Методика поверки «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АПИС КУЭ) ООО «Амурский ГХК»» (МП СМО-1806-2021)

(ЗАО «Росэнергосервис» до 19.04.2016)

Адрес 600017. г Владимир, ул. Саккс и Ванцетти, д.23, оф.9

Телефон: 8(4922)-222-162 Факс 8(49221-423-162

E-mail: post@orem.su, www.orem.su

Юр.адрес: 600017, область Владимирская, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9 ИНН: 3328489050 КПП: 332801001 ОГРН: 1133328001730

Согласовано:

генерального

Групп»

Я.В. Мироненко

2021 г.

Государственная система обеспечения единства измерений. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Амурский ГХК»

Методика поверки

МП СМО-1806-2021

2021 г.

ВВЕДЕНИЕ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

• 1 ПЕРЕЧЕНЬ ОПЕРАЦИЙ ПОВЕРКИ СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

• 2 ТРЕБОВАНИЯ К УСЛОВИЯМ ПРОВЕДЕНИЯ ПОВЕРКИ

• 3 ТРЕБОВАНИЯ К СПЕЦИАЛИСТАМ, ОСУЩЕСТВЛЯЮЩИМ ПОВЕРКУ

• 4 МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СРЕДСТВАМ ПОВЕРКИ

• 5 ТРЕБОВАНИЯ (УСЛОВИЯ) ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ

ПОВЕРКИ

• 6 ВНЕШНИЙ ОСМОТР СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

• 7 ПРОВЕРКА ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

• 8 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ И ОПРОБОВАНИЕ СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ 16

• 10 ПОДТВЕРЖДЕНИЕ СООТВЕТСТВИЯ СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

МЕТРОЛОГИЧЕСКИМ ТРЕБОВАНИЯМ

• 11 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

Настоящая методика распространяется на измерительные каналы (далее - ИК) системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АНИС КУЭ) ООО «Амурский ГХК» (далее - АИИС КУЭ), предназначенной для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «Амурский ГХК», сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации.

Перечень ИК и их метрологические характеристики приведены в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.

Поверке подлежит каждый ИК АИИС КУЭ, реализующий косвенный метод измерений электрической энергии. ИК подвергают поверке покомпонентным (поэлементным) способом с учетом положений раздела 8 ГОСТ Р 8.596-2002.

Допускается проведение поверки отдельных ИК АИИС КУЭ, 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.

Первичную поверку АИИС КУЭ проводят после утверждения типа АИИС КУЭ. Допускается при поверке использовать положительные результаты испытаний по опробованию методики поверки. При этом свидетельство о поверке оформляется только после утверждения типа АИИС КУЭ.

Периодическую поверку АИИС КУЭ проводят в процессе эксплуатации АИИС КУЭ.

Периодичность поверки (межповерочный интервал) АИИС КУЭ - раз в 4 года.

В рамках поверки документально подтверждается обеспечение прослеживаемости к государственным первичным эталонам поверяемой АИИС КУЭ (измерительные компоненты утвержденных типов и имеют действующие свидетельства о поверке элементов АИИС КУЭ (измерительные трансформаторы тока, измерительные трансформаторы напряжения, счетчики, устройства сбора и передачи данных):

• - гэт88-2014. ГПСЭ единицы силы электрического тока в диапазоне частот 20 - 1 • 106 Гц:

• - гэт89-2008. ГПСЭ единицы электрического напряжения (вольта) в диапазоне частот 10 -3x107 Гц;

• - гэт153-2019. ГПЭ единицы электрической мощности в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц;

• - гэт1-2018. ГПЭ единиц времени, частоты и национальной шкалы времени.

Для обеспечения прослеживаемости, входящие в состав ИК АИИС КУЭ средства измерений (измерительные компоненты) должны быть утвержденных типов, и поверятся в соответствии с интервалами между поверками, установленными при утверждении их типа. Если очередной срок поверки средства измерений (измерительного компонента) наступает до очередного срока поверки АИИС КУЭ, поверяется только этот компонент, а поверка всей 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 (схема соединения, коррекция времени и т.п.).

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 И К, которые подверглись указанным выше воздействиям. При этом, в случае если замененные средства измерений (измерительные компоненты) не соответствуют описанию типа АИИС КУЭ, срок действия свидетельства о поверке АИИС КУЭ в части указанных ИК устанавливается до окончания срока действия основного свидетельства о поверке. Во всех указанных случаях оформляется технический акт о внесенных изменениях, который должен быть подписан руководителем или уполномоченным им лицом и руководителем или представителем метрологической службы предприятия-владельца АИИС КУЭ. Технический акт хранится совместно со свидетельством о поверке, как неотъемлемая часть эксплуатационных документов АИИС КУЭ.

При проведении поверки выполняют операции, указанные в таблице 1.

аблица 1 - Операции поверки

Влияющие величины, определяющие условия поверки АИИС КУЭ, должны находиться в пределах, указанных в описании типа и паспорте-формуляре АИИС КУЭ, описаниях типа и технической документации измерительных компонентов и средств поверки.

ЗЛ К проведению поверки АИИС КУЭ допускают поверителей, изучивших настоящую методику поверки.

• 3.2 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 документ «Методика выполнения измерений параметров нагрузки и вторичных цепей трансформаторов тока и напряжения прибором «Энергомонитор З.ЗТ» в условиях эксплуатации», аттестованный ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», свидетельство об аттестации № 2203/131А-00340 от 17.04.2007 г. Измерение проводят не менее двух специалистов, имеющих допуск к работам в электроустановках выше 1000 В, один из которых должен иметь группу по электробезопасности не ниже IV.

• 3.3 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 документ «Методика выполнения измерений параметров нагрузки и вторичных цепей трансформаторов тока и напряжения прибором «Энергомонитор З.ЗТ» в условиях эксплуатации», аттестованный ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», свидетельство об аттестации № 2203/131А-00340 от 17.04.2007 г. Измерение проводят не менее двух специалистов, имеющих допуск к работам в электроустановках выше 1000В, один из которых должен иметь группу по электробезопасности не ниже IV.

• 3.4 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 документ МИ 3598-2018 «Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации» Измерение проводят не менее двух специалистов, имеющих допуск к работам в электроустановках выше 1000 В, один из которых должен иметь группу по электробезопасности не ниже IV.

При проведении поверки применяют средства измерений и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на средства измерений (измерительные компоненты) АИИС КУЭ, а также приведенные в таблице 2.

аблица 2 — Средства поверки и вспомогательные устройства

Продолжение таблицы 2

Примечания:

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

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

• 5.1 При проведении поверки должны быть соблюдены требования безопасности, установленные ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.3-75, «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок», а также требования безопасности на средства поверки, поверяемые трансформаторы и счетчики, изложенные в их руководствах по эксплуатации.

• 5.2 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.

• 6.1 Проверяют целостность корпусов и отсутствие видимых повреждений средств измерений (измерительных компонентов), наличие пломб энергосбытовых (энергосетевых) организаций и маркировку средств измерений (измерительных компонентов) и технических средств в соответствии с ГОСТ 22261-94.

Результаты проверки считаются положительными, если не выявлено видимых повреждений средств измерений (измерительных компонентов), а также имеются перечисленные выше пломбы на средствах измерений (измерительных компонентах).

При обнаружении отсутствия пломб на средствах измерений (измерительных компонентах) и испытательных коробках дальнейшие операции по поверке ИК, в который входят данные средства измерений (измерительные компоненты) и испытательные коробки, выполняют после соответствующего опломбирования.

Если выявлены видимые повреждения средств измерений (измерительных компонентов) и маркировка технических средств не соответствует требованиям ГОСТ 22261-94, а также если указанные выше замечания не были устранены за время поверки, то результаты проверки ИК, в который входят данные средства измерений (измерительные компоненты), считаются отрицательными, выписывается извещение о непригодности в соответствии с разделом 11 данной методики поверки.

• 6.2 Проверяют наличие заземления корпусов компонентов АИИС КУЭ и металлических шкафов, в которых они расположены.

Результаты проверки считают положительными, если корпуса компонентов и шкафы, в которых они установлены, имеют защитное заземление.

В противном случае результаты проверки соответствующих ИК считаются отрицательными, выписывается извещение о непригодности в соответствии с разделом 11 данной методики поверки.

• 6.3 Проверяют наличие напряжения питания на счетчиках, сервере, устройстве сбора и передачи данных, каналообразующем оборудовании.

Результаты проверки считаются положительными, если:

• -     работает жидкокристаллический индикатор каждого счетчика;

• -     светятся соответствующие светодиоды, сигнализирующие о наличии питания, расположенные на сервере, устройстве сбора и передачи данных, каналообразующем оборудовании, и при этом не светятся светодиоды, сигнализирующие о наличии ошибок (если такие светодиоды имеются).

В противном случае дальнейшие операции по поверке ИК, в который входят данные компоненты, выполняют после восстановления питания.

Если отсутствует возможность подачи напряжения питания на компоненты АИИС КУЭ, то результаты проверки ИК, в который входят данные компоненты, считаются отрицательными, выписывается извещение о непригодности в соответствии с разделом 10 данной методики поверки.

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

Результаты проверки считаются положительными, если не выявлено следов коррозии и нагрева.

В противном случае дальнейшие операции по поверке ИК, в составе которых обнаружены проводные линии со следами коррозии и/или нагрева, выполняют после устранения несоответствий.

Если указанные выше замечания не были устранены за время поверки, то результаты проверки соответствующих ИК считаются отрицательными, выписывается извещение о непригодности в соответствии с разделом 11 данной методики поверки.

• 7.1 Проводят проверку соответствия заявленных идентификационных данных программного обеспечения, указанных в описании типа:

• -   наименование программного обеспечения;

• -   идентификационное наименование программного обеспечения;

• -   номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения;

цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода);

• -   алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения.

• 7.2 Проверку выполняют в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСП. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» и ГОСТ Р 8.654-2015 «ГСП. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения».

• 7.2.1 Проверка документации в части программного обеспечения

На проверку представляют документацию на программное обеспечение: Руководство пользователя. Представленная документация должна соответствовать ГОСТ Р 8.654-2015.

• 7.2.2 Проверка идентификации программного обеспечения АИИС КУЭ

Загружают ПО и в разделе «Справка» проверяют идентификационное наименование и номер версии программного обеспечения.

• 7.2.3 Проверка цифрового идентификатора программного обеспечения

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

Проверка цифрового идентификатора программного обеспечения производится на ИВК (сервере), где установлено ПО. Запускают менеджер файлов, позволяющий производить хэширование файлов или специализированное ПО, предоставляемое разработчиком. В менеджере файлов открывают каталог и выделяют файлы, указанные в описании типа АИИС КУЭ. Далее, запустив соответствующую программу, из состава ПО АИИС КУЭ, просчитывают хэш. По результатам формируются файлы, содержащие коды алгоритмов вычисления цифровых идентификаторов в текстовом формате. Наименование файлов алгоритмов вычисления цифровых идентификаторов должно соответствовать наименованию файлов, для которых проводилось хэширование.

• 7.3 Результаты проверки считаются положительными, если:

• - идентификационное наименование и номер версии программного обеспечения соответствуют заявленным;

• - цифровые идентификаторы ПО соответствуют указанным в описании типа АИИС КУЭ.

В противном случае результаты проверки считаются отрицательными, и выписывается извещение о непригодности в соответствии с разделом 11 данной методики поверки.

• 8 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ И ОПРОБОВАНИЕ СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

• 8.1.1 Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные работы:

• -  проводят технические и организационные 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 их эксплуатационных документах;

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.

• 8.1.2 Для проведения поверки подготавливают следующую документацию:

• -  паспорт-формуляр АИИС КУЭ;

• -  описание типа АИИС КУЭ;

• -  паспорта заводов-изготовителей средств измерений (измерительных компонентов) с оттисками клейма поверителя или свидетельства о поверке средств измерений (измерительных компонентов), входящих в ИК, и свидетельство о предыдущей поверке АИИС КУЭ (при периодической и внеочередной поверке);

• -  паспорта-протоколы на ИК (при наличии);

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

• -  акты допуска приборов учета в эксплуатацию в электроустановках напряжением до и выше 1000 В (при наличии) или аналогичные документы.

• 8.2.1  Проверяют правильность расположения и монтажа средств измерений (измерительных компонентов), правильность схем подключения ТТ и TH к счетчикам электрической энергии; правильность прокладки проводных линий связи по проектной документации на АИИС КУЭ.

• 8.2.2 Проверяют соответствие типов, классов точности и заводских номеров фактически использованных средств измерений (измерительных компонентов), а также коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов указанным в описании типа АИИС КУЭ и/или паспорте-формуляре. При необходимости производят отключение электроустановки.

• 8.2.3  Проверяют результаты поверки всех средств измерений (измерительных компонентов), входящих в состав АИИС КУЭ: измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии, устройства синхронизации системного времени (свидетельства о поверке данных средств измерений (измерительных компонентов) или паспорта заводов-изготовителей средств измерений (измерительных компонентов) с оттисками клейма поверителя) и срок их действия.

Допускается при обнаружении просроченных свидетельств о поверке средств измерений (измерительных компонентов) проводить их поверку на месте эксплуатации в процессе поверки АИИС КУЭ. Средства измерений (измерительные компоненты) поверяются по методикам поверки, утвержденным при утверждении их типа.

• 8.2.4 Результаты проверки считаются положительными, если:

• -  не выявлено несоответствий по пп. 8.2.1-8.2.3;

• -  срок действия результатов поверки средств измерений (измерительных компонентов), входящих в состав АИИС КУЭ, не истек.

В противном случае:

• -  дальнейшие операции по поверке ИК, в который входят указанные средства измерений (измерительные компоненты), выполняют после поверки этих средств измерений (измерительных компонентов);

• -  в случае невозможности поверки указанных средств измерений (измерительных компонентов), а также при выявлении несоответствий по пп. 8.2.1-8.2.3, результаты проверки считаются отрицательными, и выписывается извещение о непригодности в соответствии с разделом 11 данной методики поверки.

• 8.3.1 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 измерителя напряжения с токовыми клещами. При проверке последовательности чередования фаз действуют в соответствии с указаниями, изложенными в руководстве по его эксплуатации.

• 8.3.2 Проверяют работу всех сегментов индикаторов счетчиков, отсутствие кодов ошибок или предупреждений, прокрутку параметров в заданной последовательности.

• 8.3.3  Проверяют работоспособность оптического порта счетчика с помощью переносного компьютера. Оптический преобразователь подключают к последовательному порту переносного компьютера. Опрашивают счетчик по установленному соединению.

• 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.

• 8.3.5 Проверяют программную защиту счетчиков от несанкционированного доступа. Подключают оптический порт к инфракрасному порту счетчика и порту USB переносного компьютера, запускают на переносном компьютере ПО для работы со счетчиком. Или с помощью специализированного ПО конфигурирования счетчиков, установленного на сервере, посредством удаленного доступа в соответствии с описанием ПО устанавливают связь со счетчиком. В поле «пароль» вводят неправильный код.

• 8.3.6 Результаты проверки считаются положительными, если:

подтверждена правильность подключения счетчиков к цепям тока и напряжения, а также последовательность чередования фаз;

все сегменты индикаторов счетчиков работают, отсутствуют коды ошибок или предупреждений;

при опросе счетчика по оптическому порту с помощью переносного компьютера получен отчет, содержащий данные, зарегистрированные счетчиком;

• -  календарная дата в счетчике соответствует текущей календарной дате;

• -  при вводе неправильного пароля программа опроса счетчика выдает сообщение об ошибке и не разрешает продолжить работу.

При обнаружении каких-либо несоответствий по пп. 8.3.1-8.3.5 дальнейшие операции по поверке ПК, в который входит данный счетчик, выполняют после устранения несоответствий.

Если указанные выше замечания не были устранены за время поверки, то результаты проверки считаются отрицательными, и выписывается извещение о непригодности в соответствии с разделом 11 данной методики поверки.

• 8.4.1 Проводят опрос текущих показаний всех счетчиков электроэнергии.

• 8.4.2 Проверяют глубину хранения измерительной информации в центральном сервере АИИС КУЭ.

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

• 8.4.4 Проверяют работу аппаратных ключей. Выключают компьютер и снимают аппаратную защиту (отсоединяют ключ от порта компьютера). Включают компьютер, загружают операционную систему и запускают программу.

• 8.4.5 Проверяют правильность значений коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, хранящихся в памяти УСПД.

• 8.4.6 Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на УСПД. При отсутствии или нарушении пломб проверяют правильность подсоединения УСПД.

• 8.4.7 Проверяют правильность функционирования УСПД в соответствии с его эксплуатационной документацией с помощью тестового программного обеспечения. Проверка считается успешной, если все подсоединенные к УСПД счетчики опрошены и нет сообщений об ошибках.

• 8.4.8 Проверяют программную защиту УСПД от несанкционированного доступа.

• 8.4.9 Результаты проверки считаются положительными, если:

• -  все счетчики опрошены и нет сообщений об ошибках, а также получен отчет, содержащий данные, зарегистрированные счетчиком;

• -  глубина хранения измерительной информации соответствует заявленной в описании типа;

• -  при вводе неправильного пароля программа сбора данных выдает сообщение об ошибке и не разрешает продолжить работу;

• -  при отсутствии аппаратного ключа получено сообщение об отсутствии «ключа защиты»;

• -  значения коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, хранящиеся в памяти сервера, соответствуют значениям коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, указанных в паспорте-формуляре и описании типа АИИС КУЭ;

• -  пломба на УСПД находится в сохранности, подсоединение УСПД выполнено согласно руководству по эксплуатации;

• -  программная защита УСПД от несанкционированного доступа работает в соответствии с руководством по эксплуатации.

При обнаружении каких-либо несоответствий по пп. 8.4.1-8.4.8 дальнейшие операции по поверке ИК АИИС КУЭ выполняют после устранения несоответствий.

Если указанные выше замечания не были устранены за время поверки, то результаты проверки считаются отрицательными, и выписывается извещение о непригодности в соответствии с разделом 11 данной методики поверки.

• 8.5.1 Проверка функционирования каналообразующего оборудования

Проверяют функционирование каналообразующего оборудования, используя коммуникационные возможности специальных программ из состава ПО АИИС КУЭ, определяемых согласно руководству пользователя ПО. По установленным с помощью каналообразующего оборудования соединениям проводят опрос счетчиков.

Допускается автономная проверка каналообразующего оборудования с использованием тестового программного обеспечения.

• 8.5.2 Результаты проверки считаются положительными, если:

• -  с помощью каналообразующего оборудования были установлены коммутируемые соединения, и по установленным соединениям успешно прошел опрос счетчиков.

