Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Вилюйская ГЭС-3"» (МП-229-RA.RU.319556-2019)

УТВЕРЖДАЮ

За м сети тел ь д и ре кто ра

и качеству

»

В.К). Кондаков

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АНИС КУЭ) АО «Вилюйская ГЭС-3» (ПТВС-Удачный)

Методика поверки

MI 1-229-RA.RU.310556-2019

2019

Настоящая методика поверки распространяется на каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измери гельной коммерческого учета электроэнергии (АНИС КУЭ) АО «Вилюйская ГЭС-3» (ПТВС-Удачный) (далее - АНИС КУЭ). предназначенной для измерения активной и реактивной электрической энергии.

Измерительные каналы (ИК) состоят из информационно-измерительных комплексов точек измерений (ИИК ТИ). информационно-вычислительного комплекса (ИВК) и информационных каналов связи. Перечень измерительных каналов приведен в описании типа АИИС КУЭ. Допускается проведение поверки АИИС КУЭ в части отдельных ИК. с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведенной поверки.

Настоящая мегодика нс распространяется на измерительные компоненты ИК (трансформаторы тока, напряжения, счетчики электрической энергии и др.), поверка которых осуществляется по методикам поверки, указанным в свидетельстве об \ гверждении типа этих измерительных компонентов АИИС КУЭ.

Настоящая методика поверки устанавливает методы и средства поверки при первичной и периодической поверке АИИС КУЭ.

Первичная поверка АИИС КУЭ проводится при вводе в эксплуатацию или после ремонта. Допускается при первичной поверке использовать положительные результаты испытаний по опробованию методики поверки при проведении испытаний в целях утверждения типа АНИС КУЭ. При вводе в эксплуатацию отдельных ИК операции поверки проводят только для этих ИК.

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

После замены измерительных компонентов на однотипные проводится первичная поверка АИИС КУЭ в части ИК в которых была произведена замена.

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

• 1.1 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 1.

Таблица 1

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

Таблица 2

• 3.1 Условия поверки должны соответствовать:

• - тсмнерату ра окружающего воздуха в местах установки ГТ и TII от -40 до 40°С:

• - температура окружающего воздуха в местах установки счетчиков от 0 до 40°С;

• - температура окружающего воздуха в местах установки серверов от 15 до 25 °C;

• - относительная влажность воздуха от 5 до 95%:

• - атмосферное давление от 95 до 1 10 к11а.

• 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 жсплуатации электроустановок потребителей». «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок» и «Правилами техники безопасности при жсплуатации элект ро\ становок пот реби i с.icii».

• 4.2 Поверитель допускается к выполнению работ в составе бригады в количестве пс 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 НО конфигурирования и опроса счетчиков.

• 5.3 Обеспечить выполнение условий поверки.

• 6.1 Внешний осмотр

  • 6.1.1 Внешним осмотром проверяют укомплектованность ИК измерительными компонентами. проверяют соответствие типов фактически использованных измерительных компонентов тинам средств измерений, использование которых предусмотрено формуляром. Проверяют, имеются ли на все измерительные компоненты свидетельства о поверке или действующие результаты поверки, оформленные иным образом.

  • 6.1.2 Внешним осмотром проверяю! схемы подключения трансформаторов тока и напряжения к счетчикам электроэнергии на соответствие схемам подключения, указанным в эксплуатационной документации на счетчики электроэнергии.

  • 6.1.3 Визуально проверяю! отсутствие повреждений доступных частей измерительных компонентов, таких как счетчики, трансформаторы гока. трансформаторы напряжения и других, указанных в формуляре АИИС КУЭ.

  • 6.1.4 Визуально, по маркировке проводников в измери юльных пенях и индикатору счетчиков, проверяю! последовательность чередования (|>аз на каждом счетчике электрической энергии. При проверке последовательности чередования фаз по индикатору счетчиков действуют в соответствии с эксплуатационной документацией на счетчики электроэнергии.

Результаты выполнении операции считают положительными, если состав измери тельных каналов соответствует формуляру, целостность корпусов измерительных комноненюв не нарушена: имеются действующие резулыаты поверки на каждый измерительный компонеш. входящий в сослав ИК: схемы включения счетчиков электрической энергии соответствую! эксплуатационной документацией на счетчики электроэнергии; последовательность чередования фаз прямая.

• 6.2 Опробование

  • 6.2.1 Проверяют работоспособность связующих компонентов и вспомогательных устройств, счетчиков. ИВК. 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 ИВК с результатами измерений, хранящимися в энергонезависимой памяти счетчиков электрической энергии.

  • 6.2.2 Действуя в соответствии с указаниями, приведенными в руководстве пользователя программного обеспечения конфигурирования счетчика, производят чтение журнала событий, хранящихся в памяти счетчиков. Считывают журналы событий ИВК и убеждаются в отсутствии записей об ошибках и аварийных ситуациях в ИВК. в том числе в отсутствии записей об ошибках связи.

  • 6.2.3 Используя программное обеспечение ИВК убеждаются, что коэффициенты трансформации трансформаторов тока, запрограммированные в ИВК соответствуют указанным в формуляре.

  • 6.2.4 Через канал прямого доступа к счетчикам электрической энергии (оптопорт или цифровой интерфейс RS485) с использованием программы конфигурирования счетчика считывают из архива каждою счетчика в составе ИК результаты измерений количества активной и реактивной тлектричсской энергии за предшест вующие сутки или ш le сутки, в коюрых суточное приращение электрической шергии не равно нулю. Убеждаются в том. что коэффициенты трансформации, запрограммированные в счетчиках равны единице.

