Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) НПС№7 БТС-II» (МП Г.0.0000.0014-И-ТН/ГТП-07)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ »

(ФГУП «ВНИИМС»)

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель директора шрдизводственной метрологии ФГУП «ВНИИМС»

Н.В. Иванникова

»    -/£.   2016 г.

V «о oft

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) НИС № 7 БТС-П

Методика поверки

с изменением № 1

Г.0.0000.0014-И-ТН/ГТП-07.МП

• 1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

• 2 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

• 3 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 4 ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ

• 5 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ            ‘

• 6 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

• 7 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ                                     .

• 8 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

• 9 ПОДТВЕРЖДЕНИЕ СООТВЕТСТВИЯ ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ

• 10 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

Настоящая методика распространяется на измерительные каналы (далее - ИК) системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) НПС № 7 БТС-И (далее - АНИС КУЭ), предназначенной для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами НПС № 7 БТС-Н, сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации.

Перечень ИК и их метрологические характеристики приведены в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.

(Измененная редакция, Изм. №1)

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.

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

Периодическую поверку системы выполняют в процессе эксплуатации АИИС КУЭ. Допускается выполнять периодическую поверку только для ИК, находящихся в текущей эксплуатации.

Периодичность поверки (межповерочный интервал) АИИС КУЭ - 4 года.

Измерительные компоненты АИИС КУЭ поверяют с межповерочным интервалом, установленным при утверждении их типа. Если очередной срок поверки измерительного компонента наступает до очередного срока поверки АИИС КУЭ, поверяется только этот компонент и поверка АИИС КУЭ не проводится. После поверки измерительного компонента и восстановления ИК выполняется проверка ИК в той его части и в том объеме, который необходим для того, чтобы убедиться, что действия, связанные с поверкой измерительного компонента, не нарушили метрологических свойств ИК (схема соединения, коррекция времени и т.п.).

Внеочередную поверку АИИС КУЭ проводят после ремонта системы, замены её измерительных компонентов, аварий в энергосистеме, если эти события могли повлиять на метрологические характеристики ИК. Допускается подвергать поверке только те ИК, которые подверглись указанным выше воздействиям, при условии, что собственник АИИС КУЭ подтвердит официальным заключением, что остальные ИК этим воздействиям не подвергались, с указанием в приложении к свидетельству о поверке перечня поверенных измерительных каналов.

(Измененная редакция, Изм, №1)

При проведении поверки выполняют операции, указанные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

Окончание таблицы 1

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

Таблица 2 - Средства измерений

• 1. Термометр, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °C, пределы допускаемой

погрешности ±1 °C_________________________________________________________________

• 2. Вольтамперфазометр, диапазон измерения (0-10) А______________________________________

• 3. Средства измерений вторичной нагрузки ТТ в соответствии с аттестованной «Методикой

выполнения измерений нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации без отключения вторичных цепей», зарегистрированной в Федеральном информационной фонде по обеспечению единства измерений под № ФР.1.34.2007.03618______________________________________

• 4. Средства измерений вторичной нагрузки TH в соответствии с аттестованной «Методикой

выполнения измерений нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации без отключения вторичных цепей», зарегистрированной в Федеральном информационной фонде по обеспечению единства измерений под № ФРЛ .34.2007.03621_____________________________________

• 5. Средства измерений падения напряжения в линии соединении счетчика с TH в соответствии с

аттестованной «Методикой выполнения измерений падения напряжения в линии соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации», зарегистрированной в Федеральном информационной фонде по обеспечению единства измерений под № ФР. 1,34.2007.03521______________

• 6. Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками

системы________________________________________________________________________

• 7. Радиоприемник, настроенный на радиостанцию, передающую сигналы точного времени____

Примечание - Допускается применение других основных и вспомогательных средств поверки с метрологическими характеристиками, обеспечивающими требуемые точности измерений._______________________________________________________________

Таблица2, пункты 3-5 (Измененнаяредакция, Изм, №1)

• 4.1 К проведению поверки АИИС КУЭ допускают поверителей, изучивших настоящую методику поверки и руководство по эксплуатации на АИИС КУЭ, имеющих стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года.

• 4.2 Измерение вторичной нагрузки измерительных трансформаторов тока, входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим методику измерений, регламентирующую проведение измерений мощности нагрузки трансформаторов тока, 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, второй -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 методику измерений, регламентирующую проведение измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения, 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, второй - удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже Ш.

• 4.4 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 методику измерений, регламентирующую проведение измерений падения напряжения в линии соединения счетчика с трансформатором напряжения, 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, второй - удостоверение^ подтверждающее право работы на установках свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

Раздел 4 (Измененная редакция, Изм. №1)

• 5.1 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 электроустановок потребителей», «Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок», а также требования безопасности на средства поверки, поверяемые трансформаторы и счетчики, изложенные в их руководствах по эксплуатации.

(Измененная редакция, Изм. №1)

• 5.2  Эталонные средства измерений, вспомогательные средства поверки и оборудование должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.007.3, ГОСТ 12.2.007.7.

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

• 7.1 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 й 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);

• -  паспорт-формуляр.

(Измененная редакция, Изм. №1)

• 7.2 Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные работы:

• -  проводят технические и организационные 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 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.

• 8 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

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

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

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

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

Проверяют наличие свидетельств о поверке и срок их действия для всех измерительных компонентов: 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.

• 8.3.1 Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на 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.

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

• 8.3.3 Проверяют работоспособность оптического порта счетчика с помощью переносного компьютера. Преобразователь подключают к любому последовательному порту переносного компьютера. Опрашивают счетчик по установленному соединению. Опрос счетчика считается успешным, если получен отчет, содержащий данные, зарегистрированные счетчиком.

