Untitled document

Приложение к свидетельству № 77154

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)ООО«РегионЭлектроСбыт»для

энергоснабжения ЗАО «Плайтерра»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии(АИИСКУЭ)ООО«РегионЭлектроСбыт»дляэнергоснабжения

ЗАО «Плайтерра» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной

электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных

документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках

согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюдвухуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией

измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и

счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные

цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

сервер сбора и баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) АКУ «Энергосистема»,

устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ),

каналообразующуюаппаратуру,техническиесредствадляорганизациилокальной

вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на

GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных

GPRS (основной канал) поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной

информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом

коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации,

оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос счётчиков

выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.

Лист № 2

Всего листов 7

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

электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал

АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с

протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с

приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний

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.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены с

единым календарным временем.

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

себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ.

СравнениепоказанийчасовсерверасУСВосуществляется1развчас.

Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с

УСВ на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом

сеансе связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков

производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более

±1 с.

Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с

обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на

которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) АКУ «Энергосистема».

ПО АКУ «Энергосистема» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в

соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является

кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО АКУ «Энергосистема».

Метрологически значимая часть ПО АКУ «Энергосистема» указана в таблице 1. Уровень

защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений –

«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

MD5

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО АКУ «Энергосистема»

Идентификационные данные (признаки)Значение

ESS.Metrology.dll

не ниже 1.0

0227AA941A53447E06A5D1133239DA60

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

Лист № 3

Всего листов 7

Метрологические и технические характеристики

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 64450-16

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характери-

стики ИК

Но-

мерСервер

ческой

новной отно-

грешности

пускаемой

относитель-

ной погреш-

Вид

Границы до-

Наименованиеэлектри- пускаемой ос-

ИК

точки измерений

ТТ ТН Счетчик УСВ

энергии

сительной по-

ности в рабо-

(±δ), %

чих условиях

(±δ), %

Фазы: А; В; С

Фазы: А; Сная

ТП-3 10 кВ, РУ-

410 кВ, 2 СШ 10

кВ, Яч. 14

ТЛП-10

Кл.т. 0,5S

800/5

Рег. № 30709-11

Фазы: А; В; С

ЗНОЛП-ЭК-10

Кл.т. 0,5

10000/√3/100/√3

Рег. № 68841-17

Фазы: А; В; С

Сервер

ТОЛ-СЭЩ-10ЗНОЛ-НТЗ-10Актив-

ТП-1 10 кВ, РУ-Кл.т. 0,5SКл.т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05МК.12ная1,33,3

110 кВ, 1 СШ 10 300/5 10000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5S/1,0

кВ, Яч. 9Рег. № 51623-12Рег. № 51676-12Рег. № 46634-11Реактив-2,55,6

Фазы: А; С Фазы: А; В; С ная

ТОЛ-СЭЩ-10ЗНОЛ-НТЗ-10Актив-

ТП-1 10 кВ, РУ-Кл.т. 0,5SКл.т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05МК.12ная1,33,3

210кВ, 2 СШ 10 300/5 10000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5S/1,0

кВ, яч. 1Рег. № 51623-12Рег. № 51676-12Рег. № 46634-11

УСВ-3 ООО «Ре-

Реактив-2,55,6

ТЛП-10 ЗНОЛП-ЭК-10

Рег. №гион-

Актив-

ТП-3 10 кВ, РУ-Кл.т. 0,5SКл.т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05МК.12ная1,33,3

310 кВ, 1 СШ 800/5 10000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5S/1,0

10кВ, Яч. 1Рег. № 30709-11Рег. № 68841-17Рег. № 64450-16Реактив-2,55,6

Фазы: А; В; С Фазы: А; В; С ная

64242-16 Электро-

Сбыт»

Актив-

ная1,33,3

Реактив-2,55,6

ная

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Лист № 4

Всего листов 7

Примечания:

1В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой

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

2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной

электроэнергии на интервале времени 30 мин.

3Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от I

ном

; cos

= 0,8инд.

4Допускается замена ТТ, ТН 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. Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа,

а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового

идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ

порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его

неотъемлемая часть.

165000

45000

113

Значение

от 95 до 105

от 1 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2

от +15 до +25

от 90 до 110

от 1 до 120

от 0,5 до 1,0

от 49,6 до 50,4

от -45 до +40

от +15 до +30

от +20 до +25

56700

Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Количество ИК

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

ток, % от Iном

коэффициент мощности cosφ

частота, Гц

температура окружающей среды, °С

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

ток, % от Iном

коэффициент мощности cosφ

частота, Гц

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,

°С

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

среднее время восстановления работоспособности, ч

для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

среднее время восстановления работоспособности, ч

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

среднее время восстановления работоспособности, ч

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

при отключении питания, лет, не менее

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Лист № 5

Всего листов 7

Надежность системных решений:

защитаоткратковременныхсбоевпитаниясервераспомощьюисточника

бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информацияорезультатахизмеренийможет

передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

журнал счетчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике.

журнал сервера:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и сервере;

пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,

параметрировании:

счетчика электрической энергии;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

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.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

ТОЛ-СЭЩ-10

ТЛП-10

ЗНОЛ-НТЗ-10

Количество,

шт./экз.

Лист № 6

Всего листов 7

2 3

ЗНОЛП-ЭК-10 6

ПСЧ-4ТМ.05МК4

Продолжение таблицы 4

Трансформаторы напряжения заземляемые

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Устройства синхронизации времени

Сервер ООО «РегионЭлектроСбыт»

Методика поверки

Паспорт-формуляр

УСВ-3 1

― 1

МП ЭПР-238-2020 1

ЭНСТ.411711.228.ФО 1

Поверка

осуществляетсяподокументуМПЭПР-238-2020«Системаавтоматизированная

информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)

ООО «РегионЭлектроСбыт» для энергоснабжения ЗАО «Плайтерра». Методика поверки»,

утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 14.02.2020 г.

Основные средства поверки:

в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав

АИИС КУЭ;

радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном

фонде 46656-11);

анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L

(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);

вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном

информационном фонде 22029-10).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием

АИИС КУЭ ООО «РегионЭлектроСбыт» для энергоснабжения ЗАО «Плайтерра», аттестован-

ном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «РегионЭлектроСбыт» для энергоснабжения ЗАО «Плайтерра»

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

технические условия

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

Основные положения

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Энергосистемы» (ООО «Энергосистемы»)

ИНН 3328498209

Адрес: 600028, г. Владимир, ул. Сурикова, д. 10 «А», помещение 10

Телефон (факс): (4922) 60-23-22

Web-сайт: ensys.su

E-mail:

post@ensys.su