  • 6.2.5 Действуя в соответствии с указаниями, приведенными в руководстве пользователя iipoi раммно! о обеспечения, установленною на ИВК. формируют выходной XML файл, содержащий резулыаты измерений за ту же дату (контрольные су тки), что и результаты измерений, полученные непосредственно со счетчиков электрической энер| ии при выполнении 6.2.4.

Рассчитывают количество потребленной активной н реактивной электрической энергии за контрольный интервал времени по формулам:

где i номер измерительного канала:

Ки - коэффициент трансформации трансформаторов тока, использованных в i-ом измерительном канале:

Ki ₍ коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, использованных в i-ом измерительном канале:

Р_сч, средняя активная мощность за получасовой интервал контрольных суток, считанное из профиля мощности счетчика в i-ом измерительном канале:

Qcmi - средняя реактивная мощность за получасовой интервал контрольных суток, считанное из профиля мощности счетчика в i-ом измерительном канале.

Сравниваю! результаты расчета по формулам (I) с результатами измерений, содержащимися в выходном файле, полученном на 11ВК.

Результаты выполнения проверки считают положительными, если журналы событий не содержат записей об аварийных ситуациях и ошибках информационного обмена, результаты вычислений по формуле (1) не отличаются от результатов, полученных с помощью программы чтения данных из базы данных ИВК АПИС КУЭ. более чем на один киловатт-час.

• 6.3 Подтверждение соответствия программного обеспечения

  • 6.3.1 Проверяют соответствие цифровою идентификатора метрологически значимой части ПО. указанному в описании типа АПИС КУЭ. Проверку проводят путем расчета цифрового идентификатора. Для расчета цифрового идентификатора допускается использовать любое программное обеспечение, реализующее алгоритм, описанный в RFC

  • 6.3.2 Результаты проверки считают удовлетворительными, если цифровой идентификатор соответствует. указанном) в описании типа АИИС КУ'). Пленгификапионные признаки ПО приводят в протоколе поверке.

• 6.4 Проверка метрологических характеристик

  • 6.4.1 Метрологические характеристики ПК АПИС КУЭ при измерении времени проверяются комплектным методом, при измерении электрической энергии поэлементным. ПК АИИС КУЭ обеспечиваю! 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 поправок часов, входящих в СОЕВ. относительно шкалы времени

    UTC(SU)

    • 6.4.2.1 Включают устройство синхронизации частоты и времени Метроном в соответствии с руководством но эксплуатации.

    • 6.4.2.2 Сравнивают показания индикатора устройства синхронизации частоты и времени Метроном с показаниями часов счетчиков электрической энергии и фиксируют для каждою счетчика разность показаний (поправка часов счетчика) \1_СЧ.

Результаты проверки считают удовлетворительными, если поправки часов счетчиков электрической энергии Ai_CM нс превышаю! ±5 с для всех счетчиков.

6.4.3 11роверяют мощность nai рузки на вторичные обмотки Г Г

• 6.4.3.1 Измерение полной мощности нагрхзки на вторичнхю обмоткх каждою ГТ осуществляю! в соответствии с аттестованной методикой выполнения измерений, например, в cooibctctbhh с методикой «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения». (регистрационный № ФР. 1.34.2014.17814).

• 6.4.3.2 Допускается измерение мощности нагрузки па вторичные обмотки ТГ не проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный ИК в течение истекающего интервала между поверками. При этом паспорт-протокол должен быть согласован органами государственной метрологической службы, при условии подтверждения прослеживаемости результатов измерений, приведенных в них.

Результаты проверки считают удовлетворительными, если нагрузка на вторичные обмотки трансформаторов тока лежи! в пределах, установленных ГОСТ 7746-2015 или описанием типа на ГТ. входящий в ИК.

• 6.4.4 Проверяют мощность нагрузки на вторичные обмотки TH

• 6.4.4.1 Измерение полной мощности нагрузки на вторичную обмотку III осуществляют в соответствии с аттестованной методикой выполнения измерений, например, в соответствии с методикой «Методика выполнения измерений параметров вторичных пеней измерительных трансформаторов тока и напряжения» (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814).

• 6.4.4.2 Допускается измерение мощности нагрузки на вторичные обмотки ГН не проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный ИК в течение истекающего интервала межд\ поверками. При этом паспорт-протокол должен быть согласован органами государственной метрологической службы, при условии подтверждения прослеживаемости результатов измерений, приведенных в них.

Результаты проверки считают удовлетворительными, если нагрузка на вторичные обмотки трансформаторов напряжения лежит в пределах, установленных ГОСТ 1983-2015 или описанием типа на III. входящий в ИК.

• 6.4.5 Проверяют падение напряжения в цепи « III - счетчик».

• 6.4.5.1 Измерение падения напряжения во вторичных цепях от трансформатора напряжения до счетчика проводят в соответствии с аттестованной методикой измерений, например, в соответствии с методикой «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения» (регистрационный № ФР. 1.34.2014.17814).

• 6.4.5.2 Допускается измерение падения напряжения во вторичных цепях от трансформатора напряжения до счетчика не проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный ИК в течение истекающего интервала между поверками. При этом пас порт-протокол должен быть согласован органами государственной метрологической службы, при условии подтверждения прослеживаемости результатов измерений, приведенных в них.

Результаты проверки считают положительными, если измеренное значение потерь напряжения не превышает 0.25%.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке, повсрительное клеймо наносится на свидетельство о поверке.

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

• 7.3 В приложении к свидетельств) о поверке приводи гея перечень измерительных каналов, которые были проверены в рамках поверки и сведения о входящих в их состав измерительных компонентах с указанием их типов и заводских номеров.

• 7.4 В случае получения отрицательных результатов поверки оформляют извещение о непригодности с указанием причин несоответствия.

Разработал:

Инженер 2-ой категории

8