Untitled document

Приложение к свидетельству № 74277

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЛКЗ»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЛКЗ» (далее – 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 (далее – ИИК), которые

включают в себя трансформаторы тока (далее – ТТ) и счетчики активной и реактивной

электроэнергии (далее – счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства

приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных

компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК) АО «ЛКЗ»,

включающийвсебяканалообразующуюаппаратуру,сервербазданных

(далее – БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), NTP-сервер

точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу

точноговремени, программноеобеспечение (далее– ПО)«АльфаЦЕНТР»и

каналообразующую аппаратуру

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений,

состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».

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 сервер БД, где осуществляется

вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,

выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и

хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации

в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты

по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

Лист № 2

Всего листов 8

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

уровень ИИК и ИВК. В качестве источника синхронизации времени используется

NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий

передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного

времени NTP-сервера точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1

осуществляется от сигналов шкалы Государственного первичного эталона времени и частоты.

NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1

обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД

проводится при расхождении часов сервера БД и времени NTP-сервер точного времени ФГУП

«ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков

проводится при расхождении часов счетчиков и сервера БД более чем на ±2 с.

АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ

утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с

регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети

Internet.

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

секунды) коррекции часов.

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 «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.07.06, в состав

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

программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами

доступа.Средствомзащитыданныхприпередачеявляетсякодированиеданных,

обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

12.01

MD5

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки

Идентификационное наименование ПО

Значение

ПО «АльфаЦЕНТР»

Библиотека ac_metrology.dll

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Номерверсии(идентификационный

номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритмвычисленияцифрового

идентификатора ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,

указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 8

Метрологические и технические характеристики

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

Измерительные компоненты

Номер ИК

УССВ/

Сервер

Вид

электро-

энергии

активная

реактивная

активная

реактивная

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Наименование

объекта

ТТТНСчётчик

Основ-

ная

усло-

Метрологические

характеристики ИК

Погреш-

ность в

погреш-

бочих

ность, %

иях, %

8 9

В-1 0,4кВ

Кл. т. 0,5S

2H1PШ31

12345

ТП Лз-10-2

ТТЭ-125ЦЭ6850М

110кВ, РУ-0,4кВ,

Ктт 3000/5

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 67761-17 Рег. № 20176-06

±0,8±2,9

±2,2±4,7

ТП Лз-10-2

В-2 (рез) 0,4кВ

Ктт 3000/5

2H1PШ31

ТТЭ-125ЦЭ6850М

210кВ, РУ-0,4кВ,

Кл. т. 0,5S

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 67761-17 Рег. № 20176-06

NTP-

сервер

точного

времени

ФГУП

«ВНИИФТ

РИ»

первого

уровня

Stratum 1/

Dell

PowerEdge

R230

±0,8±2,9

±2,2±4,7

Лист № 4

Всего листов 8

активная

реактивная

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

ТП Лз-10-1

310кВ, РУ-0,4кВ,

В-1 0,4кВ

345

ТТЭ-100 ЦЭ6850М

Кл. т. 0,5S2H1PШ31

Ктт 1000/5 Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 67761-17Рег. № 20176-06

±0,8±2,9

±2,2±4,7

ТП Лз-10-1

410кВ, РУ-0,4кВ,

В-2 0,4кВ

ТТЭ-100ЦЭ6850М

Кл. т. 0,5S2H1PШ31

Ктт 1000/5 Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 67761-17Рег. № 20176-06

NTP-

сервер

точного

времени

ФГУП

«ВНИИФТ

РИ»

первого

уровня

Stratum 1/

Dell

PowerEdge

R230

±0,8±2,9

±2,2±4,7

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±5

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. Погрешность в рабочих условиях указана cos

= 0,8 инд I=0,02·I

ном

и температуры окружающего воздуха в месте расположения

счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 4 от 0 до плюс 40 °C.

4. Кл. т. – класс точности, Ктт – коэффициент трансформации трансформаторов тока, Рег. № – регистрационный номер в

Федеральном информационном фонде.

5. Допускается замена ТТ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2

метрологических характеристик.

6. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт

хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Лист № 5

Всего листов 8

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

от 90 до 110

от 2 до 120

от 0,5

инд

до 0,8

емк

от 49,6 до 50,4

от -40 до +60

от -20 до +55

160000

114

Значение

Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Количество измерительных каналов

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- частота, Гц

- коэффициент мощности cos

- температура окружающей среды,

от 99 до 101

от 100 до 120

от 49,85 до 50,15

0,9

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

- температура окружающей среды для ТТ,

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков,

С:

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера,

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

70000

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчика ЦЭ6850M 2Н1РШ31

- среднее время восстановления работоспособности, ч

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

- при отключении питания, лет, не менее

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника

бесперебойного питания;

–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;

Лист № 6

Всего листов 8

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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ

типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

ЦЭ6850M 2Н1РШ31

Паспорт-Формуляр

Тип (Обозначение)

ТТЭ-125

ТТЭ-100

Количество, шт./Экз.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформатор тока

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Сервер

Программное обеспечение

Методика поверки

Dell PowerEdge R230

АльфаЦЕНТР

МП 035-2019

РЭСС.411711.АИИС.577

ПФ

Поверка

осуществляется по документу МП 035-2019 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЛКЗ». Методика

поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 08.05.2019 г.

Основные средства поверки:

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

тока. Методика поверки»;

-по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных

трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

-счетчиков ЦЭ6850M 2Н1РШ31 – по документу «Счетчик электрической энергии

ЦЭ6850. Методика поверки ИНЕС.411152.034 Д1», утвержденной ФГУП «ВНИИМ им.

Д.И. Менделеева» 15 декабря 2002 г.

Лист № 7

Всего листов 8

-радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;

-метеометр МС 200А, Рег. № 27468-04.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих – кодом и

(или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с

использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЛКЗ», аттестованном ООО «Спецэнергопроект»,

аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

Акционерное общество «РЭС Групп»

(АО «РЭС Групп»)

ИНН 3328489050

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

Телефон/ факс: 8 (4922) 22-21-62/ 8 (4922) 42-31-62

E-mail:

post@orem.su

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Стройэнергетика»

(ООО «Стройэнергетика»)

Адрес: 129337, г. Москва, ул. Красная Сосна, д. 20, стр. 1, комн. 4

Телефон: 8 (926) 786-90-40

E-mail:

Stroyenergetika@gmail.com