Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/35/10 кВ Зуевка» (МП П2200475-АУВП.411711 .ФСК.033.08М)

Методика поверки

Тип документа

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/35/10 кВ Зуевка

Наименование

МП П2200475-АУВП.411711 .ФСК.033.08М

Обозначение документа

ВНИИМС

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ

ВНИИМС

УТВЕРЖДАЮ:

Заместитель директора по производственной метрологии ФГУП «ВНИИМС»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/35/10 кВ Зуевка

Измерительные каналы

Методика поверки

П2200475-АУВП.411711.ФСК.033.08М.МП

4,         7'16

Москва

2016

Содержание

Стр.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Настоящая методика распространяется на измерительные каналы (далее -ИК) системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220/35/10 кВ Зуевка (далее по тексту - АИИС КУЭ), заводской номер № П2200475-АУВП.411711.ФСК.033.08М, предназначенной для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут использоваться для коммерческих расчетов.

Перечень ИК и их метрологические характеристики приведены в Приложении А.

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Поверке подлежит каждый ИК АИИС КУЭ, реализующий косвенный метод измерений электрической энергии. ИК подвергают поверке покомпонентным (поэлементным) способом с учетом положений раздела 8 ГОСТ Р 8.596-2002.

Первичную поверку системы 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. Интервал между поверками АИИС КУЭ - раз в 4 года.

Измерительные компоненты АИИС КУЭ поверяют с интервалами между поверками, установленными 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 оформляется свидетельство о поверке системы с перечнем поверенных ИК.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящей методике использовались ссылки на следующие нормативные документы:

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

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

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

ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки».

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

МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...ЗЗОЛ/З кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя».

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 30206-94. Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S).

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.

ГОСТ 26035-83. Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.

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

ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения».

ГОСТ Р 54149-2010 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

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

ГОСТ 12.2.007.0-75 «Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности».

ГОСТ 12.2.007.3-75 «Система стандартов безопасности труда. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности».

ГОСТ 12.2.007.7-83 «Система стандартов безопасности труда. Устройства комплектные низковольтные. Требования безопасности».

ПОТ Р М-016-2001 (РД 153-34.0-03.150-00) «Межотраслевые правила по охране труда (Правила безопасности) при эксплуатации электроустановок».

Приказ Минпромторга России №1815 от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

3 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

При проведении поверки выполняют операции, указанные в таблице 1. Таблица 1 - Операции поверки

Наименование операции

Номер пункта НД по поверке

Обязательность проведения операции при

первичной

поверке

периодической поверке

1

2

3

4

1. Подготовка к проведению поверки

8

Да

Да

2. Внешний осмотр

9.1

Да

Да

3. Поверка измерительных компонентов АЛИС КУЭ

9.2

Да

Да

4. Проверка счетчиков электрической энергии

9.3

Да

Да

5. Проверка функционирования центральных компьютеров (серверов) АНИС КУЭ

9.4

Да

Да

6. Проверка функционирования вспомогательных устройств

9.5

Да

Да

7. Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов тока

9.6

Да

Да

8. Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов напряжения

9.7

Да

Да

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

9. Проверка падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой TH и счетчиков.

9.8

Да

Да

10. Проверка погрешности часов компонентов системы

9.9

Да

Да

11. Проверка отсутствия ошибок информационного обмена

9.10

Да

Да

12. Идентификация программного обеспечения

10

Да

Да

13. Оформление результатов поверки

11

Да

Да

4 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

При проведении поверки применяют основные средства измерений и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АЛИС КУЭ, а так же следующие средства поверки:

  • - Средства поверки трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 8.2172003 «Трансформаторы тока. Методика поверки»;

  • - Средства поверки трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

  • - Средства измерений в соответствии с документом МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

  • - Средства измерений в соответствии с документом МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

  • - Средства измерений в соответствии с документом «Методика выполнения измерений параметров нагрузки и вторичных цепей трансформаторов тока и напряжения прибором «Энерготестер ПКЭ»;

  • - Средства поверки счетчиков EPQS - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;

  • - Средства поверки устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-ЗООО» - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-ЗООО. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП»;

  • - Термогигрометр «CENTER» (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20...+ 60 °C; диапазон измерений относительной влажности от 10... 100 %;

  • - Радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);

  • - Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Примечания:

  • 1. Допускается применение других основных и вспомогательных средств поверки с метрологическими характеристиками, обеспечивающими требуемые точности измерений.

