Методика поверки «Система автоматизированная информационно­ измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сибирско-Уральская Алюминиевая компания» филиал «Богословский алюминиевый завод Сибирско- Уральской Алюминиевой компании» (АИИС КУЭ ОАО «СУАЛ» филиал «БАЗ-СУАЛ»)» (МП 38-262-2015)

Методика поверки

Тип документа

Система автоматизированная информационно­ измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сибирско-Уральская Алюминиевая компания» филиал «Богословский алюминиевый завод Сибирско- Уральской Алюминиевой компании» (АИИС КУЭ ОАО «СУАЛ» филиал «БАЗ-СУАЛ»)

Наименование

МП 38-262-2015

Обозначение документа

УНИИМ

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ УРАЛЬСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИИ (ФГУП «УНИИМ»)

УТВЕРЖДАЮ

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сибирско-Уральская Алюминиевая компания» филиал «Богословский алюминиевый завод Сибирско-Уральской Алюминиевой компании» (АИИС КУЭ ОАО «СУАЛ» филиал «БАЗ-СУАЛ»)

Методика поверки МП 38-262-2015 с изменением № 1

Екатеринбург

2020 '

Предисловие

РАЗРАБОТАНА ФГУП «Уральский научно-исследовательский институт метрологии» (ФГУП «УНИИМ»), г. Екатеринбург

Исполнители А. А. Ахмеев, Е.В. Воронская

Утверждена ФГУП «УНИИМ» 15.01.2020 г.

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

Настоящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения ФГУП «УНИИМ».

Содержание

измерений в составе измерительных каналов

  • 9.5 Определение погрешности отсчета текущего времени и

абсолютной разности показаний компонентов системы

Приложение А (рекомендуемое) Форма протокола поверки АНИС

Приложение Б (справочное) Библиография

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИИ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сибирско-Уральская Алюминиевая компания» филиал «Богословский алюминиевый завод Сибирско-Уральской Алюминиевой компании» (АИИС КУЭ ОАО «СУАЛ» филиал «Б АЗ-СУ АЛ»)

Методика поверки

_______________________________________________МП 38-262-2015 с изменением № 1

Дата введения: 2020-01-15

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящая методика распространяется на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сибирско-Уральская Алюминиевая компания» филиал «Богословский алюминиевый завод Сибирско-Уральской Алюминиевой компании» (АИИС КУЭ ОАО «СУАЛ» филиал «БАЗ- СУАЛ»), (далее по тексту - «АИИС КУЭ» или «система»), и устанавливает методы и средства ее первичной и периодической поверок.

Интервал между поверками - 4 года.

(Измененная редакция, изм. № 1)

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящей методике использованы ссылки на следующие нормативные документы:

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

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

ГОСТ 8.584-2004 ГСИ. Счетчики статические активной электрической энергии переменного тока. Методика поверки.

ГОСТ 12.2.007.0-75 ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.2.007.3-75 ССБТ. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности.

ГОСТ 12.3.019-80 ССБТ. Испытания и измерения электрические. Общие требования безопасности.

ГОСТ 1983-2015 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ 7746-2015 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-92) Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2 S и 0,5 S).

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5 S.

ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Приказ Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 "Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке".

Приказ Минтруда России № 328н от 24.07.2013 Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок.

(Измененная редакция, изм. № 1)

3 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
  • 3.1 Поверке подлежит АИИС КУЭ с перечнем ИК (состав ИК должен соответствовать описанию типа на АИИС КУЭ), прошедших процедуру утверждения типа.

  • 3.2 АИИС КУЭ подвергают поверке поэлементным способом.

  • 3.3 Первичную поверку выполняют после утверждения типа системы. Допускается при поверке использовать положительные результаты испытаний по опробованию методики поверки. При этом свидетельство о поверке оформляется только после утверждения типа АИИС КУЭ.

  • 3.4 Периодическую поверку выполняют в процессе эксплуатации системы.

  • 3.5 Измерительные компоненты системы поверяют с интервалом между поверками, установленным при утверждении их типа. Если очередной срок поверки измерительного компонента наступает до очередного срока поверки системы, поверяют только этот компонент. После поверки измерительного компонента и восстановления ИК выполняется проверка ИК в той его части и в том объеме, который необходим для подтверждения отсутствия нарушений работоспособности и метрологических свойств ИК.

  • 3.6 После ремонта АИИС КУЭ, замены ее измерительных компонентов, аварий в энергосистеме, если эти события могли повлиять на метрологические характеристики ИК, проводится поверка АИИС КУЭ в объёме первичной поверки.

Допускается проводить поверку только тех ИК, которые подверглись указанным воздействиям. При этом, в случае если замененные измерительные компоненты не соответствуют описанию типа средств измерений, срок действия свидетельства о поверке на АИИС КУЭ в части указанных ИК устанавливается до окончания срока действия основного свидетельства о поверке. Во всех указанных случаях оформляется технический акт о внесенных изменениях, официально оформленный владельцем, который должен хранится совместно со свидетельством о поверке, как неотъемлемая часть эксплуатационных документов на АИИС КУЭ.

  • 3.7 Допускается подвергать поверке отдельные ИК, которые на момент проведения поверки АИИС КУЭ находятся в текущей эксплуатации. В этом случае оформляется свидетельство о поверке системы с перечнем поверенных ИК.

(Измененная редакция, изм, № 1)

4 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

4.1 При проведении поверки для каждого измерительного канала АИИС КУЭ выполняют операции, указанные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

Наименование операции

Номер

пункта методики поверки

Обязательность проведения операции при

Первичной поверке

периодической поверке

1 Внешний осмотр

9.1

Да

Да

2 Опробование

9.2

Да

Да

3 Определение сопротивления изоляции

9.3

Да

Да

4 Определение метрологических характеристик средств измерений в составе измерительных каналов: -трансформаторов напряжения;

-трансформаторов тока;

-счетчиков электрической энергии

-комплексного компонента системы

9.4

Да

Да

5 Определение отклонения показаний часов компонентов системы от шкалы времени

9.5

Да

Да

6 Определение относительной погрешности измерительных каналов

10

Да

Да

7 Оформление результатов поверки

11

Да

Да

  • 4.2 Результаты выполнения операций поверки заносят в протокол (Приложение А).

  • 4.3 При получении отрицательного результата при выполнении той или иной операции поверку прекращают, компонент или измерительный канал бракуют и оформляют результаты поверки согласно 11.3.

5 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ
  • 5.1 При проведении поверки применяют следующие эталоны, средства измерений и вспомогательные устройства:

  • -  для трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСП. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

  • -  для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСП. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/^3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

  • -  для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (per. № 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

  • -  для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (per. № 36697-12) - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;

  • -  для УСПД ЭКОМ-3000 (per. № 17049-09) - в соответствии с документом «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-ЗООО. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;

  • -  для УСПД ЭКОМ-ЗООО (per. № 17049-14) - в соответствии с документом ПБКМ.421459.007 МП «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-ЗООО». Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» 20.04.2014 г.;

  • -  средства измерений по МИ 3195-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

  • -  средства измерений по МИ 3196-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

  • -  средства измерений по МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

  • -  термогигрометр электронный «CENTER» (мод.313) (per. № 22129-09) - диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °C, (А = ±0,7 °C); диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 % (3 = ±2,5 %);

  • -  приемник навигационный МНП-МЗ (per. № 38133-08), пределы допускаемой инструментальной погрешности (при доверительной вероятности 0,95) формирования метки времени, выдаваемой потребителям, по отношению к шкале времени UTC(SU) ±100 нс.

  • 5.2 Для проведения поверки допускается применение других средств, не приведённых в пункте 5.1, при условии обеспечения ими необходимой точности измерений.

(Измененная редакция, изм. № 1)

6 ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ
  • 6.1 К проведению поверки допускают лиц, работающих в организации аккредитованной на право поверки, изучивших настоящую рекомендацию, нормативные документы по выполнению измерений электрических величин в цепях соединений измерительных трансформаторов и электросчетчиков, эксплуатационные документы системы и ее измерительных компонентов, имеющих стаж работы в качестве поверителей средств измерений электрических величин не менее одного года.

