Методика поверки «ГСОЕИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ ЦРП-220» (МП-047-2021)

ЭНЕР

• измерения • испытания • контроль

ООО «ЭнерТест»

141100. Московская обл.. Щёлково г., Пролетарский пр-кт. д.12, кв. 342

ИНН 7716741740, КПП 505001001; ОГРН 1137746275028 Ve +7(499)991-19-91

КЗ info'^'enortest.ru

(«} www.enertest.ru

СОГЛАСОВАНО

Государственная система обеспечения единства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АПИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ ЦРП-220

Методика поверки

МП-047-2021

Москва

2021

Настоящая методика поверки распространяется на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ ЦРП-220 (далее по тексту-АИИС КУЭ) и устанавливает порядок проведения первичной и периодической поверок АИИС КУЭ.

Поверке подлежит АИИС КУЭ с перечнем измерительных каналов (ИК), прошедших процедуру утверждения типа, и на которую распространено свидетельство об утверждении типа (состав ИК должен соответствовать описанию типа на АИИС КУЭ).

Допускается проведение поверки АИИС КУЭ в сокращенном объеме (в части отдельных ИК), с обязательным указанием в приложении к свидетельству о поверке информации об объеме проведенной поверки.

Допускается проведение поверки АИИС КУЭ с составом ИК, непосредственно применяемых для измерений в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Прослеживаемость измерений в АИИС КУЭ обеспечивается посредством неразрывной цепи поверок средств измерений (измерительных компонентов), входящих в состав АИИС КУЭ, связывающих их с государственными первичными эталонами: ТТ с ГЭТ 152-2018, TH с ТЭТ 175-2019, Счетчики с ГЭТ 153-2019, УСПД и УССВ с ГЭТ 1-2018.

Для обеспечения прослеживаемости все средства измерений (измерительные компоненты), входящие в состав ИК АИИС КУЭ, должны своевременно поверяться в соответствии с интервалами между поверками и методиками поверки, установленным при утверждении их типа, аккредитованными на их поверку юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями с использованием установленных в методиках поверки средств поверки. Если очередной срок поверки средства измерений (измерительного компонента) наступает до очередного срока поверки АИИС КУЭ, поверяется только этот компонент, и поверка АИИС КУЭ не проводится. После поверки средства измерений (измерительного компонента) и восстановления ИК выполняется проверка ИК, той его части и в том объеме, который необходим для того, чтобы убедиться, что действия, связанные с поверкой средства измерений (измерительного компонента), не нарушили метрологических характеристик ИК.

После ремонта АИИС КУЭ, аварий в энергосистеме, если эти события могли повлиять на метрологические характеристики ИК, а также после замены средств измерений (измерительных компонентов), входящих в их состав, проводится внеочередная поверка АИИС КУЭ в объеме первичной поверки. Допускается проводить поверку только тех ИК, которые подверглись указанным выше воздействиям. Во всех указанных случаях оформляется технический акт о внесенных изменениях. Технический акт хранится совместно со свидетельством о поверке, как неотъемлемая часть эксплуатационных документов на АИИС КУЭ.

При проведении поверки выполняют операции, указанные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

3 ТРЕБОВАНИЯ К УСЛОВИЯМ ПРОВЕДЕНИЯ ПОВЕРКИ

• 3.1 Влияющие величины, определяющие условия поверки АИИС КУЭ, должны

находиться в следующих диапазонах: параметры присоединений ИК:

• - напряжение, % от Uihom................................................................................... от 90 до 110

• - ТОК, % ОТ 11 ном................................................................................................... от 1(5) до 120

• - коэффициент активной мощности, coscp........................................................ от 0,5 до 1

-частота, Гц........................................................................................................ от 49,6 до 50,4

диапазон температур окружающей среды, °C:

• - для ТТ и TH..................................................................................................... от -45 до +40

• - для счетчиков электроэнергии....................................................................... от +10 до +30

-дляУСПД......................................................................................................... от+10 до+30

• - для сервера, УССВ................................................................... от +18 до +24

параметры вторичных цепей ИК:

• - вторичная нагрузка ТТ............................................................................... по ГОСТ 7746*

• - мощность нагрузки TH............................................................................... по ГОСТ 1983

• - падение напряжения в линиях связи счетчиков с TH, % от Игном.............. от 0 до 0,25 * - вторичная нагрузка ТТ, изготовленных после 01.01.2016, должна соответствовать ГОСТ 7746-2015, ТТ, изготовленных до 01.01.2016 - ГОСТ 7746-2001.

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

• 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 методику 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 не 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 состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 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 электробезопасности не ниже III.

• 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, изучившим методику измерений, регламентирующую проведение измерений падения напряжения в линии соединения счетчика с трансформатором напряжения, и прошедшим обучение по проведению измерений в соответствии с указанным документом. Измерение проводят не менее двух специалистов, один

Лист 4

Листов 12 из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыше 1 000 В с группой по электробезопасности не ниже IV, второй - удостоверение, подтверждающее право работы на установках свыше 1 000 В с группой по электробезопасности не ниже III.

• 5.1 Средства поверки средств измерений (измерительных компонентов), входящие в состав ИК АИИС КУЭ:

• - ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;

• - TH-ГОСТ 8.216-2011;

• - счетчики Альфа А1800 (рег.№31857-06) - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006;

• - счетчики Альфа А1800 (рег.№31857-20) - по документу МП-166/04-2020 «Счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ООО «ПРОММАШТЕСТ» 12 февраля 2020 г.

• - RTU-325T - по документу ДЯИМ.466215.005 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 2010 г.;

• - Устройство синхронизации системного времени УССВ-2 - по документу МП-РТ-1889-2013 (ДЯИМ.466215.008 МП) «Устройство сбора и передачи данных RTU-325S. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 22 февраля 2013 г.

• - радиосервер точного времени РСТВ-01 - по документу ПЮЯИ.468212.039МП «Радиосерверы точного времени РСТВ-01. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.11.2011 г.;

5.2 Средства поверки АИИС КУЭ в соответствии с таблицей 2. Таблица 2 - Средства поверки АИИС КУЭ и вспомогательные устройства

5.3 Перечень рекомендуемых средств поверки АИИС КУЭ:

- Для проведения измерений электрических величин (действующих значений силы тока и напряжения, частоты, коэффициента мощности, вторичной нагрузки ТТ, мощности нагрузки

Лист 5 Листов 12 TH, потерь напряжения в линии ТН-счетчик) и проверки последовательности чередования фаз - Прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.ЗТ1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08);

• - Для проведения измерений температуры окружающего воздуха -Измеритель влажности и температуры ИВТМ-7 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 71394-18);

• - Для проведения измерений смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ относительно шкалы времени UTC - Радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11).

• 5.4  Допускается применение других средств поверки с метрологическими характеристиками, обеспечивающими требуемые точности измерений (согласно таблице 2).

• 5.5 Все средства измерений, применяемые при поверке, должны быть утвержденного типа, а также иметь действующие свидетельства о поверке.

• 6.1 При проведении поверки должны быть соблюдены требования безопасности, установленные ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ 12.2.007.3, «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», «Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок», а также требования безопасности на средства поверки, поверяемые трансформаторы и счетчики, изложенные в их руководствах по эксплуатации.

• 6.2 При применении эталонов, средств измерений, вспомогательных средств поверки и оборудования должны обеспечиваться требования безопасности согласно ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.007.3, ГОСТ 12.2.007.7.

• 7.1 Проверяют целостность корпусов и отсутствие видимых повреждений средств измерений (измерительных компонентов).

• 7.2 Проверяют отсутствие следов коррозии и нагрева в местах подключения проводных линий связи.

• 7.3 Проверяют наличия защитных устройств от несанкционированного вмешательства на всех компонентах АИИС КУЭ, предусматривающих защиту согласно технической документации на АИИС КУЭ и измерительные компоненты.

• 7.3 Результат проверки считается положительным, если нет замечаний по пунктам 7.1-7.3 или выявленные замечания устранены в процессе проведения внешнего осмотра.

В случае выявления несоответствий по пунктам 7.1-7.3 поверку приостанавливают до устранения выявленных несоответствий. В случае невозможности устранения несоответствий, ИК с выявленными несоответствиями признаются непригодными к дальнейшему применению.

• 8.1 Для проведения поверки представляют следующую документацию:

• - описание типа АИИС КУЭ;

• - формуляр АИИС КУЭ;

• - свидетельства о поверке средств измерений (измерительных компонентов), входящих в ИК, и свидетельство о предыдущей поверке системы (при периодической и внеочередной поверке);

• - паспорта-протоколы на измерительные комплексы (при наличии);

• - рабочие журналы АИИС КУЭ с данными по климатическим и иным условиям эксплуатации за интервал между поверками (только при периодической поверке).

Лист 6 Листов 12

• 8.2 Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные работы:

• - проводят организационно-технические мероприятия по доступу поверителей и персонала энергообъектов к местам установки измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, УСПД, УССВ; по размещению эталонов, отключению в необходимых случаях проверяемых 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 нормативных документах 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.

• 8.3 Проверяют соответствие измерительных компонентов АИИС КУЭ.

  • 8.3.1 Проверяют правильность расположения и монтажа средств измерений (измерительных компонентов), правильность схем подключения измерительных трансформаторов тока (ТТ) и измерительных трансформаторов напряжения (TH) к счетчикам электрической энергии, правильность прокладки проводных линий связи.

  • 8.3.2 Проверяют соответствие типов, классов точности и заводских номеров фактически используемых средств измерений (измерительных компонентов), указанным в описании типа АИИС КУЭ, а также в технических актах о внесенных изменениях, если были замены средств измерений (измерительных компонентов), входящих в состав ИК.

  • 8.3.3 Проверяют наличие свидетельств о поверке и срок их действия для всех средств измерений (измерительных компонентов): ТТ и TH, счетчиков электрической энергии, УСПД, УССВ. При обнаружении просроченных свидетельств о поверке средств измерений (измерительных компонентов), дальнейшие операции по поверке ИК, в который они входят, выполняют после поверки этих измерительных компонентов.

  • 8.3.4 Результат проверки считается положительным, если нет замечаний по пунктам 8.3.1-8.3.3.

В случае выявления несоответствий по пунктам 8.3.1 - 8.3.3 поверку приостанавливают до устранения выявленных несоответствий. В случае невозможности устранения несоответствий, ИК с выявленными несоответствиями признаются непригодными к дальнейшему применению.

• 8.4 Проверяют счетчики электрической энергии.

  • 8.4.1 Проверяют наличие и сохранность пломб на счетчике и испытательной коробке. Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения счетчика к цепям тока и напряжения, в частности, правильность чередования фаз. При отсутствии таких документов или нарушении (отсутствии) пломб проверяют правильность подключения счетчиков к цепям тока и напряжения (соответствие схем подключения - схемам, приведенным в паспорте на счетчик). Проверяют последовательность чередования фаз с помощью прибора «Энергомонитор З.ЗТ1». При проверке последовательности чередования фаз действуют в соответствии с указаниями, изложенными в руководстве по его эксплуатации.

  • 8.4.2 Проверяют работу всех сегментов индикаторов счетчиков, отсутствие кодов ошибок или предупреждений, проводят последовательную проверку визуализации параметров.

  • 8.4.3 Проверяют работоспособность оптического порта счетчика с помощью переносного компьютера. Оптический преобразователь подключают к порту переносного компьютера. Опрашивают счетчик по установленному соединению. Опрос счетчика считается успешным, если получен отчет, содержащий данные, зарегистрированные счетчиком.

• 8.3.4 Проверяют соответствие индикации даты в счетчике календарной дате (число, месяц, год). Проверку осуществляют визуально или с помощью переносного компьютера через оптический порт.

• 8.4.5 Результат проверки считается положительным, если проверки по пунктам 8.3.1 - 8.3.4 выполнены с положительным результатом.

В случае выявления несоответствий по пунктам 8.3.1- 8.3.4 процедуру проверки

Лист 7 Листов 12 приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения несоответствий, ИК с выявленными несоответствиями признаются непригодными к дальнейшему применению.

• 8.5 Проверяют УСПД.

  • 8.5.1 Проверяют наличие и сохранность пломб на УСПД. При отсутствии или нарушении пломб проверяют правильность подсоединения УСПД.

  • 8.5.2 Проверяют правильность функционирования УСПД в соответствии с его эксплуатационной документацией с помощью тестового программного обеспечения, поставляемого в комплекте с УСПД. Проверка считается успешной, если все подсоединенные к УСПД счетчики опрошены и сообщения об ошибках отсутствуют.

  • 8.5.3 Проверяют программную защиту УСПД от несанкционированного доступа в соответствии с эксплуатационным документом на УСПД.

  • 8.5.4 Проверяют правильность значений коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, если предусмотрено их хранение в памяти УСПД.

  • 8.5.5 Результат проверки считается положительным, если проверки по пунктам 8.5.1 - 8.5.4 выполнены с положительным результатом.

В случае выявления несоответствий по пунктам 8.5.1-8.5.4 процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения несоответствий, ИК с выявленными несоответствиями признаются непригодными к дальнейшему применению.

• 8.6 Проверяют функционирования компьютеров АИИС КУЭ (АРМ или сервера).

  • 8.6.1 Проводят опрос текущих показаний всех счетчиков электроэнергии.

Результат проверки считается положительным, если опрашиваются все счетчики, входящие в ИК, подвергающиеся поверке.

• 8.6.2 Проверяют глубину хранения измерительной информации в сервере АИИС КУЭ. Результат проверки считается положительным, если глубина хранения информации

соответствует указанной в описании типа.

• 8.6.3 Проверяют защиту программного обеспечения на сервере АИИС КУЭ от несанкционированного доступа. Для этого запускают на выполнение программу сбора данных и в поле «пароль» вводят неправильный код.

Результат проверки считается положительным, если при вводе неправильного пароля программа не разрешает продолжать работу.

• 8.6.4 Проверяют работу аппаратных ключей (при наличии). Выключают сервер и снимают аппаратную защиту (отсоединяют ключ от порта сервера). Включают сервер, загружают операционную систему и запускают программу.

Результат проверки считается положительным, если получено сообщение об отсутствии «ключа защиты».

• 8.6.5 Проверяют правильность значений коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, если предусмотрено их хранение на сервере АИИС КУЭ.

Результат проверки считается положительным, если значения коэффициентов трансформации соответствуют коэффициентам трансформации ТТ, TH, счетчиков.

• 8.6.6 В случае выявления несоответствий по пунктам 8.6.1- 8.6.5 процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения несоответствий, ИК с выявленными несоответствиями признаются непригодными к дальнейшему применению.

• 8.7 Проверяют отсутствие ошибок информационного обмена.

Операция проверки отсутствия ошибок информационного обмена предусматривает экспериментальное подтверждение идентичности числовой измерительной информации в счетчиках электрической энергии (исходная информация), и памяти центрального сервера.

В момент проверки все технические средства, входящие в проверяемый ИК, должны быть включены.

Лист 8 Листов 12

• 8.7.1 На сервере системы отображают или распечатывают значения активной и реактивной электрической энергии, зарегистрированные с 30-ти минутным интервалом за полные предшествующие дню проверки сутки по всем ИК. Проверяют наличие данных, соответствующих каждому 30-ти минутному интервалу времени. Пропуск данных не допускается за исключением случаев, когда этот пропуск был обусловлен отключением ИК или устраненным отказом какого-либо компонента системы.

• 8.7.2 Отображают на экране АРМ или распечатывают журнал событий счетчика и УСПД и отмечают моменты нарушения связи между измерительными компонентами системы. Проверяют сохранность измерительной информации в памяти УСПД и сервере системы на тех интервалах времени, в течение которого была нарушена связь.

• 8.7.3 Отображают на экране АРМ или распечатывают на сервере профиль нагрузки за полные сутки, предшествующие дню поверки. Используя переносной компьютер, считывают через оптопорт профиль нагрузки за те же сутки, хранящийся в памяти счетчика. Различие значений активной (реактивной) мощности, хранящейся в памяти счетчика (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов) и базе данных центрального сервера не должно превышать одной единицы младшего разряда учтенного значения.

• 8.7.4 Рекомендуется вместе с проверкой по п. 8.7.3 сличать показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии строго в конце получаса (часа) и сравнивать с данными, зарегистрированными в сервере системы для того же момента времени. Для этого визуально или с помощью переносного компьютера через оптопорт считывают показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии и сравнивают эти данные (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов), с показаниями, зарегистрированными в сервере системы. Расхождение не должно превышать две единицы младшего разряда учтенного значения.

• 8.7.5 Результат проверки считается положительным, если отсутствуют пропуски данных во всех компонентах АИИС КУЭ и показания счетчиков по активной и реактивной электрической энергии совпадают с показаниями, зарегистрированными на сервере. В случае невозможности устранения несоответствий, ИК с выявленными несоответствиями признаются непригодными к дальнейшему применению.

• 8.8 Проверяют синхронизацию системного времени АИИС КУЭ

  • 8.8.1 Выключить синхронизацию, изменить время часов счетчиков и УСПД на 1 мин, установить произвольное время на сервере. Включить синхронизацию. Через 1 час проверить совпадение времени всех указанных устройств.

Проверка считается успешной если выполняется автоматическая синхронизация даты и времени внутренних часов счетчиков, УСПД и сервера, при этом текущая дата и время соответствует времени, синхронизированному со шкалой времени UTC (SU).

• 8.8.2 Проверить правильность работы системы синхронизации времени, определяя по журналу событий расхождение времени синхронизируемого и синхронизирующего компонентов в момент, непосредственно предшествующий коррекции времени.

Проверка считается успешной если расхождение времени синхронизируемого и синхронизирующего компонентов не превышает указанных в проекте описания типа.

• 8.9 Проверяют вторичные нагрузки измерительных трансформаторов тока.

  • 8.9.1 Проверяют наличие документов, подтверждающих правильность подключения вторичных обмоток ТТ. При отсутствии таких документов проверяют правильность подключения вторичных обмоток ТТ.

  • 8.9.2 Измеряют вторичные нагрузки ТТ, которые должны находиться в диапазоне, указанном в ГОСТ 7746 и/или в описании типа средств измерений на конкретный тип ТТ.

Измерение тока и вторичной нагрузки ТТ проводят в соответствии с документом «Методика выполнения измерений параметров нагрузки и вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения прибором «Энергомонитор З.ЗТ» в условиях эксплуатации», зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № ФР. 1.34.2009.05522.

Примечания

Лист 9 Листов 12

• 1 Допускается измерение мощности нагрузки вторичных цепей ТТ не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспорта-протокола на данный измерительный комплекс в течение истекающего межповерочного интервала АИИС КУЭ. 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 ко вторичным обмоткам ТТ.

• 3 Допускается проведение измерений в соответствии с другими аттестованными методиками измерений.

• 8.9.3 Результат проверки считается положительным, если вторичные нагрузки ТТ находится в диапазоне, указанном в ГОСТ 7746 и/или в описании типа средств измерений на конкретный тип ТТ.

Примечание: ТТ, изготовленные после 01.01.2016, должны соответствовать ГОСТ 7746-2015, ТТ, изготовленные до 01.01.2016-ГОСТ 7746-2001.

При отклонении вторичной нагрузки ТТ от допустимого диапазона, процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения несоответствий, ИК с выявленными несоответствиями признаются непригодными к дальнейшему применению

• 8.10 Проверяют мощность нагрузки измерительных трансформаторов напряжения.

  • 8.10.1 Проверяют наличие документов, подтверждающих правильность подключения первичных и вторичных обмоток TH. При отсутствии таких документов или нарушении (отсутствии) пломб проверяют правильность подключения первичных и вторичных обмоток TH.

  • 8.10.2 При проверке мощности нагрузки TH необходимо убедиться, что отклонение вторичного напряжения при нагруженной вторичной обмотке составляет не более ±10 % от и_ИОм.

Измеряют мощность нагрузки TH, которая должна находиться в диапазоне, указанном в ГОСТ 1983 и/или в описании типа средств измерений на конкретный тип TH.

Измерение мощности нагрузки вторичных цепей TH проводят в соответствии с документом «Методика выполнения измерений параметров нагрузки и вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения прибором «Энергомонитор З.ЗТ» в условиях эксплуатации», зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № ФР. 1.34.2009.05522.

Примечания

• 1 Допускается измерение мощности нагрузки вторичных цепей TH не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспорта-протокола на данный измерительный комплекс в течение истекающего межповерочного интервала АИИС КУЭ. 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.

• 3 Допускается проведение измерений в соответствии с другими аттестованными методиками измерений.

• 8.10.3 Результат проверки считается положительным, если мощность нагрузки вторичных цепей TH находится в диапазоне, указанном в ГОСТ 1983 и/или в описании типа средств измерений на конкретный тип TH.

При отклонении мощности нагрузки TH от допустимого диапазона, процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения несоответствий, ИК с выявленными несоответствиями признаются непригодными к дальнейшему применению.

• 8.11 Проверяют падение напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения

  • 8.11.1 Измеряют падение напряжения и_л в проводной линии связи для каждой фазы в

Лист 10 Листов 12 соответствии с документом «Методика выполнения измерений параметров нагрузки и вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения прибором «Энергомонитор З.ЗТ» в условиях эксплуатации», зарегистрированном в Федеральном информационной фонде по обеспечению единства измерений под № ФР. 1.34.2009.05522.

• 8.11.2 Значение падения напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения должно соответствовать требованиям п.1.5 Правил устройства электроустановок

(6 издание).

Примечания

• 1 Допускается измерение падения напряжения в линии соединения счетчика с TH не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспорта-протокола на данный измерительный комплекс в течение истекающего межповерочного интервала. 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.

• 3 Допускается проведение измерений в соответствии с другими аттестованными методиками измерений.

• 8.11.3 Результат проверки считается положительным, если падение напряжения в линии связи между вторичной обмоткой TH и счетчиком соответствует требованиям п.1.5 Правил устройства электроустановок (6 издание).

При превышении значения падения напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения допустимого значения, процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения несоответствий, ИК с выявленными несоответствиями признаются непригодными к дальнейшему применению.

• 9.1 Проводят проверку соответствия заявленных идентификационных данных программного обеспечения (ПО), указанных в описании типа и эксплуатационной документации:

• - наименование ПО;

• - идентификационное наименование ПО;

• - номер версии (идентификационный номер) ПО;

• - цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода);

• - алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО.

• 9.2 Проверка идентификации ПО АЛИС КУЭ

Убедиться, что идентификационное наименование и номер версии ПО соответствует заявленным (наименование ПО и его версия определяются после загрузки ПО).

• 9.3 Проверка цифрового идентификатора ПО.

На выделенных модулях ПО проверить цифровые идентификаторы и алгоритм вычисления цифрового идентификатора.

Проверка цифрового идентификатора ПО происходит на ИВК (сервере), где установлено ПО. Запустить менеджер файлов, позволяющий производить хэширование файлов или специализированное ПО, предоставляемое разработчиком. В менеджере файлов, необходимо открыть каталог и выделить файлы, указанные в описании типа на АЛИС КУЭ. Далее, запустив соответствующую программу просчитать хэш. По результатам формируются файлы, содержащие коды алгоритмов вычисления цифрового идентификатора в текстовом формате. Наименование файла алгоритма вычисления цифрового идентификатора должно соответствовать наименованию файла, для которого проводилось хэширование.

• 9.4 Результат проверки считается положительным, если идентификационное наименование ПО, номер версии (идентификационный номер) ПО, цифровой идентификатор ПО не противоречат приведенным в описании типа на АЛИС КУЭ.

В случае выявления несоответствий по пунктам 9.1 - 9.3 АЛИС КУЭ признается непригодной

Лист 11 Листов 12 к дальнейшему применению.

• 10.1 Определение погрешности ИК при измерении активной и реактивной электрической энергии

  • 10.1.1 Для определения метрологических характеристик измерительных каналов АИИС КУЭ необходимо выполнить расчет (оценку) погрешности измерений активной и реактивной электроэнергии для сравнения с указанной в проекте описания типа.

  • 10.1.2 Границы интервала допускаемых относительных погрешностей ИК рассчитываются для рабочих условий при доверительной вероятности Р=0,95.

  • 10.1.3 Рабочие условия (с учетом чувствительности измерительных компонентов к влияющим факторам) в соответствии с п. 3.

  • 10.1.4 Границы интервала допускаемой относительной погрешности для рабочих условий ИК вычисляют по формуле 1:

5ИК ⁼ ±        ⁺ ^ТН ⁺ 3^ + 8_Л + S3_CJ ⁺ $ос                       (1)

где

Зик - границы интервала допускаемой относительной погрешности для рабочих условий ИК активной (реактивной) электроэнергии в % для вероятности 0,95;

Зтт  -  границы  интервала допускаемой  относительной  погрешности  по  амплитуде

трансформатора тока (ТТ) в %;

Зтн  -  границы  интервала допускаемой  относительной  погрешности  по  амплитуде

трансформатора напряжения (TH) в %;

бе - наибольшая возможная относительная погрешность, обусловленная угловыми погрешностями измерительных трансформаторов в %;

8л - границы интервала допускаемой относительной погрешности, обусловленной потерями напряжения в линии связи между TH и счетчиком в %;

8_Cj - дополнительная погрешность счетчика от j-ой влияющей величины, %;

8ос - границы интервала допускаемой основной относительной погрешности счетчика электроэнергии в %.

• 10.1.5 При отсутствии в ИК каких-либо измерительных компонентов, соответствующие значения погрешностей в формуле 1 не используются.

• 10.1.6 Погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика 8©, возникающую за счет угловых погрешностей ТТ и TH, определяют при измерении активной энергии и реактивной энергии с учетом угловых погрешностей ®и и 0j и значения coscp по следующим формулам:

• - при измерении активной энергии:

г—---— JI-COS²^

£₀ =0,029-7©?+©²  ------- (2)

COS(p

• - при измерении реактивной энергии:

г—----— Jl-sin²<p                 ,_______

= 0,029-^&~ + 0_и--_;----- или 8₀ = 0,029-7©? +Q* .—£^os^           (3)

^SW>                        71-cos²^

где:

©j - угловая погрешность ТТ, мин;

©и - угловая погрешность TH, мин;

cos ср - коэффициент мощности по активной электроэнергии контролируемого присоединения, усредненный за получасовой интервал времени;

sin ф - коэффициент мощности по реактивной электроэнергии контролируемого присоединения, усредненный за получасовой интервал времени.

• 10.1.7 Границы интервала допускаемой относительной погрешности вычисляют раздельно для ИК активной и реактивной электроэнергии.

• 10.1.8 Результат проверки считается положительным, если рассчитанные значения погрешностей не превышают значений, приведенных в описании типа.

10.2 Определение погрешности времени компонентов АИИС КУЭ

• 10.2.1 Включают Радиочасы МИР РЧ-02 и сравнивают показания радиочасов с показаниями часов счетчиков электрической энергии, УСПД, сервера в единый момент времени и фиксируют разность показаний по формуле:

  

(4)

где

Гэ - показания часов МИР РЧ-02, чч:мм:сс;

tKi - показания часов z-ro компонента АИИС КУЭ, чч:мм:сс.

• 10.2.2 Результат проверки считается положительным, если смещение шкалы времени счетчиков, УСПД и сервера относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает ±5 с.

• 11.1 На основании положительных результатов всех проверок по пунктам разделов 7-10 АИИС КУЭ или отдельные ИК признаются пригодными к применению (подтверждено соответствие АИИС КУЭ или отдельных ИК установленным метрологическим требованиям).

• 11.2 На основании отрицательных результатов хотя бы по одной из проверок по пунктам разделов 7-10 АИИС КУЭ или отдельные ИК признаются непригодными к применению (не подтверждено соответствие АИИС КУЭ или отдельных ИК установленным метрологическим требованиям).

• 12.1 Сведения о результатах поверки должны быть переданы в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с порядком создания и ведения Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений, передачи сведений в него и внесения изменений в данные сведения, представления содержащихся в нем документов и сведений, предусмотренным частью 3 статьи 20 Федерального закона № 102-ФЗ, аккредитованным на поверку лицом, проводившим поверку, в сроки, не превышающие 40 рабочих дней с даты поверки.

• 12.2 По заявлению владельца АИИС КУЭ или лица, представившего АИИС КУЭ на поверку, аккредитованное на поверку лицо, проводившее поверку, в случае положительных результатов поверки по п. 11.1 (подтверждено соответствие АИИС КУЭ или отдельных ИК метрологическим требованиям) выдает свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с требованиями к содержанию свидетельств о поверке, утвержденными приказом Минпромторга России от 31.07.2020 г. № 2510. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке. В приложении к свидетельству о поверке указывается перечень, состав и метрологические характеристики ИК, прошедших поверку и пригодных к применению. В случае отрицательных результатов поверки по п. 11.2 (не подтверждено соответствие АИИС КУЭ или отдельных ИК метрологическим требованиям) аккредитованное на поверку лицо, проводившее поверку выдает извещение о непригодности в соответствии с порядком проведения поверки средств измерений, утвержденными приказом Минпромторга России от 31.07.2020 г. № 2510. В приложении к извещению о непригодности указывается перечень и состав ИК, прошедших поверку и признанных непригодными к дальнейшему применению, с указанием причин непригодности.