Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭСК «Горкунов» (ТК БАРНАУЛ-2)» (МП- 339-RA.RU . 310556-2021)

СОГЛАСОВАНО

Заместитель директора

Государственная система обеспечения единства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭСК «Горкунов» (ТК БАРНАУЛ-2)

Методика поверки

Mn-339.RA.RU310556-2021

Настоящая методика поверки распространяется на каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭСК «Горкунов» (ТК БАРНАУЛ-2) (далее - АИИС КУЭ), предназначенной для измерения активной и реактивной электрической энергии.

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

Настоящая 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.

Эталоны, указанные в таблице 2, должны обеспечивать прослеживаемость к государственному первичному эталону единиц времени, частоты и национальной щкалы времени гэт1-2018 в соответствии с приказом Росстандарта от 31 июля 2018 г. № 1621 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты».

• 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 АПИС КУЭ в целом должны соответствовать указаниям, приведенным в таблице 1.

Таблица 1

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

Таблица 2

• 3.1 Условия поверки должны соответствовать:

• - температура окружающего воздуха в местах установки ТТ и TH от -40 до 40°С;

• - температу ра 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.

• 4.1 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 свыще 1000 В).

• 5.1 Обеспечить выполнение требований безопасности.

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

• 5.3 Обеспечить выполнение условий поверки.

• 6.1 Внещннй осмотр

  • 6.1.1 Внещним осмотром проверяют укомплектованность ИК 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 Внешни.м осмотром проверяют схемы подключения трансформаторов тока и напряжения к счетчикам электроэнергии на соответствие схемам подключения, эксплуатационной документации на счетчики электроэнергии.

    указанным в

    измерительных напряжения и

  • 6.1.3 Визуально проверяют отсутствие повреждений доступных частей компонентов, таких как счетчики, трансформаторы тока, трансформаторы других, указанных в формуляре АИИС 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 измерительный компонент, входящий электрической энергии соответствуют

электроэнергии; последовательность чередования фаз прямая.

• 6.2 Опробование

  устройств.

  • 6.2.1 Проверяют работоспособность связующи.х компонентов и вспомогательных счетчиков, ИВК, отсутствие ошибок информационного обмена. Проверка осуществляется

анализом записей в журнале событий сервера баз данных, проверкой наличия в базе данных результатов измерений, сравнение.м 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 ошибка.х и аварийны.х ситуациях в ИВК. в том числе в отсутствии записей об ошибка.х связи.

  коэффициенты соответствуют

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

  (оптопорт или

• 6.2.4 Через канал прямого доступа к счетчикам электрической энергии

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 которы.х 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 из.мерений, 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'^i= Kii Kui O,5 Pc4i, кВт ч

W’’, = Kii Ku, 0,5 Qc4i, квар ч

где i - номер измерительного канала;

K|i - коэффициент трансформации трансформаторов тока, использованны.х в i-о.м измерительном канале;

Kui - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, использованных в 1-о.м 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 формула.м (1) с результатами измерений, содержащимися в выходном файле, полученно.м 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 АИИС 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, входящи.х в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU)

    • 6.4.2.1 Включают устройство синхронизации частоты и времени Метроном в соответствии с руководство.м 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) ДСч-

Результаты проверки считают удовлетворительными, если поправки часов счетчиков электрической энергии А1сч 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 ннтерва.ча 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 TH осуществляют в соответствии с аттестованной методикой выполнения измерений, например, в

соответствии с методикой «Методика выполнения измерений параметров вторичнььх цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения» (регистрационный ФР.1.34.2014.17814).

• 6.4.4.2 Допускается измерение мощности нагрузки на вторичные обмотки TH проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола 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 вторичны.х цепей измерительнььх 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%.

указывается в свидетельстве о поверке информация об объеме проведенной поверки. В приложении к свидетельству о поверке указывается перечень и состав измерительных каналов (с указанием их типов и заводских номеров), прошедших поверку и пригодных к применению.

• 7.3 В случае получения неудовлетворительных результатов проверки по пунктам раздела 6 настоящей методики поверки, АИИС КУЭ признается непригодной к применению и оформляется извещение о непригодности с указанием причин несоответствия в соответствии с действующими нормативными правовыми документами.

7