Методика поверки «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АИИС КУЭ Красноярской ГЭС)» (МП 169-262-2016)

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

УТ В Е РЖ ДА К)

‘       . у,

С.В. Медведевских

Г’

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Методика поверки

МП 169-262-2016

Екатеринбург 2016 '

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

Исполнители Ю.И.Дидик, А. А. Ахмеев, Е.В. Воронская

Утверждена ФГУП УНИИМ 06.12.2016

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

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

• 1 Область применения

• 2 Нормативные ссылки

• 3 Общие положения

• 4 Операции поверки

• 5 Средства поверки

• 6 Требования к квалификации поверителей

• 7 Требования безопасности

• 8 Условия поверки и подготовка к ней

• 9 Проведение поверки

  • 9.1 Внешний осмотр

  • 9.2 Опробование

  • 9.3 Определение сопротивления изоляции

  • 9.4 Определение метрологических характеристик средств

измерений в составе измерительных каналов

• 9.5 Определение отклонения показаний часов компонентов

системы от шкалы времени

• 10 Определение относительной погрешности измерительных каналов 7

• 11 Оформление результатов поверки

Приложение А (рекомендуемое) Форма протокола поверки АПИС

Приложение Б (справочное) Библиография

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Методика поверки

МП 169-262-2016

Дата введения: 2016-12- 06

Настоящая методика распространяется на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АИИС КУЭ Красноярской ГЭС), (далее по тексту - «АИИС КУЭ» или «система»), и устанавливает методы и средства ее первичной и периодической поверок.

Рекомендуемый интервал между поверками - 4 года.

В настоящей методике использованы ссылки на следующие документы:

ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки.

ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки

ГОСТ 12.2.007.0-75 ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности.

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

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

ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

Приказ Минпромторга России от 02 июля 2015 г. № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок.

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

• 3.2 ИК подвергают поверке поэлементным способом.

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

• 3.4 Периодическую поверку выполняют в процессе эксплуатации системы.

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

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

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

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

Таблица 1 - Операции поверки

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

• 4.3 При получении отрицательного результата при выполнении той или иной операции поверку прекращают, компонент или измерительный канал бракуют и оформляют результаты поверки согласно 11.4.

5 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

5.1 При проведении поверки используют средства поверки, указанные в таблице 2.

Таблица 2 - Средства поверки

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

• 5.3 Средства поверки должны иметь действующие свидетельства о поверке (аттестации).

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

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

При проведении поверки должны быть соблюдены требования ГОСТ 12.2.007.0. ГОСТ 12.2.007.3. ГОСТ 12.3.019. Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок. Правила эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденные Министерством энергетики РФ [2].

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

• 8.1 При проведении поверки соблюдают следующие условия:

• • температура окружающей среды. °C              от 15 до 35;

• • относительная влажность воздуха, %              от 30 до 80.

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

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

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

• - доступа персонала к техническим средствам, входящим в сосчав измерительных каналов (вторичные цепи измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (TH), кабели связи);

• - доступа поверителей к местам установки ТТ, TH. счетчиков, автоматизированных рабочих мест (АРМ) и измерительно-вычислительного комплекса (ИВК);

• - размещения средств поверки для выполнения операций по разделу 9;

• - отключения поверяемых средств измерений от штатной схемы;

• - предоставления (в необходимых случаях) поверителям паролей на доступ к системе.

• 8.3 Для проведения поверки представляют следующую документацию:

• - инструкцию по эксплуатации АНИС КУЭ;

• - паспорт-формуляр АНИС КУЭ;

• - описание типа АНИС КУЭ;

• - свидетельства о поверке измерительных компонентов системы, входящих в НК. и свидетельства о предыдущей поверке системы:

• - паспорта-протоколы ИК;

• - рабочие журналы АНИС КУЭ;

• - методику поверки МП 169-262-2016.

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

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

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

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

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

• 9 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

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

• •  отсутствие внешних повреждений, коррозии и следов нагрева компонентов: ГТ. TH. счетчиков, входящих в состав измерительных каналов:

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

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

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

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

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

• 9.2.1 При периодической поверке системы операцию опробования н. 9.2.2 отдельно не проводят. По журналу эксплуатации проверяют отсутствие сбоев в работе системы за период времени не менее семи дней, предшествующих началу работ по поверке.

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

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

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

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

• 9.2.3  В ходе проверки функционирования АРМ проводят проверку идентификационных данных ПО системы. Идентификационное наименование и номер версии ПО. определяемые после загрузки программы в разделе «справка», должны соответствовать заявленным в технической документации на АИИС КУЭ. Проверку защиты ПО от несанкционированного доступа проводят, вводя неправильный код в поле «пароль» при запуске программы сбора данных. Убеждаются в невозможности продолжать работу при отсутствии пароля.

Определение электрического сопротивления изоляции проводят при помощи мегаомметра с испытательным напряжением до 1,5 кВ. При первичной поверке сопротивление изоляции измеряют у всех контрольных кабелей вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения. При периодической поверке проверяют наличие действующих документов по контролю сопротивления изоляции названных выше цепей.

• 9.4.1 Трансформатор напряжения.

Трансформаторы напряжения должны быть поверены по ГОСТ 8.216. Допускается чтобы поверку проводили при фактически существующей нагрузке, параметры которой зафиксированы в протоколе поверки и. при необходимости, занесены в паспорт-протокол.

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

• 9.4.2 Трансформатор тока.

Трансформаторы тока должны быть поверены по ГОСТ 8.217. Шинные трансформаторы тока поверяют по МП 50-262-2004 «ГСП. Трансформаторы тока ТШ-0,5 14000/2,5 Красноярской ГЭС» [3].

Допускается чтобы поверку проводили при фактически существующей нагрузке, параметры которой зафиксированы в протоколе поверки и. при необходимости, занесены в паспорт-протокол.

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

• 9.4.3 Счетчик электроэнергии.

Поверку счетчиков электроэнергии должна быть выполнена согласно [4].

Погрешность счетчика не должна выходить за пределы, соответствующие его классу точности по «Счётчик электрической энергии трёхфазный многофункциональный АЛЬФА А1800. ДЛИМ.411152.018 РЭ» [5].

• 9.4.4 Комплексный компонент АИИС КУЭ.

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

  • 9.4.4.2 Выполняют операции поверки в соответствии с |6].

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

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

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

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

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

• 9.5.1 Определяют поправку системных часов сервера базы данных. В момент передачи сигнала точного времени фиксируют показания системных часов и находят разность между сигналом точного времени и показаниями часов. Поправка должна находиться в пределах ±1 с.

• 9.5.2  Максимальное расхождение показаний часов компонентов системы (счетчики. УСПД) и системных часов оценивают по журналам событий этих компонентов, в которых зафиксированы моменты коррекции времени. Расхождение показаний должно находиться в пределах ±3 с.

• 9.5.3 Отклонение показаний часов компонентов системы от шкалы времени при выполнении условий 9.5.1 и 9.5.2 находится в пределах ±5 с.

Примечание - допускается большее, чем I с, значение поправки, если сумма абсолютных значений поправки и максимального расхождения показаний часов не превышает 5 с.

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

Йц_К = ± 1,1 -V 8_ТГ" + 8_|Н² + kj - (О,.,* + 0_!Н²) + S/ + кз-бсо² + 8 г²,                 (1)

где - 8_1Г. би, - относительные амплитудные погрешности ТТ и TH;

• - 0_гг. 0_T(j - угловые погрешности ТТ и TII;

• - 8_Я - относительная погрешность за счет падения напряжения в линии связи TH и счетчика;

• - 8_С0 - относительная погрешность счетчика;

• - 8] - относительная погрешность синхронизации;

• - коэффициент к[ = 0 при cos <р = 1 и к i = 1 при cos ср = 0,7;

• - коэффициент k? = 1 при cos <р = 1 и кт = 1,5 при cos (р = 0.7;

(при измерении реактивной энергии вместо cos <р указывают sin <р).

При вычислении по формуле (1) угловые погрешности 0_гг и 0_|Н выражают в сантирадианах, а остальные погрешности выражают в процентах. Результаты расчета заносят в протокол (таблица АЗ Приложения Л).

• 10.2 Для настоящей ме годики принимают следующие условия:

• -  предельные значения 8_П . 0_ГГ - по ГОСТ 7746;

• -  предельные значения 8_га. 0,„ - по ГОСТ 1983;

• -  предельные значения 8_С0 при измерении активной и реактивной энергии - по паспорту счетчика;

• -  предельные значения 6_Л — по паспортам-протоколам;

• -  8т = 1ОО ЛТ/(48 ДТзо), где ДТ - расхождение показаний часов. ATj₀ продолжительность 30-минутного интервала в секундах.

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

• 11.1 Результаты поверки заносят в протокол поверки.

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

• 11.3 Положительные результаты поверки АИИС КУЭ оформляют свидетельством о поверке согласно Приказу № 1815 от 02.07.2015 г..

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

  Разработали:

  зав. отд. 26 ФГУП «УНИИМ»

  и.о. зав. лаб. 262 ФГУП "УНИИМ"

  зам. зав. лаб. ФГУП "УНИИМ"

  —ft

  Дидик НЭП.

  С ) -     / Ахмеев А.А.

  

  Воровская Е.В.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки АНИС КУЭ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АИИС КУЭ Красноярской ГЭС)

Год выпуска 2016

Предприятие-изготовитель: ПАО "Красноярская ГЭС", г. Дивногорск Красноярского края Поверку проводят по документу МП 169-262-2016 «ГСП. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Красноярской ГЭС (АИИС КУЭ Красноярской ГЭС). Методика поверки»

Эталонные средства измерений:

Трансформатор тока___________________ КТ____________

Трансформатор напряжения_____________КТ____________

Счетчик эталонный_____________________КТ____________

Прибор сравнения____________________КТ_____________

Амперметр__________________________КТ___________

Мегаомметр_________________________КТ___________

Вольтамперфазометр___________________КТ____________

Термогигрометр_______________________ПГ___________

Дата предыдущей поверки АИИС КУЭ________________

Условия поверки_____________________________________________________________

температура окружающей среды. атмосферное давление, относительная влажность воздуха

• 1 Результат внешнего осмотра ______________________________________________________

паспорта-протоколы; освидсгельсгвованнс кабелей связи

соответствует, не соответствует

• 2 Результат опробования________________________________________________________

соответствует. нс cootbctctbvci

• 3 Результат проверки сопротивления изоляции______________________________________

соответствует, не соответствует

• 4 Результаты определения метрологических характеристик средств измерений в составе

измерительных каналов___________________________________________________________

(составляют отдельные протоколы по НДна поверку ТТ. TH и счетчиков)

• 5 Результаты определения погрешностей комплексного компонента системы

Таблица А1

Вывод

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

Таблица А2 (канал "О" - показания системных часов)

Вы вод_________________________________________________________

• 7 Результаты расчета относительной погрешности ИК

Таблица АЗ

В ы вод___________________________________________________________

Заключение______________________ Поверку провел______________________

годен, нс годен                                                    подпись

Дата поверки_________________________

Организация, проводившая поверку___________________________________________

Приложение Б

(справочное)

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

• [2] Правила эксплуатации электроустановок потребителей.

• [3] МП 50-262-2004 «ГСП. Трансформаторы тока ТШ-0.5 14000/2.5 Красноярской ГЭС. Методика поверки»; утвержден ФГУП «УНИИМ» в 2004 г.

• [4] Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа Л1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП.

• [5] ДЯИМ.411152.018 РЭ, Счётчик электрической энергии трёхфазный многофункциональный АЛЬФА А1800. Руководство по эксплуатации.

[61 ДЯИМ.466453.007 МП. «Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР». Методика поверки»; утвержден ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.

10