Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ООО «Энергосбытсервис»» (МП 4222-10-7705939064 -2017)

«Утверждаю»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ООО «Энергосбытсервис»

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МП 4222-10-7705939064 -2017

2017 г

СОДЕРЖАНИЕ

• 1 Введение

• 2 Назначение

• 3 Условия проведения поверки

• 4 Требования к квалификации поверителей

• 5 Требования по безопасности

6. Средства поверки и вспомогательные устройства

• 7 Операции поверки

• 8 Подготовка к поверке

• 9 Проведение поверки

• 10 Оформление результатов поверки

АИИС КУЭ - Автоматизированная информационно - измерительная система коммерческого учета электроэнергии

АРМ        - автоматизированное рабочее место

ИК         - измерительный канал

MX         - метрологические характеристики

НД         - нормативная документация

ПО         - программное обеспечение

СИ          - средства измерения

СУБД       - система управления базами данных

TH         - трансформатор напряжения

ТТ          - трансформатор тока

ЭД          - эксплуатационная документация

ИИК        - информационно-измерительный комплекс

ИВК       - измерительно-вычислительный комплекс

• 1.1 Настоящая методика устанавливает порядок проведения первичной и периодической поверки системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ООО «Энергосбытсервис» (в дальнейшем - АНИС КУЭ ), а также измерительных каналов дополнительно вводимых в систему. Поверке подлежат измерительные каналы (в дальнейшем ИК) АИИС КУЭ , по которым производится расчетный (коммерческий) учет электрической энергии.

• 1.2 Методика разработана в соответствии с требованиями нормативных документов (НД): МИ 3290-2010, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001 ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии, Приказом Минпромторга РФ от 02.07.2015г №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержания свидетельства о поверке» и эксплуатационной документации (ЭД) на компоненты АИИС КУЭ.

• 1.3 Рекомендуемый межповерочный интервал системы - 4 года.

АИИС КУЭ предназначена для измерения электрической энергии, потребляемой объектами ООО «Энергосбытсервис», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

При проведении поверки должны соблюдаться рабочие условия эксплуатации компонентов, входящих в состав АИИС КУЭ, в соответствии с НД на эти компоненты.

• 4.1 К проведению поверки допускаются лица, соответствующие требованиям, установленным Приказом Минэкономразвития РФ от 30.05.2014г. №326, изучившие настоящую методику поверки и руководство по эксплуатации АИИС КУЭ, а также прошедшие инструктаж по технике безопасности на рабочем месте и имеющие группу по технике электробезопасности не ниже Ш

• 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, изучившим документ «Методика выполнения измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации» и прошедшим 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 свыше 1000 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, изучившим документ «Методика выполнения измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации» и прошедшим 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 свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже IV.

• 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 1 года, изучившим документ «Методика выполнения измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации» и прошедшим 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 свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже IV.

• 5.1. При проведении поверки необходимо соблюдать требования безопасности, предусмотренные «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей и правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» (издание 3-е), «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей», ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.3-75, ГОСТ 22261-94 и указаниями по безопасности, оговоренными в технических описаниях, руководствах по эксплуатации на измерительные компоненты системы, в соответствующей документации на эталоны и другие средства поверки.

• 5.2 Трансформаторы тока и трансформаторы напряжения в эксплуатации должны соответствовать требованиям безопасности по ГОСТ 12.2.007.3-75 и ГОСТ 12.2.007.0-75. Один из выводов вторичных обмоток ТТ и TH должен быть заземлен.

• 5.3 Счетчики электроэнергии в эксплуатации должны соответствовать требованиям безопасности по ГОСТ 22261-94, ГОСТ 12.1.038-82 и ГОСТ Р 51350-99. По способу защиты человека от поражения электрическим током счетчики должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.007-75.

• 5.4 Металлический цоколь счетчика должен быть заземлен. Требования к зажимам заземления должны соответствовать эксплуатационной документации счетчика.

• 5.5 Все клеммы, находящиеся в зажимной коробке счетчика, должны закрываться крышкой, приспособленной для пломбирования. Крышка должна закрывать нижние винты крепления счетчика к щиту, а также подводимые к счетчику провода не менее чем на 25 мм.

• 5.6 Требования безопасности контроллера и сервера должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003-74 и ГОСТ 12.2.007.0-75. Технические требования в части безопасности должны соответствовать ГОСТ Р 51350-99 (МЭК 61010-1-90) классу защиты не ниже 1.

• 5.7 Вычислительные средства, входящие в состав АПИС КУЭ, должны по безопасности соответствовать требованиям, предъявляемым к ПЭВМ.

При проведении поверки применяются эталоны и вспомогательные устройства, указанные в таблице 1

Таблица 1- Средства поверки и вспомогательные устройства

Примечание:

Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне таблицы 1, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АЛИС КУЭ с требуемой точностью

При проведении поверки должны быть выполнены операции, указанные в таблице 2. Таблица 2- Операции поверки

• 8 Подготовка к поверке

• • руководство по эксплуатации АПИС КУЭ;

• • 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 ИК;

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

• •  проводят организационно-технические мероприятия по доступу поверителей и персонала энергообъектов к местам установки измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, контроллеров, по размещению эталонов, отключению в необходимых случаях поверяемых средств измерений от штатной схемы;

• •  проводят организационно-технические 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 НТД на средства поверки;

*  • все средства измерений, которые подлежат заземлению, должны быть надежно заземле

ны, подсоединение зажимов защитного заземления к контуру заземления должно производиться ранее других соединений, а отсоединение - после всех отсоединений.

Методика поверки.

При проведении проверки внешнего вида и комплектности проверяется:

• - соответствие номенклатуры и типов технических и программных компонентов АИИС КУЭ паспортным;

• - наличие и качество заземления корпусов компонентов системы и металлических шкафов, в которых они расположены;

• - внешний вид каждого компонента системы с целью выявления возможных механических повреждений, загрязнения и следов коррозии;

• - наличие напряжения питания на счетчиках (должен работать жидкокристаллический индикатор счетчика);

• - наличие напряжения питания на мультиплексорах (должен светиться светодиод сигнализирующий о наличии питания);

• - наличие напряжения питания и отсутствие ошибки на сервере (должен светиться светодиод, сигнализирующий о наличии питания и не светиться светодиод, сигнализирующий о наличии ошибки);

• - наличие напряжения питания на модемах (должны светиться светодиоды на лицевой панели модема);

• - наличие напряжения питания на преобразователях интерфейсов (должен светиться светодиод, сигнализирующий о наличии питания);

• - функционирование (должна функционировать операционная система необходимая для работы программы сбора данных);

• - маркировка технических средств должна быть нанесена четко и должна соответствовать ГОСТ 22261-94;

• - соединительные информационные провода не должны иметь каких-либо повреждений («оголений»), которые могли бы свидетельствовать о несанкционированном вмешательстве в АИИС КУЭ.

Если перечисленные операции настоящего пункта МП полностью выполнены.

При проведении проверки измерительных компонентов АИИС КУЭ необходимо проверить:

• - наличие действующих свидетельств (записей в паспортах) о поверке измерительных трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии.

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 их поверки.

При проведении проверки счетчиков электрической энергии необходимо проверить:

• - наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на счетчике;

• - наличие документов энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения счетчика к цепям тока и напряжения, в частности, правильность чередования фаз. 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);

• - проверка соответствия индикации даты в счетчике календарной дате (число, месяц, год);

• - работоспособность оптического порта счетчика;

• - проверка автоматического измерения приращений активной электроэнергии.

Проверка работоспособности оптического порта счетчика и опрос счетчика через оптопорт

Методика поверки

Проверка работоспособности оптического порта счетчика и опрос счетчика через оптопорт проводится с помощью переносного компьютера и оптического преобразователя для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М с помощью ПО Конфигуратор СЭТ-4ТМ.

На переносном компьютере после его включения должна быть активирована пусконаладочная программа Конфигуратор СЭТ-4ТМ.

После загрузки программы на экране монитора компьютера появляется генеральная форма программы, приведенная на рисунке 1, содержащая рабочий стол, панель инструментов и меню для вызова подчиненных форм.

: Г.ЧММОСТЬ - ^ТеСТ

Параметры соединения 7

Параметры соединения | Изменение параметров соедтммтя | Пиракмда |

Г Параметры соединения СОМ б

Скорость

■Стоп-бит

1

Рисунок 1 - Генеральная форма программы "Конфигуратор СЭТ-4ТМ" Необходимо сделать следующие установки:

Шия

Эаоосскэй пароль.........

Тест связи |

Порт-------—

RS485   ]

• - оптопорт;

• - автоопределение типа счетчика.

На дисплей будет выведена форма «Параметры и установки»

Проверка считается успешной:

Если счетчики опрошены и нет сообщений об ошибках, имеются данные о 30 минутных значениях мощности и отображаются в окне программы.

Проверка автоматического измерения активной электроэнергии сводится к наблюдению " за изменением 30 минутных интервалов счетчика. Проверка автоматического измерения активной электрической энергии.

• - Открываем форму ’’Данные ГН’’, выбираем дату и наблюдаем за 30 минутным изменением профиля мощности.

• - На начало следующей получасового интервала убедиться в появление новой записи.

Результат проверки считается положительным, если есть данные о 30 минутных значениях мощности, и они отображаются в окне программы.

Проверка считается успешной:

Если в результате опроса счетчиков за указанный срок во вкладке «Отчет» получены данные о 30 минутных значениях мощности.

Проверка соответствия индикации даты в счетчике календарной дате (число, месяц, год)

Методика поверки

Перед поверкой системы необходимо проверить соответствие даты и времени счетчика календарной дате и времени. Проверка осуществляется визуальцо или с помощью переносного компьютера и ПО Конфигуратор СЭТ-4ТМ.

Проверка автоматической коррекции времени в счетчиках осуществляется через оптопорт с помощью переносного компьютера и оптического преобразователя. Из меню «Параметры» выбираем группу «Коррекция времени», во вкладке «Задание» указываем срок опроса. Затем открываем «Отчет».

Проверка считается успешной:

Если в «Отчете» имеются данные о коррекции времени и максимальное значение проведенной коррекции не превышает ± 5с в сутки.

В случае расхождения показаний счетчика по времени более чем на 2 секунды с эталонным, необходимо выполнить корректировку времени счетчика.

• 9.2.2 Проверка сервера

Проверка правильности функционирования сервера

Методика поверки.

Для проверки функционирования сервера необходимо:

• -  подать напряжение питания на все компоненты системы, проследить за правильностью прохождения загрузки операционной системы;

• -  запустить на выполнение программное обеспечение.

Проверка считается успешной:

Если загрузка операционной среды прошла успешно, программа успешно запущена и отображает необходимые данные, счетчики опрошены, нет сообщений об ошибках, данные архивов по 30-и минутному профилю в базе данных сервера соответствуют показаниям счётчиков системы, имеются данные о коррекции времени - сервер считается исправно функционирующим.

• 9.3.1. Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергоснабжающих 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.

• 9.3.2. При проверке мощности нагрузки вторичных цепей TH необходимо убедиться, что отклонение вторичного напряжения при нагруженной вторичной обмотке составляет не более ±10 % от U ном.

Измеряют мощность нагрузки TH, которая должна находиться в диапазоне (0,25-1,0) S ном.

- Проверяют наличие данных измерений мощности нагрузки вторичных цепей TH по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей». Однако:

• 1. Допускается измерения мощности нагрузки вторичных цепей TH не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспортов-протоколов на данный измерительный канал в течение истекающего межповерочного интервала системы. 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) импедансы всех устройств, подключенных ко вторичным обмоткам измерительных трансформаторов.

Критерии результатов поверки:

Проверка считается успешной:

Если отклонение вторичного напряжения при нагруженной вторичной обмотке составляет не более ±10 % от U _Но_М;

Если имеются пломбы поверительных и энергоснабжающих организаций на клеммных соединениях, имеющихся на линии связи TH со счетчиком.

Если имеются документы энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения первичных и вторичных обмоток TH.

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

• 9.4.2. Измеряют мощность нагрузки вторичных цепей ТТ₉ которая должна находиться в диапазоне (0,25-1,0) S _НОм-

Проверяют наличие данных измерений мощности нагрузки вторичных цепей ТТ по МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Однако:

• 1. Допускается измерения мощности нагрузки вторичных цепей ТТ не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспортов-протоколов на данный измерительный канал в течение истекающего межповерочного интервала системы. 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 к вторичным обмоткам ТТ.

Проверка считается успешной:

Если мощность нагрузки вторичных цепей ТТ находиться в диапазоне (0,25-1,0) S _Ном-Если имеются документы энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения вторичных обмоток ТТ.

• 9.5 Проверка падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой TH и счетчиком

Методика проверки

Измеряют падение напряжения в проводной линии связи для каждой фазы по Проверяют наличие данных измерений мощности нагрузки вторичных цепей TH по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей». Падение напряжения не должно превышать 0,25 % от номинального значения на вторичной обмотке TH. Однако:

• 1 Допускается измерение падения напряжения в линии соединения счетчика с TH не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспортов - протоколов на данный измерительный канал в течение истекающего межповерочного интервала системы.

• 2 Результаты проверки считают положительными, если паспорт- протокол подтверждает

выполнение указанного выше требования.

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

Проверка считается успешной:

Если падение напряжения ил в проводной линии связи для каждой фазы не превышает 0,25 % от номинального значения на вторичной обмотке TH.

• 9.6 Определение суточной погрешности измерения текущего времени

Методика поверки

Включается питание и запускается тестирующая программа центрального компьютера в режиме индикации текущего значения системного времени. К центральному компьютеру подключаются радиочасы и запускается технологическая программа TEST_MOD.EXE. В момент, когда на дисплее появится ровно одна минута следующего часа, произвести синхронизацию центрального компьютера и радиочасов. Через сутки провести измерения в конце того же часа и определить разницу показаний:

суточная         ^1

s

где время определенное радиочасами МИР РЧ-01;

t₂ - системное время центрального компьютера.

Проверка считается успешной:

Если погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

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

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

Методика поверки

Определение ошибок информационного обмена может проводиться в статическом режиме, т. е. когда показания счетчика в ходе проверки остаются неизменными и в динамическом режиме, когда показания счетчика изменяются.

• 1. По показаниям индикаторов счетчика при отсутствии нагрузки.

Снять показания текущих коммерческих данных (показания по энергии) с индикаторов счетчиков;

С помощью ПО «Энергосфера 8.0» провести опрос всех счетчиков и получить отчет (показания по энергии);

Сравнить показания, зафиксированные на индикаторе каждого счетчика, с показаниями по тем же счетчикам, полученными в отчете.

Проверка считается успешной:

Если разность показаний индикатора счетчика и ИВК не превышает двух единиц младшего (последнего) разряда, считают, что данный измерительный канал прошел проверку успешно.

• 2. При наличии нагрузки на основе сравнения предыдущего, ежедневного чтения счетчика, с показаниями в ИВК.

С помощью ПО «Энергосфера 8.0» (либо с индикатора счетчика) снимаем показания последнего предыдущего чтения по активной и реактивной энергии.

Сравниваем показания, зафиксированные счетчиком на конец предыдущего чтения, с показаниями по тем же счетчикам, хранимых в базе данных ИВК на 0 ч. 00 м.

--------------~_;-----------------------------------____________________

Если разность показаний индикатора счетчика и БД ИВК не превышает двух единиц младшего (последнего) разряда, считают, что данный измерительный канал прошел проверку успешно.

При идентификации программного обеспечения и оценки влияния на метрологические характеристики средства измерений необходимо проверить соответствие следующих заявленных идентификационных данных программного обеспечения:

-наименование программного обеспечения,

-идентификационное наименование программного обеспечения,

-номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения,

-цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода -алгоритм вычисления цифрового идентификатора пр01раммного обеспечения,

-проверка уровня защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Проверка идентификационного наименования ПО, версии метрологически значимого ПО и его даты создания, цифрового идентификатора программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) уровня ИВК.

Методика проверки:

Чтобы узнать версию установленного ПО необходимо запустить программу «Энергосфера 8.0». Авторизоваться в программе путем ввода логина и пароля. В открывшемся окне будет указана версия ПО. К метрологически значимому ПО относится файл pso_metr.dll. С помощью программы md5 определить контрольную сумму исполняемого кода файла pso__metr.dll.

Проверка считается успешной:

Если название ПО на экране компьютера, номер версии (идентификационный номер), контрольная сумма, полученные с помощью утилиты, совпадают с заявленными в документации на ПО результат проверки положительный.

• 11 Определение пределов допускаемых относительных погрешностей измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях

Методика определения пределов допускаемых относительных погрешностей измерения активной и реактивной электрической энергии для рабочих условий Относительные погрешностей измерения активной и реактивной электрической энергии для рабочих условий, рассчитываются по формуле:

^+<5<7                     ⁺   + $cf       ⁺

Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества активной и реактивной электрической энергии при доверительной вероятности Р = 0,95:

в диапазоне тока 0,01-Ii_H < Ii < 0,02-Ii_H

в диапазоне тока 0,02-Ii_H < Ч < 0,05 Ti_H

в диапазоне тока 0,05-Ii_H < Ii < 0,2-Ii_H

в диапазоне тока 0,2-Ii_H < Ii < l_s0-Ii_H

в диапазоне тока 1,0-11н < II < 1,241н

где,

8ь - токовая погрешность ТТ, %;

- погрешность напряжения TH, %;

5о - погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика за счет угловых погрешностей ТТ 0j и TH 0_U5 %;

5_Л - погрешность из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к TH, %;

5_с.о - относительная погрешность счетчика, %;

[---------------------------------------------------------------------------

5s -  погрешность рассинхронизации при измерениях текущего календарного времени,

• 1) погрешность 5о при измерениях активной электроэнергии согласно РД 153-34.0-11.209-99 вычисляют по формуле:

8_в = 0,029>_;²+^ ^-^cos>.        (2)

COS^J

погрешность бе при измерениях реактивной энергии согласно РД 153-34.0-11.209-99 вычисляют по формуле

8_в = 0,029-^+^ , ^С(Т          (3)

•71 -cos ф

где,

0i_- угловая погрешность ТТ, мин;

0и -угловая погрешность TH, мин;

cosq)- коэффициент мощности контролируемого присоединения;

• 2) дополнительные погрешности счетчика согласно РД 153-34.0-11.209-99 вычисляют по формуле

  

8_et=KM,

где,

Ki -функция влияния i-й величины;

-отклонение i-й величины от ее нормального значения;

Дополнительными погрешностями счетчиков являются:

5_С/ -температурная погрешность, %;

8_С/ -погрешность от изменения частоты, %;

8сни -погрешность от изменения напряжения ± 10 %;

5_ЛШ -погрешность от влияния магнитной индукции внешнего происхождения 0,5 мТл. Примечание: При отсутствии в измерительном канале каких либо измерительных компонентов, соответствующие значения погрешностей в формуле 1 не используются.

При этом нормы основной относительной погрешности измерения по каждому измерительному комплексу в соответствии с Приложением 11.1 к Положению о получении статуса субъекта оптового рынка и ведению реестра субъектов оптового рынка (технические требования к АИИС КУЭ) для значений cos ср в интервале 0,8 4* 1 не должны превышать:

для области нагрузок до 2% (относительная величина нагрузки трансформатора тока) не регламентируется;

для области малых нагрузок (2 - 20% включительно) не хуже 2,9%;

для диапазона нагрузок 20 - 120% не хуже 1,7 %.

Нормы основной относительной погрешности измерения по каждому измерительному комплексу в соответствии с Приложением 11.1 к Положению о получении статуса субъекта оптового рынка и ведению реестра субъектов оптового рынка (технические требования к АИИС КУЭ), для значений cos ф в интервале 0,5 -ь 0,8 не должны превышать:

для области нагрузок до 2% (относительная величина нагрузки трансформатора тока) не регламентируется;

для области малых нагрузок (2 - 20% включительно) не хуже 5,5%;

для диапазона нагрузок 20 - 120 % не хуже 3,0%.

Проверка считается успешной:

Еесли полученные значения погрешности в нормальных и рабочих условиях по каждому измерительному каналу соответствуют техническим требованиям ОРЭ.

• 12 Оформление результатов поверки

• 12.1. Результаты поверки оформляются записью в протоколе поверки произвольной формы.

I 12.2. При положительных результатах поверки выдается «Свидетельство о поверке» в соответствии с Приказом №1815 от 02.07.2015г «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержания свидетельства о поверке».

12.3. При отрицательных результатах поверки система к эксплуатации не допускается и выписывается «Извещение о непригодности» в соответствии с Приказом №1815 от 02.07.2015г «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержания свидетельства о поверке» с указанием причин непригодности.

14