Методика поверки «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности "Лартех СмартГрид"» (432-174-2020 МП)

УТВЕРЖДАЮ

Государственная система обеспечения единства измерений

Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности

«Лартех СмартГрид»

Методика поверки

432-174-2020 МП г. Санкт-Петербург 2020 г.

• 1.  ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

• 2.  ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

• 3.  СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 4.  ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ 11ОВЕРИ ГЕЛЕЙ

• 5.   ГРЕБОВА11ИЯ БЕЗО1IACHOCТИ

• 6.  УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

• 7.   11ОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

• 8.  ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

  • 8.1.  Внешний осмотр и проверка комплектности

  • 8.2. Поверка измерительных компонентов АИИС КУО

  • 8.3.  11роверка счетчиков электрической энергии

  • 8.4. 11роверка функционирования компьютеров АИИС КУЭ (АРМ или сервера)

  • 8.5.  1 (роверка функционирования вспомогательных устройств

  • 8.6.  Проверка нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов тока

  • 8.7.  11роверка системы обеспечения единого времени

  • 8.8.  I (роверка отсутс твия ошибок информационного обмена

  • 8.9.  Иден тификация программного обеспечения

• 9.   ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛБТА ГОВ 110ВЕРКИ

Настоящая методика распространяется на системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии и мощности «Лартех Смарт! -рид» (далее АНИС КУЭ). предназначенные для измерений и учета потребленной активной и реактивной электрической энергии и мощности, автоматического сбора, хранения и отображения измерительной информации, передачи учетной информации гарантирующим поставщикам электрической энергии и сетевым организациям с целью коммерческого и технического учета.

АНИС КУЭ представляет собой интегрированную автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, в состав которой, в общем случае, входят измерительные компоненты: измерительные трансформаторы тока (ГТ) по ГОСТ 7746-2001. 7746-2015. счетчики электрической энергии активной и реактивной электрической энергии КТ 0.5S по ГОС'1 31819.22-2012. ГОСТ Р 52323-2005. КТ 1.0 но ГОСТ 31819.21-2012. ГОСТ Р 52322-2005. КТ 1.0 или 2.0 по ГОСТ 31819.23-2012. ГОС Т Р 52425-2005 непосредственного или трансформаторного включения и связующие компоненты, образующие измерительные каналы (ИК) системы. Измерительная информация в цифровой форме с выходов счетчиков электрической энергии через связующие элементы поступает на центральный сервер системы и/или автоматизированные рабочие места (АРМ), оснащенные персональными компьютерами с соответствующим программным обеспечением. В состав АГИК КУЭ входит ряд вспомогательных технических устройств - мультиплексоры, модемы, адаптеры цифровых интерфейсов и др. В отдельных случаях конкретные экземпляры АПИС КУЭ могут не содержать некоторых из перечисленных компонентов и технических устройств.

В методике использованы следующие нормативные документы:

РМГ' 51-2002 «ГСИ. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения»:

Приказ Минпромторга №1815 оз 02.07.2015 «Об утверждении порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке»:

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

ГОСТ 4.199-85 «С11К11. Системы информационные электроизмерительные. Комплексы измерительно-вычислительные. 11оменклатура показателей»;

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

МИ 3196-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

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

Нормы качества электрической энср: ни в системах электроснабжения общего назначения»;

ГОСТ 12.2.003-91 «Система стандартов безопасности груда. Оборудование произволез-венное. Общие требования безопасности»:

ГОСТ 12.2.007.0-75 «Изделия электротехнические. Общие требования безопасности»:

ГОС Г 12.2.007.3-75 «Сисгема стандартов безопасности груда. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 13. Требования безопасности».

Методика устанавливает обьем. условия поверки, методы и средства поверки АИИС КУЭ и порядок оформления результатов поверки.

Поверке подлежат ИК АИИС КУЭ. реализующие косвенный метод измерений электрической энергии. ИК подвергают поверке покомпонентным (поэлементным) способом с учетом положений раздела 8 ГОСТ Р 8.596-2002.

Первичную поверку систем выполняю: после проведения приемо-сдаточных испыза-ний АИИС’ КУЭ.

