Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО "ТГК-9" "Свердловский" Первоуральская ТЭЦ» (МП 25-26-2021)

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии Уральский научно-исследовательский институт метрологии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно - исследовательский институт метрологии им.Д.И.Менделеева» (УНИИМ - филиал ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева»)

илиала

Собина

2021 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ФИЛИАЛА ОАО «ТГК-9» «СВЕРДЛОВСКИЙ» ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ ТЭЦ

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МП 25-26-2021

Екатеринбург

2021

ПРЕДИСЛОВИЕ

• 1 РАЗРАБОТАНА                       Уральским научно-исследовательским

институтом метрологии - филиалом Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно -исследовательский институт метрологии им. Д.И.Менделеева»

• 2 ИСПОЛНИТЕЛИ                  (УНИИМ - филиал ФГУП «ВНИИМ

им.Д.И.Менделеева»)

Ахмеев А.А., Воронская Е.В., Розина О.Ю.

• 3 СОГЛАСОВАНА УНИИМ - филиалом ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева»

• 4 ЗАРЕГИСТРИРОВАНА УНИИМ - филиалом ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева» МП 25-26-2021

• 5 ВЗАМЕН МП 11-263-2010

СОДЕРЖАНИЕ

• 1 Общие положения

• 2 Нормативные ссылки

• 3 Перечень операций поверки

• 4 Требования к условиям проведения поверки

• 5 Требования к специалистам, осуществляющим поверку

• 6 Метрологические и технические требования к средствам поверки

• 7 Требования (условия) по обеспечению безопасности проведения поверки

• 8 Внешний осмотр средства измерений

• 9 Подготовка к поверке и опробование средства измерений

• 10 Проверка программного обеспечения средства измерений

• 11 Определение метрологических характеристик средства измерений

• 12 Подтверждение соответствия средства измерений метрологическим требованиям

• 13 Оформление результатов поверки

Приложение А (обязательное) Определение относительной погрешности измерительного

канала АНИС КУЭ

Дата введения________________

1 Общие положения

• 1.1  Настоящая методика распространяется на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «ТГК-9» «Свердловский» Первоуральская ТЭЦ (далее АИИС КУЭ) и устанавливает методику поверки измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ. Поверка АИИС КУЭ должна производиться в соответствии с требованиями настоящей методики.

ИК АИИС КУЭ подвергают поверке покомпонентным (поэлементным) способом в соответствии с ГОСТ Р 8.596-2002. Поверке подлежит каждый ИК.

Допускается проведение поверки АИИС КУЭ в части отдельных ИК, с обязательным указанием в приложении к свидетельству о поверке информации об объеме проведенной поверки.

Первичную поверку АИИС КУЭ (до ввода в эксплуатацию) проводят после утверждения типа АИИС КУЭ.

Периодическую поверку АИИС КУЭ проводят в процессе эксплуатации АИИС КУЭ.

Интервал между поверками АИИС КУЭ - 4 года.

Средства измерений (измерительные компоненты) ИК АИИС КУЭ должны быть утвержденных типов, и поверяются в соответствии с интервалами между поверками, установленными при утверждении их типа. Если очередной срок поверки средства измерений наступает до очередного срока поверки АИИС КУЭ, поверяется только этот компонент, а поверка всей АИИС КУЭ не проводится. После поверки средства измерений и восстановления ИК выполняется проверка ИК, той его части и в том объеме, который необходим для того, чтобы убедиться, что действия, связанные с поверкой средства измерений, не нарушили метрологических характеристик ИК (схема соединения, коррекция времени и т.п.).

После ремонта АИИС КУЭ, аварий в энергосистеме, если эти события могли повлиять на метрологические характеристики ИК, а также после замены средств измерений, входящих в его состав, проводится внеочередная поверка АИИС КУЭ в объеме первичной поверки.

• 1.2 При проведении поверки должна обеспечиваться прослеживаемость АИИС КУЭ:

• - к Государственному первичному эталону единиц коэффициентов преобразования силы электрического тока, регистрационный номер ГЭТ 152-2018, согласно государственной поверочной схеме для средств измерений коэффициентов преобразования силы электрического тока, утвержденной приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 декабря 2018 г. № 2768;

• - к Государственному первичному специальному эталону единиц коэффициента масштабного преобразования и угла фазового сдвига электрического напряжения переменного тока промышленной частоты в диапазоне от 0,1/л/З до 750/^3 кВ и единиц электрической емкости и тангенса угла потерь на напряжении переменного тока промышленной частоты в диапазоне от 1 до 500 кВ, регистрационный номер ГЭТ 175-2019, согласно государственной поверочной схеме для средств измерений коэффициента масштабного преобразования и угла фазового сдвига электрического напряжения переменного тока промышленной частоты в диапазоне от 0,1/а/З до 750/л/З кВ и средств измерений электрической емкости и тангенса угла потерь на напряжении переменного тока промышленной частоты в диапазоне от 1 до 500 кВ, утвержденной приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 декабря 2019 г. № 3453;

• - к Государственному первичному эталону единицы электрической мощности в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц, регистрационный номер ГЭТ 153-2019, согласно ГОСТ 8.551-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений электрической мощности и электрической энергии в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц»;

• - к Государственному первичному эталону единиц времени, частоты и национальной шкалы времени, регистрационный номер ГЭТ 1-2018, согласно государственной поверочной схеме для средств измерений времени и частоты, утвержденной приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 июля 2018 г. № 1621.

• 2 Нормативные ссылки

  • 2.1 В настоящей методике использовались ссылки на следующие документы:

Приказ Министерства труда и социальной защиты РФ от 15 декабря 2020 г. № 903н «Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок»;

Приказ Минэнерго России от 13 января 2003 г. № 6 «Об утверждении Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей» с изменениями, утвержденными приказом Минэнерго России от 13 сентября 2018 г. № 757;

Приказ Минпромторга России от 31 июля 2020 г. № 2510 «Об утверждении порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке»;

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Общие положения;

ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;

ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

ГОСТ 7746-2015 Трансформаторы тока. Общие технические условия;

ГОСТ 1983-2015 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия;

ГОСТ 8.551-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений электрической мощности и электрической энергии в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц;

ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности;

ГОСТ 12.2.007.0-75 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности;

ГОСТ 12.2.007.3-75 Система стандартов безопасности труда. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности;

ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний;

РД 34.11.333-97 Типовая методика выполнения измерений количества электрической энергии;

РД 34.11.334-97 Типовая методика выполнения измерений: электрической мощности;

РД 34.09.101-94 Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении.

• 3 Перечень операций поверки

  • 3.1 При проведении поверки выполняют операции, указанные в таблице 1.

  • 3.2 При получении отрицательных результатов на любом этапе процедуры поверки соответствующий ИК АНИС КУЭ снимается с поверки до устранения обнаруженных недостатков.

Таблица 1 - Операции поверки

Продолжение таблицы 1

• 4 Требования к условиям проведения поверки

  • 4.1 Условия поверки АИИС КУЭ должны соответствовать условиям ее эксплуатации, нормированным в технической документации, но не выходить за нормированные условия применения средств поверки.

• 5 Требования к специалистам, осуществляющим поверку

  • 5.1 К проведению поверки допускаются лица, изучившие эксплуатационную документацию АИИС КУЭ, работающие в метрологической службе организации, аккредитованной на право поверки средств измерений электрических величин, и имеющие квалификационную группу по безопасности не ниже III.

• 6 Метрологические и технические требования к средствам поверки

  • 6.1 При проведении поверки АИИС КУЭ необходимо применять средства измерений в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики электрической энергии, устройство сбора и передачи данных (УСПД), входящие в состав ИК АИИС КУЭ, а также средства поверки, приведенные в таблице 2.

Таблица 2 - Средства поверки

• 6.2 Допускается применение других основных и вспомогательных средств поверки с метрологическими характеристиками, обеспечивающими требуемые точности измерений (согласно таблице 2).

• 6.3 Все средства измерений, применяемые при поверке, должны быть утвержденного типа, а также иметь действующие свидетельства о поверке и (или) запись в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

• 7 Требования (условия) по обеспечению безопасности проведения поверки

  • 7.1 При проведении поверки должны быть соблюдены требования безопасности, установленные ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.3-75, Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок, Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей, а также требования безопасности на средства поверки, поверяемые трансформаторы, счетчики электрической энергии, УСПД, изложенные в их эксплуатационных документах.