  • 6.2 Поверка измерительных трансформаторов напряжения должна осуществляться двумя специалистами, один из которых должен иметь удостоверение на право работы на электроустановках с напряжением свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже IV.

7 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

При проведении поверки должны быть соблюдены требования ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ 12.2.007.3, ГОСТ 12.3.019, Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок, «Правила эксплуатации электроустановок потребителей», утвержденных Министерством энергетики РФ [2].

Должны также быть обеспечены требования безопасности, указанные в эксплуатационных документах средств поверки.

8 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ И ПОДГОТОВКА К НЕЙ
  • 8.1 При проведении поверки соблюдают следующие условия:

  • • температура окружающей среды, °C              15-25;

  • • относительная влажность воздуха, %              60- 80.

  • 8.2 Перед проведением поверки проводят организационно-технические мероприятия по обеспечению:

  • - проверки соответствия перечня измерительных каналов, представленных к поверке, требованиям эксплуатационной документации;

  • - состава эксплуатационного персонала, участвующего в работах по поверке (включая при необходимости администратора системы), и его инструктажа;

  • - доступа персонала к техническим средствам, входящим в состав измерительных каналов (вторичные цепи измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (TH), кабели связи);

  • - доступа поверителей к местам установки ТТ, TH, счетчиков, автоматизированных рабочих мест (АРМ) и измерительно-вычислительного комплекса (ИВК);

  • - размещения средств поверки для выполнения операций по разделу 9;

  • - отключения поверяемых средств измерений от штатной схемы;

  • - предоставления (в необходимых случаях) поверителям паролей на доступ к системе.

  • 8.3 Для проведения поверки представляют следующую документацию:

  • - руководство по эксплуатации АНИС КУЭ;

  • - формуляр АНИС КУЭ;

  • - описание типа АНИС КУЭ;

  • - свидетельства о поверке измерительных компонентов системы, входящих в ИК, и свидетельства о предыдущей поверке системы;

  • - паспорта-протоколы ИК;

  • - рабочие журналы АИИС КУЭ;

  • - методику поверки МП 38-262-2015 с изменением № 1.

  • 8.3 (Измененная редакция, изм. № 1)

  • 8.4 Перед проведением первичной поверки должны быть выполнены работы по актуализации паспортов-протоколов измерительных комплексов ([1], приложение 7) и подготовке документов об освидетельствовании линий связи.

  • 8.5 Перед проведением первичной поверки АИИС КУЭ эксплуатационный персонал проверяет правильность размещения ее компонентов в соответствии с проектной документацией и правильность монтажа.

  • 8.6 Средства поверки подготавливают к работе согласно указаниям, приведенным в соответствующих эксплуатационных документах.

  • 8.7 Средства поверки, подлежащие заземлению, должны быть подсоединены к контуру защитного заземления ранее других соединений, а отсоединены (по окончании работы) - после всех отсоединений.

  • 8.8 До проведения поверки поверителю надлежит ознакомиться с эксплуатационной документацией АИИС КУЭ и входящих в нее компонентов.

  • 9 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

9.1 Внешний осмотр.

При проведении внешнего осмотра проверяют соответствие измерительных каналов системы следующим требованиям:

  • • отсутствие внешних повреждений, коррозии и следов нагрева компонентов: ТТ, TH, счетчиков, входящих в состав измерительных каналов;

  • • исправность всех разъемов и соединительных клеммных колодок, отсутствие узлов с ослабленным или неисправным креплением;

  • • наличие пломб, заводских номеров на шильдиках компонентов измерительных каналов, их соответствие записям в формуляре АИИС КУЭ;

  • • наличие и исправность клемм заземления, кабелей питания компонентов АИИС КУЭ и устройств для присоединения внешних электрических цепей;

  • • наличие актуализированных утвержденных паспортов-протоколов и документов об освидетельствовании линий связи; паспорта-протоколы должны содержать измерительную информацию о мощности (сопротивлении) нагрузок ТТ и TH, а также о падении напряжения в линии соединения счетчика с TH.

  • • наличие действующих свидетельств о поверке (поверительных клейм) компонентов системы. Если срок действия свидетельства о поверке ТТ, TH, счетчика истекает по прошествии более чем половины интервала между поверками, операции по 9.4.1, 9.4.2, 9.4.3 для этих компонентов не проводят.

9.2 Опробование
  • 9.2.1 При периодической поверке системы операцию опробования п. 9.2.2 отдельно не проводят. По журналу эксплуатации проверяют отсутствие сбоев в работе системы за период времени не менее семи дней, предшествующих началу работ по поверке.

  • 9.2.2 При первичной поверке проверяют функционирование всех средств измерений, входящих в измерительный канал, и канала в целом в соответствии с указаниями, приведенными в эксплуатационных документах.

Функционирование ТТ и TH с учетом нагрузки вторичных цепей проверяют при составлении или актуализации паспорта-протокола измерительного комплекса (проверка соответствия утвержденной электрической схеме, проверка сопротивления изоляции ТТ и TH, проверка вторичных цепей).

Функционирование счетчиков проверяют путем оценки работоспособности в соответствии с эксплуатационной документацией и проверки соответствия схемы подключения рабочей документации.

Функционирование АРМ проверяют при помощи программного обеспечения АИИС КУЭ при выводе учетной информации.

  • 9.2.3 В ходе проверки функционирования АРМ проводят проверку идентификационных данных ПО системы. Номер версии ПО идентифицируется путем вывода на экран свойств программы. Цифровой идентификатор ПО проверяется с помощью программы расчета контрольной суммы файлов по алгоритму MD5 - «md5.exe» (или аналогичной по выполняемым функциям). Программа «md5.exe» находится в свободном доступе, на сайте «http://www.md5summer.org». Инструкции по работе с программой также находятся на указанном сайте.

Вычисленный цифровой идентификатор ПО должен соответствовать указанному в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 8.1

Цифровой идентификатор ПО (алгоритм md5)

pso metr.dll -

cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

Примечание: указанные в таблице 2 файлы ПО находятся в персональном компьютере АРМ, в каталоге «САЭнергосфера».

9.2.3 (Измененная редакция, изм. № 1)

9.3 Определение сопротивления изоляции.

Определение электрического сопротивления изоляции проводят при помощи мегаомметра с испытательным напряжением до 1,5 кВ. Сопротивление изоляции между соединенными вместе контактами сетевой вилки и корпусом персонального компьютера АРМ (ИВК) должно быть не менее 20 МОм.

9.4  Определение метрологических характеристик средств измерений в составе измерительных каналов.
  • 9.4.1 Трансформатор напряжения.

Трансформаторы напряжения поверяют по ГОСТ 8.216. Допускается проводить поверку при фактически существующей нагрузке, параметры которой фиксируют в протоколе поверки и, при необходимости, заносят в паспорт-протокол.

Погрешность трансформатора напряжения не должна выходить за пределы, соответствующие его классу точности по ГОСТ 1983.

  • 9.4.2 Трансформатор тока.

Трансформаторы тока поверяют по ГОСТ 8.217. Допускается проводить поверку при фактически существующей нагрузке, параметры которой фиксируют в протоколе поверки и, при необходимости, заносят в паспорт-протокол.

Погрешность трансформатора тока не должна выходить за пределы, соответствующие его классу точности по ГОСТ 7746.

  • 9.4.3 Счетчик электроэнергии.

Поверку счетчиков электроэнергии выполняют согласно [3], [4], [5].

Погрешность счетчика не должна выходить за пределы, соответствующие его классу точности по ГОСТ 30206 (ГОСТ 26035), ГОСТ Р 52323 (ГОСТ Р 52425).

  • 9.4.4 Комплексный компонент АИИС КУЭ.

    • 9.4.4.1  ИВК, каналы связи и АРМ с установленным программным обеспечением образуют комплексный компонент АИИС КУЭ, поверку которого на месте эксплуатации последней проводят приведенным ниже методом (п. 9.4.4.2).

    • 9.4.4.2 Проводят сверку показаний счетчиков и АРМ в следующем порядке:

  • 1) снимают вручную или с помощью переносного компьютера с устройством считывания показания счетчиков каждого канала на момент времени, соответствующий границе получасового интервала;

  • 2) на этот же момент времени считывают результаты измерения электрической энергии по каждому каналу с монитора АРМ в соответствии с Руководством по эксплуатации АИИС КУЭ.

  • 3) через 24 часа повторяют операции 1), 2) при условии, что измеренное за сутки (каждым счетчиком) количество электрической энергии составляет не менее 20000/N кВт-ч, где N - коэффициент счетчика. Если это условие не выполнено, интервал наблюдения для данного канала соответственно увеличивают.

  • 9.4.4.3 Разность показаний АРМ и счетчиков в том и другом случаях не должна превышать единицы младшего разряда показаний счетчиков.

9.4.3, 9.4.4 (Измененная редакция, изм. № 1)

9.5 Определение отклонения показаний часов компонентов системы от шкалы времени
  • 9.5.1  Определяют поправку системных часов сервера базы данных. В момент передачи сигнала точного времени фиксируют показания системных часов и находят разность между сигналом точного времени и показаниями часов. Поправка должна находиться в пределах ±1 с.

  • 9.5.2  Максимальное расхождение показаний часов счетчиков и системных часов оценивают по журналам событий счетчиков, в которых зафиксированы моменты коррекции времени. Расхождение показаний должно находиться в пределах ±3 с.

(Измененная редакция, изм, № 1)

  • 9.5.3  Отклонение показаний часов компонентов системы от шкалы времени при выполнении условий 9.5.1 и 9.5.2 находится в пределах ±5 с.

Примечание - допускается большее, чем 1 с, значение поправки, если сумма абсолютных значений поправки и максимального расхождения показаний часов не превышает 5 с.

10 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КАНАЛОВ
  • 10.1 Расчет относительной погрешности измерительного канала (границы интервала при доверительной вероятности 0,95) выполняют по формуле:

8ИК = ± 1Л * yJ^TT + 5тн + ’ (^тг + °тн ) +   + ^2 ‘ $со + 8^+8} >                       0 )

где - 817 , 8ТН - относительные амплитудные погрешности ТТ и TH;

' ®тг’®тн ~ угловые погрешности ТТ и TH;

  • - 8Л - относительная погрешность за счет падения напряжения в линии связи TH и счетчика;

  • - 8С0 - относительная погрешность счетчика;

  • - 8 4 - относительная погрешность автоматизированного компонента АНИС КУЭ;

  • - 8Т - относительная погрешность синхронизации;

  • - коэффициент к} = 0 при cos ср = 1 и к} = 1 при cos ф = 0,7;

  • - коэффициент к2 = 1 при cos ф = 1 и к2 = 1,5 при cos ф = 0,7; (при измерении реактивной энергии вместо cos ф указывают sin ф).

При вычислении по формуле (1) угловые погрешности И TH выражают в сантирадианах, а остальные погрешности выражают в процентах. Результаты расчета заносят в протокол (таблица АЗ Приложения А).

  • 10.2 Для настоящей методики принимают следующие условия: предельные значения 8^,9^- по ГОСТ 7746;

  • -  предельные значения 8ТИ , 9ГИ - по ГОСТ 1983;

  • -  предельные значения 8СО при измерении активной и реактивной энергии - по паспорту счетчика;

  • -  предельные значения 8Л - по паспортам-протоколам;

  • -  ^л<0,05%;

  • -  8Т = 200-ДТ/(48-Д7'30), где ДТ - расхождение показаний часов, ДТ30 -продолжительность 30-минутного интервала в секундах.

  • 10.3 Значения относительной погрешности измерений электрической энергии, рассчитанные по (1) для номинального тока нагрузки, не должны превышать предельно допускаемых.

11 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ
  • 11.1 Результаты поверки заносят в протоколы поверки.

