Untitled document

Приложение к свидетельству № 64869

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

информационно-измерительная

КУЭ) ООО «Нижневартовская

коммерческого

энергосбытовая

Системаавтоматизированная

учета электроэнергии (АИИС

компания» четвертая очередь

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нижневартовская энергосбытовая компания» четвертая

очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной

электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования

отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в

рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя

измерительныетрансформаторытока(ТТ)поГОСТ7746-2001,измерительные

трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счётчики активной и реактивной

электрической энергии (счётчики) в режиме измерений активной электрической энергии по

ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83,

вторичныеизмерительныецепи итехнические средства приёма-передачиданных.

Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ

приведены в таблице 2.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающийвсебяустройствосбораипередачиданныхЭКОМ-3000(УСПД)

каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ), встроенное

в УСПД.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоящий из двух

подуровней. Каждый подуровень включает в себя серверы баз данных (СБД ИВК подуровня

№ 1, СБД ИВК подуровня № 2) на платформе HP Proliant DL360 с установленным

программнымобеспечениемПК«Энергосфера»,атакжесовокупностьаппаратных,

каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних

уровней, ее обработку и хранение.

Вспомогательное оборудование - автоматизированное рабочее место (АРМ) с

установленным программным обеспечением ПК «Энергосфера», технические средства для

организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на

соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные

значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям

силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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.

Лист № 2

Всего листов 8

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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения

30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485

поступает на вход УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетам

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

и передача накопленных данных с помощью беспроводных каналов сотовой связи стандарта

GSM/GPRS на верхний уровень системы (СБД ИВК подуровня № 2), а также отображение ин-

формации по подключенным к УСПД устройствам.

Репликация данных коммерческого учета из базы данных (БД) СБД ИВК подуровня

№ 2 в БД СБД ИВК подуровня № 1 осуществляется с помощью CRQ-интерфейса по протоколу

HTTP, с использованием выделенного канала сети провайдера Internet. СБД ИВК подуровня

№ 1 при помощи программного обеспечения осуществляет резервное копирование

формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Передача информации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной

цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), осуществляется из БД

СБД ИВК подуровня № 1, в филиал АО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ и в другие смежные субъ-

екты ОРЭ, передача осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в

виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и

регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в

АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса

субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и

мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят часы

УСПД, счетчиков и серверов. Для обеспечения единства измерений используется единое

календарное время. В состав УСПД входит GPS-приемник, что обеспечивает ход часов УСПД

не более ±0,2 с/сут.

Сличение часов УСПД с часами СБД ИВК подуровня № 2 происходит непрерывно.

Коррекция часов СБД ИВК подуровня № 2 с часами УСПД осуществляется один раз в сутки

вне зависимости от величины расхождения часов СБД ИВК подуровня № 2 с часами УСПД.

Сличение часов СБД ИВК подуровня № 1 с часами СБД ИВК подуровня № 2

происходит непрерывно. Коррекция осуществляется один раз в сутки вне зависимости

от величины расхождения часов СБД ИВК подуровня № 1 с часами СБД ИВК подуровня № 2.

Сличение часов УСПД и часов счетчиков происходит при каждом сеансе связи, но

не реже 1 раз в сутки, корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении часов

счетчиков с часами УСПД на величину более чем ±1 с.

Передача информации от счётчика электрической энергии до УСПД, от УСПД

до СБД ИВК подуровня № 2, от СБД ИВК подуровня № 2 до СБД ИВК подуровня № 1

реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.

Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера» версии

не ниже 6.4 в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО ПК

«Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с

правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных,

обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Лист № 3

Всего листов 8

MD5

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

Идентификационные признакиЗначение

Идентификационное наименование ПОПК «Энергосфера» PSO.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 6.4

ПО СБД подуровня №1

Цифровой идентификатор ПОC3A06EFBFB6DFEDB43358B106A26BB9C

Алгоритм вычисления цифрового идентификато-

ра ПО

ПО СБД подуровня №2

Цифровой идентификатор ПО5593B175D49414F73C4B2D3AFFC8EADD

Алгоритм вычисления цифрового идентификато-

ра ПО

MD5

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

Измерительные компоненты

Вид

электро-

энергии

активная

реактивная

активная

реактивная

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

НомерНаименование

ИКточки измерений

ТТТНСчётчикУСПД

Метрологические характери-

стики ИК*

Пределы до-Пределы до-

пускаемой пускаемой от-

основной от-носительной

носительной погрешности в

погрешности, рабочих усло-

(±δ) %виях, (±δ) %

Ктт=300/5

Зав № 02350

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02.2

Зав № 08049104

1,33,2

2,55,2

Ктт=300/5

Зав № 02383

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.02.2

Зав № 09042085

3000

Зав №

123456

ТЛК-10-6У3

НАМИ-10-95 УХЛ2

ПС 110/35/10 кВКл.т. 0,5

Ктн=10000/100

Кл.т. 0,5/1,0

Западная 1С ф.№7Рег. № 9143-01

Рег. № 20186

Рег. № 20175-01ЭКОМ-

Зав № 02348

Зав № 808

Рег. №

ТЛК-10-6У3

НАМИТ-10-2 УХЛ2

17049-04

ПС 110/35/10 кВКл.т. 0,5

Ктн=10000/100

Кл.т. 0,5/1,012051096

Западная 2С ф.№14 Рег. № 9143-01

Рег. №

18178-99

Рег. № 20175-01

Зав № 02381

Зав № 1540

1,33,2

2,55,2

Лист № 5

Всего листов 8

* Примечания

1В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой

относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной

электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.

3Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

параметрысети:напряжение(0,95-1,05)·U

;силатока(1,0-1,2)·I

;

cos

=0,9инд. (sin

=0,5); частота (50±0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения,

не более 0,05 мТл;

температура окружающей среды: (23±2) °С.

4Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)·U

н1

; диапазон

силы первичного тока (0,05-1,2)·I

н1

; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5-1,0 (0,5-0,87);

частота (50±0,2) Гц;

температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счётчиков электрической энергии:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1)·U

н2

; диапазон

силы вторичного тока (0,01-1,2)·I

н2

; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5-1,0

(0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 55 °С;

относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;

атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

температура окружающего воздуха от от плюс 15 до плюс 25 °С;

относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;

атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

5Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 5 % от I

ном

, cos

=0,8инд

и температуры окружающего воздуха в месте расположения счётчиков электроэнергии

от плюс 10 до плюс 35 °С.

6Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков электрической энергии на аналогичные

утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в

таблице 2. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденного типа. Замена

оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится

совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7Все типы средств измерений, представляющих измерительные компоненты

АИИС КУЭ, должны быть утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный

фонд по обеспечению единства измерений (ФИФ).

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока

и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок

службы и средняя наработка на trial;

счётчик СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч,

среднее время восстановления работоспособности t

=2 ч;

УСПД ЭКОМ-3000 - среднее trial наработки на отказ не менее Т=75000 ч,

среднее время восстановления работоспособности t

=24 ч;

Лист № 6

Всего листов 8

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

восстановления работоспособности t

=1 ч.

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью

источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться 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 счётчике.

журнал УСПД:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счётчике и УСПД;

пропадание и восстановление связи со счётчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

счётчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,

параметрировании:

счётчика электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счётчики-тридцатиминутныйпрофиль нагрузкивдвухнаправлениях

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

УСПД-тридцатиминутныйпрофильнагрузкивдвухнаправлениях

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

сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -

не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Лист № 7

Всего листов 8

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским

способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на

комплектующие средства измерений.

НАМИ-10-95УХЛ2

1 шт.

СЭТ-4ТМ.02

Тип компонента

ТЛК10-5,6

Количество

4 шт.

НАМИТ-10-2

1 шт.

2 шт.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения антирезонансные

трехфазные

Трансформаторы напряжения

Счетчики электрической энергии многофункцио-

нальные

Устройства сбора и передачи данных

Сервер БД

Методика поверки

Паспорт-формуляр

ЭКОМ-3000

HP ProLiant DL360

ЭКВ.422231.015.ЭД.ФО

1 шт.

2 шт.

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 66376-16 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нижневартовская

энергосбытовая компания» четвертая очередь. Измерительные каналы. Методика поверки»,

утвержденному ООО «ИЦРМ» 30.11.2016 г.

Документы на поверку измерительных компонентов:

ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика

поверки»;

счётчик СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии документом «Счетчики активной

и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика

поверки», согласованному с ГЦИ СИ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;

УСПДЭКОМ-3000-всоответствиисдокументомМП26-262-99

«ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки»,

утвержденным УНИИМ в декабре 1999 г.

Основные средства поверки:

средстваизмеренийпоМИ3195-2009«ГСИ.Мощностьнагрузки

трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

средстваизмеренийпоМИ3196-2009«ГСИ.Вторичнаянагрузка

трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный № 27008-04);

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 %.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Лист № 8

Всего листов 8

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с

приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 года «Об утверждении Порядка

проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию

свидетельства о поверке».

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе ЭКВ.422231.015.ЭД.И3 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Нижневартовская энергосбытовая

компания» четвертая очередь. Руководство пользователя».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «Нижневартовская энергосбытовая компания» четвертая очередь

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

технические условия

ГОСТ 34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р 8.596-2002ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительныхсистем.

Основные положения

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Интер РЭК» (ООО «Интер РЭК»)

ИНН 7716712474

Адрес: 107113, г. Москва, ул. Сокольнический Вал дом 2 помещение 23

Телефон/(факс): 8(919) 967-07-03

Испытательный центр

Общество с ограниченной ответственностью «Испытательный центр разработок в

области метрологии» (ООО «ИЦРМ»)

Адрес: 142700, Московская область, Ленинский район, г. Видное, Промзона тер.,

корп. 526

Телефон: (495) 278-02-48

Web-сайт:

www.ic-rm.ru

E-mail:

info@ic-rm.ru

Аттестат аккредитации ООО «ИЦРМ» по проведению испытаний средств измерений

в целях утверждения типа № RA.RU.311390 от 18.11.2015 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.« ___ » _______________ 2017 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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