Общество с ограниченной ответственностью «Автоматизированные системы в энергетике» ООО «АСЭ»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Диаскан» по Научно-производственной базе

Методика поверки

МП 31-2019

2019 г.

Содержание

ВВЕДЕНИЕ............................................................................................................................................3

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...............................................................................12

8.11.2    Выводят на экране компьютера или распечатывают журнал событий счетчика и УСПД и отмечают моменты нарушения связи между измерительными компонентами системы. Проверяют сохранность измерительной информации в памяти счетчиков, УСПД и сервере системы на тех интервалах времени, в течение которых была нарушена связь.

8.11.3    Выводят на экране компьютера или распечатывают на центральном компьютере (сервере) профиль нагрузки за полные сутки, предшествующие дню поверки. Используя переносной компьютер или удаленный доступ до счетчика, считывают 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 нс должно превышать одной единицы младшего разряда учтенного значения.

8.11.4    Рекомендуется вместе с проверкой по п. 8.11.3 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. Дтя этого визуально, с помощью удаленного доступа или с помощью переносного компьютера через оптический порт считывают показания счетчика по активной и реактивной электрической энергии и сравнивают эти данные (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов) с показаниями, зарегистрированными в центральном компьютере (сервере) системы. Расхождение не должно превышать две единицы младшего разряда учтенного значения.

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

8.12 Подтверждение соответствия программного обеспечения

8.12.1    Проводится проверка соответствия заявленных идентификационных данных программного обеспечения, указанных в описании тина и формуляре АИИС КУЭ:

• наименование программного обеспечения;

-    идентификационное наименование программного обеспечения:

-    номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения:

цифровой идентификатор программною обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода):

-    алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения.

8.12.2    Проверка выполняется в соответствии с Р 50.2.077-2014 «Государственная система обеспечения единства измерений. Исльпания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» и ГОСТ Р 8.654-2015 «Государственная система обеспечения единства измерений. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения».

8.12.2.1    Проверка документации в части программного обеспечения.

На проверку представляется документация на программное обеспечение. Руководство пользователя. Представленная техническая документация должна соответствовать ГОСТ Р 8.654-2015 «Государственная система обеспечения единства измерений. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения».

8.12.2.2    Проверка идентификации программного обеспечения АИИС КУЭ.

Убедиться, что идентификационное наименование и номер версии программного

обеспечения соответствует заявленным (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.

8.12.2.3    Проверка цифрового идентификатора программного обеспечения.

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

Проверка цифрового идентификатора программного обеспечения производится на ИВК (сервере), где установлено ПО. Запустить менеджер файлов, позволяющий производить хэширование файлов или специализированное ПО, предоставляемое разработчиком. В менеджере файлов, необходимо открыл, каталог и выделить файлы, указанные в описания типа на ЛИИС КУЭ. Датее, запустив соответствующую программу, из состава ПО ЛИИС КУЭ. просчитать хэш. По результатам формируются файлы, содержащие коды алгоритмов вычисления цифровых идентификаторов в текстовом формате. Наименование файлов алгоритмов вычисления цифровых идентификаторов должно соответствовать наименованию файлов, для которых 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.

9 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

9.1    На основании положительных результатов подтверждения соответствия по пунктам раздела 8 выписывают свидетельство о поверке АИИС КУЭ по форме и содержанию, удовлетворяющее требованиям Приказа MminpoMTopia от 02.07.2015 г. № 1815. В приложении к свидетельству указывают перечень и состав ИК с указанием наименований, типов в соответствии со свидетельствами об утверждении типа СИ. заводских номеров средств измерений (измерительных компонентов), входящих в состав каждого ИК (для счетчиков электрической энергии также указывается условное обозначение модификации и варианта исполнения в соответствии со свидетельством об утверждении типа СИ), прошедших поверку и пригодных к применению, также указывают наименования, типы и заводские номера УС'ПД. УССВ. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке путем нанесения описка новеритслыюю клейма и (или) наклейки со штрих-кодом.

9.2    В случае, если отдельные ИК были забракованы но пунктам раздела 8. АИИС КУЭ признается непригодной к дальнейшей эксплуатации, в части ИК не прошедших с положительным результатом поверку и на нес выдают извещение о непригодности по форме и содержанию, удовлетворяющее требованиям Приказа Минпромторга от 02.07.2015 г. 1815, с указанием причин непригодности. В приложении к извещению о непригодности указывают перечень и состав ИК с указанием наименований, типов в соответствии со свидетельствами об утверждении типа СИ. заводских номеров средств измерений (измерительных компонентов), входящих в состав каждого ИК (для счетчиков электрической энергии также указывается условное обозначение модификации и варианта исполнения в соответствии со свидетельством об утверждении типа СИ), не соответствующих метрологическим требованиям, установленным в описании типа.

9.3    В ходе поверки оформляется протокол поверки, отражающий выполнение процедур

по пунктам раздела 8 и их результаты. Протокол поверки оформл    эй    форме.

Разработал:

Начальник метрологической службы

ВВЕДЕНИЕ

Настоящая методика определяет методы и средства проведения первичной и периодической поверок измерительных каналов (ИК) системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Диаскан» по Научно-производственной базе, заводской номер 001. предназначенной для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интерваты времени отдельными технологическими объектами, сбора обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Поверке подлежит АИИС КУЭ с перечнем ИК (состав и метрологические характеристики ИК должны 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 ГОСТ Р 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

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 И К. непосредственно применяемых для измерений в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Первичную поверку проводят после утверждения типа АИИС КУЭ. Допускается при поверке использовать положительные результаты испытаний по опробованию методики поверки. При этом свидетельство о поверке оформляют только после утверждения типа АИИС КУЭ.

Периодическую поверку АИИС КУЭ выполняют в процессе эксплуатации АИИС КУЭ.

Периодичность поверки (межповерочный интервал) АИИС КУЭ - раз в 4 года.

Средства измерений (измерительные компоненты) ИК АИИС КУЭ должны быть утвержденных типов и поверяться 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 ИК в 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 событиям. В соответствии с МИ 3000-2018 «Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки», в случае, если замененные средства измерений (измерительные компоненты) не соответствуют описанию типа средства измерения, 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 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 1 - 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. Проверка соответствия измерительных компонентов ЛИИС КУЭ 8.2 Да Да 4. Проверка счетчиков электрической энергии 8.3 Да Да 5. Проверка устройства сбора и передачи данных (УСПД) 8.4 Да Да 6. Проверка функционирования компьютеров АИИС КУО (АРМ или сервера) 8.5 Да Да 7. Проверка функционирования вспомогательных устройств 8.6 Да Да 8. Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов напряжения (ТН) 8.7 Да Да 9. Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных 1 рансформаторов тока (ТГ) 8.8 Да Да 10. Проверка паления напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения 8.9 Да Да 11. Проверка noipenmocTH системы обеспечения единого времени (COF.B) 8.10 Да Да 12. Проверка отсутствия ошибок информационного обмена 8.11 Да Да 13. Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) 8.12 Да Да 14. Оформление результатов поверки 9 _д? Да

3 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

При проведении поверки применяют средства измерений в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на средства измерений (измерительные компоненты) ЛИИС К У'), а также приведенные в таблице 2

Таблица 2 - Средства измерений и вспомогательные устройства

№ п/п Наименование 1 2 1 Термшигрометр Ива-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46434-11) 2 Мидлитесламетр портативный универсальный ГНУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 28134-12) 3 Радиочасы МИР РЧ-02. воспроизводящие и выдающие сигналы времени 1 Гц и информацию о текущих значениях времени суток и календарной дате на основании приема и преобразовании сигналов спутниковых навигационных систем ГЛОНАСС/GPS (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 46656-11)

I [родолжение таблицы 2

1 2 4 Прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-З.ЗТ1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08) 5 Средства измерений в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки 6 Средства измерений в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки 7 Средства измерений вторичной нагрузки ТТ в соответствии с утвержденным документом МИ 3196-2018 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей 8 Средства измерений вторичной нагрузки ТН в соответствии с утвержденным документом МИ 3195-2018 ГСИ. Мощность на1рузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей 9 Средства измерений вторичной нагрузки ТН в соответствии с утвержденным документом МИ 3598-2018 «Государственная система обеспечения единства измерений. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации» 10 _ Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы 1 ; м 1 Средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ Примечания 1    Допускается применение других основных и всномо1агсльны\ средств поверки с метрологическими характеристиками, обеспечивающими требуемые точности измерений. 2    Все средства измерений, применяемые при поверке, должны быть утвержденного типа и иметь деЙ-I ствующие свидетельства о поверке. Эталоны елиниц величин должны быть утверждены и иметь лей-

I ствующие свидетельства оо агтсстации.

4 ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ

4.1    К проведению поверки АИИС КУЭ допускают поверителей, изучивших настоящую методику поверки и руководство но эксплуатации на АИИС КУЭ, имеющих стаж работы по данному виду измерений не менее 1 гола.

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 МИ 3196-2018 «Государственная система обеспечения единства измерений. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей» н прошедшим обучение по проведению измерений в соответствии с указанным документом. Измерение проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, под1верждаюшее право работы на установках до и выше 1000 В с группой по электробезопасности нс 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 МИ 3195-2018 «Государственная система обеспечения единства измерений. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей» 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 IV.

4.4    Измерение потерь напряжения в линии соединения 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 МИ 3598-2018 «Государственная система обеспечения единства измерений. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации». 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 элеюробсзопасности не ниже IV.

5    ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

5.1    При проведении поверки должны быть соблюдены требования безопасности, установленные ГОСТ 12.2.007.0-75 «Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности», ГОСТ 12.2.007.3-75 «Система стандартов безопасности труда. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности», «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей». «Правила 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 12.2.003-91 «Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности». ГОСТ 12.2.007.3-75 «Система стандартов безопасности труда. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности». ГОСТ 28668-90 «Низковольтные комплектные устройства распределения и управления. Часть I. Требования к устройствам, испытанным полностью или частично».

6    УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

Условия поверки АИИС КУЭ должны соответствовать условиям се эксплуатации, указанным в описании тина, но не выхолить за нормированные условия применения средств поверки.

7    ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

7.1    Для проведения поверки представляют следующую документацию:

-    руководство по эксплуатации АИИС КУЭ;

-    формуляр АИИС КУЭ;

-    описание типа АИИС КУЭ;

-    свидетельства о поверке средств измерений (измерительных компонентов), входящих в состав ИК, и свидетельство о предыдущей поверке АИИС КУЭ (при периодической и внеочередной поверке):

-    паспорта-протоколы на ИИК;

-    рабочие журналы АИИС КУЭ с данными по климатическим и иным условиям эксплуатации за межповсрочный 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.

8    ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

8.1    Внешний осмотр

8.1.1    Проверяют целостность корпусов, отсутствие видимых повреждений средств измерений (измерительных компонентов).

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

8.1.3    В случае выявления несоответствий по пунктам 8.1.1 и 8.1.2 поверку приостанавливают до устранения выявленных несоответствий. В сучас невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

8.2 Проверка соответствия измерительных компонентов АИИС КУЭ

8.2.1    Проверяют правильность расположения и монтаж средств измерений (измерительных компонентов), правильность схем подключения ТТ и ТН к счетчикам электрической энергии; правильность прокладки проводных линий связи по проектной документации на АИИС КУЭ.

8.2.2    Проверяют соответствие типов и заводских номеров фактически используемых средств измерений (измерительных компонентов) типам, указанным в описании типа и формуляре.

8.2.3    Проверяют наличие свидетельств о поверке и срок их действия для всех средств измерений (измерительных компонентов): измерительных трансформаюров тока и напряжения, счетчиков электрической энергии. УСПД. устройства синхронизации системного времени (УССВ). При выявлении просроченных свидетельств о поверке средств измерений (измерительных компонешов) дальнейшие операции но поверке АИИС КУЭ. в части ИК. в которые они входят, приостанавливаются и выполняют после поверки этих средств измерений (измерительных компонентов).

Допускается при обнаружении просроченных свидетельств о поверке средств измерений (измерительных компонентов) ИК проводить их поверку на месте эксплуатации в процессе поверки АИИС КУЭ. Средства измерений (измерительные компоненты) поверяются по методикам поверки, утвержденным при утверждении их типа.

8.2.4    В случае выявления несоответствий по пунктам 8.2.1 - 8.2.3 поверку приостанавливают до ус гранения выявленных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

8.3 Проверка счетчиков электрической энергии

8.3.1    Проверяют наличие и сохранность пломб на счетчике и испытательной коробке. Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций (сетевых организаций), подтверждающих правильность подключения счетчика к цепям тока и напряжения. 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 Энергомо-нитор-З.ЗТ1.

8.3.2    Проверяют работу всех сегментов индикаторов счетчиков, отсутствие колов ошибок или предупреждений, последовательная проверка визуализации параметров.

8.3.3    11ровсряют работоспособность оптического порта счетчика с помощью переносного компьютера. Оптический преобразователь подключают к порту переносною компьютера. Опрашивают счетчик по установленному соединению. Опрос счетчика считается успешным, если получен ответ, 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 оптический порт.

8.3.5    В случае выявления несоответствий по пунктам 8.3.1 - 8.3.4 процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий.

8.4 Проверка устройства сбора и передачи данных (УСПД)

8.4.1 Проверяют наличие и сохранность пломб 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, поставляемого в комплекте УСПД. Проверка считается успешной, если все подсоединенные к УСПД счетчики опрошены и сообщения об ошибках отсутствуют.

8.4.3    Проверяют программную защиту УСПД от несанкционированного доступа в соответствии с эксплуатационным документом на УСПД.

8.4.4. В случае выявления несоответствий по пунктам 8.4.1 - 8.4.3 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 электрической энергии.

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

8.5.3    Проверяют защиту программного обеспечения на компьютере 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 нс разрешает продолжать работу.

8.5.4    Проверяют правильность значений коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов в сервере АИИС КУЭ.

8.5.5    В случае выявления несоответствий по пунктам 8.5.1 - 8.5.4 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 мультиплексоров) и специальной программы, из состава ПО АИИС КУЭ. определяемой согласно руководству пользователя ПО. Мультиплексор (группу мультиплексоров) считают работоспособным, если все счетчики, подключенные к данному мультиплексору (группе мультиплексоров), были опрошены.

8.6.2    Проверка функционирования модемов (при их наличии).

Проверяют функционирование модемов, используя коммуникационные возможности специальных программ из состава ПО АИИС КУЭ. определяемой согласно руководству пользователя ПО. Модемы считаются исправными в составе комплекса, если были установлены коммутируемые соединения и по установленным соединениям успешно прошел опрос счетчиков.

Допускается автономная проверка модемов с использованием тестового про1раммного обеспечения.

8.6.3    Проверка функционирования адаптеров интерфейса (при их наличии).

Подключают к адаптерам переносной компьютер с программным обеспечением.

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 цели измерительных трансформаторов напряжения

8.7.1 Проверяют наличие и сохранность пломб поверительных и энергоснабжающих организаций (сетевых организаций) на клеммных соединениях, имеющихся на линии связи ТН со счетчиком. Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций (сетевых

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 не более 10% от U^.

Измеряют мощность нагрузки вторичных цепей ТН, которая должна находиться в диапазоне, указанном в ГОСТ 1983-2015 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия» и/или в описании типа средств измерений на конкретный тип ТН.

Измерение мощности нагрузки вторичных цепей ТН проводят в соответствии с документом МИ 3195-2018 «Государственная система обеспечения единства измерений. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».

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 актуального на момент поверки 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) импсдансы всех устройств, подключенных ко вторичным обмоткам измерительных трансформаторов.

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

8.8 Проверка нагружм на вторичные цепи измерительных трансформаторов тока

8.8.1    Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций (сетевых 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 ТГ. которая должна находиться в диапазоне, указанном в ГОСТ 7746-2015 «Трансформаторы тока. Общие технические условия» и/или в описании типа средств измерений на конкретный тип ТТ.

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

При отклонении мощности нагрузки вторичных цепей ТТ 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 ТТ не проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный ИК актуального на момент поверки 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) импсдансы всех устройств, подключенных ко вторичным обмоткам ТТ.

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

8.9    Проверка паления напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиков

Измерение падения напряжения U„ в линии связи для каждой фазы проводят в соответствии с документом МИ 3598-2018 «Государственная система обеспечения единства измерений. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации».

Падение напряжения не должно превышать 0.25 % от номинального значения напряжения на вторичной обмотке ТН.

При превышении значения паления напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения более 0,25    %    операции    проверки

приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий ЛИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

Примечания

1    Допускается измерение падения напряжения в линии связи счетчика с ГМ не проводить, если такое измерение проводилось при составлении паспорта-протокола на данный ИК актуального на момент поверки системы. Результаты проверки считают положительными, если паспорт-протокол подтверждает выполнение у казанного выше требования.

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

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

8.10    Проверка погрешности системы обеспечения единого времени (С'ОЕВ)

8.10.1    Проверка времени.

Подключают радиочасы МИР РЧ-02 к переносному компьютеру и с помощью конфигуратора радночасон МИР РЧ-02 проверяют показания времени УССВ и УСПД но сигналам точного времени. Время радиочасов МИР РЧ-02. УССВ и УС11Д. отображаемое на дисплеях сравниваемых устройств, должно совпадать.

8.10.2    Проверка времени счетчиков и сервера.

Проверяют правильность работы системы синхронизации времени, определяя по журналу событий расхождение времени синхронизируемого и синхронизирующего компонентов (УССВ - сервер, УСПД - счетчик) в момент, непосредственно предшествующий синхронизации времени.

Расхождение времени между УССВ и сервером должно находится в пределах от минус 2.7 до плюс 2.9 с.

Расхождение времени между УСПД и счетчиками должно находится в пределах от минус 3.8 до плюс 4,0 с.

8.10.3    В случае выявления несоответствий по пунктам 8.9.1 и 8.9.2 ЛИИС 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 сервера.

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

8.11.1 На центральном компьютере (сервере) системы отображают или распечатывают значения активной и реактивной электрической энергии, зарегистрированные с 30 минутным интервалом за полные предшествующие дню проверки сутки, по всем ИК. I (ровсряют наличие данных, соответствующих каждому 30 минутному интервалу времени. Пропуск данных не допускается за исключением тех случаев, когда этот пропуск был обусловлен отключением ИК или устраненным отказом какого-либо компонента системы.