Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Соровского месторождения ООО "Соровскнефть"» (мп 103-262-2016)

О '-Г «

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

УРАЛЬСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИИ

2017 г.

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Соровского месторождения ООО "Соровскнефть" (АИИС КУЭ ООО "Соровскнефть")

Методика поверки

МП 103-262-2016

Екатеринбург

2017

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

Исполнители А. А. Ахмеев, Е.В. Воронская

Утверждена ФГУП УНИИМ 26.06.2017

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

Настоящий документ не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения ФГУ11 «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 погрешности отсчета текущего времени и

абсолютной разности показаний компонентов системы

• 10 Обработка результатов измерений

• 11 Оформление результатов поверки

Приложение А (рекомендуемое) Форма протокола поверки АИИС

Приложение Б (справочное) Библиография

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Методика поверки

МП 103-262-2016

Дата введения: 2017-26-06

Настоящая методика распространяется на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии Соровского месторождения ООО "Соровскнефть" (АИИС КУЭ ООО "Соровскнефть"), (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 8.584-2004 ГСИ. Счетчики статические активной электрической энергии переменного тока. Методика поверки.

ГОСТ 12.2.007.0-75 ССБГ. 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 1983-2015 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ 7746-2015 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОС Т 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки

Приказ № 1815 от 02.07.2015 Об утверждении порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке

ИЛГШ.411152.145 РЭ. Счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации

ДЯИМ.411152.018 РЭ. Счётчик электрической энергии трёхфазный многофункциональный АЛЬФА А1800. Руководство но эксплуатации

Приказ № 328н от 24.07.2013 Об утверждении Правил 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 характеристик 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 ИК системы этим воздействиям не подвергались.

• 4.1 При проведении поверки для каждого ИК 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 ИК 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.

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

• 8.1 При проведении поверки соблюдают следующие условия:

• • температура окружающей среды, °C             10-30;

• • относительная влажность воздуха, %             0-90

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

• - проверки соответствия перечня ПК, представленных 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 ИК (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:

• - руководство по эксплуатации АНИС КУЭ;

• - формуляр АНИС КУЭ;

• - описание типа АНИС КУЭ;

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

• - паспорта-протоколы ИК;

• - рабочие журналы АИИС КУЭ;

• - методику поверки МП 103-262-2016.

• 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 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 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

При проведении внешнего осмотра проверяют соответствие ИК системы следующим требованиям:

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

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

• •  наличие пломб, заводских номеров на шильдиках компонентов ИК, 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) измерительных 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 п. 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 ИК, и ИК 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. 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 таблице 3.

Таблица 3 - Идентификационные данные программного обеспечения

Примечание: указанные в таблице 3 файлы ПО находятся в персональном компьютере АРМ, в каталоге «С:\Энергосфера»

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.

• 9.4.1 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.

• 9.4.2 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.

• 9.4.3 Счетчик электроэнергии.

Погрешность счетчика не должна выходить за пределы, соответствующие его классу точности по «Счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. ИЛГШ.411152.145 РЭ», «Счётчик электрической энергии трёхфазный многофункциональный АЛЬФА А1800. ДЯИМ.411152.018 РЭ».

• 9.4.4 Комплексный компонент АПИС КУЭ.

  • 9.4.4.1 ИВК, каналы связи и АРМ с установленным программным обеспечением образуют комплексный компонент АПИС КУЭ, поверку которого на месте эксплуатации последней проводят следующим методом:

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

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

• 2) на этот же момент времени считывают результаты измерения электрической энергии по каждому ИК 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 (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 ИК соответственно увеличивают.

• 9.4.4.3 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 ±0,5 с.

• 9.5.2  Максимальное расхождение показаний часов компонентов системы (счетчики, ИВК) и системных часов оценивают по журналам событий этих компонентов, в которых зафиксированы моменты коррекции времени. Расхождение показаний должно находиться в пределах ±4 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 1 с, значение поправки, если сумма абсолютных значений поправки и максимального расхождения показаний часов не превышает 5 с.

• 10.1 Расчет относительной погрешности при измерении активной и реактивной составляющих электрической энергии ИК (границы интервала при доверительной вероятности 0.95) выполняют по формуле

5,_|(( = ± 1,1-у/ бц² + 5тн² + ki (On² + 0_ТН²) + 8_Л² + кг бсо² + 8_А² + 5т² »         (1)

где - 3„, 8_ТН - относительные амплитудные погрешности ТТ и TH;

• - 9тт, 0щ - угловые погрешности ТТ и TH;

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

• - 8_С0 - относительная погрешность счетчика;

• - 8_А - относительная погрешность автоматизированного компонента АНИС КУЗ;

• - 8у - относительная погрешность синхронизации;

• - коэффициент kj = 0 при cos ф = 1 и kj = 1 при cos ф = 0,7;

• - коэффициент k₂ = 1 при cos ф = 1 и к₂ = 1,5 при cos ф = 0,7; (при измерении реактивной энергии вместо cos ф указывают sin ф).

При вычислении по формуле (1) угловые погрешности бтг и 0_Л1 выражают в сантирадианах, а остальные погрешности выражают в процентах. Результаты расчета заносят в протокол (таблица АЗ Приложения А).

• 10.2 Дпя настоящей методики принимают следующие условия: предельные значения 8^. 0^ - по ГОСТ 7746; предельные значения 8_ТИ. 0_тп - по ГОСТ 1983;

• -  предельные значения 6_СО при измерении активной и реактивной энергии - по паспорту счетчика;

предельные значения 5_Л - по паспортам-протоколам;

• -  8_Д< 0,05 %;

• -  8 г = 2ОО АТ/(48 ДТзо), где ДТ - расхождение показаний часов, ДТзо -продолжительность 30-минутного интервала в секундах.

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

• 11.1 Результаты поверки заносят в протокол поверки.

• 11.2 Положительные результаты поверки компонентов АИИС КУЭ (ТТ, 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) ИК к дальнейшей эксплуатации не допускают, клеймо гасят и (или) выдают извещение о непригодности в соответствии с Приказом № 1815 от 02.07.2015 г. с указанием причины непригодности.

Разработали:

Ахмеев А.А.

Воронская Е.В.

И.о. зав. отделом 26 ФГУП "УНИИМ"

Зам. зав. лаб. 262 ФГУП "УНИИМУ

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки АИИС КУЭ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Соровского месторождения ООО "Соровскнефть" (АИИС КУЭ ООО "Соровскнефть")

Год выпуска 2016

Предприятие-изготовитель: ООО "Уралэнерготел", г. Екатеринбург

Поверку проводят по документу МП 103-262-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Соровского месторождения ООО "Соровскнефть" (АИИС КУЭ ООО "Соровскнефть"). 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, 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 ИК_________________________________________________________

(составляют отдельные протоколы по НД на 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)

Вывод_____________________________________________________

• 7 Результаты расчета относительной погрешности ИК

Таблица АЗ

Вывод_____________________________________________________

Заключение_______________________ Поверку провел_______________________

годен, не 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] ИЛГШ.411152.145 РЭ. Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки являющаяся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ.

• [4] Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЛИМ.411152.018 МП.

10