Untitled document

Приложение к свидетельству № 59361

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «КМЖК»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) «КМЖК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений ак-

тивной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной ин-

формации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-

рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в

себя трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (да-

лее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р

52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме

измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства

приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных

компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

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

каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные ра-

бочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР».

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

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами

в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на со-

ответствующие 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 пе-

риод 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 зна-

чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где

осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформа-

ции ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление от-

четных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от

сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает

уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УССВ-2, на

основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позициониро-

вания (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию ча-

сов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и

времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности син-

хронизации часов сервера БД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизи-

Лист № 2

Всего листов 9

руются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков

проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ± 2 с. Погрешность ча-

сов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

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

минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректи-

руемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректи-

ровке.

12.01

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ «КМЖК» используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии AC_PE_10, в состав

которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту

программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами

доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечивае-

мое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признакиЗначение

Идентификационное наименование ПОПО «АльфаЦЕНТР»

Библиотека ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный но-

мер) ПО

Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового иденти-

фикатора ПО

MD5

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-

ЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Госреестр СИ РФ № 44595-

10.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР»,

получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 еди-

ницу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-

троэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организа-

ции измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормирова-

ны с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Измерительные компоненты

Номер ИК

РП-10 кВ

КМЖК, РУ-10

кВ, 1 с.ш. 10 кВ,

яч. 5

РП-10 кВ

КМЖК, ввод 0,4

кВ ТСН-1

РП-10 кВ

КМЖК, РУ-10

кВ, 2 с.ш. 10 кВ,

яч. 12

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

НаименованиеВид элек-

объекта

ТТ ТН Счётчик УСПД

троэнергии

Метрологические

характеристики ИК

Погреш-

Основ-ность в

ная по- рабочих

греш-услови-

ность, % ях, %

789

456

ГПП 110/6 кВ «Химзавод»

Кл. т. 0,2

10000/100

НАМИ-10

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Кл. т. 0,5S/1,0-

Зав. № 2240

За

. №

1103152701

активная±1,0±3,2

реактивная±2,6±5,6

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5

400/5

Зав. № 41246;

Зав. № 31230

ТТН-Ш

Кл. т. 0,5S

100/5

Зав. № 1408-047136;

Зав. № 1408-047129;

Зав. № 1408-047135

ПСЧ-4ТМ.05МК.16

-Кл. т. 0,5S/1,0-

Зав. № 1103152212

активная±1,0±3,3

реактивная±2,4±5,6

ТП-МЭЗ 6/0,4 кВ

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5

400/5

Зав. № 59056;

Зав. № 53627

Кл. т. 0,2

10000/100

НАМИ-10

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Кл. т. 0,5S/1,0-

Зав. № 2749

За

. №

1103152638

активная±1,0±3,2

реактивная±2,6±5,6

Лист № 4

Всего листов 9

ЗРУ-10 кВ

КМЖК, РУ-10

кВ, 1 с.ш. 10 кВ,

яч. 15

ЗРУ-10 кВ

КМЖК, РУ-10

кВ, 2 с.ш. 10 кВ,

яч. 14

Продолжение таблицы 2

6789

ТП-95-Г-1-П 6/0,4 кВ

РП-10 кВ

4КМЖК, ввод 0,4

кВ ТСН-2

ТТН-Ш

Кл. т. 0,5S

100/5

Зав. № 1408-047122;

Зав. № 1408-047133;

Зав. № 1408-047123

ПСЧ-4ТМ.05МК.16

-Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 1103152328

активная±1,0±3,3

реактивная±2,4±5,6

ВРУ 0,4 кВ

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

600/5

Зав. № 16455;

Зав. № 16444

НТМИ-10-66А1805 RAL-P4GB-

Кл. т. 0,5 DW-4

10000/100 Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 2158 Зав. № 01239786

активная±1,2±3,3

реактивная±2,8±5,6

ТП-95-Г-1-П 6/0,4 кВ

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5

400/5

Зав. № 42272;

Зав. № 59232

НТМИ-10А1805 RAL-P4GB-

Кл. т. 0,5 DW-4

10000/100 Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № ПЭР Зав. № 01254780

активная±1,2±3,3

реактивная±2,8±5,6

ВРУ 0,4 кВ

ТЭЦ КМЖК,

7РУ-6 кВ, с.ш. 6

кВ, яч. 20

ТОЛ-10

Кл. т. 0,5

400/5

Зав. № 43597;

Зав. № 44128

Кл. т. 0,5

6000/100

НТМИ

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Кл. т. 0,5S/1,0

Зав. № 2847

Зав. № 1103152578

активная±1,2±3,3

реактивная±2,8±5,6

Лист № 5

Всего листов 9

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02) U

ном

; ток (1,0 – 1,2) I

ном

, частота - (50

0,15) Гц; cos

= 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -

от плюс 21 °С до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

– параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 – 1,1) Uн

; диапазон

силы первичного тока - (0,02 – 1,2) Iн

; коэффициент мощности cos

(sin

) 0,5 –

1,0 (0,87 – 0,5); частота - (50

0,4) Гц;

– температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 70 °C.

