Приложение к свидетельству № 62713
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Амкор ТП Новгород»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Амкор ТП Новгород» (далее по тексту - АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую
автоматизированную 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
(далее – 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
средстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехническиехарактеристики
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
рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР»,
АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подключенный к базе
данных ИВК АИИС КУЭ ООО «Амкор ТП Новгород» при помощи удаленного доступа по
сети Internet, устройство синхронизации системного времени (далее – УССВ) УССВ-2.
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
соответствующие 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
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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы (ИВК),
где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача
накопленных данных на верхний уровень системы.
Наверхнем–второмуровнесистемывыполняетсядальнейшаяобработка
измерительнойинформации,вчастности,формированиеи хранениепоступающей
информации, оформление отчетных документов. Измерительная информация записывается в
базу данных. АРМ субъекта оптового рынка подключенный к базе данных (ИВК) в
Лист № 2
Всего листов 7
автоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет по
выделенному каналу связи отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам (ПАК
ОАО «АТС», ИВК филиала «СО ЕЭС» Новгородского РДУ, смежным субъектам).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, принимающим сигналы точного времени от
спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УССВ обеспечивает автоматическую
коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов
сервера БД и времени УССВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при
расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов
АИИС КУЭ не превышает ±5 с в сутки.
Время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в
его журнале событий.
В журналах счетчика и сервера БД отражаются факты корректировки времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на
которую было скорректировано соответственно счетчик и сервер БД.
15.07.03
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «Амкор ТП Новгород» используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии
15.07, в состав которого входят модули, 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, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПОПО «АльфаЦЕНТР»
Библиотека ac_metrology.dll
Номерверсии(идентификационный
номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритмвычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
Комплексыизмерительно-вычислительныедляучетаэлектрическойэнергии
«АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», зарегистрированы в Госреестре
СИ РФ под № 44595-10.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР»,
получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1
единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной
электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов
организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,указанные в таблице 2,
нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 7
Метрологические и технические характеристики
Измерительные компоненты
Порядковый
номер
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Метрологические
характеристики ИК
НаименованиеВид
объекта и номер электроэне
ИКТТТНСчётчикУСПДргии
я
ость, %
Погреш
Основна
ность
в
рабочих
погрешн
условия
х, %
89
123 4567
ПС 110/6кВ «Районная»
«Районная»,
КРУН-6 кВ, 3
ТОЛ 10
600/5
Зав. № 00693
Кл. т. 0,5
Зав. № ВАПИ
Кл. т. 0,2S/0,5
ПС 110/6кВ
Кл. т. 0,5
НТМИ-6-66
СЭТ-4ТМ.03Мактивная
1
с.ш. 6 к
В
, ф.61
Зав. № 00742;
6000:√3/100:√3
Зав. № 0802162050
-
реактивная
±1,1±3,1
±2,7±5,5
«Районная»,
КРУН-6 кВ, 4
ТЛМ-10
600/5
Зав. № 37341
Кл. т. 0,5
Зав. № 6078
Кл. т. 0,2S/0,5
ПС 110/6кВ
К
л
. т. 0,5
НТМИ-6-66
СЭТ-4ТМ.03Мак
т
ивная
2
с.ш. 6 к
В
, ф.70
Зав. № 43016;
6000:√3/100:√3
Зав. № 0802162179
-
реактивная
±1,1±3,1
±2,7±5,5
Лист № 4
Всего листов 7
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
j
= 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков - от
плюс 21 до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 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:
а) для ТТ и ТН:
– параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 – 1,1) Uн
1
; диапазон силы
первичного тока - (0,05 – 1,2) Iн
1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота - (50
±
0,4) Гц;
– температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
б) для счетчиков электроэнергии:
– параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 – 1,1) Uн
2
; диапазон силы
вторичного тока - (0,01 – 1,2) Iн
2
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 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:
– от минус 40 до плюс 60 °C;
– магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
в) для аппаратуры передачи и обработки данных:
− параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ±1) Гц;
− температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 2 от
минус 40 до плюс 60 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в
Таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
–электросчётчик СЭТ-4ТM.03M – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165000 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
бесперебойного питания;
Лист № 5
Всего листов 7
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться ворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью
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;
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
– 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
45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
– Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не
менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
на систему
электроэнергии
Знак утверждения тип
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументации
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта
(АИИС КУЭ) ООО «Амкор ТП Новгород» типографским способом.
Лист № 6
Всего листов 7
многофункциональный
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТипРег. №Количество, шт.
Трансформатор тока ТОЛ 10 7069-02 2
Трансформатор тока ТЛМ-10 2473-05 2
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66 2611-70 2
Счётчик электрической энергии
СЭТ-4ТM.03M 36697-12 2
УССВ-254074-131
Устройство синхронизации
системного времени
Программное обеспечение Альфа-Центр - 1
Методика поверки - - 1
Паспорт-Формуляр - - 1
Поверка
осуществляется по документу МП 64335-16 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Амкор ТП Новгород».
Измерительныеканалы.Методикаповерки»,утвержденномуФГУП«ВНИИМС»
в апреле 2016 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.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без
отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
счетчиков СЭТ-4ТM.03M – по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.
Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский
ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
-
УССВ-2 –по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП)) Устройства
синхронизациисистемноговремениУССВ-2.Методикаповерки»,утвержденному
руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва»;
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы 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 %;
-
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной
индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом
и (или) оттиска клейма поверителя.
Лист № 7
Всего листов 7
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и
мощности с использованием системы автоматизированной-информационно измерительной
коммерческого учета электроэнергии ООО «Амкор ТП Новгород», аттестованной ФГУП
«ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «Амкор ТП Новгород»
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «Росэнергосервис»
(ЗАО «Росэнергосервис»)
ИНН: 3328489050
Юридический(почтовый) адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Тел.: (4922) 44-87-06
Факс: (4922) 33-44-86
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Тел./факс: 8 (495) 437-55-77 / 437-56-66
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.«____»_____________2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.