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

• 8.4.1 Проводят опрос текущих показаний всех счетчиков электроэнергии.

• 8.4.2 Проверяют глубину хранения измерительной информации в центральном сервере АНИС КУЭ.

• 8.4.3 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 продолжать работу.

• 8.4.4 Проверяют работу аппаратных ключей. Выключают компьютер и снимают аппаратную защиту (отсоединяют ключ от порта компьютера). Включают компьютер, загружают операционную систему и запускают программу. Проверку считают успешной, если получено сообщение об отсутствии «ключа защиты».

• 8.5.1 Проверка функционирования мультиплексоров.

Проверяют функционирование мультиплексоров с помощью переносного компьютера, подключенного к мультиплексору (группе мультиплексора) через кабель RS232, и специальной программы. Мультиплексор (группа мультиплексоров) считают работоспособным, если все счетчики, подключенные к данному мультиплексору (группе), были опрошены.

• 8.5.2 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.

Допускается автономная проверка модемов с использованием тестового программного обеспечения.

• 8.6.3 Проверка функционирования адаптеров интерфейса.

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

При проверке мощности нагрузки вторичных цепей ТЫ необходимо убедиться, что отклонение вторичного напряжения при нагруженной вторичной обмотке составляет не более ±10 % otUhom-

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

Измерение мощности нагрузки вторичных цепей TH проводят в соответствии документом «Методика выполнения измерений нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации без отключения вторичных цепей», зарегистрированном в Федеральном информационной фонде по обеспечению единства измерений под № ФР.1.34.2007.03621. Также, допускается проводить измерения в соответствии с другими аттестованными методиками измерений.

(Измененная редакция, Изм. №1)

Примечания:

• 1 Допускается измерение мощности нагрузки вторичных цепей TH не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспортов-протоколов на данный измерительный канал в течение истекающего интервала между поверками 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.

Измеряют мощность нагрузки на вторичные цепи ТТ, которая должна находиться в диапазоне (0,25-1,0) Shom.

Измерение тока и вторичной нагрузки ТТ проводят в соответствии с документом «Методика выполнения измерений нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации без отключения вторичных цепей», зарегистрированном в Федеральном информационной фонде по обеспечению единства измерений под № ФР.1.34.2007.03618. Также, допускается проводить измерения в соответствии с другими аттестованными методиками измерений.

(Измененная редакция, Изм. №1)

Пр имечания:

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

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

Измеряют падение напряжения U_n в проводной линии связи для каждой фазы в соответствии с документом «Методика выполнения измерений падения напряжения в линии соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации», зарегистрированном в Федеральном информационной фонде по обеспечению единства измерений под № ФР. 1.34.2007.03521. Также, допускается проводить измерения в соответствии с другими аттестованными методиками измерений. Падение напряжения не должно превышать 0,25 % от номинального значения на вторичной обмотке TH.

(Измененная редакция, Изм. №1)

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 системы. 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.

• 8.9.1 Проверка УССВ

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

• 8.10.2 Распечатывают журнал событий счетчика, выделив события, соответствующие сличению часов счетчика сервера баз данных. Расхождение времени часов: счетчик-сервер в момент, предшествующий коррекции, не должно превышать предела допускаемого расхождения, указанного в описании типа системы.

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.

• 8.10.1 На центральном компьютере (сервере) 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, соответствующих каждому 30-ти минутному интервалу времени. Пропуск данных не допускается за исключением случаев, когда этот пропуск был обусловлен отключением ИК или устраненным отказом какого-либо компонента системы.

• 8.10.2 Распечатывают журнал событий счетчика и отмечают моменты нарушения связи между измерительными компонентами системы. Проверяют сохранность измерительной информации в памяти на центральном сервере системы на тех интервалах времени, в течение которого была нарушена связь.

• 8.10.3 Распечатывают на центральном компьютере (сервере) профиль нагрузки за полные сутки, предшествующие дню поверки. Используя переносной компьютер, считывают через оптопорт профиль нагрузки за те же сутки, хранящийся в памяти счетчика. Различие значений активной (реактивной) мощности, хранящейся в памяти счетчика (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов) и базе данных центрального сервера не должно превышать двух единиц младшего разряда учтенного значения.

• 8.10.4 Рекомендуется вместе с проверкой по и. 8.10.3 сличать показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии строго в конце получаса (часа) и сравнивать с данными, зарегистрированными в центральном компьютере (сервере) 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) системы. Расхождение не должно превышать две единицы младшего разряда.

• 9.1 Проводится проверка соответствия заявленных идентификационных данных программного обеспечения указанных в описании типа

• -  наименование программного обеспечения;

• -  идентификационное наименование про1раммного обеспечения;

• -  номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения;

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

• -  алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения. Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 3.

  Таблица 3 - Идентификационные данные программного обеспечения
  Идентификационные данные (признаки)	Значение
  1	2
  Идентификационное наименование ПО	ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll
  Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 7.1
  Цифровой идентификатор ПО	CBEB6F6CA69318BED976E08 А2ВВ7814В
  Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Таблица 3 (Измененная редакция, Изм. №1)

92 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.

• 10.1 При положительных результатах поверки выдается свидетельство о поверке в соответствии с приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации №1815 от 02.07.2015 г.

• 10.2 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в соответствии с приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации № 1815 от 02.07.2015 г.

• 10.3 При отрицательных результатах поверки выдается извещение о непригодности в соответствии с приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации №1815 от 02.07.2015 г. с указанием причин.

(Измененная редакция, Изм. №1)

Приложение А (Исключено, Изм. № 1)

Приложение Б (Исключено, Изм. № 1)

Начальник отдела 206.1

Зам. начальника отдела 206.1

10