Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии МУП "Борисоглебская горэлектросеть" Нет данных, ГРСИ 59089-14
Номер госреестра:
59089-14
Наименование СИ:
Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии МУП "Борисоглебская горэлектросеть"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Энергоучет", г.Воронеж
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
на 2 шт. с зав.№ 36, 37
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 55737
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Каналыизмерительныесистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительнойдля коммерческогоучетаэлектроэнергииМУП
«Борисоглебская горэлектросеть»
Назначение средства измерений
Каналыизмерительныесистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной длякоммерческого учета электроэнергииМУП«Борисоглебская
горэлектросеть» (№№ 36, 37) предназначены для измерения электроэнергии (мощности)
активной(реактивной)всоставе системы автоматизированнойинформационно-
измерительной длякоммерческого учета электроэнергииМУП«Борисоглебская
горэлектросеть», номер в Государственном реестре средств измерений 35436-07 (далее -
каналы измерительные АИИС КУЭ).
Описание средства измерений
В состав каналов измерительных АИИС КУЭ входят:
·
трансформаторы тока измерительные (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа ТЛО-10
класса точности (КТ) 0,2S;
·
трансформаторы напряжения измерительные (ТН) по ГОСТ 1983-2001 типа
НТМИ-6 КТ 0,5;
·
вторичные измерительные цепи тока и напряжения;
·
счетчикиэлектроэнергиимногофункциональныемикропроцессорные
(счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS485 для измерения активной и
реактивной энергии типа СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5
.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям
связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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. (Умножение на коэффициенты
трансформации осуществляется в сервере).
Цифровой сигнал с выходов интерфейсов счетчиков по каналам связи (основной –
ГТС коммутируемый, резервный – сотовый) поступает на вход сервера опроса и сервера баз
данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор,
обработка (вычисление электроэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение,
оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и
передача накопленных данных по каналам передачи данных.
Лист № 2
Всего листов 7
Программное обеспечение
Каналы измерительные АИИС КУЭ функционируют под управлением программного
комплекса «Энфорс АСКУЭ».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
НаименованиеНаименованиеНаименованиеНомерЦифровойАлгоритм
программногопрограммного файлаверсии идентификатор вычисления
обеспечениямодуляпрогрампрограммногоцифрового
(идентификационно много обеспечения идентификатора
е наименование обеспече (контрольная сумма программного
программного ния исполняемого кода) обеспечения
обеспечения)
123456
ПО «Энфорс АдминистрированиеEnfAdmin.exe2.3.23f8197a111ba0c8579fMD5
АСКУЭ» программного 67ec2bf1c198e5
комплекса
(C:\Program
Files\Enforce\ASKUE)
ОперативныйNewOpcon.exe98fc8cdd9d642624da
контроль ebe324f31f59e3
ОтчетыNewReports.exe6edf8b590cd3aadf17
e62bc5b4f63126
Ручная обработкаDataProc.exe5da292d5daa85d29ef
данных 540625f3562458
Ручной иNewMEdit.exe46951a1b6f7bc95dcc
автоматический 7ef9de04d9d732
ввод данных
ФормированиеM80020.exece7bb2858a21dff28b
макетов 80020 xml 925816a3a1dda0
ФормированиеNewM51070.ex63d44b869d8f03b7fe
макетов 51070 xmle1c41f131e9695c
ФормированиеM80050.exe612e20fbd0684ea519
макетов 80040 и 8e150d17e5ab47
80050 xml
ФормированиеEnf_ASKP.exe73da93a3eeb445b7f3
макетов АСКП 5c4937dbd85320
Загрузка макетовM80020_imp.ex7fc7b8b089484802b2
80020 xmle39b0d2e2ef4c96
ПереводObhod.exe3f46f7031a9c92da0fb
присоединений на abcc9a5666750
обходные
выключатели
Торговый графикTradegr.exe4a320234f37eedbb94
41f71dacbe6462
РасчетCalc_Formula.eced70f330d11fd08bd
вычисляемыхxefe91f4f729386e
показателей
НастройкаEnflogon.exe73148d7f83a14a9ab5
подключения к БД f03561085cff9b
ПО «ЭнфорсСборщикCollector_oracle2.001b520cf1826f59d28
Энергия 2+»(C:\Program Files.exe 6516f53b9544a3
\Энфорс Энергия 2+)
АдминистраторAdmin2.exe01ec3094814700d9f8
42727a1338d1d5
ОперативныйOpcon2.exe41808f02efdb282cf5
контроль по 3-х 12cc8b5f3d4b77
минутным
интервалам
ОтчетыReports2.exeae0d33f062c4c76250
eabed23dbfa2a7
Лист № 3
Всего листов 7
Программное обеспечение имеет уровень защиты С от непреднамеренных и
преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.
Программныйкомплекс«ЭнфорсАСКУЭ»входитвсоставсистемы
автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета
электроэнергии МУП «Борисоглебская горэлектросеть».
Оценка влияния на метрологические характеристики СИ – влияния нет.
В каналах измерительных АИИС КУЭ синхронизация времени производится от
системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета
электроэнергии МУП «Борисоглебская горэлектросеть».
В случае расхождения времени счетчиков и Системы автоматизированной
информационно-измерительнойдлякоммерческогоучетаэлектроэнергииМУП
«Борисоглебская горэлектросеть» более чем ± 1 с, производится коррекция времени
счетчиков. В Каналах измерительных АИИС КУЭ автоматически поддерживается единое
время во всех компонентах с точностью не хуже ±5 с.
Предусмотреназащитаотнесанкционированногодоступа:пломбирование
счетчиков, информационных цепей.
Метрологические и технические характеристики
36
ПС 110/35/6 кВ
Борисоглебская
КЛ – 6кВ № 15
Счетчик
3600
37
ПС 110/35/6 кВ
Борисоглебская
КЛ – 6кВ № 22
Счетчик
3600
Характеристики каналов измерительных АИИС КУЭ приведены в таблице 2,
которая содержит их перечень и состав, метрологические характеристики компонентов.
В таблице 3 приведены метрологические характеристики каналов измерительных.
Таблица 2 – Перечень каналов измерительных и их состав
КаналСредство измеренийКттНаименование
измерительный ·Ктн измеряемой
№ ИК НаименованиеВид СИ, классОбозначение,Заводской
·Ксчвеличины
объекта учета, точности, тип номер
диспетчерскоекоэффициент
наименование трансформации,
присоединения№ Госреестра СИ
234567
ТТ КТ=0,2S; Ктт=300/5 А
№25433-11
С
ТЛО-1018507
ТЛО-1018506Ток первичный, I
1
В
ТНКТ=0,5
Ктн=6000/100
№ 2611-70
С
АНТМИ-6
209
Напряжение первичное, U
1
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 36697-12
Передаточноечисло
5000 имп/кВт(квар)∙ч
СЭТ-4ТМ.03.М
0802131171
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
ТТ КТ=0,2S; Ктт=300/5 А
№25433-11
С
ТЛО-1018504
ТЛО-1018505Ток первичный, I
1
В
ТНКТ=0,5
Ктн=6000/100
№ 2611-70
С
АНТМИ-6
6042
Напряжение первичное, U
1
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 36697-12
Передаточноечисло
5000 имп/кВт(квар)∙ч
СЭТ-4ТМ.03.М
0802130946
Ток вторичный, I
2
Напряжение вторичное, U
2
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Календарное время
Лист № 4
Всего листов 7
Ксч – коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.
Ктт – коэффициент трансформации трансформатора тока.
Ктн – коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН на аналогичные утвержденных типов с
метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена
оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с
настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
%
20%
£
I/In<100%
W
Q20 %
£
W
Q
<
W
Q100 %
Таблица 3- Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной
(реактивной) (
d
WР
/
d
W
Q
) электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации
каналов измерительных АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95
d
WР
,
%
№ ИККТ
ТТ
КТ
ТН
КТ
СЧ
Значение
cos
j
1 %
£
I/In<5%
W
P 1%
£
W
P
<
W
P 5 %
5 %
£
I/In<20%
W
P 5 %
£
W
P
<
W
P 20 %
20%
£
I/In<100%
W
P20 %
£
W
P
<
W
P100 %
100%
£
I/In
£
120%
W
P100 %
£
W
P
£
W
P120
36, 370,2s
0,50,2s
±0,7±0,7
±0,9±0,9
±1,5±1,5
№ ИККТ
ТТ
КТ
ТН
КТ
СЧ
1,0±1,2±0,9
0,8±1,4±1,1
0,5±2,3±1,7
d
WQ
, %
Значение
cos
j
(sin
j
)
1 %
£
I/In<5%
W
Q1%
£
W
Q
<
W
Q 5 %
5 %
£
I/In<20%
W
Q5 %
£
W
Q
<
W
Q 20 %
100%
£
I/In
£
120%
W
Q100 %
£
W
Q
£
W
Q120 %
36, 37
0,2s 0,5 0,5
0,8(0,6)
±1,9 ±1,6
0,5(0,87)
±2,7 ±2,1
±1,3±1,3
±1,8±1,8
I/In, % – значение первичного тока в сети от номинального.
