Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по объектам НПС «Кузьмичи-1» и НПС «Кузьмичи-2»» (MП 206.1-132-2018)

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ

ВНИИМС

УТВЕРЖДАЮ:

2018 г.

мститель директора

^неродственной метрологии

ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по объектам НПС

«Кузьмичи-1» и НПС «Кузьмичи-2»

Методика поверки

МП 206.1-132-2018

Москва

2018

• 1 Общие положения

• 2 Нормативные ссылки

• 3 Операции поверки

• 4 Средства поверки

• 5 Требования к квалификации поверителей и обслуживающего персонала..........

• 6 Требования безопасности

• 7 Условия проведения поверки и подготовки к ней

• 8 Подготовка к проведению поверки

• 9 Проведение поверки

• 10 Оформление результатов поверки

Настоящая методика определяет методы и средства проведения первичной и периодической поверок измерительных каналов (далее - ИК) системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии. (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по объектам НПС «Кузьмичи-1» и НПС «Кузьмичи-2» (далее - АИИС КУЭ), заводской номер 385, предназначенной для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ПАО «Транснефтъ» в части АО «Транснефть-Приволга» по объектам НПС «Кузьмичи-1» и НПС «Кузьмичи-2», сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Поверке подлежит каждый ИК АИИС КУЭ, прошедшей процедуру утверждения типа, на который распространено свидетельство об утверждении типа. ИК подвергают поверке покомпонентным (поэлементным) способом с учетом положений раздела 8 ГОСТ Р 8.596.

Первичную поверку системы выполняют после проведения испытаний АИИС КУЭ с целью утверждения типа. Допуекается совмещение операций первичной поверки и операций, выполняемых при испытаниях типа. Периодическую поверку системы вьшолняют в процессе эксплуатации АИИС КУЭ. Интервал между поверками АИИС КУЭ - раз в 4 года.

Измерительные компоненты АИИС КУЭ поверяют с интервалом между поверками, установленным при утверждении их типа. Если очередной срок поверки измерительного компонента наступает до очередного срока поверки АИИС КУЭ, поверяется только этот компонент и поверка АИИС КУЭ не проводится. После поверки измерительного компонента и восстановления ИК вьщолняется проверка ИК в той его части и в том объеме, который необходим для того, чтобы убедиться, что действия, связанные с поверкой измерительного компонента, не нарущили метрологических свойств ИК (схема соединения, коррекция времени и т.п.).

Первичную 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 вьппе воздействиям, при условии, что собственник АИИС КУЭ подтвердит официальным заключением, что остальные ИК этим воздействиям не подвергались.

Допускается подвергать поверке отдельные ИК из общего числа, которые на момент проведения поверки АИИС КУЭ находятся в текущей эксплуатации. В этом случае оформляется свидетельство о поверке системы с перечнем поверенных ИК.

В настоящей методике использовались ссылки на следующие нормативные документы:

РМГ 51-2002 «ГСи. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения»;

Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержден Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 г. № 1815;

ПР 50.2.012-94 «геи. Порядок аттестации поверителей средств измерений»;

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеепечение измерительных систем. Обпще положения»;

ГОСТ Р 4.199-85 «СПКП. Системы информационные электроизмерительные. Комплексы измерительно-вычислительные. Номенклатура показателей»;

ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»;                                        -

МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...33Q/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

МИ 3195-2009. «ГСи. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика вьщолнения измерений»;

МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

ГОСТ 8.217-2003 «ГСи. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

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

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»;

ГОСТ Р 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,58»;

ГОСТ Р 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии»;

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,28 и 0,58»;

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,28 и 0,58»;

ГОСТ 32144-2013 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»;

ГОСТ 12.2.003-91 «Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности»;

ГОСТ 12.2.007.0-75 «Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности»;

ГОСТ 12.2.007.3-75 «Система стандартов безопасности труда. Электротехнические устройства на напряжение свьппе 1000 В. Требования безопасности»;

ГОСТ 12.2.007.7-83 «Система стандартов безопасности труда. Устройства комплектные низковольтные. Требования безопасности»;

Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок. 2014 г.

