Методика поверки «Система автоматизированная информационно измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ООО "Трейд Парк")» (МП РЦСМ-020-2019)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ «ГОСУДАРСТВЕННЫЙ РЕГИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И ИСПЫТАНИЙ В РЯЗАНСКОЙ ОБЛАСТИ»

(ФБУ «Рязанский ЦСМ»)

УТВЕРЖДАЮ:

Директор

2019 г.

Настоящая методика распространяется на системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АНИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (ООО «Трейд Парк») (далее - АНИС КУЭ), утвержденного типа, измерительные каналы (ИК) которых содержат аналоговые масштабные преобразователи напряжения и тока и счетчики электрической энергии с аналоговыми входными сигналами утвержденных типов. АИИС КУЭ представляет собой интегрированную автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений, в состав которой входят измерительные компоненты: измерительные трансформаторы тока (ТТ) по Г ОСТ 7746. измерительные трансформаторы напряжения (TH) по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 и вспомогательные компоненты, образующие измерительные каналы (ИК) системы. Измерительная информация в цифровой форме с выходов счетчиков поступает на сервер системы и/или автоматизированные рабочие места (АРМ), оснащенные персональными компьютерами с соответствующим программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000». В состав АИИС КУЭ входят так же устройство синхронизации (коррекции) системного времени (УССВ) и ряд вспомогательных технических устройств - мультиплексоры, модемы, адаптеры цифровых интерфейсов и др.

В методике поверке использованы нормативные ссылки на следующие нормативноправовые акты, стандарты и другие нормативные документы:

ГОСТ 8.216-2011 Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;

ГОСТ 4.199-85 Система показателей качества продукции. Системы информационные электроизмерительные. Комплексы измерительно-вычислительные. Номенклатура показателей;

ГОСТ 8.217-2003 Государственная система единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки:

ГОСТ 7746-2015 Трансформаторы тока. Общие технические условия;

ГОСТ 1983-2015 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия;

ГОСТ 31818.11-2012 (IEC62052-11:2003) Аппаратура для измерений электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии;

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 свыше 1000 В. Требования безопасности.

ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0.2S и 0,5S;

ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии;

ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;

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 свыше 1000 В. Требования безопасности.

МИ 2845-2003 Государственная система единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;

МИ 2845-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерительные трансформаторы напряжения 6>/3...35 кВ. Методика периодической поверки на месте эксплуатации:

РМГ 51-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Документы на методики поверки средств измерений. Основные положения:

Приказ Минтруда России от 24.07.2013 № 328н «Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок»:

Приказ Минпромторга от 02.07.2015 №1815 «Об утверждении Порядка проведении поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержании. Свидетельств о поверки»

Поверке подлежит АИИС КУЭ с перечнем ИК (состав ИК должен соответствовать описанию типа АИИС КУЭ), прошедших процедуру утверждения типа, и на которую распространено свидетельство об утверждении типа. АИИС КУЭ подвергается поверке покомпонентным (поэлементным) способом с учета положений раздела 8 ГОСТ Р 8.596.

Допускается проведение поверки АИИС КУЭ в части отдельных ИК. с обязательным указанием в приложении к свидетельству о поверке информации об объеме проведенной поверки.

Допускается проведение поверки АИИС КУЭ с составом ИК, непосредственно применяемых для измерений в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Первичную поверку системы (до ввода в эксплуатацию) проводят после утверждения типа АИИС КУЭ. Допускается при поверке использовать положительные результаты испытаний по опробованию методики поверки. При этом свидетельство о поверке оформляется только после утверждения типа АИИС КУЭ.

Периодическую поверку системы проводят в процессе эксплуатации АИИС КУЭ. Интервал между поверками АИИС КУЭ - раз в 4 года.

Периодичность поверки (межповерочный интервал) АИИС КУЭ осуществляется в соответствии с установленным при утверждении ее типа интервалом между поверками (межповерочным интервалом).