W
P1 %
(W
Q
5
) -W
P120 %
(W
Q120 %
) - значения электроэнергии (активной/реактивной) при
соотношении I/In от 1 до 120%.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности хода часов в сутки, с/сут
±
5
Условия эксплуатации измерительных компонентов каналов измерительных АИИС КУЭ
соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:
·
трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;
·
трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и ЭД;
·
счётчикиэлектроэнергиидляизмеренияактивнойэнергииСЭТ-4ТМ.03Мпо
ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 и ЭД.
Лист № 5
Всего листов 7
0,25S
ном
– 1,0S
ном
Таблица 4 - Условия эксплуатации каналов измерительных АИИС КУЭ
Наименование параметровДопускаемые границы параметров контролируемых присоединений и
контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава канала измерительного
влияющих величинАИИС КУЭ
Компонентыканалов
СчетчикиТТТН
измерительных АИИС КУЭ
I
2 мин
– I
2 макс
0,9U
2ном
– 1,1 U
2ном
0,5
инд
–1,0–0,8
емк
47,5 – 52,5
I
1мин
– 1,2 I
1ном
–
0,8
инд
.–1,0
47,5 – 52,5
–
0,9U
1 ном
– 1,1U
1 ном
0,8
инд
– 1,0
47,5 – 52,5
От минус 40 до плюс 60
От 5 до 35
Не более 0,5
От минус 50 до плюс 45
От 5 до 35
–
От минус 50 до плюс 45
От 5 до 35
–
–
0,25S
2ном
– 1,0S
2ном
–
Сила переменного тока, А
Напряжение переменного тока, В
Коэффициент мощности (cos φ)
Частота, Гц
Температура окружающего
воздуха, °С
-По ЭД
- Реальные (в помещении П/С)
Индукция внешнего магнитного
поля для счетчиков, мТл
Мощность вторичной нагрузки ТТ
(при cos
j
2
=0,8
инд
)
Мощность нагрузки ТН
(при cos
j
2
=0,8
инд
)
–
–
Надежность применяемых компонентов
Параметры надежности средств измерений: трансформаторов напряжения и тока, счетчиков
электроэнергии
Компоненты:
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ. 03М
Среднеевремянаработкинаотказ, ч, не
менее:
219000
219000
90000
Срок службы, лет:
30
Трансформаторы напряжения, тока;
Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ. 03М
30
Среднее время восстановления при отказе не более 4 ч.
Надежность системных решений:
·
удалённый доступ;
·
возможность съёма информации со счётчика автономным способом
·
визуальный контроль информации на счётчике
Регистрация событий:
·
в журнале событий счётчика;
·
параметрирования;
·
пропадания напряжения;
·
коррекции времени в счетчике (сервере)
Защищенность применяемых компонентов
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
·
электросчётчика;
·
промежуточных клеммников вторичных цепей;
Защита информации на программном уровне:
·
установка пароля на счетчик;
Глубина хранения информации в счетчиках не менее 45 суток.
Лист № 6
Всего листов 7
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументацииканалов
измерительных АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
Комплектность каналов измерительных АИИС КУЭ указана в таблице 2.
В комплект поставки также входят:
•руководство по эксплуатации на счётчик СЭТ-4ТМ. 03М ИЛГШ.411152.145 РЭ;
•паспорт на счётчик СЭТ-4ТМ. 03М ИЛГШ.411152.145 ПС;
•паспорта-протоколы;
•методика поверки.
Поверка
осуществляется по документу МП 59089-14 «Каналы измерительные системы
автоматизированнойинформационно-измерительнойдлякоммерческогоучета
электроэнергии МУП «Борисоглебская горэлектросеть». Методика поверки», утвержденному
ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» в августе 2014 г.
Таблица 5-Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке каналов
измерительных АИИС КУЭ
НаименованиеТип
эталонов,
вспомогательных СИ
Основные требования к
метрологическим характеристикам
(МХ)
Цель использования
12
3
4
1.ТермометрТП 22Цена деления 1 °С в диапазоне
минус 30 до плюс 50 °С
отКонтроль температуры окружающей
среды
2. Барометр-анероидБАММ 1 Атм. давление 80-106 кПаКонтроль атмосферного давления
Отн. погрешность
±
5%
3. ПсихрометрМ-4МКласс точности 2,0Контроль относительной влажности
4 МиллитесламетрМПМ-2Погрешность 7,5 %Измерениенапряженности
магнитного поля
5.Измеритель показателей
качестваэлектрической
энергии
Ресурс-
UF2M
Классточности0,2
гармоник)
(напряжение Измерениепоказателейкачества
электроэнергии в соответствии с
ГОСТ 13109-97
6.ВольтамперфазометрПАРМА
ВАФ-Т
Класс точности 0,5
Напряжение 0-460 В
Ток 0-6 А
Частота 45-65 Гц
Фазовый угол
от минус180 до 180 град.
Измерениенапряжения,тока,
частоты, угла сдвига фаз между
напряжением и током
7. Прибор сравненияКНТ-03 1,999 В∙А;
19,99 В∙А;
199,9 В∙А
Погрешность ±0,003 В∙А
Погрешность ±0,03 В∙А
Погрешность ±0,3 В∙А
Измерениеполноймощности
вторичной нагрузки ТТ и ТН
8. Радиочасы
МИР РЧ-01
Использование сигнала точного
времени
9. СекундомерСОСпр-10-30 мин., Цена деления 0,1 с
При определении погрешности хода
системных часов
Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ
Лист № 7
Всего листов 7
Средства поверки трансформаторов напряжения измерительных по МИ 2845-2003,
МИ 2925-2005 и (или) по ГОСТ 8.216-2011.
Средства поверки трансформаторов тока измерительных по ГОСТ 8.217-2003.
Средстваповеркисчетчиковэлектрическойэнергиимногофункциональных
микропроцессорных типа СЭТ-4ТМ. 03М по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений содержится в документе «Учет электроэнергии и мощности на
объектах.Методикаизмеренийколичестваэлектрическойэнергии(мощности)с
использованиемсистемы автоматизированнойинформационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии МУП «Борисоглебская горэлектросеть». Методика
измерений аттестована ФБУ «Воронежский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 54/12-
01.00272-2014 от 07.08.2014 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к каналам измерительным
системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого
учета электроэнергии МУП «Борисоглебская горэлектросеть»
ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли.
Изготовитель
ООО «Энергоучет»
394007, г. Воронеж, ул. Димитрова, д.2А, оф.5
тел./факс (473)242-89-81
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Воронежский ЦСМ»
394018, г. Воронеж, ул. Станкевича, д. 2
тел./факс (4732) 20-77-29 E-mail :
Web:
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» по проведению испытаний
средств измерений в trial утверждения типа № 30061-10 от 20.12.2010 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии____________Ф.В. Булыгин
М.п.«____»____________2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 66326-16 | Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом участка пылеприготовления № 1 доменного цеха АО "ЕВРАЗ ЗСМК" | Нет данных | Компания "PAUL WURTH S.A.", Люксембург; Компания "Ingeteam Industry, S.A", Испания | 1 год | Перейти |
| 75435-19 | Системы компьютерные измерительно-регистрирующие | PKTBA-CRS-М | ЗАО "Пензенское КТБ арматуростроения", г.Пенза | 2 года | Перейти |
| 40247-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "ОГК-1" - "Ириклинская ГРЭС" | Нет данных | ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 31572-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Берендино" ОАО "Российские Железные Дороги" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 17713-98 | Преобразователи давления измерительные | Cerabar T | Фирма "Endress+Hauser GmbH + Co", Германия | 2 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений