Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ,,Техноком,, 2-ая очередь » (МП-326-RA.RU.310556-2021)
СОГЛАСОВАНО
Заместитель директора Западно-Сибирского филиала
ФГУП «ВНИИФТРИ»
/В.Ю. Кондаков /
Государственная система обеспечения единства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Техноком» 2-ая очередь
Методика поверки
Mn-326-RA.RU.310556-2021
Настоящая методика поверки распространяется на каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Техноком» 2-ая очередь(далее - АИИС КУЭ), предназначенной для измерения активной и реактивной электрической энергии.
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.
Настоящая методика не распространяется на измерительные компоненты И К (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.
Настоящая методика поверки устанавливает методы и средства поверки при первичной и периодической поверке АИИС КУЭ.
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.
Периодическая поверка АИИС КУЭ проводится в процессе эксплуатации не реже одного раза в 4 года.
После замены измерительных компонентов на однотипные проводится первичная поверка АИИС КУЭ в части ИК в которых была произведена замена.
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 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ-
1.1 При поверке допускается не проверять измерительные каналы, выведенные из системы коммерческого учета.
-
1.2 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.
-
1.3 Содержание и последовательность выполнения работ по проверке измерительных каналов и ИК в целом должны соответствовать указаниям, приведенным в таблице 1.
Таблица 1
Наименование операции |
номер пункта |
Вид поверки | |||
Первичная |
Периодическая |
Первичная, после замены | |||
ТТ или TH |
Счетчиков | ||||
Внешний осмотр: | |||||
Проверка состава ИК |
6.1.1 |
+ |
+ |
- |
- |
Проверка схем включения измерительных компонентов |
6.1.2 |
+ |
+ |
- |
- |
Проверка отсутствия повреждений измерительных компонентов |
6.1.3 |
+ |
+ |
- |
- |
Проверка последовательности чередования фаз |
6.1.4 |
+ |
+ |
+ |
+ |
Опробование |
6.2 |
+ |
+ |
+ |
+ |
Подтверждение соответствия ПО |
6.3 |
+ |
+ |
- |
- |
Проверка метрологических характеристик: | |||||
Проверка поправок часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) |
6.4.2 |
+ |
+ |
- |
+ |
Проверка мощности нагрузки на вторичные обмотки ТТ |
6.4.3 |
+ |
+ |
- |
- |
Проверка мощности нагрузки на вторичные обмотки TH |
6.4.4 |
+ |
- |
- |
- |
Проверка потерь напряжения в цепи «ТН-счетчик» |
6.4.5 |
+ |
+ |
- |
- |
Примечание: «+» - операция выполняется, «-» - операция не выполняется. |
-
2.1 При проведении поверки используют средства измерений и вспомогательное оборудование, указанное в таблице 2.
Таблица 2
Номер пункта |
Эталоны, средства измерений и вспомогательное оборудование |
6.1 |
Для поверки измерительных компонентов, входящих в состав АПИС КУЭ применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа измерительных компонентов. |
6.2 |
Переносной персональный компьютер, оснащенный драйвером ИК-порта и с установленным программным обеспечением конфигурирования и опроса счетчиков, устройство сбора оптическое УСО-2 |
6.4.2 |
Устройство синхронизации частоты и времени Метроном версий 300 (Госреестр № 56465-14) |
6.4.2, 6.4.4 |
В соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР. 1.34.2014.17814) |
6.4.5 |
В соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР. 1.34.2014.17814) |
Допускается использовать другие средства измерений, обеспечивающие требуемую погрешность измерений. |
3 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ
-
3.1 Условия поверки должны соответствовать:
-
- температура окружающего воздуха в местах установки ТТ 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 кПа.
-
4.1 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».
-
4.2 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).
-
5.1 Обеспечить выполнение требований безопасности.
-
5.2 Изучить эксплуатационную документацию на ПО конфигурирования и опроса счетчиков.
-
5.3 Обеспечить выполнение условий поверки.
-
6.1 Внешний осмотр
-
6.1.1 Внешним осмотром проверяют укомплектованность ИК 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.
-
6.1.2 Внешним осмотром проверяют схемы подключения трансформаторов тока и напряжения к счетчикам электроэнергии на соответствие схемам подключения, указанным в эксплуатационной документации на счетчики электроэнергии.
-
6.1.3 Визуально проверяют отсутствие повреждений доступных частей измерительных компонентов, таких как счетчики, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения и других, указанных в формуляре АИИС КУЭ.
-
6.1.4 Визуально, по маркировке проводников в измерительных цепях и индикатору счетчиков, проверяют последовательность чередования фаз на каждом счетчике электрической энергии. При проверке последовательности чередования фаз по индикатору счетчиков действуют в 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 ИК; схемы включения счетчиков электрической энергии соответствуют эксплуатационной документацией на счетчики электроэнергии; последовательность чередования фаз прямая.
-
6.2 Опробование
-
6.2.1 Проверяют работоспособность связующих компонентов и вспомогательных устройств, счетчиков, ИВК, отсутствие ошибок информационного обмена. Проверка осуществляется анализом записей в журнале событий сервера баз данных, проверкой наличия в базе данных результатов измерений, сравнением результатов измерений, хранящихся в базе данных ИВК с результатами измерений, хранящимися в энергонезависимой памяти счетчиков электрической энергии.
-
6.2.2 Действуя в соответствии с указаниями, приведенными в руководстве пользователя программного обеспечения конфигурирования счетчика, производят чтение журнала событий, 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.
-
6.2.3 Используя программное обеспечение ИВК убеждаются, что коэффициенты трансформации трансформаторов тока, запрограммированные в ИВК соответствуют указанным в формуляре.
-
6.2.4 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.
-
6.2.5 Действуя в соответствии с указаниями, приведенными в руководстве пользователя программного обеспечения, установленного на ИВК, формируют выходной XML файл, содержащий результаты измерений за ту же дату (контрольные сутки), что и результаты измерений, полученные непосредственно со счетчиков электрической энергии при выполнении 6.2.4.
-
Рассчитывают количество потребленной активной и реактивной электрической энергии за контрольный интервал времени по формулам:
WA,= K|i Kui O,5-PC4i, кВт ч
WPi = Kii Kui O,5 Qc4i, квар ч (1)
где i - номер измерительного канала;
Кц - коэффициент трансформации трансформаторов тока, использованных в i-ом измерительном канале;
Kui - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, использованных в i-ом измерительном канале;
PC4i- средняя активная мощность за получасовой интервал контрольных суток, считанное из профиля мощности счетчика в i-ом измерительном канале; QC4i - средняя реактивная мощность за получасовой интервал контрольных суток, считанное из профиля мощности счетчика в i-ом измерительном канале.
Сравнивают результаты расчета по формулам (1) с результатами измерений, содержащимися в выходном файле, полученном на ИВК.
Результаты выполнения проверки считают положительными, если журналы событий не содержат записей об аварийных ситуациях и ошибках информационного обмена; результаты вычислений по формуле (1) не отличаются от результатов полученных с помощью программы чтения данных из базы данных ИВК АИИС КУЭ, более чем на один киловатт-час.
-
6.3 Подтверждение соответствия программного обеспечения
-
6.3.1 Проверяют соответствие цифрового идентификатора метрологически значимой части ПО, указанному в описании типа АИИС КУЭ. Проверку проводят путем расчета цифрового идентификатора. Для расчета цифрового идентификатора допускается использовать любое программное обеспечение, реализующее алгоритм, описанный в RFC 1321.
-
6.3.2 Результаты проверки считают удовлетворительными, если цифровой идентификатор соответствует, указанному в описании типа АИИС КУЭ. Идентификационные признаки ПО приводят в протоколе поверке.
-
-
6.4 Проверка метрологических характеристик
-
6.4.1 Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении времени проверяются комплектным методом, при измерении электрической энергии - поэлементным. ИК АИИС КУЭ обеспечивают нормированные характеристики погрешности измерения электрической энергии при использовании поверенных измерительных компонентов и при выполнении рабочих условий их применения, установленных в технической документации на АИИС КУЭ.
-
6.4.2 Проверка поправок часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU)
-
6.4.2.1 Включают устройство синхронизации частоты и времени Метроном в соответствии с руководством по эксплуатации.
-
6.4.2.2 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) AtC4.
-
-
Результаты проверки считают удовлетворительными, если поправки часов счетчиков электрической энергии AtC4 не превышают ±5 с для всех счетчиков.
-
6.4.3 Проверяют мощность нагрузки на вторичные обмотки ТТ
-
6.4.3.1 Измерение полной мощности нагрузки на вторичную обмотку каждого ТТ осуществляют в соответствии с аттестованной методикой выполнения измерений, например, в соответствии с методикой «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», (регистрационный № ФР. 1.34.2014.17814).
-
6.4.3.2 Допускается измерение мощности нагрузки на вторичные обмотки ТТ не проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный ИК в течение истекающего интервала между поверками. При этом паспорт-протокол должен быть согласован органами государственной метрологической службы, при условии подтверждения прослеживаемости результатов измерений, приведенных в них.
-
Результаты проверки считают удовлетворительными, если нагрузка на вторичные обмотки трансформаторов тока лежит в пределах установленных ГОСТ 7746-2015 или описанием типа на ТТ, входящий в ИК.
-
6.4.4 Проверяют мощность нагрузки на вторичные обмотки TH
-
6.4.4.1 Измерение полной мощности нагрузки на вторичную обмотку TH осуществляют в соответствии с аттестованной методикой выполнения измерений, например, в соответствии с методикой «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения» (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814).
-
6.4.4.2 Допускается измерение мощности нагрузки на вторичные обмотки TH не проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный ИК в течение истекающего интервала между поверками. При этом паспорт-протокол должен быть согласован органами государственной метрологической службы, при условии подтверждения прослеживаемости результатов измерений, приведенных в них.
-
Результаты проверки считают удовлетворительными, если нагрузка на вторичные обмотки трансформаторов напряжения лежит в пределах, установленных ГОСТ 1983-2015 или описанием типа на TH, входящий в ИК.
-
6.4.5 Проверяют падение напряжения в цепи «ТН - счетчик».
-
6.4.5.1 Измерение падения напряжения во вторичных цепях от трансформатора напряжения до счетчика проводят в соответствии с аттестованной методикой измерений, например, в соответствии с методикой «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения» (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814).
-
6.4.5.2 Допускается измерение падения напряжения во вторичных цепях от трансформатора напряжения до счетчика не проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный ИК в течение истекающего интервала между поверками. При этом паспорт-протокол должен быть согласован органами государственной метрологической службы, при условии подтверждения прослеживаемости результатов измерений, приведенных в них.
-
Результаты проверки считают положительными, если измеренное значение потерь напряжения не превышает 0,25%.
7 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ-
7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке, поверительное клеймо наносится на свидетельство о поверке.
-
7.2 На оборотной стороне свидетельства о поверке делается запись «Настоящее свидетельство о поверке действительно при наличии действующих результатов поверки на все измерительные компоненты, перечисленные в Приложении к нему».
-
7.3 В приложении к свидетельству о поверке приводится перечень измерительных каналов, которые были проверены в рамках поверки и сведения о входящих в их состав измерительных компонентах с указанием их типов и заводских номеров.
-
7.4 В случае получения отрицательных результатов поверки оформляют извещение о непригодности с указанием причин несоответствия.
Разработал: начальник сектора
В.С. Крылов
7