Приложение к свидетельству № 44960
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Забайкальскому
краю №5 (ГТП Новая, Степь, Петровск-Забайкальский)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-
троэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Забайкальскому краю №5 (ГТП Новая,
Степь, Петровск-Забайкальский) (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерения
активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного
коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с
ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, фор-
мирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и
прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих
расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ построенная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представ-
ляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным
управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень – включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), из-
мерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактив-
ной электрической энергии (далее по тексту – счетчики), вторичные измерительные цепи и тех-
нические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сер-
вер сбора данных (ССД) регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт», основной и ре-
зервный серверы баз данных (СБД) ОАО «Оборонэнергосбыт», коммуникаторы СИКОН ТС65,
автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени
(УССВ) УСВ-2 Госреестр № 41681-09, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и
программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хра-
нение.
АРМ оператора представляет собой персональный компьютер, на котором установлена
клиентская часть ПО «Пирамида 2000. АРМ». АРМ по ЛВС предприятия связано с сервером, на
котором установлено ПО «Пирамида 2000. Сервер». Для этого в настройках ПО «Пирамида
2000. АРМ» указывается IP-адрес сервера.
В качестве ССД используется сервер HP Proliant DL180G6, установленный в региональ-
ном отделении ОАО «Оборонэнергосбыт». В качестве СБД используются серверы SuperMicro
6026T-NTR+ (825-7). СБД установлен в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ)
ОАО «Оборонэнергосбыт».
лист № 2
Всего листов 9
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с
заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз
данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС
КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий счетчиков.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на из-
мерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых
сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического
тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные
значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов
времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значе-
ние вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи и далее через коммуни-
катор СИКОН ТС65 по сети Интернет поступает на ССД (в случае если отсутствует TCP-
соединение с контроллером, сервер устанавливает CSD-соединение с СИКОН ТС65 через GSM-
модем и по нему считывает данные). ССД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения
(ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты
трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), форми-
рование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу
информации на СБД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена через рас-
пределенную вычислительную сеть ОАО «Оборонэнергосбыт» (основной канал) либо по элек-
тронной почте путем отправки файла с данными, оформленными в соответствии с протоколом
«Пирамида» (резервный канал). СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО)
осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую пе-
редачу информации всем заинтересованным субъектам (ОАО «АТС») в рамках согласованного
регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Коррекция теку-
щего значения времени и даты (далее времени) часов УСВ-2 происходит от GPS-приёмника. По-
грешность формирования (хранения) шкалы времени при отсутствии коррекции по сигналам
проверки времени в сутки не более ±1,0 с. Установка текущих значений времени и даты в АИИС
КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств,
входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи син-
хронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2.
Синхронизация времени или коррекция шкалы времени таймеров сервера происходит ка-
ждый час, коррекция текущих значений времени и даты серверов с текущими значениями време-
лист № 3
Всего листов 9
ни и даты УСВ-2 осуществляется независимо от расхождении с текущими значениями времени и
даты УСВ-2, т.е. серверы входит в режим подчинения устройствам точного времени и устанавли-
вают текущие значения времени и даты с часов УСВ-2.
Сличение текущих значений времени и даты счетчиков с текущим значением времени и
даты ССД - при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется
при расхождении времени ±1,0 с.
Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД и СБД АИИС
КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО,
включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные
программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Пирамида»,
ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
Наименование
ПО
Наименование программно-
го модуля (идентификацион-
ное наименование ПО)
Наименова-
ние файла
Алгоритм вы-
численияцифро-
вого идентифи-
катора ПО
модуль, объединяющий
драйвера счетчиков
BLD.dll
Номер Цифровой идентифика-
версии тор программного обес-
ПОпечения (контрольная
сумма исполняемого кода)
58a40087ad0713aaa6
668df25428eff7
драйвер кэширования ввода
данных
cachect.dll
7542c987fb7603c985
3c9alll0f6009d
драйвер опроса счетчика
СЭТ 4ТМ
Re-
gEvSet4tm.dll
3f0d215fc6l7e3d889
8099991c59d967
caches1.dll
b436dfc978711f46db
31bdb33f88e2bb
cacheS10.dll
6802cbdeda81efea2b
17145ffl22efOO
siconsl0.dll
драйвера кэширования и оп-
роса данных контроллеров
sicons50.dll
драйвер работы с СОМ-
портом
comrs232.dll
bec2e3615b5f50f2f94
5abc858f54aaf
драйвер работы с БД
dbd.dll
feO5715defeec25eO62
245268ea0916a
ESCli-
ent_ex.dll
27c46d43bllca3920c
f2434381239d5d
библиотеки доступа к серве-
ру событий
filemap.dll
C8b9bb71f9faf20774
64df5bbd2fc8e
ПО «Пирамида
2000»
библиотека проверки прав
пользователя при входе
plogin.dll
40cl0e827a64895c32
7e018dl2f75181
4b0ea7c3e50a73099fc9908f
c785cb45
Версия 8
8d26c4d519704b0bc
MD5
075e73fDlb72118
ПО ИВК «Пирамида» невлияет наметрологическиехарактеристики АИИС КУЭ ОАО
"Оборонэнергосбыт" по Забайкальскомукраю №5 (ГТП Новая, Степь, Петровск-Забайкальский).
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО "Оборонэнергосбыт" по
Забайкальскому краю №5 (ГТП Новая, Степь, Петровск-Забайкальский) от непреднамеренных и
преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
лист № 4
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
2
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
кл
. т
0
,
5
Ктт =
1
00/5
За
в. №
27558;
27557
Гос
рее
стр №
1
8
56
-
6
3
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
кл
. т
0
,
5
Ктт =
1
00/5
За
в. №
7264;
73
18
Гос
рее
стр №
1
8
56
-
6
3
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
За
в. №
6
35
4;
10
6
7
6
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
За
в. №
27815;
27819
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
За
в. №
4
98
31;
6142
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
Ктт =
1
00/5
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
№ ИИК
объекта
трической
Вид
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО "Оборонэнергосбыт" по Забайкальскому
краю №5 (ГТП Новая, Степь, Петровск-Забайкальский) приведен в Таблице 2.
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной
электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
Состав измерительного канала
Наименование
Трансформатор Трансформатор
Счётчик элек-
ИВКЭ электро-
тока напряжения
э
нергии
(УСПД) энергии
123456
7
Т
В
Л
М
-
1
0
ПС Б
р
ойл
е
рная
3
5
/
10
к
В
кл.
т 0,5
1
РУ-10 кВ,
я
ч. 8, КЛ
-
10
к
В
Литер
21
7
Ктт = 75/5
За
в. №
4510;
45
47
Гос
рее
стр №
1
8
56
-
6
3
Н
Т
МИ-
10
-66СЭТ-4ТМ.03М.01
кл
. т
0,
5
кл
. т
0
,5S/1,0
Сервер
HP Pro
L
i
a
nt
D
L180G
6
Ктн =
100
0
0
/1
0
0Зав. №
0
8
05
1
14
2
1
0
За
в. № CZJ13
40
XLM
Зав. №
2
0
41
;
20
4
1
;
Г
о
с
рее
стр №
3669
7
-
Госреестр
20
4
1
0
8
№
21906
-
11 Гос
р
е
е
стр №
831-69
ТПЛ-
10
ТП
-1
4
2 в/ч
445
04
10
/
0,
4
к
В
кл.
т 0,5
ВРУ
-
10
к
В,
В
вод ВЛ-10
к
В ф.
Л
е
с-
Ктт = 40/5
хо
з
За
в. №
8929;
89
34
Гос
рее
стр №
1276-59
Н
Т
МИ-
1
0ПС
Ч-
4ТМ.05М
кл
. т
0,
5
кл
. т
0
,5S/1,0
Сервер
HP Pro
L
i
a
nt
D
L180G
6
Ктн =
100
0
0
/1
0
0Зав. №
0
6
02
1
11
3
6
2
За
в. № CZJ13
40
XLM
Зав. №
2
5
91
;
25
9
1
;
Г
о
с
рее
стр №
3635
5
-
Госреестр
25
9
1
0
7
№
21906
-
11 Гос
р
е
е
стр №
831-53
Т
В
Л
М
-1
0Н
АМ
И-
1
0СЭТ-
4ТМ.03М.01
25
73
ПС Степь
11
0/
3
5/10
к
В
РУ-10
кВ
,
я
ч.
6,
КЛ
-
10
к
В
№
6
3
Гос
р
е
е
стр
кл
. т
0,
2
кл
. т
0
,5S/1,0С
е
р
ве
р
Ктн =
100
0
0
/1
0
0Зав. №
0
8
05
1
14
0
3
4
HP ProLiant DL180G6
Зав. №
2
5
73
;
25
7
3
;
Г
о
с
рее
стр №
3669
7
-
Зав. № CZJ1340XLM
Гос
р
е
е
стр №
1109
4
-
08
№ 21906-11
8
7
Т
В
Л
М
-1
0Н
АМ
И-
1
0СЭТ-
4ТМ.03М.01
25
73
ПС Степь
11
0/
3
5/10
к
В
РУ-10
кВ
,
я
ч.
1
2,
КЛ-10 кВ
№
12
4
Гос
р
е
е
стр
ТПЛ-
10
кл
. т
0
,
5
Ктт =
1
50/5
ПС Степь
11
0/
3
5/10
к
В
5
РУ-10 кВ, яч. 16, КЛ-10 кВ №16
кл
. т
0,
2
кл
. т
0
,5S/1,0С
е
р
ве
р
Ктн =
100
0
0
/1
0
0Зав. №
0
8
05
1
14
0
3
8
HP ProLiant DL180G6
Зав. №
2
5
73
;
25
7
3
;
Г
о
с
рее
стр №
3669
7
-
Зав. № CZJ1340XLM
Гос
р
е
е
стр №
1109
4
-
08
№ 21906-11
8
7
Н
Т
МИ-
10
-66СЭТ-4ТМ.03М.01
кл
. т
0,
5
кл
. т
0
,5S/1,0
Сервер
HP Pro
L
i
a
nt
D
L180G
6
Ктн =
100
0
0
/1
0
0Зав. №
0
8
05
1
14
0
4
5
За
в. № CZJ13
40
XLM
Зав. №
3
9
75
;
39
7
5
;
Г
о
с
рее
стр №
3669
7
-
Госреестр
39
7
5
0
8
№
21906
-
11 Гос
р
е
е
стр №
831-69
Гос
рее
стр №
1
8
56
-
6
3
Т
В
Л
М
-1
0
кл
. т
0
,
5
Ктт =
5
0
/
5
ПС Степь
11
0/
3
5/10
к
В
6
РУ-10 кВ, яч. 17, КЛ-10 кВ №17
Н
Т
МИ-
10
-66СЭТ-4ТМ.03М.01
кл
. т
0,
5
кл
. т
0
,5S/1,0
Сервер
HP Pro
L
i
a
nt
D
L180G
6
Ктн =
100
0
0
/1
0
0Зав. №
0
8
05
1
14
0
5
3
За
в. № CZJ13
40
XLM
Зав. №
3
9
75
;
39
7
5
;
Г
о
с
рее
стр №
3669
7
-
Госреестр
39
7
5
0
8
№
21906
-
11 Гос
р
е
е
стр №
831-69
Гос
рее
стр №
1
8
56
-
6
3
ТПЛ-
10
кл
. т
0
,
5
Ктт =
1
50/5
ПС Степь
11
0/
3
5/10
к
В
7
РУ-10 кВ, яч. 18, КЛ-10 кВ №18
Гос
рее
стр №
1
8
56
-
6
3
Н
Т
МИ-
10
-66СЭТ-4ТМ.03М.01
кл
. т
0,
5
кл
. т
0
,5S/1,0
Сервер
HP Pro
L
i
a
nt
D
L180G
6
Ктн =
100
0
0
/1
0
0Зав. №
0
8
05
1
14
0
5
6
За
в. № CZJ13
40
XLM
Зав. №
3
9
75
;
39
7
5
;
Г
о
с
рее
стр №
3669
7
-
Госреестр
39
7
5
0
8
№
21906
-
11 Гос
р
е
е
стр №
831-69
СЭТ-
4ТМ.03М
.01
Т
Ф
ЗМ-
3
5
кл
.
т
0
,
5
Зав. №
0
8
05
1
14
0
6
1
За
в. №
45084;
4
5
09
9;
45141
З
Н
ОМ
-
35
кл
.
т
0,
5
Ктн =
(35000/√3
)
/
(100/√
3
)
Зав. №
1
4
13
5
78
;
1
4
13
4
57
;
11
4
64
50
ПС Степь
11
0/
3
5/10
к
В
ВЛ-
3
5 кВ
№
42
8
Ст
еп
ь-Ц
у
гол
8
Гос
рее
стр №
3
6
90
-
7
3
Го
с
рее
стр №
912-70
кл
. т
0
,5S/1,0С
е
р
ве
р
HP Pro
L
i
a
nt
D
L180G
6 Зав.
№
C
Z
J
1340
X
L
M
Гос
р
е
е
стр №
3669
7
-
Г
о
с
рее
стр
08
№ 21906
-
11
кл
. т
0,5
Ктт =
7
5
/
5
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
-
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
-
-
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
ПС
Ч-
4ТМ.05М
.04
ТП
-Омтех
6/0,
4
к
В
,
РУ-
0
,
4
к
В
,
Т-
1
Ктт =
2
00/5
а
к
т
и
вн
ая
реа
к
т
и
вная
лист № 5
Всего листов 9
Продолжение таблицы 2 - Состав измерительных каналов
4
56
7
1
2
3
Т
Ф
ЗМ-
3
5
З
Н
ОМ
-
35
СЭТ-
4ТМ.03М
.01
Зав. №
0
8
05
1
14
0
6
5
За
в. №
45273;
4
5
26
4;
45280
кл
. т
0,
5
Ктн =
(35000/√3
)
/
(100/√
3
)
Зав. №
1
4
46
7
34
;
1
4
46
7
90
;
14
4
69
06
ПС Бо
р
жиган
т
ай
3
5
/
10
к
В
ВЛ-
3
5 кВ
№
51
5
Ц
уго
л-Боржи
г
ан-
9
тай
Г
о
с
рее
стр №
3690-73
Гос
р
еестр №
91
2
-
7
0
кл
. т
0
,5S/1,0С
е
р
ве
р
HP Pro
L
i
a
nt
D
L180G
6 Зав.
№
C
Z
J
1340
X
L
M
Гос
р
е
е
стр №
3669
7
-
Г
о
с
рее
стр
08
№ 21906
-
11
0
8
РП-1
(6
кВ)
1
0
РУ-6 кВ, яч. 10
ТПЛ-
10Н
Т
МИ-6СЭТ-4ТМ.03М.01
кл
. т
0
,
5
кл
. т
0,
5
кл
. т
0
,5S/1,0
Сервер
HP Pro
L
i
a
nt
D
L180G
6
Гос
р
е
е
стр
Ктт =
2
00/5Ктн = 6000/100
Зав. №
0
8
05
1
14
0
6
7
За
в. № CZJ13
40
XLM
За
в. №
9387;
94
21Зав.
№
2
49;
249
;
24
9
Госреестр № 36697-
№ 21906-11
Гос
рее
стр №
1
2
76
-
5
9
Го
с
рее
стр №
380-49
ПС
Ч-
4ТМ.05М
.04
ВРУ
-
0
,
4 кВ
во
е
нного
комис
с
ари
а
-та
К
расноч
и
кой
с
ко
г
о
рай
о
на
в
в
од
0,4 кВ
1
1
Т-
0,
6
6
кл
. т
0,5
Ктт =
7
5
/
5
За
в. №
32791;
3
2
79
4;
32814
Гос
рее
стр
№
2265
6
-
0
7
Гос
р
е
е
стр
кл
. т
0
,5S/1,0С
е
р
ве
р
За
в.
№ 0
6
08
1
12
8
0
7
HP Pro
L
i
an
t
D
L
1
80G
6
Гос
р
е
е
стр №
3635
5
-
Зав. №
CZJ1340XLM
07
№ 21906
-
11
СЭБ-
1ТМ.02
М
ВРУ
-
0
,
22
к
В г
а
ра
ж
а
во
е
нного
ком
ис
с
а
р
иата
К
расноч
и
кой
с
к
ог
о
райо
н
а
1
2
ввод 0,22 кВ
С
е
р
в
е
р
кл. т 1,0/2,0
H
P
ProL
i
an
t
D
L
1
80G
6
З
ав. №
0
14
0
08
3
457
За
в.
№ CZJ1340X
L
M
Гос
р
е
е
стр №
4704
1
-
Гос
р
е
е
стр
1
1
№ 21906-11
ПС
Ч-
3ТМ.05
М
ВРУ
-
0
,
4 кВ
з
дан
и
я
во
е
нного комис-
с
а
риата по
г
.
Петро
в
с
к
-
Забайкальский и
П
ет
ровск-
З
абайкальско
м
у
району
13
(
ул
.
Лазо,
9
)
в
в
од
0,4 кВ
С
е
р
в
е
р
кл
. т
1
,0/2,0
HP
Pr
oLi
a
nt
DL
180
G6
--
З
а
в. № CZJ1340X
L
M
Зав. №
0
5
06
0
80
1
5
4
Гос
р
еестр
Гос
р
е
е
стр №
3635
4
-
№ 21906-11
0
7
Т
ТИ
кл
. т
0,5
1
4в
в
од
0,4 кВ
Сер
в
ер
-
кл.
т
0,5S/1,0
H
P Pro
L
i
a
nt
D
L180G
6 Зав. № C
Z
J
1340
X
L
M
Гос
р
е
е
стр
За
в. №
Т1
1801;
Т
1
1
803;
Т11
809
Гос
рее
стр
№
2813
9
-
0
7
Зав. №
0
6
08
1
12
8
4
0
№
2
1906
-
1
1
Гос
р
е
е
стр №
3635
5
-
0
7
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)
3
-
4
(ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5S)
Н
оме
р
И
И
К
co
sφ
Таблица 3
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической
энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)
£
I
изм
<
I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<
I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<
I
100 %
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
1,0- ±2,2 ±1,7 ±1,6
1
-
2
,
5
-
1
0
0,9-±2,7±1,9±1,7
0,8-±3,2±2,1±1,9
0,7-±3,8±2,4±2,1
0,5-±5,7±3,3±2,7
1,0-±2,2±1,6±1,5
0,9-±2,6±1,8±1,6
0,8-±3,1±2,0±1,8
0,7-±3,8±2,3±1,9
0,5-±5,6±3,1±2,5
Н
оме
р
И
И
К
co
sφ
11
,
14
(ТТ 0,5; Сч 0,5S)
1
2 -
1
3
(Сч 1,0)
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)
3
-
4
(ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 1,0)
11
,
14
(ТТ 0,5; Сч 1,0)
1
2 -
1
3
(Сч 2,0)
лист № 6
Всего листов 9
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической
энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
1,0
0,9
0,8
0,7
0,5
1,0
0,9
0,8
0,7
0,5
d
1(2)%
,
I
1(2)
£
I
изм
<
I
5
%
-
-
-
-
-
±3,3
±3,3
±3,4
±3,4
±3,5
d
5 %
,
I
5 %
£
I
изм
<
I
20
%
±2,2
±2,6
±3,1
±3,7
±5,6
±3
±3,1
±3,2
±3,2
±3,4
d
20 %
,
I
20 %
£
I
изм
<
I
100
%
±1,6
±1,8
±2,0
±2,3
±3,1
±2,8
±2,8
±2,8
±2,9
±3
d
100 %
,
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
±1,5
±1,6
±1,7
±1,9
±2,4
±2,8
±2,8
±2,8
±2,9
±3
Н
оме
р
И
И
К
co
sφ
1
-
2
,
5
-
1
0
Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической
энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)
£
I
изм
<
I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<
I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<
I
100 %
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
0,9- ±7,6 ±4,2 ±3,2
0,8-±5,0±2,9±2,4
0,7-±4,2±2,6±2,2
0,5-±3,3±2,2±2,0
0,9-±7,5±4,0±2,9
0,8-±4,9±2,8±2,2
0,7-±4,2±2,5±2,1
0,5-±3,2±2,1±1,9
0,9-±7,5±3,9±2,8
0,8-±4,9±2,7±2,2
0,7-±4,2±2,4±2,0
0,5-±3,2±2,1±1,8
0,9 ±18,7 ±14,9±7,8±5,6
0,8 ±12,5±9,8±5,5±4,3
0,7 ±10,7±8,3±4,8 ±4
0,5 ±8,5±6,5±4,1±3,7
Примечания:
1. Погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
=1,0 нормируется от I
1%
, а погрешность
измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%
.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соот-
ветствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
·
напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном;
·
сила тока от Iном до 1,2·Iном, cos
j
=0,9 инд;
·
температура окружающей среды: от 15 до 25
°
С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
·
напряжение питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном,
·
сила тока от 0,05 Iном до 1,2 Iном;
·
температура окружающей среды:
-
для счетчиков электроэнергии от плюс 5
°
С до плюс 35
°
С;
-
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
-
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
лист № 7
Всего листов 9
6.ТрансформаторытокапоГОСТ7746-2001,трансформаторынапряженияпо
ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по
ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по
ГОСТ 26035-83, ГОСТ 52425-2005;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на
аналогичные(см.п.6Примечания)утвержденныхтиповсметрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена
компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в
установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа
АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
·
счетчик электроэнергии СЭБ-1ТМ.02М – среднее время наработки на отказ не менее
165000 часов;
·
счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-3ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03М – среднее вре-
мя наработки на отказ не менее 140000 часов;
·
УСВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
·
для счетчика Тв ≤ 2 часа;
·
для сервера Тв ≤ 1 час;
·
для компьютера АРМ Тв ≤ 1 час;
·
для модема Тв ≤ 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
·
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для
пломбирования;
·
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механиче-
скими пломбами;
·
наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых
паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
·
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает иденти-
фикацию пользователей и эксплуатационного персонала;
·
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
·
фактов параметрирования счетчика;
·
фактов пропадания напряжения;
·
фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
·
счетчиках (функция автоматизирована);
·
сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
·
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М, СЭБ-1ТМ.02М, ПСЧ-
3ТМ.05М – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях – не менее 113,7 суток;
при отключении питания – не менее 10 лет;
·
ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений
– не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации
АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
лист № 8
Всего листов 9
ТипКол.
ТПЛ-10 4
Т-0,663
ТВЛМ-10 12
ТТИ 3
ТФЗМ-35 6
НТМИ-10 1
НТМИ-6 1
НТМИ-10-66 2
НАМИ-10 1
ЗНОМ-35 6
ПСЧ-4ТМ.05М 1
ПСЧ-3ТМ.05М 1
ПСЧ-4ТМ.05М.04 2
СЭТ-4ТМ.03М.01 9
СЭБ-1ТМ.02М 1
СИКОН ТС65 9
17
HP ProLiant DL180G61
Таблица 4
№ п/пНаименование
1 Трансформатор тока
2Трансформатор тока
3Трансформатор тока
4Трансформатор тока
5Трансформатор тока
6 Трансформатор напряжения
7 Трансформатор напряжения
8 Трансформатор напряжения
9 Трансформатор напряжения
10 Трансформатор напряжения
11Электросчетчик
12Электросчетчик
13Электросчетчик
14Электросчетчик
15Электросчетчик
16Контроллер
Сервер регионального отделения ОАО «Оборон-
энергосбыт»
18Устройство синхронизации системного времени
19Сервер портов RS-232
20GSM Модем
21Источник бесперебойного питания
22Сервер БД ОАО «Оборонэнергосбыт»
23GSM Модем
24Коммутатор
25Источник бесперебойного питания
26Методика поверки
27Паспорт-формуляр
УСВ-23
Moxa NPort 54101
Teleofis RX100-R1
APC Smart-UPS 1000 RM 1
SuperMicro 6026T-NTR+ (825-7) 2
Cinterion MC35i 2
3Com 2952-SFP Plus 2
APC Smart-UPS 3000 RM 2
МП 1193/446-2011 1
ЭССО.411711.АИИС.535 ПФ 1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП 1193/446-2011«ГСИ. Системаавтоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии (АИИСКУЭ)ОАО
"Оборонэнергосбыт" по Забайкальскому краю №5 (ГТП Новая, Степь, Петровск-Забайкальский).
Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в декабре 2011 года.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
-
ТТ – по ГОСТ 8.217-2003;
-
ТН – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
-
Счётчик ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-3ТМ.05М – по методике поверки, входящей в состав эксплуа-
тационной документации, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007;
-
Счётчик СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ
СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
-
Счётчик СЭБ-1ТМ.02М – по методике поверки, входящей в состав эксплуатационной доку-
ментации, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 07.06.2011;
-
ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и
учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
-
УСВ-2 – по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ
в 2009 г.;
-
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления
1°С.
лист № 9
Всего листов 9
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества
электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-
измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнер-
госбыт" по Забайкальскому краю №5 (ГТП Новая, Степь, Петровск-Забайкальский). Свидетель-
ство об аттестации методики (метода) измерений № 0042/2011-01.00324-2011 от 6.12.2011
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ОАО "Оборон-
энергосбыт" по Забайкальскому краю №5 (ГТП Новая, Степь, Петровск-Забайкальский)
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности
0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО «Корпорация «ЭнергоСнабСтройСервис»
Адрес (юридический): 121500, г. Москва, Дорога МКАД 60 км, д.4А, офис 204
Адрес (почтовый): 600021, г.Владимир, ул.Мира, д.4а, офис №3
Телефон: (4922) 33-81-51, 34-67-26
Факс: (4922) 42-44-93
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации,
метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»).
Аттестат аккредитации № 30010-10 от 15.03.2010 года.
117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Тел.(495) 544-00-00, 668-27-40, (499) 129-19-11
Факс (499) 124-99-96
Заместитель
Руководителя Федерального агент-
ства по техническому регулирова-
нию и метрологииЕ.Р. Петросян
М.П.«____» ____________2011г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.