  • 2. Все средства измерений, применяемые при поверке, должны быть внесены в Госреестр СИ и иметь действующие свидетельства о поверке.

5 ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ
  • 5.1 К проведению поверки АИИС КУЭ допускают поверителей, аттестованных в соответствии с ПР 50.2.012, изучивших настоящую методику поверки и руководство пользователя на АИИС КУЭ, имеющих стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года.

  • 5.2 Определение погрешности часов компонентов системы и отсутствия ошибок информационного обмена осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучивших вышеуказанные документы и прошедшим обучение работы с радиочасами «МИР РЧ-01», принимающих сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS).

  • 5.3 Поверка трансформаторов тока, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим документ ГОСТ 8.217-2003 «Трансформаторы тока. Методика поверки» и прошедшим обучение по проведению поверки в соответствии с указанным документом. Поверку проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

  • 5.4 Поверка трансформаторов напряжения, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим документ ГОСТ 8.216-2011 «Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и прошедшим обучение по проведению поверки в соответствии с указанным документом. Поверку проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

  • 5.5 Поверка счетчиков EPQS, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим документы по поверке счетчиков и прошедшим обучение по проведению поверки в соответствии с указанными документами. Поверку проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

  • 5.6 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 МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений» 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 до и свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

  • 5.7 Измерение вторичной нагрузки измерительных трансформаторов напряжения, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим документ МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений» 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 до и свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

  • 5.8 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 параметров нагрузки и вторичных цепей трансформаторов тока и напряжения прибором «Энерготестер ПКЭ» 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 до и свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

ВНИМАНИЕ.

При проведении поверочных и измерительных работ должны присутствовать работники объекта, на котором размещены компоненты АИИС КУЭ, имеющие опыт работы и право на подключение и отключение эталонных и поверяемых средств измерений в соответствии со схемой поверки или с методикой выполне-

ния измерений.

6 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
  • 6.1 При проведении поверки должны быть соблюдены требования безопасности, установленные ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.3-75, Приказом Министерства труда и социальной защиты РФ от 24.07.2013 г. №328н «Об утверждении правил по охране труда при эксплуатации электроустановок», а также требования безопасности на средства поверки, поверяемые трансформаторы и счетчики, изложенные в их руководствах по эксплуатации.

  • 6.2 Эталонные средства измерений, вспомогательные средства поверки и оборудование должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003-91, ГОСТ 12.2.007.3-75, ГОСТ 12.2.007.7-75.

  • 6.3 Все оперативные отключения и включения должны проводиться руководителем работ в соответствии с программой проведения работ, утвержденной в установленном порядке.

7 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

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

8 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ
  • 8.1 Для проведения поверки представляют следующие копии документов:

  • - руководство пользователя АИИС КУЭ;

  • - описание типа АИИС КУЭ;

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

  • - паспорта-протоколы на ИК;

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

  • - акты, подтверждающих правильность подключения счетчиков к цепям тока и напряжения;

  • - акты, подтверждающих правильность подключения вторичных обмоток ТТ;

  • - акты, подтверждающих правильность подключения первичных и вторичных обмоток TH.

  • 8.2 Перед проведением поверки на месте эксплуатации АИИС КУЭ выполняют следующие подготовительные работы:

  • - проводят организационно-технические мероприятия по обеспечению безопасности поверочных работ в соответствии с действующими правилами и ПУЭ;

  • - проводят организационно-технические мероприятия по доступу поверителей и персонала энергообъектов к местам установки измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, УСПД, серверу АИИС КУЭ для проведения работ по п.п. 9.1, 9.3, 9.4, 9.5;

  • - организуют рабочее место для поверителя, для проведения работ по п.п. 9.2, 9.6, 9.7,9.8.

9 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ 9.1 Внешний осмотр
  • 9.1.1 Проверяют целостность корпусов и отсутствие видимых повреждений компонентов АИИС КУЭ, наличие поверительных пломб и клейм на измерительных компонентах.

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

  • 9.1.3 Проверяют соответствие типов и заводских номеров фактически использованных измерительных компонентов типам и заводским номерам, указанным в формуляре АИИС КУЭ.

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

При обнаружении несоответствий по п. 9.1 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9.2 Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ
  • 9.2.1 Проверяют наличие свидетельств о поверке и срок их действия для всех измерительных компонентов:

  • - измерительных трансформаторов тока в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «Трансформаторы тока. Методика поверки»;

  • -  измерительных трансформаторов напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

  • - счетчиков EPQS - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;

  • - устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-ЗООО» - по документу «ГСП. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-ЗООО. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП».

При обнаружении несоответствий по п. 9.2.1 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9.3 Проверка счетчиков электрической энергии
  • 9.3.1 Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на счетчике и испытательной коробке. Проверяют наличие оригиналов актов, подтверждающих правильность подключения счетчиков к цепям тока и напряжения, в частности, правильность чередования фаз.

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

  • 9.3.3 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.

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

При обнаружении несоответствий по п. 9.3 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АПИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9.4 Проверка функционирования центральных компьютеров (серверов) АНИС КУЭ и ИВК
  • 9.4.1 Проверяют защиту программного обеспечения на центральных компьютерах (серверах) АИИСКУЭ 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 продолжать работу.

  • 9.4.2 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».

  • 9.4.3 Проводят опрос текущих показаний всех счетчиков электроэнергии.

  • 9.4.4 Проверяют глубину хранения измерительной информации в центральных компьютерах (серверах) АНИС КУЭ.

  • 9.4.5 Проверяют правильность функционирования ИВК в соответствии с его эксплуатационной документацией с помощью тестового программного обеспечения. Проверка считается успешной, если все подсоединенные к ИВК счетчики опрошены и нет сообщений об ошибках.

  • 9.4.6 Проверяют программную защиту ИВК от несанкционированного доступа.

  • 9.4.7 Проверяют правильность значений коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, хранящихся в памяти ИВК.

При обнаружении несоответствий по п. 9.4 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9.5 Проверка функционирования вспомогательных устройств
  • 9.5.1 Проверка функционирования модемов

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 счетчиков или ИВК.

Допускается автономная проверка модемов с использованием тестового программного обеспечения.

  • 9.5.2 Проверка функционирования адаптеров интерфейса

Используя кабель RS232 подключают к адаптерам переносной компьютер с ПО. Проверка считается успешной, если удалось опросить все счетчики, подключенные к данному адаптеру.

При обнаружении несоответствий по п. 9.5 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9.6 Проверка нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов тока
  • 9.6.1 Проверяют наличие и сохранность пломб поверите л ьных и энергосбытовых организаций на клеммных соединениях, имеющихся на линии связи ТТ со счетчиком. Проверяют наличие оригиналов актов, подтверждающих правильность подключения вторичных обмоток ТТ.

  • 9.6.2 Проверяют наличие данных измерений мощности нагрузки вторичных цепей ТТ по МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений» с оформлением паспортов-протоколов по форме Приложения 11.5 ОАО «АТС». Срок проведения ревизии ИК, а также утверждения паспортов-протоколов должен быть не более 1 года до момента проведения поверки.

При обнаружении несоответствий по п. 9.6 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9.7 Проверка нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов напряжения
  • 9.7.1 Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на клеммных соединениях, имеющихся на линии связи TH со счетчиком. Проверяют наличие оригиналов актов, подтверждающих правильность подключения первичных и вторичных обмоток TH.

  • 9.7.2 Проверяют наличие данных измерений мощности нагрузки вторичных цепей TH по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений» с оформлением паспортов-протоколов по форме Приложения 11.5 ОАО «АТС». Срок проведения ревизии ИК, а также утверждения паспортов-протоколов должен быть не более 1 года до момента проведения поверки.

При обнаружении несоответствий по п. 9.7 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9.8 Проверка падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой TH и счетчиков

Проверяют наличие данных измерений падения напряжения ил в проводной линии связи для каждой фазы по утвержденному документу «Методика выполнения измерений параметров нагрузки и вторичных цепей трансформаторов тока и напряжения прибором «Энерготестер ПКЭ» в условиях эксплуатации с оформлением паспортов-протоколов по форме Приложения 11.5 ОАО «АТС». Паспорта-протоколы должны быть оформлены не ранее, чем за 1 год до проведения поверки ИК. Падение напряжения не должно превышать 0,25 % от номинального значения на вторичной обмотке TH.

При обнаружении несоответствий по п. 9.8 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9.9 Проверка погрешности часов компонентов системы
  • 9.9.1 Проверка СОЕВ

Включают радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), и сверяют показания радиочасов с показаниями часов ИВК, получающего сигналы точного времени от устройства синхронизации системного времени GPS-приемника. Расхождение показаний радиочасов с ИВК не должно превышать ± 1 с. Для снятия синхронизированных измерений рекомендуется использовать одновременное фотографирование экранов поверяемого и поверительного оборудования.

  • 9.9.2 Распечатывают журнал событий счетчика, выделив события, соответствующие сличению часов счетчика, ИВК и сервера. Расхождение времени часов: счетчик - ИВК в момент, предшествующий коррекции, не должно превышать предела допускаемого расхождения ± 2 с.

При обнаружении несоответствий по п. 9.9 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

9.10 Проверка отсутствия ошибок информационного обмена

Операция проверки отсутствия ошибок информационного обмена предусматривает экспериментальное подтверждение идентичности числовой измерительной информации в счетчиках электрической энергии (исходная информация), и памяти центрального компьютера (сервера БД).

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

  • 9.10.1 На центральном компьютере (сервере БД) системы распечатывают значения активной и реактивной электрической энергии, зарегистрированные с 30-ти минутным интервалом и профиль нагрузки 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.

  • 9.10.2 Распечатывают журнал событий счетчика и сервера и отмечают моменты нарушения связи между измерительными компонентами системы. Проверяют сохранность измерительной информации в памяти центральных компьютерах (серверах) системы на тех интервалах времени, в течение которого была нарушена связь.

  • 9.10.3 Используя переносной компьютер, считывают через оптопорт профиль нагрузки за полные предшествующие дню проверки сутки, хранящийся в памяти счетчика. Различие значений активной (реактивной) мощности, хранящейся в памяти счетчика (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов) и базе данных центрального компьютера (сервера БД) полученные по п. 9.10.2 не должно превышать двух единиц младшего разряда учтенного значения.

  • 9.10.4 Рекомендуется вместе с проверкой по п. 9.10.3 в реальном режиме времени сличить показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии строго в конце получаса (часа) с данными, зарегистрированными в центральном компьютере (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 центральном компьютере (сервере БД) системы. Расхождение не должно превышать две единицы младшего разряда.

При обнаружении несоответствий по п. 9.10 дальнейшие операции по поверке ИК прекращаются, АИИС КУЭ бракуется и выписывается извещение о непригодности.

10 ИДЕНТИФИКАЦИЯ ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ
  • 10.1 Проводится проверка соответствия заявленных идентификационных данных программного обеспечения указанных в описании типа:

  • - наименование программного обеспечения;

  • - идентификационное наименование программного обеспечения;

  • - номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения;

  • - цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода);

  • - алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения.

  • 10.2 Идентификация ПО СИ реализуется следующими методами:

  • - с помощью ПО СИ или аппаратно-программных средств, разработанных организацией - разработчиком СИ (ПО СИ);

  • - с использованием специальных протестированных (аттестованных, сертифицированных) аппаратно-программных средств и/или протестированного (аттестованного, сертифицированного) ПО.

11 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ
  • 11.1 На основании положительных результатов по пунктам раздела 9 оформляют свидетельство о поверке АИИС КУЭ в соответствии с Приказом Минпромторга России №1815 от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке». В приложении к свидетельству указывают перечень ИК.

  • 11.2 При отрицательных результатах поверки хотя бы по одному из пунктов методики поверки АИИС КУЭ признается негодной к дальнейшей эксплуатации и на нее оформляют извещение о непригодности в соответствии с Приказом Минпромторга России №1815 от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» с указанием причин.

Начальник отдела 206.1

Инженер отдела 206.1

В.В. Киселев

А.Т. Бушуев

1

2

3

4

5

6

7

5

КВ Л 10 кВ фидер №10

тло-ю

Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-6321

Зав.№ 15-6322

Зав.№ 15-6323

знолп-эк-ю

Коэф. тр. 10000:д/3/100:л/3

Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-6380

Зав.№ 15-6381

Зав.№ 15-6382

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472409

Устройство сбора и передачи данных «эком-зооо» Зав.№ 05082047

активная реактивная

6

КВ Л 10 кВ фидер №11

ТЛО-Ю

Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-6330

Зав.№ 15-6331

Зав.№ 15-6332

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 10000:^3/100:^/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-9939

Зав.№ 15-6378

Зав.№ 15-6383

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472407

активная реактивная

7

КВ Л 10 кВ фидер №12

ТЛО-Ю

Коэф. тр. 200/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-6366

Зав.№ 15-6367

Зав.№ 15-6368

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 10000:^3/100:>/3 Кл.т. 0,5 Зав.№ 15-9939 Зав.№ 15-6378 Зав.№ 15-6383

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 472485

активная реактивная

8

КЛ 10 кВ фидер №15

ТЛО-Ю

Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-6375

Зав.№ 15-6376

Зав.№ 15-6377

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 10000:^3/100:а/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-9939

Зав.№ 15-6378

Зав.№ 15-6383

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472489

активная реактивная

9

КВ Л 10 кВ фидер №16

ТЛО-Ю

Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-6327

Зав.№ 15-6328

Зав.№ 15-6329

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 10000:^3/100:^3

Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-9939

Зав.№ 15-6378

Зав.№ 15-6383

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472414

активная реактивная

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Таблица А.1 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнер

гии

ТТ

TH

Счётчик

ИВК, СОЕВ

1

2

3

4

5

6

7

1

КВЛ 10 кВ фидер №6

ТЛО-Ю

Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-6369

Зав.№ 15-6370

Зав.№> 15-6371

знолп-эк-ю

Коэф. тр. 10000:<3/100:д/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-6380

Зав.№ 15-6381

Зав.№ 15-6382

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5 3 .№ 472486

Устройство сбора и передачи данных «эком-зооо» Зав.№ 05082047

активная реактивная

2

КВ Л 10 кВ фидер №7

ТЛО-Ю

Коэф. тр. 150/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-6357

Зав.№ 15-6358

Зав.№ 15-6359

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 10000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-6380

Зав.№ 15-6381

Зав.№ 15-6382

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472480

активная реактивная

3

КВЛ 10 кВ фидер №8

ТЛО-Ю

Коэф. тр. 100/5

Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-6354

Зав.№ 15-6355

Зав.№ 15-6356

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. Ю000:э/3/Ю0:л/3 Кл.т. 0,5 Зав.№ 15-6380 Зав.№ 15-6381 Зав.№ 15-6382

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472490

активная реактивная

4

КВЛ 10 кВ фидер №9

ТЛО-Ю

Коэф. тр. 50/5 Кл.т. 0,5S Зав.№ 15-6315 Зав.№ 15-6316 Зав.№ 15-6317

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 10000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-6380

Зав.№ 15-6381

Зав.№ 15-6382

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472413

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

10

КВЛ 10 кВ фидер №17

тло-ю

Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-6372

Зав.№ 15-6373

Зав.№ 15-6374

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 10000:д/3/100:л/3

Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-9939

Зав.№ 15-6378

Зав.№ 15-6383

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472410

Устройство сбора и передачи данных «эком-зооо» Зав.№ 05082047

активная реактивная

и

КВЛ 10 кВ фидер №20

ТЛО-Ю

Коэф. тр. 100/5

Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-6339

Зав.№ 15-6340

Зав.№ 15-6341

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 10000:л/3/100: л/З Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-9939

Зав.№ 15-6378

Зав.№ 15-6383

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472408

активная реактивная

12

КВЛ 10 кВ фидер №21

ТЛО-Ю

Коэф. тр. 100/5

Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-6342

Зав.№ 15-6343

Зав.№ 15-6344

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 10000:^3/100:>/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-9939

Зав.№ 15-6378

Зав.№ 15-6383

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472484

активная реактивная

13

КВЛ 10 кВ фидер №22

ТЛО-Ю

Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-6345

Зав.№ 15-6346

Зав.№ 15-6347

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 10000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-9939

Зав.№ 15-6378

Зав.№ 15-6383

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472488

активная реактивная

14

КВЛ 10 кВ фидер №23

ТЛО-Ю

Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-6348

Зав.№ 15-6349

Зав.№ 15-6350

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. Ю000:л/3/Ю0:л/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-9939

Зав.№ 15-6378

Зав.№ 15-6383

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 472483

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

15

КВЛ 10 кВ фидер №24

ТЛО-10

Коэф. тр. 200/5

Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-6363

Зав.№ 15-6364

Зав.№ 15-6365

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 10000:^3/100:л/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-9939

Зав.№ 15-6378

Зав.№ 15-6383

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472487

Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-ЗООО» Зав.№ 05082047

активная реактивная

16

КВЛ 10 кВ фидер №25

ТЛО-Ю

Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-6324

Зав.№ 15-6325

Зав.№ 15-6326

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. Ю000:л/3/Ю0:л/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-6380

Зав.№ 15-6381

Зав.№ 15-6382

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472416

активная реактивная

17

КВЛ 10 кВ фидер №26

ТЛО-Ю

Коэф. тр. 200/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-6360

Зав.№ 15-6361

Зав.№ 15-6362

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. Ю000:л/3/Ю0:л/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-6380

Зав.№ 15-6381

Зав.№ 15-6382

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472417

активная реактивная

18

КВЛ 10 кВ фидер №28

ТЛО-Ю

Коэф. тр. 50/5 Кл.т. 0,5S Зав.№ 15-6318 Зав.№ 15-6319 Зав.№ 15-6320

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. 10000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-6380

Зав.№ 15-6381

Зав.№ 15-6382

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 472412

активная реактивная

19

КВЛ 10 кВ фидер №29

ТЛО-Ю

Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-6333

Зав.№ 15-6334

Зав.№ 15-6335

ЗНОЛП-ЭК-Ю

Коэф. тр. ЮООО:л/3/ЮО:л/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-6380

Зав.№ 15-6381

Зав.№ 15-6382

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471779

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

20

КВЛ 10 кВ фидер №30

тло-ю

Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5S

Зав.№ 15-6336

Зав.№ 15-6337

Зав.№ 15-6338

знолп-эк-ю

Коэф. тр. 10000:л/3/100:л/3 Кл.т. 0,5

Зав.№ 15-6380

Зав.№ 15-6381

Зав.№ 15-6382

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471778

Устройство сбора и передачи данных «эком-зооо» Зав.№ 05082047

активная реактивная

21

ВЛ 35 кВ Зуевка Соколовка II цепь

ТФН-35М

Коэф. тр. 150/5 Кл.т. 0,5

Зав.№ 13596

Зав.№ 19824

НАМИ

Коэф. тр. 35000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 3766

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471397

активная реактивная

22

ВЛ 35 кВ Зуевка Демаки II цепь

ТФНД-35М Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5 Зав.№ 2048 Зав.№ 2024

НАМИ

Коэф. тр. 35000/100 Кл.т. 0,2

Зав. № 3766

EPQS Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 472482

активная реактивная

23

ВЛ 35 кВ Зуевка Демаки I цепь

ТФНД-35М Коэф. тр. 100/5 Кл.т. 0,5 Зав.№ 1779 Зав.№ 1769

НАМИ

Коэф. тр. 35000/100 Кл.т. 0,2

Зав. № 3767

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471774

активная реактивная

24

ВЛ 35 кВ Зуевка Соколовка I цепь

ТФНД-35М Коэф. тр. 150/5 Кл.т. 0,5 Зав.№ 3704 Зав.№ 3003

НАМИ

Коэф. тр. 35000/100 Кл.т. 0,2

Зав. № 3767

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471400

активная реактивная

25

ВЛ 35 кВ Зуевка Мухи-но

ТФЗМ-35А-У1

Коэф. тр. 100/5

Кл.т. 0,5

Зав.№ 25353

Зав.№ 25313

НАМИ

Коэф. тр. 35000/100 Кл.т. 0,2 Зав. № 3767

EPQS

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав.№ 471775

активная реактивная

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Таблица Б.1 - Лист регистрации изменений ИК системы

Наименование объекта

Заменяемый компонент

Заменяющий компонент

Тип

Зав. номер

Метрологические характеристики

26

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель