Приложение к свидетельству № 59588
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии НПС «Нижнеудинская»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии НПС «Нижнеудинская» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения
активной и реактивной электрической энергии.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
-
выполнение измерений 30-минутных приращений активной иреактивной
электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
-
периодический и по запросу автоматический сбор привязанных к времени в
шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной
дискретностью учета (30 мин);
-
хранение данных об измеренных величинах в базе данных;
-
обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
-
разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и
фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
-
передачарезультатовизмеренийпоэлектроннойпочтевнешним
организациям;
-
предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о
состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
-
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
-
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных
средств АИИС КУЭ;
-
конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
-
ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает три уровня:
-
1-й уровень – информационно-измерительные комплексы точек измерений
(ИИК ТИ);
-
2-ой уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки
(ИВКЭ);
-
3-ий уровень – измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями;
трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного
преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются
счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным
значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика
вычисляютсямгновенныезначениямощности,вычислениеактивноймощности
осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных
значенийэлектрической мощности; полной мощности путемперемножения
среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из
измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности
Лист № 2
всего листов 7
преобразуютсявчастотуследованияимпульсовтелеметрии,числокоторых
подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах
счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC(SU).
ИВКЭ АИИС обеспечивает сбор результатов измерений, хранящихся в памяти
счетчиков электрической энергии, хранение результатов измерений, передачу результатов
измерений на уровень ИВК, синхронизацию шкалы времени часов счетчиков со шкалой
времени UTC. ИВКЭ включает в себя контроллер сетевой индустриальный типа СИКОН
С70 (Г.р. № 28822-05), выполняющий функции устройства сбора и передачи данных
(УСПД), и устройство синхронизации времени типа УСВ-3 (Г.р. № 51644-12).
ИВК АИИС осуществляет сбор результатов измерений, хранящихся в базе
данных УСПД, хранение результатов измерений, математическую обработку результатов
измерений, ведение журналов событий, передачу результатов измерений во внешние
системы, в том числе в ПАК ОАО «АТС» и смежным субъектам по протоколу SMTP
(спецификация RFC 821) в формате XML 1.0, результаты измерений защищены
электронной цифровой подписью. ИВК состоит из связующих компонентов и серверного
оборудования.ВИВКиспользуетсяпрограммноеобеспечениесистемы
автоматизированной информационно-измерительной «Энергосфера» (Г.р. № 54813-13).
Уровни ИИК ТИ и ИВКЭ соединены между собой посредством шины интерфейса
RS-485.
Уровни ИВКЭ и ИВК соединены между собой основным и резервным каналами
связи. В качестве основного канала связи использована транспортная сеть ОАО
«Связьтранснефть», в качестве резервного канала использованы средства спутниковой
связи.
Система обеспечения единого времени работает следующим образом. Устройство
синхронизации времени в составе ИВКЭ обеспечивает прием и обработки сигналов
глобальной спутниковой навигационной системы, формируя шкалу времени UTC. УСПД
в составе ИВКЭ обеспечивает синхронизацию собственных часов с часами устройства
синхронизации времени. УСПД обеспечивает формирование команды синхронизации
часов счетчиков в составе ИИК ТИ с собственными часами ежесуточно.
ТНКТ 0,5,А
Ктн = 6000:
Ö
3/100:
Ö
3, В
Г.р. № 46738-11
С
ЗНОЛ: ЗНОЛП-6
ЗНОЛ: ЗНОЛП-6
ЗНОЛ: ЗНОЛП-6
Таблица 1 – Перечень измерительных каналов (ИК) и их состав
№Наимено-Вид СИ, класс точности,Тип и модификация (при наличии)
ИКваниекоэффициент преобразования,
№ Госреестра СИ
31 ЗРУ 6 кВ, ТТ КТ 0,2S, А ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21
Ввод №1 К
Г.
т
р
т
.
=
№
2
5
0
1
0
6
0
2
/5
3
,
-12
В
С
Т
Т
О
О
Л
Л
-
-С
С
Э
Э
Щ
Щ
:
:
Т
ТО
ОЛ
Л
-
-
С
С
Э
Э
Щ
Щ
-
-
1
1
0
0
-
-2
2
1
1
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5,
Г.р. № 36697-12
КТ 0,2S,
Ктт = 2000/5,
Г.р. № 51623-12
А ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21
В ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21
СТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21
ТНКТ 0,5,А
Ктн = 6000:
Ö
3/100:
Ö
3, В
Г.р. № 46738-11
С
ЗНОЛ: ЗНОЛП-6
ЗНОЛ: ЗНОЛП-6
ЗНОЛ: ЗНОЛП-6
Счет-
чик
24ЗРУ 6 кВ,ТТ
Ввод №2
Счет-КТ 0,2S/0,5,СЭТ-4ТМ.03М
чикГ.р. № 36697-12
Лист № 3
всего листов 7
Тип и модификация (при наличии)
А ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21
В ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21
СТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21
ТНКТ 0,5,А
Ктн = 6000:
Ö
3/100:
Ö
3, В
Г.р. № 46738-11
С
ЗНОЛ: ЗНОЛП-6
ЗНОЛ: ЗНОЛП-6
ЗНОЛ: ЗНОЛП-6
Продолжение таблицы 1
№Наимено-Вид СИ, класс точности,
ИКваниекоэффициент преобразования,
№ Госреестра СИ
23ЗРУ 6 кВ,ТТКТ 0,2S,
Ввод №3 Ктт = 2000/5,
Г.р. № 51623-12
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5,
Г.р. № 36697-12
КТ 0,2S,
Ктт = 2000/5,
Г.р. № 51623-12
А ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21
В ТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21
СТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21
ТНКТ 0,5,А
Ктн = 6000:
Ö
3/100:
Ö
3, В
Г.р. № 46738-11
С
ЗНОЛ: ЗНОЛП-6
ЗНОЛ: ЗНОЛП-6
ЗНОЛ: ЗНОЛП-6
Счет-
чик
17ЗРУ 6 кВ,ТТ
Ввод №4
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5,
Г.р. № 36697-12
КТ 0,5S,
Ктт = 100/5,
Г.р. № 25433-03
А ТЛО-10
В ТЛО-10
СТЛО-10
ТНКТ 0,5,А
Ктн = 6000:
Ö
3/100:
Ö
3, В
Г.р. № 3344-04
С
ЗНОЛ.06: ЗНОЛ.06-6
ЗНОЛ.06: ЗНОЛ.06-6
ЗНОЛ.06: ЗНОЛ.06-6
Счет-
чик
61КРУ 6 кВ, ТТ
Жил.
поселок
Счет-КТ 0,2S/0,5,СЭТ-4ТМ.03
чикГ.р. № 27524-04
Программное обеспечение
В АИИС используется программное обеспечение комплекса технических средств
«Энергосфера».
Идентификационные признаки метрологически значимой части программного
обеспечения приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части
программного обеспечения
Идентификационноенаименование
программного обеспечения
pso_metr.dll
Номерверсии(идентификационныйномер)
программного обеспечения
1.1.1.1
идентификатор
(рассчитываемый
Цифровой
обеспечения
MD5)
Идентификационные данные (признаки)Значение
программного
поалгоритму
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Лист № 4
всего листов 7
Программное обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и
преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - средний.
Метрологические и технические характеристики
Количество измерительных каналов (ИК)..................................................................................5
Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК и
границы допускаемой относительной погрешности ИК в рабочих
условиях применения при измерении активной и реактивной
электрической энергии при доверительной вероятности Р=0,95........приведены в таблице 3
Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии
относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с...............................................................± 5
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и
приращений электрической энергии, минут.............................................................................30
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут......................................30
Формирование XML-файла для передачи внешним системам........................автоматическое
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения
измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных ..автоматическое
Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет..............................3,5
Ведение журналов событий ИИК ТИ, ИВКЭ и ИВК .......................................автоматическое
Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:
температура окружающего воздуха для:
измерительных трансформаторов,
°
С ............................................................от минус 45 до 40;
для счетчиков, связующих компонентов,
°
С..............................................................от 0 до 40;
для оборудования ИВК,
°
С........................................................................................от 10 до 35;
частота сети, Гц.....................................................................................................от 49,5 до 50,5;
напряжение сети питания (относительного номинального значения U
ном
), % ..от 90 до 110;
индукция внешнего магнитного поля, мТл .............................................................не более 0,5.
Допускаемые значения информативных параметров:
ток, % от I
ном
................................................................................................................от 2 до 120;
напряжение, % от U
ном
..............................................................................................от 90 до 110;
коэффициент мощности, cos
j
.............................................................. 0,5 инд. – 1,0 - 0,5 емк.
коэффициент реактивной мощности, sin
j
............................................0,5 инд. – 1,0 - 0,5 емк.
Таблица 3 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении активной (δ
W
A
) и реактивной (δ
W
P
) электрической энергии в рабочих условиях
применения и границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении
активной электрической энергии (δ
Wо
A
) для значений тока 2, 5, 20, 100, 120 %
номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,87 и 1
I, % от
Iном
Коэффици-
ент
мощности
ИК 17, 23, 24, 31
±δ
W
A
, ±δ
W
P
, ±δ
Wо
A
, ±δ
W
A
,
% % % %
ИК 61
±δ
W
P
, ±δ
Wо
A
,
% %
20,52,22,12,14,82,84,8
20,81,52,51,32,64,42,6
20,871,42,71,32,35,42,2
211,3 -1,01,7 -1,6
Лист № 5
всего листов 7
Продолжение таблицы 3
ент
I, % от
Коэффици-
I
ном
мощности
ИК 17, 23, 24, 31
±δ
W
A
, ±δ
W
P
, ±δ
Wо
A
, ±δ
W
A
,
% % % %
ИК 61
±δ
W
P
, ±δ
Wо
A
,
% %
0,8 1,3 2,2 1,1 1,7 2,7 1,7
0,87 1,2 2,4 1,0 1,6 3,3 1,5
1 0,9 - 0,8 1,1 - 1,1
0,5 1,7 1,8 1,5 2,2 1,4 2,2
0,8 1,2 2,0 0,9 1,3 2,0 1,2
0,87 1,1 2,1 0,8 1,2 2,3 1,1
1 0,9 - 0,7 0,9 - 0,8
0,51,71,81,52,21,32,2
0,81,22,00,91,31,91,2
0,871,12,10,81,22,31,1
5
5
5
20
20
20
20
100,
120
100,
120
100,
120
100,
120
10,9-0,70,9-0,8
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра Г.0.0000.14026-
ВСМН/ГТП-00.000-ФОСистема автоматизированная информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии НПС «Нижнеудинская». Формуляр.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип, модификация
Кол-во,
шт.
12
3
12
3
4
1
1
1
1
Трансформаторы токаТОЛ-СЭЩ: ТОЛ-СЭЩ-10-21
Трансформаторы токаТЛО-10
Трансформаторы напряжения заземляемыеЗНОЛ: ЗНОЛП-6
Трансформаторы напряжения измерительныеЗНОЛ.06: ЗНОЛ.06-6
Счетчики электрической энергииСЭТ-4ТМ.03М
многофункциональные
Счетчики электрической энергииСЭТ-4ТМ.03
многофункциональные
Контроллер сетевой индустриальныйСИКОН С70
Устройство синхронизации времениУСВ-3
Система автоматизированная информационно- Г.0.0000.14026-ВСМН/ГТП-
измерительнаякоммерческогоучета 00.000-ФО
электроэнергииНПС«Нижнеудинская».
Формуляр
Система автоматизированная информационно- МП-043-30007-2015
измерительнаякоммерческогоучета
электроэнергииНПС«Нижнеудинская».
Методика поверки
1
Лист № 6
всего листов 7
Поверка
осуществляется по документу МП-043-30007-2015 «Система автоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергииНПС
«Нижнеудинская».Методика поверки»,утвержденному ФГУП«СНИИМ»в
апреле 2015 г.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативныйТП2-2У
(Г. р. № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Г. р. № 20085-11), вольтамперфазометр «Парма
ВАФ-А» (Г. р. № 22029-10), измеритель комплексных сопротивлений электрических
цепей «Вымпел» (Г. р. № 23070-05), тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава средств
передачи эталонных сигналов времени и частоты ГСВЧ (поправка системных часов не
более ± 10 мкс).
Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ проводится в соответствии со
следующими нормативными и техническими документами по поверке:
-
измерительные трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217;
-
измерительные трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216;
-
счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 – в соответствии с методикой
поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, утвержденной ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября
2004 г.;
-
счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с методикой
поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря
2007 г.;
-
контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 – в соответствии с
методикой поверки ВЛСТ 220.00.000И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» 17 января
2005 г.;
-
устройство синхронизации времени УСВ-3 – в соответствии с методикой
поверки ВЛСТ 240.00.000МП, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» 10 августа 2012 г.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической
энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии НПС «Нижнеудинская»Свидетельство об
аттестации методики измерений №238-01.00249-2015 от «28» апреля 2015 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии НПС «Нижнеудинская»
1. ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Изготовитель
ОбществосограниченнойответственностьюУправляющаякомпания
«РусЭнергоМир» (ООО УК «РусЭнергоМир»). Адрес: 630096, Новосибирская область,
Новосибирск, ул. Станционная д. 46б, офис № 22, ИНН 5404338740, тел. (383) 349-81-00,
e-mail:
.
Лист № 7
всего листов 7
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Сибирский
государственныйорденаТрудовогоКрасногоЗнаменинаучно-исследовательский
институт метрологии» (ФГУП «СНИИМ»)
Адрес: 630004, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4., тел. (383)210-08-14,
факс (383) 210-13-60. E-mail:
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «СНИИМ» по проведению испытаний
средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310556 от 14.01.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.«____»___________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.