При проведении поверки выполняются операпии, указанные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

Окончание таблицы 1

При проведении поверки применяют эталоны, средства измерений и вспомогательные устройства, а тоотаетттаии т методиками поверки, указанными а описаниях типа на измерительные компоненты АИИР КУЭ, а так же следующие средства поверки;

• - средства поверки тока - в соответствии т ГОСТ 8.217-2003 ГСП. Трансформаторы тока. Методика поверки;

• -  средства поверки трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 геи. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;

• -    счетчиков РЭТ-4ТМ.03М, Per. № 36697-17 — в соответствии т документом «Рчетчики электрической энергии многофункциональные РЭТ-4ТМ.03М, РЭТ-4ТМ.02М Руководство по эксплуатации», Часть 2 . «Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ 1, утвержденному руководителем ФБУ «Нижегородский ЦРМ» 03 апреля 2017г.;

• -    счетчиков РЭТ-4ТМ.03М, Per. № 36697-12 — в соответствии с документом «Рчетчики электрической энергии многофункциональные РЭТ-4ТМ.03М, РЭТ-4ТМ.02М Руководство по экопуyтаauии. Часть 1. Мсто.лика повррки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ФБУ «Нижегородский ЦРМ» 04 мая 2012г.;

• -  ARIS МТ200, Per. № 53992-13 — в соответствии т документом ПБЮУ444359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS МТ200. Методика поверки», утвержденному ГЦИ РИ ФГУП «ВНИИМР» 13 мая 2013 г.;

• - РРВ-1Г, Per. № 39485-08 — в соответствии т документом «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени РРВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ФГУП ЦНИИР в ноябре 2008 г.;

• -  средства измерений по МИ 3195-2009 ГРИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

- средства измерений по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

• -  радиочасы МИР РЧ-01, Per. № 27008-04;

• -  термогигрометр «CENTER» (мод. 315), Per. № 22129-04.

Примечания:

• 1. Допускается применение других основных и вспомогательных средств поверки с метрологическими характеристиками, обеспечивающими требуемые точности измерений.

• 2. Все средства измерений, применяемые при поверке, должны быть утвержденных типов и иметь действующие свидетельства о поверке.

• 5.1 К проведению поверки АИИС КУЭ допускают поверителей из Числа сотрудников организаций, аккредитованных на право проведения поверки в соответствии с действующим законодательством РФ, изучивших настоящую методику поверки и руководство пользователя/руководство по эксплуатации на АИИС КУЭ, имеющих стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года.

• 5.2 Определение погрепшости системного времени и отсутствия ошибок информационного обмена осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучивших вьппеуказанные документы и прошедшим обучение работы с радиочасами «МИР РЧ-01», принимающих сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS).

• 5.3 Поверка трансформаторов тока, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим документ ГОСТ 8.217-2003. «Трансформаторы тока. Методика поверки» и прошедшим обучение по проведению поверки в соответствии с указанным документом. Поверку проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и свьппе 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

• 5.4 Поверка трансформаторов напряжения, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим документ ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и прошедшим обучение по проведению поверки в соответствии с указанным документом. Поверку проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и свьппе 1000 В с группой по электробезопасности не ниже IV, второй - удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

• 5.5 Поверка счетчиков, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим методику поверки на счетчики типов и прошедшим обучение по проведению поверки в соответствии с указанными документами. Поверку проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и свьппе 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

• 5.6 Измерение вторичной нагрузки измерительных трансформаторов тока, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы .по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим документ МИ 3196-2018 и прошедшим обучение по проведению измерений в соответствии с указанным документом. Измерение проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и свьппе 1000 В с группой по электробезопасности не ниже IV, второй -удостоверение, подтверждающее право работы на установках свьппе 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

• 5.7 Измерение вторичной нагрузки измерительных трансформаторов напряжения, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим документ МИ 3195-2018 и прошедшим обучение по проведению измерений в еоответствии с указанным документом. Измерение проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и свьппе 1000 В с группой по электробезопасности не ниже IV, второй - удостоверение, подтверждающее право работы на установках свьппе 1000 В с группой по электробезопасности не ниже Ш.

• 5.8 Измерение потерь напряжениявлинии соединенид счетчика сизмсрительным трансформатором напячжендч, входчишмд в состав АИИС КУЭ, осущиствляетеч персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измириний не менее 1 года, изучившим документ «Методика выполнения измерений параметров нагрузки и вторичных цепей трансформаторов тока и напряжения прибором «Энирготестер ПКЭ» в условиях эксплуатации» и прошедшим обучение по провидению измерений в снотвитесвтт с указанным документом. Измерение проводят не минеи двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающие право работы на установках до и свьппи 1000 В с группой по элиитpoбизопаеноетт не ниже IV, второй -удостоверении, подтверждающие право работы на установках свьппр 1000 В с группой по эликтpoбизоиасности не ниже III.

ВНИМАНИЕ.

При проведении поверочных и измерительных работ должны иртсутетвоваты работники объекта, на котором размещены компоненты АИИС КУЭ, имеющие опыт работы и право на подключении и отключение эталонных и поверяемых средств измерений в соотвитстетт со схимой поверки длд с методикой вьшолнендч измерений.

• 6.1 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», «Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок», а также требования безопасности на средства повирки, поверяемые трансформаторы и счетчики, изложенные в их руководствах по эксплуатации.

• 6.2 Эталонные средства измерений, вспомогательные средства поверки и оборудовании должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.007.3, ГОСТ 12.2.007.7

• 6.3 Все оперативные отключения и вилючиттч должны проводиться руководителем работ в соответствии с программой проведения работ, утвержденной в установленном порядке.

• 7.1 Прр пикоердрии пиверри должны cр0людотьы■с ссерующии ycрoоеы экирпyaттццд: Для ТН и ТТ:

диапазон первичного напряжения, В..............

диапазон силы пирвдчннгн тока, А...............

диапазон коэффициента мощности соБф (sinq>) частота, Гц..............................................

температура окружающей среды, °C..............

относитреынач влажность воздуха, %............

атмосферное давление, кПа........................

Для эееитянечетчтиов:

диапазон вторичного напряжения, В...................................

диапазон силы вторичного тока, А...........................................

диапазон коэффициента моищости cos) (sinq>).........................

частота, Гц.......................................................................

тимцература окружающей среды, °С.....................................

магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более относительная влажность воздуха при температуре +30°С, % . атмосферное давление, кПа............................................

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

• - частота питающей сети, Гц..........................................................................(50±1)

• - температура окружающей среды, ‘С.........................................................от -30до+50

• - относительная влажность воздуха при температуре +-0°С, %............................................95

• - атмосферное давление, кПа..............................................................отбО до 106,7

Для средств поверки:

• - напряжение питающей сети, В..................................................... (220±10)

• - частота питающей сети, Гц..................................................................................(50±1)

  - коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения питающей сети, %, не более...................................................................................................................5

• - температура...........................................................................................от5до35

• - относительная влажность воздуха, %..............................................................(70±5)

• - атмосферное давление, кПа.................................................................отбОдо 106,7

• 8.1 Для проведения поверки представляют следующую документацию:

• - руководство пользователя АИИС КУЭ;

• - формуляр на АИИС КУЭ;

• - описание типа АИИС КУЭ;

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

• - паспорт-протокол на ИК;

• - рабочие журналы АИИС КУЭ с данными по климатическим и иным условиям эксплуатации за интервал между поверками (только при периодической поверке).

• 8.2 Перед проведением поверки вьшолняют следующие подготовительные работы:

• - проводят организационно-технические мероприятия по обеспечению безопасности поверочных работ в соответствии с действующими правилами и ПУЭ;

• - проводят организационно-технические мероприятия по доступу поверителей и персонала энергообъектов к местам установки измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, серверу АИИС КУЭ для проведения работ по п.п. 9.1, 9.3, 9.4, 9.5, 9.6, 9.10;

• -  организуют рабочее место для поверителя, для проведения работ по п.п. 9.2, 9.7, 9.8, 9.9;

• - организуют рабочее место для поверителя, для проведения работ по п. 9.10.

• 9.1 Внешний осмотр

  • 9.1.1  Проверяют целостность корпусов и отсутствие видимых повреждений измерительных компонентов, наличие поверительных пломб и клейм.

  • 9.1.2  Проверяют размещение измерительных компонентов, правильность схем подключения трансформаторов тока и напряжения к счетчикам электрической энергии; правильность прокладки проводных линий по проектной документации на АИИС КУЭ.

  • 9.1.3  Проверяют соответствие типов и заводских номеров фактически использованных измерительных компонентов типам и заводским номерам, указанным в формуляре АИИС КУЭ.

При наличии несоответствий по п. 9.1 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и вьшисьшается извещение о непригодности.

• 9.2 Пс^вс;]Э1^г1изг^е^1^1^т^(гл1^1^1^п: компонентов         КУЭ

Проверяют наличие свидетельств о поверке и срок их действия для всех измерительных компонентов: измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии, устройств синхронизации времени.

• 9.3 Провврка счетчиков элеккрической энергии

  • 9.3.1  Проверяют наличие и сохранность пломб поверительнык и энергосбытовых организаций на сеетеике и испытательной коробке. Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения счетчиков к цепям тока и напряжения, в частности, правильность чередования фаз. При отсутствии таких документов или нарушении (отсутствии) пломб проверяют правильность подключения счетчиков к цепям тока и напряжения (соответствие схем подключения - схемам, приведенным в паспорте на счетчик). Проверяют последовательность чередования фаз с помощью вольтсамперфазометра. При проверке последовательности чередования фаз действуют в соответствии с указаниями, изложенными в руководстве по его эксплуатации.

  • 9.3.2  Проверяют работу всех сегментов индикаторов, отсутствие кодов ошибок или предупреждений, прокрутку параметров в заданной последовательности.

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

  • 9.3.4  Проверяют соответствие индикации даты в счетчике календарной дате (число, месяц, год). Проверку осуществляют визуально или с помощью переносного компьютера через оптопорт.

При наличии несоответствий по п. 9.3 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются. АИИС КУЭ бракуется и вьшисывается извещение о непригодности.

• 9.4 ГПооеркаУУГЩ                                           -

  • 9.4.1 Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на УСПД. При отсутствии или нарущении пломб проверяют правильность подсоединения УСПД.

9.4.2Пковеряют правильность функционирования УСПД в соответствии с его эксплуатационной документацией с помощью тестового программного обеспечения. Проверка считается успешной, если все подсоединенные к УСПД счетчики опрошены и нет сообщений об ошибках.

• 9.4.3  Проверяют программную защиту УСПД от несанкционированного доступа.

• 9.4.4  Проверяют правильность значений коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, хранящихся в памяти процессора УСПД.

При наличии несоответствий по п. 9.4 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и вышисывартся извещение о непригодности.

• 9.5 Проверка функционирования централлных №4111,10'^06 Ссерверовв АИИС КУЭ

  • 9.5.1  Проводят опрос текущих показаний всех счетчиков электроэнергии.

  • 9.5.2  Проверяют глубину хранения измерительной информации в центральных компьютерах (серверах) АИИС КУЭ.

  • 9.5.3  Проверяют защиту программного обеспечения на центральных компьютерах (серверах) АИИС КУЭ от несанкционированного доступа. Для этого запускают на выполнение программу сбора данных и в поле «пароль» вводят неправильный код. Проверку считают успешной, если при вводе неправильного пароля программа не разрешает продолжать работу.

  • 9.5.4  Проверяют работу аппаратных ключей. Вьяключают компьютер и снимают

аппаратную запщту (отсоединяют ключ от порта компьютера). Включают компьютер, загружают операционную систему и запускают программу. Проверку считают успешной, если получено сообщение об отсутствии «ключа защиты».                               .

При наличии несоответствий по п. 9.5 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и вьшисывается извещение о непригодности.

• 9.6 Проверка функционирования вспомогательных устройств

  • 9.6.1 Проверка функционирования мультиплексоров (при их наличии)

Проверяют функционирование мультиплексоров с помощью переносного компьютера, подключенного к мультиплексору (группе мультиплексора) через кабель RS232, и специальной программы. Мультиплексор (группа мультиплексоров) считают работоспособным, если все счетчики, подключенные к данному мультиплексору (группе), были опрошены.

9.6.2Проверка функционирования модемов (при их наличии)

Проверяют функционирование модемов, используя коммуникационные возможности специальных программ. Модемы считаются исправными в составе комплекса, если бьши установлены коммутируемые соединения и по установленным соединениям успешно прошел опрос счетчиков или УСПД.

Допускается автономная проверка модемов с использованием тестового программного обеспечения.

9.6.3Проверка функционирования адаптеров интерфейса (при их наличии)

Используя кабель RS232 подключают к адаптерам переносной компьютер с ПО. Проверка считается успешной, если удалось опросить все счетчики, подключенные к данному адаптеру.

При наличии несоответствий по п. 9.6 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и вьшисьшается извещение о непригодности.

• 9.7 Проверка нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов тока

  • 9.7.1  Проверяют наличие и сохранность пломб поверительнык и энергосбытовых организаций на клеммных соединениях, имеющихся на линии связи ТТ со счетчиком.

  • 9.7.2  Проверяют наличие данных измерений мощности нагрузки вторичных цепей ТТ по МИ 3196-2018 «Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации» с оформлением паспортов-протоколов по форме Приложения 11.3 АО «АТС». Ревизия ИК, а также утверждение паспортов-протоколов должны быть проведены в течении истекающего межповерочного интервала (для первичной поверки - не более 1 года до момента ее проведения).

При наличии несоответствий по п. 9.7 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

• 9.8 Проверка нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов напряжения

  • 9.8.1  Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на клеммных соединениях, имеющихся на линии связи ТН со счетчиком.

  • 9.8.2  Проверяют наличие данных измерений мощности нагрузки вторичных цепей ТН по МИ 3195-2018 «Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации» с оформлением паспортов-протоколов по форме Приложения 11.3 АО «АТС». Ревизия ИК, а также утверждение паспортов-протоколов должны быть проведены в течении истекающего межповерочного интервала (для первичной поверки - не более 1 года до момента ее проведения).

При наличии несоответствий по п. 9.8 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и вьшисьшается извещение о непригодности.

• 9.9 Проверка падения напряженияв линии связи межиу втодичнтйобмоткой ТН й счетчиков

  • 9.9.1 Проверяют иелячие ааичик изе•Iеpхнвй араеийя ндаяяжeнип Ю епpoвoпнoр пйдяй связи для каждой фазы по утвержденному документу «Методика вьшолнанвя измерений параметров нагрузки и вторичных цепей трансформаторов тока и напряжения прибором «Энaргоиaсиер ПКЭ» в условиях эксплуатации с оформлением паспортов-протоколов по форме Приложения 11.3 АО «АТС». Ревизия ИК, а также утверждение паспортов-протоколов должны быть проведены в течении истекающего межповерочяогй интервала (для первичной поверки - не более 1 года до момента ее проведения). Падение напряжения не должно паевьппать 0,25 % от номинального значения на вторичной обмотке ТН.

• 9.10 Проверка погрешности часов ИК АИИС КУЭ.

  • 9.10.1 Проверка СОЕВ

Включают радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), и сверяют показания радиочасов с показаниями часов сервера БД, получающего сигналы точного времени от сервера единого времени. Расхождение показаний радиочасов с сервером не должно превьппать ±1 с. Для снятия синхронизировапнык измерений рекомендуется использовать одновременное фотографирование экранов поверяемого и поверительного оборудования.

• 9.10.2 Сверяют показания радиочасов с показаниями часов УСПД, получающего сигналы точного времени от сервера единого времени. Расхождение показаний радиочасов с часами УСПД не должно превьппать ±1 с.

• 9.10.3 Распечатывают журнал событий счетчика, вьщелив события; соответствуюпще сличению часов счетчика и часов УСПД. Расхождение времени часов счетчика и часов УСПД в момент предшествующий коррекции не должно превышать ±1 с.

• 9.10.4 Погрешность часов ИК АИИС КУЭ не превьппает ±5 с.

При наличии несоответствий по п. 9.10 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и вьшисывается извещение о непригодности.

• 9.11 Проверка отсутствия ошибок информационного обмена

Операция проверки отсутствия ошибок информационного обмена предусматривает экспериментальное подтверждение идентичности числовой измерительной информации в счетчиках электрической энергии (исходная информация), и памяти центрального компьютера (сервера БД).

В момент проверки все технические средства, входящие в проверяемый ИК, должны быть включены.

• 9.11.1 На центральном компьютере (сервере БД) системы распечатывают значения активной и реактивной электрической энергии, зарегистрированные с 30-ти минутным интервалом за полные предшествующие дню проверки сутки по всем ИК. Проверяют наличие данных, соответствующих каждому 30-ти минутному интервалу времени. Пропуск данных не допускается за исключением случаев, когда этот пропуск бьш обусловлен отключением ИК или устраненным отказом какого-либо компонента системы.

• 9.11.2 Распечатывают журнал событий счетчика и УСПД и отмечают моменты нарушения связи между измерительными компонентами системы. Проверяют сохранность измерительной информации в памяти УСПД и центральном компьютере (серверах БД) системы на тех интервалах времени, в течение которого бьша нарушена связь.

• 9.11.3 Распечатьшают на центральном компьютере (сервере БД) профиль нагрузки за полные сутки, предшествующие дню поверки. Используя переносной компьютер, считыьают через оптопорт профиль нагрузки за те же сутки, хранящийся в памяти счетчика. Различие значений активной (реактивной) мощности, хранящейся в памяти счетчика (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов) и базе данных центрального компьютера (сервера БД) не должно превьппать двух единиц младшего разряда учтенного значения.

• 9.11.4 Рекомендуется вместе с проверкой по п. 9.11.3 сличать показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии строго в конце получаса (часа) и сравнивать с данными, зарегистрированными в центральном компьютере (сервере БД) системы для того же момента времени. Для этого визуально или с помощью переносного компьютера через оптопорт считьшают показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии и сравнивают эти данные (с учетом коэффициентов трансформации измерительный трансформаторов), с показаниями зарегистрированными в центральном компьютере (сервере БД) системы. Расхождение не должно превьппать две единицы младшего разряда.

• 9.12 ГИднтификкцщ! программного оббспеччния

Проверка выполняется в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.654-2015 «ГСИ. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения».

Операции проверки идентификационных данных программного гбесречетяя (далее - ПО) предусматривают экспериментальное подтверждение идентичности идентифиkаригнных данных ПО заявленным.

• 9.11.1 Проверка идентификационного наименования и номера версии ПО.

Проверяют информацию, запустив менеджер программ из подменю «Автозагрузка» меню «Пуск» или с помощью ярлыка «Менеджер программ» расположенного на рабочем столе Windows, найдя ярлык ПО в трее и запустив его, в строке "О программе". Убедиться, что ядеттяфякацяоттое наименование и номер версии ПО соответствуют заявленным.

• 9.11.2 Проверка цифрового идентификатора ПО.

На выдeлеттых модулях ПО проверить Цифровые идентификаторы. Алгоритм вычисления цифрового идентификатора - MD5.

Проверка Цифрового идентификатора программного обеспечения происходит на ИВК (сервере), где установлено ПО. Для чего нужно запустить менеджер файлов, позволяющих производить хэширование файлов. В менеджере файлов, необходимо открыть каталог и вьщелить необходимые файлы. Далее в закладке Файл Главного меню выбрать команду - Просчитать хэш. Получившиеся файлы в количестве, соответствующем выделеттым файлам, содержат код MD5 в текстовом формате. Наименование файла MD5 строго соответствует наименованию файла, для которого проводилось хэширование.

Сведения об идентификационных данньи (признаках) ПО СИ и методах его идентификации фиксируют в виде, представленном в таблице 2.

Таблица 2

• 10.1 На основании PоеожятелыIык результатов по пунктам раздела 9 вьшисывцют свидетельство о поверке АИИС КУЭ в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 г. № 1815. В приложении к свидетельству указывают перечень ИК.

• 10.2 При гтоицатееьнык результатах поверки АИИСдКУЭ признается негодной к дальнейшей эксплуатации и на нее выдают извещение пг''^пригодности в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 г. № 1815 с/указанием рOuчят.

  

Начальник отдела 206.1 ФГУП «ВНИИМС»

Инженер 3 категории ФГУП «ВНИИМС»