Методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии ООО "УК "Изумрудный город" » (МП 444-2021 )

СОГЛАСОВАНО

И.о. директора ФБУ «Томский ЦСМ»

Государственная система обеспечения единства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «УК «Изумрудный город»

Методика поверки

МП 444-2021

Томск

2021

• 1.1  Настоящая методика поверки распространяется на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии ООО «УК «Изумрудный город» и устанавливает методы и средства ее первичной и периодической поверок.

• 1.2  В тексте приняты следующие сокращения и обозначения:

АИИС КУЭ - Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «УК «Изумрудный город»;

АРМ        - автоматизированное рабочее место;

ИВК        - информационно-вычислительный комплекс;

ИИК        - измерительно-информационный комплекс;

ИК         - измерительный канал;

МП         - методика поверки;

ПК         - программный комплекс;

ПО          - программное обеспечение;

СИ          - средство измерений;

СОЕВ       - система обеспечения единого времени;

ТТ          - измерительный трансформатор тока;

ФИФОЕИ - Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

• 1.3  Поверке подлежит АИИС КУЭ в соответствии с перечнем ИК, приведенным в описании типа. На основании письменного заявления собственника АИИС КУЭ допускается проведение поверки отдельных ИК из перечня, приведённого в описании типа АИИС КУЭ, с обязательным указанием в приложении к свидетельству о поверке информации о количестве и составе поверенных ИК.

• 1.4  Первичную поверку АИИС КУЭ выполняют перед вводом в эксплуатацию.

Периодическую поверку АИИС КУЭ выполняют в процессе эксплуатации через установленный интервал между поверками. Проведение поверки целесообразно совмещать с ежегодными регламентными работами по техническому обслуживанию АИИС КУЭ.

• 1.5  Периодичность поверки (интервал между поверками) АИИС КУЭ - 4 года.

• 1.6  Измерительные каналы АИИС КУЭ подвергают покомпонентной поверке согласно ГОСТ Р 8.596. ТТ, счетчики электрической энергии, устройство синхронизации времени У СВ-2, входящие в состав АИИС КУЭ, поверяют согласно утвержденным методикам поверки с интервалом, установленным при утверждении их типа. Если очередной срок поверки СИ наступает до очередного срока поверки АИИС КУЭ, поверяется только этот компонент и поверка АИИС КУЭ не проводится.

• 1.7  В случае непригодности измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии, допускается их замена на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведённых в описании типа. Замена оформляется актом в установленном на ООО «УК «Изумрудный город» порядке. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

• 1.8  В случае неисправности компонентов ИК АИИС КУЭ их направляют в ремонт. При этом на время ремонта в составе ИК допускается использовать однотипные компоненты, прошедшие поверку. После ремонта выполняют поверку каждого отказавшего средства измерений и внеочередную поверку ИК, в который входит этот компонент. Внеочередную поверку проводят в случае повреждения пломб счетчика электрической энергии, испытательной коробки, при повторной настройке параметров счетчика для тех ИК АИИС КУЭ, в состав которых входят эти компоненты.

• 1.9  При модернизации АИИС КУЭ путем введения новых ИК должны быть проведены их испытания в целях утверждения типа.

• 1.10 В случае замены сервера или компьютеров АРМ оператора, при обновлении и расширении функций ПО АИИС КУЭ, установленного на сервере, проводят анализ изменений. Если внесённые изменения влияют на метрологически значимую часть

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

программного обеспечения (изменение идентификационных данных), то проводят испытания АИИС КУЭ в целях утверждения типа.

• 1.11 Поверяемая АИИС КУЭ должна быть прослеживаема к следующим государственным первичным эталонам:

• - государственный первичный эталон единиц времени, частоты и национальной шкалы времени (ГЭТ 1-2018);

• - государственный первичный эталон единицы электрической мощности в диапазоне частот от 1 до 2500 Гц (ГЭТ 153-2019).

• 2.1 При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

• 2.2 Если при проведении какой-либо операции поверки получен отрицательный результат, дальнейшую поверку прекращают.

• 3.1  Поверку АИИС КУЭ проводят при условиях, соответствующих рабочим условиям эксплуатации компонентов ИК АИИС КУЭ, приведенным в технической документации.

• 3.2  Рабочие климатические условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

  - температура окружающего воздуха, °C: а) для ТТ и счетчиков б) для ИВК - относительная влажность окружающего воздуха при 25 °C, % - атмосферное давление, кПа

  от минус 40 до плюс 35; от плюс 18 до плюс 27; от 30 до 80; от 84,0 до 106,7.

Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ - параметры сети:

3.3 Средствам измерений, используемым при проведении поверки, должны быть обеспечены следующие условия:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электоической энепгии ООО «VK «Ичимпх/шллы глплп»

• 4.1  К проведению поверки АИИС КУЭ допускают лиц, достигших 18 лет и аттестованных в установленном порядке, прошедших инструктаж по технике безопасности на рабочем месте, изучивших настоящую МП, эксплуатационную документацию на АИИС КУЭ, используемые средства измерений и вспомогательные устройства.

• 4.2  Проверку нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, должны выполнять специалисты, имеющие стаж работы по данному виду измерений не менее одного года. Измерения проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь документ, подтверждающий право работы на установках свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже IV.

• 5.1  При проведении поверки применяют СИ и вспомогательные устройства в соответствии с методиками поверки на средства измерений ИК АИИС КУЭ, а также приведённые в таблице 2. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых ИК АИИС КУЭ с требуемой точностью.

• 5.2  СИ, применяемые при поверке, должны быть внесены в ФИФОЕИ и поверены.

Таблица 2 - Средства поверки

• 6.1 При проведении поверки необходимо соблюдать требования безопасности, установленные в следующих документах:

• - ГОСТ 12.1.038;

• - ГОСТ 12.2.007.0;

• - ГОСТ 12.2.007.3;

• - ГОСТ 12.3.019;

• - ГОСТ IEC 60950-1;

• - Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок (утверждены Приказом Минтруда России от 24.07.2013 № 328н);

• - Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (утверждены Приказом Минэнерго России от 13.01.2003 № 6).

• 6.2 При проведении поверки необходимо также соблюдать требования безопасности, установленные в эксплуатационных документах на средства поверки и компоненты АЛИС КУЭ.

Внешний осмотр проводят в местах установки компонентов ПК АИИС КУЭ. При внешнем осмотре проверяют:

• - соответствие комплектности АИИС КУЭ перечню, приведенному в формуляре и описании типа;

• - целостность корпусов компонентов АИИС КУЭ и отсутствие видимых механических повреждений, загрязнений, обрывов и нарушения изоляции проводников кабелей и жгутов, влияющих на функционирование АИИС КУЭ;

• - правильность маркировки и четкость нанесения обозначений на компоненты АИИС КУЭ согласно эксплуатационной документации;

• - соответствие количества ИК АИИС КУЭ перечню, приведенному в описании типа;

• - соответствие типов и заводских номеров фактически используемых средств измерений ИК АИИС КУЭ данным, указанным в формуляре АИИС КУЭ;

• - наличие сведений о действующей поверке для всех средств измерений ИК АИИС КУЭ;

• - размещение и правильность соединения компонентов ИК АИИС КУЭ;

• - наличие и прочность крепления разъемов и других элементов АИИС КУЭ;

• - наличие пломб на измерительных трансформаторах, счетчиках и испытательных коробках;

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

Результаты проверки положительные, если выполняются все вышеперечисленные требования.

• 8.1  Перед выполнением операций поверки необходимо изучить настоящую МП, эксплуатационную документацию на поверяемую АИИС КУЭ. Непосредственно перед выполнением поверки необходимо подготовить средства поверки к работе в соответствии с их эксплуатационной документацией.

• 8.2  На поверку АИИС КУЭ представляют следующие документы:

• - описание типа АИИС КУЭ;

• - формуляр;

• - свидетельство о предыдущей поверке АИИС КУЭ (при периодической поверке);

• - актуализированные паспорта-протоколы ИИК АИИС КУЭ;

• - сведения о поверке средств измерений ИК АИИС КУЭ (например, действующие свидетельства и (или) знаки поверки (отметки в паспортах) ТТ, счётчиков электрической энергии и устройства синхронизации времени У СВ-2);

• - эксплуатационную и техническую документацию на АИИС КУЭ, её компоненты и применяемые средства поверки.

• 8.3  Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные работы:

• - проводят организационно-технические мероприятия по доступу специалистов к местам установки компонентов ИК АИИС КУЭ, размещению средств поверки, отключению в необходимых случаях средств измерений ИК АИИС КУЭ от штатной схемы;

• - проводят организационно-технические мероприятия по обеспечению безопасности проводимых работ в соответствии с действующими правилами и руководствами по эксплуатации применяемого оборудования;

• - средства поверки и вспомогательное оборудование выдерживают в условиях и в течение времени, установленных в распространяющейся на них документации;

• - все СИ, которые подлежат заземлению, должны быть надежно заземлены, подсоединение зажимов защитного заземления к контуру заземления должно производиться ранее других соединений, а отсоединение - после всех отсоединений.

• 8.4 Проверка условий эксплуатации АИИС КУЭ

  • 8.4.1   В ходе выполнения проверки условий эксплуатации АИИС КУЭ проверяют климатические условия в помещениях, где размещены компоненты ИК АИИС КУЭ, а также параметры сети их питания.

  • 8.4.2   Измеряют температуру окружающей среды в местах установки средств измерений ИК АИИС КУЭ. Результаты проверки положительные, если значения температуры в условиях эксплуатации не выходят за границы допускаемых значений (принятых в качестве рабочих условий), регламентированных в технической документации на АИИС КУЭ и ее компоненты.

  • 8.4.3   Измеряют параметры сети: напряжение, частоту и коэффициент мощности. Напряжение и коэффициент мощности измеряют во всех точках измерений АИИС КУЭ.

Результаты проверки положительные, если значения указанных параметров сети и коэффициента мощности в условиях эксплуатации не выходят за границы допускаемых значений (принятых в качестве рабочих условий), регламентированных в технической документации на АИИС КУЭ и ее компоненты.

• 8.4.4   Для каждой точки измерений АИИС КУЭ определяют диапазон силы электрического тока нагрузки, который должен включать все возможные значения силы тока. Результаты проверки положительные, если указанный диапазон находится в пределах от 0,05-1ном до 1,2-1ном, где 1_ном - номинальное значение силы электрического тока, или О,О5Тб до Imax, где I_max - максимальное значение силы электрического тока (для ИК № 17).

• 8.4.5   Измеряют магнитную индукцию внешнего поля в непосредственной близости от счетчиков. Результаты проверки положительные, если значение магнитной индукции не превышает 0,5 мТл.

• 8.4.6   В качестве результатов проверок, выполненных по 8.4.2-8.4.5 настоящей МП, могут быть использованы результаты ранее выполненных измерений при условии, что с момента их получения не произошли изменения, которые могли бы изменить эти данные.

Результаты проверки положительные, если условия эксплуатации АИИС КУЭ и ее компонентов удовлетворяют рабочим условиям применения, регламентированным в распространяющейся на них документации.

• 8.5  Проверка нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов тока

  • 8.5.1  Проверку нагрузки вторичных цепей ТТ проводят в соответствии с МИ 3196.

  • 8.5.2  Допускается измерения мощности нагрузки вторичных цепей ТТ не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспортов-протоколов на ИИК.

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

Результаты проверки положительные, если нагрузка вторичных цепей трансформаторов тока находится в пределах:

• - от 3,75 В-А до 100 % от номинального для ТТ с номинальной вторичной нагрузкой 5 ВА или 10 ВА;

• - от 25 до 100 % от номинального значения для ТТ с номинальной вторичной нагрузкой 15 В-А.

• 8.6  Проверка системы обеспечения единого времени

  • 8.6.1 Проверку СОЕВ проводят с использованием радиочасов МИР РЧ-02, хранящих шкалу времени, синхронизированную с метками шкалы координированного времени Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого               Методика поверки

учета электрической шрпгии ООГЭ zzW zzUomzmww»»™

государственного первичного эталона Российской Федерации UTC (SU). В соответствии с эксплуатационной документацией подключают радиочасы МИР РЧ-02 к переносному компьютеру и выполняют их настройку с использованием программы «Конфигуратор радиочасов МИР РЧ-02» (конфигуратор). В качестве сигналов точного времени допускается использовать эталонные сигналы времени, передаваемые по сети Интернет.

• 8.6.2   Проверку расхождения между шкалами времени внутренних часов компонентов СОЕВ и радиочасов проводят для счетчиков и сервера следующим образом:

• - счетчик (сервер) переводят в режим отображения текущего времени;

• - одновременно фиксируют показания «ВРЕМЯ UTC» во вкладке «Синхронизация» конфигуратора и текущее время, отображаемое на индикаторах счетчиков (сервере);

• - определяют разницу (без учёта количества часов) между шкалами времени часов компонентов СОЕВ и временем UTC (SU).

• 8.6.3   Проверку синхронизации шкал времени внутренних часов компонентов СОЕВ проводят сравнением показаний текущего времени. Определяют различие показаний текущего времени между шкалами сервера и устройства синхронизации времени У СВ-2, счетчиков и сервера. Проверку правильности работы системы коррекции времени выполняют также по журналам событий, определяя расхождение времени корректируемого и корректирующего компонентов СОЕВ в момент, непосредственно предшествующий коррекции.

Результаты проверки положительные, если:

• - расхождение шкалы времени часов любого компонента СОЕВ АИИС КУЭ со шкалой координированного времени UTC (SU) не превышает 5 с;

• - синхронизация времени осуществляется успешно, коррекция выполняется согласно алгоритму, приведённому в описании типа и формуляре АИИС КУЭ.

• 8.7 Проверка отсутствия ошибок информационного обмена

  • 8.7.1   Проверка отсутствия ошибок информационного обмена предусматривает экспериментальное подтверждение подлинности измерительной информации в счетчиках электрической энергии (исходная информация) и базе данных сервера.

  • 8.7.2   Проверяют функционирование АРМ оператора, сервера и связующих компонентов, в том числе вспомогательных устройств: проводят опрос текущих показаний со всех счетчиков электрической энергии, с АРМ оператора проверяют глубину хранения измерительной информации, хранящейся в базе данных сервера, проверяют правильность значений коэффициентов трансформации ТТ.

  • 8.7.3   На компьютере АРМ оператора распечатывают профиль нагрузки по всем ИК АИИС КУЭ (измеренные значения тридцатиминутных приращений активной и реактивной электрической энергии (мощности)) за полные сутки, предшествующие дню проверки. Проверяют наличие данных, соответствующих каждому тридцатиминутному интервалу времени.

Результаты проверки положительные, если опрошены все счетчики, отсутствует пропуск данных (за исключением случаев, когда этот пропуск был обусловлен отключением ИК или устраненным отказом какого-либо компонента ИК), коэффициенты трансформации соответствуют данным, приведенным в описании типа на АИИС КУЭ.

• 8.7.4   Проверяют работоспособность счетчиков: правильность работы всех сегментов индикатора, отсутствие кодов ошибок или предупреждений, «прокрутку» параметров в заданной последовательности, соответствие индикации текущей даты в счетчике календарной дате (число, месяц, год).

Подключают счетчик к переносному компьютеру с установленным программным обеспечением конфигурации счетчиков, считывают результаты измерений электрической энергии (мощности) за установленный интервал времени и журналов событий с отметками коррекции времени. Профиль нагрузки со счетчика считывают за те же сутки, что и в проверке по 8.7.3 настоящей МП. Сравнивают значения тридцатиминутных приращений активной и реактивной электрической энергии (мощности), хранящихся в памяти счетчика и базе данных (с учетом коэффициентов трансформации ТТ). Проверку расхождений значений электрической энергии допускается проводить выборочно для двух ИК АИИС КУЭ.

Результаты проверки положительные, если подтверждена работоспособность счетчиков и расхождение результатов измерений счетчика и значений электрической энергии (мощности) на АРМ оператора не превышает одной единицы младшего разряда измеренных значений.

• 8.7.5   Распечатывают журналы событий счетчика и отмечают моменты времени, соответствующие нарушению связи между компонентами ИК АИИС КУЭ. Проверяют сохранность измерительной информации в памяти счетчиков и базе данных АРМ оператора на тех интервалах времени, в течение которых была нарушена связь.

Результаты проверки положительные, если обеспечивается сохранность измерительной информации при нарушении связи между компонентами ИК АИИС КУЭ.

• 8.7.6   Проверку передачи информации на верхний уровень осуществляют с помощью ПК «Энергосфера», установленного на сервере и компьютерах АРМ оператора. Проверяют, что данные формируются и передаются в центры сбора информации в автоматическом режиме.

Результаты проверки положительные, если имеется информация (электронное письмо), подтверждающая получение данных.

• 9.1  Метрологически значимой частью ПК «Энергосфера» является библиотека «pso_metr.dll», расположенная на диске «С» сервера «C:\Program Files (x86)\Prosoft-Systems\EnergoSphere\SO» и предназначенная для обработки информации, поступающей от счетчиков электрической энергии.

• 9.2  Идентификация метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ выполняется по команде оператора вычислением значения хэш-кода файла библиотеки «pso_metr.dll» следующим образом:

• - запускают приложение для работы с командной строкой и переходят в папку «C:\Program Files (x86)\Prosofi-Systems\EnergoSphere\SO»;

• - вводят команду «certutil -hashfile pso_metr.dll MD5» и нажимают клавишу «Enter»;

• - сравнивают полученное значение хеш-кода (рисунок 1) со значением в таблице 3;

. :\Prograni Files (x86)\Prosoft-Systems\EnergoSphere\SO>certutil -hashfile pso_metr.dll MD5 Хэш MD5 pso_metr.dll:

Cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

Certutil: -hashfile - команда успешно выполнена.

Рисунок 1 - Результат вычисления хэш-кода

Таблица 3 - Идентификационные данные метрологически значимой части

• 9.3 Проверка наименования и номера версии программ ПК «Энергосфера» осуществляется на компьютере АРМ оператора с использованием программы «Менеджер программ» ПК «Энергосфера» или через вызов окна «О программе» в меню «Справка» каждой программы.

Результаты проверки положительные, если идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ соответствуют данным, приведённым в таблице 3 и описании типа АИИС КУЭ.

Измерительные каналы АИИС КУЭ обеспечивают метрологические характеристики, нормированные в описании типа АИИС КУЭ, при использовании поверенных средств измерений ИК АИИС КУЭ и соблюдении рабочих условий применения АИИС КУЭ и ее компонентов, установленных в технической документации и пункте 3.2 настоящей МП.

Границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной и реактивной электрической энергии 8w₀, %, при доверительной вероятности, равной 0,95, вычисляют по формуле:

• 12.1 Результаты поверки оформляют протоколом по форме, принятой в организации, проводящей поверку.

• 12.2 При положительных результатах поверки сведения о результатах поверки ИК АНИС КУЭ вносят в ФИФОЕИ, оформляют свидетельство о поверке. Перечень и состав измерительных каналов АИИС КУЭ приводят в Приложении к свидетельству о поверке. Каждая страница приложения к свидетельству о поверке должна быть заверена подписью поверителя. Знак поверки наносят на свидетельство о поверке.

При положительных результатах первичной поверки (после ремонта или замены компонентов АИИС КУЭ), проведённой в объёме проверки в части вносимых изменений, оформляют новое свидетельство о поверке АИИС КУЭ при сохранении без изменений даты очередной поверки.

Допускается на основании письменного заявления собственника АИИС КУЭ проведение поверки отдельных измерительных каналов из перечня, приведённого в описании типа АИИС КУЭ, с обязательным указанием в приложении к свидетельству о поверке информации о количестве и составе поверенных каналов.

• 12.3 Отрицательные результаты поверки оформляют извещением о непригодности. Измерительные каналы АИИС КУЭ, прошедшие поверку с отрицательным результатом, не допускаются к использованию.

Приложение А

(справочное)

ГОСТ 12.1.038-82 ССБТ. Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов.

ГОСТ 12.2.007.0-75 ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.2.007.3-75 ССБТ. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности.

ГОСТ 12.3.019-80 ССБТ. Испытания и измерения электрические. Общие требования безопасности.

ГОСТ IEC 60950-1-2011 Оборудование информационных технологий. Требования безопасности. Часть 1. Общие требования.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем, основные положения.

МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электрической энепгии ООО «w            -------

Методика поверки