Средства измерений (измерительные компоненты) ИК АИИС КУЭ должны быть утвержденных типов, и поверяются в соответствии с интервалами между поверками, установленными при утверждении их типа. Если очередной срок поверки средства измерений (измерительного компонента) наступает до очередного срока поверки АИИС КУЭ, поверяется только этот компонент, а поверка всей АИИС КУЭ не проводится. После поверки средства измерений (измерительного компонента) и восстановления ИК выполняется проверка ИК. в той его части и в том объеме, который необходим для того, чтобы убедиться, что действия, связанные с поверкой средства измерений (измерительного компонента), не нарушили метрологических характеристик ИК (схема соединения, коррекция времени и т.п.).

После ремонта АИИС КУЭ, аварий в энергосистеме, если эти события могли повлиять на метрологические характеристики ИК, а также после замены средств измерений (измерительных компонентов), входящих в их состав, проводится внеочередная поверка АИИС КУЭ в объеме первичной поверке. Допускается проводить поверку только тех ИК. которые подверглись указанным выше воздействия. При этом в случае если замененные средства измерений (измерительные компоненты) не соответствует описанию типа средств измерений, срок действия свидетельства о поверке на АИИС КУЭ в части указанных ИК устанавливается до окончания срока действия основного свидетельства о поверке. Во всех указанных случаях оформляется технический акт о внесенных изменениях, который должен быть подписан руководителем или уполномоченным лицом и руководителем или представителем метрологической службы Предприятия-владельца. Технический акт хранится совместно со свидетельством о поверке, как неотъемлемая часть эксплуатационных документов на АИИС КУЭ.

При проведении поверки выполняют операции, указанные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

При проведении поверки применяют средства измерений, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на средства измерений (измерительные компоненты) АИИС КУЭ, а также приведенные в таблице 2.

Таблица 2 — Средства поверки

Продолжение таблицы 2

Перечень рекомендуемых эталонов, средств измерений и вспомогательного оборудования:

• - для проведения измерений действующих значений силы тока и напряжения -

мультиметр «Ресурс-ПЭ», вольтамперфазометр «Парма ВАФ-Т», прибор энергетика многофункциональный для измерения электроэнергетических величин «ПЭМ-02  И»,

измеритель потерь напряжения «СА 210»;

• - для проведения измерений температуры и влажности - прибор комбинированный «Testo 608-Н2», термогигрометр «CENTER» (мод. 314);

• - в качестве сигналов точного времени используются эталонные сигналы времени:

• - сигналы, передаваемые по телевизионному каналу в зоне действия наземной сети;

• - сигналы тайм-серверов ВГУП «ВНИИФТРИ» передаваемые в сеть Интенрнет;

• - сигналы, передаваемые спутниковой навигационной системой GPS/ГЛОНАСС;

• - сигналы длинноволновых и коротковолновых радиостанций, входящих в систему передачи эталонных сигналов времени и частоты.

• 1. Допускается применение других средств поверки с метрологическими характеристиками, обеспечивающими требуемые точности измерений (согласно таблице 2)

• 2. Все средства измерений, применяемые при поверке, должны быть утвержденного типа, а также иметь действующие свидетельства о поверке.

• 4.1 К проведению поверки АНИС КУЭ допускают поверителей, изучивших настоящую методику поверки и руководство по эксплуатации на АИИС КУЭ.

• 4.2 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 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей». Измерение проводят не менее двух специалистов, имеющие допуск к работам в электроустановках свыше 1 000 В. один из которых должен иметь группу по электробезопасности не ниже IV.

• 4.3 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 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей». Измерение проводят не менее двух специалистов, имеющие допуск к работам в электроустановках свыше 1000 В. один из которых должен иметь группу по электробезопасности не ниже IV.

• 4.4 Измерение потерь напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения, входящими в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим «Методика измерений падения напряжения во вторичной цепи измерительного трансформатора напряжения прибором СА-210 в условиях эксплуатации», аттестованный ФГУП «ВНИИМС», свидетельство об аттестации № 01.00225/206-228-14 от 25.09.2014 года. Измерение проводят не менее двух специалистов, имеющие допуск к работам в электроустановках свыше 1000 В. один из которых должен иметь группу по электробезопасности не ниже IV.

