Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Красноярская ТЭЦ-1"» (МП-133-RA.RU.319556-2018)

Методика поверки

Тип документа

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Красноярская ТЭЦ-1"

Наименование

МП-133-RA.RU.319556-2018

Обозначение документа

ФГУП "СНИИМ"

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

/ В. Ю. Кондаков

директора ФГУП «СНИИМ»

2018 г.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Красноярская ТЭЦ-1»

Методика поверки

Mn-133-RA.RU.310556-2018

Новосибирск

Настоящая методика поверки распространяется на измерительные каналы системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Красноярская ТЭЦ-1» (далее - АИИС КУЭ).

Настоящая методика не распространяется на измерительные компоненты АИИС КУЭ (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, счетчики электрической энергии), поверка которых осуществляется по нормативно-техническим документам, указанным в эксплуатационной документации на измерительные компоненты АИИС КУЭ.

Перечень и состав ИК приведен в формуляре АИИС КУЭ.

Настоящая методика поверки устанавливает методы и средства поверки ИК при первичной, периодической и внеочередной поверках.

Первичная поверка АИИС КУЭ проводится при вводе в эксплуатацию и после ремонта, в том числе, после замены измерительных компонентов на однотипные. После замены измерительных компонентов допускается проводить поверку только для тех измерительных каналов (ИК), в которых была осуществлена данная замена.

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

При поверке допускается не поверять измерительные каналы, выведенные из системы коммерческого учета.

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

1 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ
  • 1.1 Содержание и последовательность выполнения работ при поверке АИИС КУЭ должны соответствовать указаниям, приведенным в таблице 1.

Таблица 1. Содержание и последовательность выполнения работ при поверке АИИС КУЭ

Наименование операции

номер пункта

Вид поверки

Первичная и после ремонта (кроме замены измерительных компонентов)

Пери-одичес-кая

Внеочередная. После замены

ТТ или TH

Счетчиков

Внешний осмотр:

Проверка состава ИК

6.1.1

+

+

-

-

Проверка   схем   включения

измерительных компонентов

6.1.2

+

+

-

-

Проверка отсутствия повреждений        измерительных

компонентов

6.1.3

+

+

-

-

Проверка последовательности чередования фаз

6.1.4

+

+

+

+*

Опробование

6.2

+

+

+

+

Идентификация ПО

6.3

+

+

-

-

Проверка метрологических характеристик:

Проверка поправки часов, входящих в СОЕВ

6.4.2

+

+

-

+

Проверка величины магнитной индукции

6.4.3

+

-

-

-

Проверка мощности нагрузки на вторичные обмотки ТТ

6.4.4

+

+

-

-

Проверка мощности нагрузки на вторичные обмотки TH

6.4.5

+

-

-

-

Проверка потерь напряжения в цепи «ТН-счетчик»

6.4.6

+

+

-

-

Примечание: «+» - операция выполняется, «-» - операция не выполняется; ’ - после замены счетчика, TH или монтажных работ во вторичных цепях TH.

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

Таблица 2

Номер пункта документа по поверке

Эталоны, основные и вспомогательные средства поверки

6.4.1

Переносной персональный компьютер, оснащенный драйвером ИК-порта и с установленным    программным    обеспечением    конфигурирования

счетчиков«Конфигуратор СЭТ-4ТМ» и «ALPHAPLUS-Е», устройство сбора оптическое УСО2

6.4.2

Переносной персональный компьютер с программным обеспечением, обеспечивающим поддержку протокола NTP, и доступом в Интернет;

NTP серверы, работающие от рабочих шкал Государственного первичного эталона времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012 или вторичных эталонов ВЭТ 1-5, ВЭТ 1-7

6.4.2, 6.4.4,6.4.5,

6.4.6

Миллитесламетр ТП2-2У-01 (2,5%); мультиметр АРРА-109, от 0 до 200 В; 0,7%+80 ед.мл.р.; клещи токовые АТК-2001 от 0 до ЗОА ±(2,0%+5 е. м. р); измеритель комплексных сопротивлений «Вымпел» от 0,05 до 5 Ом, ± [ 1,0+0,05 (|Zk|/|Zx| - 1)] %

Допускается использовать другие средства измерений, обеспечивающие требуемую погрешность измерений.

3 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ
  • 3.1 Условия поверки должны соответствовать рабочим условиям применения средства измерений и вспомогательного оборудования в соответствии с их описаниями типов, паспортами или руководствами пользователя.

4 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
  • 4.1 При выполнении поверки следует выполнять требования безопасности в соответствии с ГОСТ 12.3.019-80, ГОСТ 12.2.007.0-75, «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок».

  • 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 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ
  • 5.1 Обеспечить выполнение требований безопасности.

  • 5.2 Изучить эксплуатационную документацию на оборудование, указанное в таблице 2, ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» и «ALPHAPLUS-Е».

  • 5.3 Обеспечить выполнение условий поверки.

6 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ
  • 6.1 Внешний осмотр

    • 6.1.1 Внешним осмотром проверяют укомплектованность АИИС КУЭ измерительными компонентами, проверяют соответствие типов фактически использованных измерительных компонентов типам средств измерений, использование которых предусмотрено проектной документацией (перечень измерительных компонентов приведен в формуляре). Проверяют, имеются ли на все измерительные компоненты свидетельства о поверке или действующие результаты поверки, оформленные иным образом.

    • 6.1.2 Внешним осмотром проверяют схемы подключения трансформаторов тока и напряжения к счетчикам электрической энергии на соответствие проектной документации.

    • 6.1.3 Визуально проверяют отсутствие повреждений доступных частей измерительных компонентов.

    • 6.1.4 Визуально, по маркировке проводников в измерительных цепях и индикатору счетчиков, проверяют последовательность чередования фаз на каждом счетчике электрической энергии.

Результаты выполнения операции считать положительными, если состав измерительных каналов соответствует формуляру и, при наличии, акту замены измерительных компонентов; целостность корпусов измерительных компонентов не нарушена, пломбы и клейма сохранны, имеются действующие результаты поверки на каждый измерительный компонент, входящий в состав измерительных каналов АИИС КУЭ; размещение измерительных компонентов, схемы включения счетчиков электрической энергии, места прокладки вторичных цепей соответствуют проектной документации; последовательность чередования фаз прямая.

  • 6.2 Опробование

    • 6.2.1 Проверяют работоспособность связующих компонентов и вспомогательных устройств, счетчиков, контроллеров и сервера баз данных, отсутствие ошибок информационного обмена. Проверка осуществляется анализом записей в журнале событий сервера баз данных, проверкой наличия в базе данных результатов измерений, сравнением результатов измерений, хранящихся в базе данных АИИС КУЭ с результатами измерений, хранящимися в энергонезависимой памяти счетчиков электрической энергии ИК.

    • 6.2.2 Действуя в соответствии с указаниями, приведенными в руководстве пользователя программного обеспечения ИВК, производят чтение журналов событий, хранящихся в памяти счетчиков. Убеждаются в отсутствии записей об ошибках и аварийных ситуациях в счетчиках электроэнергии, убеждаются в отсутствии записей об ошибках связи.

    • 6.2.3 Через канал прямого доступа к счетчикам электрической энергии (оптопорт или цифровой интерфейс) с использованием программы конфигурирования счетчиков считать из архива каждого счетчика результаты измерений количества активной и реактивной электрической энергии за предшествующие сутки или за те сутки, в которых суточное приращение электрической энергии не равно нулю. Убедиться в том, что коэффициенты трансформации, запрограммированные в счетчиках равны единице.

    • 6.2.4 Действуя в соответствии с указаниями, приведенными в руководстве пользователя программного обеспечения, установленного на ИВК, сформировать отчетный документ с результатами измерений за ту же дату, что и результаты измерений, полученные непосредственно со счетчиков электрической энергии при выполнении 6.2.1.

    • 6.2.5 Рассчитать количество потребленной активной и реактивной электрической энергии за контрольный интервал времени по формулам:

WVKn-Kui-W^i, кВт-ч

WPj = Kii-Kui- Wpc4i, квар-ч                                      (1)

где i - номер измерительного канала АИИС КУЭ;

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

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

WAC4j - приращение активной электроэнергии, учтенное в архиве счетчика i-ro измерительного канала за контрольные сутки, кВт-ч;

WpC4j - приращение реактивной электроэнергии, учтенное в архиве счетчика i-ro измерительного канала за контрольные сутки, квар-ч.

  • 6.2.6 Сравнить результаты расчета по формулам (1) с результатами измерений, содержащимися в выходном файле, полученном на ИВК.

Результаты выполнения проверки считать положительными, если журналы событий не содержат записей об аварийных ситуациях и ошибках информационного обмена; коэффициенты трансформации, запрограммированные в считчиках равны единице; считанные со счетчиков приращения электроэнергии и рассчитанные на их основе по формуле (1) приращения электроэнергии в точке измерений не отличаются от данных, полученных из базы данных АИИС КУЭ, более чем на единицу кВт ч (квар ч).

  • 6.3 Идентификация ПО

    • 6.3.1 Используя программное обеспечение для расчета контрольных сумм MD5 вычислить контрольные суммы файлов метрологически значимой части ПО.

    • 6.3.2 В качестве программного обеспечения для расчета контрольной суммы допускается использовать любое программное обеспечение, реализующее алгоритм, описанный в RFC 1321, например, Microsoft (R) File Checksum Integrity Verifier (Windows-KB841290-x86-ENU.exe).

    • 6.3.3 Посчитать контрольную сумму и сравнить с данными, приведенными в описании типа.

Результаты выполнения проверки считать положительными, если вычисленная контрольная сумма файла метрологически значимой части ПО соответствует значению, указанному в описании типа.

6.4 Проверка метрологических характеристик.

  • 6.4.1 Метрологические характеристики АИИС КУЭ при измерении времени проверяются комплектным методом, при измерении электрической энергии - поэлементным. Измерительные каналы АИИС КУЭ обеспечивают нормированные характеристики погрешности измерения электрической энергии при использовании поверенных измерительных компонентов и при выполнении рабочих условий их применения, установленных в технической документации на АИИС КУЭ.

  • 6.4.2 Проверка поправки часов, входящих в СОЕВ.

  • 6.4.2.1 Синхронизуют шкалу времени часов переносной персональной ЭВМ, со шкалой времени государственной первичного эталона единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012 с использованием группы тайм-серверов, являющихся средством передачи сигналов времени.

  • 6.4.2.2 Сравнивают показания часов ИВК с показаниями часов переносной персональной ЭВМ и определяют поправку AtHBK.

  • 6.4.2.3 Сравнивают показания часов переносной ЭВМ с показаниями часов счетчиков электрической энергии и фиксируют для каждого счетчика разность показаний его часов и часов ЭВМ (поправки AtC4j, где i - номер счетчика).

Результаты проверки считают удовлетворительными, если поправки часов счетчиков электрической энергии (Atcui) не превышают ±5 с, поправка часов ИВК (А1ивк) не превышает ±1 с.

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

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 на вторичные обмотки ТТ

Измерение полной мощности нагрузки на вторичную обмотку каждого ТТ осуществляют в соответствии с аттестованной методикой выполнения измерений, например «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», утвержденной руководителем ФГУП «СНИИМ» и аттестованной в порядке, установленном ГОСТ Р 8.563 (свидетельство об аттестации № 200-01.00249-2014 от 24 апреля 2014 г, зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.34.2014.17814).

Результаты проверки считать удовлетворительными, если нагрузка на вторичные обмотки трансформаторов тока лежит в пределах, установленных в ГОСТ 7746.

  • 6.4.5 Проверка мощности нагрузки на вторичные обмотки TH

Измерение полной мощности нагрузки на вторичную обмотку каждого TH осуществляют в соответствии с аттестованной методикой выполнения измерений, например «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», утвержденной руководителем ФГУП «СНИИМ» и аттестованной в порядке, установленном ГОСТ Р 8.563 (свидетельство об аттестации № 200-01.00249-2014 от 24 апреля 2014 г, зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.34.2014.17814).

Результаты проверки считать удовлетворительными, если нагрузка на вторичные обмотки трансформаторов напряжения лежит в пределах, установленных ГОСТ 1983.

  • 6.4.6 Проверка падения напряжения в цепи «ТН - счетчик»

Проверку падения напряжения в цепи «трансформатор напряжения - счетчик» проводят в соответствии с аттестованной методикой выполнения измерений, например «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», утвержденной руководителем ФГУП «СНИИМ» и аттестованной в порядке, установленном ГОСТ Р 8.563 (свидетельство об аттестации № 200-01.00249-2014 от 24 апреля 2014 г, зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР. 1.34.2014.17814).

Результаты проверки считать положительными, если на всех присоединениях значение потерь напряжения не превышает 0,25%.

7 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ
  • 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

  • 7.2 На оборотной стороне свидетельства о поверке делается запись «Настоящее свидетельство о поверке действительно при наличии действующих результатов поверки на все измерительные компоненты, перечисленные в Приложении к нему».

  • 7.3 В приложении к свидетельству о поверке приводится перечень измерительных каналов, по которым ведется коммерческий учет электроэнергии и сведения о входящих в состав АИИС КУЭ измерительных компонентах с указанием их типов и заводских номеров, идентификационных данных программного обеспечения. Пример оформления Приложения к свидетельству о поверке приведен в Приложении А.

  • 7.4 При проведении внеочередной поверки приводить идентификационные признаки ПО не требуется.

  • 7.5 В случае получения отрицательных результатов поверки свидетельство о поверке аннулируют, гасят клеймо о поверке, оформляют извещение о непригодности с указанием причин несоответствия требованиям.

    А. Ю. Вагин

Разработал:

Ведущий инженер ФГУП «СНИИМ»

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(рекомендуемое)

Пример оформления приложения к свидетельству о поверке

Таблица А.1 - Перечень ИК и измерительных компонентов в составе ИК АИИС КУЭ

№ИК

Наименование ИК

ТипТТ

Per. №ТТ

№ ТТ

Коэф, тр. ТТ

Кл.т.

ТТ

Тип TH

Per. №ТН

№ТН

Коэф. тр.

TH

Кл.т.

TH

Тип сч.

Per. №сч.

№ сч.

Кл.т. сч.

1

ТГ-3

ТЛШ-10

11077-89

749, 651,

669

3000/5

0,5

НАМИ-10-95

20186-00

771

6000/100

0,5

EA02RL-

Р1В-4

16666-97

01132126

0,2S/0,5

2

ТГ-4

ТЛШ-10

11077-89

472, 471,

667

3000/5

0,5

НТМИ-6-66

2611-70

1295

6000/100

0,5

EA02RL-

Р1В-4

16666-97

01132121

0,2S/0,5

Поверитель

/ФИО, должность/

Таблица А.2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование программного обеспечения

«Пирамида» (metrology.dll)

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.0.0.0

Цифровой идентификатор программного обеспечения

52E28D7B608799BB3CCEA41B548D2C83

(рассчитываемый по алгоритму)

MD5

Поверитель

__________________/ФИО, должность/

10

(оттиск клейма)

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель