Untitled document

Приложение к свидетельству № 63164

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нижневартовский ГПК» ПС 110/35/6 кВ

«Баграс»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нижневартовский ГПК» ПС 110/35/6 кВ «Баграс» (далее

по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии,

сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,двухуровневую

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) ПК «Энергосфера».

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, где

осуществляетсявычислениеэлектроэнергииимощностисучетомкоэффициентов

трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача,

оформление отчетных документов.

Наверхнем-второмуровнесистемывыполняетсядальнейшаяобработка

измерительнойинформации,вчастности,формированиеи хранениепоступающей

информации, оформление отчетных документов. АРМ субъекта оптового рынка подключенный

к базе данных (ИВК) в автоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует

и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML всем заинтересованным

Лист № 2

Всего листов 8

субъектам (ПАК ОАО «АТС», ИВК филиала «СО ЕЭС» Тюменского РДУ, смежным

субъектам).

Сервер БД и УСПД АИИС КУЭ входят в состав системы автоматизированной

информационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)

ООО «Нижневартовский ГПК» с Изменениями № 1, № 2 (рег. № 44957-15).

Синхронизациявремениизмерительно-информационныхкомплексов(ИИК)

АИИС КУЭ происходит от системы автоматизированной информационно-измерительной

коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «СН-МНГ» Подстанции 110/35/6 кВ

(Свидетельство об утверждении типа средств измерений RU.E.34.004.A № 44467 от

30.11.2011 г., рег. № 48251-11), от уровня ИВК ЦСИ - информционно-вычислительного

комплекса ЦСИ, включающего в себя каналообразующую аппаратуру, сервера баз данных (БД)

ЦСИ, устройство синхронизации системного времени на базе радиочасов МИР РЧ-02,

рег. № 46656-11, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО.

АИИС КУЭ ОАО «СН-МНГ» Подстанции 110/35/6 кВ оснащена системой обеспечения

единого времени, состоящей из устройства синхронизации системного времени радиочасов

МИР РЧ-02, предназначенных для приема сигналов GPS и выдачи последовательного

импульсного временного кода; пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки

переднего фронта испульса к шкале координированного времени составляют ±1 мкс. Время

сервера БД синхронизировано со временем радиочасов МИР РЧ-02, сличение ежесекундное.

Время УСПД синхронизировано со временем сервера БД, корректировка осуществляется

каждые 10 минут, корректировка времени УСПД осуществляется при расхождении времени

УСПД и сервера БД на ±1 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки,

корректировка времени счетчиков производится при расхождении со временем УСПД на ±2 с.

Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты,

секунды) коррекции часов указанных устройств.

Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды)

коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и

корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии 6.4, в состав которого

входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и

измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты

данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными

средствами ПО ПК «Энергосфера».

Лист № 3

Всего листов 8

Цифровой идентификатор ПО

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признакиЗначение

ПК «Энергосфера»

Идентификационное наименование ПОexpimp.exe, HandInput.exe, PSO.exe,

SrvWDT.exe, adcenter.exe, AdmTool.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО6.4

9F2AA3085B85BEF746ECD04018227166

2F968830F6FF3A22011471D867A07785

A121F27F261FF8798132D82DCF761310

76AF9С9А4С0А80550B1A1DFD71AED151

79FA0D977EB187DE7BA26ABF2AB234E2

C1030218FB8CDEA44A86F04AA15D7279

Алгоритм вычисления цифрового

идентификатора ПО

MD5

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 № 4

Всего листов 8

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Измерительные компоненты

Номер ИК

Вид

электро-

энергии

активная

реактивная

активная

реактивная

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

Наименование

объекта

ТТТНСчётчикУСПД

ная

Метрологические

характеристики ИК

нов-

Погреш-

ность в

усло-

виях,

погреш-

рабочих

ность,

(±δ

)

, %

(±δ), %

1«Баграс»,

В-110 1Т

600/5

Кл. т. 0,5

Зав. № 0812106579

Кл. т. 0,2S/0,5-

0,81,9

1,84,1

2«Баграс»,

В-110 2Т

600/5

Кл. т. 0,5

ТВГ-110CPA 123-550

ПС 110/35/6 кВ

Кл. т. 0,2S

110000:√3/100:√3

СЭТ-4ТМ.03М

Зав. № 6256; Зав. № 1HSE 8729792;

Зав. № 6255; Зав. № 1HSE 8729788;

Зав. № 6257 Зав. № 1HSE 8729793

ТВГ-110CPA 123-550

ПС 110/35/6 кВ

Кл. т. 0,2S

110000:√3/100:√3

СЭТ-4ТМ.03М

Зав. № 6259; Зав. № 1HSE 8729789;

Зав. № 6260; Зав. № 1HSE 8729791;

Зав. № 6258 Зав. № 1HSE 8729790

Зав. № 0812106719

Кл. т. 0,2S/0,5-

0,81,9

1,84,1

Лист № 5

Всего листов 8

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:

-параметрысети: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 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

; 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 до плюс 70 °C.

б) 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:

- 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

=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 № 6

Всего листов 8

-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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским

способом.

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.

Лист № 7

Всего листов 8

36697-12

Рег. №

22440-07

15852-96

Количество, шт.

СЭТ-4ТM.03M

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

НаименованиеТип

Трансформатор токаТВГ-110

Трансформатор напряженияCPA 123-550

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Программное обеспечениеПК «Энергосфера»

Методика поверки-

Паспорт-Формуляр-

Поверка

осуществляется по документу МП 64760-16 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нижневартовский

ГПК» ПС 110/35/6 кВ «Баграс». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному

ФГУП «ВНИИМС» в июне 2016 г.

Перечень основных средств поверки:

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

тока. Методика поверки»;

трансформаторовнапряжения-всоответствиисГОСТ8.216-2011

«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные

трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с

помощью эталонного делителя»;

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 ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики

электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по

эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский

ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

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.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и

мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной

коммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)ООО«НижневартовскийГПК»

ПС 110/35/6 кВ «Баграс», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации

№ 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Лист № 8

Всего листов 8

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «Нижневартовский ГПК» ПС 110/35/6 кВ «Баграс»

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

Акционерное Общество «РЭС Групп» (АО «РЭС Групп»)

ИНН 3328489050

Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9

Тел./факс: (4922) 44-87-06 / 33-44-86

научно-

средств

Испытательный центр

Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский

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:

office@vniims.ru

www.vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний

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.

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