Методика поверки «ГСОЕИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Томск" Томское ЛПУ МГ КС "Чажемто"» (МП-358-RA.RU.310556-2021)

СОГЛАСОВАНО

Заместитель директора Западно-Сибирского филиала

Государственная система обеспечения единства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром грансгаз Томск» Томское Л11У MI КС «Чажемто»

Методика поверки

Ml 1-358-RA.RU.310556-2021

Настоящая методика поверки распространяется на каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Томск» Томское ЛПУ МГ КС «Чажемто» (далее - АИИС КУЭ), предназначенной для измерения активной и реактивной электрической энергии.

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

• 1.2.    Настоящая методика не распространяется на измерительные компоненты ИК (трансформаторы тока, напряжения, счетчики электрической энергии и др.), поверка которых осуществляется по методикам поверки, указанным в свидетельстве об утверждении типа этих измерительных компонентов АИИС КУЭ.

• 1.3.    Настоящая методика поверки устанавливает методы и средства поверки при первичной и периодической поверке АИИС КУЭ.

• 1.4.    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 утверждения типа АИИС КУЭ. При вводе в эксплуатацию отдельных ИК операции поверки проводят только для этих ИК.

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

• 1.6.    После замены измерительных компонентов на однотипные проводится первичная поверка АИИС КУЭ в части ИК в которых была произведена замена.

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

• 1.8.    Эталоны, указанные в таблице 2, должны обеспечивать прослеживаемость к государственному первичному эталону единиц времени, частоты и национальной шкалы времени тэт 1-2018 в соответствии с приказом Госстандарта от 31 июля 2018 г. № 1621 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты».

• 2.1. При поверке допускается не проверять 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. С одержание и последовательность выполнения работ по проверке измерительных каналов и АИИС КУЭ в целом должны соответствовать указаниям, приведенным в таблице 1.

Таблица 1

• 3.1 Условия поверки должны соответствовать:

температура окружающего воздуха в местах установки 11 и TH 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 от 5 до 95%:

атмосферное давление от 95 до 110 к! 1а.

• 4.1. К проведению поверки АНИС КУЭ допускают поверителей, изучивших настоящую методику поверки и эксплуатационную документацию.

• 4.2. Измерение вторичной нагрузки измерительных трансформаторов тока, входящих в состав АПИС КУЭ. осуществляется персоналом, имеющим стаж работы ио данному виду измерений не менее года, изучившим методику измерений, регламентирующую проведение измерении мощное 1 и нагрузки трансформаторов гока. 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 электробезопасности не ниже 111.

• 4.3.  Измерение вторичной нагрузки измерительных трансформаторов напряжения, входящих в сое гав АИИС КУЭ. осуществляется персоналом, имеющим стаж работы но 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 но электробезопасности не ниже IV. второй -удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

• 4.4.  Измерение потерь напряжения в линии соединения счетчика с измерительным трансформатором напряжения, входящих в состав АИИС КУЭ. осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее года, изучившим методику измерений, регламентирующую 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 электробезопасности не ниже IV. второй -удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыше 1000 В с группой по эд ектробезо пас пости не ниже III.

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

Таблица 2

• 6. ТРЕБОВАНИЯ (УСЛОВИЯ) ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОСТИ

• 6.1. При выполнении поверки следует выполнять требования безопасности в соответствии с ГОСТ 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 не 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 тока, 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 па каждом счетчике электрической энергии. При проверке последовательности чередования фаз но индикатору счетчиков действуют в соответствии с эксплуатационной документацией на счетчики электроэнергии.

Результаты выполнения 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 эксплуатационной документацией на счетчики электроэнергии: последовательность чередования фаз прямая.

• 8.1.   Обеспечить выполнение требований безопасности.

• 8.2.   Изучить эксплуатационную документацию на НО конфигурирования и опроса счетчиков.

• 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 памя ти счетчиков электрической энергии.

• 8.4.2. Действуя в соответствии с указаниями, приведенными в руководстве пользователя программного обеспечения конфигурирования счетчика, производят чтение журнала событии, хранящихся в памяти счетчиков. Считывают 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 каждого 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 г\ же дату (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^A,^;= K|i-Kui-0.5-P_C4j. кВт-ч

W^Pj = K.|j-Kui-0,5 Q_C4i, квар-ч                                                             (1)

где i помер измерительного канала:

Kii - коэффициент трансформации трансформаторов тока, использованных в i-ом измерительном канале;

К(, коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, использованных в i-ом измери тельном канале:

Р_СЧ) средняя активная мощность за получасовой интервал контрольных суток, считанное из профиля мощности счетчика в i-ом измерительном канале:

Q_C4i средняя реактивная мощность за получасовой интервал контрольных суток, считанное из профиля мощности счетчика в i-ом измерительном канале.

Сравнивают результаты расчета по форм)лам (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 но формуле (1) нс отличаются от результатов полученных с помощью программы чтения данных из базы данных ИВК АИИС КУЗ. более чем на один киловатт-час.

• 9.1    Проверяют соответствие цифрового идентификатора метрологически значимой части ПО. указанному в описании типа АИИС КУЗ. Проверку проводят путем расчета цифрового 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 типа .АИИС КУЗ. Идентификационные признаки ПО приводя т в протоколе поверки.

• 10.1.1 Метрологические характеристики ИК АИИС КУЗ при измерении времени проверяются комплектным методом, при измерении электрической энергии - поэлементным. ИК АИИС КУЗ обеспечивают нормированные характеристики погрешности измерения электрической энергии при использовании поверенных измерительных компонентов и при выполнении рабочих условий их применения, ус тановленных в технической документации на .АИИС КУ 3.

• 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) At_C4.

Результаты проверки считают положительными, если поправки часов счетчиков электрической энергии At_C4 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 мегодикой «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 прослеживаемости результатов измерений, приведенных в них.

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

• 10.1.4.1      Измерение полной мощности нагрузки на вторичную обмотку 111 осуществляют в соответствии с аттестованной мегодикой 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 TH 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 прослеживаемости результатов измерений, приведенных в них.

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

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

• 10.1.5.2     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 межд\ 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%.

• 11.1 АПИС КУЭ 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. АПИС КУЭ признается пригодной к применению и оформляется свидетельство о поверке в соответствии с действующими нормативными правовыми документами. Знак поверки наноси гея на свидетельство о поверке. В приложении к свидетельств}- о поверке указывается перечень и состав измерительных каналов (с указанием их гипов 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 АПИС КУЭ в части отдельных ПК. 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 АНИС КУЭ неудовлетворяющей метрологическим требованиям. АПИС КУЭ признается непригодной к применению и оформляется извещение о непригодности с указанием причин несоответствия в соответствии с действующими

нормативными правовыми доку ментами.

Разработал: ведущий инженер

8