Периодическую поверку системы выполняют в процессе эксплуатации АИИС КУЭ.

Внеочередную поверку АИИС КУЭ проводят после ремонта системы, замены её измерительных компонентов, аварий в энергосистеме, если эти события могли повлиять на метрологические характеристики ИК. Допускается подвергать поверке только те ИК. которые подверглись указанным выше воздействиям, при условии, что собственник ЛИИС КУ') подтверди! официальным заключением, что остальные ИК этим воздействиям не подвергались. В этом случае может быть оформлено дополнение к основному свидетельству о поверке системы с соответс твующей огмст кой в основном свидетельстве.

Измерительные компоненты ЛИИС КУ') поверяют с межповерочным интервалом, установленным при утверждении их типа. Если очередной срок поверки измерительного компонента наступает до очередного срока поверки ЛИИС КУ'), поверяется только этот компонент и поверка ЛИИС КУ') нс проводится. После поверки измерительного компонента и восстановления ИК выполняется проверка ИК в гой его части и в том объеме, который необходим для того, чтобы убедиться, что действия, связанные с поверкой измерительного компонента, не нарушили метрологических свойств ИК (схема соединения, коррекция времени и т.п.).

Интервал между поверками ЛИИС.’ КУ')- 4 года.

При проведении поверки должны быть выполнены операции, указанные в таблице 1. Таблица 1 Операции поверки

* Допускается операции поверки по н.п. 4. 8. 9 проводить выборочно. Выборка должна состав-ляп, нс менее К) % от общего количества каналов в системе, если их численность прсвышасч

100 шт.

Для проведения поверки должны быть применены средства, указанные в таблице 2. Таблица 2

трансформаторы тока в соогветсгвии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»:

счетчики электрической энергии по документам на поверку, указанным в описании типа средс тва измерений;

блок коррекции времени ЗПКС-2 по документу 311КС.681 730.001 МН «Инструкция. Блоки коррекции времени ЗНКС-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2014 г.:

блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15):

прибор комбинированный ГКА-ПКМ (мод.20) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 24248-09):

барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76):

милли гссламегр портативный универсальный ГНУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-12):

прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин «Энерготестер 11КЭ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13):

прибор для измерения действующих значений силы тока и напряжения вольтамнерфа-зометр «ПАРМА ВАФ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-05).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых ('И с требуемой точностью.

• 4.1 К проведению поверки АНИС КУЗ допускаются поверители, аттестованные в установленном порядке, изучившие настоящие рекомендации и руководство по эксплуатации на АНИС КУЗ. имеющие стаж работы поданному виду измерений не менее 1 года.

• 4.2 Измерение вторичной нагрузки измерительных трансформаторов тока, входящих в состав АНИС КУЗ. осуществляется персоналом, имеющим стаж работы но данном) виду измерений нс менее 1 года, изучившим докумет МИ 3196-2018 «ГСИ.Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации» и прошедшим обучение но проведению измерении в соогветсгвии с указанным документом. Измерение проводят нс менее двух спениалисiob. один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыше 1000 В с группой по электробезонасно-сги не ниже Ill.

• 5.1 При проведении поверки должны быть соблюдены требования безопасности, установленные ГОСТ 12.2.007.0. ГОСТ 12.2.007.3. «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей». «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей», а также требования безопасности па средства поверки, поверяемые трансформаторы и счетчики, изложенные в их руководствах по эксплуатации

• 5.2 Эталонные средства измерений, вспомогательные средства поверки и оборудование должны соответствовать требованиям ГОС Т 12.2.003. ГОСТ 12.2.007.3.

• 6.1 Условия поверки АПИС КУЭ должны соответствовать условиям ее эксплуатации, нормированным в технической документации, но не выходить за нормированные условия применения средств поверки.

• 7.1 Для проведения поверки представляют следующую докумсн тацию:

• - руководство по эксплуатации АПИС КУЭ:

• - паспорт АИИС КУЭ

• - описание типа АИИС КУЭ;

• - свидетельства о поверке измерительных компонентов, входящих в ИК. и свидетельство о предыдущей поверке системы (при периодической и внеочередной поверке);

• - паспорта-протоколы на ИК (только для 3-х фазных счетчиков трансформаторного включения);

• - рабочие журналы АИИС КУЭ с данными по климатическим и иным условиям эксплуатации за межповсрочный ин тервал (только при периодической поверке).

• 7.2 Перед проведением поверки выполняют следующие подготови тельные работы:

• - проводя т организационно-технические мероприятия по доступу повери телей и персонала энергообъектов к местам ус тановки измери тельных трансформаторов, счетчиков электроэнергии; по размещению эталонов, отключению в необходимых случаях поверяемых средств измерений от штатной схемы;

• - проводят организационно-технические мероприятия по обеспечению безопасности поверочных работ в соответствии с действующими правилами и руководствами но эксплуатации применяемого оборудования;

• - средства поверки выдерживают в условиях и в течение времени, установленных в 11 ГД на средства поверки;

• - все средства измерений, которые подлежат заземлению, должны быть надежно затомлены. подсоединение зажимов защитного заземления к контуру заземления должно производиться ранее других соединений, а о тсоединение после всех отсоединений.

• 8.1.1 Проверяют целостность корпусов и отсутствие видимых повреждений измерительных компонентов, наличие повери тельных пломб и клейм.

• 8.1.2 Проверяют размещение измерительных компонентов, правильность схем подключения трансформаторов тока к счетчикам электрической энергии; правильность прокладки проводных линий согласно гехнорабочему проекту на АИИС КУЭ.

• 8.1.3 Проверяют соответствие типов и заводских номеров фактически использованных измерительных компонентов типам и заводским номерам, указанным в паспорте АИИС КУЭ

• 8.1.4 Проверяют отсутствие следов коррозии и нагрева в местах подключения проводных линий.

• 8.1.5 Результаты проверки считаются положительными если получены положительные результаты поверки по всем пунктам раздела 8.1

• 8.2.1 Проверяю! наличие свидетельств о поверке и срок их действия для всех измерительных компонентов: измерительных трансформаторов тока, счетчиков электрической энергии. 11ри обнаружении просроченных свидетельств о поверке измери тельных компонентов или свидетельств, срок действия которых близок к окончанию, дальнейшие операции по поверке ИК. в который они входят, выполняют после поверки этих измерительных компонентов.

• 8.2.2 Результаты проверки счи таются положительными если получены положи тельные результаты поверки по всем пунктам раздела 8.2.

• 8.3.1 Проверяют наличие и сохранное ть пломб поверительных и энергосбытовых организаций па счетчике и испытательной коробке. Проверяю! наличие документов энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения счетчика к цепям тока и напряжения. При отсутствии таких документов или нарушении (отсутствии) пломб проверяю! правильность подключения счетчиков к цепям тока и напряжения (соответствие схем подключения - схемам, приведенным в паспорте па счетчик). Проверяю! последовательность чередования фаз в измерительных цепях 3-х фазных счетчиков с помощью вольтампсрфазомстра. При проверке последовательности чередования фаз действуют в соответствии с указаниями, изложенными в руководстве по его эксплуатации.

• 8.3.2 Проверяю! работу всех сегментов индикаторов, отсутствие кодов ошибок или предупреждений, прокрутку параметров в заданной последовательности.

• 8.3.3 Проверяют работоспособность оптического порта счетчика с помощью переносного компьютера. Преобразователь подключаю! к любому последовательному порту переносного компьютера. Опрашиваю! счетчик по установленному соединению. Опрос счетчика считается успешным, если получен отчет, содержащий данные, зарегистрированные счетчиком.

• 8.3.4 Проверяю! соотвегсгвие индикации даты в счетчике календарной дате (число, месяц. год). Проверку осуществляю! визуально или с помощью переносного компьютера через оптический или инфракрасный порт.

• 8.3.5 Результаты проверки считаются положительными если получены положи тельные результаты поверки по всем пунктам раздела 8.3.

• 8.4.1 Проводят опрос текущих показаний о потреблении активной и реактивной электрической энергии всех счетчиков электрической энергии.

• 8.4.2 Проверяют глубину хранения измерительной информации в центральном сервере АПИС КУЭ.

• 8.4.3 Проверяю! защиту программного обеспечения па ЭВМ АПИС КУЭ от несанкционированного дос тупа. Для этого запускают па выполнение программу сбора данных и в поле «пароль» вводят неправильный код. Проверку считают успешной, если при вводе неправильного пароля программа не разрешает продолжать работу.

• 8.4.4 Проверяю! правильность значений коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, если предусмотрено их хранение па сервере АПИС КУЭ.

• 8.4.5 Результаты проверки считаются положительными если получены положительные результат!,I поверки но всем пунктам раздела 8.4.

• 8.5.1 Проверка функционирования модемов, шлюзов или коммуникационных модулей (при их наличии).

Проверяю! функционирование модемов, шлюзов или коммуникационных модулей, используя коммуникационные возможности специальных программ. Модемы, шлюзы, коммуникационные модули считаются исправными в составе комплекса, если были установлены коммутируемые соединения, и по установленным соединениям успешно прошел опрос счетчиков.

Допускается автономная проверка модемов, шлюзов или коммуникационных модулей с использованием тестового программного обеспечения. поставляемою заводами-изготови гелями оборудования.

• 8.5.2 Результаты проверки считаются положительными если получены положительные результаты поверки по всем пунктам раздела 8.5.

8.6.1.Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения вторичных обмоток ГТ. При отсутствии таких документов проверяют правильность подключения вторичных обмоток I Г.

• 8.6.2 Измеряют мощность нагрузки вторичных цепей ГТ. которая должна находиться в диапазоне (0.25 - 1.0) S|_)OM.

Измерение тока и вторичной нагрузки ГТ проводят в соответствии с аттестованной в установленном порядке методикой выполнения измерений.

И р и м е ч а н и я

• 1 Допускается измерения мощности нагрузки вторичных цепей IT не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспоргов-нрогоколов на данный измерительный канал в течение истекающею межповерочного интервала системы. Результаты проверки считают положительными, если паспорт-протокол подтверждает выполнение указанного выше условия для ГТ.

• 2 Допускается мощность нагрузки определять расчетным путем, если известны входные (проходные) имнедансы всех устройств, подключенных ко вторичным обмоткам 11.

• 8.6.3 Результаты проверки считаются положительными если получены положительные результаты поверки по всем пунктам раздела 8.6.

• 8.7.1  Проверка времени УССВ

Включают приемник сигналов точного времени, принимающий сигналы, передаваемые спутниковой навигационной системой GPS/ГЛОНАСС и проверяют показания часов УССВ но сигналам точного времени. Расхождение времени между приемником сигналов точного времени и УССВ должно находиться в пределах указанном в описании типа на АНИС КУЭ.

• 8.7.2  Проверка времени счетчиков и сервера

Проверяют правильность работы системы коррекции времени, определяя по журнал} событий расхождение времени корректируемого и корректирующего компонентов (УССВ - сервер, сервер - счетчик) в момент, непосредственно предшествующий коррекции времени. Расхождение времени корректируемого и корректирующего компонентов не должно превышать предела допускаемого расхождения, указанного в описании типа АПИС’ КУ').

• 8.7.3  В случае выявленных несоответствий по пунктам 8.7.1 - 8.7.2 АПИС’ КУ') в части неисправных ПК бракуется.

Проверка отсутствия ошибок информационного обмена предусматривает экспериментальное подтверждение идентичности числовой измерительной информации в счетчиках электрической энергии(исходная информация)и на сервере.

Определение ошибок информационного обмена может проводиться в статическом режиме. г.е. когда показания счетчика входе проверки ос таются неизменными и в динамическом режиме, когда показания счетчика изменяются. Статический режим предусматривает или отсчет показаний счетчика при отс} гсгвии нагрузки или отсчет показаний но регистру, который не активен во время проверки, например, ио регистру ночного тарифа. Проверку ошибок информационного обмена проводят по одном} из следующих методов:

• 8.8.1    11о показаниям индикаторов счетчика при наличии нагрузки.

  • 8.8.1.1 С помощью переносного компьютера и пусконаладочного ПО снимают с индикаторов счетчиков показания по энср| ин (активной и (или) реактивной) текущих данных строго в момент времени в копне 30 минутного интервала.

С помощью ПО. установленного на сервере ЦСОД. проводят опрос по энергии счетчиков и получаю ! распечатку результатов опроса на гот же момент времени.

Если разность показаний индикаторов счетчиков и показаний этих счетчиков, хранящихся в базе данных сервера ЦСОД не превышает двух единиц младшего (последнего) разряда, считают. что данный измерительный канал прошел проверку успешно.

• 8.8.1.2 С помощью пусконаладочно! о ПО опроса счетчиков, поставляемого заводом-изготовителем и установленного на сервере ЦСОД. проводят удаленный опрос суточных показаний счетчиков по энергии и распечатывают результаты опроса.

С помощью ПО АПИС КУЗ. установленного на сервере ЦСОД. проводят опрос суточных показаний счетчиков по энергии на тог же момент времени и распечатывают результаты опроса.

11роверка счи застоя успешной, если разность показаний считанных со счетчиков при удаленном опросе и показаний этих счетчиков, хранящихся в базе данных сервера не превышает двух единиц младшего (последнего) разряда.

• 8.8.2   По показаниям индикаторов счетчика при отсутствии нагрузки на счетчиках.

Считывают с индикаторов счетчика показания по энергии текущих данных при отсутствии нагрузки:

С помощью ПО АПИС КУЗ. установленного на сервере ЦСОД. получают данные результатов опроса счетчиков по энер| ии. хранящиеся в БД и распечатывают результа ты опроса:

Сравниваю! показания, зафиксированные на индикаторе каждого счетчика, с показаниями но гем же счетчикам. хранимыми БД.

Проверка считается успешной, если разность показаний индикатора счетчиков и показаний этих счетчиков, хранящихся в базе данных сервера, не превышает единицы младшею (11 ослсдне I о)разряда.

• 8.8.3   По показаниям индикаторов счетчиков по отдельному тарифу, который не активен во время проведения проверки.

С помощью переносного компьютера и пусконаладочною ПО считывают через оп тический или инфракрасный порз счетчика показания ио энергии (например, по ночному тариф) га последний интервал усреднения);

С помощью ПО. установленного на сервере ЦСОД. проводят опрос всех счсзчиков и получают распечатку результатов опроса показаний по энергии (например, но ночному тарифу) за последний ин тервал усреднения.

1 (роверку считают успешной, если разность показаний счетчиков и показаний, хранящихся в базе данных сервера, не ирсвышаез двух единиц младшего (последнего) разряда.

• 8.8.4   11а основе сравнения показаний по энергии предыдущего чтения со счетчика в 110 сервера I (СОД.

С помощью переносного компьютера и пусконаладочною НО снимают показания предыдущего чтения но энергии на 00 ч. 00 мин. Сравнивают показания, зафиксированные ситчиком на 00 ч. 00 мин., с показаниями по тем же счетчикам, хранимых в базе данных сервера 1 (СОД на 00 ч. 00 мин.

11роверка считается успешной, если разность показаний счетчика и базе данных сервера 1 (СОД не превышает двух единиц младшею (последнего) разряда.

При выполнении операции в соответствии с эксплуатационной документацией на 1IO определяю! идентификационное наименование ПО. номер версии (идентификационною номера) ПО. цифровой идентификатор (контрольной суммы исполняемого кода) ПО.

Если полученные идентификационные данные соответствуют данным приведенным в описании типа, система счи тается выдержавшей проверку.

• 9.1 На основании положительных результатов по пунктам раздела 8 выписывают свидетельство о поверке АНИС КУЗ в соответствии с приказом Минпромторга №1815. В приложении к свидетельству указывают перечень ИК.

Знак поверки в виде оп иска поверительного клейма наносится в паспорт АНИС' КУ') и на свидетельство о поверке.

• 9.2 При отрицательных результатах поверки АПИС КУЗ признается негодной к дальнейшей эксплуатации и на нее выдают извещение о непригодности в соответствии с приказом Минпромторга №1815 с указанием причин.

ЛИСТ РЕГИСТРАЦИИ ИЗМЕНЕНИЙ