Untitled document

Приложение к свидетельству № 54549

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии и мощности ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ОАО «Ала-

тырский механический завод»)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии и мощности ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ОАО «Алатырский механический

завод») (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнер-

гии и мощности в точках измерения ООО «НижегородЭнергоТрейд», сбора, хранения и обра-

ботки полученной информации.

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), включающий в себя

трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983,

счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной элек-

трической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные

на объектах, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.

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

информационно-вычислительный комплекс «ИКМ-Пирамида» производства ЗАО ИТФ «Сис-

темы и технологии» (№ 45270-10 в Государственном реестре средств измерений), устройство

синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2 производства ЗАО ИТФ «Системы

и технологии» (№ 41681-10 в Государственном реестре средств измерений), автоматизирован-

ные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» произ-

Лист № 2

Всего листов 8

водства ЗАО ИТФ «Системы и технологии» (№ 21906-11 в Государственном реестре средств

измерений), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной

вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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

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:

Идентификационное

наименование про-

граммного обеспечения

Цифровой иден-

тификатор про-

граммного обес-

печения

Другие иден-

тификацион-

ные данные

3.0

CalcClients.dll

MD5

Лист № 3

Всего листов 8

– 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.

Счетчики электроэнергии по запросу ИВК передают измерительную информацию по

каналам связи сотового оператора GSM-стандарта в ЦСОИ, где происходит обработка и хране-

ние результатов измерений.

ИИК, ИВК и линии связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Метроло-

гические характеристики и состав первого уровня ИК указан в таблице 2.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая вклю-

чает в себя устройство УСВ-2 с приемником сигналов точного времени от спутников глобаль-

ной системы позиционирования (GPS). Часы УСВ-2 синхронизированы с приемником сигналов

точного времени, сличение ежесекундное. Погрешность синхронизации не более

0,35 с. УСВ-

2 осуществляет коррекцию внутренних часов ИВК «ИКМ-Пирамида» не реже чем 1 раз в 1 час

независимо от величины расхождения. Коррекция показаний часов счетчика электроэнергии со

временем ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит один раз в сутки независимо от величины расхо-

ждения.

Ход часов компонентов системы не превышает

5 с/сут.

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

Прикладноепрограммноеобеспечение«Пирамида2000»защищеноот

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

2010.

Идентификационное наименование, номер версии, цифровой идентификатор и

алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО

представлены в таблице 1.

Таблица 1 Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО

Номер версии

(идентифика-

ционный номер)

программного

обеспечения

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентифика-

тора

Модуль вычисления зна-

чений энергии и мощно-

сти по группам точек

учета

e55712d0b1b219065

d63da949114dae4

Идентификационное

наименование про-

граммного обеспечения

3.0

3.0 ParseBin.dll

MD5

3.0

печения

Другие иден-

тификацион-

вычисления

цифрового

Номер версии

(идентифика-

ционный номер)

программного

обеспечения

3f7b0f6d4a132f

Лист № 4

Всего листов 8

Цифровой иден-

Алгоритм

тификатор про-

граммного обес-

ные данныеидентифика-

тора

345

b1959ff70be1eb17c8

CalcLeakage.dll MD5

0fdc27e1ca480ac

d79874d10fc2b156a

CalcLosses.dllMD5

ccea41b548d2c83

52e28d7b608799bb3

Metrology.dllMD5

6f557f885b7372613

28cd77805bd1ba7

4521f63d00b0d9f

48e73a9283d1e6649

ParseIEC.dllMD5

bb2a4d3fe1f8f48

c391d64271acf4055

ParseModbus.dllMD5

15049af1fd979f

ecf532935ca1a3fd32

ParsePiramida.dllMD5

ecd814c4eb7ca09

530d9b0126f7cdc23

SynchroNSI.dllMD5

Модуль расчета небалан-

са энергии/мощности

Модуль вычисления зна-

чений энергии потерь в

линиях и трансформато-

рах

Общий модуль, содер-

жащий функции, исполь-

зуемые при вычислениях

различных значений и

проверке точности вы-

числений

Модуль обработки зна-

чений физических вели-

чин, передаваемых в би-

нарном протоколе

Модуль обработки зна-

чений физических вели-

чин, передаваемых по

протоколам семейства

МЭК

Модуль обработки зна-

чений физических вели-

чин, передаваемых по

протоколу Modbus

Модуль обработки зна-

чений физических вели-

чин, передаваемых по

протоколу Пирамида

Модуль формирования

расчетных схем и кон-

троля целостности дан-

ных нормативно-

справочной информации

Модуль расчета величи-

ны рассинхронизации и

значений коррекции вре-

мени

84f5b356a1d1e75

1ea5429b261fb0e28

VerifyTime.dllMD5

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-го уровня ИК и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

приведены в таблице 2.

ИКние ИК

Вид элек-

гии

Погреш

СЭТ-4ТМ.03М;

к.т. 0,5S/1,0;

№ в Госреестре

36697-08

Лист № 5

Всего листов 8

Таблица 2 Метрологические характеристики ИК и состав 1-го уровня измерительных каналов

АИИС КУЭ.

Метрологические

характеристики

ИК

№ Наименов

ТТТНСчетчиктроэнер-

Основная ность в

погреш- рабочих

ность, % условиях,

12345678

ПС 110/35/6ТОЛ-10;НАМИ-10;

кВ "Алатыр-300/5;6000/100активная

1ская", к.т. 0,5; к.т. 0,2;реактив-

СШ 6 кВ, № в Госреест- № в Госреест-ная

ячейка №29ре 7069-02ре 11094-87

±1,1±5,5

±1,8±5,3

300/5;

к.т. 0,5;

№ в Госреест-

ре 1276-59

НАЛИ-

активная

2реактив-

ная

станции

ввод 0,4 кВ

200/5;

230;

активная

±1,8±5,3

±1,0±5,5

±1,8±5,3

"АМЗ",100/5;

6000/100

№ в Госреестре

36355-07

активная

ПС 6 кВ

ТПЛ-10;

СЭЩ-6;СЭТ-4ТМ.03М;

"ГРУ", 6000/100 к.т. 0,5S/1,0; ±1,2 ±5,6

СШ 6 кВ, к.т. 0,5; № в Госреестре ±2,0 ±5,4

ячейка №7№ в Госреест-36697-08

ре 38394-08

РУ-0,4 кВ

ТОП;Мерк

рий

Кислородн

к.т. 0,5S;-к.т. 0,5S/1,0;реактив-

±1,0±5,5

№ в Госреест- № в Госреестре ная

ре 47959-1123345-07

ТОП; Меркурий

РП-0,4кВ50/5;230;активная

4Столовой, к.т. 0,5S; - к.т. 0,5S/1,0;реактив-

ввод 0,4 кВ № в Госреест-№ в Госреестреная

ре 47959-11 23345-07

ТП-3

ОАОТПЛ;НТМИ-6-66;

ПСЧ-4ТМ.05М;

5 РУ-6 кВ,к.т. 0,5;к.т. 0,5;

к.т. 0,5S/1,0;

реактив-

±1,2±5,6

2СШ 6 кВ, № в Госреест- № Госреестра ная

ячейка №8ре 47958-112611-70

±2,0±5,4

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.);

- частота питающей сети переменного тока от 49,6 до 50,4 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;

Лист № 6

Всего листов 8

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 90 % при температуре окружающего воздуха

30ºС;

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

-частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

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

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

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

таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа

АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух на-

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

- ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений

– за весь срок эксплуатации системы.

6. Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик электрической энергии – для СЭТ-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.05М среднее время

наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2

часа, для Меркурий 230 среднее время наработки на отказ не менее 150000 часов, среднее вре-мя

восстановления работоспособности 2 часа;

- ИВК – среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов, среднее время вос-

становления работоспособности 1 час.

- устройство синхронизации системного времени - среднее время наработки на отказ не

менее 35000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации

АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

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

Таблица 3 Комплект поставки средства измерений

Счетчик электрической энергии

Наименование изделияКол-во Примечание

шт.

СЭТ-4ТМ.03М2

Меркурий 2302

Счетчик электрической энергии

Трансформатор тока ТОЛ-10

Трансформатор тока ТПЛ-10

Трансформатор тока ТОП

Трансформатор тока ТПЛ

ПСЧ-4ТМ.05М1

Трансформатор напряжения НАМИ-10 1

Трансформатор напряжения НАЛИ-СЭЩ-6 1

Паспорт ЭПС 1249РД-13.ПС

Лист № 7

Всего листов 8

Трансформатор напряжения НТМИ-6-66

ИВК "ИКМ-Пирамида"

Устройство синхронизации времени УСВ-2

GSM-Модем Centurion MC 52iT

Специализированное программное обеспечение «Пирамида 2000»

Методика поверки ЭПС 1249РД-13.01.МП

Инструкция по эксплуатации ЭПС 1249РД-13.ИЭ

Поверка

осуществляется по документу ЭПС 1249РД-13.01.МП «ГСИ. Система автоматизиро-

ванная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО

«НижегородЭнергоТрейд» (ОАО «Алатырский механический завод») Методика поверки», ут-

вержденному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 16.12.2013 г.

Основные средства поверки:

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

Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Тран

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

трансформаторы напряжения 6√3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»,

МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки

на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- для счетчиков электрических многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии

с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, часть 2, являющейся приложением к руководству

по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;

- для счетчиков электрических многофункциональных Меркурий 230 – в соответствии

с методикой поверки АВЛГ.411152.025 И3;

- для счетчиков электрических многофункциональных ПСЧ-4ТМ.05М – в соответствии

с методикой поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1;

- для устройства синхронизации времени УСВ-2– в соответствии с методикой поверки

ВЛСТ 237.00.001И1;

- средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки тран

форматоров напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка тран

форматоров тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- радиосервер РСТВ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS);

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками

системы и с ПО для работы с радиосервером РСТВ-01;

- термогигрометр «CENTER» (мод.314).

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений описан в методике измерений НЭК 02.031.00.000 МИ, утвержденной

и аттестованной в установленном порядке.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

нические условия.

Лист № 8

Всего листов 8

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.

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

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

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Изготовитель:

ООО «Энергопромсервис»

153009 г. Иваново, пр. Строителей, д. 15

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 ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа № 30118-11 от 08.08.2011 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В. Булыгин

М.п.«___»________2014 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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