  • 7.2 При применении эталонов, средств измерений, вспомогательных средств поверки и оборудования должны обеспечиваться требования безопасности согласно ГОСТ 12.2.003-91, ГОСТ 12.2.007.3-75, ГОСТ 12.2.007.0-75.

• 8 Внешний осмотр средства измерений

  • 8.1 Проверяют соответствие фактической структуры и состава АПИС КУЭ описанию типа системы, формуляру системы и перечню поверяемых ИК АПИС КУЭ.

ПК АПИС КУЭ, в которых обнаружены несоответствия, снимают с поверки до устранения обнаруженных недостатков.

• 8.2 Проверяют наличие свидетельств о поверке и (или) записей в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений и срок их действия для всех измерительных компонентов: измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии, УСПД. При обнаружении просроченных свидетельств о поверке и (или) записей в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений измерительных компонентов, ИК, в который они входят, поверяют после поверки этих измерительных компонентов.

• 8.3  Проверяют целостность корпусов и отсутствие видимых повреждений измерительных компонентов, наличие поверительных пломб и клейм. Проверяют отсутствие следов коррозии и нагрева в местах подключения проводных линий.

• 8.4  Проверяют соответствие рабочей температуры эксплуатации счетчиков электрической энергии АЛИС КУЭ значениям, представленным в технической документации на счетчики.

• 9 Подготовка к поверке и опробование средства измерений

  • 9.1 Подготовка к поверке

    • 9.1.1 Для проведения поверки представляют следующую документацию:

• - эксплуатационную документацию АПИС КУЭ;

• - заверенный перечень поверяемых ИК АИИС КУЭ с указанием типов и заводских номеров счетчиков электрической энергии, измерительных трансформаторов тока и напряжения, коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов;

• - описание типа АИИС КУЭ;

• - свидетельства о поверке измерительных компонентов, входящих в ИК, и свидетельство о предыдущей поверке системы (при периодической и внеочередной поверке);

• - паспорта-протоколы на измерительно-информационные комплексы АИИС КУЭ;

• - рабочие журналы АИИС КУЭ с данными по климатическим и иным условиям эксплуатации за межповерочный интервал (только при периодической поверке).

Примечание - При проверке представленной документации необходимо убедиться в наличии свидетельств о поверке и (или) записей в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений. При этом свидетельства о поверке средств измерений представляют на бумажном носителе при наличии.

• 9.1.2 Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные работы:

• - определяется состав персонала, участвующего в поверке, в который должен входить администратор системы, имеющий права доступа ко всем компонентам системы;

• -  проводят технические и организационные мероприятия по обеспечению безопасности поверочных работ в соответствии с действующими правилами и руководствами по эксплуатации применяемого оборудования;

• - средства поверки выдерживают в условиях и в течение времени, установленных в нормативных документах на средства поверки;

• - все средства измерений, которые подлежат заземлению, должны быть надежно заземлены, подсоединение зажимов защитного заземления к контуру заземления должно производиться ранее других соединений, а отсоединение - после всех отсоединений.

• 9.2 Опробование средства измерений

  • 9.2.1  Проверка функционирования счетчиков электрической энергии

    • 9.2.1.1 Проверяют работу всех сегментов индикаторов счетчиков, отсутствие кодов ошибок или предупреждений, прокрутку параметров в заданной последовательности.

    • 9.2.1.2 Проверяют работоспособность оптического порта счетчика с помощью переносного компьютера. Преобразователь подключают к любому последовательному порту переносного компьютера. Опрашивают счетчик по установленному соединению. Опрос счетчика считается успешным, если получен отчет, содержащий данные, зарегистрированные счетчиком.

    • 9.2.1.3 Проверяют соответствие индикации даты в счетчике календарной дате (число, месяц, год), показаний текущего времени. Проверку осуществляют визуально или с помощью переносного компьютера через оптопорт.

  • 9.2.2 Проверка функционирования УСПД

    • 9.2.2.1 Проверяют программную защиту УСПД от несанкционированного доступа в соответствии с эксплуатационной документацией УСПД.

    • 9.2.2.2 Проверить отсутствие сообщений УСПД о текущих нештатных ситуациях. При наличии нештатных ситуаций поверка прекращается до устранения обнаруженной неисправности.

  • 9.2.3 Проверка функционирования сервера баз данных АИИС КУЭ

    • 9.2.3.1 Проводят опрос всех счетчиков электрической энергии, входящих в АИИС КУЭ, с помощью сервера баз данных, оснащенного программным обеспечением (ПО) программный комплекс (ПК) «Энергосфера». Опробование считать успешным, если по завершению опроса всех счетчиков в отчетах, представленных в ПК «Энергосфера», присутствуют показания по нагрузке и энергопотреблению с указанием текущей даты и времени.

    • 9.2.3.2 Проверяют глубину хранения измерительной информации в сервере баз данных АИИС КУЭ. Проверку считают успешной, если глубина хранения результатов измерений, состояний объектов и средств измерений не менее 3,5 лет.

    • 9.2.3.3 Проверяют защиту программного обеспечения на сервере баз данных АИИС КУЭ от несанкционированного доступа. Для этого запускают на выполнение программу сбора данных и в поле «пароль» вводят неправильный код. Проверку считают успешной, если при вводе неправильного пароля программа не разрешает продолжать работу.

  • 9.2.4 Проверка функционирования вспомогательных устройств

Проверяют функционирования модемов и преобразователей интерфейсов.

Убеждаются в исправности модемов и преобразователей интерфейсов по состоянию их световой индикации.

Модемы и преобразователи интерфейсов из состава АИИС КУЭ считают исправными, если опрос счетчиков, УСПД прошел успешно, а по завершению опроса всех счетчиков в отчетах, представленных в ПК «Энергосфера», присутствую!? показания по нагрузке и энергопотреблению по каждому ИК.

Допускается совмещать настоящую проверку с проверкой по п. 9.2.3.1.

• 9.2.5 Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов напряжения

При проверке нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов напряжения (TH):

• - проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на клеммных соединениях, имеющихся на линии связи измерительных трансформаторов напряжения со счетчиком электрической энергии. При отсутствии или нарушении таких пломб дальнейшие операции по поверке ИК АИИС КУЭ, в который входит рассматриваемый TH, выполняют после исправления обнаруженных недостатков;

• - проверяют мощность нагрузки TH. Проверка считается успешной, если согласно паспорту-протоколу, утвержденному в установленном порядке, мощность нагрузки вторичных цепей TH соответствует требованиям ГОСТ 1983-2015.

• 9.2.6 Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов тока

При проверке нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов тока (ТТ):

• - проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на клеммных соединениях, имеющихся на линии связи измерительных трансформаторов тока со счетчиком электрической энергии. При отсутствии или нарушении таких пломб дальнейшие операции по поверке ИК АИИС КУЭ, в который входит рассматриваемый ТТ, выполняют после исправления обнаруженных недостатков;

- проверяют мощность нагрузки ТТ. Проверка считается успешной, если согласно паспорту-протоколу, утвержденному в установленном порядке, мощность нагрузки вторичных цепей ТТ соответствует требованиям ГОСТ 7746-2015.

• 9.2.7  Проверка падения напряжения в линии связи менаду вторичной обмоткой измерительных трансформаторов напряжения и счетчиком

Проверка считается успешной, если согласно паспорту-протоколу, утвержденному в установленном порядке, для всех TH АИИС КУЭ падение напряжения в линии связи между вторичной обмоткой TH и счетчиком электрической энергии не превышает 0,25 % от номинального значения напряжения на вторичной обмотке TH.

• 10 Проверка программного обеспечения средства измерений

  • 10.1 В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера», метрологически значимая часть которого функционирует на сервере баз данных АИИС КУЭ.

Идентификационные данные программного обеспечения представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО

• 10.2  Провести проверку идентификационного наименования и номера версии ПО. Проверку проводить с использованием стандартных средств ПО системы. Проверка считается успешной, если отображаемые на экране компьютера идентификационное наименование и номер версии контролируемого программного обеспечения соответствуют указанным в таблице 3.

• 10.3  Определение цифрового идентификатора ПО

Установить на выбранном в соответствии с 10.1 компьютере программу «MD5 Hasher», входящую в комплект средств поверки. Запустить программу с помощью двойного щелчка мыши на иконке программы. В открывшемся главном окне программы «MD5 Hasher» нажать кнопку «Обзор», после чего в открывшемся окне найти каталог, в котором находится файл, указанный в таблице 3. Выбрать этот файл, кликнув на нем левой кнопкой мыши и нажать кнопку «Открыть». Сразу после этого в окне программы «MD5 Hasher.exe» появится цифровой идентификатор рассматриваемого файла. Убедиться, что отображаемый на экране компьютера цифровой идентификатор файла совпадает с приведенным в таблице 3.

• 10.4 ПО считается подтвержденным, если идентификационное наименование ПО, номер версии (идентификационный номер) ПО, цифровой идентификатор ПО не противоречат приведенным в описании типа на АИИС КУЭ.

В противном случае АИИС КУЭ признается не прошедшей поверку и признается непригодной к применению.

• 11 Определение метрологических характеристик средства измерений

ИК АИИС КУЭ характеризуется следующими составляющими погрешности измерения электрической энергии и мощности:

- предел допускаемой относительной погрешности напряжения Зц, %, и угловой погрешности &и, мин, измерительного трансформатора напряжения, определяемый классом точности трансформатора;

предел допускаемой относительной токовой погрешности 3/, %, и угловой погрешности 6>/, мин, измерительного трансформатора тока, определяемый классом точности трансформатора;

предел допускаемой относительной погрешности измерения электрической энергии счетчиком, определяемый классом точности счетчика, 8счо, %;

пределы допускаемой относительной погрешности передачи и обработки данных 51 равны ±0,01 %;

• -  пределы допускаемой относительной погрешности вычисления приращения энергии §2 равны ±0,01 %;

• -  пределы допускаемой относительной погрешности вычисления средней мощности 5з равны ±0,01 %;

пределы допускаемой абсолютной погрешности отсчета текущего времени At равны ±5 с.

Относительная погрешность измерительного канала при измерении электрической энергии и средней мощности определяется расчетным путем согласно Приложению А на основе приведенных выше составляющих погрешности ИК.

• 11.1 Поверка измерительных трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения из состава ИК АИИС КУЭ поверяют по ГОСТ 8.216-2011 с периодичностью, установленной при утверждении типа трансформатора напряжения. В ходе поверки проверяется соответствие фактических значений погрешности напряжения и угловой погрешности трансформатора напряжения нормативным требованиям.

• 11.2 Поверка измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока из состава ИК АИИС КУЭ поверяют по ГОСТ 8.217-2003 с периодичностью, установленной при утверждении типа трансформатора тока. В ходе поверки проверяется соответствие токовой и угловой погрешностей трансформатора тока нормативным требованиям.

• 11.3 Поверка счетчиков электрической энергии

Счетчики электрической энергии поверяют по методике поверки, установленной при утверждении типа средства измерений. В ходе поверки проверяется соответствие метрологических характеристик счетчика нормативным требованиям.

• 11.4 Поверка УСПД

УСПД поверяют по методике поверки, установленной при утверждении типа средства измерений. В ходе поверки проверяется соответствие метрологических характеристик УСПД нормативным требованиям.

• 11.5 Определение абсолютной погрешности отсчета текущего времени

• 11.5.1 Проверка хода часов УСПД.

Готовят к работе и включают в соответствии с п.2 Руководства по эксплуатации ЦВИЯ.468157.080 РЭ навигационный приемник МНП-МЗ. В конце любой минуты по показаниям приемника МНП-МЗ производят пуск секундомера. В конце любой минуты по показаниям часов УСПД остановить секундомер. Расхождение показаний часов УСПД с показаниями приемника МНП-МЗ с учетом показаний секундомера по абсолютной величине не должно превышать 1 с.

• 11.5.2 Проверка коррекции времени встроенных часов АИИС КУЭ.

Распечатывают журналы событий всех счетчиков электрической энергии из состава АИИС КУЭ.

Расхождение времени часов счетчик - УСПД в момент времени, предшествующий коррекции, по абсолютной величине не должно превышать 3 с.

• 11.5.3 Определение абсолютной погрешности отсчета текущего времени.

Погрешность определяют для всех счетчиков электрической энергии, входящих в АНИС КУЭ.

По показаниям используемого в соответствии с п. 11.5.1 источника точного времени для момента времени to произвести пуск секундомера. Вызвать на экран индикаторного табло счетчика показания по времени. Зафиксировать показания счетчика по времени t_C4 и показания секундомера t_ceK на момент снятия показаний со счетчика.

• 11.6 Определение относительной погрешности передачи и обработки данных

Погрешность определять для каждого ПК АПИС КУЭ.

Выводят на экран компьютера с помощью ПК «Энергосфера» данные за прошедшие полные сутки по поверяемому ИК: значения электрической энергии за 30-минутные интервалы времени Е(1)диис, кВт-ч (квар-ч), где «Ь> - номер 30-минутного интервала времени, i = 1, 2, 3,..., 48.

С помощью установленного на переносном компьютере программного обеспечения для чтения данных от счетчика считывают значения профиля мощности счетчика из состава поверяемого ИК за те же сутки N(i), i = 1, 2, 3,..., 48.

Проверяют наличие данных, соответствующих каждому 30-минутному интервалу времени. Пропуск данных не допускается.

Для каждого 30-минутного интервала времени вычисляют действительное значение электрической энергии E(i), кВт-ч (квар-ч), по формуле

где N(i) - значение из регистров средних мощностей за 30-минутный интервал времени, хранящееся в соответствующем массиве профиля мощности счетчика электрической энергии, кВт (квар);

т_Час = 0,5 ч - значение длительности 30-минутного интервала времени;

Кт и Кн - коэффициенты трансформации по току и напряжению соответственно, указанные в технической документации на измерительные трансформаторы.

Результаты измерений для каждого ИК АЛИС КУЭ сохраняют в распечатках профилей счетчиков и базы данных сервера баз данных.

• 11.7 Определение относительной погрешности вычисления приращения энергии

Погрешность определять для каждого ИК АЛИС КУЭ.

Выводят на экран компьютера с помощью ПК «Энергосфера» следующие данные по поверяемому ИК:   значение приращения энергии за прошедшие сутки

Едиис, кВт-ч (квар-ч); значения электрической энергии за 30-минутные интервалы времени рассматриваемых суток Е(1)диис, кВт-ч (квар-ч), i = 1, 2, 3,..., 48.

Результаты измерений для каждого ИК АИИС КУЭ сохраняют в распечатках базы данных сервера баз данных.

• 11.8 Определение относительной погрешности вычисления средней мощности

Погрешность определять для каждого ИК АИИС КУЭ.

Вывести на экран компьютера с помощью ПК «Энергосфера» следующие данные по поверяемому ИК: значение средней мощности за выбранный 30-минутный интервал времени прошедших суток РДдиис, кВт (квар); значение приращения энергии за рассматриваемый 30-минутный интервал времени Ефдиис, кВт-ч (квар-ч).

Результаты измерений для каждого ИК АИИС КУЭ сохраняют в распечатках базы данных сервера баз данных.

• 11.9 Определение относительной погрешности ИК при измерении электрической энергии и средней мощности

Относительную погрешность ИК при измерении активной и реактивной электрической энергии и средней мощности определяют при первичной поверке расчетным путем согласно Приложению А.

• 12 Подтверждение соответствия средства измерений метрологическим требованиям

  • 12.1 Вычислить абсолютную погрешность отсчета текущего времени At, с, по формуле

A t =     - ('о +     )•                                  (2)

Результат поверки считают положительным, если полученное значение погрешности At по абсолютной величине не превышает 5 с.

• 12.2 Относительную погрешность передачи и обработки данных 8/, %, вычисляют по формуле

<?/ = (£(/)_л(я/с /£(/)-1). 100 .                       (3)

Результат поверки считают положительным, если полученное значение погрешности 5/ по абсолютной величине не превышает 0,01 %.

• 12.3 Относительную погрешность вычисления приращения энергии 82', %, вычисляют по формуле

  (

  АИИС

  к

  48

  АИИС

  i=l

  -1 -100.

  7

  (4)

Результат поверки считают положительным, если полученное значение погрешности по абсолютной величине не превышает 0,01 %.

• 12.4 Относительную погрешность вычисления средней мощности 83', %, вычисляют по формуле

<?3  ⁼ (О АИИС ' ^Т час ! Е АИИС ^— 1)'Ю0 ,                  (5)

где т_час = 0,5 ч - значение длительности 30-минутного интервала времени;

i - номер выбранного 30-минутного интервала времени.

Результат поверки считают положительным, если полученное значение погрешности 83' по абсолютной величине не превышает 0,01 %.

• 12.5 Относительную погрешность ИК при измерении электрической энергии и средней мощности рассчитывают по формулам, указанным в Приложении А к настоящей методике поверки, на основе приведенных выше составляющих погрешности ИК.

Результат поверки считают положительным, если полученное значение погрешности по абсолютной величине не превышает указанной в технической документации АИИС КУЭ.

• 13 Оформление результатов поверки

  • 13.1 По результатам поверки оформляют протокол поверки произвольной формы, в котором приводят результаты определения метрологических хар;актеристик и заключение по результатам поверки.

  • 13.2 При положительных результатах поверки АЛИС КУЭ признают пригодной к применению и оформляют свидетельство о поверке АЛИС КУЭ в соответствии с Приказом Минпромторга России от 31 июля 2020 г. № 2510 «Об утверждении порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» или действующими на момент проведения поверки нормативно-правовыми актами в области обеспечения единства измерений. В приложении к свидетельству указывают состав ЛК АЛИС КУЭ. Знак поверки наносят на свидетельство о поверке АЛИС КУЭ.

  • 13.3 При отрицательных результатах поверки АЛИС КУЭ признают непригодной к применению и оформляют результаты поверки в соответствии с Приказом Минпромторга России от 31 июля 2020 г. № 2510 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» или действующими на момент проведения поверки нормативно-правовыми актами в области обеспечения единства измерений.

  • 13.4 Сведения о результатах поверки передают в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Приказом Минпромторга России от 28 августа 2020 г. № 2906 «Об утверждении порядка создания и ведения Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений, передачи сведений в него и внесения изменений в данные сведения, предоставления содержащихся в нем документов и сведений».

Заведующий отделом

26 УНИИМ - филиала

ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева»

Зам. заведующего отделом

26 УНИИМ - филиала

ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева»

Научный сотрудник отдела

26 УНИИМ - филиала

ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева»

Розина О.Ю.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(обязательное)

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КАНАЛА АИИС КУЭ

Относительная погрешность измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности определяется расчетным путем аналогично РД 34.11.333-97 и РД 34.11.334-97 на основе приведенных выше составляющих погрешности ИК АИИС КУЭ, и дополнительных погрешностей, соответствующих условиям применения.

А.1 В качестве показателей точности измерений электрической энергии и мощности принимаются соответственно доверительные границы ±8е и ±6р интервала, в пределах которого находится с доверительной вероятностью Р = 0,95 суммарная погрешность измерений электрической энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации.

А.2 Верхняя +8е, %, и нижняя -§е, %, границы интервала, в котором с доверительной вероятностью Р = 0,95 находится относительная погрешность измерения электрической энергии ИК за интервал времени т, кратный периоду профиля мощности счетчика, рассчитывается на основании уравнения:

’ 7+$л ⁺ $сч ⁺ ^j^{2 +} $2 ,

где 8_в - 0,029-^0/ + 9^ cos² ср [cosy - для активной энергии, %;

З_в = 0,0299 f +9у -cos(p]^1-cos² (р - для реактивной энергии, %;

§1 и би - пределы допускаемых значений амплитудных погрешностей трансформатора тока и напряжения соответственно, %;

01 и 0 и - пределы допускаемых значений угловых погрешностей трансформаторов тока и напряжения соответственно, мин;

coscp - коэффициент мощности контролируемого присоединения;

5 л - предел допускаемой погрешности из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к трансформатору напряжения, %, согласно паспорта-протокола информационноизмерительного комплекса АИИС КУЭ;

бсч - предел допускаемой погрешности счетчика в рабочих условиях coscp, %.

А.З Верхняя +5 _Е, %, и нижняя -5е, %, границы интервала, в котором с доверительной вероятностью Р = 0,95 находится относительная погрешность измерения средней мощности, усредненной за интервал времени т, кратный периоду профиля мощности счетчика, рассчитывается на основании уравнения:

где <5_Т = 100-At/т, %, т - длительность рассматриваемого интервала времени, с.

13