Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Новосибирскэнергосбыт"» (СМИР.АУЭ.388.00 Д1)

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель ГЦИ СИСНИИМ-

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт»

Методика поверки

СМИР.АУЭ.388.00 Д1

Новосибирск 2014 г

Настоящая методика поверки распространяется на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт», зав. № 2, в том числе с изменениями, связанными с добавлением измерительных каналов, предназначенную для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, измерения времени в координированной шкале времени UTC.

Настоящая методика поверки распространяется на измерительные каналы (ИК) АИИС, состоящие из информационно-измерительных комплексов точек измерений (ИИК ТИ), информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК), а также информационных каналов связи. Перечень ИК и состав ИИК ТИ приведен в формуляре СМИР.АУЭ.388.00 ФО. Настоящая методика не распространяется на измерительные компоненты АИИС: трансформаторы тока, напряжения, счетчики электрической энергии, устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-ЗООО», поверка которых осуществляется по нормативнотехническим документам, указанным в эксплуатационной документации на эти измерительные компоненты.

Настоящая методика поверки устанавливает методы и средства поверки измерительных каналов АИИС при первичной, периодической и внеочередных поверках.

Первичная поверка АИИС проводится при вводе в эксплуатацию.

Периодическая поверка АИИС проводится в процессе эксплуатации не реже одного раза в 4 года.

При замене измерительных компонентов АИИС на однотипные проводится внеочередная поверка АИИС.

Перед проведением поверки следует ознакомиться с эксплуатационной документацией • на измерительные компоненты АИИС; документами, указанными в разделе 4 настоящей методики поверки, регламентирующими требования безопасности.

• 1.1. По паспорту АИИС определяют перечень измерительных каналов, подлежащий поверке. В случае если проводят поверку ИК в связи с заменой измерительных компонентов, то операции поверки выполняют только для тех измерительных каналов, в состав которых входят данные измерительные компоненты.

• 1.2. Содержание и последовательность выполнения работ по проверке измерительных каналов и АИИС в целом должны соответствовать указаниям, приведенным в таблице 1.

Таблица 1

• 2.1. При проведении поверки используют средства измерений и вспомогательное оборудование, указанное в таблице 2.

Таблица 2 - средства поверки

• 3.1. Условия поверки соответствуют рабочим условиям применения средств поверки.

• 4.1. При выполнении поверки следует выполнять требования безопасности в соответствии с «Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок» утвержденными министерством труда и социальной защиты российской федерации от 24 июля 2013 приказом № 328н и зарегистрированными в Минюсте России 12 декабря 2013 г. N 30593

• 4.2. Поверитель допускается к выполнению работ в составе бригады в количестве не менее 2 человек, хотя бы один из которых имеет группу допуска по электробезопасности не ниже IV (до и свыше 1000 В).

• 5.1. Обеспечить выполнение требований безопасности.

• 5.2. Изучить эксплуатационную документацию на оборудование, указанное в таблице 2.

• 5.3. Обеспечить выполнение условий поверки.

• 6.1. Внешний осмотр

  • 6.1.1. Внешним осмотром проверяют укомплектованность АИИС измерительными компонентами, проверяют соответствие типов фактически использованных измерительных компонентов типам средств измерений, использование которых предусмотрено формуляром АИИС, Проверяют наличие действующих результатов поверки (свидетельств о поверке или знак поверки в паспорте) на все измерительные компоненты.

  • 6.1.2. Проверить размещение измерительных компонентов, правильность схем подключения трансформаторов тока и напряжения к счетчикам электрической энергии; правильность прокладки проводных линий по проектной документации на АИИС.

  • 6.1.3. Визуально проверить отсутствие повреждений доступных частей измерительных компонентов, отсутствие следов коррозии в местах подключения проводников.

  • 6.1.4. Визуально, по маркировке цепей тока и напряжения, проверить последовательность чередования фаз на каждом счетчике электрической энергии.

Результаты выполнения операции считать положительными, если состав измерительных каналов соответствует приведенному в формуляре АИИС; имеются действующие результаты поверки на каждый измерительный компонент; целостность доступных частей измерительных компонентов не нарушена, отсутствуют следы коррозии; схемы включения и размещение измерительных компонентов соответствуют проектной документации; последовательность чередования фаз в измерительных цепях на счетчике прямая.

• 6.2. Опробование

  • 6.2.1. При опробовании проверяется работоспособность связующих компонентов и вспомогательных устройств, счетчиков, УСПД «ЭКОМ-ЗООО», отсутствие ошибок информационного обмена. Проверка осуществляется анализом записей в журнале событий сервера БД, проверкой наличия в базе данных результатов измерений за предшествующий проверке получасовой интервал, сравнением результатов измерений передаваемых АИИС во внешние системы с результатами измерений, хранящимися в энергонезависимой памяти счетчиков электрической энергии.

  • 6.2.2. Действуя в соответствии с указаниями руководства пользователя программного обеспечения «Энергосфера» открыть журнал событий. Проанализировать журнал событий на наличие записей об аварийных ситуациях. Убедиться в отсутствии записей об ошибках и аварийных ситуациях, произошедших в счетчиках электрической энергии, УСПД, убедиться в отсутствии записей об ошибках связи. Убедиться в наличии записей о коррекции времени в часах счетчиков электрической энергии.

  • 6.2.3. Действуя в соответствии с указаниями руководства пользователя программного обеспечения «Энергосфера» считать коэффициенты трансформации ТТ и TH, убедиться в том, что коэффициенты трансформаторов для всех ИИК ТИ, равны соответствующим коэффициентам трансформации для данного ИИК ТИ, указанным в формуляре СМИР.АУЭ.388.00 ФО .

  • 6.2.4. Через канал прямого доступа к счетчикам электрической энергии с использованием программы конфигурирования счетчика «Конфигуратор СЭТ» считать из каждого счетчика архив с результатами измерений получасовых приращений активной и реактивной электрической энергии за предшествующие сутки. В случае если за предшествующие сутки результаты измерений равны нулю и отсутствовала передача электрической энергии, то архив считывается за последние сутки, в которых присутствуют не нулевые результаты измерений.

  • 6.2.5. Действуя в соответствии с указаниями руководства пользователя программного обеспечения «Энергосфера» сформировать ведомость энергопотребления, содержащую приращения электрической энергии за получасовой интервал, предшествующий времени проведения данной операции.

  • 6.2.6. Действуя в соответствии с указаниями руководства пользователя программного обеспечения «Энергосфера» сформировать выходной XML файл, содержащий результаты измерений за те сутки, для которых получены получасовые приращения электрической энергии при выполнении 6.2.4.

  • 6.2.7. Рассчитать количество потребленной активной и реактивной электрической энергии за последние сутки по показаниям счетчиков по формулам:

W^Ai= Kn-Kui-W^i, W>Kii-KurW^p_C4i,                (1)

где i - номер измерительного канала;

Кп - коэффициент трансформации трансформаторов тока, использованных в i-ом измерительном канале;

Kui - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, использованных в i-ом измерительном канале;

Wachi ” количество активной электроэнергии из архива счетчика i-oro измерительного канала, кВт-ч;

Wp_C4j - количество реактивной электроэнергии из архива счетчика i-oro измерительного канала, квар-ч.

• 6.2.8. Сравнить результаты расчета по формулам (1) с результатами измерений содержащиеся в сформированном XML-файле по пункту 6.2.6.

Результаты выполнения операции считать положительными, если результаты расчета по формулам 1 не отличаются от результатов измерений из базы данных не более чем на один кВт-ч (квар-ч), в журналах событий счетчиков отмечены факты коррекции часов счетчиков электрической энергии.

• 6.3. Подтверждение соответствия программного обеспечения.

  • 6.3.1.Проверить целостность метрологически значимых модулей и библиотек, вычисляя их контрольную сумму по алгоритму MD5. Сравнить полученные контрольные суммы со значениями, указанными в таблицах 3 и 4.

Таблица 3 - идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК-1

• 6,4. Проверка метрологических характеристик

• 6.4.1. Измерительные каналы АИИС обеспечивают свои метрологические характеристики при соблюдении рабочих условий применения измерительных компонентов, установленных в технической документации на АИИС, при использовании поверенных измерительных компонентов, при положительных результатах проверок 6.3.2-6.3.5.

• 6.4.2. Проверка поправки часов счетчиков относительно шкалы времени UTC.

• 6.4.2.1. Установить часы персональной ЭВМ по тайм серверу ФГУП «ВНИИФТРИ» (ntpl.imvp.ru, ntp2.imvp.ru или ntp3.imvp.ru) с использованием протокола NTP.

• 6.4.2.2. Сравнить показания часов УСПД с показаниями часов персональной ЭВМ и определить поправку Atycn^.

• 6.4.2.3.  Сравнить показания часов каждого счетчика электрической энергии с показаниями часов персональной ЭВМ и определить поправку At_C4i, где i-номер ИК.

Результаты проверки считать положительными, если поправки Atc₄i часов счетчиков электрической энергии не превышают ±5 с, поправка Atycrm не превышает ±1 с.

• 6.4.3. Проверка величины магнитной индукции в месте расположения счетчиков электрической энергии

• 6.4.3.1. Выполнить измерение модуля вектора магнитной индукции на частоте 50 Гц в непосредственной близости от счетчиков электрической энергии миллитесламетром портативным ТП2-2У-01.

Результаты проверки считать удовлетворительными, если величина модуля вектора магнитной индукции не превышает 0,05 мТл

• 6.4.4. Проверка мощности нагрузки ТТ и TH

• 6.4.4.1. Измерение полной мощности нагрузки на вторичную обмотку ТТ и TH осуществляется в соответствии с указаниями методики, аттестованной в порядке, установленном ГОСТ Р 8.563, например, «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», утвержденной руководителем ФГУП «СНИИМ»13.07.2009 г.

Результаты проверки считать удовлетворительными, если мощность нагрузки на вторичные обмотки ТТ лежит в пределах установленных ГОСТ 7746-2001 и описанию типа (для трансформаторов тока, для которых в описании типа установлен расширенный диапазон мощности нагрузки на вторичную обмотку); нагрузка на вторичные обмотки TH лежит в пределах, установленных ГОСТ 1983-2001 (от 25 до 100% номинального значения, указанного в паспортах трансформаторов)

• 6.4.5. Проверка потерь напряжения

• 6.4.5.1. Измерение потерь напряжения в линии присоединения счетчиков к TH осуществляют в соответствии с указаниями методики, аттестованной в порядке, установленном ГОСТ Р 8.563, например, «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», утвержденной руководителем ФГУП «СНИИМ» 13.07.2009 г.

Результаты проверки считать удовлетворительными, если ни в одном случае измеренное значение потерь напряжения не превышает 0,25%.

• 7.1. При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке в соответствии с ПР50.2.006; поверительное клеймо наносится на свидетельство о поверке. На оборотной стороне свидетельства о поверке делается запись о том, что оно действительно при наличии действительных результатов поверки измерительных компонентов, входящих в состав АИИС.

12. В приложении к свидетельству о поверке приводится перечень измерительных каналов, по которым ведется коммерческий учет электроэнергии, и сведения о входящих в состав АИИС измерительных компонентах с указанием типов и заводских номеров. Рекомендуемая форма записей приведена в Приложении А.

• 7.3. При проведении внеочередной поверки в связи с заменой измерительного компонента на однотипный, оформляется дополнение в виде свидетельства о поверке АИИС в части ИК, включающих эти компоненты. На оборотной стороне основного свидетельства о поверке АИИС делается отметка об оформлении такого, дополнительного свидетельства с указанием причин оформления. Пример отметки приведен в Приложении А.

• 7.4. В случае получения отрицательных результатов поверки свидетельство о поверке аннулируют, гасят клеймо о поверке, оформляют извещение о непригодности с указанием причин несоответствия требованиям в соответствии с ПР 50.2.006.

  

  Крылов В.С.

Разработал инженер 1 -ой кат.

ПРИЛОЖЕНИЕ А (рекомендуемое)

А.1 Пример оформления приложения к свидетельству о поверке Наименование и перечень измерительных каналов и компонентов

Поверитель ____________________/ФИО/                         Дата «   »_________________г. (оттиск клейма)

А.2 Пример оформления записи о выдаче свидетельства о поверке в связи с заменой измерительного компонента.

По результатам внеочередной поверки, связанной с заменой трансформатора тока типа ТОЛ №4935 на трансформатор типа ТОЛ-СЭЩ-10 №4052 выдано свидетельство поверке №10-13 от «   »_________2009 г. в части ИК №5