Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Югорск" Ивдельское ЛМУ МГ КС "Новоивдельская"» (МП-209-RA.RU.310556-2019)

Методика поверки

Тип документа

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Югорск" Ивдельское ЛМУ МГ КС "Новоивдельская"

Наименование

МП-209-RA.RU.310556-2019

Обозначение документа

ФГУП "СНИИМ"

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

/В.Ю. Кондаков /

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» Ивдельское ЛПУ МГ КС «Новоивдельская»

Методика поверки

Ml I-209-RA.RU.310556-2019

Настоящая методика поверки распространяется на каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Югорск» Ивдельское ЛПУ МГ КС «Новойвдельская» (далее - АНИС КУЭ). предназначенной для измерения активной и реактивной электрической энергии.

Измерительные каналы (ИК) состоят из информационно-измерительных комплексов точек измерений (ИИК ТИ). информационно-вычислительных комплексов электроустановок (ИВКЭ). 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.

Измерительные каналы состоят из информационно-измерительных комплексов (ИИК). 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 методика не распространяется на измерительные компоненты ИК (трансформаторы тока, напряжения, счетчики электрической энергии и др.), поверка которых осуществляется по методикам поверки, указанным в свидетельстве об утверждении 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 АИИС 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 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ
  • 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

Наименование операции

номер пункта

Вид поверки

Первичная

Пери-одичес-кая

Первичная, 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 ком понентов

6.1.3

+

+

-

-

Проверка последовательности чередования фаз

6.1.4

+

+

+

+

Опробование

6.2

+

+

+

+

Подтверждение соответствия ПО

6.3

+

+

-

-

Проверка метрологических характеристик:

Проверка поправок часов, входящих в СОЕВ. относительно шкалы времени UTC(SU)

6.4.2

+

+

-

+

Проверка мощности нагрузки на вторичные обмотки ТТ

6.4.3

+

+

-

-

Проверка мощности нагрузки на вторичные обмотки TH

6.4.4

+

-

-

-

Проверка потерь напряжения в цепи «ТН-счетчик»

6.4.5

+

+

-

-

Примечание: «+» - операция выполняется. «-» - операция не выполняется.

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

Таблица 2

Номер пункта

Эталоны, средства измерений и вспомогательное оборудование

6.1

Для поверки измерительных компонентов, входящих в состав АНИС КУЭ применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа измерительных компонентов.

6.2

Переносной персональный компьютер, оснащенный драйвером ИК-порта и с установленным программным обеспечением конфигурирования и опроса счетчиков, устройство сбора оптическое УСО-2

6.4.2

Устройство синхронизации частоты и времени Метроном версий 300 (Госреестр № 56465-14)

6.4.2. 6.4.4

В соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР. 1.34.2014.17814)

6.4.5

В соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР. 1.34.2014.17814)

Допускается использовать другие средства измерений, обеспечивающие требуемую погрешность измерений.

3 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

  • 3.1 Условия поверки должны соответствовать:

  • - температура окружающего воздуха в местах установки ТТ и TH 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 110 кПа.

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 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 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ
  • 5.1 Обеспечить выполнение требований безопасности.

  • 5.2 Изучить эксплуатационную документацию на ПО конфигурирования и опроса счетчиков.

  • 5.3 Обеспечить выполнение условий поверки.

6 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ
  • 6.1 Внешний осмотр

    • 6.1.1 Внешним осмотром проверяют укомплектованность ПК измерительными компонентами, проверяют соответствие типов фактически использованных измерительных компонентов типам 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 проверяют схемы подключения трансформаторов тока и напряжения к счетчикам электроэнергии на соответствие схемам подключения, указанным в эксплуатационной документации на счетчики электроэнергии.

    • 6.1.3 Визуально проверяют отсутствие повреждений доступных частей измерительных компонентов, таких как счетчики, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения и других, указанных в формуляре Л И ИС КУЭ.

    • 6.1.4 Визуально, по маркировке проводников в измерительных цепях и индикатору счетчиков, проверяют последовательность чередования фаз на каждом счетчике электрической энергии. При проверке последовательности чередования фаз по индикатору счетчиков действуют в соответствии с эксплуатационной документацией на счетчики электроэнергии.

Результаты выполнения операции считают положительными, если состав измерительных каналов соответствует формуляру: целостность корпусов измерительных компонентов не нарушена: имеются действующие результаты поверки на каждый измерительный компонент, входящий в состав ИК: схемы включения счетчиков электрической энергии соответствуют 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 каждого счетчика в составе ИК результаты измерений количества активной и реактивной электрической энергии за предшествующие сутки или за те сутки, в которых суточное приращение электрической энергии 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 программного обеспечения, установленного на ИВК. формируют выходной XML файл, содержащий результаты измерений за ту же дату (контрольные сутки), что и результаты измерений, полученные непосредственно со счетчиков электрической энергии при выполнении 6.2.4.

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

W'\= K|, KurO.5 PC4i. кВт ч

W1’, = KijKui-O.S Qci, кварч                                                 (I)

где i - номер измерительного канала:

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

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

Рсчг средняя активная мощность за получасовой интервал контрольных суток, считанное из профиля мощности счетчика в i-ом измерительном канале; QC4I - средняя реактивная мощность за получасовой интервал контрольных суток, считанное из профиля мощности счетчика в i-ом измерительном канале.

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

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 АИИС КУЭ. более чем на один киловатт-час.

  • 6.3 Подтверждение соответствия программного обеспечения

    • 6.3.1 Проверяют соответствие цифрового 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 1321.

    • 6.3.2 Результаты проверки считают удовлетворительными, если цифровой идентификатор соответствует, указанному в описании типа АИИС КУЭ. Идентификационные признаки ПО приводят в протоколе поверке.

  • 6.4 Проверка метрологических характеристик

    • 6.4.1 Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении времени проверяются комплектным методом, при измерении электрической энергии - поэлементным. ИК 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 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 по эксплуатации.

      • 6.4.2.2 Сравнивают показания индикатора устройства синхронизации частоты и времени Метроном с показаниями часов счетчиков электрической энергии и фиксируют для каждого счетчика разность показаний (поправка часов счетчика) AtC4-

Результаты проверки считают удовлетворительными, если поправки часов счетчиков электрической энергии AtC4 не превышают ±5 с для всех счетчиков.

  • 6.4.3 Проверяют мощность нагрузки на вторичные обмотки ТТ

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

    • 6.4.3.2 Допускается измерение мощности нагрузки на вторичные обмотки ТТ 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 лежит в пределах установленных ГОСТ 7746-2015 или описанием типа на ТТ. входящий в ИК.

  • 6.4.4 Проверяют мощность нагрузки на вторичные обмотки TH

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

    • 6.4.4.2 Допускается измерение мощности нагрузки на вторичные обмотки TH 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 напряжения лежит в пределах, установленных ГОСТ 1983-2015 или описанием типа на TH. входящий в ИК.

  • 6.4.5 Проверяют падение напряжения в цепи «ТН - 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 паспорт-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 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ
  • 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке, поверительное клеймо 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, 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: начальник сектора

В.С. Крылов

7

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель