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

Методика поверки

Тип документа

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПГУ-235 ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго»

Наименование

015-30007-2013

Обозначение документа

ФГУП "СНИИМ"

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель ГЦИ СИ СНИИМ -

ФГУП «СИНИМ»

В. И. Евграфов

2013 г.

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

Таблица 1. Содержание и последовательность выполнения работ при поверке АИИС

Наименование операции

номер пункта

Вид поверки

Первичная и после ремонта (кроме замены измерительных компонентов)

Пери-оди-ческая

Внеочередная. После замены

ТТ или TH

Счетчиков

Внешний осмотр:

Проверка состава ИК

6.1.1

+

+

-

-

Проверка схем включения измерительных компонентов

6.1.2

я

+

-

-

Проверка отсутствия повреждений измерительных компонентов

6.1.3

+

+

-

-

Проверка последовательности чередования фаз

6.1.4

+

+

+

Опробование

6.2

+

+

+

+

Подтверждение соответствия ПО

6.3

+

+

-

-

Наименование операции

номер пункта

Вид поверки

Первичная и после ремонта (кроме замены измерительных компонентов)

Пери-оди-ческая

Внеочередная. После замены

ТТ или TH

Счетчиков

Проверка метрологических характеристик:

Проверка поправки часов

6.4.2

+

+

-

+

Проверка        величины

магнитной индукции

6.4.3

4-

-

-

-

Проверка        мощности

нагрузки    на вторичные

обмотки ТТ

6.4.4

0

4~

+

-

-

Проверка        мощности

нагрузки на вторичные обмотки TH

■4-

-

-

-

Проверка           потерь

напряжения в цепи «ТН-счетчик»

6.4.6

+

4-

-

-

Примечание: «+» - операция выполняется, «-» - операция не выполняется.

2 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

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

Таблица 2

Операция

Эталоны и вспомогательное оборудование

6.3

Переносной персональный компьютер, оснащенный драйвером ИК-порта и с установленным программным обеспечением «Metercat»

6.4.2

Переносной персональный компьютер с доступом в Интернет и поддержкой протокола NTP

6.4.4. 0, 6.4.6

Мультиметр АРРА-109, от 0 В до 200 В; 0,7%+80ед.мл.р.; клещи токовые АТК-1001 от 0 до 30А ±(2,0%+5 е. м. р); измеритель комплексных сопротивлений «Вымпел» от 0,05 Ом до 5 Ом, ± [1,0+0.05-(|Zk|/|Zx| - 1)] %.

Допускается использовать другие средства измерений, обеспечивающие требуемую погрешность измерений.

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

4 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
  • 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 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ
  • 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 ПРОВЕДЕНИЕ 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:

WA,= Kii-Kui- WAC41, кВт-ч

Wp, = Кп-Ки,-WPC4I, 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;

WAC4i - приращение активной электроэнергии, учтенное в архиве счетчика i-го измерительного канала за контрольные сутки, кВт-ч;

WPC4I - 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

Наименование программного обеспечения

Идентификацион ное наименование программного обеспечения

Номер версии программной о обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения

Алгоритм вычисления цифрового идентификат ора

Коммуникационный сервер

Amrserver.exe

4.2.1.0

1 f59cda7

CRC32

Ametc.exe

4.42.0.0

fff4a936

CRC32

Ameta.exe

4.42.0.0

92b21bbl

CRC32

Amrc.exe

4.3.2.0

аеес7са7

CRC32

Amra.exe

4.3.2.0

7224е47а

CRC32

Модуль доступа к базам данных

Cdbora2.dll

4.2.0.0

139054ае

CRC32

Расчетный сервер

billsvr.exe

4.0.0.0

4b7fce33

CRC32

Модуль синхронизации времени

GPS.exe

2.4.0.0

b52560d3

CRC32

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 (AtC4j) 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 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ
  • 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)

Поверитель

____________________/ФИО. должность/

Дата «___»____________г. (оттиск клейма)

А.1 Пример оформления приложения к свидетельству о поверке

ИК

Наименование ИК

Трансформаторы тока

Трансфо

рматоры напряжения

Счетчики электрической энергии

Тип, № Г. р.

Кл. т.

Ктр

Зав. №

Тип, № Г. р.

Кл. т.

Кур

Зав. №

Тип

Кл. т. акт./реакт.

Зав. №

1

Генератор 13 МКА 10

/ ТГ-3

ТЛШ-10-1

Г. р. № 11077-07

0.2S

2000/5

1499

ЗНОЛ.06-Ю

Г. р. №46738-1 1

0.2

10500:^3/

100:^3/

2008465

Альфа

А1800

Г. р. №

31857-11

0.2S/0.5

1253971

ТЛШ-10-1

Г. р. № 11077-07

0.2S

2000/5

1500

ЗНОЛ.06-Ю

Г. р. №46738-1 1

0,2

10500АЗ/

100:^3/

2008460

ТЛШ-10-1

Г. р. № 11077-07

0.2S

2000/5

1501

ЗНОЛ.06-Ю

Г. р. №46738-1 1

0.2

10500:^3/

100:^3/

2008457

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/

Дата «___»____________г. (оттиск клейма)

9

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель