Приложение к свидетельству № 57731
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 872 от 8.07.2016 г.)
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии АО «СХК»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии АО «СХК» предназначена для измерений активной и реактивной
электрической энергии и средней мощности; сбора, обработки, хранения, отображения и
передачи информации в центры сбора.
Описание средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии АО «СХК» (АИИС КУЭ) является средством измерений единичного
производства.КонструктивноАИИС КУЭпредставляетсобоймногофункциональную,
трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
–
автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной
электрической энергии;
–
автоматическое измерение средних на 30-минутных интервалах времени значений
активной и реактивной электрической мощности;
–
периодический и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений
приращений электрической энергии и средней мощности с заданной дискретностью и данных
о состоянии средств измерений;
–
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений
АИИС КУЭ в специализированной базе данных (БД), отвечающей требованию повышенной
защищенностиотпотериинформации(резервированиебазыданных)иот
несанкционированного доступа;
–
предоставление пользователям и персоналу, эксплуатирующему АИИС КУЭ,
регламентированного доступа к результатам измерений и данным о состоянии средств
измерений АИИС КУЭ;
–
формирование и передача в автоматическом режиме отчетных документов в центры
сбора информации;
–
защита результатов измерений при передаче с использованием электронной
цифровой подписи;
–
защита оборудования, программного обеспечения и данных АИИС КУЭ от
несанкционированного доступа на аппаратном и программном уровне;
–
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
–
конфигурирование и настройка параметров технических и программных средств
АИИС КУЭ;
–
ведение системы обеспечения единого времени АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1) первыйуровень–измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек
измерений, выполняющие функцию автоматического проведения измерений активной и
реактивной электрической энергии и средней мощности и включающие в себя:
– измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2, 0,5 и 0,5S;
– измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и 1,0;
Лист № 2
Всего листов 11
– счетчики электрической энергии электронные класса точности 0,5S при измерении
активной электрической энергии и 1,0 при измерении реактивной электрической энергии;
– вторичные электрические цепи;
2) второй уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки
(ИВКЭ) – устройство сбора и передачи данных «СИСТЕЛ-УСПД» (УСПД);
3) третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), построенный на
основе программно-технического комплекса (ПТК) системы информационно-измерительной
автоматизированной (АИИС) «БАЗИС» и включающий в свой состав: технические средства
приёма и передачи данных, сервер и автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора с
установленным программным обеспечением (ПО) «Базис».
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК)
АИИС КУЭ. Перечень и состав ИК АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Принцип действия АИИС КУЭ основан на измерении первичного тока и напряжения с
использованием измерительных трансформаторов и масштабном преобразовании их в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
входы счетчиков. В счетчиках осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов
тока и напряжения в цифровой код и вычисление мгновенных и средних значений активной и
реактивной электрической мощности, на основании которых вычисляются тридцатиминутные
приращения электрической энергии.
Вычисленные значения приращений активной и реактивной электрической энергии,
служебная информация в виде цифрового кода передаются в УСПД. Связь между счетчиками и
УСПДосуществляетсяпоинтерфейсуRS-485,Ethernet.УСПДпредназначенодля
автоматизированного сбора, накопления, хранения и передачи измерительной и служебной
информации в базу данных сервера.
Сервер осуществляет сбор информации, вычисление приращений электрической
энергии с учетом коэффициентов трансформации, формирование отчетных документов,
конфигурирование и параметрирование технических и программных средств АИИС КУЭ,
долговременное хранение и передачу данных на АРМ оператора и в центры сбора информации.
Оперативный доступ к информации, хранящейся в базе данных на сервере, осуществляется с
АРМ оператора с использованием ПО «Базис». Сервер в автоматическом режиме один раз в
сутки осуществляет приём макетов 80020 из базы данных сервера системы автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
ПС 220 кВ «ГПП-220», зарегистрированной в Федеральном информационном фонде по
обеспечению единства измерений под номером 61142-15. Диспетчерские наименования точек
учета согласно описанию типа на АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «ГПП-220» (свидетельство об
утверждении типа RU.Е.34.639.А № 59304 от 29.07.2015 г.), по которым осуществляется
передача данных макетами 80020: «ОВ-110-1» (ИК № 5), «ОВ-110-2» (ИК № 6), «ВЛ-110 кВ
ГПП-220 – ГПП-2 СХК с отпайками (Т-2)» (ИК № 16).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в
свой состав устройство синхронизации времени УСВ-2 на основе GPS-приемника, счетчики,
УСПД, сервер и АРМ оператора. СОЕВ выполняет измерение интервалов времени и
обеспечивает синхронизацию шкал времени внутренних часов компонентов ИК АИИС КУЭ.
Измерение интервалов времени осуществляется таймерами счетчиков. По результатам
измеренийформируютсятридцатиминутныеинтервалы,длякоторыхосуществляется
вычисление приращений электрической энергии.
Привязку к шкале координированного времени государственного первичного эталона
Российской Федерации UTC (SU) осуществляет устройство синхронизации времени УСВ-2,
которое постоянно выполняет синхронизацию шкалы времени сервера. Сервер при каждом
обращении УСПД автоматически по протоколу NTP выполняет синхронизацию шкалы времени
его часов. Синхронизация шкал времени часов счетчиков осуществляется во время сеанса связи
со счетчиком при достижении расхождения со шкалой УСПД более 3 с. Синхронизация шкалы
Лист № 3
Всего листов 11
времени АРМ оператора осуществляется от сервера один раз в сутки при достижении
расхождения со шкалой сервера более 2 с.
Расхождение шкалы времени часов любого компонента СОЕВ АИИС КУЭ со шкалой
координированного времени UTC (SU) не превышает 5 с. Журналы событий счетчика и УСПД
отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение шкал времени в секундах
корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий
корректировке.
Таблица 1 – Состав ИК АИИС КУЭ
1 уровень – ИИК
6540-78
1000/5
1
1382-60
220000:√3/
100:√3
6540-78
1000/5
2
1382-60
220000:√3/
100:√3
6540-78
1000/5
3
1382-60
220000:√3/
100:√3
6540-78
1000/5
4
1382-60
220000:√3/
100:√3
30559-11
600/5
5
922-54
110000:√3/
100:√3
Средства измерений АИИС КУЭ
Номер Наименование
ИКприсоединения
Вид
Фаза
СИ
Класс
Номер в
ОбозначениеГосреестре
точности
Коэффициент
трансформации
0,5
ТН
0,5
ВЛ 220 кВ
ТТ
Восточная -
ТЭЦ СХК
(Т-201)
Счетчик
44153-10
0,5S/1,0
–
0,5
ТН
1,0
ВЛ 220 кВ
ТТ
Восточная -
ЭС-2 СХК
(Т-202)
Счетчик
35437-07
0,5S/1,0
–
0,5
1,0
ТТ
ВЛ 220 кВ
Томская - ЭС-2
СХК (Т-205)ТН
Счетчик
35437-07
0,5S/1,0
–
0,5
1,0
ТТ
ВЛ 220 кВ
ГПП-220 - ЭС-2
СХК (Т-214)ТН
Счетчик
35437-07
0,5S/1,0
–
0,5S
ТН
1,0
ВЛ 110 кВ
ТТ
Восточная -
ГПП-2 СХК с
отпайками (Т-1)
Счетчик
А ТФЗМ 220Б-IV У1
В ТФЗМ 220Б-IV У1
С ТФЗМ 220Б-IV У1
АНКФ-220-58
ВНКФ-220-58
СНКФ-220-58
Фотон
А ТФЗМ 220Б-IV У1
В ТФЗМ 220Б-IV У1
С ТФЗМ 220Б-IV У1
АНКФ-220-58
ВНКФ-220-58
СНКФ-220-58
Протон-К
А ТФЗМ 220Б-IV У1
В ТФЗМ 220Б-IV У1
С ТФЗМ 220Б-IV У1
АНКФ-220-58
ВНКФ-220-58
СНКФ-220-58
Протон-К
А ТФЗМ 220Б-IV У1
В ТФЗМ 220Б-IV У1
С ТФЗМ 220Б-IV У1
АНКФ-220-58
ВНКФ-220-58
СНКФ-220-58
Протон-К
АТВИ-110
ВТВИ-110
СТВИ-110
А НКФ-110
В НКФ-110
С НКФ-110
Протон-К
35437-07
0,5S/1,0
–
Лист № 4
Всего листов 11
Таблица 1 – Состав ИК АИИС КУЭ
30559-11
600/5
6
922-54
110000:√3/
100:√3
6540-78
1000/5
7
1382-60
220000:√3/
100:√3
35437-07
–
2000/5
10000/100
2000/5
10000/100
4000/5
10000/100
3000/5
10000/100
Средства измерений АИИС КУЭ
Номер Наименование
ИКприсоединения
Вид
Фаза
СИ
Класс
Номер в
ОбозначениеГосреестре
точности
Коэффициент
трансформации
0,5S
ТН
1,0
ВЛ 110 кВ
ТТ
ГПП-220 -
ГПП-2 СХК с
отпайками (Т-2)
Счетчик
35437-07
0,5S/1,0
–
ТТ
0,5
АТВИ-110
ВТВИ-110
СТВИ-110
А НКФ-110
В НКФ-110
С НКФ-110
Протон-К
А ТФЗМ 220Б-IV У1
В ТФЗМ 220Б-IV У1
С ТФЗМ 220Б-IV У1
АНКФ-220-58
В НКФ-220-58
С НКФ-220-58
1,0
ПС 220 кВ ЭС-2
СХК (ОВ-220)
ТН
Счетчик
Протон-К
0,5S/1,0
АТПШФ-10
ТТ ВТПШФ-10519-500,5
СТПШФ-10
8ТГ-1А
ТНВНТМИ-10-66831-690,5
С
Счетчик Фотон44153-100,5S/1,0–
С
АТПШФ-10
ТТ ВТПШФ-10519-500,5
СТПШФ-10
9ТГ-2А
ТНВНТМИ-10-66831-690,5
Счетчик Фотон44153-100,5S/1,0–
ТПШФ-10
ТПШФ-10519-500,5
ТПШФ-10
НТМИ-10-66831-690,5
А
ТТВ
С
10
ТГ-6
А
ТН В
С
Счетчик Фотон44153-100,5S/1,0–
ТПШФ-10
ТПШФ-10519-500,5
ТПШФ-10
НТМИ-10-66831-690,5
А
ТТВ
С
11
ТГ-7
А
ТН В
С
Счетчик Фотон44153-100,5S/1,0–
Лист № 5
Всего листов 11
Таблица 1 – Состав ИК АИИС КУЭ
518-50
1500/5
831-69
10000/100
1836-63
6000/5
3344-08
13800:√3/
100:√3
519-50
6000/5
53608-13
13800/100
44153-10
–
6000/5
НТМИ-18
13800/100
6000/5
НТМИ-18
13800/100
1500/5
10000/100
Средства измерений АИИС КУЭ
Номер Наименование
ИКприсоединения
Вид
Фаза
СИ
Класс
Номер в
ОбозначениеГосреестре
точности
Коэффициент
трансформации
ТТ
0,5
ТН
0,5
12ТГ-9
Счетчик
44153-10
0,5S/1,0
–
ТТ
0,2
ТН
0,5
13ТГ-10
Счетчик
44153-10
0,5S/1,0
–
ТТ
0,5
ТН
АТПОФ
ВТПОФ
СТПОФ
А
ВНТМИ-10-66
С
Фотон
АТШВ-15
ВТШВ-15
СТШВ-15
А ЗНОЛ.06
В ЗНОЛ.06
С ЗНОЛ.06
Фотон
АТПШФ-20
ВТПШФ-20
СТПШФ-20
А
ВНТМИ-18
С
0,5
14ТГ-
11
Счетчик
Фотон
0,5S/1,0
ТПШФ-20
ТПШФ-20
ТПШФ-20
519-500,5
С
53608-130,5
А
ТТВ
С
15
ТГ-12
А
ТН В
Счетчик Фотон44153-100,5S/1,0–
ТПШФ-20
ТПШФ-20
ТПШФ-20
519-500,5
53608-130,5
А
ТТВ
С
16
ТГ-14
А
ТН В
С
Счетчик Фотон44153-100,5S/1,0–
ТТ
1261-590,5
АТПОЛ-10
ВТПОЛ-10
СТПОЛ-10
А
ВНТМИ-10-66У3
С
831-690,5
17
ТГ-15
ТН
Счетчик Фотон44153-100,5S/1,0–
Лист № 6
Всего листов 11
Таблица 1 – Состав ИК АИИС КУЭ
Средства измерений АИИС КУЭ
Номер Наименование
ИКприсоединения
Вид
Фаза
СИ
Класс
Номер в
ОбозначениеГосреестре
точности
Коэффициент
трансформации
2 уровень – ИВКЭ
УСПДСИСТЕЛ-УСПД
29267-05––
3 уровень – ИВК
ПТК АИИС «Базис»:
ИВКсервер и АРМ
оператора
29627-05––
Примечания к таблице 1.
1 Трансформаторы тока поГОСТ 7746-2001,трансформаторы напряжения по
ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений
активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной
электроэнергии.
2 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической
энергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,
чем у приведенных в таблице 1. Допускается замена устройства сбора и передачи данных на
однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на АО «СХК»
порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его
неотъемлемая часть.
Программное обеспечение
Структура прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ:
–
ПО «Базис», разработанное ООО «Систел Автоматизация» и установленное на
сервере и компьютерах АРМ оператора, в автоматическом режиме осуществляет сбор,
обработку, отображение результатов измерений электрической энергии, ведение журналов
событий, формирование отчетных документов, хранение и передачу информации в центры
сбора;
–
встроенное ПО УСПД осуществляет автоматизированный сбор, накопление,
хранение и передачуизмерительной и служебной информации на сервер;
–
встроенное ПО счетчиков осуществляет вычисление приращений активной и
реактивной электрической энергии и средней мощности.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «Базис» (обработка
данных, конфигурирование) приведены в таблице 2.
Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ, приведенные в
таблицах 3 и 4, нормированы с учетом влияния программного обеспечения АИИС КУЭ.
Таблица 2
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Значение
linbus_cfg24_4.zfl
–
2C39A1B898445B544D2BA86A548E4CEA
Для защиты ПО «Базис» и данных от непреднамеренных и преднамеренных изменений
реализован алгоритм авторизации и разграничение полномочий пользователей. Уровень
защиты программного обеспечения счетчиков, УСПД и «Базис» – «средний» по классификации
Р 50.2.077-2014.
Лист № 7
Всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ
при измерении активной электрической энергии и средней мощности
для диапазона
I
5
≤ I < I
20
для диапазона
I
20
≤ I < I
100
для диапазона
I
100
≤ I ≤ I
120
Номер ИКcosφ
для диапазона
I
2(1*)
≤ I < I
5
δ
о
, %δ
ру
, %δ
о
, %δ
ру
, %δ
о
, %δ
ру
, %δ
о
, %δ
ру
, %
1,8-12,14-17 (КТ
ТТ 0,5; КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 0,5S)
2-4, 7 (КТ ТТ 0,5;
КТ ТН 1,0;
КТ счетчика 0,5S)
1,0 не норм. не норм.± 1,9
0,8 не норм. не норм.± 3,0
0,5 не норм. не норм.± 5,5
1,0 не норм. не норм.± 1,9
0,8 не норм. не норм.± 3,0
0,5 не норм. не норм.± 5,5
± 1,9± 1,2± 1,3
± 3,0± 1,7± 1,8
± 5,6± 3,0± 3,1
± 1,9± 1,2± 1,3
± 3,0± 1,7± 1,8
± 5,6± 3,0± 3,1
± 1,0± 1,6
± 1,4± 1,5
± 2,3± 2,4
± 1,0± 1,6
± 1,4± 1,5
± 2,3± 2,4
5-6 (КТ ТТ 0,5S;
1,0
КТ ТН 1,0;
0,8
КТ счетчика 0,5S)
0,5
± 2,1не норм.± 1,2
± 3,0не норм.± 1,8
± 5,5не норм.± 3,1
± 1,3± 1,0± 1,1
± 1,9± 1,4± 1,5
± 3,2± 2,3± 2,4
± 1,0± 1,6
± 1,4± 1,5
± 2,3± 2,4
13 (КТ ТТ 0,2;
КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 0,5S)
1,0 не норм. не норм.± 1,2
0,8 не норм. не норм.± 1,6
0,5 не норм. не норм.± 2,5
± 1,3± 1,0± 1,1
± 1,7± 1,2± 1,3
± 2,7± 1,7± 1,9
± 0,9± 1,5
± 1,1± 1,2
± 1,6± 1,8
Примечания
1 * – Погрешность ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности для
коэффициента мощности cosφ, равного 1, нормируется только в диапазоне первичного тока I
1
≤ I < I
5
.
2В таблице приняты следующие обозначения: I
2(1)
, I
5
, I
20
, I
100
И
I
120
– значения первичного тока,
соответствующие 2 (1), 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения I
н
; δ
о
– границы основной относительной
погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии и средней мощности; δ
ру
– границы
относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической
энергии и средней мощности
Таблица 4
Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ
при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности
для диапазона
I
20
≤ I < I
100
для диапазона
I
100
≤ I ≤ I
120
Номер ИКsinφ
для диапазона
I
5
≤ I < I
20
δ
о
, %
0,87± 2,8
δ
ру
, % δ
о
, % δ
ру
, %
± 3,4 ± 1,8 ± 2,7
δ
о
, % δ
ру
, %
± 1,6 ± 2,5
0,6± 4,6
± 5,1± 2,6± 3,4
± 2,1± 3,0
0,87± 2,8
± 3,4± 1,8± 2,7
± 1,6± 2,5
0,6± 4,6
5,1± 2,6± 3,4
± 2,1± 3,0
0,87± 1,9
± 2,7± 1,6± 2,5
± 1,6± 2,5
0,6± 2,8
± 3,5± 2,1± 3,0
± 2,1± 3,0
0,87± 1,8
± 2,7± 1,4± 2,5
± 1,4± 2,4
1,8-12,14-17 (КТ
ТТ 0,5; КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 1,0)
2-4, 7 (КТ ТТ 0,5;
КТ ТН 1,0;
КТ счетчика 1,0)
5-6 (КТ ТТ 0,5S;
КТ ТН 1,0;
КТ счетчика 1,0)
13 (КТ ТТ 0,2;
КТ ТН 0,5;
КТ счетчика 1,0)
0,6± 2,5
± 3,2± 1,7± 2,7
± 1,6± 2,7
Примечание – В таблице приняты следующие обозначения: I
5
, I
20
, I
100
И
I
120
– значения первичного тока,
соответствующие 5, 20, 100 и 120 % от номинального значенияI
н
; δ
о
– границы основной относительной
погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии и средней мощности; δ
ру
– границы
относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической
энергии и средней мощности
Лист № 8
Всего листов 11
В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
Нормальные условия:
– параметры сети: напряжение (0,98–1,02)·U
н
, ток (1–1,2)·I
н
; cosφ=0,9 инд.;
– температура окружающей среды от 15 до 25 °С.
Рабочие условия эксплуатации:
– параметры сети: напряжение (0,9–1,1)·U
н
; ток (0,01–1,20)·I
н
; частота от 49 до 51 Гц;
0,5 инд. ≤ cosφ ≤ 0,8 емк.;
– индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчика не более 0,5 мТл;
– допускаемая температура окружающей среды: трансформаторы тока и напряжения –
от минус 40 до 40 °С, счетчик – от 15 до 35 °С; УСПД и ИВК – от 15 до 30 °С.
Показатели надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
– трансформаторы тока: среднее время наработки на отказ 440000 ч, средний срок
службы 25 лет;
– трансформаторы напряжения: среднее время наработки на отказ 4000000 ч, средний
срок службы 25 лет;
– счетчики электрической энергии: среднее время наработки на отказ 90000 ч, средний
срок службы 40 лет;
– устройство сбора и передачи данных «СИСТЕЛ-УСПД»: среднее время наработки на
отказ 70000 ч, средний срок службы 25 лет.
Надежность системных решений:
– резервирование питания счетчиков, УСПД и сервера с помощью источника
бесперебойного питания и устройства АВР;
– резервирование каналов связи.
Регистрация в журналах счетчиков электрической энергии и УСПД событий:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчиках электрической энергии.
Защищенность применяемых компонентов АИИС КУЭ:
1) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– счетчиков электрической энергии:
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательных коробок;
– УСПД и сервера;
2) защита на программном уровне:
– результатов измерений (при передаче – использование цифровой подписи);
– установка паролей на счетчики электрической энергии;
– установка паролей на УСПД;
– установка паролей на сервер и компьютеры АРМ оператора.
Глубина хранения информации:
– счетчики электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях – не менее 35 суток, при отключении питания – не менее 10 лет;
– УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической
энергиипоизмерительномуканалуАИИС КУЭ–неменее100 суток(функция
автоматизирована), сохранение информации при отключении питания – не менее 5 лет;
– ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств
измерений – не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится в виде наклейки на титульный лист формуляра.
Лист № 9
Всего листов 11
Комплектность средства измерений
В комплект АИИС КУЭ входят технические и программные средства, а также
документация, приведенные в таблицах 5–7 соответственно.
11
6
Таблица 5 – Технические средства АИИС КУЭ
Наименование компонентов АИИС КУЭОбозначение компонентов Количество, шт.
15
6
21
3
3
3
15
6
5
3
3
1
«Фотон»
«Протон-К»
1
3
3
1
1
1
1
ИИК
Трансформаторы токаТФЗМ 220Б-IV У1
Трансформаторы тока измерительныеТВИ-110
Трансформаторы токаТПШФ
Трансформаторы токаТПОФ
Трансформаторы токаТШВ-15
Трансформаторы токаТПОЛ-10
Трансформаторы напряженияНКФ-220-58
Трансформаторы напряженияНКФ-110
Трансформаторы напряженияНТМИ-10-66
Трансформаторы напряженияЗНОЛ.06
Трансформаторы напряженияНТМИ-18
Трансформаторы напряженияНТМИ-10-66У3
Счетчики электрической энергии электронные
многофункциональные трёхфазные
Счетчики электрической энергии цифровые
многозадачные трёхфазные
ИВКЭ
Устройство сбора и передачи данных«СИСТЕЛ-УСПД»
МодемZyXEL U-336
Повторитель RS 232I-7551
Конвертер RS485/EthernetADAM-4570
Блок резервного питания УСПДИП 48-24
Блок резервного питания повторителейИП 240-24
Источник бесперебойного питания ИВКЭAPC Back-UPS RS 800 VA
ИВК
СерверHP Proliant DL380G4
Устройство синхронизации времениУСВ-2
Источник бесперебойного питания сервера ИВКSURT2000 XLI APC
Сетевой маршрутизаторCisco WS-C3550-24-EMI
Сетевой маршрутизаторCatalyst 2960 G Series
АРМ оператора–
1
1
1
1
1
4
Таблица 6 – Программные средства АИИC КУЭ
Наименование ПОНазначение ПОМесто установки
Прикладное программное
обеспечение сервера «Базис»
Сервер
Сбор, обработка, долговременное хранение
и передача информации в центры сбора,
конфигурирование сервера, УСПД, ведение
журналов событий
Операционная система сервера
Сервер
Microsoft Windows 2003 Server
Enterprise Edition
Microsoft SQL Server 2005
Microsoft Windows XP SP2
Система управления базой данных
Операционная система АРМ оператора
Сервер
АРМ оператора
Лист № 10
Всего листов 11
Таблица 6 – Программные средства АИИC КУЭ
Наименование ПО
Назначение ПО
Отображение и вывод на печать
результатов измерений
Место установки
АРМ оператора
УСПД
Прикладное программное
обеспечение
АРМ оператора «Базис»
Встроенное программное
обеспечение УСПД
Встроенное программное
обеспечение счетчиков
Сбор, хранение и передача информации на
сервер
Приём, обработка и передача результатов
измерений
Счетчики
Таблица 7 – Документация
Наименование
Количество, шт.
1
1 МП 227-14 ГСИ. Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электрической энергии АО «СХК».1
Методика поверки
2 Система автоматизированная информационно-измерительная
коммерческого учета электрической энергии АО «СХК». Формуляр
3 Система автоматизированная информационно-измерительная
коммерческого учета электрической энергии АО «СХК». Инструкция по1
конфигурированию и эксплуатации АИИС КУЭ
4 Автоматизированная информационно-измерительная система
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «СХК». Проектно-1
сметная документация ЖШСИ.863
Примечание – В комплект поставки документации также входит техническая документация
на компоненты АИИС КУЭ
Поверка
осуществляется по документу МП 227-14 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электрической энергии АО «СХК». Методика поверки»,
утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» в ноябре 2014 г.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
1) средства измерений в соответствии с нормативной и технической документацией по
поверке средств измерений ИК АИИС КУЭ:
– трансформаторы тока по ГОС 8.217-2003;
– трансформатор напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
– счетчики электрической энергии по документам Счетчики электрической энергии
цифровыемногозадачныетрёхфазные«Протон-К».Методикаповерки»и«Счетчик
электрической энергии электронный многофункциональный трёхфазный «Фотон». Методика
поверки 59703777-4228-902 МП», утверждённым в ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г. и 2010 г.;
– устройство сбора и передачи данных «СИСТЕЛ-УСПД» по документу «Устройства
сбора и передачи данных «СИСТЕЛ-УСПД». Методика поверки. ИСТА.425210.001 МП»,
утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
2) мультиметр «Ресурс-ПЭ»: пределы допускаемой относительной погрешности
измерений напряжения в диапазоне от 15 до 150 мВ ± 2,0 %, в диапазоне от 15 до 300 В ± 0,2 %;
пределы допускаемой относительной погрешности измерений силы тока в диапазоне от 0,05 до
0,25 А ± 1,0 %, в диапазоне от 0,25 до 7,5 А ± 0,3 %; пределы допускаемой абсолютной
погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1º; пределы
допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
Лист № 11
Всего листов 11
3) радиочасыМИРРЧ-02:пределыдопускаемойабсолютнойпогрешности
синхронизации фронта выходного сигнала 1 Гц по шкале координированного времени
UTC (SU) ± 1 мкс.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений приведён в документе «Методика измерений электрической энергии
и мощности системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электрической энергии АО «СХК».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии АО «СХК»
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Изготовитель
ФедеральноегосударственноебюджетноеучреждениенаукиКонструкторско-
технологический институт вычислительной техники Сибирского отделения Российской
академии наук.
ИНН: 5408105383.
Юридический адрес: 630090 г. Новосибирск, ул. Академика Ржанова, 6.
Сайт:
.
Заявитель
Акционерное общество «Сибирский химический комбинат» (АО «СХК»)
Юридический адрес: 636039, Томская область, г. Северск, ул. Курчатова, 1.
ИНН: 7024029499.
Телефон: (3823) 54-83-47, факс: (3822) 72-44-46.
E-mail:
,
.
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в Томской области» (ФБУ «Томский ЦСМ»).
Аттестат аккредитации № 30113-13.
Юридический адрес: 634012, Томская область, г. Томск, ул. Косарева, д.17а.
ИНН: 7018002587.
Телефон: (3822) 55-44-86, факс (3822) 56-19-61, 55-36-76.
Е-mail:
. Сайт:
.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии
C.C. Голубев
М.п.«
»
2016
г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.