Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ «Узловая»» (МП 18-18/007 )

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Красноярском крае»

(ФБУ «Красноярский ЦСМ»)

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии

ПС 220/110/10 кВ «Узловая»

Методика поверки

18-18/007 МП

Красноярск 2015

• 1.1 Настоящая методика поверки распространяется на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/10 кВ «Узловая».

• 1.2 Поверке подлежит АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Узловая» покомпонентным (поэлементным) способом с учетом положений раздела 8 ГОСТ Р 8.596. Состав АИИС КУЭ приведен в приложении А.

Первичную поверку системы выполняют после проведения испытаний АИИС КУЭ в целях утверждения типа перед вводом в эксплуатацию.

Периодическую поверку системы выполняют в процессе эксплуатации АИИС КУЭ с интервалом между поверками (ИМП) 4 года.

• 1.3 Измерительные компоненты системы (ИКС) поверяют с интервалом, установленным при утверждении их типа. Если очередной срок поверки ИКС наступает до очередного срока поверки АИИС КУЭ, поверяется только этот компонент и поверка АИИС КУЭ не проводится. После поверки и восстановления ИКС выполняется проверка ИКС 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, корректировка часов и т.п.).

• 1.4 Внеочередную поверку АИИС КУЭ проводят после ремонта системы, замены ее 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.

В настоящей методике использованы ссылки на следующие нормативные документы:

Приказ Минпромторга

России от 02.07.2015 № 1815

3 ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

3.1В настоящей методике использованы следующие обозначения:

^тм - номинальное напряжение;

U,  - падение напряжения в проводной линии связи;

5

^ном - номинальная мощность.

• 3.2 В настоящей методике использованы следующие сокращения:

АИИС КУЭ - автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии;

АРМ      - автоматизированное рабочее место;

БД         - база данных;

ГТЭС      - газотурбинная электростанция;

ИВК      - информационно-вычислительный комплекс;

ИВКЭ     - информационно-вычислительный комплекс электроустановки;

ИИК      - информационно-измерительный комплекс;

ИК        - измерительный канал;

ИКС      - измерительный компонент системы;

ИИС      - информационно-измерительная система;

ИМИ      - интервал между поверками;

КУЭиМ   - коммерческий учет электроэнергии и мощности;

MX        - метрологическая характеристика;

ПО        - программное обеспечение;

СИ        - средство измерений;

TH        - трансформатор напряжения;

ТТ         - трансформатор тока;

УСПД     - устройство сбора и передачи данных;

СОЕВ     - система обеспечения единого времени.

При проведении поверки проводят операции, указанные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

5.1 При проведении поверки должны использоваться средства поверки, указанные в таблице 2.

Таблица 2 - Содержание и объем испытаний

• 5.2 Допускается применение других средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик с требуемой точностью.

• 5.3 Применяемые средства измерений должны иметь действующие свидетельства о поверке.

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

• 6.2 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 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

• 6.3 Измерение вторичной нагрузки измерительных трансформаторов напряжения, входящих и 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 1000 В с группой по электробезопасности не ниже IV.

• 6.4 Измерение потерь напряжения в линии соединения счетчика с измерительным трансформатором напряжения, входящими в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим документ "Методика выполнения измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором 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 1000 В с группой по электробезопасности не ниже IV.

• 7.1 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 электроустано-4

вок потребителей», «Межотраслевых правил по охране труда (правил безопасности) при эксплуатации электроустановок» ПОТ РМ-016 (РД 153-34.0-03.150), а также требования безопасности на средства поверки, поверяемые трансформаторы и счетчики, изложенные в их руководствах по эксплуатации.

• 7.2 Эталонные средства измерений, вспомогательные средства поверки и оборудование должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.007.3.

Условия поверки АИИС КУЭ должны соответствовать условиям ее эксплуатации, нормированным в технической документации, но не выходить за нормированные условия применения средств поверки.

• 9.1 Для проведения поверки представляют следующую документацию:

• - руководство по эксплуатации АИИС КУЭ;

• - описание типа АИИС КУЭ;

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

• - паспорта-протоколы на информационно-измерительные комплексы (ИИК);

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

• 9.2 Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные работы:

• - проводят организационно-технические мероприятия по доступу поверителей и персонала энергообъектов к местам установки измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, УСПД; по размещению эталонов, отключению в необходимых случаях поверяемых средств измерений от штатной схемы;

• - проводят организационно-технические 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 НД на средства поверки;

• - все средства измерений, которые подлежат заземлению, должны быть надежно заземлены, подсоединение зажимов защитного заземления к контуру заземления должно производиться ранее других соединений, а отсоединение - после всех отсоединений.

• 10 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

• 10.1.1 Проверяют целостность корпусов и отсутствие видимых повреждений СИ, наличие поверительных пломб и клейм.

• 10.1.2 Проверяют размещение измерительных компонентов, правильность схем подключения трансформаторов тока и напряжения к счетчикам электрической энергии; правильность прокладки проводных линий по проектной документации на ИК АИИС КУЭ.

• 10.1.3 Проверяют соответствие типов и заводских номеров фактически использованных измерительных компонентов типам и заводским номерам, указанным в паспорте - формуляре на ИК АИИС КУЭ.

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

Проверяют наличие свидетельств о поверке и срок их действия для всех СИ ИК АИИС КУЭ: измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии. При обнаружении просроченных свидетельств о поверке измерительных компонентов или свидетельств, срок действия которых близок к окончанию, дальнейшие операции по поверке ИК, в который они входят, выполняют после поверки этих измерительных компонентов.

• 10.3.1 Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций па счетчике и испытательной коробке. 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 действуют в соответствии с указаниями, изложенными в руководстве по его эксплуатации.

• 10.3.2 Проверяют работу всех сегментов индикаторов, отсутствие кодов ошибок или предупреждений, прокрутку параметров в заданной последовательности.

• 10.3.3 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 счетчиком.

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

• 10.4.1 Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на УСПД. При отсутствии или нарушений пломб проверяют правильность подсоединения УСПД.

• 10.4.2 Проверяют 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.

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

• 10.5.1 Проверку соответствия ПО проводят по Р 50.2.077.

• 10.5.2 После запуска ПО «АльфаЦентр» на экране монитора должна высветиться версия, приведенная в табл. 3.

• 10.5.3 Запускают программу хэширования файлов «MD5.EXE» и открывают каталог наименования модулей: «C:\alfacentr\exe\». Выделяют файлы, наименование которых приведено в табл. 3. и просчитывают хэш-коды. Проверку считают успешной, если хэш-коды соответствуют данным в табл. 3.

Таблица 3 — Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

• 10.6.1 Проводят опрос текущих показаний всех счетчиков электроэнергии.

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

• 10.6.3 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. Проверку считают успешной, если при вводе неправильного пароля программа не разрешает выполнять работу.

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

• 10.7.2 При проверке мощности нагрузки вторичных цепей TH необходимо убедиться, что отклонение вторичного напряжения при нагруженной вторичной обмотке составляет не более 10% от номинального напряжения (U_Hau).

Измеряют мощность нагрузки TH, которая должна находиться в диапазоне (0,25-^1,0) от номинальной      Измерение мощности нагрузки вторичных цепей TH проводят в соответст

вии с аттестованной в установленном порядке методикой выполнения измерений.

Примечания.

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

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

• 10.8.1 Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения вторичных обмоток трансформаторов тока (ТТ). При отсутствии таких документов проверяют правильность подключения вторичных обмоток ТТ.

• 10.8.2 Измеряют мощность нагрузки вторичных цепей ТТ, которая должна находиться в диапазоне (0,25-1,0) S_H0M.

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 паспортов-протоколов на данный ПК в течение истекающего интервала между поверками ПК. Результаты проверки считают положительными, если паспорт-протокол подтверждает выполнение указанного выше условия.

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

Измеряют падение напряжения (£/,) 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 TH.

Примечания.

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

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

Погрешность часов измерительных компонентов АИИС КУЭ проверяют непосредственным сличением часов счетчиков и УСПД с показаниями GPS-приемника СОЕВ. Время с часов счетчиков считывают при помощи переносного компьютера с оптопортом и ПО «Альфа-ЦЕНТР». Время с часов УСПД считывают при помощи переносного компьютера с оптопортом и ПО «Метроскоп».

АИИС КУЭ считают выдержавшим испытание по п. 10.10, если расхождение часов счетчиков, УСПД и ИВК относительно часов СОЕВ не превышают ± 5 с.

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.

• 10.11.1 На центральном компьютере ИВК системы 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, соответст-

вующих 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.

тивной и реактивной электрической энергии строго в конце получаса (часа) и сравнивать с данными. зарегистрированными в сервере БД системы для того же момента времени. Для этого визуально или с помощью переносного компьютера через оптопорт считывают показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии и сравнивают эти данные (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов), с показаниями зарегистрированными в сервере БД системы. Расхождение не должно превышать две единицы младшего разряда.

детельство о поверке АИИС КУЭ в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815. В приложении к свидетельству указывают перечень СИ с указанием заводских номеров.

дальнейшей эксплуатации и на них выдают извещение о непригодности в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 с указанием причин.

(подпись)

(справочное)

Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов АИИС КУЭ

А.1 Состав ИК АИИС КУЭ приведен в табл. А.1.

Таблица А.1 - Состав ИК 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Узловая»