МП 201-048-2019
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПП 220 кВ "Восток"

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ унитарное предприятие «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ»

(ФГУП «ВНИИМС»)

УТВЕРЖДАЮ

директора метрологии !<ВНИИМС»

. Иванникова 2019 г.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ «Восток».

Методика поверки МП 201-048-2019

Москва 2019 г.

1    Общие положения...........................................................................................................................3

2    Операции поверки...........................................................................................................................4

3    Средства поверки............................................................................................................................4

4    Требования к квалификации поверителей....................................................................................5

5    Требования безопасности...............................................................................................................6

6    Условия поверки.............................................................................................................................6

7    Подготовка к поверке.....................................................................................................................6

8    Проведение поверки........................................................................................................................6

9    Оформление результатов поверки...............................................................................................11

трансформаторов), с показаниями зарегистрированными в центральном компьютере (сервере) системы. Расхождение не должно превышать две единицы младшего разряда.

8.11.5 В случае выявления несоответствий по пунктам 8.11.1-8.11.4 АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

9    Подтверждение соответствия программного обеспечения

9.1    Проводится проверка соответствия заявленных идентификационных данных программного обеспечения, указанных в описании типа и эксплуатационной документации:

-    наименование программного обеспечения;

-    идентификационное наименование программного обеспечения;

-    номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения;

-    цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода);

-    алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения.

9.2    Проверка выполняется в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка зашиты программного обеспечения» и ГОСТ Р 8.654-2015 «ГСИ. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения».

9.2.1    Проверка документации в части программного обеспечения.

На проверку представляется документация на программное обеспечение: Руководство пользователя. Представленная техническая документация должна соответствовать ГОСТ Р 8.654-2009 «ГСИ. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения».

9.2.2    Проверка идентификации программного обеспечения АИИС КУЭ

Убедиться, что идентификационное наименование и номер версии программного

обеспечения соответствует заваленным (наименование ПО и его версия определяются после загрузки ПО в разделе «справка»).

Результат проверки считать положительным, если идентификационное наименование и номер версии программного обеспечения соответствует заявленному.

9.2    J Проверка цифрового идентификатора программного обеспечения

На выделенных модулях ПО проверить цифровые идентификаторы и алгоритм вычисления цифрового идентификатора.

Проверка цифрового идентификатора программного обеспечения происходит на ИВК (сервере), где установлено НО. Запустить менеджер файлов, позволяющий производить хэширование файлов или специализированное ПО, предоставляемое разработчиком. В менеджере файлов, необходимо открыть каталог и выделить файлы, указанные в проекте описания типа на АИИС КУЭ. Далее, запустив соответствующую программу просчитать хэш. Получившиеся файлы в количестве, соответствующем выделенным файлам, содержат код алгоритма вычисления цифрового идентификатора в текстовом формате. Наименование файла алгоритма вычисления цифрового идентификатора должно соответствовать наименованию файла, для которого проводилось хэширование.

ПО считается подтвержденным, если идентификационное наименование ПО, номер версии (идентификационный номер) ПО, цифровой идентификатор ПО не противоречат приведенным в описании типа на АИИС КУЭ.

В противном случае АИИС КУЭ считается не прошедшей поверку и признается не пригодной к применению.

10    Оформление результатов поверки

10.1 На основании положительных результатов подтверждения соответствия по пунктам раздела 8 и 9 выписывают свидетельство о поверке АИИС КУЭ по форме и содержанию, удовлетворяющее требованиям Приказа Минпромторга от 02.07.2015 №1815. В приложении к свидетельству указывают перечень и состав ИК с указанием наименований, типов, заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав каждого ИК, прошедших поверку и пригодных к применению. Знак поверки наносится на свидетельство о

поверке путем нанесения оттиска поверительного клейма.

10.2    В случае, если отдельные ИК были забракованы по пунктам раздела 8, АИИС КУЭ признается непригодной к дальнейшей эксплуатации, в части ИК нс прошедших с положительным результатом поверку и на нее выдают извещение о непригодности по форме и содержанию, удовлетворяющее требованиям Приказа Минпромторга от 02.07.2015 №1815, с указанием причин непригодности. В приложении к извещению указывают перечень и состав ИК с указанием наименований, типов, заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав каждого ИК, не соответствующих метрологическим требованиям, установленным в описании типа.

10.3    В ходе поверки оформляется протокол поверки, отражающий выполнение процедур по пунктам раздела 8 и их результаты. Протокол поверки оформляется в произвольной форме.

Настоящая методика распространяется на измерительные каналы (далее - ИК) системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС ПС 220 кВ «Восток» (далее - АНИС КУЭ), предназначенной для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Перечень ИК и их метрологические характеристики приведены в Паспорте-формуляре на АИИС КУЭ.

1 Общие положения

Поверке подлежит АИИС КУЭ с перечнем ИК (состав ИК должен соответствовать описанию типа на АИИС КУЭ), прошедших процедуру утверждения типа, и на которую распространено свидетельство об утверждении типа. АИИС КУЭ подвергают поверке покомпонентным (поэлементным) способом с учетом положений раздела 8 ГОСТ Р 8.596.

Допускается проведение поверки АИИС КУЭ в части отдельных ИК, с обязательным указанием в приложении к свидетельству о поверке информации об объеме проведенной поверки.

Допускается проведение поверки АИИС КУЭ с составом ИК, непосредственно применяемых для измерений в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Первичную поверку системы (до ввода в эксплуатацию) проводят после утверждения типа АИИС КУЭ. Допускается при поверке использовать положительные результаты испытаний по опробованию методики поверки. При этом свидетельство о поверке оформляется только после утверждения типа АИИС КУЭ.

Периодическую поверку системы проводят в процессе эксплуатации АИИС КУЭ.

Периодичность поверки АИИС КУЭ не реже 1 раза в 4 года.

Средства измерений (измерительные компоненты) ИК АИИС КУЭ должны быть утвержденных типов, и поверяются в соответствии с интервалами между поверками, установленными при утверждении их типа. Если очередной срок поверки средства измерений (измерительного компонента) наступает до очередного срока поверки АИИС КУЭ, поверяется только этот компонент, а поверка всей АИИС КУЭ не проводится. После поверки средства измерений (измерительного компонента) и восстановления ИК выполняется проверка И К, той его части и в том объеме, который необходим для того, чтобы убедиться, что действия, связанные с поверкой средства измерений (измерительного компонента), не нарушили метрологических характеристик ИК (схема соединения, коррекция времени и т.п.).

После ремонта АИИС КУЭ, аварий в энергосистеме, если эти события могли повлиять на метрологические характеристики ИК, а также после замены средств измерений (измерительных компонентов), входящих в их состав, проводится внеочередная поверка АИИС КУЭ в объеме первичной поверки. Допускается проводить поверку только тех ИК, которые подверглись указанным выше воздействиям. При этом, в случае если замененные средств измерений (измерительных компонентов) нс соответствует описанию типа средств измерений, срок действия свидетельства о поверке на АИИС КУЭ в части указанных ИК устанавливается до окончания срока действия основного свидетельства о поверке. Во всех указанных случаях оформляется технический акт о внесенных изменениях, который должен быть подписан руководителем или уполномоченным им лицом и руководителем или представителем метрологической службы Предприятия-владельца. Технический акт хранится совместно со свидетельством о поверке, как неотъемлемая часть эксплуатационных документов на АИИС КУЭ.

2 Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, указанные в таблице 1.

Таблица I - Операции поверки

Наименование операции Номер пункта НД по поверке Обязательность проведения операции при первичной поверке периодической поверке 1 Подготовка к поверке 7 Да Да 2 Внешний осмотр 8.1 Да Да 3 Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ 8.2 Да Да 4 Проверка счетчиков электрической энергии 8.3 Да Да 5 Проверка УСПД 8.4 Да Да 6 Проверка функционирования центрального компьютера АИИС КУЭ 8.5 Да Да 7 Проверка функционирования вспомогательных устройств 8.6 Да Да 8 Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов напряжения 8.7 Да Да 9 Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов тока 8.8 Да Да 10 Проверка падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиков 8.9 Да Да 11 Проверка погрешности системы обеспечения единого времени (СОНВ) 8.10 Да Да 12 Проверка отсутствия ошибок информационного обмена 8.11 Да Да 13 Подтверждения соответствия ПО 9 Да Да 14 Оформление результатов поверки 10 Да Да

3 Средства поверки

При проведении поверки применяют средства измерений в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также приведенные в таблице 2.

Наименование средства измерений	Измеряемая величина	Метрологические характеристики	Номер пункта НД но поверке
Прибор комбинированный Testo 608-Н2	Температура окружающего воздуха	Диапазон измерений от минус 40 до 50 °С; цена деления шкалы 1 °С. Пределы допускаемой абсолютной погрешности: ±1 °С	7
	Относительная влажность воздуха	Диапазон измерения от 10 до 95% Пределы допускаемой абсолютной погрешности: ±5 %	7

Наименование средства измерений Измеряемая величина Метрологические характеристики Номер пункта НД по поверке Измеритель потерь напряжения СА210 Действующее значение силы тока Диапазон измерений: от 0,01 до 1,21мм Пределы допускаемой относительной погрешности (6|): ±7 % 8.7, 8.8, 8.9 Действующее значение напряжения Диапазон измерений: от 0 до 20 В Пределы допускаемой относительной погрешности (6и): ±7 % 8.7, 8.8, 8.9 Радиочасы «МИР РЧ-01» Сигналы точного времени Предел допускаемой абсолют-ной погрешности привязки фрона выходного импульса 1 Гц к шкале координированно-го времени UTC ± 1 МКС 8.10

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы

1.    Допускается применение других основных и вспомогательных средств поверки с метрологическими характеристиками, обеспечивающими требуемые точности измерений.

2.    Все средства измерений, применяемые при поверке, должны быть утвержденного типа и зарегистрированы в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, а также иметь действующие свидетельства о поверке.

Раздел 3 (Изменённая редакция, Изм. № I)

4 Требовании к квалификации поверителей

4.1    К проведению поверки АИИС КУЭ допускают поверителей, изучивших настоящую методику поверки и руководство по эксплуатации на АИИС КУЭ, имеющих соответствующее образование и стаж работы по данному виду измерений нс менее 1 года.

4.2    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 «Методика измерений мощности нагрузки 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 свыше 1000 В с группой по элсюгробезопасности не ниже IV.

4.3    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 «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов 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 свыше 1000 В с группой по элсктробезопасности нс ниже IV.

4.4    Измерение потерь напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения, входящими в состав АИИС КУЭ, осуществляется персоналом, имеющим стаж работы по данному виду измерений не менее 1 года, изучившим документ «Методика измерений потерь напряжения в линиях связи счетчика с трансформатором 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 свыше 1000 В с группой по электробезопасности не ниже IV.

5    Требования безопасности

5.1 При проведении испытаний должны быть соблюдены требования безопасности, установленные ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.3-75, «Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок», а также требования безопасности на средства поверки, поверяемые трансформаторы и 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, ГОСТ 12.2.007.7.

6    Условия поверки

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

7    Подготовка к поверке

7.1    Для проведения поверки предоставляют 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);

-    паспорта-протоколы на И К;

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

7.2    Перед проведением поверки выполняют следующие подготовительные работы:

-    проводят технические и организационные 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 НТД 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    Проведение поверки

8.1    Внешний осмотр

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

8.1.2 Проверяют размещение измерительных компонентов, правильность схем подключения трансформаторов тока и напряжения к счетчикам электрической энергии; правильность прокладки проводных линий по проектной документации на АИИС КУЭ.

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

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

8.1.5 В случае выявления несоответствий по пунктам 8.1.1-8.1.4 поверку приостанавливают до устранения выявленных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных каналов бракуется.

8.2 Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ Проверяют наличие свидетельств о поверке и срок их действия для всех измерительных компонентов: измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии, УСПД. При выявлении просроченных свидетельств о поверке из-

мерительных компонентов, дальнейшие операции по поверке АИИС КУЭ, в части ИК, в которые они входят, приостанавливаются и выполняют после поверки этих измерительных компонентов.

Допускается при обнаружении просроченных свидетельств о поверке измерительных компонентов ИК проводить их поверку на месте эксплуатации в процессе поверки АИИС КУЭ. Измерительные компоненты поверяются по методикам поверки, утвержденным мри утверждении их типа.

8J Проверка счетчиков электрической энергии

8.3.1    Проверяют наличие и сохранность пломб доверительных 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.

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

8.3.3    Проверяют работоспособность оптического 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.

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

8.3.5    В случае выявления несоответствий по пунктам 8.3.1-8.3.4 процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

8.4 Проверка УСПД

8.4.1    Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергосбытовых организаций на УСПД. При отсутствии или нарушении пломб проверяют правильность подсоединения УСПД.

8.4.2    Проверяют правильность функционирования УСПД в соответствии с его эксплуатационной документацией с помощью тестового программного обеспечения. Проверка считается успешной, если все подсоединенные к УСГ1Д счетчики опрошены и нет сообщений об ошибках.

8.4.3    Проверяют программную защиту УСПД от несанкционированного доступа.

8.4.4    Проверяют правильность значений коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, хранящихся в памяти процессора УСПД.

8.4.5    В случае выявления несоответствий по пунктам 8.4.1-8.4.4 процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

8.5    Проверка функционирования компьютеров АИИС КУЭ (АРМ или сервера)

8.5.1    Проводят опрос текущих показаний всех счетчиков электроэнергии.

8.5.2    Проверяют глубину хранения измерительной информации в центральном сервере АИИС КУЭ.

8.5.3    Проверяют защиту программного обеспечения на ЭВМ 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.

8.5.4    Проверяют работу аппаратных ключей. Выключают компьютер и снимают

аппаратную защиту (отсоединяют ключ от порта компьютера). Включают компьютер, загружают операционную систему и запускают программу. Проверку считают успешной, если получено сообщение об отсутствии «ключа защиты».

8.5.5    Проверяют правильность значений коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, если предусмотрено их хранение в сервере АИИС КУЭ.

8.5.6    В случае выявления несоответствий по пунктам 8.5.1-8.5.6 процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

8.6    Проверка функционирования вспомогательных устройств

8.6.1    Проверка функционирования мультиплексоров (при их наличии)

Проверяют функционирование мультиплексоров с помощью переносного

компьютера, подключенного к мультиплексору (группе мультиплексора) через кабель RS232, и специальной программы. Мультиплексор (группа мультиплексоров) считают работоспособным, если все счетчики, подключенные к данному мультиплексору (группе), были опрошены.

8.6.2    Проверка функционирования модемов (при их наличии)

Проверяют функционирование модемов, используя коммуникационные возможности специальных программ. Модемы считаются исправными в составе комплекса, если были установлены коммутируемые соединения и по установленным соединениям успешно прошел опрос счетчиков или УСГ1Д.

Допускается автономная проверка модемов с использованием тестового программного обеспечения.

8.63 Проверка функционирования адаптеров интерфейса (при их наличии)

Подключают к адаптерам переносной компьютер с ПО, используя кабель RS232. Проверка считается успешной, если удалось опросить все счетчики, подключенные к данному адаптеру.

8.6.4 В случае выявления несоответствий по пунктам 8.6.1-8.6.3 процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

8.7    Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов напряжения

8.7.1    Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергоснабжающих организаций на клеммных соединениях, имеющихся на линии связи ТН со счетчиком. Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения первичных и вторичных обмоток ТН. При отсутствии таких документов или нарушении (отсутствии) пломб проверяют правильность подключения первичных и вторичных обмоток ТН.

8.7.2    При проверке нагрузки вторичных цепей ТН необходимо убедиться в том, что отклонение вторичного напряжения при нагруженной вторичной обмотке составляет нс более 10 % от Uhou-

Измеряют мощность нагрузки вторичных цепей ТН, которая должна находиться в диапазоне, указанном в ГОСТ 1983-2001 и/или в описании типа средств измерений на конкретный тип ТН.

Измерение мощности нагрузки вторичных цепей ТН проводят в соответствии с документом «Методика измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения с использованием измерителя потерь напряжения СА210», зарегистрированном в Федеральном информационной фонде но обеспечению единства измерений под№ ФР. 1.34.2014.18629.

При отклонении мощности нагрузки вторичной цепи ТН от заданного значения, процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

Примечания

1    Допускается измерение мощности нагрузки вторичных цепей ТН не проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный ИК в течение истекающего межповерочного интервала системы. Результаты проверки считают положительными, если паспорт-протокол подтверждает выполнение указанного выше условия для ТН.

2    Допускается мощность нагрузки определять расчетным путем, если известны входные (проходные) импедансы всех устройств, подключенных ко вторичным обмоткам измерительных трансформаторов.

3. Допускается проведение измерений в соответствии с другими аттестованными методиками измерений.

8.8    Проверка нагрузки вторичных цепей измерительных трансформаторов тока

8.8.1    Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций, подтверждающих правильность подключения вторичных обмоток ТТ. При отсутствии таких документов проверяют правильность подключения вторичных обмоток ТТ.

8.8.2    Измеряют мощность нагрузки вторичных цепей ТТ, которая должна находиться в диапазоне, указанном в ГОСТ 7746-2001 и/или в описании типа средств измерений на конкретный тип ТТ.

Измерение мощности вторичной нагрузки ТТ проводят в соответствии с документом «Методика измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения с использованием измерителя потерь напряжения СА210», зарегистрированном в Федеральном информационной фонде по обеспечению единства измерений под № ФР. 1.34.2014.18629.

При отклонении мощности нагрузки вторичных цепей ТТ от заданного значения, процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АНИС КУЭ в части неисправных И К бракуется.

Примечания

1    Допускается измерение мощности нагрузки вторичных цепей ТТ не проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный ИК в течение истекающего межповерочного интервала системы. Результаты проверки считают положительными, если паспорт-протокол подтверждает выполнение указанного выше условия для ТТ.

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

3. Допускается проведение измерений в соответствии с другими аттестованными методиками измерений.

8.9    Проверка падения напряжения в линии связи счегчика с измерительным трансформатором напряжения

Измерение паления напряжения l/л в линии связи для каждой фазы проводят в соответствии с документом «Методика измерений падения напряжения в линии соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации», зарегистрированном в Федеральном информационной фонде по обеспечению единства измерений под № ФР. 1.34.2007.03521. Падение напряжения не должно превышать 0,25 % от номинального значения напряжения на вторичной обмотке ТН.

При отклонении значения падения напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения более 0,25 % от номинального значения напряжения на вторичной обмотке ТН операции проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

Примечания

1 Допускается измерение паления напряжения в линии связи счетчика с ТН не

проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный ИК в течение истекающего межповерочного интервала системы. Результаты проверки считают положительными, если паспорт-протокол подтверждает выполнение указанного выше требования.

2    Допускается падение напряжения в линии связи счетчика с ТН определять расчетным путем, если известны параметры линии связи и сила электрического тока, протекающего через линию связи.

3    В случае отсутствия ТН падение напряжения от точки измерения до счетчика электрической энергии нс должно превышать 0,25 % от номинального значения напряжения.

4. Допускается проведение измерений в соответствии с другими аттестованными методиками измерений.

8.10    Проверка системы обеспечения единого времени

8.10.1    Проверка времени УССВ

Включают радиочасы МИР-РЧ-01 и проверяют показания часов УССВ по сигналам точного времени. Расхождение времени должно находиться в пределах ± 1 с.

8.10.2    Проверка времени счетчиков, УСПД и сервера

Проверяют правильность работы системы коррекции времени, определяя по журналу событий расхождение времени корректируемого и корректирующего компонентов (например, счетчик - УСПД, УСПД - УССВ, сервер - УСПД 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.

8.10.3    В случае выявления несоответствий по пунктам 8.10.1-8.10.3 АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

8.11    Проверка отсутствия ошибок информационного обмена

Операция проверки отсутствия ошибок информационного обмена предусматривает экспериментальное подтверждение идентичности числовой измерительной информации в счетчиках электрической энергии (исходная информация), и памяти центрального сервера.

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

8.11.1    На центральном компьютере (сервере) системы распечатывают значения активной и реактивной электрической энергии, зарешетрированные 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 устранением отказа какого-либо компонента системы.

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

8.11J Распечатывают на центральном компьютере (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 (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов) и базе данных центрального сервера не должно превышать двух единиц младшего разряда учтенного значения.

8.11.4    Рекомендуется вместе с проверкой по п. 8.10.3 сличать показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии строго в конце получаса (часа) и сравнивать с данными, зарегистрированными в центральном компьютере (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 учетом коэффициентов трансформации измерительных