При обнаружении каких-либо несоответствий по п. 8.5.1 дальнейшие операции по поверке ИК, в который входит данное оборудование, выполняют после устранения несоответствий.

Если указанные выше замечания не были устранены за время поверки, то результаты проверки считаются отрицательными, и выписывается извещение о непригодности в соответствии с разделом 11 данной методики поверки.

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

• 8.6.2 Убеждаются, что отклонение вторичного напряжения при нагруженной вторичной обмотке составляет не более ±10 % от U_HOm.

• 8.6.3 Проверяют наличие номинального значения мощности нагрузки на вторичные цепи TH Shom, указанного в технической документации на данный TH или указанного в паспорте-протоколе на соответствующий измерительный канал. В случае отсутствия этих документов производят отключение электроустановки и проверяют значение Shom, указанное на табличке TH.

• 8.6.4 Измерение мощности нагрузки на вторичные цепи TH проводят в соответствии с «Методика выполнения измерений параметров нагрузки и вторичных цепей трансформаторов тока и напряжения прибором «Энергомонитор З.ЗТ» в условиях эксплуатации», аттестованный ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», свидетельство об аттестации № 2203/131А-00340 от 17.04.2007 г. (далее по тексту - МВИ).

Предел допускаемой относительной погрешности измерений мощности нагрузки не превышает ±4% в рабочих условиях применения TH.

Примечания

• 1 Допускается измерение мощности нагрузки на вторичные цепи TH не проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный измерительный канал в течение истекающего интервала между поверками АИИС КУЭ, и если в измерительный канал не вносились изменения, не зафиксированные в соответствующем паспорте-протоколе.

• 2 Допускается мощность нагрузки определять расчетным путем, если известны входные (проходные) импедансы всех устройств, подключенных ко вторичным обмоткам TH.

• 3 Допускается проведение измерений мощности нагрузки на вторичные цепи TH в соответствии с другими аттестованными методиками измерений.

• 4 Предоставленные паспорта-протоколы должны быть согласованы территориальными органами Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии. Проверяют средства измерений, применяемые при проведении измерений вторичных нагрузок TH: средства измерений должны быть утверждённого типа, поверены (проверяют также, что срок действия поверки данных СИ не истек) и соответствовать требованиям МВИ. Предоставленные паспорта-протоколы должны содержать информацию о результатах измерений вторичных нагрузок TH. Для проверки результатов измерений вторичных нагрузок TH проводят выборочный контроль путём измерения данных параметров согласно пп. 8.6.1-8.6.4.

• 8.6.5 Результаты проверки считаются положительными, если:

• -  измеренное значение мощности нагрузки на вторичные цепи TH соответствует требованиям ГОСТ 1983, действующего на момент выпуска испытуемого TH;

• -  или подтверждается в соответствии с разделом 11 данной методики поверки.

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

• 8.7.2 Проверяют наличие номинального значения мощности нагрузки на вторичные цепи ТТ Shom, указанного в технической документации на данный ТТ или указанного в паспорте-протоколе на соответствующий измерительный канал. В случае отсутствия этих документов производят отключение электроустановки (при необходимости) и проверяют значение Shom, указанное на табличке ТТ.

• 8.7.3 Измерение вторичной нагрузки ТТ проводят в соответствии с МВИ.

Предел допускаемой относительной погрешности измерений мощности нагрузки не превышает ±4% в рабочих условиях применения ТТ.

Примечания

• 1 Допускается измерение мощности нагрузки на вторичные цепи ТТ не проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный измерительный канал в течение истекающего интервала между поверками АИИС КУЭ, и если в измерительный канал не вносились изменения, не зафиксированные в соответствующем паспорте-протоколе.

• 2 Допускается мощность нагрузки определять расчетным путем, если известны входные (проходные) импедансы всех устройств, подключенных ко вторичным обмоткам ТТ.

• 3 Допускается проведение измерений мощности нагрузки на вторичные цепи ТТ в соответствии с другими аттестованными методиками измерений.

• 4 Предоставленные паспорта-протоколы должны быть согласованы территориальными органами Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии. Проверяют средства измерений, применяемые при проведении измерений вторичных нагрузок ТТ: средства измерений должны быть утверждённого типа, поверены (проверяют также, что срок действия поверки данных СИ не истек) и соответствовать требованиям МВИ. Предоставленные паспорта-протоколы должны содержать информацию о результатах измерений вторичных нагрузок ТТ. Для проверки результатов измерений вторичных нагрузок ТТ проводят выборочный контроль путём измерения данных параметров согласно пп. 8.7.1-8.7.3.

• 8.7.4 Результаты проверки считаются положительными, если:

• -  измеренное значение мощности нагрузки на вторичные цепи ТТ соответствует требованиям ГОСТ 7746. действующего на момент выпуска испытуемого ТТ;

• -  или подтверждается выполнение указанного выше условия для ТТ в паспорте-протоколе.

При обнаружении каких-либо несоответствий по пп. 8.7.1-8.7.3 дальнейшие операции по поверке ИК, в который входит данный ТТ. выполняют после устранения несоответствий.

Если указанные выше замечания не были устранены за время поверки, то результаты проверки считаются отрицательными, и выписывается извещение о непригодности в соответствии с разделом 11 данной методики поверки.

• 8.8.1 Измеряют падение напряжения и_л в проводной линии связи для каждой фазы по документу МИ 3598-2018 «Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации» (далее - МИ 3598-2018).

Предел допускаемой погрешности измерения разности напряжения на выходных клеммах вторичной обмотки TH и клеммной колодки счетчика электроэнергии не превышает ±0,5 % с учетом условий выполнения измерений, приведенных в документе МИ 3598-2018.

Примечания

• 1 Допускается измерение падения напряжения в линии соединения счетчика с TH не проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный измерительный канал в течение истекающего интервала между поверками АНИС КУЭ, и если в измерительный канал не вносились изменения, не зафиксированные в соответствующем паспорте-протоколе.

• 2 Допускается падение напряжения в линии связи счетчика с TH определять расчетным путем, если известны параметры проводной линии связи и сила электрического тока, протекающего через линию связи.

• 3 Допускается проведение измерений падения напряжения в линии связи счетчика с TH в соответствии с другими аттестованными методиками измерений.

• 4 Предоставленные паспорта-протоколы должны быть согласованы территориальными органами Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии. Проверяют средства измерений, применяемые при проведении измерений потерь напряжения в линии ТН-счётчик: средства измерений должны быть утверждённого типа, поверены (проверяют также, что срок действия поверки данных СИ не истек). Предоставленные паспорта-протоколы должны содержать информацию о результатах измерений потерь напряжения в линии ТН-счетчик. Для проверки результатов измерений потерь напряжения в линии ТН-счетчик проводят выборочный контроль путём измерения данных параметров согласно п. 8.8.1.

• 8.8.2 Результаты проверки считаются положительными, если:

измеренное значение падения напряжения в линии соединения счетчика с TH не превышает 0,25 % от номинального значения на вторичной обмотке TH;

• -  или подтверждается выполнение указанного выше условия в паспорте-протоколе.

При обнаружении каких-либо несоответствий по п. 8.8.1 дальнейшие операции по поверке ИК, в который входит данный TH, выполняют после устранения несоответствий.

Если указанные выше замечания не были устранены за время поверки, то результаты проверки считаются отрицательными, и выписывается извещение о непригодности в соответствии с разделом 11 данной методики поверки.

• 8.9.1 Включают радиочасы МИР РЧ-02.00, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)/TJIOHACC, и сверяют показания радиочасов МИР РЧ-02.00 с показаниями часов УСПД. получающего сигналы точного времени от GPS/ГЛОНАСС-приемника. Для снятия синхронизированных измерений рекомендуется использовать одновременное фотографирование экранов поверяемого и поверительного оборудования.

Примечание

В качестве сигналов точного времени могут использоваться эталонные сигналы времени:

• -  сигналы, передаваемые по телевизионному каналу в зоне действия наземной сети;

• -  сигналы, передаваемые спутниковой навигационной системой GPS/ГЛОНАСС;

• -  сигналы длинноволновых и коротковолновых радиостанций, входящих в систему передачи эталонных сигналов времени и частоты.

• 8.9.2 Распечатывают журнал событий счетчика, УСПД и сервера, выделив события, соответствующие сличению часов счетчика и УСПД, УСПД и сервера. Проверяют расхождение времени часов: УСПД - сервер и УСПД - счетчик в момент, предшествующий коррекции. Проверяют отклонение показаний часов счетчиков и сервера относительно шкалы UTC (SU) (часы счетчика - часы сервера - rJIOHACC/GPS-приемник в составе УСПД).

• 8.9.3 Результаты проверки считаются положительными, если:

• -   расхождение показаний радиочасов МИР РЧ-02.00 с часами УСПД не превышает предела допускаемой погрешности СОЕВ, указанного в описании типа АИИС КУЭ и составляющего величину ±5 с;

• -   расхождение времени часов УСПД - сервер, в момент, предшествующий коррекции, не превышает предела допускаемого расхождения, указанного в описании типа АИИС КУЭ;

• -   расхождение времени часов УСПД - счетчик, в момент, предшествующий коррекции, не превышает предела допускаемого расхождения, указанного в описании типа АИИС КУЭ;

• -   максимальное отклонение показаний часов счетчика относительно шкалы UTC(SU) по абсолютному значению не превышает 5 с.

• -   после изменения времени часов счетчика и сервера произошла автоматическая коррекция времени указанных устройств.

При обнаружении каких-либо несоответствий по пп. 8.9.1-8.9.2 дальнейшие операции по поверке соответствующего ИК выполняют после устранения несоответствий.

Если указанные выше замечания не были устранены за время поверки, то результаты проверки считаются отрицательными, и выписывается извещение о непригодности в соответствии с разделом 11 данной методики поверки.

Операция проверки отсутствия ошибок информационного обмена предусматривает экспериментальное подтверждение идентичности числовой измерительной информации в счетчиках электрической энергии (исходная информация), памяти УСПД и памяти центрального сервера. В момент проверки все технические средства, входящие в проверяемый ИК, должны быть включены.

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

• 8.10.2 Отображают на экране компьютера или распечатывают журнал событий счетчика. УСПД и сервера и отмечают моменты нарушения связи между измерительными компонентами АИИС КУЭ. Проверяют сохранность измерительной информации в памяти УСПД, центрального сервера АИИС КУЭ на интервалах времени, в течение которых была нарушена связь.

• 8.10.3 Отображают на экране компьютера или распечатывают на центральном компьютере (сервере) профиль нагрузки за полные сутки, предшествующие дню поверки. Используя переносной компьютер, считывают через оптический порт 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.

• 8.10.4 Рекомендуется вместе с проверкой по п. 8.10.3 сличать показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии строго в конце получаса (часа) и сравнивать с данными, зарегистрированными в центральном компьютере (сервере) АИИС КУЭ для того же момента времени. Для этого визуально или с помощью переносного компьютера через оптический порт считывают показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии и сравнивают эти данные (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов), с показаниями, зарегистрированными в центральном компьютере (сервере) АИИС КУЭ. Расхождение не должно превышать две единицы младшего разряда.

• 8.10.5 Результаты проверки считаются положительными, если выполнены требования пп. 8.10.1-8.10.4.

При обнаружении каких-либо несоответствий по пп. 8.10.1-8.10.4 дальнейшие операции по поверке соответствующего ПК выполняют после устранения несоответствий.

Если указанные выше замечания не были устранены за время поверки, то результаты проверки считаются отрицательными, и выписывается извещение о непригодности в соответствии с разделом 11 данной методики поверки.

• 9.1  Расчетными методами проверяют непревышение значений характеристик погрешности измерительных каналов АИИС КУЭ, указанных в описании типа АИИС КУЭ.

• 9.2  Границы интервала основной погрешности измерительного канала (ИК) электроэнергии рассчитывают для вероятности Р=0,95 для нормальных условий.

• 9.3  Границы интервала основной относительной погрешности ИК активной электроэнергии вычисляют по формуле (1):

^ИКОа ⁼ —        ⁺ $ТН ⁺ ^0 А ⁺ ^.1 ^{+ S}oc

где <5_ИК0а - границы интервала основной относительной погрешности ИК активной электроэнергии в % для вероятности 0,95;

<5_п - предел допускаемой относительной погрешности по амплитуде трансформатора тока (ТТ) в % (согласно ГОСТ 7746, действующего на момент выпуска испытуемого ТТ);

8_ТН - предел допускаемой относительной погрешности по амплитуде трансформатора напряжения (TH) в % (согласно ГОСТ 1983, действующего на момент выпуска испытуемого TH);

3_{0 4} - границы интервала относительной погрешности измерения активной электроэнергии, обусловленной угловыми погрешностями измерительных трансформаторов в %;

5л - предел допускаемой относительной погрешности, обусловленной потерями напряжения в линии связи между TH и счетчиком в %;

бос - предел допускаемой основной относительной погрешности счетчика электроэнергии в % (согласно ГОСТ, регламентирующего частные требования к испытуемому счетчику по активной электроэнергии).

Границы интервала суммарной абсолютной угловой погрешности # в минутах и границы интервала относительной погрешности 8_{0 1} в % определяются по формулам:

₂₎ д_вА =0,029 e-tg<p

3) где 0 и - пределы допускаемых угловых погрешностей ТТ и TH в минутах, соответственно (согласно ГОСТ 7746 и ГОСТ 1983);

(р- угол сдвига между векторами первичных тока и напряжения в градусах.

• 9.4  Границы интервала погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации рассчитывают для вероятности 0,95. В качестве рабочих условий используют данные, предусмотренные эксплуатационной документацией на систему.

• 9.5 Границы интервала относительной погрешности ИК активной электроэнергии в рабочих условиях вычисляют по формуле (4):

  

  где 8_ИК - границы интервала относительной погрешности ИК активной электроэнергии в % для вероятности 0,95;

8_ИК = •

^ик? а ■>

S_n- ■> $тн        > $oc ~ ^{те же} величины, что и в формуле 1;

8_1Уоп ~ предел относительной допускаемой дополнительной погрешности счетчика электроэнергии в рабочих условиях от i-ой влияющей величины (согласно ГОСТ, регламентирующего частные требования к испытуемому счетчику по активной электроэнергии);

m - общее число влияющих величин.

• 9.6 Границы интервала основной относительной погрешности ИК реактивной электроэнергии вычисляют по формуле (5):

  

  5)

где 8_{ИК z} - границы интервала основной относительной погрешности ИК реактивной электроэнергии в % для вероятности 0,95;

бос - предел допускаемой основной относительной погрешности счетчика электроэнергии в % (согласно ГОСТ, регламентирующего частные требования к испытуемому счетчику по реактивной электроэнергии);

электроэнергии, обусловленной угловыми погрешностями измерительных трансформаторов в%;

8_в у = 0,029 • 6 • ctgS

Остальные величины в формулах (5) и (6) те же, что в формулах (1) и (3).

• 9.7 Границы интервала относительной погрешности ИК реактивной электроэнергии в рабочих условиях вычисляют по формуле (7)

  

  7)

где 8_()оп - предел относительной допускаемой дополнительной погрешности счетчика электроэнергии в рабочих условиях от i-ой влияющей величины (согласно ГОСТ, регламентирующего частные требования к испытуемому счетчику по реактивной электроэнергии);

остальные величины те же, что в формулах (1), (3), (4) и (6).

Примечание - Формулы (1), (4), (5) и (7) даны для случая, когда отклонение внешних влияющих величин от нормальных значений вызывает дополнительные погрешности только у счетчика электроэнергии, а составляющими погрешности измерения электроэнергии обусловленными погрешностью задания интервала времени интегрирования электрической мощности, погрешностью передачи информации по ГОСТ 4.199-85, погрешностью обработки данных можно пренебречь.

• 9.8 Результаты проверки считаются положительными, если результаты расчетов по формулам (1), (4), (5), (7) не превышают значений характеристик погрешностей ИК АИИС КУЭ, указанных в описании типа.

В противном случае результаты проверки соответствующих ИК считаются отрицательными, соответствующая запись делается в протоколе поверки.

• 10.1 На основании положительных результатов подтверждения соответствия по пунктам раздела 8 АИИС КУЭ в составе ИК, прошедших поверку, признается пригодной к применению (подтверждено соответствие АИИС КУЭ метрологическим требованиям).

• 10.2 На основании отрицательных результатов подтверждения соответствия по пунктам раздела 8 АИИС КУЭ в составе ИК, не прошедших поверку, признается непригодной к применению (не подтверждено соответствие АИИС КУЭ метрологическим требованиям).

11Л На основании положительных результатов подтверждения соответствия по пунктам раздела 8 выписывают свидетельство о поверке АИИС КУЭ, по форме и содержанию удовлетворяющее требованиям Приказа Минпромторга России от 31.07.2020 г. № 2510. В приложении к свидетельству указывают перечень и состав ИК с указанием их наименований, типов (в соответствии со свидетельствами об утверждении типа СИ), заводских номеров средств измерений (измерительных компонентов, для счетчиков электрической энергии также указывается условное обозначение модификации и варианта исполнения в соответствии со свидетельством об утверждении типа СИ), прошедших поверку и пригодных к применению. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

• 11.2 При отрицательных результатах поверки АИИС КУЭ в части каналов, не прошедших поверку (подтверждение соответствия по пунктам раздела 8), признается непригодной к дальнейшей эксплуатации и на нее выдают извещение о непригодности, по форме и содержанию удовлетворяющее требованиям Приказа Минпромторга России от 31.07.2020 г. № 2510, с указанием причин непригодности. В приложении к извещению о непригодности указывают перечень и состав ИК с указанием их наименований, типов (в соответствии со свидетельствами об утверждении типа СИ), заводских номеров средств измерений (измерительных компонентов) (для счетчиков электрической энергии также указывается условное обозначение модификации и варианта исполнения в соответствии со свидетельством об утверждении типа СИ), не соответствующих метрологическим требованиям, установленным в описании типа АИИС КУЭ.

• 11.3  Результаты первичной поверки АИИС КУЭ оформляются только после утверждения типа АИИС КУЭ. Допускается при проведении испытаний в целях утверждения типа и опробования методики поверки одновременно оформлять результаты калибровки ИК и использовать их в дальнейшем при поверке АИИС КУЭ при условии выполнения требований Постановления Правительства Российской Федерации от 02.04.2015 г. № 311.

• 11.4 В ходе поверки оформляется протокол поверки, отражающий выполнение процедур по пунктам раздела 8 и их результаты. Протокол поверки оформляют в произвольной форме.

  

  А.В. Голубев

Разработал:

Инженер по метрологии АО «РЭС Групп»

18