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

• 5.2 При применении эталонов, средств измерений, вспомогательные средства поверки и оборудование должны обеспечиваться требования безопасности согласно ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.007.3, ГОСТ Р 51321.1-2007

Влияющие величины, определяющие условия поверки АИИС КУЭ. должны находится в пределах, указанных в технорабочем проекте на АИИС КУЭ, ее измерительные компоненты и средства поверки.

• 7.1 Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные работы:

-проводят технические и организационные мероприятия по обеспечению безопасности поверочных работ в соответствии с действующими правилами и руководствами по эксплуатации применяемого оборудования:

-средства поверки выдерживают в условиях и в течение времени, установленных в их эксплуатационной документации;

• 7.2 Для проведения поверки представляют следующую документацию:

-руководство по эксплуатации АИИС КУЭ;

-описание типа АИИС КУЭ;

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

-паспорта-протоколы на ИК. оформленные в соответствии с требованиями пп. 3-6 настоящей методики поверки и/или требованиями документов: МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей», МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей», «Методика измерений падения напряжения во вторичной цепи измерительного трансформатора напряжения прибором СА-210 в условиях эксплуатации», аттестованный ФГУП «ВНИИМС», свидетельство об аттестации № 01.00225/206-228-14 от 25.09.2014 года;

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

• 8 Проведение поверки

• 8.1.1 Проверяют целостность корпусов, отсутствие видимых повреждений средств измерений (измерительных компонентов).

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

• 8.1.3  В случае выявления несоответствий по пунктам 8.1.1-8.1.2 поверку приостанавливают до устранения выявленных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

• 8.2.1 Проводится проверка соответствия заявленных идентификационных данных программного обеспечения, указанных в описании типа и эксплуатационной документации:

-наименование программного обеспечения;

-идентификационное наименование программного обеспечения;

-номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения;

-цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода);

-алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения.

• 8.2.2 Проверка выполняется в соответствии с Р 50.2.077-2014 «Государственная система обеспечения единства измерений. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» и ГОСТ Р 8.654-2015 «ГСП. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения».

  • 8.2.2.1 Проверка документации в части программного обеспечения.

На проверку представляется документация на программное обеспечение:

Руководство пользователя. Представленная техническая документация должна соответствовать ГОСТ Р 8.654-2015«Государственная система обеспечения единства измерений. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения».

• 8.2.2.2 Проверка идентификации программного обеспечения АИИС КУЭ

Убедиться, что идентификационное наименование и номер версии программного обеспечения соответствуют заявленным (наименование ПО и его версия определяются после загрузки ПО в разделе «справка»).

Результат проверки считать положительным, если идентификационное наименование и номер версии программного обеспечения соответствуют заявленным.

• 8.2.2.3 Проверка цифрового идентификатора программного обеспечения

На выделенных модулях ПО проверяют Цифровые идентификаторы и алгоритм вычисления цифрового идентификатора.

Проверка Цифрового идентификатора программного обеспечения происходит на ИВК (сервере), где установлено ПО. Запускают менеджер файлов, позволяющий производить хэширование файлов или специализированное ПО, предоставляемое разработчиком. В менеджере файлов, необходимо открыть каталог и выделить файлы, указанные в описании типа АИИС КУЭ. Далее, запустив соответствующую программу, из состава ПО АИИС КУЭ, просчитать хэш. По результатам формируются файлы, содержащие коды алгоритмов вычисления цифровых идентификаторов в текстовом формате. Наименование файлов алгоритмов вычисления цифровых идентификаторов должно соответствовать наименованию файлов, для которых проводилось хэширование.

ПО считается подтвержденным, если идентификационное ПО, номер версии (идентификационный номер) ПО. цифровой идентификатор ПО не противоречат приведенным в описании типа на АИИС КУЭ.

В противном случае АИИС КУЭ считается не прошедшим поверку и признается не пригодным к применению.

• 8.3.1  Проверяют правильность расположения и монтажа средств измерений (измерительных компонентов), правильность схем подключения ТТ и TH к счетчикам электрической энергии; правильность прокладки проводных линий связи по проектной документации на АИИС КУЭ.

• 8.3.2 Проверяют соответствие типов и заводских номеров фактически используемых средств измерений (измерительных компонентов) типам, указанным в описании типа АИИС КУЭ и/или паспорте-формуляре.

• 8.3.3 Проверяют наличие свидетельств о поверке и срок их действия для всех средств измерений (измерительных компонентов): измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии, УСВ. При выявлении просроченных свидетельств о поверке средств измерений (измерительных компонентов) дальнейшие операции по поверке АИИС КУЭ, в части ИК, в которые они входят, приостанавливают и выполняют после поверки этих средств измерений (измерительных компонентов).

Допускается при обнаружении просроченных свидетельств о поверке средств измерений (измерительных компонентов) ИК проводить их поверку на месте эксплуатации в процессе поверки АИИС КУЭ. Измерительные компоненты поверяются по методикам поверки, утвержденным при утверждении их типа.

• 8.3.4  В случае выявления несоответствий по пунктам 8.3.1-8.3.2 поверку приостанавливают до устранения выявленных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

• 8.4.1 Проверяют наличие и сохранность пломб на счетчике и испытательной коробке. Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения счетчика к цепям тока и напряжения. 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 измерителя напряжения с токовыми клещами.

• 8.4.2 Проверяют работу всех сегментов индикаторов, отсутствие кодов ошибок или предупреждений, последовательная проверка визуальных параметров.

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

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

• 8.4.5 В случае выявления несоответствий по пунктам 8.4.1-8.4.4 процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий.

• 8.5.1 Проводят опрос текущих показаний всех счетчиков электроэнергии.

• 8.5.2 Проверяют глубину хранения измерительной информации в центральном сервере АИИС КУЭ.

• 8.5.3 Проверяют защиту программного обеспечения на компьютере 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 пароль программа не разрешает продолжать работу.

• 8.5.4 Проверяют работу аппаратных ключей. Выключают компьютер и снимают аппаратную защиту (отсоединяют ключ от порта компьютера). Включают компьютер, загружают операционную систему и запускают программу. Проверку считают успешной, если получено сообщение об отсутствия «ключа защиты»

• 8.5.5 В случае выявления несоответствий по пунктам 8.5.1-8.5.4 процедуру поверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

• 8.6.1 Проверка функционирования модемов.

Проверяют функционирование модемов, используя коммуникационные возможности специальных программ из состава ПО АИИС КУЭ, определяемой согласно руководству пользователя ПО. Модемы считаются исправными в составе комплекса, если были установлены коммутируемые соединения и по установленным соединениям успешно прошел опрос счетчиков.

Допускается автономная проверка модемов с использованием тестового программного обеспечения.

• 8.6.2 Проверка функционирования адаптеров интерфейса.

Подключают к адаптерам переносной компьютер с программным обеспечением. Проверка считается успешной, если удалось опросить все счетчики, подключенных к данному адаптеру.

• 8.6.3 В случае выявления несоответствий по пунктам 8.6.1-8.6.2 процедуру поверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

• 8.7.1 Проверяют наличие и сохранность пломб поверителей и энергоснабжающих организаций на клеммных соединениях, имеющихся на линии связи TH со счетчиком. Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения первичных и вторичных обмоток TH. При отсутствии таких документов или при нарушении (отсутствии) пломб проверяют правильность подключения первичных и вторичных обмоток TH.

• 8.7.2 При проверке нагрузки вторичных цепей TH. необходимо убедится в том. что отклонение вторичного напряжения при нагруженной вторичной обмотке составляет не более 10 % от Uhom.

Измеряют мощность нагрузки вторичных цепей TH, которая должна находится в диапазоне, указанном в ГОСТ 1983-2001 и/или в описании типа средств измерений на конкретный тип TH.

Измерение мощности нагрузки вторичных цепей TH проводят в соответствии с документом МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей», аттестованном в установленном порядке и зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

Приписная характеристика погрешности результата измерений мощности нагрузка TH - доверительные границы допускаемой относительной погрешности результата измерений мощности нагрузки TH при доверительной вероятности 0.95 не превышает ±6 % с учетом условий выполнения измерений, приведенных в документе «Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации».

При отклонении мощности нагрузки вторичной цепи TH от заданного значения, процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

Примечания

1 Допускается измерения мощности нагрузки вторичных цепях TH не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспортов-протоколов на данный ИК в течение истекающего межповерочного интервала системы. Результаты проверки считают положительными, если паспорт-протокол подтверждает выполнение указанного выше условия для TH.

2 Допускается мощность нагрузки определять расчетным путем, если известны входные (проходные) импедансы всех устройств, подключенных ко вторичным обмоткам измерительных трансформаторов.

3. Допускается проведение измерений в соответствии с другими аттестованными методиками измерений.

• 8.8.1 Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения вторичных обмоток ТТ. При отсутствии таких документов проверяют правильность подключения вторичных обмоток ТТ.

• 8.8.2 Измеряют мощность нагрузки вторичных цепей ТТ. которая должна находится в диапазоне, указанном в ГОСТ 7746-2001 и/или в описании типа средств измерений на конкретный тип ТТ.

Измерение мощности вторичной нагрузки ТТ проводят в соответствии с документом МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей», аттестованном в установленном порядке и зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

Приписная характеристика погрешности результата измерений вторичной нагрузка ТТ - доверительные границы допускаемой относительной погрешности результата измерений вторичной нагрузка ТТ при доверительной вероятности 0,95 не превышает ±6 % с учетом условий выполнения измерений, приведенных в документе «Методика измерений нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации».

При отклонении мощности нагрузки вторичной цепи ТТ от заданного значения, процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

Примечания

• 1 Допускается измерения мощности нагрузки вторичных цепях ТТ не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспортов-протоколов на данный ИК в течение истекающего межповерочного интервала системы. Результаты проверки считают положительными, если паспорт-протокол подтверждает выполнение указанного выше условия для ТТ.

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

3. Допускается проведение измерений в соответствии с другими аттестованными методиками измерений.

Измеряют падение напряжения U_n в линии связи для каждой фазы проводят в соответствии с документом «Методика измерений падения напряжения во вторичной цепи измерительного трансформатора напряжения прибором СА-210 в условиях эксплуатации», аттестованный ФГУП «ВНИИМС», свидетельство об аттестации № 01.00225/206-228-14 от 25.09.2014 года.

Падение напряжения не должно превышать 0,25 % от номинального значения напряжения на вторичной обмотке TH.

Приписная характеристика погрешности результата измерений потерь напряжения -доверительные границы допускаемой относительной погрешности результата измерений, при доверительной вероятности Р = 0.95 не превышает ±1,5 % с учетом нормальных и рабочих условий выполнения измерений, приведенных в документе «Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации».

При превышении значения падения напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения более ±0,25  % операции проверки

приостанавливаются до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АПИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

Примечания

• 1 Допускается измерение падения напряжения в линии связи счетчика с TH не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспортов-протоколов на данный ИК в течение истекающего межповерочного интервала системы. Результаты проверки считают положительными, если паспорт-протокол подтверждает выполнение указанного выше требования.

• 2 Допускается падение напряжения в линии связи счетчика с TH определять расчетным путем, если известны параметры линии связи и сила электрического тока, протекающего через линию связи.

3. Допускается проведение измерений в соответствии с другими аттестованными методиками измерений.

• 8.10.1 Проверка времени УССВ

Включают приемник сигналов точного времени и проверяют показания часов УССВ по сигналам точного времени. Расхождение времени между приемником сигналов точного времени и УССВ должно находиться в пределах указанном в описании типа на АИИС КУЭ.

Примечания

В качестве сигналов точного времени используют эталонные сигналы времени:

• - сигналы, передаваемые по телевизионному каналу в зоне действия наземной сети:

• - сигналы тайм-серверов ВГУП «ВНИИФТРИ» передаваемые в сеть Интенрнет;

• - сигналы, передаваемые спутниковой навигационной системой GPS/ГЛОНАСС;

• - сигналы длинноволновых и коротковолновых радиостанций, входящих в систему передачи эталонных сигналов времени и частоты

• 8.10.2 Проверка времени счетчиков и сервера.

Проверяют правильность работы системы коррекции времени, определяя по журналу событий расхождение времени корректируемого и корректирующего компонентов (например, счетчик - сервер, сервер - УССВ) в момент, непосредственно предшествующий коррекции времени. Расхождение времени корректируемого и корректирующего компонентов не должно превышать предела допускаемого расхождения, указанного в описании типа АИИС КУЭ.

• 8.10.3 В случае выявления несоответствий по пунктам 8.10.1-8.10.2 АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

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

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

• 8.11.1 На центральном компьютере (сервере) системы отображают или 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 был обусловлен отключением ИК или устраненным отказом какого-либо компонента системы.

• 8.11.2 Выводят на экране компьютера или распечатывают журнал событий счетчика, сервера и отмечают моменты нарушения связи между измерительными компонентами системы. Проверяют сохранность измерительной информации в центральном сервере системы на тех интервалах времени, в течение которого была нарушена связь.

• 8.11.3 Выводят на экране компьютера или распечатывают на центральном компьютере (сервере) профиль нагрузки за полные сутки, предшествующие дню поверки. Используя переносной компьютер, считывают через оптический порт 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 сервера, не должно превышать одной единицы младшего разряда учтенного значения.

• 8.11.4 Рекомендуется вместе с проверкой по п. 8.11.3 сличать показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии строго в конце получаса (часа) и сравнивать с данными, зарегистрированными в центральном компьютере (сервере) системы для того же момента времени. Для этого визуально или с помощью переносного компьютера через оптический порт считывают показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии и сравнивают эти данные (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов), с показаниями, зарегистрированными в центральном компьютере (сервере) системы. Расхождение не должно превышать две единицы младшего разряда.

• 8.11.5 В случае выявления несоответствий по пунктам 8.11.1-8.11.4 АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

• 9.1 На основании положительных результатов подтверждения соответствия по пунктам раздела 8 выписывают свидетельство о поверке АИИС КУЭ по форме и содержанию, удовлетворяющие требованиям Приказа Минпромторга от 02.07.2015 г. №1815. В приложении к свидетельству указывают перечень и состав ИК с указанием наименований, типов в соответствии со свидетельствами об утверждении типа СИ, заводских номеров средств измерений (измерительных компонентов), входящих в состав ИК (для счетчиков электрической энергии также указывается условное обозначение модификации и вариант исполнения в соответствии со свидетельством об утверждении типа СИ), прошедших поверку и пригодных к применению, также указывают наименование, типы и заводские номера УСВ. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке путем нанесения оттиска поверительного клейма.

• 9.2 В случае, если отдельные ИК были забракованы по пунктам раздела 8, АИИС КУЭ признается непригодной к дальнейшей эксплуатации, в части И К не прошедших с положительным результатом поверку и на нее выдают извещение о непригодности по форме и содержанию, удовлетворяющее требованиям Приказа Минпромторга от 02.07.2015 г. №1815 с указанием причин непригодности. В приложении к извещению указывают перечень и состав ИК с указанием наименований, типов в соответствии со свидетельствами об утверждении типа СИ. заводских номеров средств измерений (измерительных компонентов), входящих в состав ИК (для счетчиков электрической энергии также указывается условное обозначение модификации и вариант исполнения в соответствии со свидетельством об утверждении типа СИ), не соответствующих метрологическим требованиям, установленным в описании типа.

• 9.3 Результат первичной поверки АИИС КУЭ оформляются только после утверждения типа системы. Допускается при проведении испытаний в целях утверждения типа и опробовании методики поверки при их проведении одновременно оформлять результаты калибровки ИК и использовать их в дальнейшем при поверке АИИС КУЭ при условии выполнения требований постановления Правительства Российской Федерации от 02.04.2015 №311.

• 9.4 В ходе поверки оформляется протокол поверки, отражающий выполнение процедур по пунктам раздела 8 и их результаты. Протокол поверки оформляют в произвольной форме.

12