Методика поверки «ГСОЕИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) трансформаторной подстанции ТП 0666 Свердловской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Пермского края» (ΜΠ 206.1-094-2020)

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ

ВНИИМС

УТВЕРЖДАЮ:

Заместитель директора по производственной метрологии

2020 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) трансформаторной подстанции ТП 0666 Свердловской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Пермского края

Методика поверки

МП 206.1-094-2020

Москва

2020

• 1 Общие положения............................................................................................

• 2 Нормативные ссылки.......................................................................................

• 3 Операции поверки...........................................................................................

• 4 Средства поверки............................................................................................

• 5 Требования к квалификации поверителей и обслуживающего персонала

• 6 Требования безопасности................................................................................

• 7 Условия проведения поверки и подготовки к ней........................................

• 8 Подготовка к проведению поверки................................................................

• 9 Проведение поверки........................................................................................

• 10 Оформление результатов поверки................................................................

  3

  3 .4

  „7

  „7

  ..8

  12

периодической поверок измерительных канале: информационно-измерительной коммерческог трансформаторной подстанции ТП 0666 Свердловской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Пермского края, заводской номер 6210, предназначенной для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбор!

информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Поверке подлежит каждый ИК АИИС КУЭ, прошедшей процедуру утверждения типа, на который распространено свидетельство об утверждении типа. ИК подвергают поверке покомпонентным (поэлементным) способом с учетом положений раздела 8 ГОСТ Р 8.596.

Первичную поверку системы выполняют после проведения испытаний АИИС КУЭ с целью утверждения типа. Допускается совмещение операций первичной поверки и выполняемых при испытаниях типа. Периодическую поверку системы выполняют эксплуатации АИИС КУЭ. Интервал между поверками АИИС КУЭ - раз в 4 года.

Измерительные компоненты АИИС КУ Э поверяют с интервалом между установленным при утверждении их типа. Если очередной срок поверки измерительного компонента наступает до очередного срока поверки АИИС КУЭ, поверяется только этот компонент и поверка АИИС КУЭ не проводится. После поверки измерительного компонента и восстановления ИК выполняется проверка ИК в той его части и ь том объеме, который необходим для того, чтобы убедиться, что действия, связанные с поверкой измерительного компонента, не нарушили метрологических свойств ИК (схема соединения,

Первичную поверку АИИС КУЭ проводят компонентов, аварий в энергосистеме, если эти события могли повлиять на метрологические характеристики ИК. Допускается подвергать указанным выше воздействиям, при условна, что собственник АИИС КУЭ подтвердит официальным заключением, что остальные ИК этим воздействиям не подвергались.

Допускается подвергать поверке отдель:

В настоящей методике использовались ссылки на следующие нормативные документы:

РМГ 51-2002 «ГСП. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения»;

свидетельства о поверке, утвержден Приказом М:

ПР 50.2.012-94 «ГСИ. Порядок аттестации поверителей средств измерений»;

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»;

ГОСТ Р 4.199-85 «СПКП. Системы инф

ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

МИ 2845-2003 ГСИ. «Измерительные трансформаторы напряжения 6N3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

МИ 3195-2018 «ГСИ.

трансформаторов напряжения в условиях эксплу

МИ 3196-2018 «ГСИ. Методика из:

трансформаторов тока в условиях эксплуатации >>

МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в услов:иях эксплуатации»;

ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия»;

ГОСТ 7746-2015 «Трансформаторы тока. Общие технические условия»;

ГОСТ 1983-2015 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»;

ГОСТ 31819.22-2012 (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S»;

ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003) у^ппаратура для измерения электрической энергии Статические счетчики реактивной энергии Совместимость технических средств

безопасности труда. Оборудование

ГОСТ 12.2.007.0-75 «Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности»;

ГОСТ 12.2.007.3-75 «Система стандартов безопасности труда. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требов

ГОСТ Р 51321.1-2000 (МЭК 60439-1-'

распределения и управления. Часть 1. Устройства, испытанные полностью или частично. Общие технические требования и методы испытаний»;

Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок (в ред. Приказа Минтруда РФ от 19.02.2016 №74н).

При проведении поверки выполняются операции, указанные в таблице 1.

Таблица 1 -

и

Окончаниетаблицы 1

При проведении поверки применяют эн устройства, в соответствии с методиками поверки, компоненты АИИС КУЭ, а так же следующие средства поверки:

• - трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

• - трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6л/3.. .35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;

  документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик

• - счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по

электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;

• - для УСПД RTU-327 - по документу ДЯИМ.466215.007МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-327. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

  • - для УСВ-3 - по документу «Инструю Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», ут «ВНИИФТРИ»в 2012 г.;

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

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

  • - средства измерений по МИ 3598-2018 линиях соединения счетчика с трансформатором

  • - термогигрометр «CENTER» (мод.31 температуры от минус 20 до плюс 60 °C, (А влажности от 10 до 100 % (8 = ±3,0%);

  • - измеритель магнитного поля «ИМП-04

  5000 нТл, (Д = ± (0,1 • Визм+30));

  • - блок коррекции времени ЭНКС-2, per. № 37328-15;

:ция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. вержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУП

ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в напряжения в условиях эксплуатации;

5) (per. № 22129-09) - диапазон измерений = ±0,8°С); диапазон измерений относительной

» (per. № 15527-02) диапазон измерений от 70 до

установках до и свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже IV, второй -удостоверение, подтверждающее право работы электробезопасности не ниже III.

5.8 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 МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений поте] трансформатором напряжения в условиях эксплу измерений в соответствии с указанным документом. Измерение проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и свыше 1000 В с группой п< удостоверение, подтверждающее право работы электробезопасности не ниже III.

ВНИМАНИЕ.

При проведении поверочных и измерительных работ должны присутствовать работники объекта, на котором размещены компоненты АИИС КУЭ, имеющие опыт работы и право на подключение и отключение эталонных и поверяемых средств измерений в соответствии со схемой поверки или с методикой выполнения измерений,

Условия поверки АИИС КУЭ должны соответствовать условиям ее эксплуатации, [, но не выходить за нормированные условия

• 8.1 Для проведения поверки представляют следующую документацию:

• - руководство пользователя АИИС КУЭ¹

• - формуляр на АИИС КУЭ;

• - описание типа АИИС КУЭ;

• -  свидетельства о поверке измерительных компонентов, входящих в ИК, и свидетельство о предыдущей поверке системы (при периодичес

  кой);

• - паспорт-протокол на ИК;

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

• 8.2 Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные работы:

• - проводят организационно-технические мероприятия по обеспечению безопасности поверочных работ в соответствии с действующими правилами и ПУЭ;

- проводят организационно-технические: мероприятия по доступу поверителей и персонала энергообъектов к местам установки измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, серверу АИИС КУЭ для проведения работ по п.п. 9.1,9.3, 9.4, 9.5, 9.6, 9.10;

организуют рабочее место для поверителя, для проведения работ по п.п. 9.2, 9.7, 9.8, 9.9;

— организуют рабочее место для поверителя, для проведения работ по п. 9.10.

• 9.1.1  Проверяют целостность корпусов измерительных компонентов, наличие поверительных пломб и клейм.

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

  заводских номеров фактически использованных измерительных компонентов типам и заводским номерам, указанным в формуляре АИИС КУЭ.

  ьнейшие операции по поверке ИК прекращаются, е о непригодности.

• 9.1.3  Проверяют соответствие типов и

При наличии несоответствий по п. 9.1 дал] АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещени

Проверяют наличие свидетельств о поверке и срок их действия для всех измерительных тока и напряжения, счетчиков электрической

ьнейшие операции по поверке ИК прекращаются, ie о непригодности.

• 9.4.1 Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на УСПД. При отсутствии или нарушении пломб проверяют правильность подсоединения УСПД.

  с его тестового программного обеспечения. Проверка

9.4.2Проверяют правильность функционирования УСПД в соответствии эксплуатационной документацией с помощью считается успешной, если все подсоединенные к УСПД счетчики опрошены и нет сообщений об ошибках.

• 9.6.1 Проверка функционирования мультиплексоров (при их наличии)

  [ексоров с помощью переносного компьютера, типлексора) через кабель RS232, и специальной

Проверяют функционирование мультипл подключенного к мультиплексору (группе муль программы. Мультиплексор (группа мультиплексоров) считают работоспособным, если все счетчики, подключенные к данному мультиплексору (группе), были опрошены.

9.6.2Проверка функционирования модемов (при их наличии)

Проверяют функционирование модемов, используя коммуникационные возможности специальных программ. Модемы считаются исправными в составе комплекса, если были установлены коммутируемые соединения и по установленным соединениям успешно прошел опрос счетчиков или УСПД.

Допускается автономная проверка модемов с использованием тестового программного обеспечения.

9.6.3Проверка функционирования адаптеров интерфейса (при их наличии)

Используя кабель RS232 подключают к адаптерам переносной компьютер с ПО. Проверка считается успешной, если удалось опросить все счетчики, подключенные к данному адаптеру.

дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются,

• 9.7.1  Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на клеммных соединениях, имеющи хся на линии связи ТТ со счетчиком.

• 9.7.2  Проверяют наличие данных измерений мощности нагрузки вторичных цепей ТТ по МИ 3196-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации» с оформлением паспортов-протоколов по форме Приложения 11.3 АО «АТС». Ревизия ИК, а также утверждение [паспортов-протоколов должны быть проведены в течении истекающего межповерочного интерваяа (для первичной поверки - не более 1 года до момента ее проведения).

При наличии несоответствий по п. 9.7 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещени е о непригодности.

Подключив к серверу ИВК блок коррекции времени ЭНКС-2, определяют пределы смещений шкалы времени сервера ИВК относительно национальной шкалы времени UTC(SU).

По журналу событий сервера ИВК определяют смещение шкал времени сервера ИВК и УСПД.

По журналу событий УСПД определяют смещение шкал времени УСПД и счетчиков электрической энергии. Интервал времени наблюдения выбирается равным не менее 10 периодам.

Пределы смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC (SU) определяются как результирующее значение величин: измеренного значения смещения шкалы времени сервера ИВК относительно национальной шкалы времени UTC(SU), смещения                              шкал

сервер ИВК - УСПД, УСПД - счетчики электрической энергии.

• 9.10.2 Пределы смещений шкалы времен; шкалы времени UTC (SU) определяются по формуле:

где Дт_ивк - предельное смещение шкалы времени сервера ИВК относительно национальной шкалы времени UTC(SU), с;

предельное смещение шкалы времен

которого производится коррекция, с;

Дт_УГПд - предельное смещение шкалы времени УСПД относительно шкалы времени сервера ИВК, с;

изменение хода часов счетчика с учетом предельных значений температур, указанных в рабочих условиях эксплуатации, с;

Tpj - период синхронизации счетчика, сут

В случае если значение смещения шш времени компонентов СОЕВ относительно национальной шкалы времени UTC(SU) полученного по п.9.10.1 и значения по п. 9.10.2 больше значения, заявленного в описании типа, АИИС К

Операция проверки отсутствия ошибс экспериментальное подтверждение идентично счетчиках электрической энергии (исходная ин (сервера БД).

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

• 9.11.1 На центральном компьютере (сервере БД) системы распечатывают значения активной и реактивной электрической энергии, зарегистрированные с 30-ти минутным интервалом за полные предшествующие дню проверки сутки по всем К каждому 30-ти минутному интервалу времени.

  К. Проверяют наличие данных, соответствующих Пропуск данных не допускается за исключением

случаев, когда этот пропуск был обусловлен отключением ИК или устраненным отказом какого-либо компонента системы.

• 9.11.2 Распечатывают журнал событий с¹» связи между измерительными компонентами ci информации в памяти УСПД и центральном komi времени, в течение которого была нарушена с вяз:

• 9.11.3 Распечатывают на центральном ком] сутки, предшествующие дню поверки. Испои оптопорт профиль нагрузки за те же сутки, хранящийся в памяти счетчика. Различие значений активной (реактивной) мощности, хранящейся трансформации измерительных трансформаторов) и базе данных центрального компьютера (сервера БД) не должно превышать двух единиц младшего разряда учтенного значения.

  в памяти счетчика (с учетом коэффициентов

• 9.11.4 Рекомендуется вместе с проверкой по п. 9.11.3 сличать показания счетчика по строго в конце получаса (часа) и сравнивать с компьютере (сервере БД) системы для того же

  активной и реактивной электрической энергии данными, зарегистрированными в центральном момента времени. Для этого визуально или с помощью переносного компьютера через оптопорт считывают показания счетчика по активной и резистивной электрической энергии и сравнивают эта данные (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов), с показаниями зарегистрированными в центральном компьютере (сервере БД) системы. Расхождение не должно превышать две единицы младшего разряда.

  При наличии несоответствий по п. 9.11 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

Проверка выполняется в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.654-2015 «ГСП. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения».

Операции проверки идентификационных данных программного обеспечения (далее - ПО) предусматривают экспериментальное подтверждение идентичности идентификационных данных ПО заявленным в описании типа.

• 9.11.1 Проверка идентификационного наименования и номера версии ПО.

Проверяют информацию, запустив менеджер программ из подменю «Автозагрузка» меню «Пуск» или с помощью ярлыка «Менеджер программ» расположенного на рабочем столе Windows, найдя ярлык ПО в трее и запустив его, в строке "О программе". Убедиться, что идентификационное наименование и номер версии ПО соответствуют заявленным в описании типа.

• 9.11.2 Проверка цифрового идентификатора ПО.

На выделенных модулях ПО проверить Цифровые идентификаторы. Алгоритм вычисления цифрового идентификатора - MD5.

Проверка Цифрового идентификатора программного обеспечения происходит на ИВК (сервере), где установлено ПО. Для чего нужно запустить менеджер файлов, позволяющих производить хэширование файлов. В менеджере файлов, необходимо открыть каталог и выделить необходимые файлы. Далее в закладке Файл Главного меню выбрать команду - Просчитать хэш. Получившиеся файлы в количестве, соответствующем выделенным файлам, содержат код MD5 в текстовом формате. Наименование файла MD5 строго соответствует наименованию файла, для которого проводилось хэширование.

Сведения об идентификационных данных (признаках) ПО СИ и методах его идентификации фиксируют в виде, представленном в таблице 2.

Таблица 2

• 10.1 На основании положительных результатов по пунктам раздела 9 выписывают свидетельство о поверке АИИС КУЭ в соответствии с Приказом Минпромторга России 02.07.2015 г. № 1815. В приложении к свидетельству указывают перечень ИК.

• 10.2 При отрицательных результатах поверки АИИС КУЭ признается негодной дальнейшей эксплуатации и на нее выдают извещение о непригодности в соответствии Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 г. № 1815 с указ

  ичин.

Начальник отдела 206.1

ФГУП «ВНИИМС»

Ведущий инженер ФГУП «ВНИИМС»

С. Ю. Рогожин

Е.В. Константинова

• 6.1 АИИС КУЭ является многоуровневой автоматизированной измерительной системой с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительные каналы (ИК) системы скомплектованы из измерительных компонентов утвержденных типов, внесенных в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений для каждого из которых установлен свой интервал между поверками.

• 6.2 В соответствии с разделом 4 РМГ 74 - 2004 при определении интервала между поверками средства измерений, имеющего обобщённые метрологические характеристики, в качестве интервала между поверками АИИС КУЭ, следует выбирать наименьший интервал между поверками измерительного компонента входящего в состав АИИС КУЭ.

• 6.3 Рекомендуемый интервал между поверками для АИИС КУЭ трансформаторной подстанции ТП 0666 Свердловской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Пермского края - 4 года.

• 7.1 Проверяют энергонезависимость памяти, глубину хранения и качество защиты от несанкционированного доступа к базам данных и программам компонентов системы, имеющих процессоры.

• 7.2 Проверка энергонезависимости памяти счетчиков и сервера системы. Убедиться в наличии архивных данных в памяти счетчиков, базе данных сервера системы. Отключают питание. Включают питание через интервал времени не менее 3 ч и убеждаются в сохранности архивных данных, хранящихся в памяти указанных устройств.

• 7.3 Проверяют глубину хранения измерительной информации в счетчиках и сервере системы в соответствии с руководством по эксплуатации указанных устройств.

• 7.4 Проверяют наличие защитных устройств на клеммных колодках измерительных цепей и возможность их пломбирования для защиты от несанкционированного доступа.

• 7.5 Проверяют защиту от несанкционированного доступа на программном уровне баз данных счетчика электроэнергии и сервера системы в соответствии с руководством по эксплуатации указанных устройств.

• 7.6 Проверка средств восстановления работоспособности АИИС КУЭ после отказов ЭВМ. Проверяется наличие в эксплуатационной документации АРМ рекомендаций по восстановлению работоспособности, их полнота и практическая реализуемость.

• 7.7 Определение класса защиты ПО - по Р 50.2.077-2014.

Начальник отдела

ФГУП «ВНИИМС»

Ведущий инженер ФГУП «ВНИИМС»

С.А.Соловьев