  • 11.2 На основании положительных результатов поверки выписывают свидетельство о поверке АИИС КУЭ в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 г. № 1815 «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке». В приложении к свидетельству указывают перечень ИК.

  • 11.3 При отрицательных результатах поверки АИИС КУЭ признается непригодной к дальнейшей эксплуатации и на нее выдают извещение о непригодности в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 г. № 1815 с указанием причин.

(Измененная редакция, изм. № 1)

Разработали:

Зав. отделом 26 ФГУП «УНИИМ»

Зам. зав. отделом 26 ФГУП «УНИИМ»

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки АИИС КУЭ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сибирско-Уральская Алюминиевая компания» филиал «Богословский алюминиевый завод Сибирско-Уральской Алюминиевой компании» (АИИС КУЭ ОАО «СУАЛ» филиал «Б АЗ-СУ АЛ»)

Год выпуска 2015

Предприятие-изготовитель: ООО ПВФ «ЦЭТ», г. Екатеринбург

Поверку проводят по документу МП 38-262-2015 с изменением № 1 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сибирско-Уральская Алюминиевая компания» филиал «Богословский алюминиевый завод Сибирско-Уральской Алюминиевой компании» (АИИС КУЭ ОАО «СУАЛ» филиал «БАЗ- СУАЛ»). Методика поверки»

Эталонные средства измерений:

кл.точности________________________

кл. точности________________________

кл. точности________________________

Трансформатор тока_________________________

Трансформатор напряжения__________________

Счетчик эталонный__________________________

Прибор сравнения_________________

Амперметр______________________

Мегаомметр_____________________

Вольтамперфазометр_______________

Термогигрометр___________________

Дата предыдущей поверки АИИС КУЭ

кл. точности________________________

кл. точности________________________

кл.точности________________________

кл.точности________________________

Погрешность_____________________

Условия поверки______________________________________________________________

температура окружающей среды, атмосферное давление, относительная влажность воздуха

  • 1 Результат внешнего осмотра_______________________________________________________

паспорта-протоколы; освидетельствование кабелей связи

соответствует, не соответствует

  • 2 Результат опробования____________________________________________________________

соответствует, не соответствует

  • 3 Результат проверки сопротивления изоляции__

соответствует, не соответствует

  • 4 Результаты определения метрологических характеристик средств измерений в составе

измерительных каналов___________________________________________________________

(составляют отдельные протоколы по НД на поверку ТТ, TH и счетчиков)

  • 5 Результаты определения погрешностей комплексного компонента системы

Таблица А1

№ИК

Наименование ИК

дата/время

Показания, кВт-ч

Разность показаний, кВт-ч

счетчик

АРМ

1

2

3

•. •

1

2

• • •

Максимальное отклонение

Приложение Б

_                                (справочное)

Вывод________________________________________________________________

  • 6 Результаты определения погрешности системных часов и разности показаний часов компонентов системы (погрешности синхронизации)

Таблица А2 (канал "О" - показания системных часов)

№ ИК

Показания часов

Разность показаний, с

Дата/время

Дата/время

1

2

3

• • •

Поправка системных часов

Максимальная разность показаний

В ывод____________________________________________________________________

  • 7 Результаты расчета относительной погрешности ИК

Таблица АЗ

№ ИК

Наименование измеряемой величины

cos ср / sin ф

Расчетное значение погрешности, %

Допускаемое значение погрешности, %

1

Активная электр. энергия

1

0,87

Реактивная электр. энергия

1

0,87

2

Активная электр. энергия

1

0,87

Реактивная электр. энергия

1

0,87

...

В ывод________________________________________

Заключение_________________________ Поверку провел___________________________

годен, не годен                                                                подпись

Дата поверки______________________________

Организация, проводившая поверку__

Библиография
  • [1] РД 34.09.101-94 Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении.

  • [2] Правила эксплуатации электроустановок потребителей.

  • [3] ИЛГШ.411152.124 РЭ1 Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки, являющаяся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ.

  • [4] ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки являющаяся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ.

  • [5] ИЛГШ.411152.167РЭ1 Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ- 4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки.

(Измененная редакция, изм. № 1)

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель