Методика поверки «ГСИ. Система автоматизированная информационно- измерительная коммерческого учета электрической энергии ГБУ «Гормост» (АИИС КУЭ ГБУ «Гормост») с Изменением № 1» (МП 10-264-2016)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ УРАЛЬСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИИ (ФГУП «УНИИМ»)

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ГБУ «Гормост» (АИИС КУЭ ГБУ «Гормост») с Изменением № 1

Методика поверки

МП 10-264-2016

Екатеринбург

2016

РАЗРАБОТАНА ФГУП «Уральский научно-исследовательский институт метрологии» (ФГУП «УНИИМ»), г. Екатеринбург

Исполнители О Ю Розина

Утверждена ФГУП УНИИМ 07.02.2016

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

Настоящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения ФГУП «УНИИМ».

• 1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

• 2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

• 3 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

• 4 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

• 5 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 6 ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ

• 7 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

• 8 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ И ПОДГОТОВКА К НЕЙ

• 9 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

• 10 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ

КАНАЛОВ

• 11 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

Приложение А

Приложение Б

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ГБУ «Гормост» (АИИС КУЭ ГБУ «Гормост») с Изменением № 1

Методика поверки

____________________________________________________________МП 10-264-2016

Дата введения: 2016-02-07

Настоящая методика распространяется на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии ГБУ «Гормост» (АИИС КУЭ ГБУ «Гормост») с Изменением № 1, (далее по тексту - «АИИС КУЭ» или «система»), и устанавливает методы и средства ее первичной и периодической поверок.

Рекомендуемый интервал между поверками - 4 года.

В настоящей методике использованы ссылки на следующие нормативные документы:

• 1)  ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки.

• 2)  ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки.

• 3) ГОСТ 8.584-2004 ГСИ. Счетчики статические активной электрической энергии переменного тока. Методика поверки.

• 4) ГОСТ 12.2.007.0-75 ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности.

• 5)  ГОСТ 12.2.007.3-75 ССБТ. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности.

• 6)  ГОСТ 12.3.019-80 ССБТ. Испытания и измерения электрические. Общие требования безопасности.

• 7) ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

• 8)  ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

• 9)  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 0,2S и 0,5S.

• 10) ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

• 3.1 Поверке подлежит каждый измерительный канал (ИК) системы.

• 3.2 ИК подвергают поверке поэлементным способом.

• 3.3 Первичную поверку выполняют после проведения испытаний системы в целях утверждения типа. Допускается совмещение операций первичной поверки и операций, выполняемых при испытаниях.

• 3.4 Периодическую поверку выполняют в процессе эксплуатации системы.

• 3.5 Измерительные компоненты системы поверяют с интервалом между поверками, установленным при утверждении их типа. Если очередной срок поверки измерительного компонента наступает до очередного срока поверки системы, поверяют только этот компонент. После поверки измерительного компонента и восстановления ИК выполняется проверка ИК в той его части и в том объеме, который необходим для подтверждения отсутствия нарушений работоспособности и метрологических свойств ИК.

• 3.6 Внеочередную поверку ИК проводят после ремонта системы, замены ее измерительных компонентов, аварий в энергосистеме, если эти события могли повлиять на метрологические характеристики ИК.

Допускается проводить поверку только тех ИК, которые подверглись указанным воздействиям. При этом владелец АИИС КУЭ должен подтвердить официальным заключением, какие из каналов системы этим воздействиям не подвергались.

• 4.1 При проведении поверки для каждого измерительного канала АИИС КУЭ выполняют операции, указанные в таблице 1.

Таблица I - Операции поверки

4.2 Результаты выполнения операций поверки заносят в протокол (Приложение А).

• 4.3 При получении отрицательного результата при выполнении той или иной операции поверку прекращают, компонент или измерительный канал бракуют и оформляют результаты поверки согласно 11.3.

  5 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 5.1 При проведении поверки используют средства поверки, указанные в таблице 2. Таблица 2 - Средства поверки

  Номер пункта методики	Наименование и тип средства поверки, его метрологические и основные технические характеристики
  9.3	Мегаомметр Ф4102/2 на 1,5 кВ с пределом измерений до 200 МОм, КТ 1,5
  9.4	Эталон единицы коэффициента и угла масштабного преобразования синусоидального тока 1 разряда в диапазоне от 1 А / 5 А до 3000 А / 5 А (Трансформатор тока эталонный ИТТ 3000.5, (0,5 - 3000) А, КТ 0,05); Эталон 1 разряда единиц коэффициента масштабного преобразования и угла фазового сдвига электрического напряжения переменного тока промышленной частоты в диапазоне от ЗЛ/З до 36/л/з кВ (Трансформатор напряжения эталонный NVRD 36 кВ, КТ 0,01) Эталон единицы электрической мощности 2 разряда в диапазоне значений от 0,3 до 37350 В*А, в диапазоне частот от 45 до 75 Гц, единицы силы переменного электрического тока 3 разряда в диапазоне значений от 0,025 до 75 А, в диапазоне частот от 45 до 75 Гц (Прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор З.ЗТ» КТ 0,1) Прибор сравнения КНТ-03, абс. погр. 0,002 % и 0,2'; Инженерный пульт (переносный компьютер) с техническими средствами чтения информации, хранящейся в памяти счетчика
  9.5	Источник сигналов точного времени, погрешность не более 0,01 с (любого типа)

• 5.2 Для проведения поверки допускается применение других средств, не приведённых в таблице 2, при условии обеспечения ими необходимой точности измерений.

• 6.1 К проведению поверки допускают лиц, прошедших обучение и работающих в организации аккредитованной на право поверки средств измерений электрических величин, изучивших настоящую рекомендацию, нормативные документы по выполнению измерений электрических величин в цепях соединений измерительных трансформаторов и электросчетчиков, эксплуатационные документы системы и ее измерительных компонентов, имеющих стаж работы в качестве поверителей средств измерений электрических величин не менее одного года.

• 6.2 Поверка измерительных трансформаторов напряжения должна осуществляться двумя специалистами, один из которых должен иметь удостоверение на право работы на электроустановках с напряжением свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже IV.

При проведении поверки должны быть соблюдены требования ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.3-75, ГОСТ 12.3.019-80, Приказа Минтруда России от 24.07.2013 № 328н «Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок» [2].

Должны также быть обеспечены требования безопасности, указанные в эксплуатационных документах средств поверки.

• 8.1 При проведении поверки соблюдают следующие условия:

температура окружающей среды, °C            15 - 25;

атмосферное давление, кПа                   84- 106,7;

• 8.2  Перед проведением поверки проводят организационно-технические мероприятия по обеспечению:

проверки соответствия перечня измерительных каналов, представленных к поверке, требованиям эксплуатационной документации;

состава эксплуатационного персонала, участвующего в работах по поверке (включая при необходимости администратора системы), и его инструктажа;

доступа персонала к техническим средствам, входящим в состав измерительных каналов (вторичные цепи измерительных трансформаторов тока (ТТ), кабели связи); доступа поверителей к местам установки ТТ, TH, счетчиков, автоматизированных рабочих мест (АРМ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК); размещения средств поверки для выполнения операций по разделу 9;

отключения поверяемых средств измерений от штатной схемы; предоставления (в необходимых случаях) поверителям паролей на доступ к системе.

• 8.3 Для проведения поверки представляют следующую документацию: руководство по эксплуатации АНИС КУЭ;

формуляр АНИС КУЭ;

описание типа АНИС КУЭ;

свидетельства о поверке измерительных компонентов системы, входящих в НК, и свидетельства о предыдущей поверке системы;

паспорта-протоколы ИК;

рабочие журналы АНИС КУЭ.

• 8.4 Перед проведением первичной поверки должны быть выполнены работы по актуализации паспортов-протоколов измерительных комплексов ([1], приложение 7) и подготовке документов об освидетельствовании линий связи.

• 8.5 Перед проведением первичной поверки АИИС КУЭ эксплуатационный персонал проверяет правильность размещения ее компонентов в соответствии с проектной документацией и правильность монтажа.

• 8.6 Средства поверки подготавливают к работе согласно указаниям, приведенным в соответствующих эксплуатационных документах.

• 8.7 Средства поверки, подлежащие заземлению, должны быть подсоединены к контуру защитного заземления ранее других соединений, а отсоединены (по окончании работы) - после всех отсоединений.

• 8.8  До проведения поверки поверителю надлежит ознакомиться с эксплуатационной документацией АИИС КУЭ и входящих в нее компонентов.

• 9.1 Внешний осмотр

При проведении внешнего осмотра проверяют соответствие измерительных каналов системы следующим требованиям:

отсутствие внешних повреждений, коррозии и следов нагрева компонентов: ТТ, TH, счетчиков, входящих в состав измерительных каналов;

исправность всех разъемов и соединительных клеммных колодок, отсутствие узлов с ослабленным или неисправным креплением;

наличие пломб, заводских номеров на шильдиках компонентов измерительных каналов, их соответствие записям в формуляре АИИС КУЭ;

наличие и исправность клемм заземления, кабелей питания компонентов АИИС КУЭ и устройств для присоединения внешних электрических цепей;

наличие актуализированных утвержденных паспортов-протоколов и документов об освидетельствовании линий связи; паспорта-протоколы должны содержать измерительную информацию о мощности (сопротивлении) нагрузок ТТ, а также о падении напряжения в линии;

наличие действующих свидетельств о поверке (поверительных клейм) компонентов системы. Если срок действия свидетельства о поверке ТТ, TH, счетчика истекает по прошествии более чем половины межповерочного интервала, операции по 9.4.1, 9.4.2, 9.4.3 для этих компонентов не проводят.

• 9.2 Опробование.

  • 9.2.1 При периодической поверке системы операцию опробования отдельно не проводят. По журналу эксплуатации проверяют отсутствие сбоев в работе системы за период времени не менее семи дней, предшествующих началу работ по поверке.

  • 9.2.2  При первичной поверке проверяют функционирование всех средств измерений, входящих в измерительный канал, и канала в целом в соответствии с указаниями, приведенными в эксплуатационных документах.

Функционирование ТТ и TH с учетом нагрузки вторичных цепей проверяют при составлении или актуализации паспорта-протокола измерительного комплекса (проверка соответствия утвержденной электрической схеме, проверка сопротивления изоляции ТТ и TH, проверка вторичных цепей).

Функционирование счетчиков проверяют путем оценки работоспособности в соответствии с эксплуатационной документацией и проверки соответствия схемы подключения рабочей документации.

Функционирование АРМ проверяют при помощи программного обеспечения АИИС КУЭ при выводе учетной информации.

• 9.2.3  В ходе проверки функционирования АРМ проводят проверку идентификационных данных ПО системы. Номер версии ПО идентифицируется путем вывода на экран свойств программы. Цифровой идентификатор ПО проверяется с помощью программы расчета контрольной суммы файлов по алгоритму MD5 - «md5.exe» (или аналогичной по выполняемым функциям). Программа «md5.exe» находится в свободном доступе, на сайте «http://www.md5summer.org». Инструкции по работе с программой также находятся на указанном сайте.

Вычисленный цифровой идентификатор ПО должен соответствовать указанному в таблице 3.

Таблица 3 - Идентификационные данные программного обеспечения

• 9.3 Определение сопротивления изоляции

Определение электрического сопротивления изоляции проводят при помощи мегаомметра с испытательным напряжением до 1,5 кВ. Сопротивление изоляции между соединенными вместе контактами сетевой вилки и корпусом персонального компьютера АРМ (ИВК) должно быть не менее 20 МОм.

• 9.4 Определение метрологических характеристик средств измерений в составе измерительных каналов

  • 9.4.1 Трансформатор тока.

Трансформаторы тока поверяют по ГОСТ 8.217. Допускается проводить поверку при фактически существующей нагрузке, параметры которой фиксируют в протоколе поверки и, при необходимости, заносят в паспорт-протокол.

Погрешность трансформатора тока не должна выходить за пределы, соответствующие его классу точности по ГОСТ 7746.

• 9.4.2 Трансформатор напряжения.

Трансформаторы тока поверяют по ГОСТ 8.216. Допускается проводить поверку при фактически существующей нагрузке, параметры которой фиксируют в протоколе поверки и, при необходимости, заносят в паспорт-протокол.

Погрешность трансформатора тока не должна выходить за пределы, соответствующие его классу точности по ГОСТ 1983.

• 9.4.3 Счетчик электроэнергии.

Поверку счетчиков электроэнергии выполняют согласно [3].

Погрешность счетчика не должна выходить за пределы, соответствующие его классу точности по ГОСТ Р 52323 (ГОСТ Р 52425).

• 9.4.4 Комплексный компонент АИИС КУЭ.

  • 9.4.4.1 ИВК, каналы связи и АРМ с установленным программным обеспечением образуют комплексный компонент АИИС КУЭ, поверку которого на месте эксплуатации последней проводят одним из двух приведенных ниже (9.4.4.2 или 9.4.4.3) методов.

  • 9.4.4.2 Выполняют операции поверки в соответствии с [4].

  • 9.4.4.3 Проводят сверку показаний счетчиков и АРМ в следующем порядке:

• 1) снимают вручную или с помощью переносного компьютера с устройством считывания показания счетчиков каждого канала на момент времени, соответствующий границе получасового интервала;

• 2)  на этот же момент времени считывают результаты измерения электрической энергии по каждому каналу с монитора АРМ в соответствии с Руководством по эксплуатации АИИС КУЭ.

• 3)  через 24 часа повторяют операции 1), 2) при условии, что измеренное за сутки (каждым счетчиком) количество электрической энергии составляет не менее 20000/N кВт ч, где N - коэффициент счетчика. Если это условие не выполнено, интервал наблюдения для данного канала соответственно увеличивают.

• 9.4.4.4 Разность показаний АРМ и счетчиков в том и другом случаях не должна превышать единицы младшего разряда показаний счетчиков.

• 9.5 Определение погрешности отсчета текущего времени и абсолютной разности показаний часов компонентов системы

  • 9.5.1 Определяют поправку часов сервера базы данных. В момент передачи сигнала точного времени фиксируют показания системных часов и находят отклонение их показаний от сигнала точного времени.

Повторяют эту же операцию через 24 часа и определяют суточный ход часов сервера базы данных как изменение поправки часов (разность этих показаний).

Погрешность отсчета текущего времени находят как сумму абсолютных значений поправки и суточного хода часов сервера базы. Она не должна превышать 5 с.

• 9.5.2 Абсолютную разность показаний часов компонентов системы (счетчики, УСПД) находят как максимальное расхождение между показаниями часов каждого компонента и системных часов по журналам событий. Ее значение должно находиться в пределах ±5 с.

• 10.1 Расчет относительной погрешности измерительного канала 6_ИК (границы интервала при доверительной вероятности 0,95) выполняют по формуле:

8_ЦК ⁼ Г 1 д/ &гт + 8~_н ⁺ ^1 ’ (^7Т ⁺ ^ТН )+ ^7 + С ' ^СО + 8Л ⁺ 8j                 ( ’ )

где    8^, 8_ТН - относительные амплитудные погрешности ТТ и TH;

^тт > @тн ~ угловые погрешности ТТ и TH;

8_Л - относительная погрешность за счет падения напряжения в линии связи;

8_СО - относительная погрешность счетчика;

8_А - относительная погрешность автоматизированного компонента АНИС КУЭ;

8_Т - относительная погрешность синхронизации;

коэффициент к_} = 0 при cos<p = 1 и = 1 при cos<p = 0,7; коэффициент С = 1 при cose» = 1 и Л₂ = 1,5 при cos<p = 0,7;

(при измерении реактивной энергии вместо cos^o указывают sin

При вычислении по формуле (1) угловые погрешности 0^ и в_тн выражают в сантирадианах, а остальные погрешности выражают в процентах. Результаты расчета заносят в протокол (таблица А.З Приложения А).

• 10.2 Для настоящей методики принимают следующие условия: предельные значения 8_ТГ, 6_ТТ - по ГОСТ 7746;

предельные значения 8_ТН , в_тн - по ГОСТ 1983;

предельные значения 8_СО при измерении активной энергии - по ГОСТ Р 52323, реактивной - по паспорту счетчика;

предельные значения 8_л - по паспортам-протоколам;

-   ^<0,05;

8_Т = 2 • АГ/48 • АД₀, где АГ - расхождение показаний часов, А7’_о -продолжительность 30-минутного интервала в секундах.

• 10.3 Значения относительной погрешности измерений электрической энергии, рассчитанные по формуле (1) для номинального тока нагрузки, не должны превышать предельно допускаемых.

• 11.1 Положительные результаты поверки компонентов АИИС КУЭ (ТТ, TH, счетчики) оформляют в соответствии с указаниями методики поверки и описания типа компонента нанесением оттиска поверительного клейма или наклеиванием ярлыка из несмываемой самоклеящейся пленки в месте, исключающем возможность доступа внутрь компонента или нарушения регулировок, или(и) выдачей свидетельства о поверке в соответствии с Приказом Минпромторга № 1815 от 02.07.2015.

• 11.2 Положительные результаты поверки АИИС КУЭ оформляют свидетельством о поверке согласно Приказу Минпромторга № 1815 от 02.07.2015. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

• 11.3 При несоответствии результатов поверки требованиям любого из пунктов настоящей методики компонент и (или) измерительный канал к дальнейшей эксплуатации не допускают, клеймо гасят и (или) выдают извещение о непригодности в соответствии с Приказом Минпромторга № 1815 от 02.07.2015 с указанием причины непригодности.

Разработали:

Научный сотрудник 264 ФГУП "УНИИМ"        Розина О.Ю.

У

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки АИИС КУЭ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ГБУ «Гормост» (АИИС КУЭ ГБУ «Гормост») с Изменением № 1 наименование

Год выпуска 2016

Предприятие-изготовитель: ГБУ «Гормост»

Поверку проводят по документу МП 10-264-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ГБУ «Гормост» с Изменением №1. Методика поверки»

Средства поверки.

Эталон единицы коэффициента и угла масштабного преобразования синусоидального тока 1 разряда в диапазоне от 1 А / 5 А до 3000 А / 5 А:

Трансформатор тока____________________ кл. точности_____________

Эталон 1 разряда единиц коэффициента масштабного преобразования и угла фазового сдвига электрического напряжения переменного тока промышленной частоты в диапазоне от ЗА/З до 36/л/3 кВ:

Трансформатор напряжения______________ кл. точности_____________

Эталон единицы электрической мощности 2 разряда в диапазоне значений от 0,3 до 37350 В«А, в диапазоне частот от 45 до 75 Гц, единицы силы переменного электрического тока 3 разряда в диапазоне значений от 0,025 до 75 А, в диапазоне частот от 45 до 75 Гц: Прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии _______________________кл. точности______________

Прибор сравнения______________________кл. точности_____________

Мегаомметр_____________________________кл. точности_____________

Дата предыдущей поверки АИИС КУЭ________________

Условия поверки_____________________________________________________________

температура окружающей среды, атмосферное давление, относительная влажность воздуха

• 1 Результат внешнего осмотра__

паспорта-протоколы; освидетельствование кабелей связи

соответствует, не соответствует

• 2 Результат опробования________________________________________________________

соответствует, не соответствует

• 3 Результат проверки сопротивления изоляции______________________________________

соответствует, не соответствует

• 4 Результаты определения метрологических характеристик средств измерений в составе

измерительных каналов________________________________________________________

(составляют отдельные протоколы по НД на поверку ТТ, TH и счетчиков)

• 5 Результаты определения погрешностей комплексного компонента системы

Таблица А. 1

В ывод_______________________________________________________________

• 6 Результаты определения погрешности системных часов и разности показаний часов компонентов системы (погрешности синхронизации)

Таблица А.2 (канал "О" - показания системных часов)

В ы вод___________________________________________________________

• 7 Результаты расчета относительной погрешности ИК

Таблица А.З

В ы вод___________________________________________________________

Заключение______________________ Поверку провел______________________

годен, не годен                                                      подпись

Дата поверки_________________________

Организация, проводившая поверку___________________________________________

(справочное)

Библиография

• [1] РД 34.09.101-94 Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении.

• [2] Приказ Минтруда России от 24.07.2013 № 328н «Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок»

• [3] 476/447-2011. Счетчики электрической энергии трехфазные Альфа А1140. Методика поверки.

• [4]  ДЯИМ.466453.007 МП Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР». Методика поверки».

• [5] Приказ Минпромторга № 1815 от 02.07.2015 «Об утверждении порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке»

И