Untitled document

Приложение к свидетельству № 49695

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии и мощности ООО «Рексам Беверидж Кэн Наро-Фоминск»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии и мощности ООО «Рексам Беверидж Кэн Наро-Фоминск» (далее АИИС КУЭ)

предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности в точках из-

мерения ООО «Рексам Беверидж Кэн Наро-Фоминск», сбора, хранения и обработки полученной

информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему

с централизованным управлением и распределением функций измерения.

АИИС КУЭ решает следующие функции:

– автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной элек-

троэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

– периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных

к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии

с заданной дискретностью учета (30 мин);

– хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и

от несанкционированного доступа;

– передача результатов измерений в центры сбора и

обработки информации

(ЦСОИ)

смежных субъектов оптового рынка;

– предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных

о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций – смежных участ-

ников оптового рынка электроэнергии;

– обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданных

от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне

(установка паролей

и т.п.);

– диагностика и

мониторинг функционирования технических

и программных

средств

АИИС КУЭ;

– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

– ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинён-

ной национальной шкале времени.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й

уровень –

информационно измерительный комплекс (ИИК) трансформаторы тока

(ТТ) по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счетчики активной и ре-

активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по

ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные

электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий устройство сбора и передачи данных типа Сикон С70 (№28822-05 в Государст-

венном реестре средств измерений), технические средства приема-передачи данных, каналы

связи, обеспечивающие информационное взаимодействие между уровнями системы.

На уровне ИВКЭ обеспечивается:

– автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;

– контроль достоверности результатов измерений;

Лист № 2

Всего листов 7

– восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления

питания и т.п.);

– разграничение прав доступа к информации.

С уровня ИВКЭ на уровень ИВК информация передается через контроллер Сикон ТС65

по GSM-каналам (GSM 900/1800).

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специали-

зированного программного обеспечения «Пирамида 2000» производства ЗАО ИТФ «Системы и

технологии», (№ 21906-11 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя

каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ (ИКМ Пирамида), устройство

синхронизации системного

времени УСВ-2 (№

41681-10 в Государственном реестре средств

измерений) и автоматизированное рабочее место персонала (АРМ).

На уровне ИВК обеспечивается:

– автоматический регламентный сбор результатов измерений;

– автоматическое выполнение коррекции времени;

– сбор данных о состоянии средств измерений;

– контроль достоверности результатов измерений;

– восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления

питания и т.п.);

– возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии; –

хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение

3,5 лет;

– ведение нормативно-справочной информации;

– ведение «Журналов событий»;

– формирование отчетных документов;

– передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИА-

СУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;

– безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 – 2003;

– конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного

доступа к визуальным, печатным и электронным данным;

– диагностику работы технических средств и ПО;

– разграничение прав доступа к информации;

– измерение интервалов времени и синхронизацию времени от СОЕВ.

Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной ин-

формации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК

передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный пе-

речень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками мно-

гофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы

данных.

АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.

АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следую-

щей информации:

– отпускилипотреблениеактивнойиреактивноймощности,усредненной

за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;

– показатели режимов электропотребления;

– максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и сут-

кам;

– допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируе-

мый интервал времени.

Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в ана-

логовые сигналы низкого уровня, которые совместно с первичными напряжениями по провод-

ным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической

Лист № 3

Всего листов 7

энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преоб-

разуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряже-

ния в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения

активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за

период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной

электрической мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформа-

ции представляется как:

– активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период

0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов време-

ни 30 мин;

– средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям

связи поступает на входы УСПД Сикон С70, где осуществляется хранение измерительной ин-

формации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний

уровень системы (сервер БД).

На верхнем – третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измери-

тельной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом

коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформ-

ление справочных и отчетных документов.

ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы trial между ними образуют измерительные каналы (ИК).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в

себя устройство УСВ-2 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной сис-

темы позиционирования (GPS). Часы УСВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точно-го

времени, сличение ежесекундное. УСВ-2 осуществляет коррекцию внутренних часов сервера и

счетчиков. Коррекция показаний часов счетчиков производится автоматически при рассогла-

совании с показаниями часов УСВ-2 более чем на ±2 c.

Ход часов компонентов системы за сутки не превышает

5 с.

Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ)

коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и

корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

– счетчика электрической энергии;

– испытательной коробки;

– сервера БД;

б) защита информации на программном уровне:

– результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подпи-

си);

– установка пароля на счетчик;

– установка пароля на сервер.

Программное обеспечение

Прикладное программное обеспечение «Пирамида 2000» защищено от непреднаме-

ренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты – С, согласно МИ 3286-2010.

Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифро-

вого идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1

Наименование

программного

обеспечения

Идентифика-

ционное наимено-

вание программ-

ного обеспечения

Цифровой иден-

тификатор про-

граммного обес-

печения

SCPAuto.exe

1.0.0.0

514C0FAF

CRC32

TimeSynchro.exe

1.0.0.0

C6BF2BDE

CRC32

Sheduler.exe

2.0.0.0

2967E90F

CRC32

SETRec.exe

1.0.2.0

51F6B96A

CRC32

SET4TM02.dll

1.0.0.6

7B5141F9

CRC32

Set4TMSynchro.dll

1.0.0.0

3FDE906A

CRC32

Лист № 4

Всего листов 7

Таблица 1 Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления

цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО

Номер версии

(идентифика-

ционный номер)

программного

обеспечения

Алгоритм вы-

числения

цифрового

идентифика-

тора

программа автома-

тизирован-

ного сбора

программа син-

хронизации вре-

мени устройств и

сервера

программа плани-

ровщик заданий

(расчеты)

программа орга-

низации канала

связи сервера со

счетчиками

программа драй-

вер работы серве-

ра со счетчиками

СЭТ 4-ТМ

драйвер синхро-

низации времени

сервера со счетчи-

ками СЭТ 4-ТМ

Метрологические и технические характеристики

Состав первого уровня ИК и основные метрологические характеристики ИК АИС КУЭ

приведены в таблице 2.

Состав ИК

Лист № 5

Всего листов 7

Таблица 2 Метрологические характеристики и состав ИК АИИС КУЭ.

ИК

Наимено-

№

вание при-УСПД

Вид элек-

соединения

ТТ ТН Счетчик

троэнергии

Метрологические

характеристики

ИК

Погреш-

Основнаяность в

погреш- рабочих

ность, % условиях,

активная

реактивная

±1,1 ±5,4

±1,8 ±4,7

1234567

ПС №772 НАМИТ-

«Латыш-ТЛМ-1010СЭТ-

ская» 15005 10000/100 4ТМ.03М

1 КРУ-10 кВ к.т. 0,5; к.т. 0,5; к.т. 0,2S/0,5;

1 СШ № Госреест- № Гос- № Госреест-

яч. 9 ра 2473-05 реестра ра 36697-12 Сикон С70

ввод Т1 16687-07 № Госрее-

ПС №772НАМИТ-стра

«Латыш- ТЛМ-10 10 СЭТ- 28822-05

ская»1500510000/100 4ТМ.03М

2КРУ-10 кВ к.т. 0,5; к.т. 0,5; к.т. 0,2S/0,5;

2 СШ № Госреест- № Гос- № Госреест-

яч. 10 ра 2473-05 реестра ра 36697-12

ввод Т216687-07

активная

реактивная

±1,1 ±5,4

±1,8 ±4,7

Примечания:

1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и

средней мощности.

2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы

интервала соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02) Uном; ток (1 – 1,2) Iном, cos

= 0,8 инд.;

температура окружающего воздуха (21 – 25) ºС;

относительная влажность воздуха от 30 до 80%;

атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1) Uном; ток (0,05 – 1,2) Iном;

0,5 инд < cos

< 0,8 емк;

температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус

40 до плюс 60 ºС; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 ºС;

относительная влажность воздуха до 9 при температуре окружающего воздуха

30ºС;

атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.

5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, счетчики электрической энергии по ГОСТ

52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии и по ГОСТ 52323 в режиме измерения

активной энергии;

Лист № 6

Всего листов 7

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в

таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляет-ся

актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъем-лемая

часть.

Глубина хранения информации:

счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;

устройство сбора и передачи данных – хранение графика средних мощностей за

30мин. в течении 45 суток;

ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств изме-

рений – за весь срок эксплуатации системы.

7.Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчик электрической энергии – среднее время наработки на отказ не менее

140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

устройство сбора и передачи данных - среднее время наработки на отказ не менее

70000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 2 часов.

сервер – среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов среднее время

восстановления работоспособности 1 час.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на верхнюю часть титульного листа инструкции по

эксплуатации и паспорта АИИС КУЭ принтером.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М

Трансформатор тока ТЛМ-10

Трансформатор напряжения НАМИТ-10

Сикон С70

ИВК «ИКМ-Пирамида»

Устройство синхронизации времени УСВ-2

Контроллер Сикон ТС65

GSM-Модем Cinterion MC35i

Специализированное программное обеспечение «Пирамида 2000»

Таблица 3 Комплект поставки средства измерений

Наименование изделия

Кол-во Примечание

шт.

Методика поверки МЭС 1123РД-12.МП

Инструкция по эксплуатации МЭС 1123РД-12.ИЭ

Паспорт МЭС 1123РД-12.ПС

Лист № 7

Всего листов 7

Поверка

Осуществляется в соответствии с документом МЭС 1123РД-12.МП «ГСИ. Система ав-

томатизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и

мощности ООО «Рексам Беверидж Кэн Наро-Фоминск» Методика поверки», утвержденным

ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 02.11.2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- счетчики электрической энергии по ГОСТ 8.584-04.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений описан в методике измерений МЭС 1123РД-12.МИ, утвержденной и

аттестованной в установленном порядке.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия»;

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительныхсистем.

Основные положения»;

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель:

ООО «МонтажЭнергоСтрой»

Юридический адрес: 153021 г.Иваново, ул.Кузнецова, д.127

Почтовый адрес: 153021 г.Иваново, ул.Кузнецова, д.127

e-mail:

askue37@mail.ru

тел/факс: (4932)53-09-77

Испытательный центр:

Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Марийский ЦСМ»,

424006, г. Йошкар-Ола, ул. Соловьева, 3

тел. 8 (8362) 41-20-18, факс 41-16-94

Аттестат аккредитации № 30118-11 от 08.08.2011.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии

Ф.В. Булыгин

м.п.

«___»________2013 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru