Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Томск» Александровское ЛПУ МГ КС «Александровская»» (МП- 355-RA.RU . 310556-2021)

СОГЛАСОВАНО

Заместитель директора Западно-Сибирского илиала ФГУ11«ВНИ

^о-

2021 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Томск» Александровское JII1У МГ КС «Александровская»

Методика поверки

МГ1-355-КЛ.Ки.310556-2021

Настоящая методика поверки распространяется на каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром грансгаз Томск» Александровское ЛПУ МГ КС «Александровская» (далее - АГ4ИС КУЭ). предназначенной для измерения активной и реактивной электрической энергии.

• 1.1.    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 отдельны.х ИК, с обязагельным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведенной поверки.

• 1.2.    Настоящая методика не распространяется на измерительные компоненты ИК (трансформаторы тока, напряжения, счетчики электрической энергии и др.), поверка которых осуществляется по методика.м поверки, указанны.м в свидетельстве об утверждении типа этих измерительных компонентов .АИИС КУЭ.

• 1.3.    Настоящая методика поверки устанавливает методы и средства поверки при первичной и периодической поверке АИИС КУЭ.

• 1.4.    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.

• 1.5.    Периодическая поверка АИИС КУЭ проводится в процессе эксплуатации не реже одного раза в 4 года.

• 1.6.    После замены измерительных компонентов на однотипные проводится первичная поверка АИИС КУЭ в части ИК в которых была произведена замена.

• 1.7.    Перед проведением поверки следует ознакомиться с эксплуатационной документацией на измерительные компоненты АИИС КУЭ; документами, указанными в разделе 4 настоящей методики поверки, регламентирующими требования безопасности.

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

• 2.1. При поверке допускается не проверять измерительные канальи выведенные из системы коммерческого учета.

• 2.2. 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.

• 2.3. Содержание и последовательность выполнения работ по проверке измерительных каналов и .ЛИИС КУЭ в целом должны соответствовать указаниям, приведенным в таблице Г.

Таблица 1

• 3.1 Условия поверки должны соответствовать:

температура окружающего воздуха в местах установки ТТ и ТП 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.

• 4.1. К проведению поверки АИИС КУЭ допускают поверителей, изучивщи.х настоящую методику поверки и эксплуатационную документацию.

• 4.2. Измерение вторичной нагрузки измерительных трансформаторов тока, входящих в состав ЛИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее года, изучившим методику измерений, регламентирующую проведение измерений мощности нагрузки трансформаторов тока. Измерение проводят не менее двух специадистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыше 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 111.

• 4.3. Измерение вторичной нагрузки измерительных трансформаторов напряжения, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее года, изучившим методику измерений, регламентирующую проведение измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения. Измерение проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установка.х свыше 1000 В с группой но электробезопасности не ниже IV. второй - удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже 111.

• 4.4.  Измерение потерь напряжения в линии соединения счетчика с измерительным трансформаторо.м напряжения, входя ши.х в состав ЛИИС КУЭ. осуществляется персоналом, имеющим стаж работы но данному виду измерений не менее года, изучивши.м методику измерений, регламентирующую проведение измерений падения напряжения в линии соединения счетчика с трансформатором напряжения. Измерение проводят не менее двух специалистов, один из которы.х должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыше 1000 В с группой но электробезопасности не ниже IV. второй -удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже 111.

• 5.1. При проведении поверки использ\ют средства измерений и вспомогательное оборудование, указанное в таблице 2.

Таблица 2

• 6.1. При выполнении поверки следует выполнять требования безопасности в соответствии с ГОСТ 12.3.019-80, ГОСТ 12.2.007.6-75. «Правилами технической эксплуатации станций и сетей РФ», «Правилами эксплуатации электроустановок «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок» техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

  электрических потребителей», и «Правилами

• 6.2. 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).

• 7.1.   Внешним осмо гром 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.

• 7.2.   Внешним осмотром проверяют схемы подключения трансформаторов тока и напряжения к счетчикам электроэнергии на соответствие схемам подключения, указанным в эксплуатационной документации на счетчики электроэнергии.

  измерительных напряжения и

• 7.3.   Визуально проверяют отсутствие повреждений доступных частей компонентов, таких как счетчики, трансформаторы тока, трансформаторы других, указанных в формуляре АПИС КУЭ.

  и индикатору счетчике

• 7.4.   Визуально, по маркировке проводников в измерительных ценя.х

счетчиков, проверяют последовательность чередования фаз на каждо.м 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.

ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ И ОПРОБОВАНИЕ СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ Обеспечить выполнение требований безопасности.

Изучить эксплуатационную документацию на ПО конфигурирования и опроса

Обеспечить выполнение условий поверки. Опробование

• 8.4.1. Проверяют работоспособность связующи.х компонентов и вспомогательны.х устройств, счетчиков, ИВК. отсутствие ошибок информационного обмена. Проверка осуществляется анализо.м 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.

• 8.4.2. 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 аварийных ситуациях в ИВК, в то.м числе в отсутствии записей об ошибках связи.

  коэффициенты соответствуют

• 8.4.3. Используя програ.ммное обеспечение ИВК убеждаются, что трансформации трансформаторов тока, запрограммированные в ИВК указанным в формуляре.

• 8.4.4. Через канал прямого доступа к счетчикам электрической энергии цифровой интерфейс RS485) с использоваиие.м программы конфигурирования счетчика

  (оптопорт или

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.

• 8.4.5. 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 8.4.4.

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

W*i= Кк-Кц.-ОЛ-Реч,. кВтч W'’i = Kii-Kui'0.5-Qc4i. квар-ч где i - номер измерительного канала;

K|i - коэффициент трансформации трансформаторов тока, использованных в i-o.M из.мерительно.м канале;

Кщ - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, использованных в i-о.м

и 3.мери тел ь н о м ка н а.' i е:

Рсч|- средняя активная мощность за получасовой интервал контрольных с\ток, считанное из профиля мощности счетчика в i-о.м из.мерительно.м канале;

Qc4i - средняя реактивная мощность за получасовой интервал контрольных суток, считанное из профиля мощности счетчика в i-о.м измерительном канале.

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

Результаты выполиеиия проверки считают положительными, если журналы событий не содержат записей об аварийны.х ситуациях и ошибка.х информационного обмена; результаты вычислений но формуле (1) не отличаются от результатов полученны.х с помощью программы чтения данных из базы данных ИВК АИИС КУЭ, более чем на один киловатт-час.

• 9.1    Проверяют соответствие цифрового идентификатора метрологически значимой части ПО, указанному в описании чипа АИИС КУЭ. Проверку проводят путем расчета цифрового идентификатора. Для расчета цифрового идентификатора допускается использовать любое программное обеспечение, реализующее алгоритм, описанный в RFC 1321.

• 9.2   Результаты проверки считают положительными, если цифровой идентификатор соответствует, указанному в описании типа АИИС КУЭ. Идентификационные признаки ПО приводят в протоколе поверки.

• 10.1.1 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.

• 10.1.2.1     Включают устройство синхронизации частоты и времени Метроном в соответствии с руководством по эксплуатации.

• 10.1.2.2     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) АС-.,.

Результаты проверки считают положительными, если поправки часов счетчиков электрической энергии АГч не превышают ±5 с для все.х счетчиков.

• 10.1.3.1     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 измерительны.х трансформаторов тока и напряжения», (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814).

• 10.1.3.2     Допускается измерение мощности нагрузки на вторичные обмотки ТТ не проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный ПК в течение истекающего интервала между поверками. При этом паспорт-протокол должен быть согласован органами государственной метрологической службы, при условии подтверждения прослеживаемости результатов измерений, приведенны.х в них.

Результаты проверки считают положительными, если нагрузка на вторичные обмотки трансформаторов тока лежит в предела.х установленных ГОСТ 7746-2015 или описанием типа на Г Г, входящий в И К.

• 10.1.4.1     Измерение полной мощности нагрузки на вторичную обмотку ТН 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).

• 10.1.4.2     Допускается измерение мощности нагрузки на вторичные обмотки ТН не проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный НК 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 нагрузка на вторичные обмотки трансформаторов напряжения лежит в пределах, установленных ГОСТ 1983-2015 или описание.м типа на ТН. входящий в ИК.

• 10.1.5.1     Измерение падения напряжения во вторичных цепях от трансформатора напряжения до счетчика проводят в соответствии с апестованной методикой измерений, например, в соответствии с методикой «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительны.х трансформаторов тока и напряжения» (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814).

• 10.1.5.2     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, приведенны.х в них.

Результаты проверки считают положительными, если измеренное значение потерь напряжения не превышает 0,25%.

• 11.1 ЛИИС КУЭ считают удовлетворяющим метрологическим требованиям, если в процессе поверки были получены положительные результаты всех проверок, предусмотренных таблицей 1 настоящей методики поверки.

• 12.1  При положительных результатах проверок предусмотренных таблицей 1 настоящей методики поверки, АИИС КУЭ признается пригодной к применению и оформляется свидетельство о поверке в соответствии с действующими нормативными правовыми документами. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке. В приложении к свидетельству о поверке указывается перечень и состав измерительных каналов (с указанием их типов и заводски.х номеров), прощедщих поверку и пригодных к применению. Протокол поверки оформляется в произвольной форме в соответствии с требованиями аккредитованного на поверку юридического лица или индивидуального предпринимателя, проводящего поверку.

• 12.2  В случае проведения поверки АИИС КУЭ в части отдельных ИК, обязательно 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.

• 12.3  В случае признания АИИС КУЭ неудовлетворяющей метрологическим требованиям. АИИС КУЭ признается непригодной к применению и оформляется извещение о непригодности с указание.м причин несоответствия в соответствии с действующими нормативными правовыми документами.

  

  / Вагин А.Ю.

Разработал: ведущий инженер

8