Методика поверки «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "ЭК "СТИ" (Северо-Запад 3 очередь)» (МП-381-RA.RU.310556-2021)

СОГЛАСОВАНО

Зам. директора

Запад! ю-С ион ре кого филиала

Государственная система обеспечения единства измерении

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «СТИ» (Северо-Запад 3 очередь)

Методика поверки

МП-381-RA.RU.310556-2021

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

• 1.1    Настоящая методика поверки распространяется на каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭК «СТИ» (Северо-Запад 3 очередь)(далее - АИИС КУЭ), предназначенной для измерения активной и реактивной электрической энергии. Настоящая методика поверки устанавливает методы и средства поверки при первичной и периодической поверке АНИС КУЭ.

• 1.2   Измерительные каналы (НК) состоят из информационно-измерительных комплексов точек измерений (НИК ГН). информационно-вычислительного комплекса (ИВК) и информационных каналов связи. Перечень измерительных каналов приведен в описании типа АНИС КУЭ. Допускается проведение поверки АИИС КУЭ в части отдельных ИК. с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведенной поверки.

• 1.3   Перед проведением поверки следует ознакомиться с эксплуатационной документацией на измерительные компоненты АИИС КУЭ: документами, указанными в разделе 4 настоящей методики поверки, регламентирующими требования безопасности.

• 1.4   После замены измерительных компонентов на однотипные проводится первичная поверка АИИС КУЭ в части И К в которых была произведена замена.

• 1.5   При проведении поверки должна обеспечиваться прослеживаемость результатов измерения к государственному первичном) эталон) единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ЕЭТ1-2018.

• 1.6   Настоящая методика не распространяется на измерительные компоненты ИК (трансформаторы тока, напряжения, счетчики электрической энергии и др.), поверка которых осуществляется но методикам поверки, указанным в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

• 1.7   Первичная поверка АИИС КУЭ проводится при вводе в эксплуатацию или после ремонта. Допускается при первичной поверке использовать положительные результаты испытаний по опробованию методики поверки при проведении испытаний в целях ) тверждения типа АИИС КУЭ. При вводе в эксплуатацию отдельных ИК операции поверки проводят только для этих ИК.

• 1.8   Периодическая поверка АИИС КУЭ проводится в процессе эксплуатации не реже одного раза в 4 года.

• 2.1    При поверке допускается не проверя ть измерительные каналы, выведенные из системы коммерческого учета.

• 2.2   В случае если проводят поверку ИК в связи с заменой измерительных компонентов ИК на однотипные, то операции поверки проводят только для измерительных каналов, в состав которых входят данные измерительные компоненты.

• 2.3   Содержание н последовательность выполнения работ по проверке измерительных каналов и АИИС КУЭ в целом должны соответствовать указаниям, приведенным в таблице 1.

Таблица I

• 3.1 Условия поверки должны соответствовать:

температура окружающего воздуха в местах установки 11 и Т11 от -40 до 40°С:

• -      температура окружающего воздуха в местах установки счетчиков от 0 до 40°С: температура окружающего воздуха в местах установки серверов от 15 до 25 °C:

• -      относительная влажность воздуха oi 5 до 95%: атмосферное давление от 95 до 110 к11а.

• 4.1     К проведению поверки АИИС КУЭ допускают поверителей, изучивших настоящую методику поверки и эксплуатационную доку ментацию.

• 4.2     Измерение вторичной нагрузки измерительных трансформаторов тока, входящих в состав АИИС КУЭ. осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее года, изучившим мелодику измерений, регламентирующую проведение измерений мощности нагрузки трансформаторов тока. Измерение проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыше 1000 В с группой по электробезопасности нс 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 сослав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее года, изучившим методику измерений, регламентирующую проведение измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения. 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 элсктробезопаспости не ниже 111.

• 4.4    Измерение потерь напряжения в линии соединения счетчика с измерительным трансформатором напряжения, входящих в сослав АИИС КУЭ. осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее года, изучившим методику измерений, регламетп ирующую проведение измерений падения напряжения в линии соединения счетчика с трансформатором напряжения. Измерение проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыше 1000 В с группой по электробсзопаскости не ниже IV. второй удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

При проведении поверки используют средства измерений и вспомогательное оборудование, указанное в таблице 2.

Таблица 2

• 6.1    При выполнении поверки следует выполнять гребования безопасности в соответствии с ГОС I 12.3.019-80. ГОСТ 12.2.007.0-75. «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ». «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей». «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

• 6.2    Поверитель допускается к выполнению работ в составе бригады в количестве нс менее 2 человек, хотя бы один из которых имеет группу допуска по электробезопасности не ниже IV (до и свыше 1000 В).

• 7.1    Внешним осмотром проверяют укомплектованность ПК измерительными компонентами, проверяют соответствие типов фактически использованных измерительных компонентов типам средств измерений, использование которых предусмотрено формуляром. Проверяют, имеются ли на все измерительные компоненты свидетельства о поверке или действующие результаты поверки, оформленные иным образом.

• 7.2   Внешним осмотром проверяют схемы подключения трансформаторов тока и напряжения к счетчикам электроэнергии на соответствие схемам подключения, указанным в эксплуатационной документации на счетчики электроэнергии.

• 7.3    Визуально проверяют отсутствие повреждений доступных частей измерительных компонентов, таких как счетчики, трансформаторы гока, трансформаторы напряжения и других, указанных в формуляре АПИС' КУЭ.

• 7.4    Визуально, по маркировке проводников в измерительных цепях и индикатору счетчиков, проверяют последовательность чередования фаз на каждом счетчике электрической энергии. При проверке последовательности чередования фаз по индикатору счетчиков действуют в соответст вии с эксплуатационной документацией на счетчики электроэнергии.

Результаты выполнении операции считают положительными, если состав измерительных каналов соответствует формуляру: целостность корпусов измерительных компонентов не нарушена: имеются действующие результаты поверки на каждый измерительный компонент, входящий в состав ПК: схемы включения счетчиков электрической энергии соответствуют эксплуа1ационной документацией на счетчики электроэнергии: последовательность чередования фаз прямая.

• 8.1    Обеспечить выполнение требований безопасности.

• 8.2    Изучить эксплуатационную документацию на I К) конфигурирования и опроса счет чиков.

• 8.3    Обеспечить выполнение условий поверки.

• 8.4.1 Проверяют работоспособность связующих компонентов и вспомогательных устройств, счетчиков, ИВК. отсутствие ошибок информационного обмена. Проверка осуществляется анализом записей в журнале событий сервера баз данных, проверкой наличия в базе данных результатов измерений, сравнением результатов измерений, хранящихся в базе данных ИВК с результатами измерений, хранящимися в энергонезависимой памяти счетчиков электрической энергии.

• 8.4.2  Действуя в Соответствии с указаниями. приведенными в руководстве пользователя программного обеспечения конфигурирования счетчика, производя! чтение журнала событий, хранящихся в памяти счетчиков. Считываю! журналы событий ИВК и убеждаются в отсутствии записей об ошибках и аварийных ситуациях в ИВК. в том числе в отсутствии записей об ошибках связи.

• 8.4.3  Используя программное обеспечение ИВК убеждаются, что коэффициенты трансформации трансформаторов тока, запрограммированные в ИВК соответствуют указанным в формуляре.

• 8.4.4  Через канал прямого доступа к счетчикам электрической энергии (оптопорт или цифровой интерфейс RS485) с использованием программы конфигурирования счетчика считывают из архива каждою счетчика в составе ИК результаты измерений количества активной и реактивной электрической энергии за предшествующие сутки или за те сутки, в которых суточное приращение электрической энергии не равно нулю. Убеждаются в том. что коэффициенты трансформации, запрограммированные в счетчиках равны единице.

• 8.4.5  Действуя в соответствии с указаниями, приведенными в руководстве пользователя программного обеспечения, установленного на ИВК. формируют выходной XML файл, содержащий результаты измерений за ту же дат) (контрольные сутки), что и результаты измерений, полученные непосредственно со счетчиков электрической энергии при выполнении 8.4.4.

Рассчитывают количество потребленной активной и реактивной электрической энергии за контрольный интервал времени по формулам:

\V',=               кВт ч

W^p, = K|,Kui-0,5Q_c.„. квар-ч                                                            (I)

где i - номер измерительного канала;

Кц - коэффициент грансформации трансформаторов тока, использованных в i-ом измерительном канале:

К-гт - коэффициент грансформации трансформаторов напряжения, использованных в i-ом

из ме р 11те л ь и ом канале:

P_c.,i- средняя активная мощность за получасовой интервал кош рольных суток, считанное из профиля мощности счетчика в i-ом измерительном канале:

Q_c.,i - средняя реактивная мощность за получасовой интервал кош рольных суток, считанное из профиля мощности счетчика в i-ом измерительном канале.

Сравнивают результаты расчета по формулам (I) с результатами измерений, содержащимися в выходном файле, полученном на ИВК.

Результаты выполнения проверки считают положительными. если журналы событий не содержат записей об аварийных ситуациях и ошибках информационного обмена: результаты вычислений по формуле (1) не отличаются от результатов полученных с помощью программы чтения данных из базы данных ИВК АИИС КУЭ. более чем на один киловатт-час.

• 9.1    Проверяют соответствие цифрового идентификатора метрологически значимой части ПО. указанному в описании типа АИИС КУ ). Проверку проводят путем расчета цифровою идентификатора. Для расчета цифрового идентификатора допускается использовать любое программное обеспечение, реализующее алгоритм, описанный в RFC 1321.

• 9.2   Результаты проверки считают положительными, если цифровой идентификатор соответствует, указанному в описании тина АИИС КУ'). Идентификационные признаки ПО приводят в протоколе поверки.

• 10.1.1 Метрологические .характеристики ПК АПИС КУЭ при измерении времени проверяются комплектным методом, при измерении электрической энергии - поэлементным. ПК АПИС КУЭ обеспечивают нормированные характеристики погрешности измерения электрической энергии при использовании поверенных измерительных компонентов и при выполнении рабочих условий их применения, установленных в технической документации на АПИС КУЭ.

• 10.1.2.1      Включают устройство синхронизации частоты и времени Метроном в соответствии с руководством по эксплуатации.

• 10.1.2.2      Сравнивают показания индикатора устройства синхронизации частоты и времени Метроном с показаниями часов счетчиков электрической энергии и фиксируют для каждого счетчика разность показаний (поправка часов счетчика) \1_е|.

Результаты проверки считают положительными, если поправки часов счетчиков электрической энергии \i_CM не превышают ±5 с для всех счетчиков.

• 10.1.3.1      Измерение полной мощности нагрузки на вторичную обмотку каждого ТТ осуществляют в соответствии с аттестованной методикой выполнения измерений, например, в соответствии с методикой «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», (регистрационный № ФР. 1.34.2014.17814).

• 10.1.3.2      Допускается измерение мощности нагрузки на вторичные обмотки ТТ не проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный ПК в течение истекающего интервала между поверками. При этом паспорт-протокол должен быть согласован органами государственной метрологической службы. при условии подтверждения прослеживаемоеги результатов измерений, приведенных в них.

Результаты проверки считают положительными, если нагрузка на вторичные обмотки трансформаторов тока лежит в пределах установленных ГОС 1 7746-2015 или описанием типа на ТТ. входящий в ПК.

• 10.1.4.1      Измерение полной мощности нагрузки на вторичную обмотку TH осуществляют в соответствии с аттестованной методикой выполнения измерений, например, в соответствии с методикой «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения» (регистрационный № ФР. 1.34.2014.17814).

• 10.1.4.2      Допускается измерение мощности нагрузки на вторичные обмотки ГН не проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный НК в течение истекающего интервала между поверками. При этом паспорт-протокол должен быть согласован органами государственной метрологической службы, при условии подтверждения прослеживаемости результатов измерений, приведенных в них.

Результаты проверки считают положительными, если нагрузка на вторичные обмотки трансформаторов напряжения лежит в пределах, установленных ГОСТ 1983-2015 или описанием типа на TH. входящий в И К.

• 10.1.5.1      Измерение падения напряжения во вторичных пенях от трансформатора напряжения до счетчика проводят в соответствии с аттестованной методикой измерений, например, в соответствии с методикой «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов гока и напряжения» (регистрационный № ФР. 1.34.2014.17814).

• 10.1.5.2      Допускается измерение падения напряжения во вторичных цепях от трансформатора напряжения до счетчика не проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный ИК в течение истекающего интервала между поверками. При этом паспорт-протокол должен быть согласован органами государственной метрологической службы, при условии подтверждения прослеживаемости результатов измерений, приведенных в них.

Результаты проверки считают положительными, если измеренное значение потерь напряжения не превышает 0.25%.

И ПОДТВЕРЖДЕНИЕ СООТВЕТСТВИЯ    СРЕДСТВА    ИЗМЕРЕНИЙ

• 11.1 АНИС КУ') считают удовлетворяющим метрологическим требованиям, если в процессе поверки были получены положительные результаты всех проверок, предусмотренных таблицей 1 настоящей методики поверки.

• 12.1   При положительных результатах проверок предусмотренных таблицей 1 настоящей методики поверки. АНИС' КУЗ признается пригодной к применению и оформляется свидетельство о поверке в соответствии с действующими нормативными правовыми документами. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке. В приложении к свидетельству о поверке указывается перечень и состав измерительных каналов (с указанием их типов и заводских номеров), прошедших поверку и пригодных к применению. Протокол поверки оформляется в произвольной форме в соответствии с требованиями аккредитованного на поверку юридического лица или индивидуального предпринимателя, проводящего поверку.

• 12.2  В случае проведения поверки АНИС КУЗ в части отдельных ИК. обязательно указывается в свидетельстве о поверке информация об объеме проведенной поверки. В приложении к свидетельству о поверке указывается перечень и состав измерительных каналов (с указанием их типов и заводских номеров), прошедших поверку и пригодных к применению.

• 12.3  В случае признания АПИС КУЗ неудовлетворяющей метрологическим требованиям. АПИС КУЗ признается непригодной к применению и оформляется извещение о непригодности с указанием причин несоответствия в соответствии с действующими нормативными правовыми документами.

8