Методика поверки «ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ ИНСТРУКЦИЯ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Сетевая компания»» (MП. 359114.11.2021)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ БЮДЖЕТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ «ГОСУДАРСТВЕННЫЙ РЕГИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И ИСПЫТАНИЙ В РЕСПУБЛИКЕ ТАТАРСТАН» (ФБУ «ЦСМ Татарстан»)

СОГЛАСОВАНО

Е. Иванов

2021 г.

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ ИНСТРУКЦИЯ

Методика поверки

г. Казань

2021 г.

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 Подготовка к поверке и опробование средства измерений

• 8 Определение метрологических характеристик и подтверждение соответствия средства

измерений метрологическим требованиям

• 8.1 Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ

• 8.2   Проверка счетчиков электрической энергии

• 8.3 Проверка УСПД

• 8.4  Проверка функционирования сервера АИИС КУЭ

• 8.5 Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов тока

• 8.6 Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов напряжения9

• 8.7 Проверка падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой TH и

счетчиков

• 8.8   Проверка погрешности системного времени

• 8.9   Проверка отсутствия ошибок информационного обмена

• 9 Проверка программного обеспечения средства измерений

• 10 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

Настоящая методика поверки распространяется на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АО «Сетевая компания» и устанавливает порядок проведения первичной и периодической поверок ее информационноизмерительных комплексов (далее по тексту - ИИК).

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Сетевая компания» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по расчетным точкам учета распределительной сети, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Замену отдельных технических компонентов допускается проводить без дополнительной поверки ИИК, если устанавливаемые компоненты поверены и их метрологические характеристики (далее - MX) совпадают с заменяемыми.

Допускается проведение поверки отдельных измерительных каналов и (или) отдельных автомномных блоков из состава АИИС КУЭ для меньшего числа измеряемых величин или на меньшем числе поддиапазонов измерений по заявлению эксплуатирующей организации.

В состав ИИК системы входят измерительные компоненты, приведенные в Паспорте-формуляре на АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ обеспечивает прослеживаемость к ГЭТ 88-2014 «ГПСЭ единицы силы электрического тока в диапазоне частот 20 - Г10⁶Гц», ГЭТ 27-2009 «ГПСЭ единицы электрического напряжения - вольта - в диапазоне частот ЗЮ⁷- 210⁹Гц», ГЭТ 89-2008 «ГПСЭ единицы электрического напряжения (вольта) в диапазоне частот 10 -ь 3* 10⁷ Гц», ГЭТ 1-2018 «ГПЭ единиц времени, частоты и национальной шкалы времени».

При проведении поверки выполняют операции, указанные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

Продолжение таблицы 1

Условия поверки АИИС КУЭ должны соответствовать условиям ее эксплуатации, нормированным в технической документации, но не выходить за нормированные условия применения средств поверки.

• 3.1 Поверку АИИС КУЭ осуществляют аккредитованные в соответствии с 'законодательством Российской Федерации об аккредитации в национальной системе аккредитации на проведение поверки средств измерений юридические лица и индивидуальные предприниматели, изучившие настоящую методику поверки и руководство по эксплуатации на АИИС КУЭ. имеющие стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года.

• 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 МИ 3196-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации» и прошедшим обучение по проведению измерений в соответствии с указанным документом. Измерение проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и выше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже HI.

• 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 МИ 3195-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных транс(}юрматоров напряжения в условиях эксплуатации» и прошедшим обучение по проведению измерений в соответствии с указанным документом. Измерение проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и выше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже ГУ.

При проведении поверки применяют средства измерений и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на

измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также приведенные в таблице 2.

Таблица 2 - Средства измерений

• 5.1 При проведении поверки должны быть соблюдены требования безопасности, установленные ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ 12.2.007.3, «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», «Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок» (утвержденные приказом Министерства труда и социальной защиты РФ от 24.07.2013 г. № 328н), а также требования безопасности на средства поверки, поверяемые счетчики, изложенные в их руководствах по эксплуатации.

• 5.2  Эталонные средства измерений, вспомогательные средства поверки и оборудование должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.007.3

• 6.1  Проверяют целостность корпусов и отсутствие видимых повреждений измерительных компонентов, наличие поверительных пломб и клейм.

• 6.2    Проверяют размещение измерительных компонентов, правильность схем подключения счетчиков электрической энергии: правильность прокладки проводных линий по проектной документации на АИИС КУЭ.

• 6.3 Проверяют соответствие типов и заводских номеров фактически использованных измерительных компонентов типам и заводским номерам, указанным в формуляре АИИС КУЭ.

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

• 7.1 Для проведения поверки представляют следующую документацию:

• - руководство по эксплуатации АИИС КУЭ;

• - описание типа АИИС КУЭ:

• - свидетельства о поверке измерительных компонентов, входящих в ИК, и свидетельство о предыдущей поверке системы (при периодической и внеочередной поверке);

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

• 7.2 Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные работы:

• - проводят организационно-технические мероприятия по доступу поверителей и персонала энергообъектов к местам установки счетчиков электроэнергии, ИВК:

• - по размещению эталонов, отключению в необходимых случаях поверяемых средств измерений от штатной схемы;

• - проводят организационно-технические 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 нормативных документах на средства поверки:

• - 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 Определение метрологических характеристик и подтверждение соответствия средства измерений метрологическим требованиям

Проверяют наличие свидетельств о поверке и срок их действия для всех измерительных компонентов: счетчиков электрической энергии, ИВК. При обнаружении просроченных свидетельств о поверке измерительных компонентов или свидетельств, срок действия которых близок к окончанию, дальнейшие операции по поверке ПК, в который они входят, выполняют после поверки этих измерительных компонентов.

• 8.2.1 Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на счетчике и испытательной коробке. 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 вольтамперфазометра. При проверке последовательности чередования фаз действуют в соответствии с указаниями, изложенными в руководстве по его эксплуатации.

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

• 8.2.3  Проверяют работоспособность оптического (инфракрасного) порта счетчика с помощью переносного компьютера. Преобразователь подключают к любому последовательному порту переносного компьютера. Опрашивают счетчик по установленному соединению. Опрос счетчика считается успешным, если получен отчет, содержащий данные, зарегистрированные счетчиком.

• 8.2.4 Проверяют соответствие индикации даты в счетчике календарной дате (число, месяц, год). Проверку осуществляют визуально или с помощью переносного компьютера через оптопорт (инфракрасный).

• 8.3.1  Проверяют правильность функционирования УСПД в соответствии с его эксплуатационной документацией с помощью тестового программного обеспечения.

• 8.3.2 Проверяют программную защиту' УСПД от несанкционированного доступа. С помощью специализированного ПО, установленного на сервере, посредством удаленного доступа в соответствии с описанием ПО устанавливают связь с УСПД. В поле “пароль" вводят неправильный код.

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

• 8.3.4 Результаты проверки считаются положительными, если:

все подсоединенные к УСПД счетчики опрошены и нет сообщений об ошибках;

при вводе неправильного пароля программа опроса выдаёт сообщение об ошибке и не разрешает продолжить работ}':

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

При обнаружении каких-либо несоответствий по пп. 83.1-8.3.3 дальнейшие операции по поверке ПК, в который входит данное УСПД. 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 9 данной методики поверки.

• 8.4.1 Проводят опрос текущих показаний всех счетчиков электроэнергии.

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

• 8.4.3 Проверяют защиту программного обеспечения на сервере АИИС КУЭ от несанкционированного доступа. Для этого запускают на выполнение программу сбора данных и в поле «пароль» вводят неправильный код. Проверку считают успешной, если при вводе неправильного пароля программа не разрешает продолжать работу.

• 8.4.4  Проверяют работ}' аппаратных ключей. Выключают сервер и снимают аппаратную защиту (отсоединяют ключ от порта сервера). Включают сервер, загружают операционную систему и запускают программу. Проверку считают успешной, если получено сообщение об отсутствии «ключа защиты».

• 8.5.1 Проверяют наличие номинального значения мощности нагрузки на вторичные цепи ГТ 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.

• 8.5.2 Измерение вторичной нагрузки ТТ проводят в соответствии с МИ 3196-2018 «Государственная система обеспечения единства измерений. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей».

Примечания

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

• 8.5.3 Результаты проверки считаются положительными, если:

измеренное значение мощности нагрузки на вторичные цепи ТТ соответствует требованиям ГОСТ 7746-2015;

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

При обнаружении каких-либо несоответствий по пп. 8.4.1-8.4.2 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 9 данной методики поверки.

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

• 8.6.2 Проверяют наличие номинального значения мощности нагрузки на вторичные цепи THshom, 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.

• 8.6.3 Измерение мощности нагрузки на вторичные цепи TH проводят в соответствии с МИ 3195-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации».

Примечания

• 1 Допускается измерения мощности нагрузки на вторичных цепях TH не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспортов-протоколов 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.

• 7.7.4 Результаты проверки считаются положительными, если:

измеренное значение мощности нагрузки на вторичные цепи TH соответствует требованиям ГОСТ 1983-2015;

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

При обнаружении каких-либо несоответствий по пп. 8.6.1-8.6.3 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 10 данной методики поверки.

• 8.7.1 Измеряют падение напряжения Е'л в проводной линии связи для каждой фазы по документу «Методика измерений падения напряжения во вторичной цепи измерительного трансформатора напряжения прибором «Энерготестер ПКЭ-А» в условиях эксплуатации».

Примечания

• 1 Допускается измерение падения напряжения в линии соединения счетчика с TH не проводить, если такие измерения проводились при составлении паспортов-протоколов 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 падение напряжения в линии соединения счетчика с TH определять расчетным путем, если известны параметры проводной линии связи и сила электрического тока, протекающего через линию связи.

• 8.7.2 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. 8.7.1 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 10 данной методики поверки.

• 8.8.1 Проверка времени УССВ

Включают приемник сигналов точного времени и проверяют показания часов УССВ по сигналам точного времени. Расхождение времени между приемником сигналов точного времени и УССВ должно находиться в пределах ±5 с/сутки.

Примечание

В качестве сигналов точного времени используют эталонные сигналы времени:

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

• - сигналы, передаваемые спутниковой навигационной системой ГЛОНАСС;

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

• 8.8.2 Проверка времени счетчиков и сервера

Проверяют правильность работы системы коррекции времени, определяя по журналу событий расхождение времени корректируемого и корректирующего компонентов (например, счетчик - сервер, сервер — УССВ и т.п.) в момент, непосредственно предшествующий коррекции времени. Расхождение времени корректируемого и корректирующего компонентов не должно превышать предела допускаемого расхождения, указанного в описании типа АИИС КУЭ.

• 8.8.3 В случае выявления несоответствий по пунктам 8.7.1 - 8.7.2 АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

Операция проверки отсутствия ошибок информационного обмена предусматривает экспериментальное подтверждение идентичности числовой измерительной информации в 10

счетчиках электрической энергии (исходная информация), и памяти центрального сервера.

В момент проверки все технические средства, входящие в проверяемый ИК. должны быть включены.

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

• 8.9.2  Распечатывают журнал событий счетчика и ИВК и отмечают моменты нарушения связи между измерительными компонентами системы. Проверяют сохранность измерительной информации в памяти ИВК и сервере системы на тех интервалах времени, в течение которого была нарушена связь.

• 8.9.3    Распечатывают на сервере профиль нагрузки за полные сутки, предшествующие дню поверки. Используя переносной компьютер, считывают через оптопорт профиль нагрузки за те же сутки, хранящийся в памяти счетчика. Различие значений активной (реактивной) мощности, хранящейся в памяти счетчика и базе данных центрального сервера не должно превышать двух единиц младшего разряда учтенного значения.

• 8.9.4  Рекомендуется вместе с проверкой по п. 8.5.2 сличать показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии строго в конце получаса (часа) и сравнивать с данными, зарегистрированными в сервере системы для того же момента времени. Для этого визуально или с помощью переносного компьютера через оптопорт считывают показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии и сравнивают эти данные с показаниями зарегистрированными в сервере системы. Расхождение не должно превышать две единицы младшего разряда.

• 9.1 Определение идентификационного наименования ПО.

Для определения идентификационного наименования ПО «Пирамида 2.0» необходимо:

• 1) Найти файл    «Binary PackControls.dll»    по следующему пути

«C:\Pyramid\CollectorService\». Выделить файл и нажать правую кнопку мыши, в выпавшем меню выбрать пункт — «свойства». В выпавшем окне выбрать закладку «Подробно». В верхней части окна (рисунок 1) указано идентификационное наименование ПО -« В inary PackContro ls.dll».

Общие Безопасность Подробно Прех1»э1.дуии.ие версии

Свойство

Значение

Описание

Описание cpaPiria

Тип

Версия Файла Название продукта

Binary PeckControls Расширение прилс

с

Свойство

Значение

Описание

Описание Файла

Com Modbus Functions

Тип

Расширение приложения

• 5) Найти файл «ComStdFunctions.dll» по следующему пути «C:\Pyramid\CollectorService\». Выделить файл и нажать правую кнопку мыши, в выпавшем меню выбрать пункт - «свойства». В выпавшем окне выбрать закладку «Подробно». В верхней части окна (рисунок 5) указано идентификационное наименование ПО -«ComStdFunctions.dll».

  

  Свойство

  Значение

  Описание

  Описание Файла

  Тип

  Версия Файла

  Название продукта

  Com Std Functions

  Расширение приложения

  1.0.0 6

  Рисунок 5 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2.0».

  

• 6) Найти файл «DateTimeProcessing.dll» по следующему пути «C:\Pyramid\CollectorService\». Выделить файл и нажать правую кнопку мыши, в выпавшем меню выбрать пункт - «свойства». В выпавшем окне выбрать закладку «Подробно». В верхней части окна (рисунок 6) указано идентификационное наименование ПО -

  «DateTimeProcessing.dll».

  

  Свойство

  Значение

  Описание

  Описание Файла Тип

  Версия Файла

  Название продукта

  Date Time Processing Расширение приложения

  1.0.0.0

  Рисунок 6 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2.0».

  

  ate Time Processing

• 7) Найти файл «SafeValuesDataUpdate.dll» по следующему пути «C:\Pyramid\CollectorService\». Выделить файл и нажать правую кнопку мыши, в выпавшем меню выбрать пункт — «свойства». В выпавшем окне выбрать закладку «Подробно». В верхней части окна (рисунок 7) указано идентификационное наименование ПО -«SafeValuesDataUpdate.dll».

■*- Св о

Общие Безопасность Подробно Предыдущие версии

Свойство           Значение

Описание

Описание Файла     Safe Values D at <з Update

Тип                Расши[эение приложения

Версия Файла         1.0.0.0 ' _   ____

Название продутста  'Safe Values Data Update

• 8) Найти файл «SimpleVerifyDataStatuses.dll» по следующему пути «C:\Pyramid\CollectorService\». Выделить файл и нажать правую кнопку мыши, в выпавшем меню выбрать пункт - «свойства». В выпавшем окне выбрать закладку «Подробно». В верхней части окна (рисунок 8) указано идентификационное наименование ПО -

«SimpleVerifyDataStatuses.dll».

Свсйст

Значение

Общие Безопасность Подробно

Свойство

Описание

Описание Файла

Тип

Версия Файла          __

Название продукта ^ Simple Verify Data Statuses Рисунок 8 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2.0».

• 9) Найти файл «SummaryCheckCRC.dll» по следующему пути «C:\Pyramid\CollectorService\». Выделить файл и нажать правую кнопку мыши, в выпавшем меню выбрать пункт - «свойства». В выпавшем окне выбрать закладку «Подробно». В верхней

  части окна (рисунок 9) указано идентификационное наименование ПО «SummaryCheckCRC.dll».

  

  Свойство

  Значение

  Описание

  Описание Файла

  SummaryCheckCRC

  Тип

  Версия Файла Название пролук

  Расширение приложения

  1.0.0.0

  ummaryCheckC RC

  Рисунок 9 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2.0».

• 10) Найти файл «ValuesDataProcessing.dll» по следующему пути «C:\Pyramid\CollectorService\». Выделить файл и нажать правую кнопку мыши, в выпавшем меню выбрать пункт - «свойства». В выпавшем окне выбрать закладку «Подробно». В верхней части окна (рисунок 10) указано идентификационное наименование ПО -«ValuesDataProcessing.dll».

  

  Общие Безопасность Подробно Предыдущие версии

'Свойство

Описание

Описание Файла

Тип

Вереи я Файла СТ" 1.0 0.0   >  _

Название продукта (^^Values Data Processing

Рисунок 10 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2.0»

• 9.2 Определение цифрового идентификатора ПО

Для определения цифрового идентификатора ПО «Пирамида 2.0» необходимо:

В браузере (Google Chrome) набрать адрес «http://<server_name>/Account/Login», перейти в раздел «Система», в разделе «Общие» выбрать «Метрологические модули». В открывшемся окне проверить состояние метрологических модулей (рисунок 11). Если в поле «Состояние» высвечено зеленым цветом «Норма», значит внутренняя проверка контрольной суммы средствами ПО «Пирамида 2.0» прошла удачно.

Управпение I Сервис

Рисунок 11 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2.0».

«SafeValuesDataUpdate.dll» - В674 0D34 19АЗ ВС1А 4276 3860 BB6F C8AB.

• 8)    Найти файл «SimpleVerifyDataStatuses.dll» по следующему пути «C:\Pyramid\CollectorService\». Результат расчета контрольной суммы файла «SimpleVerifyDataStatuses.dll» - 61С1 445В В04С 7F9B В424 4D4A 085С 6А39.

• 9)    Найти файл «SummaryCheckCRC.dll» по следующему пути «C:\Pyramid\CollectorService\». Результат расчета контрольной суммы файла «SummaryCheckCRC.dll» - EFCC 55Е9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5.

• 10)    Найти файл «ValuesDataProcessing.dll» по следующему пути «C:\Pyramid\CollectorService\». Результат расчета контрольной суммы файла «ValuesDataProcessing.dll» - 013Е 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 ВВ6Е Е645.

• 10.1 На основании положительных результатов по пунктам раздела 8 выписывают свидетельство о поверке АНИС КУЭ в соответствии с приложением 1 к порядку проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержденному приказом Минпромторга России от 31 июля 2020 г. N 2510. В приложении к свидетельству указывают перечень И К.

• 10.2  При отрицательных результатах поверки АИИС КУЭ признается негодной к дальнейшей эксплуатации и на нее выдают извещение о непригодности к применению в соответствии с приложением 1 к порядку проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке, утвержденному приказом Минпромторга России от 31 июля 2020 г. N 2510 с указанием причин.

¹

   Найти файл «BinaryPackControls.dll» по следующему пути «C:\Pyramid\CollectorService\». Результат расчета контрольной суммы файла «BinaryPackControls.dll» - ЕВ 19 84Е0 072А CFE1 С797 269В 9DB1 5476.

²

   Найти файл «CheckDataIntegrity.dll» по следующему пути «C:\Pyramid\CollectorService\». Результат расчета контрольной суммы файла «CheckDataIntegrity.dll» - Е021 C-F9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7.

³

   Найти файл «ComlECFunctions.dll» по следующему пути «C:\Pyramid\CollectorService\». Результат расчета контрольной суммы файла «ComIECFunctions.dll» - ВЕ77 С565 5C4F 19F8 9А1В 4126 ЗА16 СЕ27.

⁴

   Найти файл «ComModbusFunctions.dll» по следующему пути «C:\Pyramid\CollectorService\». Результат расчета контрольной суммы файла «ComModbusFunctions.dll» - АВ65 EF4B 617Е 4F78 6CD8 7В4А 560F С917.

⁵

   Найти файл «ComStdFunctions.dll» по следующему пути «C:\Pyramid\CollectorService\». Результат расчета контрольной суммы файла «ComStdFunctions.dll» - ЕС9А 8647 1F37 13Е6 OCID AD05 6CD6 Е373.

⁶

   Найти файл «DateTimeProcessing.dll» по следующему пути «C:\Pyramid\CollectorService\». Результат расчета контрольной суммы файла «DateTimeProcessing.dll» - D1C2 6A2F 55С7 FECF F5CA F8B1 С056 FA4D.

⁷

   Найти файл «SafeValuesDataUpdate.dll» по следующему пути «C:\Pyramid\CollectorService\». Результат расчета контрольной суммы файла