Untitled document

Приложение к свидетельству № 63744

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП Попово

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП Попово (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:

Первый 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

ГОСТР52425-2005врежимеизмеренийреактивнойэлектроэнергии,вторичные

измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и

технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в

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

рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени УССВ-35LVS

(35HVS) (далее – УССВ) и программное обеспечение (далее – ПО) 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

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.

Цифровойсигналсвыходовсчетчиковприпомощитехническихсредств

приема- передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка

измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение

результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС

КУЭ.

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

уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ 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, пределы допускаемой абсолютной погрешности

Лист № 2

Всего листов 9

синхронизации часов сервера БД и времени УССВ не более ±1 с. Часы счетчиков

синхронизируются 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 часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии,

отражается в его журналые событий.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и

расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент,

непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ТП Попово используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии 12.01, в состав

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

программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами

доступа.Средствомзащитыданныхприпередачеявляетсякодированиеданных,

обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признакиЗначение

Идентификационное наименование ПО «АльфаЦЕНТР»

Библиотека ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО12.01

Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5

Комплексыизмерительно-вычислительныедляучетаэлектрическойэнергии

«АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», зарегистрированы в Госреестре

СИ РФ ( Рег. № 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 9

Метрологические и технические характеристики

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

Порядковый номер

1Ввод-110кВ

0,61,5

1,32,9

2РТСН

Измерительные компоненты

характеристики ИК

ГраницыГраницы

интервалаинтервала

основной относитель-

относи-ной

тельной погреш-

НаименованиеВидпогреш-ности

объекта и номер электро- ности измерений,

ИК

ТТТНСчётчикУСПД

энергии измере-

(±

), %, в

ний, (±

), рабочих

%, приусловиях,

3оверии- при

тельной доверитель-

вероят- ной вероят-

ности ности

Р=0,95 Р=0,95

123456789

ТП 110/10/3,3 кВ «Попово»

ТОГФ-110III-УХЛ1СРВ-123

Кл. т. 0,2SКл. т. 0,2А1802RAL-P4GB-активная

200/5 110000:√3/100:√3 DW-4

Зав. № 329;Зав. № 8850838;Кл. Т. 0,2S/0,5реактивна

Зав. № 330;Зав. № 8850839; Зав. № 01288282 я

Зав. № 328Зав. № 8850840

ТТН-40

Кл. т. 0,5SА1805RAL-P4GB-активная

400/5 DW-4

Зав. № 1409-067971;Кл. Т. 0,5S/1,0реактивна

Зав. № 1409-067980; Зав. № 01288291 я

Зав. № 1409-067970

1,03,5

2,45,9

Лист № 4

Всего листов 9

А1805RAL-P4GB-

DW-4

Кл. Т. 0,5S/1,0

Зав. № 01288283

активная

А1805RAL-P4GB-

DW-4

Кл. Т. 0,5S/1,0

Зав. № 01288284

активная

А1805RAL-P4GB-

DW-4

Кл. Т. 0,5S/1,0

Зав. № 01288285

активная

А1805RAL-P4GB-

DW-4

Кл. Т. 0,5S/1,0

Зав. № 01288286

активная

Продолжение таблицы 2

3ф1 АБ

реактивна

1,23,6

2,86,0

4ф2 АБ

реактивна

1,23,6

2,86,0

5Ввод-10

реактивна

1,23,6

2,86,0

6ПВА

ТОЛ-НТЗ-10-11

Кл. т. 0,5S

10/5

Зав. № 21015;

Зав. № 21104;

Зав. № 20966

ТОЛ-НТЗ-10-11

Кл. т. 0,5S

5/5

Зав. № 10412;

Зав. № 10481;

Зав. № 10484

ТОЛ-НТЗ-10-11

Кл. т. 0,5S

600/5

Зав. № 21344;

Зав. № 21346;

Зав. № 21221

ТОЛ-НТЗ-10-11

Кл. т. 0,5S

800/5

Зав. № 21035;

Зав. № 21082;

Зав. № 21034

ЗНОЛП-НТЗ-10УХЛ2

Кл. т. 0,5

10000:√3/100:√3

Зав. № 21182;

Зав. № 21548;

Зав. № 21181

ЗНОЛП-НТЗ-10УХЛ2

Кл. т. 0,5

10000:√3/100:√3

Зав. № 21183;

Зав. № 21147;

Зав. № 21269

ЗНОЛП-НТЗ-10УХЛ2

Кл. т. 0,5

10000:√3/100:√3

Зав. № 21499;

Зав. № 21550;

Зав. № 21551

ЗНОЛП-НТЗ-10УХЛ2

Кл. т. 0,5

10000:√3/100:√3

Зав. № 21499;

Зав. № 21550;

Зав. № 21551

реактивна

1,23,6

2,86,0

Лист № 5 Trial

листов 9

А1805RAL-P4GB-

DW-4

Кл. Т. 0,5S/1,0

Зав. № 01288287

активная

А1805RAL-P4GB-

DW-4

Кл. Т. 0,5S/1,0

Зав. № 01288288

активная

А1805RAL-P4GB-

DW-4

Кл. Т. 0,5S/1,0

Зав. № 01288289

активная

А1805RAL-P4GB-

DW-4

Кл. Т. 0,5S/1,0

Зав. № 01288290

активная

Продолжение таблицы 2

7ф1 ПЭ

реактивна

1,23,6

2,86,0

8ф2 ПЭ

реактивна

1,23,6

2,86,0

9ТСН-1

реактивна

1,23,6

2,86,0

10ТСН-2

ТОЛ-НТЗ-10-11

Кл. т. 0,5S

50/5

Зав. № 21251;

Зав. № 21255;

Зав. № 21640

ТОЛ-НТЗ-10-11

Кл. т. 0,5S

150/5

Зав. № 21347;

Зав. № 21250;

Зав. № 21443

ТОЛ-НТЗ-10-11

Кл. т. 0,5S

50/5

Зав. № 11117;

Зав. № 11248;

Зав. № 11232

ТОЛ-НТЗ-10-11

Кл. т. 0,5S

50/5

Зав. № 11228;

Зав. № 11206;

Зав. № 11249

ЗНОЛП-НТЗ-10УХЛ2

Кл. т. 0,5

10000:√3/100:√3

Зав. № 21551;

Зав. № 21551

ЗНОЛП-НТЗ-10УХЛ2

Кл. т. 0,5

10000:√3/100:√3

Зав. № 21551;

Зав. № 21551

ЗНОЛП-НТЗ-10УХЛ2

Кл. т. 0,5

10000:√3/100:√3

Зав. № 21551;

Зав. № 21551

ЗНОЛП-НТЗ-10УХЛ2

Кл. т. 0,5

10000:√3/100:√3

Зав. № 21551;

Зав. № 21551

реактивна

1,23,6

2,86,0

Лист № 6

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:

–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 +15 до +35 °С; счетчиков – от +21 до

+25 °С; ИВК – от +10 до +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 -40 до +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:

– для счётчиков электроэнергии A1802RAL-Р4GB-DW-4 от -40 до +65 °C;

– для счётчиков электроэнергии A1805RAL-Р4GB-DW-4 от -40 до +65 °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 +10 до +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 – 10 от

-10 до +40 °C.

6 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные

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

таблице 2.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

– электросчётчик A1802RAL-Р4GB-DW-4 – среднее время наработки на отказ не менее

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

– электросчётчик A1805RAL-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.

Лист № 7

Всего листов 9

Надежность системных решений:

– защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника

бесперебойного питания;

– резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаватьсяворганизации–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 типа

наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументации

автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта

(АИИС КУЭ) ТП Попово 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 № 8

Всего листов 9

31857-11

Рег. №

44640-10

41260-09

51679-12

47844-11

51676-12

Количество, шт.

A1802RAL-Р4GB-DW-4

A1805RAL-Р4GB-DW-4

системного времени

Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ

НаименованиеТип

Трансформатор токаТОГФ-110III-УХЛ1

Трансформатор тока ТТН-40

Трансформатор тока ТОЛ-НТЗ-10-11

Трансформатор напряженияСРВ-123

Трансформатор напряжения ЗНОЛП-НТЗ-10УХЛ2

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Программное обеспечениеПО «АльфаЦентр»

Устройство синхронизации

УССВ-35LVS (35HVS)

Методика поверки -

Паспорт-Формуляр -

Поверка

осуществляетсяподокументуМП206.1-030-2016«Системаавтоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТП Попово.

Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2016 г.

Основные средства поверки:

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

Трансформаторы тока. Методика поверки»;

для 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»;

счетчиковA1802RAL-Р4GB-DW-4–подокументуДЯИМ.411152.018МП

«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика

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

счетчиковA1805RAL-Р4GB-DW-4–подокументуДЯИМ.411152.018МП

«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика

поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 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.

Лист № 9

Всего листов 9

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и

мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной

коммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)ТППопово,аттестованной

ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ТП Попово

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

технические условия.

ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

Основные положения.

Изготовитель

Закрытое акционерное общество «Сетьстрой» (ЗАО «Сетьстрой»)

ИНН 7701684150

Юридический адрес: 115419 г. Москва, 2-й Рощинский пр-д, д.8

Почтовый адрес: 105062, г. Москва, ул. Покровка, д. 45, стр. 1

Тел.: (495) 775-46-47

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:

office@vniims.ru

www.vniims.ru

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.

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