Untitled document

Приложение к свидетельству № 57290

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Стеклотех»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-

троэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Стеклотех» предназначена для измерения активной и реактив-

ной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтере-

сованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-

троэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Стеклотех» (далее по тексту – АИИС КУЭ) представляет собой

многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управле-

нием и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (далее по тексту – ИИК) АИИС КУЭ состоят из

двух уровней:

1-й уровень – измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН), изме-

рительные трансформаторы тока (далее по тексту – ТТ), многофункциональные счетчики актив-

ной и реактивной электрической энергии (далее по тексту – Сч и/или счетчики) и вторичные

измерительные цепи.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту – ИВК), кото-

рый включает в себя сервер сбора и хранения баз данных (далее по тексту – сервер), устройство

синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированное рабочее место оператора (да-

лее по тексту – АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспе-

чения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппа-

ратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних

уровней, ее обработку и хранение.

В качестве сервера используется компьютер на базе серверной платформы HP ProLiant

ML310e Gen8 с программным обеспечением «ISKRAMATIC SEP2W».

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- выполнение измерений 30-мин. приращений активной и реактивной электроэнергии,

характеризующих оборот товарной продукции;

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к

единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной

дискретностью учета (30 мин.);

- хранение данных об измеренных величинах в стандартной базе данных в течение

3,5 лет;

- обеспечение ежесуточного резервирования баз данных на внешних носителях инфор-

мации;

- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в

отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;

- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электро-

энергии;

- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии

объектов и средств измерений по запросу со стороны программно-аппаратного комплекса Ком-

мерческого оператора (ПАК КО);

Лист № 2

Всего листов 8

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-

ционированного доступа на физическом и программном уровне;

- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

Принцип действия:

Измерения активной и реактивной электроэнергии основаны на преобразовании тока и

напряжения с последующим измерением и интегрированием по времени активной и реактивной

мощности контролируемого присоединения (точки измерения) за получасовой интервал време-

ни и приведением фактических измеренных величин к действительным значениям путем мас-

штабирования (перемножения на коэффициенты трансформации трансформаторов). Преобра-

зование тока и напряжения осуществляется при помощи измерительных трансформаторов тока

и трансформаторов напряжения. Измерение и интегрирование по времени активной и реактив-

ной мощности контролируемого присоединения (точке измерений) осуществляется при помощи

счетчиков статических трехфазных переменного тока активной и реактивной энергии МТ (Гос-

реестр № 32930-08, модификация MT831-T1A32R46S43-E12-M3K0Z4, далее по тексту – счет-

чики МТ831) с нормированными метрологическими характеристиками, автоматически выраба-

тывающих измерительные сигналы, которые используют для автоматизированного сбора, нако-

пления, обработки, хранения, передачи и отображения данных об электроэнергии. Конечная

информация для целей учёта электроэнергии, потребляемой с оптового рынка электроэнергии и

мощности (далее по тексту – ОРЭМ), происходит на сервере в программном комплексе АИИС

КУЭ путем умножения измеренных счетчиком значений (именованных величин) за учётный

период на коэффициенты трансформации ТТ (К

ТТ

) и ТН (К

ТН

ТТ и ТН, включенные в цепи нагрузки, приводят действительные значения токов и на-

пряжений к нормированным величинам. Аналоговые сигналы от ТТ и ТН поступают на счетчи-

ки МТ831.

Счетчики МТ831 измеряют с привязкой к единому календарному времени мгновенные

значения следующих физических величин: активной, реактивной и полной мощности, обеспе-

чивают учет активной и реактивной электрической энергии прямого и обратного направления и

четырехквадрантной реактивной энергии и ведение «Журнала событий», а так же измеряют ка-

лендарное время и интервалы (промежутки) времени.

Счетчики МТ831 ведут восьмиканальный независимый массив профиля мощности с

программируемым временем интегрирования 30 мин для активной и реактивной мощности

прямого и обратного направления.

Интервал времени интегрирования активной и реактивной мощности прямого и обратно-

го направления в счетчиках МТ831 установлен равным 30 мин.

Измеренные величины активной и реактивной мощности прямого и обратного направле-

ния автоматически записываются в энергонезависимую память массивов профилей мощности

счетчиков МТ831.

Данные со счетчиков МТ831 передаются по запросам на сервер. Прием запросов и пере-

дача данных со счетчиков производится посредством проводных линий связи по интерфейсу

RS-485. Идентификация счетчиков МТ831 осуществляется по индивидуальному сетевому адре-

су. Сервер является ведущим, а счетчики МТ831– ведомыми при опросе. Сервер автоматически,

в заданные интервалы времени, производит опрос счетчиков МТ831. Сразу по поступлению

данных измерений и записей «Журналов событий», они записываются в базу данных сервера,

которая сохраняется на жесткий диск сервера.

Сервер посредством программы «SEP2 DbManager», входящей в программный пакет

«Iskramatic SEP2W», приводит фактические измеренные величины к действительным значени-

ям путем масштабирования (перемножения на коэффициенты трансформации) и сохраняет дей-

ствительные значения в базе данных сервера.

Лист № 3

Всего листов 8

Доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера осуществляется через сеть

Ethernet. Информация передается автоматически по запросам, поступающим с АРМ операторов.

По каналам сети Интернет обеспечивается передача информации Коммерческому оператору,

региональный филиал ОАО «СО ЕЭС» и заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполня-

ет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характе-

ристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства

измерений используется единое календарное время.

Синхронизация (коррекция) часов в АИИС КУЭ осуществляется программным способом

по специальному алгоритму. Алгоритм включает в себя коррекцию шкалы времени сервера и

коррекцию часов счётчиков по сигналам устройства синхронизации времени УСВ-2 (Госреестр

№ 41681-10).

При реализации этого алгоритма специальная программа «Программный модуль УСВ»,

установленная на ИВК, в соответствии с заданным расписанием (не менее 1 раза в 5 секунд),

производит отправку запросов на получение значения точного времени от устройства УСВ-2,

проверяет системное время ИВК и при расхождении производит коррекцию шкалы времени

сервера.

Синхронизация (коррекция) часов счетчиков производится программой SEP2 Collect по

отдельному расписанию. ИВК посылает специальный запрос на конкретный счетчик. Получив

ответ, ИВК вычисляет разницу во времени между своими часами (системным временем) и ча-

сами счетчика. В случае, если расхождение показаний часов превышает ± 1 с, производится

коррекция часов счётчика.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения входит:

операционная система MS Windows Server 2008 R2 Standard;

целевой сборник программных пакетов «ISKRAMATIC SEP2W» (версия 1.95).

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Таблица 1

онное наимено-

вание про-

граммного

Номер версии

граммного

Алгоритм вы-

обеспечения

0D1E6E337D

Идентификаци-

(идентифика-Цифровой идентификаторИдентификацион- числения циф-

ционный но- программного обеспечения ное наименование рового иден-

мер) про-(контрольная сумма испол-файла программ-тификатора

обеспече

ия

обеспечения

няемого кода) ного обеспечения программного

12345

E9370DE8C18ADF29C8ED89

Sep2Collect.exe

A119AF84D

ПО

5B07656179

«ISK

AMATIC1.95

A8536E39CEB82275EC4C98C

ep2DbManager.exeMD5

SEP2W»

ECC2CB2E2A30E09F22D85F

Sep2Report.exe

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,

получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от

счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-

троэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи

измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков элек-

троэнергии и измерительных трансформаторов.

Лист № 4

Всего листов 8

ПО «ISKRAMATIC SEP2W» невлияет наметрологическиехарактеристикиАИИС КУЭ.

Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений

соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительно-информационных каналов АИИС КУЭприведен в таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 2

№ ИИК

Наименование

объекта

Сервер

Вид

электро-

энергии

РУ-10 кВ

ООО "Стекло-

тех", ТСН-1,

Ввод 0,4 кВ

РУ-10 кВ

ООО "Стекло-

тех", 2 СШ, яч. 3

ТОЛ-10-I

Кл.т. 0,5; Ктт: 600/5

Зав. № 10370

Зав. № 10686

Госреестр

№ 15128-07

РУ-10 кВ

ООО "Стекло-

тех", ТСН-2,

Ввод 0,4 кВ

―

HP ProLiant ML310e Gen8

Состав измерительно-информационных каналов

электрической

Трансформатор Трансформатор

Счётчик

тока напряжения

энер

ии

1234567

РУ-10 кВ

Зав. № 10683

ТОЛ-10-I

Кл.т. 0,5; Ктт: 600/5

1 ООО "Стекло-

Зав. №

10684

тех", 1 СШ, яч. 27

Госреестр

№ 15128-07

НАМИТ-10-2

Кл.т. 0,5

Ктн: 10000/100

Зав. №

0661100000004

Госреестр

№ 16687-07

MT831-

T1A32R46S43-E12-

M3K0Z4

Кл.т.0,5S/1,0

Зав. № 35621263

Госреестр

№ 32930-08

Активная,

Реактивная

ТОП-0,66

Кл.т. 0,5S; Ктт: 75/5

Зав. № 4035881

Зав. № 4035891

Зав. № 4035893

Госреестр

№ 47959-11

MT831-

T1A32R46S43-E12-

M3K0Z4

― Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 35621145

Госреестр

№ 32930-08

Активная,

Реактивная

НАМИТ-10-2

Кл.т. 0,5

Ктн: 10000/100

Зав. №

0661100000002

Госреестр

№ 16687-07

MT831-

T1A32R46S43-E12-

M3K0Z4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 35621290

Госреестр

№ 32930-08

Активная,

Реактивная

ТОП-0,66

Кл.т. 0,5S; Ктт: 75/5

Зав. № 4047414

Зав. № 4047451

Зав. № 4047444

Госреестр

№ 47959-11

MT831-

T1A32R46S43-E12-

M3K0Z4

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. № 35621203

Госреестр

№ 32930-08

Активная,

Реактивная

Лист № 5

Всего листов 8

Номер ИИК

1, 3

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

Сч 0,5S)

2, 4

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

Сч 0,5S)

Номер ИИК

1, 3

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

Сч 1,0)

2, 4

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

Сч 1,0)

Таблица 3

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измере-

нии активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации

cos φ

АИИС КУЭ (δ), %

P1(2) %

)

зм

< I

P 5 %

1,0

0,9

0,8

0,7

0,5

1,0

± 2,3

0,9

± 2,5

0,8

± 2,9

0,7

± 3,4

0,5

± 4,9

5 %

P5 %

Pизм

< I

P 20 %

± 2,2

± 2,6

± 3,2

± 3,8

± 5,5

± 1,6

± 1,8

± 2,0

± 2,3

± 3,1

20 %

P 20 %

≤ I

P изм

< I

P 100 %

± 1,7

± 1,8

± 2,1

± 2,4

± 3,3

± 1,4

± 1,5

± 1,7

± 1,8

± 2,3

100 %

P 100 %

P изм

P 120%

± 1,5

± 1,7

± 1,8

± 2,0

± 2,6

± 1,4

± 1,5

± 1,7

± 1,8

± 2,3

I< II

I< I

I≤ I< I

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измере-

нии реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуата-

cos φ

ции АИИС КУЭ(δ), %

1(2) %

5 %

20 %

100 %

Q 20 %Q измQ 100

P1(2) %PизмP 5 %Q 5 %Q измQ 20 %Q 100 %Q измQ 120%

0,9

-± 6,3± 4,1± 3,6

0,8

-± 5,3± 3,7± 3,4

0,7

-± 4,6± 3,4± 3,2

0,5

-± 3,6± 3,1± 3,0

0,9

± 5,6± 4,1± 3,4± 3,4

0,8

± 4,8± 3,7± 3,2± 3,2

0,7

± 4,3± 3,4± 3,1± 3,1

0,5

± 3,6± 3,0± 2,9± 2,9

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

Примечания:

1 Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и сред-

ней мощности (30 мин.).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответст-

вующие вероятности 0,95.

3 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном;

сила тока от Iном до 1,2·Iном, cos

=0,9 инд;

температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25

С.

4 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном;

сила тока от 0,01·Iном до 1,2·Iном для ИИК № 2, 4; от 0,05 Iном до 1,2 Iном для ИИК № 1, 3;

температура окружающей среды:

для счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30

С;

для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001.

для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

Лист № 6

Всего листов 8

Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по

ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнер-

гии и ГОСТ 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на

аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристика-

ми не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на од-

нотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте поряд-

ке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая

часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счетчиков статических трехфазных переменного тока активной и реактивной энергии

МТ831 - среднее время наработки на отказ не менее 1,7·10

часов;

сервер - среднее время наработки на отказ не менее 140 200 часов.

УСВ-2 - не менее 35 000 часов.

Среднее время восстановления (Тв), при выходе из строя оборудования:

для счетчиков Тв ≤ 168 часов;

для сервера Тв ≤ 1 час;

для СОЕВ Тв ≤ 168 часов.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного

доступа:

клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для

пломбирования;

панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механиче-

скими пломбами;

наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых

паролей на счетчиках, УСВ, сервере;

организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает иденти-

фикацию пользователей и эксплуатационного персонала;

защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

фактов параметрирования;

фактов пропадания напряжения;

фактов коррекции шкалы времени.

Возможность коррекции шкалы времени в:

счетчиках (функция автоматизирована);

сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчики электроэнергии МТ831 – профиль мощности при времени интегрирования

30 мин. – 62 сут.;

ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измере-

ний при отключении питания – не менее 5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульном листе паспорта-формуляра АИИС КУЭ

типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Лист № 7

Всего листов 8

Наименование

Тип (Модификация)

Таблица 4

Количество,

шт.

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик статический трехфазный переменного

тока активной и реактивной энергии

Специализированное программное обеспечение

Сервер

Устройство синхронизации системного времени

Паспорт -Формуляр

Методика поверки

ТОЛ-10-I

ТОП-0,66

НАМИТ-10

MT831-T1A32R46S43-E12-

M3K0Z4

ISKRAMATIC SEP2W

HP ProLiant ML310e Gen8

УСВ-2

ИЮНД.411711.060. ПС-ФО

МП 1946/550-2014

Поверка

осуществляетсяподокументуМП 1946/550-2014«ГСИ. Системаавтоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО

«Стеклотех». Методикаповерки»,утвержденномуГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва»

25.09. 2014 г.

Основные средства поверки:

для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003;

для трансформаторов напряжения – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по

ГОСТ 8.216-2011;

для счётчиков статических трехфазных переменного тока активной и реактивной энер-

гии МТ831 – по методике поверки МП 32930-08, утверждённой ГЦИ СИ ФГУП «СНИИМ» в

2008 г.;

для УСВ-2 – по методике поверки ВЛСТ 237.00.000И1, утверждённой ГЦИ СИ

ВНИИФТРИ в 2009 г.

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена

деления 1°С.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количест-

ва электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-

измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Стеклотех». Свидетельство об атте-

стации методики (метода) измерений № 1396/550-01.00229-2014.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «Стеклотех»

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

Основные положения.

Лист № 8

Всего листов 8

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

технические условия.

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6 ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности

0,2S и 0,5S.

7 ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

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

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

Осуществление торговли.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ИСКРЭН» (ООО «ИСКРЭН»)

Адрес: 117292, г. Москва, ул. Кржижановского, д. 7, корп. 2, офис 18

Телефон: (495) 663-77-47

e-mail:

office@iskren.ru

Испытательный центр

Государственный центр испытаний средств измерений

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр

стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва»)

117418, г. Москва, Нахимовский проспект, д. 31.

Телефон: (495) 544-00-00

Аттестат аккредитации по проведению испытаний средств измерений в целях

утверждения типа № 30010-10 от 15.03.2010 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.

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