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

УТВЕРЖДАЮ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энерг ии (АНИС КУЭ) АО «Энерго-сбытовая компания»

(ООО «Тепло-Вимм», ООО «Овощи Юга» от ПС 35 кВ Дальняя)

Методика поверки

МП 32-2019

2019 г.

Содержание

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

1    ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.....................................................................................................................3

2    ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ....................................................................................................................3

3    СРЕДСТВА ПОВЕРКИ......................................................................................................................4

4    ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ...............................................................5

5    ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ...................................................................................................5

6    УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ.......................................................................................................................6

7    ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ............................................................................................................6

8    ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ................................................................................................................6

9    ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ...............................................................................II

8.11 Подтверждение соответствия программного обеспечения

8.11.1    Проводится проверка соответствия заявленных идентификационных данных программного обеспечения, указанных в описании типа и формуляре ЛИИС КУЭ:

-    наименование программного обеспечения;

•    идентификационное наименование программного обеспечения;

•    номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения;

цифровой идентификатор про!раммного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода);

-    алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения.

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

8.11.2.1    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».

8.11.2.2    Проверка идентификации программного обеспечения ЛИИС 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.

8.11.2.3    Проверка цифрового идентификатора программного обеспечения.

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

Проверка цифрового идентификатора программного обеспечения производится на ИВК (сервере), где установлено ПО. Запустить менеджер файлов, позволяющий производить хэширование файлов или специазизированное ПО. предоставляемое разработчиком. В менеджере файлов, необходимо открыть катаюг и выделить файлы, указанные в описания типа на ЛИИС КУЭ. Далее, запустив соответствующую программу, из состава Г10 ЛИИС КУЭ. просчитать хэш. По результатам формируются файлы, содержащие коды алгоритмов вычисления цифровых идентификаторов в текстовом формате. Наименование файлов атгоритмов 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 ЛИИС КУЭ.

В противном случае ЛИИС 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 Миннромторга 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 УССВ. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке путем нанесения оттиска поверительного клейма и (или) наклейки со штрих-кодом.

9.2    В случае, если отдельные ИК были забракованы по пунетам раздела 8, АИИС КУЭ признается непригодной к дальнейшей эксплуатации, в части ИК не прошедших с положительным результатом поверку и на нее 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 оформляют в произвольной форме.

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) АО «Энергосбытовая компания» (ООО «Тспло-Вимм». ООО «Овощи Юга» от ПС 35 кВ Дальняя), заводской номер 001, предназначенной для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы 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 ИК. 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.

Периодическу ю поверку АИИС КУЭ выполняют в процессе эксплуатации АИИС КУЭ.

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

Настоящая методика поверки не распространяется на средства измерений (измерительные компоненты) ИК АИИС КУЭ. которые должны быть утвержденных типов и поверяться в соответствии с интервалами между поверками, установленными при утверждении их типа.

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 ру ководителем или уполномоченным лицом и руководителем или представителем метрологической службы Предлриятия-азадсльца. 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 I.

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 АИИС КУЭ	8.2	Да	Да
4. Проверка счетчиков электрической энергии	8.3	Да	Да
5. Проверка функционирования компьютеров АИИС КУЭ (АРМ или сервера)	8.4	Да	Да
6. Проверка функционирования вспомогательных устройств	8.5	Да	Да
7. Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов напряжения (ТН)	8.6	Да	Да
8. Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов тока (ТТ)	8.7	Да	Да
9. Проверка паления напряжения в линии связи счетчика с измерительным трансформатором напряжения	8.8	Да	Да
10. Проверка погрешности системы обеспечения единого времени (СОЕВ)	8.9	Да	Да
11. Проверка отсутствия ошибок информационного обмена	8.10	Да	Да
12. Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО)	8.11	Да	Да
13. Оформление результатов поверки	9	Да	Да

3 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

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

Таблица 2 - Средства измерений и веномогательные устройства

№ п/п Наименование 1 2 1 Термогигрометр Ива-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46434-11) 2 Миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регис грационный 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) 4 Прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.ЗТ1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08)

1	2
5	Средства измерений вторичной нагрузки ГГ в соответствии с утвержденным документом МИ 3196-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов гока в условиях эксплуатации»
6	Средства измерений вторичной нагрузки ТЫ в соответствии с утвержденным документом МИ 3195-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»
7	Средства измерений вторичной нагрузки ТН в соответствии с утвержденным документом МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»
8	Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы
9	Средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ
Примечания 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 иметь действующие свидетельства о поверке. Эталоны единиц величин должны быть утверждены и иметь действующие свидетельства об аттестации.

4    ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ

4.1    К проведению поверки АИИС КУЭ допускают поверителей, изучивших настоящую методику поверки и руководство по эксплуатации на АИИС КУЭ. имеющих стаж работы по данному виду измерений не менее I 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 МИ 3196-2018 «Государственная система обеспечения единства измерений. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации». Измерения проводят не менее двух специалистов, один из которых должен иметь удостоверение, подтверждающее право работы на установках до и выше 1000 В с группой по элсктробезопасности 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 I года, изучившим документ МИ 3195-2018 «Государственная система обеспечения единства измерений. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в >словиях 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 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 вид> 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 электробезопасности 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 безопас-

носги 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 1. Требования к устройствам, испытанным полностью или частично».

6 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

Условия поверки АИИС КУЭ должны соответствовать условиям ее эксплуатации, указанным в описании типа, но нс выходить за нормированные условия применения средств поверки.

7    ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

7.1    Ятя проведения поверки представляют следующую документацию:

-    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 межповерочный 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 соответствии и {мерительных 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 проклалки проводных линий связи по проектной документации на АИИС КУЭ.

8.2.2    Проверяю! 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 трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии, устройства синхронизации системного времени (УССВ). При выявлении просроченных свидетельств о поверке средств измерений (измерительных компонентов) дальнейшие операции по 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 устранения 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 Энергомонитор-3.ЗТ1.

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

8.3.3    Проверяют работоспособность оптического порта счетчика с помощью переносного компьютера. Оптический преобразователь подключают к порту переносного 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 казенларной дате (число, месяц. год). Проверку осушестазяют визуазьно 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 функционирования компьютеров АИИС КУЭ (АРМ иди сервера)

8.4.1    Проводят опрос теку щих показаний всех счетчиков электрической энергии.

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

8.4.3    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 кол. Проверку считают успешной, если при вводе неправильного пароля программа не разрешает продолжать работу.

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

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 вспомогательных устройств

8.5.1    Проверка функционирования мультиплексоров (при их наличии).

Проверяют функционирование мультиплексоров с помошью 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.

8.5.2    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 устаноаленным соединениям успешно прошел опрос счетчиков.

Допускается автономная проверка модемов с использованием тестового программного обеспечения.

8.5.3    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.

8.5.4    В случае выявления несоответствий по пунктам 8.5.1 - 8.5.3 процедуру проверки приостанавливают до устранения данных несоответствий. В случае невозможности устранения выявленных несоответствий АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.

8.6    Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов напряжения

8.6.1 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.

При проверке нагрузки вторичных цепей ТН необходимо убедиться в том. что отклонение вторичного напряжения при нагруженной вторичной обмотке состааляет 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 вгоричных цепей ТН проводят в соответствии с документом МИ 3195-2018 «Государственная система обеспечения единства измерений. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации».

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 у казанного выше условия для ТН.

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

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

8.7    Проверка нагрузки на вторичные цепи измерительных трансформаторов тока

8.7.1    Проверяют наличие документов энергосбытовых организаций (сетевых организаций), подтверждающих правильность подключения вторичных обмоток ТТ. При отсутствии таких документов проверяют правильность подключения вторичных обмоток ТТ.

8.7.2    Измеряют мощность нагрузки вторичных цепей ТТ. 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. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации».

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.

8.8    Проверка падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиков

Измерение падения напряжения U_J( 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 эксплу атации».

Падение напряжения не должно превышать 0,25 % от номинального значения напряжения на вторичной обмотке ТН.

При превышении значения падения 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 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 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

8.9    Проверка погрешности системы обеспечения единого времени (СОЕВ)

8.9.1 Проверка времени.

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

8.9.2    Проверка времени счсгчиков и сервера.

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

Расхождение времени между УССВ и сервером должно находится в пределах от минус 3,1 до плюс 3,3 с.

Расхождение времени между сервером и счетчиками должно находится в пределах от минус 2.8 до плюс 3,0 с.

8.9.3    В случае выявления несоответствий по пунктам 8.9.1 и 8.9.2 АИИС КУЭ в части неисправных ИК браку ется.

8.10 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.

8.10.1    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. Проверяют 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.

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

8.10.3    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 центразьного сервера, не должно превышать одной единицы младшего разряда учтенного значения.

8.10.4    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, 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.

8.10.5    В случае выявления несоответствий по пунктам 8.10.1 - 8.10.4 АИИС КУЭ в части неисправных ИК бракуется.