Об обеспечении единства измерений”.

Если рассматривать данный вопрос с точки зрения финансовых расчетов, то установление единой точности измерений на рынке вполне логично, так как означает одинаковую относительную неопределенность оплаты электроэнергии по всем элементам сети из сечения учета (например, пониженной оплаты из-за недоучета электроэнергии). Кроме того, выполнение указанных нормативов не потребует существенного увеличения затрат на создание ИС.

Выводы

1.На точность измерений электроэнергии оказывают существенное влияние все средства учета, включая электрические цепи ТТ и ТН.

2.При создании измерительной системы (ИС) для целей коммерческого учета следует исходить из нормирования пределов допускаемой относительной погрешности измерительного канала (ИК),

âкоторую входят неисключенные систематические погрешности ТТ, ТН и счетчика в зависимости от первичных и вторичных влияющих величин.

3.Согласно экспертным оценкам в качестве нормативов точности ИК целесообразно принять в нормальных условиях измерений 1% (для находящихся в эксплуатации электроустановок) или 0,5% (для вновь строящихся или реконструируемых электроустановок), в наиболее неблагоприятных условиях измерений 3,5% (для всех электроустановок).

4.Нормы точности измерений должны быть одинаковы для каждого ИК, предназначенного для фиксации оборота товарной продукции субъекта оптового рынка.

Список литературы

1.Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электри- ческой энергии и мощности. М.: НЦ ЭНАС, 2002.

2.Загорский Я. Т., Комкова Е. В. Границы погрешности измерений при расчетном и техническом учете электроэнергии. – Электричество, 2001, ¹ 8.

3.Фельдман М. Л. Нагрузочная способность трансформаторов напряжения 10 (6) кВ. – Электрические станции, 1995, ¹ 7.

4.ÃÎÑÒ Р 8.596-2002. Государственная система обеспече- ния единства измерений. Метрологическое обеспечение

2003, ¹ 8

31