Методика поверки «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки» (МИ3000-2018)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель Руководителя

Федерального агентства

по техническому ированию и метрологии

РЕКОМЕНДА

___В.Н. Крутиков

2006 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии типовая методика поверки

Москва 2006

ПРЕДИСЛОВИЕ

1                   ФГ^Г^П «Е^ВПОИ^С^», ФГ^Г^П «Е^НИИ^И^», ФГ^Г^П : УТВЕРЖДЕНА НТК по метрологии и измерительной технике Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии, протокол № 8 от 08 июня 2006 г.

3 ЗАРЕГИСТРИРОВАНА ФГУП «ВНИИМС» 13 июля 2006 г.

4 ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки

Настоящая рекомендация распространяется на системы автоматизированные и11форм;пи^(япн^о^|^’змерительные коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) на основе статических счетчиков электроэнергии, измерительный выходной сигнал которых передается на верхний уровень системы в цифровой форме. Такие АИИС КУЭ представляют собой интегрированную автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, в состав которой, в общем случае, входят измерительные компоненты: измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, статические счетчики электрической энергии по ГОСТ 30206, ГОСТ Р 52323, ГОСТ 26035, устройства сбора и передачи данных (УСПД) и связующие компоненты, образующие измерительные каналы (ИК) системы. Измерительная информация в цифровой форме с выходов УСПД поступает на центральный сервер системы и/или автоматизированные рабочие места (АРМ), оснащенные персональными компьютерами с соответствующим программным обеспечением. В состав АИИС КУЭ входят также устройства синхронизации (коррекции) системного времени (УССВ) и ряд вспомогательных технических устройств - мультиплексоры, модемы, адаптеры цифровых интерфейсов и др. В отдельных случаях конкретные экземпляры АИИС КУЭ могут не содержать некоторых из перечисленных компонентов и технических устройств.

В рекомендации использованы следующие нормативные документы:

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

ПР 50.2.006-94 «ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений»;

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

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Общие положения»;

ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

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

МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^:3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35..^^^0/V3. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

МИ 2982-2006 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 500...^^(^^^3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

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 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия»;

ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-92) «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)»;

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 13109-97 «Электрическая энергия.

Нормы качества электрической общего назначения»;

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

ГОСТ ^^.2.007.0-75 «Изделия электротехнические. Общие требования безопасности»;

ГОСТ ^^.2.007.3-75 «Система стандартов безопасности труда. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности»;

ПОТ Р М-016-20С^1 (РД 153-34.0-03.150-00) Межотраслевые правила по охране труда (Правила безопасности) при эксплуатации электроустановок.

Поверке подлежит каждый ИК АИИС КУЭ, реализующий косвенный метод измерений 'пектрнческой энергии. ИК подвергают поверке покомпонентным (поэлементным) способом с учетом положений раздела 8 ГОСТ Р 8.596.

Первичную поверку систем выполняют после проведения испытаний АИИС КУЭ с целью утверждения типа. Допускается совмещение операций первичной поверки и операций, выполняемых при испытаниях типа.

Периодическую поверку системы выполняют в процессе эксплуатации АИИС КУЭ.

Периодичность поверки (межповерочный интервал) АИИС КУЭ устанавливают при \тверж,дении ее типа. Межповерочный интервал на АИИС КУЭ рекомендуется устанавливать не более 4 лет.

Измерительные компоненты АИИС КУЭ поверяют с межповерочным интервалом, 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 выполняется проверка ИК в той его части и в том объеме, который необходим для того, чтобы убедиться, что действия, связанные с поверкой измерительного компонента, не нарушили метрологических свойств ИК (схема соединения, коррекция времени и т.п.).

Внеочередную 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 выше воздействиям, при условии, что собственник АИИС КУЭ подтвердит официальным заключением, что остальные ИК этим воздействиям не подвергались. В этом случае может быть оформлено дополнение к основному свидетельству о поверке системы с соответствующей отметкой в основном свидетельстве.

При проведении поверки выполняют операции, указанные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

3 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

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

Таблица 2 - Средства измерений

• 4.1 К проведению поверки АИИС КУЭ допускают поверителей, аттестованных в соответствии с ПР 50.2.012, изучивших настоящую рекомендацию и руководство по э^(^|^туатации на АИИС КУЭ, имеющих стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года.

• 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 «Методика выполнения измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации» 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 свыше ^^00 В с группой по электробезопасности не ниже III.

• 4.3 Измерение вторичной нагрузки измерительных трансформаторов напряжения, вхотяших в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим документ «Методика выполнения измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации» 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 свыше ^^00 В с группой по электробезопасности не ниже IV

• 4.4 Измереиие потерь 1^1апряжения в линии соединения счет’чика с икаериигл1^]Н1^1м трансформатором тнпрнжотин, ихоянщими и снесни АИИС КУЭ, осущоссисноссн пореотнсом, иеоющие стаж работы по яалтому иияу изморотий то мотоо 1 года, изучиишим яокумотт «Мотояика иыпослития измопотий потирь лапрнжилин и ситинх снояитолин считчика с тралсфнрматором тапряжолин и уссоиинх экспсуатации» и прошияшим обучилии по провияилию измиритий и сонтиитстиии с указаттым янкумитсом. Измиролии проиоянт то милии двух епициасиссои, ояит из которых яосжил имись уяоссовиролии, пнясииржяающои право раСчпы та >cснловках евыши 1000 В с группой по эсиктробизопаслосси ти лижи IV.

• 5.1 При прнвояилии поиирки яосжты быть еобсюдилы с^ибнватия бизопаслнеси, уеснлнвсиллыи ГОСТ ^^.2.007.0, ГОСТ ^^.2.007.3, «Ппависами сихлики бизнпаелнеси при ^кепсуасации эсиктроусталовок посрибитисий», «Прависами тохтичискнй экепсуасации эсиктроустнтовок пнспобисисой», «Мижосрассивых праиис по нхпали труян (ппавис бизнпнслнеси) при экспсуатации эсикспнусталнвнк» ПОТР^М-016 (РД ^^^3-3^.0-03.150), а тнкжи трибнватия бизопаетосси та сридства поиирки, пнвипяимыи спалефнпмнснпы и ечисчики, изсожиттыи и их руководссвах по экспсуасации.

• 5.2 Эс^олтыи сриястиа измирилий, вспомнгасисялыи спияссва пнвипки и нбнпуднвнтии янсжеы еннсвитесвоватя срибовалиям ГОСТ ^^.2.003, ГОСТ 12.2.007.3.

Уссовия поиирки АИИС КУЭ днсжлы еннсвисесвнвась усснвиям ио экепсуасации, лнрмироваллым и сихличоской янкумилсации, то то выхняись за лнпмипнваллыи уеснвия примилилия епияетв повирки.

7 ПС^О^ГС^ТС^Е^В^Ка к nC^I^lil^I^E

• 7.1 Дсн провидилия пнвипки придссавсяют ссияующую янкумилсацию:

• -  руководство по экспсуатации АИИС КУЭ;

• -  опиенлии типа АИИС КУЭ;

• -  свидитисьства о пнвирки измиритисьтых компотилтов, ихоянщих и ИК, и евияитисьссво о прияыяущий поиирки сиссимы (при пириояичиской и втинчириятнй пнвипки);

• -   пнспорта-протнкосы та ИК;

• -  рабочии журласы АИИС КУЭ с датлыми по ксимасичоским и итым уссоиинм экепсунсации за мижпнвипнчлый итсирвас (тосько при пириндичискнй поиирки).

• 7.2 Пирия прнвидилиим пнвирки выпостяют ссияующии подготовисисьтыи работы:

• -  прнвнднт оргализациолто-сихличискии мироппиятин по яоступу повирисисий и пирснлнсн элиргообъокснв к миесам уесалнвки измиписисьлых сралсфопмаснров, счисчиков эсиктпоэлиргии, УСПД; по пазмищолию эсасолнв, отксючолию и тообхояимых ссучанх пнвирнимых сридссв измипилий от шсаслнй схимы;

• -  проводяс нпгализациоллн-тихличискии мироппиясия по обиспичилию бознпастосси повирнчтых работ и сннсвисссвии с яийссвующими ппависами и руковняесвами по ^кепсуасации примитяимнго оборудовалия;

• -  сридссва поиирки выдирживают и уссовиях и и сичолии иримити, усталовсотлых и НТД та епияствн поиирки;

• -  иси сридства измипитий, которыи поясижат зазимситию, досжлы быть таяижто зазимсилы, пндсоидититии зажимои защислогн зазимсития к коттуру зазимсилия досжтн ппнизводисяея ратии яругих соияититий, а отснидитилии - посси исих оссоидититий.

8

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

• 8.1.2  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.

• 8.1.3 Проверяют соответствие типов и заводских номеров фактически использованных

измерительных компонентов типам и заводским номерам, указанным в формуляре АИИС КУЭ                                            ■

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

Проверяют наличие свидетельств о поверке и срок их действия для всех измерительных компонентов: измерительнытх трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии. УСПД При обнаружении просроченных свидетельств о поверке измерительных компонентов или свидетельств, срок действия которых операции по поверке ИК, в который они входят, измерительных компонентов.

поверительных и энергосбытовых Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения счетчика 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 вольтамперфазометра. При проверке последовательности чередования фаз дснсшзю 1 в cooiBciciBHH с указаниями, изложенными в руководстве по его эксплуатации.

• 8.3.2 Проверяют работу всех сегментов индикаторов, отсутствие кодов ошибок или пре,цупреж,дений, прокрутку параметров в заданной последовательности.

• 8.3.3  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 CiCIIHKOM.

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

  8.4 Пров^ер^р^а! У(^Г^Д

  • 8.4.1 Проверяют ор1анизаций на УСПД. подсоединения УСПД.

  • 8.4.2 Проверяют

наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых При отсутствии или нарушении пломб проверяют правильность

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.

• 8.4.3 Проверяют программную защиту УСПД от несанкционированного доступа.

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

• 8.5.1 Проводит 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 ЭВМ АИИС КУЭ от несанкционированного доступа. Для этого запускают на выполнение программу сбора данных и в поле “пароль” вводят неправильный код. Прэв^^ку-считают успешной, если при вводе неправильного пароля 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 отсутствии «ключа защиты».

• 8.6.1 Проверка функционирования мультиплексоров (при их наличии)

Проверяют функционирование мультиплексоров с помощью переносного компьютера^, по.пк.пюченного 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.

• 8.6.2 Проверка функционирования модемов (при их наличии)

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

Допускается автономная проверка модемов с использованием тестового программного обеспечения.

• 8.6.3 Проверка функционирования адаптеров интерфейса (при их наличии)

По.д^^ючают к адаптерам переносной компьютер с ПО, используя кабель RS232. Проверка считается успешной, если удалось опросить все счетчики, подключенные к данному адаптеру.

Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения первичных и вторичных обмоток ТН. При отсутствии таких документов или нарушении (отсутствии) пломб проверяют правильность подключения первичных и вторичных обмоток ТН.

• 8.7.2 При проверке мощности нагрузки вторичных цепей ТН необходимо убедиться, что отклонение вторичного напряжения при нагруженной вторичной обмотке составляет не более ±10% от Uhom.

Измеряют мощность нагрузки ТН, которая должна находиться в диапазоне (0 2^-1 0) Siu

Измерение мощности нагрузки вторичных цепей ТН проводят в соответствии с аттестованной в установленном порядке методикой выполнения измерений.

Примечания

• 1 Допускается измерения мощности нагрузки вторичных цепей ТН не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспортов-протоколов на данный измерительный канал в течение истекающего межповерочного интервала системы. Результаты проверки считают положительными, если паспор-^-протокол подтверждает выполнение указанного выше условия для ТН.

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

• 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 находиться в диапазоне (0,25-1,0) Биом-

Измерение тока и вторичной нагрузки ТТ проводят в соответствии с аттестованной в установленном порядке методикой выполнения измерений.

Примечания

• 1 Допускается измерения мощности нагрузки вторичных цепей ТТ не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспор-тов-протоколов на данный измерительный канал 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.

Измеряют падение напряжения Пл в проводной линии связи для каждой фазы по утвержденному документу «Методика выполнения измерений падения напряжения в линии соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации». Падение напряжения не должно превышать 0,25 % от номинального значения на вторичной обмотке ТН.

Примечания

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

• 2 Допускается падение напряжения в линии соединения счетчика с ТН определять расчетным пу^ем, если известны параметры проводной линии связи и сила электрического тока, протекающего через линию связи.

• 8.10.1

Включают радиоприемник, настроенный на радиостанцию, передающую сигналы точного времени, и в конце любого часа проверяют показания часов УССВ: смена показаний часов на 00 мин 00 с должна произойти по 6-му сигналу точного времени.

• 8.10.2 Распечатсп^^ют ваю^наж р^оО^л.п'ий с^т^и^тчик^ае ч1 О^СПДу вь^ц^елив с^с^бытия, соответствующие слбаению часов саетчбка б УСПД. Расхождеобс времени часов саетабк -УСВД; УСПД - сервер (или УССВ - в завбсбмостб от способа оргаоизации времеоб в сбстеме) в момент предшествующий коррекции не должно превышать предела допускаемого расхождения, указанного в описании типа системы.

Операция проверки отсутствия ошибок информационного обмена предусматривает э^^п^римента-сьное подтверждение идентианости аисловйT измерительной информации в саетаиках электрической энергии (исходная информация), и памяти центрального сервера.

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

• 8.11.1  На центральном компьютере (сервере) системы распечатывают значения активной и реактивной электрической энергии, зарегистрирйванные с 30-ти минутным интерва^^юм 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 Распечатывают журнал событий счетчика и УСПД б отмечают моменты нарушения связи между измерительнымб компонентамб системы. Проверяют сохранность измерительной информации в памяти УСПД б центральном сервере системы на тех интерва^лах времени, в течение которого была нарушена связь.

• 8.11.3 Распечатывают на центральном компьютере (сервере) профиль нагрузки за по.сове сутки, предшествующие дню поверки. Используя переносной компьютер, считывают 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 сервера не должно превышать двух единиц младшего разряда учтенного зн^ачения.

• 8.11.4 Рекомендуется вместе с проверкой по п. 8.10.3 сличать показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии строго в конце получаса (часа) и сравнивать с данными, зарегистрированнымб в центральном компьютере (сервере) системы для того же момента времени. Для этого визуально или с помощью псрсносногй компьютера через оптопорт считывают показания счетчика по активной и реактбвнйT электрической энергии и сравнивают эти данные (с учетом коэффициентов трансформации измерительных т^:ан^^орматорйв), с показаниями зарегбстрброванными в центральном компьютере (сервере) системы. Расхожденбе не должно превышать две единицы младшего разряда.

• 9.1 На основаниб положительных результатов по пунктам раздела 8 выписывают свидетельство о поверке АИИС КУЭ в соответствии с ПР 50.2.006. В приложении к свидетельству указывают перечень ИК.

• 9.2 При отрицательных результатах поверки АИИС КУЭ признается негодной к дальнейшей эксплуатации б на нее выдают извещенбе о непригодности в соответствии с ПР 50 2.006 с указанием причин.