Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии для энергоснабжения ООО «ТК Елецкие овощи»» (МП 4222-08-7705939064 -2016)

«Самарский ЦСМ»

____Е.А. Стрельников «26» октября 2016 г. *

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии для энергоснабжения ООО «ТК Елецкие овощи»

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ МП 4222-08-7705939064 -2016

2016 г

СОДЕРЖАНИЕ

• 1 Введение

• 2 Назначение

• 3 Условия проведения поверки

• 4 Требования к квалификации поверителей

• 5 Требования по безопасности

6. Средства поверки и вспомогательные устройства

• 7 Операции поверки

• 8 Подготовка к поверке

• 9 Проведение поверки

• 10 Оформление результатов поверки

АИИС КУЭ - Автоматизированная информационно - измерительная система коммерческого учета электроэнергии

• 1.1 Настоящая методика устанавливает порядок проведения первичной и периодической поверки системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии для энергоснабжения ООО «ТК Елецкие овощи» (в дальнейшем - АИИС КУЭ ), а также измерительных каналов дополнительно вводимых в систему. Поверке подлежат измерительные каналы (в дальнейшем ИК) АИИС КУЭ , по которым производится расчетный (коммерческий) учет электрической энергии.

• 1.2 Методика разработана в соответствии с требованиями нормативных документов (НД): МИ 3290-2010, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001 ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии, Приказом Минпромторга РФ от 02.07.2015г №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержания свидетельства о поверке» и эксплуатационной документации (ЭД) на компоненты АИИС КУЭ.

• 1.3 Рекомендуемый межповерочный интервал системы - 4 года.

АИИС КУЭ предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, автоматического сбора, хранения и обработки полученной информации.

При проведении поверки должны соблюдаться рабочие условия эксплуатации компонентов, входящих в состав АИИС КУЭ, в соответствии с НД на эти компоненты.

• 4.1 К проведению поверки допускаются лица, соответствующие требованиям, установленным Приказом Минэкономразвития РФ от 30.05.2014г. №326, изучившие настоящую методику поверки и руководство по эксплуатации АИИС КУЭ, а также прошедшие инструктаж по технике безопасности на рабочем месте и имеющие группу по технике электробезопасности не ниже III

• 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 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

• 4.3 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 «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.

• 4.4 Измерение потерь напряжения в эпнии соединения счетчика с измерительным трансформа

тором 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.                    .________________________________________

5.1. При проведении поверки необходимо соблюдать требования безопасности, предусмотренные «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей и правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» (издание 3-е), «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей», ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.3-75, ГОСТ 22261-94 и указаниями по безопасности, оговоренными в технических описаниях, руководствах по эксплуатации на измерительные компоненты системы, в соответствую-| щей документации на эталоны и другие средства поверки.

• 5.2 Трансформаторы тока и трансформаторы напряжения в эксплуатации должны соответствовать требованиям безопасности по ГОСТ 12.2.007.3-75 и ГОСТ 12.2.007.0-75. Один из выводов вторичных обмоток ТТ и TH должен быть заземлен.

• 5.3 Счетчики электроэнергии в эксплуатации должны соответствовать требованиям безопасности по ГОСТ 22261-94, ГОСТ 12.1.038-82 и ГОСТ Р 51350-99. По способу защиты человека от поражения электрическим током счетчики должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.007-75.

• 5.4 Металлический цоколь счетчика должен быть заземлен. Требования к зажимам заземления

I должны соответствовать эксплуатационной документации счетчика.

• 5.5 Все клеммы, находящиеся в зажимной коробке счетчика, должны закрываться крышкой, приспособленной для пломбирования. Крышка должна закрывать нижние винты крепления счетчика к щиту, а также подводимые к счетчику провода не менее чем на 25 мм.

• 5.6 Требования безопасности контроллера и сервера должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003-74 и ГОСТ 12.2.007.0-75. Технические требования в части безопасности должны соответствовать ГОСТ Р 51350-99 (МЭК 61010-1-90) классу защиты не ниже 1.

• 5.7 Вычислительные средства, входящие в состав АИИС КУЭ, должны по безопасности соответствовать требованиям, предъявляемым к ПЭВМ.

|При проведении поверки применяются эталоны и вспомогательные устройства, указанные в таблице 1

Таблица 1- Средства поверки и вспомогательные устройства

Примечание:

Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне таблицы 1, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью

При проведении поверки должны быть выполнены операции, указанные в таблице 2. Таблица 2- Операции поверки

• 8 Подготовка к поверке

• • 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 ИК;

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

• •  проводят организационно-технические мероприятия по доступу поверителей и персонала энергообъектов к местам установки измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, контроллеров, 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 эксплуата-ции применяемого оборудования;

• • средства поверки выдерживают в условиях и в течение времени, установленных в НТД 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.

• 9 Проведение поверки

Методика поверки.

При проведении проверки внешнего вида и комплектности проверяется:

• - соответствие номенклатуры и типов технических и программных компонентов АИИС КУЭ паспортным;

• - наличие и качество заземления корпусов компонентов системы и металлических шкафов, в которых они расположены;

• - внешний вид каждого компонента системы с целью выявления возможных механических повреждений, загрязнения и следов коррозии;

• - наличие напряжения питания на счетчиках (должен работать жидкокристаллический индикатор счетчика);

• - наличие напряжения питания на мультиплексорах (должен светиться светодиод сигнализирующий о наличии питания);

• - наличие напряжения питания и отсутствие ошибки на сервере (должен светиться светодиод, сигнализирующий о наличии питания и не светиться светодиод, сигнализирующий о наличии ошибки);

• - наличие напряжения питания на модемах (должны светиться светодиоды на лицевой панели модема);

• - наличие напряжения питания на преобразователях интерфейсов (должен светиться светодиод, сигнализирующий о наличии питания);

• - функционирование (должна функционировать операционная система необходимая для работы программы сбора данных);

• - маркировка технических средств должна быть нанесена четко и должна соответствовать ГОСТ 22261 -94;

• - соединительные информационные провода не должны иметь каких-либо повреждений («оголений»), которые могли бы свидетельствовать о несанкционированном вмешательстве в АИИС КУЭ.

Критерии результатов поверки:

Проверка считается успешной:

Если перечисленные операции настоящего пункта МП полностью выполнены.

При проведении проверки измерительных компонентов АИИС КУЭ «ТК Ярославский» необходимо проверить:

- наличие действующих свидетельств (записей в паспортах) о поверке измерительных трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии.

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 их поверки.

При проведении проверки счетчиков электрической энергии необходимо проверить:

• - наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на счетчике;

• - 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);

• - проверка соответствия индикации даты в счетчике календарной дате (число, месяц, год);

• - работоспособность оптического порта счетчика;

• - проверка автоматического измерения приращений активной электроэнергии.

Проверка работоспособности оптического порта счетчика и опрос счетчика через оптопорт проводится с помощью переносного компьютера и оптического преобразователя для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М с помощью ПО Конфигуратор СЭТ-4ТМ.

На переносном компьютере после его включения должна быть активирована пусконаладочная программа Конфигуратор СЭТ-4ТМ.

После загрузки программы на экране монитора компьютера появляется генеральная форма программы, приведенная на рисунке 1, содержащая рабочий стол, панель инструментов и меню для вызова подчиненных форм.

ж

«ора

Сообше***       Г*

Регулирови Параметры Поверка Окно Помои»

3«₽ьл|

Открыть I

Прохгат» |

Покамп» наспмйш порта

Г Длина пакета не белое 40 байт (рейхами!

» Аотпрамлам

Zl «г- -и ЧеТНОСТЬ" " ^Т>ст I rt Стоп-бит •

Г Достиг

С Доступ 3

Прочитать!: Загмс<гь |

Г Строго соблпмгь пМЕ-OUi

' СКОРОСТЬ ": г-Четность

' |Нечет vj

1~ Пакет»

г- Протокол ' 7-МЕТ Мноамгаль Т ine-Oui сметем

Параметры соединения

Скорость

Г—3

: Г Расивеинме памиетоы

Рисунок 1 - Генеральная форма программы "Конфигуратор СЭТ-4ТМ"

I ЬЗ Тип[сЭТ4ТМОЗМ 3* 1иом |м J U ном. [57л'.П5В *j

Протокол

•Г" Но осообаждать СОМ-пып

Необходимо сделать следующие установки:

• - оптопорт;

• - автоопределение типа счетчика.

  

На дисплей будет выведена форма «Параметры и установки»

Критерии результатов испытаний:

Проверка считается успешной:

Если счетчики опрошены и нет сообщений об ошибках.

Критерии результатов поверки:

Проверка считается успешной:

Если счетчики опрошены и нет сообщений об ошибках, имеются данные о 30 минутных значениях мощности и отображаются в окне программы.

Проверка автоматического измерения активной электроэнергии сводится к наблюдению за изменением 30 минутных интервалов счетчика. Проверка автоматического измерения активной электроэнергии приведена на рисунке 2.

t Актхнаа амаргк ОГДОМЯФУЯ

Рисунок 2 - Форма "Данные ГН"

.W.W.’l.WW........

2016.0211 01:00 62 2016021101:30 51.4 201602110200 52 201602.110230 528 201602110200 54 8 201602110230 51.8 2016021104:00 514 2016021104.30 512 20160211 0600 50 6 201602110630 51 201602110600 532 201602110630 54 6 2016021107 00 55.4 201602310730 554 201602110800 582

2016 02110630 6040000000000001 ИЮ ' 201602110800 612 0000 "201602 поаэо 64 i ООооПаоиюмэ obdo 201602111000 70.6 20160211 IQ® 74 2

• - Открываем форму "Данные ГН", выбираем дату и наблюдаем за 30 минутным изменением профиля мощности.

• - На начало следующей получасового интервала убедиться в появление новой записи.

Результат проверки считается положительным, если есть данные о 30 минутных значениях мощности, и они отображаются в окне программы.

Критерии результатов поверки:

Проверка считается успешной:

Если в результате опроса счетчиков за указанный срок во вкладке «Отчет» получены данные о 30 минутных значениях мощности.

Перед поверкой системы необходимо проверить соответствие даты и времени счетчика календарной дате и времени. Проверка осуществляется визуально или с помощью переносного компьютера и ПО Конфигуратор СЭТ-4ТМ.

Проверка автоматической коррекции времени в счетчиках осуществляется через оптопорт с помощью переносного компьютера и оптического преобразователя. Из меню «Параметры» выбираем группу «Коррекция времени», во вкладке «Задание» указываем срок опроса. Затем открываем «Отчет».

Отчет приведен на рисунке 3.

Рисунок 3 - Автоматическая коррекция времени счетчика

Критерии результатов испытаний:

Проверка считается успешной:

Если в «Отчете» имеются данные о коррекции времени и максимальное значение проведенной коррекции не превышает ± 5с в сутки.

В случае расхождения показаний счетчика по времени более чем на 2 секунды с эталонным, необходимо выполнить корректировку времени счетчика.

• 9.2.2 Проверка сервера

Проверка правильности функционирования сервера

Методика поверки.

Для проверки функционирования сервера необходимо:

подать напряжение питания на все компоненты системы, проследить за правильностью прохождения загрузки операционной системы;

- запустить на выполнение программное обеспечение.

Критерии результатов поверки:

Проверка считается успешной:

Если загрузка операционной среды прошла успешно, программа успешно запущена и отображает необходимые данные, счетчики опрошены, нет сообщений об ошибках, данные архивов по 30-и минутному профилю в базе данных сервера соответствуют показаниям счётчиков системы, име-ются данные о коррекции времени - сервер считается исправно функционирующим.

• 9.3 Проверка нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов напряжения

Методика поверки.

• 9.3.1. Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергоснабжающих организаций на клеммных соединениях, имеющихся на линии связи 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.

• 9.3.2. При проверке мощности нагрузки вторичных цепей TH необходимо убедиться, что отклонение вторичного напряжения при нагруженной вторичной обмотке составляет не более ±10 % от U ном.

Измеряют мощность нагрузки TH, которая должна находиться в диапазоне (0,25-1,0) S ном.

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». Однако:

• 1 .Допускается измерения мощности нагрузки вторичных цепей TH 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 условия для TH.

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

Критерии результатов поверки:

Проверка считается успешной:

Если отклонение вторичного напряжения при нагруженной вторичной обмотке составляет не более ±10 % от U ном;

Если имеются пломбы поверительных и энергоснабжающих организаций на клеммных соединениях, имеющихся на линии связи TH со счетчиком.

Если имеются документы энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения первичных и вторичных обмоток TH.

• 9.4 Проверка нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов тока

Методика поверки

• 9.4.1. Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения вторичных обмоток ТТ. При отсутствии таких документов проверяют правильность подключения вторичных обмоток ТТ.

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

Проверяют наличие данных измерений мощности нагрузки вторичных цепей ТТ по МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нщрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Однако:

• 1. Допускается измерения мощности нагрузки вторичных цепей ТТ 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 условия для ТТ.

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

Критерии результатов поверки:

Проверка считается успешной:

_______Если мощность нагрузки вторичных цепей ТТ находиться в диапазоне (0,25-1,0) S ном. |

I      Если имеются документы энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность

подключения вторичных обмоток ТТ.

• 9.5 Проверка падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой TH и счетчиком

Методика проверки

Измеряют падение напряжения в проводной линии связи для каждой фазы по 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». Падение напряжения не должно превышать 0,25 % от номинального значения на вторичной обмотке TH. Однако:

1 Допускается измерение падения напряжения в линии соединения счетчика с TH не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспортов - протоколов на данный I измерительный канал в течение истекающего межповерочного интервала системы. I 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, проте-I кающего через линию связи.

Критерии результатов проверки:

Проверка считается успешной:

Если падение напряжения ил в проводной линии связи для каждой фазы не превышает 0,25 % от номинального значения на вторичной обмотке TH.

• 9.6 Определение суточной погрешности измерения текущего времени Определение суточной погрешности измерения текущего времени

Методика поверки

Включается питание и запускается тестирующая программа центрального компьютера в режиме индикации текущего значения системного времени. К центральному компьютеру подключаются радиочасы и запускается технологическая программа TEST_MOD.EXE. В момент, когда на дисплее появится ровно одна минута следующего часа, произвести синхронизацию центрального компьютера и радиочасов. Через сутки провести измерения в конце того же часа и определить разницу показаний:

I ^суточная ^2 ^1

I                                                   9

где t_x - время определенное радиочасами МИР РЧ-01;

t₂ - системное время центрального компьютера.

Критерии результатов поверки:

Поверка считается успешной:

Если погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

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

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

Методика поверки

Определение ошибок информационного обмена может проводиться в статическом режи-1ме, т. е. когда показания счетчика в ходе проверки остаются неизменными и в динамическом режиме, когда показания счетчика изменяются.

1. По показаниям индикаторов счетчика при отсутствии нагрузки.

Снять показания текущих коммерческих данных (показания по энергии) с индикаторов счетчиков;

С помощью ПО «Энергосфера 7.0.64» провести опрос всех счетчиков и получить отчет (показания по энергии);

Сравнить показания, зафиксированные на индикаторе каждого счетчика, с показаниями по тем же счетчикам, полученными в отчете.

Критерии результатов поверки:

Если разность показаний индикатора счетчика и ИВК не превышает двух единиц младшего (последнего) разряда, считают, что данный измерительный канал прошел проверку успешно.

2. При наличии нагрузки на основе сравнения предыдущего, ежедневного чтения счетчика, с показаниями в ИВК.

С помощью ПО «Энергосфера 7.0.64» (либо с индикатора счетчика) снимаем показания последнего предыдущего чтения по активной и реактивной энергии.

Сравниваем показания, зафиксированные счетчиком на конец предыдущего чтения, с показаниями по тем же счетчикам, хранимых в базе данных ИВК на 0 ч. 00 м.

Критерии результатов поверки:

Если разность показаний индикатора счетчика и БД ИВК не превышает двух единиц младшего (последнего) разряда, считают, что данный измерительный канал прошел проверку успешно.

При идентификации программного обеспечения и оценки влияния на метрологические характеристики средства измерений необходимо проверить соответствие следующих заявленных идентификационных данных программного обеспечения:

-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,

-проверка уровня защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Проверка идентификационного наименования ПО, версии метрологически значимого ПО и его даты создания, цифрового идентификатора программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) уровня ИВК.

Методика проверки:

Чтобы узнать версию установленного ПО необходимо запустить программу «Энергосфера 7.0.64». Авторизоваться в программе путем ввода логина и пароля. В открывшемся окне будет указана версия ПО. К метрологически значимому ПО относится файл pso_metr.dll. С помощью программы md5 определить контрольную сумму исполняемого кода файла pso_metr.dll.

Проверка считается успешной:

Если название ПО на экране компьютера, номер версии (идентификационный номер), контрольная сумма, полученные с помощью утилиты, совпадают с заявленными в документации на ПО результат проверки положительный.

Проверка обеспечения защиты программного обеспечения проводится в соответствии с требованиями Р 50.2.077-2014. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа.

Определение уровня защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений проводят путем сравнения заявленных данных в документации на ПО с данными, полученными при проведения функциональных проверок.______________________________________________

Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и измеренных данных от преднамеренных изменений являются:

-средства проверки целостности ПО (несанкционированная модификация метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы и сравнением ее с действительным значением);

-средства обнаружения и фиксации событий (журнал событий);

-средства управления доступом (пароли).

• 1 С помощью функциональных проверок сымитировать непредсказуемые физические воздействия, убедиться в действии средств защиты метрологически значимой части ПО СИ и измеренных данных от изменения или удаления в случае возникновения непредсказуемых физических воздействий.

• 2 Несанкционированная модификация метрологически значимой части, т. е. проверка целостности ПО, может быть проверена с помощью определения контрольной суммы (алгоритм MD5).

• 3 На основе анализа документации определить набор событий, который подлежит обнаружению и фиксации в соответствующем журнале событий. Убедиться, что в набор событий, подлежащий обнаружению и фиксации, включены события, связанные с обновлением (загрузкой) метрологически значимой части ПО СИ, изменением или удалением измеренных данных в памяти СИ, изменением параметров ПО СИ, участвующих в вычислениях и влияющих на результат измерений.

• 4 На основе анализа документации определяются полномочия пользователей, имеющих различные права доступа к функциям метрологически значимой части ПО СИ и измеренным данным.

Если имеется:

• - программная защита, которая заключается в использовании пароля, который необходимо ввести оператору для доступа к изменению параметров контроллера;

-контрольная сумма, полученная с помощью утилиты, совпадает с заявленными в документации на ПО;

• - в журнале событий фиксируется набор событий, которые подлежат обнаружению и фиксации, достаточности примененных средств защиты метрологически значимой части ПО и измеренных данных от преднамеренных изменений делается вывод о правильности выбора уровня защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014.

• 11 Определение пределов допускаемых относительных погрешностей измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях

Методика определение пределов допускаемых относительных погрешностей измерения активной и реактивной электрической энергии для рабочих условий Относительные погрешностей измерения активной и реактивной электрической энергии для рабочих условий, рассчитываются по формуле:

<?, = ±1,1^,² + <?’ + <У² +   + <?² ₊    + <5² +

Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества активной и реактивной электрической энергии при доверительной вероятности Р = 0,95:

в диапазоне тока 0,01-I]_H < Ii < 0,02-I i„

в диапазоне тока 0,02-1] _н < I] < 0,05-Ii_н

в диапазоне тока 0,05-1]_н < Е < 0,2-1]_н

в диапазоне тока 0,2-1]_н < Ii < 1,0-1]_Н

в диапазоне тока 1,0-11 н < 11 < 1,2 • 11 н

где,

5] —       токовая погрешность ТТ, %;

8и —      погрешность напряжения TH, %;

8е—_______погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика за счет___________ угловых погрешностей ТТ 01 и TH 0U, %;

погрешность из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к TH, %; относительная погрешность счетчика, %;

погрешность рассинхронизации при измерениях текущего календарного времени, %;

• 1) погрешность Зе при измерениях активной электроэнергии согласно РД 153-34.0-11.209-99 вычисляют по формуле:

6_в = 0,029^/+^

cos^

погрешность 8о при измерениях реактивной энергии согласно РД 153-34.0-11.209-99 вычисляют по формуле

S, = 0,029^+^ . ^C0Sp

д/1-COS (р

где,

Oi - угловая погрешность ТТ, мин;

ви -угловая погрешность TH, мин;

cos(p- коэффициент мощности контролируемого присоединения;

• 2) дополнительные погрешности счетчика согласно РД 153-34.0-11.209-99 вычисляют по формуле

где

Ki -функция влияния i-й величины;

Ас,, -отклонение i-й величины от ее нормального значения;

Дополнительными погрешностями счетчиков являются:

-температурная погрешность, %;

8_С/ -погрешность от изменения частоты, %;

8сни -погрешность от изменения напряжения ± 10 %;

8 ми -погрешность от влияния магнитной индукции внешнего происхождения 0,5 мТл. Примечание: При отсутствии в измерительном канале каких либо измерительных компонентов, соответствующие значения погрешностей в формуле 1 не используются.

При этом

Нормы основной относительной погрешности измерения по каждому измерительному комплексу в соответствии с Приложением 11.1 к Положению о получении статуса субъекта оптового рынка и ведению реестра субъектов оптового рынка (технические требования к АИИС КУЭ) для значений cos (р в интервале 0,8  1 не должны превышать:

для области нагрузок до 2% (относительная величина нагрузки трансформатора тока) не регламентируется;

для области малых нагрузок (2 - 20% включительно) не хуже 2,9%;

для диапазона нагрузок 20 - 120% не хуже 1,7 %.

Нормы основной относительной погрешности измерения по каждому измерительному комплексу в соответствии с Приложением 11.1 к Положению о получении статуса субъекта оптового рынка и ведению реестра субъектов оптового рынка (технические требования к АИИС КУЭ), для значений cos ф в интервале 0,5 4- 0,8 не должны превышать:

для области нагрузок до 2% (относительная величина нагрузки трансформатора тока) не регламентируется;

для области малых нагрузок (2 - 20% включительно) не хуже 5,5%;

для диапазона нагрузок 20 - 120 % не хуже 3,0%.

Критерии результатов поверки Поверка считается успешной:

Если полученные значения погрешности в рабочих условиях по каждому измерительному каналу соответствуют заявленным в описании типа.

• 12.1. Результаты поверки оформляются записью в протоколе поверки произвольной формы.

• 12.2. При положительных результатах поверки выдается «Свидетельство о поверке» в соответствии с Приказом №1815 от 02.07.2015г «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержания свидетельства о поверке».

• 12.3. При отрицательных результатах поверки система к эксплуатации не допускается и выписывается «Извещение о непригодности» в соответствии с Приказом №1815 от 02.07.2015г «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержания свидетельства о поверке» с указанием причин непригодности.

  

16