Методика поверки «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Республики Бурятия (Байкало-Амурская магистраль)» (МП 209-264-2016)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ УРАЛЬСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИИ (ФГУП «УНИИМ»)

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Республики Бурятия (Байкало-Амурская магистраль)

Методика поверки

МП 209-264-2016

Екатеринбург

2017

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

Исполнитель С.А. Засыпкин

Утверждена ФГУП УНИИМ 15.03.2017

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

• 10 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО

КАНАЛА

• 11 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

Приложение А

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Республики Бурятия (Байкало-Амурская магистраль)

Методика поверки ____________________________________________________________МП 209-264-2016 Дата введения: 15.03.2017

Настоящая методика распространяется на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Республики Бурятия (Байкало-Амурская магистраль), (далее по тексту - «АИИС КУЭ»), и устанавливает методы и средства ее первичной и периодической поверок.

Рекомендуемый интервал между поверками - 4 года.

В настоящей методике использованы ссылки на следующие нормативные документы:

• 1) ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки.

• 2) ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки.

• 3) ГОСТ 8.584-2004 ГСИ. Счетчики статические активной электрической энергии переменного тока. Методика поверки.

• 4) ГОСТ 12.2.007.0-75 ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности.

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

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

• 7) ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

• 8) ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

• 9) ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22 Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

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

• 3.1 Поверке подлежит 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.

• 4.1 При проведении поверки для 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 11.3.

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

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

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

• - Средства поверки счетчиков типа Альфа (Per. № 14555-99) - по методике поверки «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа АЛЬФА» с помощью установок МК6800, МК6801 или эталонного ваттмера-счетчика ЦЭ6802;

Средства поверки счетчиков электрической энергии Альфа А1800 (Per. № 31857-06) - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» 19 мая 2006 г.;

Средства поверки счетчиков электрической энергии ЕвроАЛЬФА (Per. №  16666-97) - по методике поверки «Многофункциональные счетчики

электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА» с помощью установок МК6800, МК6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;

• - Средства поверки счетчиков электрической энергии Альфа А2 (Per. № 27428-04) -в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» в мае 2004 г.;

• - Средства поверки УСПД RTU-327 - по документу «Комплексы аппаратно-программных средств учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;

• -  Средства  измерений  по  МИ  3195-2009.  «ГСИ.  Мощность  нагрузки

трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

• -  Средства  измерений  по  МИ  3196-2009.  «ГСИ.  Вторичная  нагрузка

трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

• - Термогигрометр «CENTER» (мод.313): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °C, (А = ±0,7°С); диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100% (5 = ±2,5%);

• - Приемник навигационный МНП-МЗ, пределы допускаемой инструментальной погрешности (при доверительной вероятности 0,95) формирования метки времени, выдаваемой потребителям, по отношению к шкале времени UTC(SU) ±100 нс;

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

Примечания:

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

• 2. Все средства измерений, применяемые при поверке, должны быть утвержденных типов и иметь действующие свидетельства о поверке.

• 6.1 К проведению поверки допускают лиц, прошедших обучение и работающих в организации, аккредитованной на право поверки средств измерений электрических величин, изучивших настоящую рекомендацию, нормативные документы по выполнению измерений электрических величин в цепях соединений измерительных трансформаторов и электросчетчиков, эксплуатационные документы системы и ее измерительных 3

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 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.3-75, ГОСТ 12.3.019-80, Приказа Минтруда России от 24.07.2013 № 328н «Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок» [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           15-25;

влажность, %                              30-80.

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

проверки соответствия измерительного канала, представленного к поверке, требованиям эксплуатационной документации;

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

доступа персонала к техническим средствам, входящим в состав измерительных каналов (вторичные цепи измерительных трансформаторов тока (ТТ), кабели связи); доступа поверителей к местам установки ТТ, TH, счетчиков, автоматизированных рабочих мест (АРМ) и информационно-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: руководство по эксплуатации АИИС КУЭ;

паспорт АИИС КУЭ;

описание типа АИИС КУЭ;

свидетельства о поверке измерительных компонентов системы, входящих в ИК, и свидетельства о предыдущей поверке системы;

паспорт-протокол ИК;

рабочие журналы АИИС КУЭ.

• 8.4 Перед проведением первичной поверки должны быть выполнены работы по актуализации паспорта-протокола измерительного комплекса и подготовке документов об освидетельствовании линий связи.

• 8.5 Перед проведением первичной поверки АИИС 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.

• 9.1 Внешний осмотр

При проведении внешнего осмотра проверяют соответствие измерительного канала системы следующим требованиям:

отсутствие внешних повреждений, коррозии и следов нагрева компонентов: ТТ, TH, счетчиков, входящих в состав измерительного канала;

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

наличие пломб, заводских номеров на шильдиках компонентов измерительного канала, 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 актуализированного утвержденного паспорта-протокола и документов об освидетельствовании линий связи; паспорт-протокол должны содержать измерительную информацию о мощности (сопротивлении) нагрузок ТТ, а также о падении напряжения в линии;

наличие свидетельств о поверке (поверительных клейм) компонентов системы.

• 9.2 Опробование

  • 9.2.1 По журналу эксплуатации проверяют отсутствие сбоев в работе системы за период времени не менее семи дней, предшествующих началу работ по поверке.

  • 9.2.2 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 счетчика 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. Номер версии ПО идентифицируется путем вывода на экран свойств программы. Цифровой идентификатор ПО проверяется с помощью программы расчета контрольной суммы файлов по алгоритму MD5 - «md5.exe» (или аналогичной по выполняемым функциям). Программа «md5.exe» находится в свободном доступе, на сайте «http://www.md5summer.org». Инструкции по работе с программой также находятся на указанном сайте.

Вычисленный цифровой идентификатор ПО должен соответствовать указанному в таблицах 2-3.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК Центра сбора данных ОАО «РЖД»

• 9.3 Определение сопротивления изоляции

Определение электрического сопротивления изоляции проводят при помощи мегаомметра с испытательным напряжением до 1,5 кВ. Сопротивление изоляции между соединенными вместе контактами сетевой вилки и корпусом персонального компьютера АРМ (ИВК) должно быть не менее 20 МОм.

• 9.4 Определение метрологических характеристик средств измерений в составе измерительных каналов

  • 9.4.1 Трансформатор тока.

Трансформаторы тока поверяют по ГОСТ 8.217. Допускается проводить поверку при фактически существующей нагрузке, параметры которой фиксируют в протоколе поверки и, при необходимости, заносят в паспорт-протокол.

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

• 9.4.2 Трансформатор напряжения.

Трансформаторы напряжения поверяют по ГОСТ 8.216. Допускается проводить поверку при фактически существующей нагрузке, параметры которой фиксируют в протоколе поверки и, при необходимости, заносят в паспорт-протокол.

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

• 9.4.3 Счетчик электроэнергии.

Поверку счетчика электроэнергии выполняют согласно [3].

Погрешность счетчика не должна выходить за пределы, соответствующие его классу точности по ГОСТ Р 52323 (ГОСТ Р 52425).

• 9.4.4 Комплексный компонент АНИС 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 следующим образом.

  • 9.4.4.2 Проводят сверку показаний счетчика и АРМ в следующем порядке:

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

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

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

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

• 9.5 Определение погрешности отсчета текущего времени и абсолютной разности показаний часов компонентов системы

  • 9.5.1 Определяют поправку часов сервера базы данных. В момент передачи сигнала точного времени фиксируют показания системных часов и находят отклонение их показаний от сигнала точного времени.

Повторяют эту же операцию через 24 часа и определяют суточный ход часов сервера базы данных как изменение поправки часов (разность этих показаний).

Погрешность отсчета текущего времени находят как сумму абсолютных значений поправки и суточного хода часов сервера базы. Она не должна превышать 5 с.

• 9.5.2 Абсолютную разность показаний часов компонентов системы (счетчика, УСПД) находят как максимальное расхождение между показаниями часов каждого компонента и системных часов по журналам событий. Ее значение должно находиться в пределах ±5 с.

• 10.1 Расчет относительной погрешности измерительного канала 8_ИК (границы интервала при доверительной вероятности 0,95) выполняют по формуле:

8_ик =±1,1 8^ + 8?_н + к_х ■        )+ 8_Л +k₂- 8^_о + 8_а +8?               (1)

где 8_2T, 8_TH — относительные амплитудные погрешности ТТ и TH;

> @тн ~ угловые погрешности ТТ и TH;

8_Л - относительная погрешность за счет падения напряжения в линии связи;

⁵СО - относительная погрешность счетчика;

8_а - относительная погрешность автоматизированного компонента АЛИС КУЭ;

8_Т - относительная погрешность синхронизации;

коэффициент к = 0 при cos(P = 1 и к_х = 1 при cos(p = 0,7;

коэффициент к₂ = 1 при cos(p = 1 и к₂ =1,5 при cos(3 = 0,7;

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

При вычислении по формуле (1) угловые погрешности 6^ и 6_ТН выражают в сантирадианах, а остальные погрешности выражают в процентах. Результаты расчета заносят в протокол (таблица А.З Приложения А).

• 10.2 Для настоящей методики принимают следующие условия:

предельные значения 8„,    - по ГОСТ 7746;

предельные значения 8_ТН, в_тн - по ГОСТ 1983;

предельные значения 8_СО при измерении активной энергии - по ГОСТ Р 52323, реактивной - по паспорту счетчика;

предельные значения 8_Л - по паспортам-протоколам;

-    8_А< 0,05;

8_Т =2- ДТ/48- Д7^_о, где ДТ - расхождение показаний часов, Д7"₃₀  -

продолжительность 30-минутного интервала в секундах.

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

• 11.1 Положительные результаты поверки компонентов АИИС КУЭ (ТТ, TH, счетчика) оформляют в соответствии с указаниями методики поверки и описания типа компонента 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 Минпромторга № 1815 от 02.07.2015 [4].

• 11.2 Положительные результаты поверки АИИС КУЭ оформляют свидетельством о поверке согласно Приказу Минпромторга № 1815 от 02.07.2015. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

• 11.3 При несоответствии результатов поверки требованиям любого из пунктов настоящей методики компонент и систему к дальнейшей эксплуатации не допускают, клеймо гасят и (или) выдают извещение о непригодности в соответствии с Приказом Минпромторга № 1815 от 02.07.2015 с указанием причины непригодности.

Разработал:                                           ч

Заведующий лабораторией 264 ФГУП "УНИИМ'

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки АИИС КУЭ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Республики Бурятия (Байкало-Амурская магистраль)

Г од выпуска___________

Предприятие-изготовитель: ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»

Поверку проводят по документу МП 209-264-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» для энергоснабжения ОАО «РЖД» в границах Республики Бурятия (Байкало-Амурская магистраль). Методика поверки»

Средства поверки:

Дата предыдущей поверки АИИС КУЭ________________

Условия поверки______________________________________________________________

температура окружающей среды, относительная влажность воздуха

• 1 Результат внешнего осмотра____________________________________________________

паспорта-протоколы; освидетельствование кабелей связи

соответствует, не соответствует

• 2 Результат опробования_________________________________________________________

соответствует, не соответствует

• 3 Результат проверки сопротивления изоляции______________________________________

соответствует, не соответствует

• 4 Результаты определения метрологических характеристик средств измерений в составе

измерительного канала___________________________________________________________

(составляют отдельные протоколы по НД на поверку TT, TH и счетчиков)

• 5 Результаты определения погрешностей комплексного компонента системы

Таблица А. 1

Вывод ________________________________________________________

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

Таблица А.2 (канал "0" - показания системных часов)

Максимальная разность показаний Погрешность хода часов

• 7 Результаты расчета относительной погрешности ИК Таблица А.З

  №ИК	Расчетное значение погрешности	Допускаемое значение погрешности
  1

Вывод_____________________________________________________

Заключение_______________________ Поверку провел_______________________

годен, не годен                                                   подпись

Дата поверки_________________________

Организация, проводившая поверку__________________________________________

10