Untitled document

Приложение к свидетельству № 53763

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

коммерческого

Система автоматизированная информационно-измерительная

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Остров Джус»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) «Остров Джус» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для

измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки,

хранения, отображения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по

ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5

по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергииСЭТ-4ТМ.03 и

ПСЧ-4ТМ.05М класса точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной

электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной

электроэнергии), установленные на объектах АИИС КУЭ.

2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)

АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (далее – УСПД)

типа RTU-325L (Госреестр СИ № 37288-08, зав. № 007607) и технические средства приема-

передачи данных.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ,

включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов

измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и

разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными

трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи

поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В

счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По

мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика

вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за

период 0,02 с.

Средняя за период 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

значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД RTU-325L производит опрос всех подключенных к нему

цифровых счетчиков ИК. Полученная информация записывается в энергонезависимую память

УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов

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

накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также

отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Сервер базы данных (далее – сервер БД), с периодичностью один раз в 30 минут

производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных

сервера БД.

Лист № 2

Всего листов 10

На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка,

формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных

документов. Передача информации в организации–участники оптового рынка электроэнергии

осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ),

включающей в себя устройство синхронизации системного времени УССВ-35LVS. Сличение

времени часов сервера происходит при каждом сеансе связи с УССВ. Часы УСПД

синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция проводится

при расхождении часов сервера и УСПД на значение превышающее

2 с (программируемый

параметр). Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30

минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более

чем на ± 2 с (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

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

минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах

корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий

корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее – ПО) «Альфа - Центр»,

с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и

отображения измерительной информации.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.

Идентифика-ционное

наименование

программного обеспечения

Номер версии

(идентифика-

ционный номер)

программного

обеспечения

Цифровой

идентификатор

программного

обеспечения

(контрольная сумма

исполняемого кода)

Наименование

файла

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентифика-

тора

программного

обеспечения

планировщик опр

668df25428eff7

Amrc.exe

Amra.exe

Cdbora2.dll

alfamess.dll

Программа-

передачи данных

оса и

58a40087ad0713aaa6

Amrserver.exe

(стандартный каталог

для всех модулей)

драйвер ручного опроса7542c987fb7603c985

счетчиков и УСПД 3c9alll0f6009d

Драйвер3.27.3.0MD5

автоматического опроса 3f0d215fc6l7e3d889

счетчиков ПСЧ-4ТМ,8099991c59d967

СЭТ-4ТМ и УСПД

драйвер работы с БДb436dfc978711f46db

31bdb33f88e2bb

библиотека сообщений40cl0e827a64895c32

планировщика опроса 7e018dl2f75181

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2

нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной

цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого

носителя. Уровень защиты – «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Лист № 3

Всего листов 10

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-го уровня

Номер ИК

Наименование объекта

учета

Вид СИ,

класс точности ,

коэффициент

трансформации,

№ Госреестра СИ

ТТ

·К

ТН

·К

СЧ

Наименование

измеряемой величины

Вид энергии

Основная

Погрешность ИК, ±

Погрешность ИК в

рабочих условиях

эксплуатации,

± %

ТТ

ТН

ГПП «УРЛЗ» 110/6/6 кВ,

ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ,

яч. № 108

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

0106074007

Энергия активная, W

Энергия реактивная, W

ТТ

ТН

ГПП «УРЛЗ» 110/6/6 кВ,

ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ,

яч. № 408

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

0107073044

12000

Энергия активная, W

Энергия реактивная, W

Состав 1-го уровня и метрологические характеристики измерительных каналов приведены в таблице 2.

Таблица 2. Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК

Метрологические

характеристики

Обозначение, типЗаводской номер

78910

Кт = 0,5 А

Ктт = 600/5 В

№ 32139-06

Кт = 0,5 А

Ктн = 6000/√3/100/√3 В

№ 23544-02

ТОЛ-СЭЩ-10

ЗНОЛП-6

16934

16783

16782

3221

3235

3322

12000

Активная

1,25,7

Реактивная

2,53,4

Кт = 0,5 А

Ктт = 600/5 В

№ 32139-06

Кт = 0,5 А

Ктн = 6000/√3/100/√3 В

№ 23544-02

ТОЛ-СЭЩ-10

ЗНОЛП - 6

16895

17078

16891

3326

3310

3224

Активная

1,25,7

Реактивная

2,53,4

Лист № 4

Всего листов 10

ТТ

ТН

3233

РП-240 (РП-1) 6 кВ, РУ-6

кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 3

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.13

0622125217

4800

Энергия активная, W

Энергия реактивная, W

Активная

Реактивная

3233

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.13

0603111384

4800

Энергия активная, W

Энергия реактивная, W

Реактивная

ТТ

Кт = 0,5

Ктт = 75/5

№ 17551-98

Счетчик

Энергия активная, W

Энергия реактивная, W

Активная

Продолжение таблицы 2

910

4542

4591

Кт = 0,5

Ктт = 400/5

№ 22192-03

Кт = 0,5

Ктн = 6000/100

№ 380-49

АТПЛ-10-М

СТПЛ-10-М

ВНТМИ-6

1,05,5

2,14,0

4438

ТТ

4540

ТН

АТПЛ-10-М

СТПЛ-10-М

ВНТМИ-6

Кт = 0,5

Ктт = 400/5

№ 22192-03

Кт = 0,5

Ктн = 6000/100

№ 380-49

РП-240 (РП-1) 6 кВ, РУ-6

кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 13

1,35,7

Активная

2,54,2

ТН

Т-0,66 М У3018194

Т-0,66 М У3018195

СТ-0,66 М У3257651

В--

РП-240 (РП-1) 6 кВ, РУ-6 кВ,

2 с.ш. 6 кВ, яч. 16

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1ПСЧ-4ТМ.05М.160611126811

№ 36355-07

Реактивная

1,05,5

2,14,0

Лист № 5

Всего листов 10

ТТ

ТН

413

РП-242 (РП-6) 6 кВ, РУ-6

кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 2

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.13

0612080151

4800

Энергия активная, W

Энергия реактивная, W

Активная

Реактивная

413

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1

№ 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.13

0622125320

4800

Энергия активная, W

Энергия реактивная, W

Реактивная

ТТ

Кт = 0,5

Ктт = 75/5

№ 17551-98

Счетчик

Энергия активная, W

Энергия реактивная, W

Активная

Продолжение таблицы 2

910

6447

67105

Кт = 0,5

Ктт = 400/5

№ 1276-59

Кт = 0,5

Ктн = 6000/100

№ 380-49

АТПЛ-10

СТПЛ-10

ВНТМИ-6

1,35,7

2,54,2

7198

ТТ

7197

ТН

АТПЛ-10

СТПЛ-10

ВНТМИ-6

Кт = 0,5

Ктт = 400/5

№ 1276-59

Кт = 0,5

Ктн = 6000/100

№ 380-49

РП-242 (РП-6) 6 кВ, РУ-6

кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 11

1,35,7

Активная

2,54,2

ТН

Т-0,66 М У3018196

Т-0,66 М У3257653

СТ-0,66 М У3257652

В--

РП-242 (РП-6) 6 кВ, РУ-6 кВ,

2 с.ш. 6 кВ, яч. 14

Кт = 0,5S/1,0

Ксч = 1ПСЧ-4ТМ.05М.160611127064

№ 36355-07

Реактивная

1,05,5

2,14,0

Лист № 6

Всего листов 10

Примечания:

1. В Таблице 2 в графе 10 приведены пределы погрешности ИК при доверительной

вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87), токе ТТ, равном 2 % от Iном и температуре

окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 ˚С до 30 ˚С.

2. Нормальные условия:

параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50

0,5) Гц;

параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)U

; диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)I

;

диапазон коэффициента мощности cos

(sin

) – 0,87(0,5); частота - (50

0,5) Гц;

температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 ˚С до 50 ˚С;ТН- от минус 40 ˚С до

50 ˚С; счетчиков: (23±2) ˚С ; УСПД - от 15 ˚С до 25 ˚С;

относительная влажность воздуха - (70±5) %;

атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа).

3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

− параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uн1; диапазон силы

первичного тока (0,01(0,02) - 1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87);

частота (50 ± 0,5) Гц;

− температура окружающего воздуха от минус 40°С до 40°С ;

− относительная влажность воздуха (70±5) %;

− атмосферное давление (100±4) кПа.

Для электросчетчиков:

− параметры сети: диапазон вторичного напряжения(0,9 - 1,1)Uн2; диапазон силы

вторичного тока (0,01 - 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87);

частота (50 ± 0,5) Гц;

− магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

− температура окружающего воздуха от 0°С до 35°С;

− относительная влажность воздуха (40-60) %;

− атмосферное давление (100±4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

− параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;

− температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;

− относительная влажность воздуха (70±5) %;

− атмосферное давление (100±4) кПа.

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

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

Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в

установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как

его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 – не

менее 90000 часов и ПСЧ-4ТМ.05М – не менее 140000 часов; среднее время восстановления

работоспособности 2 часа;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 24 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и

устройства АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

Лист № 7

Всего листов 10

- журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени;

- журнал УСПД:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение сервера;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,

параметрирование:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным

данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- 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 при

отключении питания: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.05М – не менее 30

суток;

- ИВКЭ – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее

35 суток;

- ИВК – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений – не менее

3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной

документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Остров Джус» типографским способом.

Лист № 8

Всего листов 10

Комплектность средства измерений

Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Наименование (обозначение) изделия

Кол. (шт.)

Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ

Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10

Трансформаторы тока ТПЛ-10-М

Трансформаторы тока Т-0,66 М У3

Трансформаторы тока ТПЛ-10

Трансформаторы напряжения НТМИ-6

Трансформаторы напряжения ЗНОЛП-6

Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03

Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М

Устройства сбора и передачи данных серии RTU-325L

УССВ-35LVS

Методика поверки

Формуляр

Инструкция по эксплуатации

6 шт

4 шт

6 шт

4 шт

2 шт

6 шт

2 шт

6 шт

Поверка

осуществляется по документу МП 56179-14 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Остров Джус». Методика

поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2013 года.

Перечень основных средств поверки:

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

тока. Методика поверки»;

трансформаторовнапряжениявсоответствиисГОСТ8.216-2011

«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003

«ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика

поверки на месте эксплуатации»;

по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений

мощностьнагрузкитрансформаторовнапряжения.Методикавыполнения

измерений без отключения цепей»;

по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений

вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без

отключения цепей»;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03 – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124

РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124

РЭ.МетодикаповеркисогласованасруководителемГЦИСИФГУ

«Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М – в соответствии с методикой поверки

ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации

Лист № 9

Всего листов 10

ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ

ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20 ноября 2007 г.;

для УСПД RTU-325L – в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи

данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005.МП»,

утвержденным ГЦИ СИ ВНИИМС в 2008 г.;

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств

измерений 27008-04;

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со

счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

термогигрометр CENTER(мод.314): диапазонизмеренийтемпературы от

-20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности

от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационно-измерительная

система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Остров Джус». Технорабочий

проект 10.2013.ОД-АУ-ТРП».

системе

учета

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого

электроэнергии (АИИС КУЭ) «Остров Джус».

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

технические условия».

ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 «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 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные

положения».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Производственно-коммерческая фирма

«Тенинтер»»

(ООО «ПКФ «Тенинтер»)

Адрес: 109428, г. Москва, пр-кт Рязанский, д. 10, стр.2, пом.VI, комн. 12

Телефон: 8 (495) 788-48-25

Факс: 8 (495) 788-48-25

Адрес электронной почты:

sav2803@mail.ru