Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Кольская атомная станция»» (МП 4222-05-7730035496-2017)

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Кольская атомная станция»

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МП 4222-05-7730035496-2017

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

Список принятых сокращений

коммерческого учета электроэнергии

• 1.1 Настоящая методика устанавливает порядок проведения первичной и периодической поверки системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Кольская атомная станция» (далее- АИИС КУЭ), а также измерительных каналов дополнительно вводимых в систему. Поверке подлежат измерительные каналы (далее-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 Р 52323-2005. (МЭК 62053-22:2003) при измерении активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) при измерении реактивной электроэнергии, Приказом Минпромторга России №1815 от 02.07.2015г «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 электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения информации, формирования отчётных документов и передачи 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, аттестованные в качестве поверителей в порядке, установленном Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии в соответствии с ПР 50.2.012-94 «Порядок аттестации поверителей средств измерений», изучившие настоящую методику поверки и руководство по эксплуатации АИИС КУЭ, имеющие стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, а также прошедшие инструктаж по технике безопасности на рабочем месте и имеющие группу по технике электробезопасности не ниже Ш.

• 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 Ш.

• 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 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, изучиитпим 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 соответствующей 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 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 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 средстваи вспомогательные устройства, указанные в таблице 2

таблица 2- Средства поверки и вспомогательные устройства

1родолжение таблицы 1

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, по размещению средств поверки, отключению в необходимых случаях поверяемых средств измерений от штатной схемы;

• •  проводят организационно-технические мероприятия по обеспечению безопасности поверочных работ в соответствии с действующими правилами и руководствами по эксплуатации применяемого оборудования;

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

  • 9.1 Внешний осмотр и проверка комплектности.

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.

Проверка считается успешной:

Если перечисленные операции настоящего пункта МП полностью выполнены

При проведении проверки измерительных компонентов АИИС КУЭ 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 организаций на счетчике;

• - соответствие индикации даты в счетчике календарной дате (число, месяц, год),

• - работоспособность оптического порта счетчик,

Проверка работоспособности оптического порта счетчика

Методика поверки

Проверка работоспособности оптического порта счетчика с помощью переносного компьютера, оптического преобразователя и установленного ПО «MeterCat».

Для счетчиков типа Альфа переносном компьютере после его включения должна быть активировано ПО ’’MeterCat”.

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

О Meleraat

.SMtehTrnetPsrxims

Vetsion

>| $ресЙ0Ыы[ Loss J Relay Options | Remote

He Edt            _Тм1а .Wntov Не»                  ,        __________________

Optfcal Probe | Fjpctiorc [Diagnostic Readfio | .Q]j yiewseb [l^ Diagnose

SjedtrlOpii^BoA-d ] Dwssnd Fencing | Display Pencbg | Day ТурыРеп*д

□ Readins: Long Diagnostic

^:=ToLiICsnwode... Г ФгабТЗТИежи^сг... □ Meteul

Рисунок 1 - Генеральная форма программы "MeterCat"

Затем необходимо сделать следующие установки:

• - Optical Probe;

• - Функция Read Diag;

• - Шаблон Long Diagnostic.

Нажать кнопку "Старт".

В окне состояния обмена должно появиться сообщение «Обмен успешно завершен».

Проверка считается успешной:

Если в окне состояния обмена появилось сообщение «Обмен успешно завершен».

Проверка .соответствия индикации даты в счетчике календарной дате (число, месяц, год)

Методика поверки

Перед поверкой системы необходимо проверить соответствие даты и времени счетчика календарной дате и времени. Проверка осуществляется визуально или с помощью переносного компьютера ПО «MeterCat».

С индикатора счетчика визуально снимаются показания даты, времени и сравниваются с календарными (на индикаторах всех счетчиков должны присутствовать показания текущей датьГ и времени) или с помощью ПО во время опроса счетчика командой " Change Time ".

Проверка считается успешной:

_мЕсли текущая дата и текущее время, полученные при визуальном осмотре и во время работы с переносным компьютером, совпадают с календарной датой и временем.

• 9.2.2. Проверка функционирования серверов _ъ Проверка функционирования серверов

Для проверки функционирования сервера станции необходимо:

-проверить поступление текущих показаний всех счетчиков электрической энергии.

_(г Методика поверки

Запустить на, выполнение программное обеспечение ПО «АльфаЦЕНТР».Проверить поступление текущих показаний об электропотреблении всех счетчиков электрической энергии

Проверка считается успешной:

Если счетчики опрошены и имеются текущие показания об электропотреблении всех счетчиков электрической энергии

Для проверки функционирования сервера ИЕК необходимо :

- проверить и сравнить данные об электропотреблении на сервере станции и сервере ИВК.

Проверка считается успешной:

Если имеются данные ¹ об электропотреблении, при этом информация об электропотреблении на сервере станции и сервере ИВК совпадает с точностью до целых кВт’ч,

¹'                                                                                                          J

■/  9.3. Проверка нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов

напряжения/

Методика поверки.

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

* 1

Измеряют мощность нагрузки ТН₅ которая должна находиться в диапазоне (0,25-1,0) S ном.

Проверяют наличие данных измерении 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.

Проверка считается успешной:

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

• 9.4.  Проверка нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов тока.

Методика поверки

• 9.4.1.Измеряют мощность нафузки 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 нагрузка 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.

Проверка считается успешной:

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

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

, Методика поверки

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:

Г Допускается измерение падения напряжения в линии соединения счетчика с 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 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.

Проверка считается успешной:

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

• 9.6. Определение суточной погрешности системного времени

Методика поверки.

• 9.6.1 Включить радиочасы "МИР РЧ-01", принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). Сверить показания радиочасов с показаниями часов счетчиков и ИВК, и определить поправки: Ati_C4j (где i - номер, счетчика), Айивк-

• 9.6.2 Спустя 24 ч распечатать журнал событий всех компонентов системы, имеющих встроенные программные часы (счетчиков и ИВК) выделив события, соответствующие синхронизации часов счетчиков и ИВК. Определить поправки:, At2_C4j, At2HBK* Рассчитать суточную погрешность системного времени как разность поправок: А_Д1 — At2 — Ati.

Проверка считается успешной:

Если погрешность системного времени не превышает ±5 с/сут.

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 режиме, 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 программного обеспечения ПО «АльфаЦентр» 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.

Проверка считается успешной:

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 «АльфаЦентр», (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.

Проверка считается успешной:

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, Методика проверки:

Для проверки идентификационного наименования ПО, версии метрологически значимого ПО, даты создания, цифрового идентификатора программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода), уровня защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений необходимо:

запустить программу «АльфаЦЕНТР». Авторизоваться в программе путем ввода логина и пароля (по умолчанию логин - ent, пароль - ent). В открывшемся окне будет указана версия ПО. С помощью программы md5 определить контрольные суммы исполняемого кода метрологически значимого модуля ac_metrology.dll.

Проверка считается успешной:

Если название ПО, номер версии (идентификационный номер), контрольная сумма, полученные с помощью про1раммы md5, совпадают с представленными в Описании типа на АИИС КУЭ, результат проверки положительный.

• 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:

⁼ + ^ +  + 8^ + 8*₀ + 8^ + 8# + 8^_ни + 8_ЛШ

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

в диапазоне тока 0,01*Ii_H<Ii<0,05-Ii_H

в диапазоне тока 0,05*Ii_H < Ji < 0,2*Ii_H

в диапазоне тока 0,2*Ii_H < Ii < 1,0*Ii_H

в диапазоне тока 1,0-IiH < II < 1,24ih

где,

8i - токовая погрешность ТТ, %;

8ц - погрешность напряжения TH, %; *

8q - погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика за счет углов погрешностей ТТ 01 и TH ©и, %;

8_Л - погрешность из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к TH, °А 8_С._О - относительная погрешность счетчика, %;

8s - погрешность рассинхронизации при измерениях текущего календарного време] %;

- температурная погрешность, %;

S_cf- погрешность от изменения частоты, %;

§сни - погрешность от изменения напряжения + 10 %;

5_ЛШ - 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.

• 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 Минпромторга России №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.

13