- для счетчиков электроэнергии:

– параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 – 1,1) Uн

; диапазон

силы вторичного тока - (0,01 – 1,2) Iн

; коэффициент мощности cos

(sin

) - 0,5 –

1,0 (0,87 – 0,5); частота - (50

0,4) Гц;

− относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

– температура окружающего воздуха:

– для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТM.05MК.00 от минус 40 °C до плюс

60 °C;

– для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТM.05MК.16 от минус 40 °C до плюс

60 °C;

– для счётчиков электроэнергии A1805 RAL-Р4GB-DW-4 от минус 40 °C до

плюс 65 °C;

– магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

- для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

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

− относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos

= 0,8 инд и температуры окру-

жающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 40 °С.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные ут-

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

Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «МЖК «Краснодарский» по-

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

часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

–электросчётчик ПСЧ-4ТM.05MК.00 – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–электросчётчик ПСЧ-4ТM.05MК.16 – среднее время наработки на отказ не менее

Лист № 6

Всего листов 9

Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–электросчётчик A1805 RAL-Р4GB-DW-4 – среднее время наработки на отказ не

менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе-

ребойного питания;

–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-

даваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной

почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

– журнал счётчика:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике;

– журнал сервера БД:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике и сервере БД;

– пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

– электросчётчика;

– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

– испытательной коробки;

– сервера;

– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

– электросчетчика;

– сервера.

Возможность коррекции времени в:

– электросчетчиках (функция автоматизирована);

– ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

– 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 не менее

35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

– Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не ме-

нее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-

ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта

электроэнергии (АИИС КУЭ) «КМЖК» типографским способом.

Лист № 7

Всего листов 9

ПСЧ-4ТM.05MК.00

46634-113

ПСЧ-4ТM.05MК.16

46634-112

31857-112

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

НаименованиеТип№ ГосреестраКоличество, шт.

1 2 3 4

Трансформатор тока ТОЛ-10 7069-79 8

Трансформатор тока ТТН-Ш 58465-14 6

Трансформатор тока ТПОЛ-10 1261-59 2

Трансформатор напряжения НАМИ-10 11094-87 2

Трансформатор напряжения НТМИ-10-66 831-69 1

Трансформатор напряжения НТМИ-10 831-69 1

Трансформатор напряжения НТМИ-6 51199-12 1

Счётчик электрической энер-

гии многофункциональный

Счётчик электрической энер-

гии многофункциональный

Счётчик электрической энер-A1805 RAL-Р4GB-

гии многофункциональный DW-4

Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» - 1

Методика поверки - - 1

Паспорт-Формуляр - - 1

Поверка

осуществляется по документу МП 61199-15 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «КМЖК». Измерительные

каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 01 июня 2015 г.

Перечень основных средств поверки:

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

тока. Методика поверки»;

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

форматоры напряжения. Методика поверки»;

по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без от-

ключения цепей. Методика выполнения измерений»;

по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения

цепей. Методика выполнения измерений»;

счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.00 – по документу «Счетчик электрической энергии

ПСЧ-4ТМ.05МК.Руководствопоэксплуатации.Часть2.Методикаповерки»

ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011

г.;

счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.16 – по документу «Счетчик электрической энергии

ПСЧ-4ТМ.05МК.Руководствопоэксплуатации.Часть2.Методикаповерки»

ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011

г.;

счетчиков A1805 RAL-Р4GB-DW-4 – по документу «Счетчики электрической энер-

гии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018

МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

Лист № 8

Всего листов 9

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной систе-

мы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений №

27008-04;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками

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

термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20

до плюс 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 «Методика измерений электрической энергии и

мощности с использованием АИИС КУЭ «КМЖК», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», атте-

стат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электро-

энергии (АИИС КУЭ) «КМЖК»

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

технические условия.

2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-

новные положения.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ПКФ «Тенинтер»

(ООО «ПКФ «Тенинтер»)

ИНН 7721777526

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

Почтовый адрес: 109444, г. Москва, Ферганская ул., д. 6, стр. 2

Тел.: 8(495) 788-48-25

Факс: 8(495) 788-48-25

E-mail:

Sav2803@mail.ru