- ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
Методика устанавливает основные положения по организации и проведению контроля качества электрической энергии (ЭЭ) в точках передачи/поставки ЭЭ пользователям электрических сетей систем электроснабжения общего назначения однофазного и трехфазного переменного тока частотой 50 Гц с целью определения соответствия качества ЭЭ нормам, установленным в ГОСТ 32144, условиям договоров на поставку ЭЭ и/или на оказание услуг по передаче ЭЭ.
Положения настоящей методики, относящиеся к контролю качества ЭЭ (КЭ) применяют при осуществлении сертификационных и арбитражных испытаний ЭЭ, рассмотрении претензий к КЭ, инспекционного контроля за сертифицированной ЭЭ, а также при осуществлении государственного надзора.
Методика устанавливает также основные положения по организации и проведению мониторинга КЭ в электрических сетях сетевых организаций и потребителей ЭЭ в целях обследования (наблюдений) для оценки и управления КЭ.
Положения настоящей методики, относящиеся к мониторингу КЭ, применяют при проведении периодических испытаний ЭЭ по планам сетевых организаций и потребителей ЭЭ, в том числе испытаний при определении технических условий для технологического присоединения энергопринимающих устройств к электрической сети, подготовке электрических сетей к сертификации ЭЭ, допуске к эксплуатации энергопринимающих устройств потребителей, ухудшающих КЭ, разработке мероприятий по улучшению КЭ и др.
Основные положения по организации и проведению контроля и мониторинга КЭ установлены в отношении следующих показателей качества электрической энергии:
- положительное и отрицательное отклонения напряжения;
- суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения;
- коэффициент n‑й гармонической составляющей напряжения;
- коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности;
- коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности;
- отклонение частоты;
- кратковременная и длительная дозы фликера.
Положения настоящей методики, применяют также при организации и проведении мониторинга интергармоник напряжения и случайных событий
В настоящей методике установлен порядок выбора пунктов контроля и мониторинга КЭ, детализированы требования к применяемым средствам измерений (СИ) и продолжительности и периодичности измерений при контроле и мониторинге КЭ, а также к порядку обработки и оформления
результатов измерений. В настоящей методике приведены рекомендации по учету влияния трансформаторов напряжения при проведении измерений, а также по проведению измерений в условиях, отличающихся от нормальных.
- НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
В настоящей методике использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
- ГОСТ 12.1.004—91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования
- ГОСТ 12.2.007.0—75 Система стандартов безопасности труда.
Изделия электротехнические. Общие требования безопасности
- ГОСТ 12.2.007.2—75 Система стандартов безопасности труда.
Трансформаторы силовые и реакторы электрические. Требования безопасности
- ГОСТ 12.2.007.3—75 Система стандартов безопасности труда.
Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности
- ГОСТ 12.2.007.4―75 Система стандартов безопасности труда. Шкафы комплектных распределительных устройств и комплектных трансформаторных подстанций, камеры сборные одностороннего обслуживания, ячейки герметизированных элегазовых распределительных устройств
- ГОСТ 12.3.019―80 Система стандартов безопасности труда. Испытания и измерения электрические. Общие требования безопасности
- ГОСТ 1983―2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия
- ГОСТ ИСО/МЭК 17025―2009 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий
- ГОСТ 30804.4.7―2013 (IEC 61000–4‑7:2009) Совместимость технических средств электромагнитная. Общее руководство по средствам измерений и измерениям гармоник и интергармоник для систем электроснабжения и подключаемых к ним технических средств
- ГОСТ 30804.4.30―2013 (IEC 61000–4‑30:2008) Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Методы измерений показателей качества электрической энергии
- ГОСТ 32144―2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения
- ОПРЕДЕЛЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ
Термины и определения: В настоящей методике применены термины по ГОСТ 32144, ГОСТ 30804.4.30, а также следующие термины с соответствующими определениями:
- установленные требования: Требования, установленные в технических регламентах, стандартах, договорах энергоснабжения, заключаемых субъектами оптового и розничного рынков электроэнергии, а также в иных документах;
- технические условия для технологического присоединения энергопринимающих устройств к электрической сети: Документ, устанавливающий объем технических мероприятий, выполнение которых обеспечит техническую возможность технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей к электрической сети сетевой организации.
- качество электрической энергии: Степень соответствия характеристик электрической энергии в данной точке электрической системы совокупности нормированных показателей качества электрической энергии; (ГОСТ 32144, п. 3.1.38)
- показатель качества электрической энергии (ПКЭ): величина, характеризующая КЭ по одному или нескольким параметрам.
- контроль КЭ: Процедуры проверки соответствия значений ПКЭ установленным требованиям;
- мониторинг КЭ: Процедуры одиночных, периодических и непрерывных обследований КЭ и наблюдений за ПКЭ в установленных интервалах времени, проводимых в целях оценки существующего уровня КЭ, анализа, прогноза и принятия, при необходимости, соответствующих мер по результатам мониторинга;
- пункт контроля/мониторинга КЭ: Пункт электрической сети, в котором выполняют измерения ПКЭ при контроле/мониторинге КЭ.
- центр питания: Распределительное устройство генераторного напряжения электростанции или распределительное устройство вторичного напряжения (6000 В и более) трансформаторной подстанции1) сетевой организации, к которому присоединены сети данного района (региона) по месторасположению обследуемых потребителей ЭЭ/пользователей сети.
1) Как правило, трансформаторные подстанции 35–110/6–10 кВ.
П р и м е ч а н и я
1 ЦП и присоединенная к нему сеть могут принадлежать разным сетевым организациям.
2 Две секции сборных шин одного распределительного устройства, получающие питание от разных силовых трансформаторов, рассматриваются как разные ЦП.
- согласованное напряжение электропитания: Напряжение, отличающееся от стандартного номинального напряжения электрической сети по ГОСТ 29322, согласованного для конкретного пользователя электрической сети при технологическом присоединении в качестве напряжения электропитания.
- точка общего присоединения: Электрически ближайшая к конкретной нагрузке пользователя сети точка, к которой присоединены нагрузки других пользователей сети.
- искажающий потребитель ЭЭ: Потребитель, имеющий энергопринимающие устройства с нелинейными электрическими характеристиками или с несимметричным или колебательным режимом работы, подключение которых к сети приводит или может привести к несинусоидальности, колебаниям напряжения или несимметрии трехфазной системы напряжений в электрической сети.
- низкое напряжение: Напряжение, номинальное среднеквадратичное значение которого не превышает 1 кВ.
- среднее напряжение: Напряжение, номинальное среднеквадратичное значение которого превышает 1 кВ, но не превышает 35 кВ.
- высокое напряжение: Напряжение, номинальное среднеквадратичное значение которого превышает 35 кВ.
- сертификационные испытания ЭЭ: испытания ЭЭ, проводимые аккредитованными в установленном порядке испытательными лабораториями (центрами) в целях сертификации электрической энергии.
- испытания при инспекционном контроле за сертифицированной ЭЭ: испытания ЭЭ, проводимые аккредитованными в установленном порядке испытательными лабораториями (центрами) с целью подтверждения, что ЭЭ соответствует требованиям, которые были установлены при сертификации.
- расширенная неопределенность измерения ПКЭ: Величина, определяющая интервал вокруг результата измерения, который, как ожидается, содержит в себе большую часть распределения значений, что с достаточным основанием могут быть приписаны измеряемой величине.
- СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ
Сокращения:
В настоящей методике применены следующие сокращения:
АСУ ТП – автоматизированная система управления технологическим процессом;
ВРУ – вводно-распределительное устройство;
ВН – высокое напряжение;
ИБ – информационная безопасность;
КЭ – качество электрической энергии;
ЛЭП – линия электропередачи;
НН – низкое напряжение;
ОРЭМ – оптовый рынок электрической энергии и мощности;
ПБВ – переключение без возбуждения;
ПК – пункт контроля КЭ;
ПКЭ – показатель качества электрической энергии;
ПМ – пункт мониторинга КЭ;
ПО – программное обеспечение;
ПС – подстанция 35−220/6−35 кВ;
ПТК – программно-технический комплекс;
РП – распределительный пункт;
РПН – регулирование под нагрузкой;
РСК − распределительная сетевая компания;
РЭ – руководство по эксплуатации;
СИ – средство измерений;
СМКЭ – система мониторинга качества электрической энергии;
СН – среднее напряжение;
Тр – силовой трансформатор;
ТН – измерительный трансформатор напряжения;
ТОП – точка общего присоединения;
ТП – трансформаторная подстанция 6–35/0,4 кВ;
ТТ – измерительный трансформатор тока;
ФСК – Федеральная сетевая компания;
ЦП – центр питания;
ЦУС – центр управления сетями;
ШРС – шкаф распределительный силовой;
ЭП – электроприемник;
ЭЭ – электрическая энергия;
PQDIF (Power Quality Data Interchange Format) – бинарный формат файла, используемый для обмена измеренными данными напряжений, токов, мощности и энергии между различными приложениями (ПО).
Обозначения:
В настоящей методике приняты следующие обозначения:
fnom – номинальное значение частоты электропитания, Гц;
Δf – отклонение частоты, Гц;
Δfв(95%)–значение верхней границы диапазона, которому принадлежат 95% измеренныхв течение времени испытаний значений отклонения частоты, Гц;
Δfн(95%)–значение нижней границы диапазона, которомупринадлежат95% измеренных в течение времени испытаний значений отклонения частоты, Гц;
Δfнб(100%) –наибольшее значение из всех измеренных в течение времени испытаний значений отклонения частоты, Гц;
Δfнм(100%)–наименьшее значение из всех измеренных в течение времени испытаний значений отклонения частоты, Гц;
δU(−) – отрицательное отклонение напряжения электропитания, % U0;
δU(+) – положительное отклонение напряжения электропитания, % U0;
δU(+)I, δU(-)I − допускаемое положительное и отрицательное отклонения напряжения электропитания в режиме наибольших нагрузок, % U0;
δU(+)II, δU(–)II − допускаемое положительное и отрицательное отклонения напряжения электропитания в режиме наименьших нагрузок, % U0;
П р и м е ч а н и е – Указанные допускаемые отклонения напряжения определяют для ПК/ПМ, не совпадающих с точками передачи ЭЭ.
Uном.в, Uном.н – номинальные напряжения сетей, присоединенных к шинам ПС 35 – 220/6 – 35 кВ;
KU – суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения, %;
KU(n) – коэффициент n‑й гармонической составляющей напряжения, %;
n – номер гармонической составляющей напряжения (гармоники);
КUisg(n) – коэффициент интергармонической центрированной подгруппы, расположенной выше гармоники порядка n;
K2U – коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности, %;
K0U – коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности, %;
Pst – кратковременная доза фликера, о.е.;
Plt – длительная доза фликера, о.е.,
Δtп – длительность провала напряжения, с;
Δtпр –длительность прерывания напряжения, с;
Δtпер – длительность временного перенапряжения, с;
u – остаточное напряжение при провалах и прерываниях напряжения или временное перенапряжение, % опорного напряжения;
Т1 – относительное время превышения допускаемых значений ПКЭ, установленных для 95% результатов измерений, % ;
Т2 – относительное время превышения допускаемых значений ПКЭ, установленных для 100 % результатов измерений,%;
ΔUнн.б (ΔUнн.у) – потери напряжения в сети низкого напряжения от ТП до ближайшей (наиболее удаленной) точки передачи ЭЭ, %;
ΔUсн.б (ΔUсн.у) – потери напряжения в сети среднего напряжения от ЦП до ближайшей (наиболее удаленной) ТП, %;
Ет – добавка напряжения на Тр в ТП, соответствующая установленному на нем регулировочному ответвлению, %; – наибольшие (наименьшие) потери напряжения в Тр ПС в режиме наибольших (наименьших) нагрузок ЦП при двух крайних положениях РПН (ПБВ).
ΔUтр.кр I (ΔUтр.кр. II) — наибольшие (наименьшие) потери напряжения в Тр ПС в режиме наибольших (наименьших) нагрузок ЦП при двух крайних положениях РПН (ПБВ).
Kтр.кр – коэффициент трансформации Тр в ПС при двух крайних положениях РПН (ПБВ);
Pa, Pb, Pc, Qa, Qb, Qc – измеренные значения активных и реактивных мощностей соответствующих фазных нагрузок ТН, Вт;
S3 – полная мощность нагрузки трехфазного ТН, В⋅А;
± Δн.у.− границы погрешности СИ в нормальных условиях эксплуатации (границы основной погрешности СИ);
Упкэ − измеренное значение ПКЭ;
Yпкэ – результат измерения ПКЭ с учетом расширенной неопределенности измерения;
КТ – температурный коэффициент СИ по данному ПКЭ, равный относительному изменению погрешности при изменении температуры окружающей среды на 1 К;
Δдоп(ΔT) – дополнительная погрешность СИ в рабочих условиях эксплуатации;
ΔT – абсолютное значение разности температур окружающей среды в рабочих и нормальных условиях эксплуатации СИ, К;
Uр – расширенная неопределенность измерения ПКЭ;
k – коэффициент охвата;
Uдоп – допускаемая неопределенность измерения ПКЭ, установленная в ГОСТ 30804.4.30;
р – уровень доверия при оценке неопределенности измерения.
- КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
5.1. Пункты контроля
5.1.1 Общие положения
Показатели и нормы КЭ в точках передачи ЭЭ пользователям электрической сети установлены в ГОСТ 32144. В соответствии с требованиями ГОСТ 32144 эти точки передачи выбирают в качестве ПК.
Рекомендации по выбору ПК, изложенные в 5.1.1–5.1.6, используют при проведении контроля КЭ по выполнению условий договоров на поставку/передачу ЭЭ, сертификационных испытаний ЭЭ и инспекционного контроля за сертифицированной продукцией.
В электрической сети одного ЦП допускается проводить контроль ПКЭ по отклонениям напряжения в ПК, соответствующих ближайшей к ЦП и наиболее удаленной от ЦП точках передачи ЭЭ согласно 5.1.2.1–5.1.2.3.
5.1.2 ПК положительного и отрицательного отклонений напряжения
Группируют распределительные линии, отходящие от ЦП, по доминирующему (если это возможно) характеру графиков нагрузки (линии с промышленной нагрузкой, линии с нагрузкой общественных, научных, коммерческих учреждений, жилых зданий и др.).
Выбирают в каждой из групп распределительных линий следующие ПК:
- точки передачи ЭЭ, потери напряжения до которых от ЦП являются минимальными и максимальными в рассматриваемой группе распределительных линий;
- точки передачи ЭЭ, графики нагрузки в которых резко отличаются от графика нагрузки ЦП.
При невозможности организации контроля КЭ в точке передачи ЭЭ данному пользователю электрической сети контроль КЭ проводят в ближайшей к ней доступной точке электрической сети, в которой возможно подключение СИ. При определении допускаемых граничных значений положительного и отрицательного отклонений напряжения в данной точке учитывают потери напряжения на участке линии от ПК до точки передачи ЭЭ в режимах наименьших и наибольших нагрузок ЦП в соответствии с часами пиковой нагрузки, определенной системным оператором или измеренными графиками нагрузки (см. приложение А).
5.1.3 ПК суммарного коэффициента гармонических составляющих напряжения, коэффициента n‑й гармоники и коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности
В качестве ПК для измерений значений KU, K U(n), K 2U выбирают точки передачи ЭЭ потребителям электрической сети, являющимся источниками ГОСТ 33073—2014 ухудшения КЭ (далее — искажающие потребители), а также ТОП искажающих и неискажающих потребителей.
5.1.4 ПК коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности
В качестве ПК для измерений значений K0U выбирают точки передачи ЭЭ потребителям по четырехпроводным и пятипроводным трехфазным сетям, например, шины трехфазного ВРУ здания или шины 0,4 кВ ТП 635/0,4 кВ, или шкафа ШРС сети 0,4 кВ. Выбор конкретных ПК осуществляют с учетом результатов измерений токов в линиях 0,38 кВ и напряжений на шинах 0,4 кВ ТП, проводимых сетевой организацией при эксплуатации электрических сетей. При этом в первую очередь выбирают ПК, в которых была зарегистрирована наибольшая несимметрия фазных токов и напряжений.
5.1.5 ПК отклонения частоты напряжения
В качестве ПК для измерений отклонения частоты Δf выбирают любую удобную для контроля точку в рассматриваемой электрической сети.
5.1.6 ПК кратковременной и длительной доз фликера
В качестве ПК для контроля кратковременной и длительной доз фликера выбирают точки передачи ЭЭ, близко расположенные к ТОП искажающих и неискажающих потребителей ЭЭ. При этом ПК может быть выбран в системе электроснабжения потребителя (по согласованию с ним) в случае отсутствия технической возможности установки оборудования на объекте сетевой организации.
5.1.7 ПК при арбитражных испытаниях ЭЭ по претензии к КЭ
В качестве ПК выбирают точки передачи ЭЭ потребителю,заявившему претензию.
5.1.8 ПК при проведении государственного надзора
Органы государственного контроля (надзора) выбирают ПК в точках передачи ЭЭ по своему усмотрению.
5.2 Требования к продолжительности измерений при проведении контроля КЭ
При проведении контроля КЭ в целях проверки соответствия ЭЭ нормам КЭ, установленным в ГОСТ 32144, в том числе при проведении арбитражных и сертификационных испытаний ЭЭ, а также испытаний при инспекционном контроле сертифицированной ЭЭ проводят непрерывные измерения значений ПКЭ по ГОСТ 30804.4.30, класс измерений А, в течение не менее одной недели (семи суток).
При проведении контроля КЭ в целях проверки выполнений требований к КЭ, установленных в договорах услуг по передаче и договорах купли/продажи ЭЭ, проводят непрерывные измерения по ГОСТ 30804.4.30, класс измерений А, значений ПКЭ, установленных в договорах, в течение времени и в условиях, предусмотренных в указанных договорах, но не менее одной недели (семи суток).
Органы государственного контроля (надзора) устанавливают продолжительность непрерывных измерений значений ПКЭ не менее одной недели (семи суток).
Продолжительность непрерывных измерений ПКЭ при рассмотрении претензий к КЭ устанавливается соглашением между сетевой организацией и потребителем, но не менее одних суток.
Число маркированных данных, не учитываемых при оценке
соответствия ПКЭ установленным нормам, не должно превышать 5 % общего числа усредненных на 10-ти минутных интервалах значений ПКЭ в каждые сутки из общего периода времени непрерывных измерений.
5.3. Требования к СИ при проведении контроля КЭ
При выполнении измерений при контроле КЭ применяют СИ, соответствующие требованиям ГОСТ 30804.4.30, класс измерений А, и ГОСТ 30804.4.7, класс I, при интервалах усреднения результатов измерений, установленных в ГОСТ 32144, имеющие свидетельство (сертификат) об утверждения типа и свидетельство о поверке СИ ПКЭ. Измерения кратковременных и длительных доз фликера проводят с использованием фликерметра класса F1 по [1], имеющего свидетельство (сертификат) об утверждении типа и свидетельство о поверке.
При проведении контроля КЭ в сетях с номинальным напряжением свыше 1000 В применяют измерительные делители напряжения или ТН. Метрологические характеристики ТН должны быть не хуже требований ГОСТ 1983 для ТН класса точности 0,5. При этом мощность нагрузки вторичных цепей ТН с учетом входных сопротивлений используемых СИ должна находиться согласно ГОСТ 1983 в допускаемых пределах от 25 % до 100 % по отношению к номинальной мощности нагрузки, установленной для класса точности данного ТН при коэффициенте мощности активно-индуктивной нагрузки 0,8. ТН должен иметь действующее свидетельство о поверке или оттиск поверительного клейма, или отметку о государственной первичной поверке в паспорте.
5.4 Измеряемые напряжения
При определении ПКЭ в трехфазных четырехпроводных и пятипроводных и однофазных сетях измеряют фазные напряжения. В трехпроводных сетях с изолированной нейтралью измеряют междуфазные напряжения.
5.5 Требования безопасности
При проведении контроля КЭ должны быть соблюдены требования безопасности в соответствии с ГОСТ 12.3.019, ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ 12.2.007.2, ГОСТ 12.2.007.3, ГОСТ 12.2.007.4.
Помещения, используемые при контроле КЭ, должны соответствовать требованиям пожарной безопасности по ГОСТ 12.1.004.
СИ, используемые при определении значений ПКЭ, должны соответствовать требованиям безопасности по [2].
5.6 Требования к квалификации операторов
К испытаниям ЭЭ допускают лиц, имеющих соответствующую профессиональную подготовку. Группа по электробезопасности должна соответствовать требованиям Правил по охране труда (Правил безопасности при эксплуатации электроустановок).
Обработку и анализ результатов испытаний проводят лица, имеющие высшее, среднее или дополнительное профессиональное образование.
5.7. Условия испытаний
Испытания ЭЭ в целях контроля КЭ проводят в любых режимах работы электрической сети, кроме аварийного режима, а также кроме режимов, обусловленных:
- исключительными погодными условиями и стихийными бедствиями
(ураган, наводнение, землетрясение и т.п.);
- непредвиденными ситуациями, вызванными действиями стороны, не являющейся сетевой организацией и потребителем электроэнергии (пожар, взрыв, военные действия и т.п.);
- условиями, регламентированными государственными органами управления, а также связанными с ликвидацией последствий, вызванных исключительными погодными условиями и непредвиденными обстоятельствами;
- в условиях введения в отношении потребителя режима ограничения потребления электрической энергии.
При проведении испытаний ЭЭ в ПК для измерения ПКЭ обеспечивают выполнение условий эксплуатации СИ.
Привлекаемые к проведению испытаний ЭЭ испытательные лаборатории/центры должны соответствовать требованиям ГОСТ ИСО/МЭК 17025.
Измерения ПКЭ проводят одновременно во всех выбранных ПК в распределительной сети, присоединенной к данному ЦП.
5.8 Подготовка к проведению испытаний в пунктах контроля
Перед началом испытаний следует:
- измерить относительную влажность и температуру окружающего воздуха, атмосферное давление в ПК, а также напряжение и частоту питания для контроля и обеспечения условий применения СИ в соответствии с РЭ применяемых СИ;
- установить СИ, заземлить его, если это предусмотрено РЭ, и
подготовить к работе в соответствии с РЭ, включая прогрев, корректировку текущего времени и даты, введение необходимых уставок. В качестве соединительных проводов между СИ и сетью следует использовать соединительные кабели, входящие в комплект СИ;
- принять меры для исключения влияния электромагнитных помех на измерительные цепи СИ;
- определить соответствие маркировки фаз измеряемой трехфазной сети правильному чередованию фаз с помощью фазоуказателя или применяемого СИ. Следование фаз входных сигналов должно совпадать с маркировкой соответствующих измерительных каналов напряжения прибора;
- убедиться в работоспособности собранной цепи, проконтролировав текущие значения ПКЭ;
- убедиться в выполнении процедуры внешней синхронизации времени СИ с помощью соответствующего устройства (например, приемника систем ГЛОНАСС или GPS);
Перед проведением испытаний в электрических сетях напряжением свыше 1000 В следует:
- определить тип ТН в ПК, номинальные напряжения вторичных обмоток ТН, класс точности, наличие действующего свидетельства о поверке или поверительного клейма,
схему соединений нагрузок вторичных обмоток ТН;
- определить мощность нагрузки и коэффициент мощности вторичных
цепей ТН в соответствии с методикой измерений мощности нагрузки
ГОСТ 33073—2014 вторичных цепей ТН или параметров вторичных цепей ТН, метрологически аттестованной в установленном порядке. Рекомендуемая методика
определения мощности нагрузки и коэффициента мощности вторичных
цепей ТН в условиях эксплуатации приведена в приложении Б. Мощность
нагрузки должна соответствовать установленной в описании типа или
паспорте условиям применения ТН. В противном случае проводят
мероприятия, обеспечивающие их выполнение (догрузка вторичных цепей,
использование дополнительных измерительных ТН и др.).
5.9 Проведение испытаний
Условия испытаний ЭЭ в ПК контролируют в течение интервала времени измерений с помощью поверенных СИ с определением наибольших и наименьших значений контролируемых параметров внешней среды.
ПКЭ измеряют в соответствии с РЭ применяемых СИ и с учетом требований ГОСТ 30804.4.30.
Продолжительность и периодичность испытаний устанавливают в соответствии с 5.2 настоящего стандарта.
После окончания испытаний при просмотре архива (журнала событий) проверяют выполнение требования 5.2.5 по числу маркированных данных и в случае невыполнения этого требования испытания повторяют.
5.10 Обработка результатов испытаний
Для оценки соответствия ПКЭ установленным требованиям СИ должны обеспечивать усреднение (объединение по времени) результатов измерений ПКЭ с учетом требований ГОСТ 30804.4.30, раздел 5
производить статистическую обработку объединенных результатов измерений ПКЭ (KU, KU(n), K2U, K0U, , 5U(+), 5U-), Af Pst, Рц) за каждую неделю проведения испытаний, необходимую для определения соответствия требованиям ГОСТ 32144.
При оценке неопределенностей измерений ПКЭ учитывают, что допускаемые значения неопределенности измерений ПКЭ установлены в ГОСТ 30804.4.30 применительно к нормальным условиям эксплуатации СИ, подключаемых непосредственно в точке измерения без масштабных преобразователей напряжения (трансформаторов, делителей).
При выполнении условий 5.10.2 при измерениях ПКЭ в точках передачи ЭЭ в электрических сетях низкого напряжения за оценку неопределенности измерений принимают интервал, определяемый границами погрешности используемого СИ по соответствующему ПКЭ:
Up = Δ н.у, (5.1)
где Up — расширенная неопределенность измерения данного ПКЭ для уровня доверия р=0,95;
± Δ н.у — границы погрешности СИ в нормальных условиях эксплуатации (границы основной погрешности СИ) для уровня доверия р=0,95.
Результат измерения ПКЭ представляют в форме:
Yпкэ = У пкэ ± U p, (5.2)
где У пкэ — измеренное значение ПКЭ.
При этом должно выполняться требование Up < Uдоп, где Uдоп — допускаемое значение неопределенности измерений ПКЭ, установленное в ГОСТ 30804.4.30 для измерений класса А.
Если условия эксплуатации СИ отличаются от нормальных, выполняют расчет неопределенности измерений в рабочих условиях эксплуатации СИ с учетом влияния соответствующих факторов, например температуры окружающей среды:
Up = Δ н.у + Δ н.у Кт ΔT, (5.3)
где КТ — температурный коэффициент СИ по данному ПКЭ, равный относительному изменению погрешности при изменении температуры окружающей среды на 1 К;
ΔT — абсолютное значение разности температур окружающей среды в рабочих и нормальных условиях эксплуатации СИ, К.
При этом неопределенность измерения класса А, установленную в ГОСТ 30804.4.30 допускается изменить в соответствии с документально установленной зависимостью от влияющих факторов:
Uдоп.т = Uдоп (1 + Кт ΔT) (5.4)
П р и м е ч а н и е — Если в паспорте СИ указан не температурный коэффициент, а дополнительная погрешность Δдоп(ΔT), то
Up =Δн.у + Δдоп (ΔT) (55)
При измерениях ПКЭ в точках передачи ЭЭ в сетях СН и ВН за оценку неопределенности измерений принимают интервал, определяемый границами погрешности измерительного канала, состоящего из СИ и ТН, с учетом дополнительной температурной погрешности СИ и класса точности ТН. Например, расширенная неопределенность измерения отклонений напряжения при равномерном распределении и уровне доверия 0,95:
Up (δU) = К/ (3½) ((Δ(δU)си + Δдоп (ΔT(δU))² + ((δUтн Uси/ Uном))²)½
Где: Δ(δU)си - пределы допускаемой абсолютной погрешности СИ в нормальных условиях эксплуатации, %;
Δдоп (ΔT(δU — дополнительная температурная погрешность СИ, %;
Uси — напряжение на измерительных входах ТН, В;
К- коэффициент охвата, равный 1,65 при указанных условиях.
Оценки расширенной неопределенности измерений каждого ПКЭ приводят в соответствующих таблицах приложения 1 к протоколу испытаний.
При этом неопределенность измерения класса А, установленную в ГОСТ 30804.4.30, допускается увеличить с учетом влияния указанных факторов.
