Untitled document

Приложение к свидетельству № 50413

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

информационно-измерительная коммерческого

КУЭ) ОП «Саяногорские тепловые сети» ЗАО

Системаавтоматизированная

учета электроэнергии (АИИС

«Байкалэнерго»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОП «Саяногорские тепловые сети» ЗАО «Байкалэнерго» (далее по

тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии,

потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи

полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-

рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы

напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнер-

гии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-

2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и техни-

ческие средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики из-

мерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные ра-

бочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее – ПО) «Альфа-Центр».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами

в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на со-

ответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные

значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям си-

лы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные

значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за пе-

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

мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее зна-

чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где

осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформа-

ции

ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление

справочных и отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации

осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по

протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает

уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени 16HVS, на

основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позициони-

рования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию

Лист № 2

Всего листов 9

часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и

времени приемника более чем на ± 1 с, погрешность синхронизации не более ± 1 с. Часы

счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррек-

ция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на

± 2 с, но не чаще одного раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превы-

шает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера БД отражают: время (дата, часы,

минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректи-

руемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректи-

ровке.

ПО «Альфа Центр»

MD5

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОП «Саяногорские тепловые сети» ЗАО «Байкалэнерго» используется

ПО «Альфа-Центр» версии 12.01, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1.

ПО «Альфа-Центр» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной инфор-

мации паролями в

соответствии с правами доступа.

Средством

защиты данных при передаче

является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Альфа-Центр».

Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО

Наименование

программного

обеспечения

Наименование

файла

Номер версии

программного

обеспечения

Цифровой

идентификатор

программного

обеспечения

(контрольная сумма

исполняемого кода)

Алгоритм вычисления

цифрового

идентификатора

программного

обеспечения

ac_metrology.dll12.01

3e736b7f380863f44cc

8e6f7bd211c54

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-

Центр», в состав которых входит ПО «Альфа Центр», внесены в Госреестр СИ РФ № 44595-10.

ПО «Альфа Центр» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, сви-

детельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-Центр»,

получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 еди-

ницу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Пределы

допускаемых относительных погрешностей

по активной и реактивной элек-

троэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организа-

ции измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр».

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические харак-

теристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню

«С» по МИ 3286-2010.

Лист № 3

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительного канала

№ п/п

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5

1500/5

Зав. № 17000;

Зав. № 16615;

Зав. № 16640

НТМИ-6 66

Кл. т. 0,5

6000/100

Зав. № 1885

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 0812122316

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5

1500/5

Зав. № 16996;

Зав. № 16677;

Зав. № 16845

НТМИ-6 66

Кл. т. 0,5

6000/100

Зав. № 7581

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 0812122267

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

НаименованиеВид элек-

объекта

ТТ ТН Счётчик УСПД

троэнергии

Основ-

ть в

рабочих

Метрологические

характеристики ИК

По-

ная по-

грешнос

греш-

ность, %

услови-

ях, %

234567

ПС 110/6кВ Электрокотельная №1, ЗРУ-6кВ

активная±1,2±3,3

реактивная±2,8±5,7

ПС 110/6кВ

Электрокотель-

ная №1; ЗРУ-

16кВ, 1 сек. 6кВ,

яч. 2; Ввод-1

6кВ 1Т-110/6кВ

ИК №1

ПС 110/6кВ

Электрокотель-

ная №1; ЗРУ-

26кВ; 2 сек. 6кВ,

яч. 6; Ввод-2

6кВ 1Т-110/6кВ

ИК №2

активная±1,2±3,3

реактивная±2,8±5,7

Лист № 4

Всего листов 9

ТОП -0,66

Кл. т. 0,5S

50/5

Зав. № 3009596;

Зав. № 3009591;

Зав. № 3009981

СЭТ-4ТМ.03М.09

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 0812122822

ТЛМ-10-1

Кл. т. 0,5

1500/5

Зав. № 2346;

Зав. № 4318;

Зав. № 2345

НТМИ-6 66

Кл. т. 0,5

6000/100

Зав. № 8411

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 0812122294

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5

1500/5

Зав. № 16666;

Зав. № 16642;

Зав. № 16652

НТМИ-6 66

Кл. т. 0,5

6000/100

Зав. № 7864

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 0812122259

Продолжение таблицы 2

6789

активная±1,0±3,3

реактивная±2,4±5,6

активная±1,2±3,3

реактивная±2,8±5,7

ПС 110/6кВ

Электрокотель-

ная №1; РУ-

0,4кВ, 1 сек.

3 0,4кВ, яч. № 5

ТСН-1; Ввод-

0,4кВ ТСН-1

6/0,4кВ

ИК №3

ПС 110/6кВ

Электрокотель-

ная №1; ЗРУ-

46кВ, 3 сек. 6кВ,

яч.17; Ввод-1

6кВ 2Т-110/6кВ

ИК №4

ПС 110/6кВ

Электрокотель-

ная №1; ЗРУ-

56кВ, 4 сек. 6кВ,

яч.21; Ввод-2

6кВ 2Т-110/6кВ

ИК №5

активная±1,2±3,3

реактивная±2,8±5,7

Лист № 5

Всего листов 9

ТОП -0,66

Кл. т. 0,5S

50/5

Зав. № 3009979;

Зав. № 3009983;

Зав. № 3009325

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5

1500/5

Зав. № 65857;

Зав. № 94308;

Зав. № 94298

ТВЛМ-10

Кл. т. 0,5

1500/5

Зав. № 69671;

Зав. № 65926;

Зав. № 93540

НТМИ-6 66

Кл. т. 0,5

6000/100

Зав. № 7770

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 0812122246

Продолжение таблицы 2

6789

ПС 110/6кВ

Электрокотель-

ная №1; РУ-

0,4кВ, 2 сек.

60,4кВ, яч. № 18

ТСН-2; Ввод-

0,4кВ ТСН-2

6/0,4кВ

ИК №6

СЭТ-4ТМ.03М.09

-Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 0812121786

активная±1,0±3,3

реактивная±2,4±5,6

ПС 35/6кВ Электрокотельная №2; ЗРУ-6кВ

ПС 35/6кВ

Электрокотель-

ная №2; ЗРУ-

7 6кВ, 1 сек. 6кВ,

яч. 3; Ввод 6кВ

1Т-35/6кВ

ИК №7

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ-6 66

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № АОТО

Зав. № 0812122309

активная±1,2±3,3

реактивная±2,8±5,7

ПС 35/6кВ

Электрокотель-

ная №2; ЗРУ-

8 6кВ, 2 сек. 6кВ,

яч.14; Ввод 6кВ

2Т-35/6кВ

ИК №8

активная±1,2±3,3

реактивная±2,8±5,7

Лист № 6

Всего листов 9

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовой);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98

1,02) Uном; ток (1

1,2) Iном, частота - (50

0,15) Гц; cos

= 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 ˚С до + 50 ˚С; счетчиков - от

+ 18 ˚С до + 25 ˚С; ИВК - от + 10 ˚С до + 30 ˚С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

– параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9

÷ 1,1) Uн

; диапазон

силы первичного тока - (0,02 ÷ 1,2) Iн

; коэффициент мощности cos

(sin

) 0,5 ÷

1,0 (0,87 ÷ 0,5); частота - (50

0,4) Гц;

– температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

- для счетчиков электроэнергии:

– параметры сети:

диапазон вторичного напряжения -

(0,9 ÷ 1,1) Uн

; диапазон

силы вторичного тока - (0,02 ÷ 1,2) Iн

; коэффициент мощности cos

(sin

) - 0,5 ÷

1,0 (0,87 ÷ 0,5); частота - (50

0,4) Гц;

– температура окружающего воздуха:

– для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;

– магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos

= 0,8

инд и температуры окру-

жающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 ˚С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения

по ГОСТ

1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р

52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

(см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,

чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОП «Саяно-

горские тепловые сети» ЗАО «Байкалэнерго»

порядке. Акт хранится совместно с настоящим

описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

–электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее Т =

140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе-

ребойного питания;

–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-

даваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной

почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

– журнал счётчика:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

Лист № 7

Всего листов 9

– коррекции времени в счетчике;

– журнал сервера БД:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике и сервере БД;

– пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

– электросчётчика;

– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

– испытательной коробки;

– сервера;

– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

– электросчетчика;

– сервера.

Возможность коррекции времени в:

– электросчетчиках (функция автоматизирована);

– ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

– о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

– измерений 30 мин (функция автоматизирована);

– сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

– электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее

35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

– Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не ме-

нее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизирован-

ную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОП

«Саяногорские тепловые сети» ЗАО «Байкалэнерго» типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Лист № 8

Всего листов 9

CЭТ-4ТM.03M.01

36697-08

CЭТ-4ТM.03M.09

36697-08

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Тип

ТВЛМ-10

ТОП -0,66

ТЛМ-10-1

НТМИ-6 66

№ Госреестра

1856-63

47959-11

2473-69

2611-70

Количество, шт.

Наименование

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик электрической энер-

гии

Счётчик электрической энер-

гии

Программное обеспечение

Методика поверки

Формуляр

Руководство по эксплуатации

«Альфа-Центр»

---

Поверка

осуществляется по документу МП 53206-13 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОП «Саяногорские тепловые

сети» ЗАО «Байкалэнерго». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ

СИ ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2013 г.

Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:

Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформа-

торы тока. Методика поверки»;

Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.

Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

СЭТ-4ТМ.03М – по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной си-

стемы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре

средств измерений № 27008-04;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счет-

чиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы авто-

матизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОП «Са-

яногорские тепловые сети» ЗАО «Байкалэнерго».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-

тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ)

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

нические условия.

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-

ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-

ные положения.

Лист № 9

Всего листов 9

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической

энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной

энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической

энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной

энергии.

ГОСТ 7746–2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983–2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-

измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Руководствопоэксплуатациисистемыавтоматизированнойинформационно-

измерительной коммерческого учета ОП «Саяногорские тепловые сети» ЗАО «Байкалэнерго».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Росэнергосервис»

ООО «Росэнергосервис»

Юридический адрес: 600017, Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д.23, оф.9

Почтовый адрес: 600017, Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д.23, оф.9

Тел.: (4922) 44-87-06

Факс: (4922) 33-44-86

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Тест-Энерго»

ООО «Тест-Энерго»

Юридический адрес: 119119, г. Москва, Ленинский пр-т, 42, 1-2-3

Почтовый адрес: 119119, г. Москва, Ленинский пр-т, 42, 25-35

Тел.: (499) 755-63-32

Факс: (499) 755-63-32

E-mail:

info@t-energo.ru

Испытательный центр

Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС»

(ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)

Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

тел./факс: 8 (495) 437-55-77

Аттестат аккредитации государственного центра испытаний № 30004-08 от 27.06.2008 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В. Булыгин

м.п.«____»_____________2013 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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