Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПГУ-235 ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго»» (015-30007-2013)

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель ГЦИ СИ СНИИМ -

ФГУП «СИНИМ»

В. И. Евграфов

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии

ПГУ-235 ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго»

Методика поверки

015-30007-2013

Новосибирск 2013

Настоящая методика поверки распространяется на систему автоматизированную информационно - измерительную коммерческого учета электроэнергии ПГУ-235 ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго» и последующими изменениями (далее АНИС).

Настоящая методика поверки распространяется на измерительные каналы (ИК) АИИС, состоящие из информационно-измерительных комплексов точек измерений (НИК ТИ), измерительно-вычислительного комплекса (ИВК) и информационных каналов связи.

Настоящая методика не распространяется на измерительные компоненты АИИС (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, счетчики электрической энергии), поверка которых осуществляется по нормативно-техническим документам, указанным в эксплуатационной документации на измерительные компоненты АИИС.

Перечень ИК и состав информационно-измерительных комплексов точек измерения (ИИК ТИ) приведен в формуляре на АИИС.

Настоящая методика поверки устанавливает методы и средства поверки ИК при первичной, периодической и внеочередной поверках.

Первичная поверка АИИС проводится при вводе в эксплуатацию или после ремонта.

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

После замены измерительных компонентов на однотипные проводится внеочередная поверка АИИС.

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

• 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 при поверке АИИС должны соответствовать указаниям, приведенным в таблице 1.

Таблица 1. Содержание и последовательность выполнения работ при поверке АИИС

2 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

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

Таблица 2

• 3.1 Условия поверки должны соответствовать рабочим условиям применения средств измерений и вспомогательного оборудования.

• 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 оборудование, указанное в таблице 2, ПО «Metercat».

• 5.3 Обеспечить выполнение условий поверки.

• 6.1 Внешний осмотр

  • 6.1.1 Внешним осмотром проверяют укомплектованность АИИС измерительными компонентами, проверяют соответствие типов фактически использованных измерительных компонентов типам средств измерений, использование которых предусмотрено проектной документацией. 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 электрической энергии на соответствие проектной документации.

  • 6.1.3 Визуально проверяют отсутствие повреждений доступных частей измерительных компонентов.

  • 6.1.4 Визуально, по маркировке проводников в измерительных цепях и индикатору счетчиков, проверяют последовательность чередования фаз на каждом счетчике электрической энергии.

Результаты выполнения операции считать положительными, если состав измерительных каналов соответствует формуляру и, при наличии, акту замены измерительных компонентов; целостность корпусов измерительных компонентов не нарушена, пломбы и клейма сохранны, имеются действующие результаты поверки на каждый измерительный компонент, входящий в состав измерительных каналов АИИС; размещение измерительных компонентов, схемы включения счетчиков электрической энергии, места прокладки вторичных цепей соответствуют проектной документации; последовательность чередования фаз прямая.

• 6.2 Опробование

  • 6.2.1 Проверяют работоспособность связующих компонентов и вспомогательных устройств, счетчиков, контроллеров и сервера баз данных, 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 АИИС с результатами измерений, хранящимися в энергонезависимой памяти счетчиков электрической энергии ИК.

  • 6.2.2 Действуя в соответствии с указаниями, приведенными в руководстве пользователя программного обеспечения ИВК, производят чтение журнала событий, хранящегося в памяти счетчиков. Убеждаются в отсутствии записей об ошибках и аварийных ситуациях в счетчиках электроэнергии, убеждаются в отсутствии записей об ошибках связи.

  • 6.2.3 Через канал прямого доступа к счетчикам электрической энергии (оптопорт или цифровой интерфейс) с использованием программы конфигурирования счетчиков «Metercat» считать из архива каждого счетчика результаты измерений количества активной и реактивной электрической энергии за предшествующие сутки или за те сутки, в которых суточное приращение электрической энергии не равно нулю.

  • 6.2.4 Действуя в соответствии с указаниями, приведенными в руководстве пользователя программного обеспечения ПО «АльфаЦЕНТР» сформировать отчетный документ в формате XML-файле (макет 80020 для присоединений, данные по которым передаются в ПАК ОАО «АТС») или в табличной форме из базы данных ИВК с результатами измерений за ту же дату, что и результаты измерений, полученные непосредственно со счетчиков электрической энергии при выполнении 6.2.1.

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

W^A,= Kii-Kui- W^A_C41, кВт-ч

W^p, = Кп-Ки,-W^P_C4I, квар-ч                                    (1)

где i - номер измерительного канала АИИС;

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

Kui - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, использованных в i-ом измерительном канале;

W^A_C4i - приращение активной электроэнергии, учтенное в архиве счетчика i-го измерительного канала за контрольные сутки, кВт-ч;

W^P_C4I - приращение реактивной электроэнергии, учтенное в архиве счетчика i-го измерительного канала за контрольные сутки, квар-ч.

• 6.2.6 Сравнивают результаты расчета по формулам (1) с результатами измерений, содержащимися в выходном файле, полученном на ИВК.

Результаты выполнения проверки считать положительными, если журналы событий не содержат записей об аварийных ситуациях и ошибках информационного обмена; рассчитанные по формуле (1) приращения электроэнергии в точке измерений не отличаются от данных, полученных из базы данных АИИС, более чем на единицу кВт-ч.

• 6.3 Проверка соответствия программного обеспечения

  • 6.3.1 Проверяют соответствие цифровых идентификаторов ПО цифровым идентификаторам, указанным в таблице 3.

Таблица 3. Идентификационные признаки компонентов, подлежащих метрологичес-кому контролю

Результаты выполнения проверки считать положительными, если вычисленная контрольная сумма файла метрологически значимой части ПО соответствуют значению указанному в таблице 3.

• 6.4 Проверка метрологических характеристик.

  • 6.4.1 Метрологические характеристики АИИС при измерении времени проверяются комплектным методом, при измерении электрической энергии - поэлементным. Измерительные каналы АИИС 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.

  • 6.4.2 Проверка поправки часов.

    • 6.4.2.1 В качестве хронометра, хранящего шкалу времени UTC, допускается использовать персональную ЭВМ, часы которой устанавливаются сервером точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» (ntpl.imvp.ru, ntp2.imvp.ru или ntp3.imvp.ru) на базе Государственного эталона времени и частоты с использованием протокола NTP.

    • 6.4.2.2 Сравнить показания часов УСГ1Д «RTU-325T» с показаниями часов хронометра и определить поправку А 1уснд- Текущие показания часов УСПД «RTU-325'Г» после запуска операционной системы индицируются на экране монитора, подключенного к УСПД.

    • 6.4.2.3 Сравнить показания часов хронометра с показаниями часов счетчиков электрической энергии и зафиксировать для каждого счетчика разность показаний его часов и эталонных часов (поправки Atcni, где i - номер счетчика).

Результаты проверки считают удовлетворительными, если поправки часов счетчиков электрической энергии (At_C4j) не превышают ±5 с, поправка часов УСПД «RTU-325T» (А tyc-пд), не превышает ±1 с.

• 6.4.3 Проверка величины магнитной индукции в месте расположения счетчиков электрической энергии

  • 6.4.3.1 Выполнить измерение модуля вектора магнитной индукции на частоте 50 Гц в непосредственной близости от счетчиков электрической энергии миллитесламетром портативным ТП2-2У-01.

Результаты проверки считать удовлетворительными, если величина модуля вектора магнитной индукции не превышает 0,05 мТл.

• 6.4.4 Проверка мощности нагрузки на вторичные обмотки ТТ

Измерение полной мощности нагрузки на вторичную обмотку каждого ТТ осуществляют в соответствии с аттестованной методикой выполнения измерений, например, в соответствии с документом «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», утвержденной руководителем ФГУП «СНИИМ» и аттестованной в порядке, установленном ГОСТ Р 8.563.

Результаты проверки считают удовлетворительными, если данные измерений или паспорта-протокола подтверждают соответствие нагрузки ГОСТ 7746-2001.

• 6.4.5 Проверка мощности нагрузки на вторичные обмотки TH

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», утвержденной руководителем ФГУП «СНИИМ» и аттестованной в порядке, установленном ГОСТ Р 8.563

Результаты проверки считают удовлетворительными, если данные измерений или паспорта-протокола подтверждают соответствие нагрузки ГОСТ 1983-2001 (от 25 до 100% номинального значения, указанного в паспортах трансформаторов).

• 6.4.6 Проверка падения напряжения в цепи «ТН - счетчик»

Проверку падения напряжения в цепи «трансформатор напряжения - счетчик» проводят измерением падения напряжения в соответствии с аттестованной методикой измерений, например, в соответствии с методикой «Методика выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», утвержденной руководителем ФГУП «СНИИМ» и аттестованной в порядке, установленном ГОСТ Р 8.563.

Результаты проверки считают удовлетворительными, если падение напряжения не превышает 0,25% номинального значения фазного напряжения на вторичной обмотке трансформаторов напряжения.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке в соответствии с ПР50.2.006. 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, по которым ведется коммерческий учет электроэнергии и сведения о входящих в состав АНИС измерительных компонентах с указанием их типов и заводских номеров. Пример оформления Приложения к свидетельству о поверке приведен в Приложении А.

• 7.4 Результаты внеочередной поверки оформляются свидетельством о поверке АПИС в части проверенных при внеочередной поверке измерительных каналов АПИС. Срок действия такого свидетельства устанавливается равным сроку действия основного свидетельства о поверке АПИС. В основном свидетельстве о поверке на оборотной стороне делается запись о выдаче свидетельства о поверке в части отдельных измерительных каналов с указанием причины проведения внеочередной поверки, номера и даты выдачи свидетельства о поверке АПИС в части отдельных измерительных каналов. Пример записи о выдаче дополнения к основному свидетельству о поверке приведен в Приложении.

• 7.5 В случае получения отрицательных результатов поверки свидетельство о поверке аннулируют, оформляют извещение о непригодности с указанием причин несоответствия требованиям в соответствии с ПР 50.2.006.

Разработал:

ведущий инженер ФГУП «СНИИМ»

___________________А. Ю. Вагин

Приложение

(рекомендуемое)

А.1 Пример оформления приложения к свидетельству о поверке

А.2 Пример оформления записи о выдаче свидетельства о поверке в связи с заменой измерительного компонента

По результатам внеочередной поверки, связанной с заменой трансформатора тока типа ТЛШ-10-1 зав. № 1499 на трансформатор типа ТЛШ-10-1 зав. № 1452 в ИК № 1. выдано свидетельство поверке № 10-13 от «___»    ______20__г. в части ПК № 1.

Поверитель ____________________/ФИО. должность/

9