Методика поверки «СИСТЕМА АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО- ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПОДСТАНЦИИ 150 кВ «БЕЛОКАМЕНКА»» (ΜΠ 10-262-2019)

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии Федеральное государственное унитарное предприятие «Уральский научно-исследовательский институт метрологии» (ФГУП «УНИИМ»)

УТВЕРЖДАЮ

Государственная система обеспечения единства измерений

Екатеринбург

2019

Федеральным государственным унитарным предприятием «Уральский научно-исследовательский институт метрологии» (ФГУП «УНИИМ»)

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

• 3 УТВЕРЖДЕНА ФГУП «УНИИМ»       « »__________2019 г.

• 4 ЗАРЕГИСТРИРОВАНА ФГУП «УНИИМ» МП 10-262-2019

• 5 ВВОДИТСЯ                         впервые

• 1 Область применения

  2 Нормативные ссылки

  

• 3 Операции поверки

• 4 Средства поверки

• 5 Требования к квалификации поверителей и требования безопасности

• 6 Условия поверки

• 7 Подготовка к поверке

• 8 Проведение поверки

• 9 Оформление результатов поверки

Приложение А (рекомендуемое). Определение относительной погрешности измерения электрической энергии и средней мощности

Государственная система обеспечения единства измерений. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 150 кВ «Белокаменка». Методика поверки

Дата введения________________

Настоящая методика распространяется на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии подстанции 150 кВ «Белокаменка» (в дальнейшем - АНИС КУЭ).

АИИС КУЭ подвергают поверке покомпонентным (поэлементным) способом. При этом экспериментально проверяется соответствие нормативным требованиям значений составляющих погрешности измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ. Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации рассчитывается в соответствии с Приложением А на основе информации о значениях составляющих погрешности и дополнительных погрешностей, соответствующих условиям эксплуатации АИИС КУЭ.

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. Допускается при поверке использовать положительные результаты испытаний по опробованию методики поверки. При этом свидетельство о поверке оформляется только после утверждения типа АИИС КУЭ.

Периодическую поверку системы 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.

В настоящей методике использовались ссылки на следующие документы:

Приказ Министерства труда и социальной защиты РФ от 24 июля 2013 г. № 328н «Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок»;

Приказ Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» с изменениями, утвержденными приказом Минпромторга России от 28 декабря 2018 г. № 5329;

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;

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

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

ГОСТ 7746-2015 Трансформаторы тока. Общие технические условия;

ГОСТ 1983-2015 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия;

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

ГОСТ 12.2.007.0-75 ССБТ. 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 34.09.101-94 Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении;

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

РД 34.11.334-97 Типовая методика выполнения измерений электрической мощности.

При проведении поверки должны быть выполнены операции, указанные в таблице 1. В случае невыполнения хотя бы одной операции поверка соответствующего ИК прекращается, ИК снимается с поверки до устранения обнаруженных недостатков.

Таблица 1 - Операции поверки

Продолжение таблицы 1

• 4.1 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

• 4.2 Допускается применение средств поверки, отличающихся от приведенных в таблице 2, но обеспечивающих определение метрологических характеристик ИК с требуемой точностью.

• 4.3 Все средства измерений, применяемые при поверке, должны быть утвержденного типа, а также иметь действующие свидетельства о поверке, используемые эталоны должны иметь действующие свидетельства об аттестации.

• 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.

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

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

• 7.1 Для проведения поверки представляют следующую документацию:

• - эксплуатационную документацию на компоненты АИИС КУЭ и на АИИС КУЭ в целом;

• - свидетельства о поверке измерительных трансформаторов тока (ТТ), измерительных трансформаторов напряжения (TH), счетчиков электрической энергии, УСПД, входящих в состав ИК, и свидетельство о предыдущей поверке АИИС КУЭ (при периодической и внеочередной поверке);

паспорт-протокол информационно-измерительного комплекса АИИС КУЭ оформленный в соответствии с РД 34.09.101;

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

• 7.2 Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные работы:

• - 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 течение времени и в условиях, установленных в эксплуатационной документации на средства поверки.

• 7.3 Перед проведением поверки решается следующий комплекс вопросов.

Пользователь АИИС КУЭ готовит заверенные сведения о поверяемом ИК с указанием наименования объекта (присоединения), вида измеряемой величины, типа, заводского номера, класса точности счетчиков электрической энергии, типов, заводских номеров, классов точности и коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, типа УСПД.

Определяется состав персонала, привлекаемого к проведению поверки, и проводится его инструктаж.

Поверитель знакомится с эксплуатационной документацией на компоненты и на АИИС КУЭ в целом.

Поверитель проверяет наличие действующих свидетельств о поверке измерительных трансформаторов тока, измерительных трансформаторов напряжения, счетчиков электрической энергии, УСПД, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, наличие оформленного паспорта-протокола информационно-измерительного комплекса.

• 8 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

При проведении внешнего осмотра необходимо убедиться, что:

• - фактический состав средств измерений АИИС КУЭ соответствует оборудованию, указанному в описании типа АИИС КУЭ и в эксплуатационной документации системы;

• -  фактический состав технических и программных средств информационновычислительного комплекса соответствует указанному в эксплуатационной документации системы;

• - средства измерений из состава ИК: измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчик электроэнергии, УСПД имеют действующие свидетельства о поверке. Если в результате проверки наличия действующих свидетельств о поверке указанных средств измерений получен отрицательный результат, то средство измерений поверяют в соответствии с п. 8.4.1 настоящей методики поверки;

• - присутствуют необходимые для средств коммерческого учета пломбы и клейма;

• - измерительные компоненты, входящие в состав ИК, исправны и на них нет видимых механических повреждений;

• -  в местах подключения проводных линий отсутствуют следы коррозии и нагрева;

• - условия эксплуатации средств измерений и оборудование из состава ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, указанным в технической документации системы.

• 8.2.1 В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) программный комплекс (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

• 8.2.2  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.

• 8.2.3  Определение цифрового идентификатора ПО

Установить на выбранном в соответствии с 8.2.1 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 рассматриваемый файл. 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.

• 8.2.4 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 не пригодной к применению.

• 8.3.1  Проверка функционирования счетчиков электрической энергии

При проверке выполняют следующие операции:

• - проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на счетчиках. При отсутствии или нарушении таких пломб дальнейшие операции по поверке АИИС КУЭ выполняют после исправления обнаруженных недостатков. Проверяют правильность подключения счетчиков к цепям тока и напряжения (соответствие схем подключения - схемам, приведенным в паспорте на счетчик);

• - проверяют работу всех сегментов индикаторов, отсутствие кодов ошибок или предупреждений, прокрутку параметров в заданной последовательности;

• - проверяют работоспособность оптического порта счетчика с помощью переносного компьютера. Оптический порт подключают к любому последовательному порту компьютера. Опрашивают счетчик по установленному соединению. Опрос счетчика считается успешным, если получен отчет, содержащий данные, зарегистрированные счетчиком;

• - проверяют соответствие индикации даты в счетчике календарной дате (число, месяц, год).

• 8.3.2 Проверка функционирования устройства сбора и передачи данных

При проверке УСПД выполняют следующие операции:

• - проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на УСПД;

• -  проверяют правильность функционирования УСПД в соответствии с его эксплуатационной документацией. Проверка считается успешной, если подсоединенные к УСПД счетчики опрошены и нет сообщений об ошибках;

• - проверяют программную защиту УСПД от несанкционированного доступа.

• 8.3.3 Проверка функционирования компьютеров АИИС КУЭ (сервера и/или АРМ)

• 8.3.3.1 Проводят опрос счетчика электрической энергии, входящего в АИИС КУЭ с помощью сервера, оснащенного ПК «Энергосфера». Опрос считать успешным, если по завершению опроса счетчика в отчетах, представленных в ПК «Энергосфера», функционирующего на сервере и/или компьютере автоматизированного рабочего места (АРМ) АИИС КУЭ, присутствуют показания по нагрузке и энергопотреблению с указанием текущей даты и времени.

• 8.3.3.2 Проверяют правильность значений коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения, хранящихся в памяти сервера АИИС КУЭ.

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

• 8.3.3.4 Проверяют защиту ПО на компьютере 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.

• 8.3.3.5 Проверяют работу аппаратных ключей. Выключают компьютер и снимают аппаратную защиту (отсоединяют ключ от компьютера). Выключают компьютер, запускают операционную систему и запускают программу. Проверку считают успешной, если получено сообщение об отсутствии «ключа защиты».

• 8.3.3.6 Проверка отсутствия ошибок информационного обмена

Операция проверки отсутствия ошибок информационного обмена предусматривает экспериментальное подтверждение идентичности числовой измерительной информации в счетчике электрической энергии (исходная информация) и памяти сервера АИИС КУЭ.

В момент проверки все технические средства, входящие в проверяемый ИК, должны быть включены.

Распечатывают значения активной и реактивной электрической энергии, зарегистрированные с 30-ти минутным интервалом на сервере АИИС КУЭ, за полные предшествующие дню проверки сутки по ИК. Проверяют наличие данных, соответствующих каждому 30-ти минутному интервалу времени. Пропуск данных не допускается за исключением случаев, когда этот пропуск был обусловлен отключением ИК или устраненным отказом какого-либо компонента системы.

Распечатывают журнал событий счетчика и УСПД и отмечают моменты нарушения связи между измерительными компонентами системы. Проверяют сохранность измерительной информации в памяти УСПД и сервере АИИС КУЭ на тех интервалах времени, в течение которого была нарушена связь.

• 8.3.4 Проверка функционирования вспомогательных устройств

Убеждаются в исправности вспомогательных устройств по состоянию их световой индикации. Вспомогательные устройства считаются исправными, если были установлены коммутируемые соединения и по установленным соединениям успешно прошел опрос счетчика.

• 8.3.5  Проверка нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов напряжения

При проверке выполняют следующие операции:

• - 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 АИИС КУЭ выполняют после исправления обнаруженных недостатков;

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

• 8.3.6  Проверка нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов тока

При проверке выполняют следующие операции:

• - 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 АИИС КУЭ выполняют после исправления обнаруженных недостатков;

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

• 8.3.7  Проверка падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой измерительного трансформатора напряжения и счетчиком электрической энергии

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

• 8.3.8 В случае выявленных несоответствий по пунктам 8.3.1 - 8.3.7 поверку приостанавливают до устранения выявленных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

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

• -  пределы допускаемой относительной погрешности напряжения би, %, и угловой погрешности ©и» мин, измерительного трансформатора напряжения, определяемые классом точности трансформатора;

• -  пределы допускаемой относительной токовой погрешности 6|, %, и угловой погрешности ©i, мин, измерительного трансформатора тока, определяемые классом точности трансформатора;

пределы допускаемой относительной погрешности измерения электрической энергии счетчиком, определяемые классом точности счетчика, б_сч, %;

пределы допускаемой относительной погрешности передачи и обработки данных 81 составляют ±0,01 %;

• -  пределы допускаемой относительной погрешности вычисления приращения электрической энергии 82 составляют ± 0,01 %;

пределы допускаемой относительной погрешности вычисления средней мощности 6з составляют ±0,01 %;

пределы допускаемой погрешности системы обеспечения единого времени At составляют ±5 с.

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

• 8.4.1  Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ: измерительных трансформаторов тока, измерительных трансформаторов напряжения, счетчиков электрической энергии, устройства сбора и передачи данных

Проверяют наличие свидетельств о поверке и срок их действия для всех измерительных компонентов: измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчика электрической энергии, УСПД. При обнаружении просроченных свидетельств о поверке измерительных компонентов или свидетельств, срок действия которых близок к окончанию, дальнейшие операции по поверке ИК, в который они входят, выполняют после поверки этих измерительных компонентов.

• 8.4.1.1 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.

• 8.4.1.2 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.

• 8.4.1.3 Поверка счетчика электрической энергии

Счетчик электрической энергии поверяют по методике поверки, установленной при утверждении типа средства измерений и указанной в описании типа на счетчик электрической энергии. В ходе поверки проверяется соответствие метрологических характеристик счетчика нормативным требованиям.

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

• 8.4.2.1 Проверка хода часов сервера

Готовят к работе и включают в соответствии с п.2 Руководства по эксплуатации ЦВИЯ.468157.080 РЭ навигационный приемник МНП-МЗ. В конце любого часа по показаниям приемника МНП-МЗ проверяют показания часов сервера. Расхождение показаний часов сервера с показаниями приемника по абсолютной величине не должно превышать 3 с.

• 8.4.2.2 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 любого часа по показаниям приемника МНП-МЗ проверяют показания часов УСПД. Расхождение показаний часов УСПД с показаниями приемника по абсолютной величине не должно превышать 1 с.

• 8.4.2.3 Проверка коррекции времени встроенных часов счетчиков АИИС КУЭ

  Распечатывают журналы событий счетчиков электрической энергии из состава АИИС КУЭ.

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

• 8.4.2.4 Погрешность системы обеспечения единого времени определяют для всех счетчиков электрической энергии, входящих в АИИС КУЭ.

По показаниям используемого в соответствии с п. 8.4.2.1 источника точного времени для момента времени to произвести пуск секундомера. Вызвать на экран индикаторного табло счетчика показания по времени. Зафиксировать показания счетчика по времени tc₄ и показания секундомера t_ceK на момент снятия показаний со счетчика.

Вычислить погрешность системы обеспечения единого времени At, с, по формуле

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

Погрешность определять для каждого ИК АИИС КУЭ.

Выводят на экран сервера баз данных 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 (кварч), где «i» - номер 30-минутного интервала времени, i = 1, 2, 3,..., 48.

С помощью установленного на переносном компьютере программном обеспечении для чтения данных от счетчика считывают значения из регистров средних мощностей 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

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

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

Относительную погрешность передачи и обработки данных 8f, %, вычисляют по формуле

=(E(i)AHHc/E(i)-l)-100.                          (3)

Результат поверки считают положительным, если полученное значение относительной погрешности 8/ по модулю не превышает 0,01 %.

• 8.4.4   Определение относительной погрешности вычисления приращения электрической энергии

Погрешность определять для каждого ИК АИИС КУЭ.

Выводят на экран сервера баз данных с помощью ПК «Энергосфера» следующие данные по поверяемому ИК: значение приращения энергии за рассматриваемые 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.

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

48

62 = (Едиис Е(1)диис - 1 ) • 100.                          (4)

i=l

Результат испытаний считают положительным, если полученное значение относительной погрешности 82' по модулю не превышает 0,01 %.

• 8.4.5 Определение относительной погрешности вычисления средней мощности

Погрешность определять для каждого ИК АИИС КУЭ.

Вывести на экран сервера баз данных с помощью ПК «Энергосфера» значение средней мощности Р(0диис, кВт (квар), и значение электрической энергии Е(1)диис, кВт ч (квар ч), за выбранный 30-минутный интервал времени рассматриваемых суток по поверяемому ИК.

Вычислить действительное значение средней мощности P(i), кВт (квар), за 30-ти минутный интервал времени по формуле

P(i) = Е(1)диис /т час»                                    (5)

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

i - номер текущего 30-минутного интервала времени.

Относительную погрешность вычисления средней мощности 83', %, вычислить по формуле

6з' = (Р(1)диис/Р® -1)100.                       (6)

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

Относительную погрешность измерения активной и реактивной электрической энергии и средней мощности определяют расчетным путем согласно Приложению А к настоящей методике поверки .

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

• 9.1 По результатам поверки оформляют протокол поверки произвольной формы, в котором приводят результаты определения метрологических характеристик и заключение по результатам поверки.

• 9.2 На основании положительных результатов поверки выписывают свидетельство о поверке АИИС КУЭ в соответствии с Приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке». В приложении к свидетельству указывают состав ИК АИИС КУЭ.

• 9.3 При отрицательных результатах поверки АИИС КУЭ признается непригодной к применению, выписывается извещение о непригодности к применению в соответствии с Приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

  Заведующий отделом

  26 ФГУП «УНИИМ»

  Зам. заведующего отделом

  26 ФГУП «УНИИМ»

  Научный сотрудник отдела

  26 ФГУП «УНИИМ»

  

  Ахмеев А.А.

  Воронская Е.В.

  Розина О.Ю.

(рекомендуемое)

Погрешность измерения электрической энергии и средней мощности рассчитывают в соответствии с РД 34.11.333-97 и РД 34.11.334-97 на основе информации о значениях составляющих погрешностей ИК АИИС КУЭ.

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

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

<?Е = Ц • № + «^ +                   ,                   (А.1)

где 8_в - 0,02970/     -7¹ -cos² (р[cosy - для активной энергии, %;

8_в = 0,029^0; +   -costp/Ji -cos² (р - для реактивной энергии, %;

81 и 8и - пределы допускаемых значений токовой погрешности измерительного трансформатора тока и погрешности напряжения измерительного трансформатора напряжения соответственно, %;

01 и 9 и - пределы допускаемых значений угловых погрешностей измерительных трансформаторов тока и напряжения соответственно, мин;

cos(p - коэффициент мощности контролируемого присоединения;

8_Л - предел допускаемой погрешности из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к трансформатору напряжения, %, согласно паспорта-протокола информационноизмерительного комплекса АИИС КУЭ;

8_СЧ - предел допускаемой погрешности счетчика в рабочих условиях применения, %;

81 = 0,01 % - предел допускаемой относительной погрешности передачи и обработки данных;

82= 0,01 % - предел допускаемой относительной погрешности вычисления приращения электрической энергии.

Верхняя граница +8р, %, и нижняя граница -8р, %, 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 соотношения:

Зр— ’^(52 + 3^+ Зд+дд+Зсч + 8^ + 8^ + 8_Т ,     (А.2)

где 83 = 0,01 % - предел допускаемой относительной погрешности вычисления средней мощности;

8_Т = 100-At/т, %, т - длительность рассматриваемого интервала времени, с;

At = 5 с - предел допускаемой погрешности системы обеспечения единого времени.

13