Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "КНАУФ ГИПС ЧЕЛЯБИНСК"» (ЭМ.425210.015 Д1)

СОГЛАСОВАНО

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная

коммерческого учета электроэнергии

ООО «КНАУФ ГИПС ЧЕЛЯБИНСК»

Методика поверки с изменением №1

ЭМ.425210.015 Д1

Новосибирск

Настоящая методика поверки распространяется на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ООО «КНАУФ ГИПС ЧЕЛЯБИНСК» (далее АИИС) для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, ведения календаря и измерения времени в шкале времени UTC(SU).

(Измененная редакция, Изм. №1)

Настоящая методика поверки распространяется на измерительные каналы (ИК) АИИС, состоящие из информационно-измерительных комплексов точек измерений (ИИК ТИ), измерительно-вычислительного комплекса (ИВК) и информационных каналов связи. Перечень ИК и состав ИИК ТИ, соответствующих им, приведен в таблице 1.

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

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

Первичная поверка АИИС проводится при вводе в эксплуатацию или после ремонта.

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

После замены измерительных компонентов на однотипные проводится внеочередная поверка АИИС.

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

Абзац введён дополнительно (Изм. №1)

Перед проведением поверки следует ознакомиться с эксплуатационной документацией на измерительные компоненты АИИС; документами, указанными в разделе 3 настоящей методики поверки, регламентирующими требования безопасности.

Таблица 1 - Перечень измерительных каналов и состав ИИК ТИ (Измененная редакция, Изм. Nsl)

• 1.1 При поверке допускается не проверять измерительные каналы, выведенные из системы коммерческого учета.

• 1.2 В случае если проводят поверку ИК в связи с заменой измерительных компонентов ИК на однотипные, то операции поверки проводят только для измерительных каналов, в состав которых входят данные измерительные компоненты.

• 1.3 Содержание и последовательность выполнения работ по проверке измерительных каналов и ИК в целом должны соответствовать указаниям, приведенным в таблице 2.

Таблица 2(Измененная редакция, Изм. №1)

• 2.1 При проведении поверки используют средства измерений и вспомогательное оборудование, указанное в таблице 3.

Таблица 3 (Измененная редакция, Изм. №>1)

• 3.1 Условия поверки должны соответствовать рабочим условиям применения эталонов и вспомогательного оборудования.

• 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 эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

• 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 1, ПО «Meterview».

• 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 проектной документацией (перечень измерительных компонентов приведен в таблице 1). Внешним осмотром проверяют размещение измерительных компонентов, схемы подключения трансформаторов тока и напряжения к счетчикам электрической энергии на соответствие проектной документации.

  • 6.1.2 Визуально проверяют отсутствие повреждений доступных частей измерительных компонентов.

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

  • 6.1.4 Проверяют наличие свидетельств о поверке на все измерительные компоненты или действующие результаты поверки, оформленные иным образом.

Результаты выполнения операции считать положительными, если состав измерительных каналов соответствует таблице 1; целостность корпусов измерительных компонентов не нарушена, пломбы и клейма сохранны, имеются действующие результаты поверки на каждый измерительный компонент, входящий в состав измерительных каналов АИИС; цифровые идентификаторы ПО соответствуют указанным в таблице 4; размещение измерительных компонентов, схемы включения счетчиков электрической энергии, места прокладки вторичных цепей соответствуют проектной документации; последовательность чередования фаз прямая.

• 6.2 Проверка соответствия ПО

Проверяют соответствие цифровых идентификаторов ПО цифровым

идентификаторам, указанным в таблице 4.

Таблица 4   - Идентификационные признаки компонентов, подлежащих

метрологическому контролю (Измененная редакция, Изм. №1).

Результаты выполнения проверки считать положительными, если вычисленная контрольная сумма файла метрологически значимой части ПО соответствуют значению указанному в таблице 4.

• 6.3 Опробование

  • 6.3.1 Проверяют работоспособность связующих компонентов и вспомогательных устройств, счетчиков, сервера БД, 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 с результатами измерений, хранящимися в энергонезависимой памяти счетчиков электрической энергии ИК.

  • 6.3.2 Действуя в соответствии с указаниями, приведенными в руководстве пользователя ПО «Энергосфера», производят чтение журнала событий сервера БД. Убеждаются в отсутствии записей об ошибках и аварийных ситуациях в сервере БД.

  • 6.3.3 Через канал прямого доступа к счетчикам электрической энергии (оптопорт или цифровой интерфейс) с использованием программы конфигурирования счетчика «Meterview» 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.

  • 6.3.4 Действуя в соответствии с указаниями, приведенными в руководстве пользователя программного обеспеченияПО «Энергосфера» сформировать отчетный документ в формате Excel (XLS) с результатами измерений за ту же дату, что и результаты измерений, полученные непосредственно со счетчиков электрической энергии при выполнении 6.3.3.

  • 6.3.5 Рассчитывают количество потребленной активной и реактивной электрической энергии за контрольный интервал времени по формулам:

W^Aj= Кп-Кш- W^A_C4i, кВт-ч

W^p, = Kn-Ku.-W^P_C4„ квар-ч                                   (1)

где i - номер измерительного канала АИИС;

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

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

W^A_C4i - приращение активной электроэнергии, учтенное в архиве счетчика i-ro измерительного канала за контрольные сутки, кВт-ч;

W^p_C4j - приращение реактивной электроэнергии, учтенное в архиве счетчика i-го измерительного канала за контрольные сутки, квар-ч.

• 6.3.6 Сравнивают 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, более чем на единицу младшего разряда.

6.4 Проверка метрологических характеристик.

• 6.4.1 Метрологические характеристики АИИС при измерении времени проверяются комплектным методом, при измерении электрической энергии - поэлементным. Измерительные каналы АИИС 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.

• 6.4.2 Проверка величины поправки часов.

• 6.4.3 Включают устройство синхронизации частоты и времени Метроном в соответствии с руководством по эксплуатации.

• 6.4.4 Сравнить показания индикатора устройства синхронизации частоты и времени Метроном с показаниями часов ИВК и определяют поправку AtHBK-

• 6.4.5 Сравнить показания эталонных часов с показаниями часов счетчиков электрической энергии и зафиксировать для каждого счетчика разность показаний его часов и эталонных часов (поправку At_C4i, где i - номер счетчика).

Результаты проверки считать удовлетворительными, если поправки часов счетчиков электрической энергии (At_C4j) не превышают ±5 с, поправка часов ИВК (Д1ивк) не превышают ±1 с.

п.6.4.2 (Измененная редакция, Изм. №1).

• 6.4.6 Проверить величину магнитной индукции в месте расположения счетчиков электрической энергии

• 6.4.6.1 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.

п.6.4.6 (Измененная редакция, Изм. №1).

• 6.4.7 Проверить мощность нагрузки на вторичные обмотки ТТ

• 6.4.7.1 Измерение полной мощности нагрузки на вторичную обмотку каждого ТТ осуществляется в соответствии с аттестованной методикой выполнения измерений, например, в соответствии с методикой «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения» (per. № ФР.1.34.2014.17814).

Результаты проверки считать удовлетворительными, если нагрузка на вторичные обмотки трансформаторов тока лежит в пределах установленных ГОСТ 7746 или в более широком диапазоне, указанном в описании типа на ТТ.

(Измененная редакция, Изм. №1).

п.6.4.7 (Измененная редакция, Изм. №1).

• 6.4.8 Проверка мощности нагрузки на вторичные обмотки TH

Измерение полной мощности нагрузки на вторичную обмотку TH осуществляется в соответствии с аттестованной методикой выполнения измерений, например, в соответствии с методикой «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения» (per. № ФР.1.34.2014.17814).

Результаты проверки считать удовлетворительными, если нагрузка на вторичные обмотки трансформаторов напряжения лежит в пределах, установленных ГОСТ 1983 (от 25 до 100% номинального значения, указанного в паспортах трансформаторов).

п.6.4.8(Измененнаяредакция, Изм. №1).

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

Проверку падения напряжения в цепи «трансформатор напряжения - счетчик» проводят измерением падения напряжения в соответствии с аттестованной методикой измерений, например, в соответствии с методикой «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения» (per. № ФР.1.34.2014.17814).

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

п.6.4.9 (Измененная редакция, Изм. №1).

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке в соответствии с Приказом Минпромторга №1815 от 02.07.2015 г.; поверительное клеймо наносится на свидетельство о поверке.

п. 7.1 (Измененная редакция, Изм. №1).

• 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 АНИС измерительных компонентах с указанием их типов и заводских номеров. Пример оформления Приложения к свидетельству о поверке приведен в Приложении А.

• 7.4 Результаты внеочередной поверки оформляются свидетельством о поверке АПИС КУЭ в части проверенных при внеочередной поверке измерительных каналов АПИС КУЭ. Срок действия такого свидетельства устанавливается равным сроку действия основного свидетельства о поверке АПИС КУЭ.

п. 7.4 (Измененная редакция, Изм. №1).

• 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 в соответствии с Приказом Минпромторга №1815 от 02.07.2015

н. 7.5 (Измененная редакция, Изм. №1).

Разработал:

Начальник сектора

ПРИЛОЖЕНИЕ А (рекомендуемое) А.1 Пример оформления приложения к свидетельству о поверке

Поверитель ____________________/ФИО, должность/

10