Методика поверки «СИСТЕМА АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОIП-1O-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТ А ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС СИБИРИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭЛЕМЕНТОВ АИИС КУЭ под ст АlЩИЙ ПАО «КР АСНОЯРСКЭНЕРГОСБЫТ»» (РТ-МП-639-500-2021)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ Л1 ЕН Ю ВО НО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕГРОЛОГИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ «ГОСУДАРСТВЕННЫЙ РЕГИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И ИСПЫТАНИЙ В Г. МОСКВЕ И МОСКОВСКОЙ ОБЛАСТИ» (ФБУ «РОСТЕСТ-МОСКВА»)

СОГЛАСОВАНО

Первый заместитель генерального директора ФБУ «Ростест-Москва»

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС СИБИРИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭЛЕМЕНТОВ АИИС КУЭ ПОДСТАНЦИЙ ПАО «КРАСНОЯРСКЭНЕРГОСБЫТ»

Методика поверки

РТ-МП-639-500-2021 г. Москва

2021 г.

Настоящая методика поверки распространяется на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Сибири с использованием элементов АИИС КУЭ подстанций ПАО «Красноярскэнергосбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ) и устанавливает порядок проведения первичной и периодической поверок АИИС КУЭ.

Поверке подлежит АИИС КУЭ с перечнем измерительных каналов (ИК), прошедших процедуру утверждения типа.

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

с составом ИК, непосредственно регулирования обеспечения единства

типа АИИС КУЭ. Допускается при первичной поверке использовать положительные результаты испытаний в целях утверждения типа АИИС КУЭ.

Средства измерений (измерительные компоненты) ИК АИИС КУЭ поверяются в соответствии с интервалами между поверками, установленным при утверждении их типа. Если очередной срок поверки средства измерений (измерительного компонента) наступает до очередного срока поверки АИИС КУЭ, поверяется только этот компонент, и поверка АИИС КУЭ не проводится. После поверки средства измерений (измерительного компонента) 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 (измерительного компонента), не нарушили метрологических характеристик ИК.

После ремонта АИИС КУЭ, аварий в энергосистеме, если эти события могли повлиять на метрологические характеристики ИК, а также после замены средств измерений (измерительных компонентов), входящих в состав ИК, проводится внеочередная поверка АИИС КУЭ. Допускается проводить поверку только тех ИК, которые подверглись указанным выше воздействиям. Во всех указанных случаях оформляется технический акт о внесенных изменениях. Технический акт хранится совместно со свидетельством о поверке, как неотъемлемая часть эксплуатационных документов на АИИС КУЭ.

В части смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ должна выполняться прослеживаемость к Государственному первичному эталону единиц времени, частоты и национальной шкалы времени (ГЭТ1-2018), в соответствии с Приказом Росстандарта от 31.07.2018 г. №1621 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты».

Интервал между поверками четыре года.

:и

2 ПЕРЕЧЕНЬ ОПЕРАЦИЙ ПОВЕРКИ

При проведении поверки выполняют операции, указанные в таблице 1. Таблица 1 -

ие таблицы 1

3 ТРЕБОВАНИЯ К УСЛОВИЯМ ПРОВЕДЕНИЯ ПОВЕРКИ

Влияющие величины, определяющие условия поверки АИИС КУЭ, должны находиться в пределах, указанных в технической докутиентации на АИИС КУЭ, ее измерительные компоненты и средства поверки.

• 4.1 К проведению поверки АИИС КУЭ допускают поверителей, изучивщих настоящую методику поверки и эксплуатационную документацию на АИИС КУЭ.

• 4.2 Измерение вторичной нагрузки измерительных трансформаторов тока, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучивщим методику измерений, регламентирующую проведение измерений мощности нагрузки трансформаторов тока. Измерение проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыще 1 000 В с группой по электробезопасности не ниже IV, второй - удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыще 1 000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

• 4.3 Измерение вторичной нагрузки измерительных трансформаторов напряжения, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучивщим методику измерений, регламентирующую проведение измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения. Измерение проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыще I 000 В с группой по электробезопасности не ниже IV, второй - удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыще 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

• 4.4 Измерение потерь напряжения в линии соединения счетчика с измерительным трансформатором напряжения, входящими в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее I года, изучивщим методику измерений, регламентирующую проведение измерений падения напряжения в линии соединения счетчика с трансформатором напряжения, и прощедщим обучение по проведению измерений в соответствии с указанным документом. Измерение проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыще 1000 В с группой по электробезопасности не ниже IV, второй - удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыще 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

При проведении поверки применяют средства поверки (эталоны, средства измерений и вспомогательные технические средства), указанные в таблице 2.

и вспомогательные

•лица 2 -

• 6.1 При проведении поверки должны быть соблюдены требования безопасности, установленные ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ 12.2.007.3, «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», «Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок», а также требования безопасности на средства поверки, поверяемые трансформаторы и счетчики, изложенные в их руководствах по эксплуатации.

• 6.2 При применении эталонов, средств измерений, вспомогательных средств поверки и оборудования должны обеспечиваться требования безопасности согласно ГОСТ 12.2.003 ГОСТ 12.2.007.3.

• 7.1 Проверяют целостность корпусов и отсутствие видимых повреждений средств измерений (измерительных компонентов).

• 7.2 Проверяют отсутствие следов коррозии и нагрева в местах подключения вторичных цепей и цепей питания.

• 7.3 Результат проверки считается положительным, если нет замечаний по пунктам 7.1, 12 или выявленные замечания устранены в процессе проведения внещнего осмотра.

В случае выявления несоответствий по пунктам 7.1, 12 поверку приостанавливают до устранения выявленных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

• 8.1 Для проведения поверки представляют следующую документацию:

• - описание типа АИИС КУЭ;

• - паспорт-формуляр АИИС КУЭ;

• - паспорта (формуляры) с отметкой о поверке и/или свидетельства о поверке средств измерений (измерительных компонентов), входящих в состав ИК, и/или ссылки на записи сведений о поверке средств измерений (измерительных компонентов), входящих в состав ИК. в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений;

• - паспорта-протоколы на измерительные комплексы (при наличии);

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

• - технические акты о внесенных в АИИС КУЭ изменениях (при наличии).

• 8.2 Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные работы:

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

• - проводят организационно-технические мероприятия по доступу поверителей и эксплуатирующего персонала к местам установки измерительных компонентов (измерительных трансформаторов, многофункциональных счетчиков электрической энергии, устройств синхронизации системного времени (УССВ)); по размещению эталонов, отключению в необходимых случаях проверяемых средств измерений от щтатной схемы;

• - 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.

• 8.3 Проверяют соответствие измерительных компонентов АИИС КУЭ.

  • 8.3.1 Проверяют правильность расположения и подключения средств измерений (измерительных компонентов): измерительных трансформаторов тока (ТТ) и измерительных трансформаторов напряжения (TH) к счетчикам электрической энергии, правильность прокладки проводных линий связи.

  • 8.3.2 Проверяют соответствие типов, классов точности и заводских номеров фактически используемых средств измерений (измерительных компонентов), указанным в описании типа АИИС КУЭ, а также в технических актах о внесенных изменениях, в случае замены средств измерений (измерительных компонентов), входящих в состав ИК.

  • 8.3.3 Проверяют наличие действующих результатов поверки на все средства измерений (измерительные компоненты), входящие в состав АИИС КУЭ: ТТ и TH, счетчики электрической энергии, УССВ. При обнаружении просроченных или отсутствующих результатов поверки средств измерений (измерительных компонентов), дальнейщие операции по поверке ИК, в который они входят, выполняют после поверки этих измерительных компонентов.

  • 8.3.4 Результат проверки считается положительным, если нет замечаний по пунктам

• 8.3.1 -8.3.3,

В случае выявления несоответствий по пунктам 8.3.1 - 8.3.3 поверку приостанавливают до устранения выявленных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

• 8.4 Проверяют счетчики электрической энергии.

  • 8.4.1 Проверяют наличие и сохранность пломб на счетчике и испытательной коробке. Проверяют наличие документов энергосбытовых и/или электросетевых организаций, подтверждающих правильность подключения счетчика к цепям тока и напряжения. При отсутствии таких документов или нарушении (отсутствии) пломб проверяют правильность подключения счетчиков к цепям тока и напряжения (соответствие схем подключения - схемам, приведенным в паспорте на счетчик).

  • 8.4.2 Проверяют работу всех сегментов индикаторов счетчиков, отсутствие кодов ошибок или предупреждений, проводят последовательную проверку визуализации параметров.

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

  • 8.4.4 Проверяют соответствие индикации даты в счетчике календарной дате (число, месяц, год). Проверку осуществляют визуально или с помощью переносного компьютера через оптический порт.

  • 8.4.5 Результат проверки считается положительным, если проверки по пунктам 8.4.1 - 8.4.4 выполнены с положительным результатом.

В случае выявления несоответствий по пунктам 8.4.1- 8.4.4 процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

• 8.5 Проверяют функционирования компьютеров АИИС КУЭ (АРМ или сервера).

  • 8.5.1 Проводят опрос текущих показаний всех счетчиков электроэнергии.

Результат проверки считается положительным, если опрашиваются все счетчики, входящие в ИК, подвергающиеся поверке.

• 8.5.2 Проверяют глубину хранения измерительной информации в сервере АИИС КУЭ.

Результат проверки считается положительным, если глубина хранения информации соответствует указанной в описании типа.

• 8.5.3 Проверяют защиту программного обеспечения на серверах АИИС КУЭ от несанкционированного доступа. Для этого запускают на выполнение программу сбора данных и в поле «пароль» вводят неправильный код.

Результат проверки считается положительным, если при вводе неправильного пароля программа не разрешает продолжать работу.

• 8.5.4 Проверяют правильность значений коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, если предусмотрено их хранение на сервере АИИС КУЭ.

Результат проверки считается положительным, если значения коэффициентов трансформации соответствуют коэффициентам трансформации ТТ, TH, счетчиков.

• 8.5.5 В случае выявления несоответствий по пунктам 8.5.1- 8.5.4 процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

8.6 Проверяют отсутствие ошибок информационного обмена.

Операция проверки отсутствия ошибок информационного обмена предусматривает экспериментальное подтверждение идентичности числовой измерительной информации в счетчиках электрической энергии (исходная информация), и базе данных сервера.

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

• 8.6.1 На сервере системы отображают или распечатывают значения активной и реактивной электрической энергии, зарегистрированные с 30-ти минутным интервалом за полные предшествующие дню проверки сутки по всем 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.

• 8.6.2 Отображают на экране АРМ или распечатывают журнал событий счетчика и отмечают моменты нарушения связи между измерительными компонентами системы. Проверяют сохранность измерительной информации в базах данных серверов системы на тех интервалах времени, в течение которого была нарушена связь.

• 8.6.3 Отображают на экране АРМ или распечатывают на сервере профиль нагрузки за полные сутки, предшествующие дню поверки. Удаленно с АРМ, либо используя переносной компьютер и оптопорт производят считывание профиля нагрузки за те же сутки непосредственно из памяти счетчика. Различие значений активной (реактивной) мощности, хранящейся в памяти счетчика (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов) и базе данных сервера не должно превышать одной единицы младшего разряда учтенного значения.

• 8.6.4 Рекомендуется вместе с проверкой по п. 8.7.3 сличать показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии на начало суток и сравнивать с данными, зарегистрированными в базе данных сервера системы. Дтя этого удаленно с АРМ, либо используя переносной компьютер и оптопорт производят считывание показаний счетчика по активной и реактивной электрической энергии и сравнивают эти данные (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов), с показаниями, зарегистрированными в базе данных сервера системы. Расхождение не должно превышать две единицы младшего разряда учтенного значения.

• 8.6.5 Результат проверки считается положительным, если отсутствуют пропуски данных в базе данных сервера и показания счетчиков по активной и реактивной электрической энергии совпадают с показаниями, зарегистрированными на сервере.

В случае выявления несоответствий по пунктам 8.6.1 - 8.6.4 АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

• 9.1 Проводят проверку соответствия заявленных идентификационных данных программного обеспечения (ПО), указанных в описании типа и эксплуатационной документации:

• - наименование ПО;

• - идентификационное наименование ПО;

• - номер версии (идентификационный номер) ПО;

• - цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода);

• - алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО.

• 9.2 Проверка идентификации ПО АИИС КУЭ

Убедиться, что идентификационное наименование и номер версии ПО соответствует заявленным (наименование ПО и его версия определяются после загрузки ПО).

• 9.3 Проверка цифрового идентификатора ПО.

На выделенных модулях ПО проверить цифровые идентификаторы и алгоритм вычисления цифрового идентификатора.

Проверка цифрового идентификатора ПО происходит на ИВК (сервере), где установлено ПО. Запустить менеджер файлов, позволяющий производить хэширование файлов или специализированное ПО, предоставляемое разработчиком. В менеджере файлов, необходимо открыть каталог и выделить файлы, указанные в описании типа на АИИС КУЭ. Далее, запустив соответствующую программу просчитать хэш. По результатам формируются файлы, содержащие коды алгоритмов вычисления цифрового идентификатора в текстовом формате. Наименование файла алгоритма вычисления цифрового идентификатора должно соответствовать наименованию файла, для которого проводилось хэширование.

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

В случае выявления несоответствий по пунктам 9.1 - 9.3 АИИС КУЭ считается не прошедшей поверку и признается непригодной к применению.

• 10 ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

• 10.1.1 Проверяют нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов тока.

  • 10.1.1.1 Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций, подтверждаюших правильность подключения вторичных обмоток ТТ. При отсутствии таких документов проверяют правильность подключения вторичных обмоток ТТ.

  • 10.1.1.2 Измеряют мошность нагрузки вторичных цепей ТТ, которая должна находиться в диапазоне, указанном в ГОСТ 7746 и/или в описании типа средств измерений на конкретный тип ТТ.

Измерение тока и вторичной нагрузки ТТ проводят в соответствии с документом «Методика выполнения измерений параметров нагрузки и вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения прибором «Энергомонитор З.ЗТ» в условиях эксплуатации», зарегистрированном в Федеральном информационной фонде по обеспечению единства измерений под № ФР. 1.34.2009.05522.

Примечания

• 1 Допускается измерение мощности нагрузки вторичных цепей ТТ не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспорта-протокола на данный измерительный комплекс в течение истекающего межповерочного интервала АИИС КУЭ. Результаты проверки считают положительными, если паспорт-протокол подтверждает выполнение указанного выше условия для ТТ.

• 2 Допускается мощность нагрузки определять расчетным путем, если известны входные (проходные) импедансы всех устройств, подключенных ко вторичны.м обмоткам ТТ.

• 3 Допускается проведение измерений в соответствии с другими аттестованными .методиками измерений.

• 10.1.1.3 Результат проверки считается положительным, если мошность нагрузки вторичных цепей ТТ находится в диапазоне, указанном в ГОСТ 7746 и/или в описании типа средств измерений на конкретный тип ТТ.

При отклонении мошности нагрузки вторичных цепей ТТ от заданного значения, процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

• 10.1.2 Проверяют нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов напряжения.

  • 10.1.2.1 Проверяют наличие и сохранность пломб энергоснабжаюших организаций на клеммных соединениях, имеющихся на линии связи TH со счетчиком. Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения первичных и вторичных обмоток TH. При отсутствии таких документов или нарушении (отсутствии) пломб проверяют правильность подключения первичных и вторичных обмоток TH.

  • 10.1.2.2 При проверке мощности нагрузки вторичных цепей TH необходимо убедиться, что отклонение вторичного напряжения при нагруженной вторичной обмотке составляет не более ±10 % от и^ом-

Измеряют мощность нагрузки вторичных цепей TH, которая должна находиться в диапазоне, указанном в ГОСТ 1983 и/или в описании типа средств измерений на конкретный тип TH.

Измерение мощности нагрузки вторичных цепей TH проводят в соответствии с документом «Методика выполнения измерений параметров нагрузки и вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения прибором «Энергомонитор З.ЗТ» в условиях эксплуатации», зарегистрированном в Федеральном информационной фонде по обеспечению единства измерений под № ФР. 1.34.2009.05522.

Примечания

• 1 Допускается измерение мощности нагрузки вторичных цепей TH не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспорта-протокола на данный измерительный комплекс в течение истекающего межповерочного интервала АИИС КУЭ. Результаты проверки считают положительными, если паспорт-протокол подтверждает выполнение указанного выше условия для TH.

• 2 Допускается мощность нагрузки определять расчетным путем, если известны входные (проходные) и.\тедансы всех устройств, подключенных ко вторичным обмоткам измерительных трансфор.маторов.

• 3 Допускается проведение измерений в соответствии с другими аттестованными .методикалш измерений.

• 10.1.2.3 Результат проверки считается положительным, если мощность нагрузки вторичных цепей TH находится в диапазоне, указанном в ГОСТ 1983 и/или в описании типа средств измерений на конкретный тип TH.

При отклонении мощности нагрузки вторичных цепей TH от заданного значения, процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

• 10.1.3 Проверяют падение напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения

  • 10.1.3.1 Измеряют падение напряжения f/, в проводной линии связи для каждой фазы в соответствии с документом «Методика выполнения измерений параметров нагрузки и вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения прибором «Энергомонитор З.ЗТ» в условиях эксплуатации», зарегистрированном в Федеральном информационной фонде по обеспечению единства измерений под № ФР. 1.34.2009.05522.

Значение падения напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения должно соответствовать требованиям п.1.5 Правил устройства электроустановок (6 издание)

П р и л/ е ч а н и я

• 1 Допускается из.мерение падения напряжения в линии соединения счетчика с TH не проводить, если такие из.мерения проводились при составлении паспорта-протокола на данный из.мерительный комплекс в течение истекающего межповерочного интервала. Результаты проверки считают положительными, если паспорт-протокол подтверждает выполнение указанного выше требования.

• 2 Допускается падение напряжения в линии соединения счетчика с TH определять расчетны.м путем, если известны параметры проводной линии связи и сила электрического тока, протекающего через линию связи.

• 3 Допускается проведение из.мерений в соответствии с другими аттестованными .иетодикаии из.мерений.

• 10.1.3.2 Результат проверки считается положительным, если падение напряжения в линии связи между вторичной обмоткой TH и счетчиком соответствует требованиям п.1.5 Правил устройства электроустановок (6 издание).

При превыщении значения падения напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения заданного значения, процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

• 10.1.4 Рассчитывают границы интервала допускаемой относительной погрещности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95.

  • 10.1.4.1 Границы интервала допускаемой относительной погрещности ИК в рабочих условиях эксплуатации рассчитывают по формуле:

    

    (1)

где

• - токовая погрешность ТТ, %;

• - погрешность напряжения TH, %;

• - погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика за счет угловых погрешностей ТТ и TH, %;

  г?,

  /

• - погрешность из-за потери напряжения в линии соединения счетчика с TH, %;

• - основная относительная погрешность счетчика, %;

• - дополнительная погрешность счетчика от j-й влияющей величины, %;

• - число влияющих величин;

При отсутствии в ИК каких-либо измерительных компонентов, соответствующие значения погрешностей в формуле 1 не используются.

• 10.1.4.2 Результат проверки считается положительным, если рассчитанные значения погрешностей не превышают значений, приведенных в описании типа.

• 10.2.1 Рассчитывают абсолютную погрешность смещения шкалы времени счетчиков и серверов относительно шкалы времени UTC (SU).

  • 10.2.1.1 Включают устройство синхронизирующее Метроном-РТР. Сравнивают показания часов Метроном-РТР с показаниями часов счетчиков электрической энергии, серверов в единый момент времени и фиксируют разность показаний по формуле:

    (2)

к,

где

Гэ - показания часов Метроном-РТР, чч:мм:сс;

Z/C, - показания часов /-го компонента АИИС КУЭ, чч:мм:сс.

При.мечание-В качестве приелишка сигналов точного времени могут быть использованы только средства измерений утвержденного типа, прошедшие поверку или аттестованные в качестве этаюна.

• 10.2.1.2 Результат проверки считается положительным, если смещение шкалы времени счетчиков и серверов относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает ±5 с.

• 10.2.2 Проверяют систему коррекции времени.

  • 10.2.2.1 Проверяют правильность работы системы коррекции времени, определяя по журналу событий расхождение времени корректируемого и корректирующего компонентов в момент, непосредственно предшествующий коррекции времени.

  • 10.2.2.2 Результат проверки считается положительным, если расхождение времени корректируемого и корректирующего компонентов в журнале событий не превышает предела допускаемого расхождения, указанного в описании типа АИИС КУЭ.

• 10.2.3 В случае выявления несоответствий по пунктам 10.2.1, 10.2.2 АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

  СРЕДСТВА

  ИЗМЕРЕНИЙ

в процессе выполнения поверки специалист производит расчет погрешностей, в соответствии с формулами, приведенными в методике поверки. Конечные результаты расчетов должны быть представлены с соблюдением правил округления и обязательным указанием единиц измерений, вычисленной физической величины. Результаты считают удовлетворительными, если полученные (рассчитанные) значения погрешностей не превышают значений, приведенных в описании типа.

• 12.1 На основании положительных результатов проверок по пунктам разделов 7 - 10 (в том числе на основании положительных результатов проверок по пунктам 8.4 - 8.6, подтверждающих, что конструкция АИИС КУЭ обеспечена защитой от несанкционированного доступа к счетчикам, УСПД, устройству синхронизации времени и серверу системы в целях предотвращения несанкционированной настройки и вмещательства, которые могут привести к искажению результатов измерений), АИИС КУЭ признается пригодной к применению. На АИИС КУЭ оформляется свидетельство о поверке в соответствии с действующими нормативными правовыми документами. В приложении к свидетельству о поверке указывается перечень и состав ИК, прошедших поверку и пригодных к применению. Протокол поверки оформляется в произвольной форме в соответствии с требованиями аккредитованного на поверку юридического лица или индивидуального предпринимателя, проводящего поверку.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

• 12.2 В случае, если отдельные ИК были забракованы по пунктам разделов 7, 8, 10, АИИС КУЭ признается непригодной в части ИК, не прошедших с положительным результатом поверку, или АИИС КУЭ была забракована по пунктам раздела 9, на нее выдают извещение о непригодности с указанием причин непригодности. В приложении к извещению о непригодности указывается перечень ИК, не соответствующих требованиям, установленным в описании типа АИИС КУЭ.

  

  /

  Р. В. Деев

ФБУ «Ростест-Москва»

Заместитель начальника центра № 500

11