Untitled document

Приложение к свидетельству № 47673

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Ивэнерго» ОАО «МРСК Центра и

Приволжья» по точкам поставки ОАО «Водоканал»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-

троэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Ивэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» по точкам

поставки ОАО «Водоканал» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и

реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные

интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Водоканал», сбора, хра-

нения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть ис-

пользованы для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с

централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электро-

энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к

календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью

учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

- хранение результатов измерений в базе данных, отвечающей требованию повышенной

защищенности от потери информации и от несанкционированного доступа;

- предоставление по запросу результатов измерений энергии конечным пользователям;

- предоставление по запросу данных о состоянии средств измерений;

- формирование и отправка данных в виде макетов (формата xml) электросетевым и

энергосбытовым организациям;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-

ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и

т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001,

трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики актив-

ной и реактивной электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05, ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03,

ЦЭ6850 класса точности 0,2S, 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 для активной элек-

троэнергии и класса точности 0,5, 1 по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 для реактивной

электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2

(15 точек измерений);

2-й уровень – устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе ЭКОМ-3000, СИ-

КОН С70;

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

каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), устройство синхронизации времени

и программное обеспечение (ПО).

Лист № 2

всего листов 7

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами

в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на со-

ответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значе-

ния аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы

электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются 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 значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усред-

нения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS485 поступает на входы УСПД,

где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накоп-

ленных данных на верхний уровень системы (сервер БД). На верхнем уровне системы выпол-

няется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и

мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение по-

ступающей информации, формирование отчетов. Предоставление информации согласно

уровня доступа конечным пользователям и передачу данных в виде макетов в организации-

участники оптового рынка электроэнергии через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в

себя приемник сигналов точного времени со спутников GPS и ГЛАНАС. СОЕВ осуществляет

синхронизацию времени сервера баз данных и сервера опроса УСПД. Время УСПД синхро-

низируется со временем сервера опроса при очередном сеансе связи 1 раз в сутки. УСПД

осуществляет коррекцию времени счетчиков. Корректировка показаний часов счетчиков с

показаниями часов в УСПД происходит при каждом опросе счетчика и расхождением во вре-

мени более 1 с. Cуточный ход часов компонентов системы не более± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, ми-

нуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируе-

мого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующей корректи-

ровке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ Филиала «Ивэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» по точкам по-

ставки ОАО «Водоканал» используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

ПО «Пирамида 2000» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объ-

единяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения техниче-

ских и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчи-

ков и УСПД.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1:

Таблица 1

Наименование про-Наимено-Наименова-Номер вер- ЦифровойАлгоритм вы-

граммного обеспече- вание про-ние файласии про-идентифика-числения циф-

нияграммного граммного тор про-рового иден-

модуляобеспече-граммноготифика-тора

нияобеспеченияпрограммного

обеспечения

Пакет программ про- Метроло-Metrology.dll Версия 209FA97BA8CRC32

граммного обеспече- гический

ния «Пирамидамодуль

2000»

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии

МИ 3286-2010 – С.

Лист № 3

всего листов 7

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ПО

«Пирамида 2000», получаемой за счет математической обработки измерительной информа-

ции, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

ПО «Пирамида 2000» аттестовано в ФГУП «ВНИИМС», свидетельство об аттестации

№АПО-209-15 от 26.10.2011 г.

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов (ИК) и их основные метрологиче-

ские характеристики приведены в таблице 2.

Состав измерительных каналов (1 - 2 уровни)

№ точки измерений

Наименование

объекта

Вид электроэнергии

Активная, реактивная

Таблица 2

ТТТНСчетчикУСПД

Метрологические

характеристики

ИК

Погреш

Основ-

ность в

ная по-

рабочих

греш-

услови-

ность, %

ях, %

ПС «Водоза-

бор»

Ф193

ПСЧ-4ТМ.05

КТ 0,5S/1

№ 0306073041

Рег.№ 27779-04

1,1 3,4

2,7 5,7

ПС «Водоза-

бор»

Ф199

НАМИ-10,

№ 733; КТ

0,5,

10000/100

Рег.№

11094-87

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5

№ 03051085

Рег.№ 27524-04

1,0 3,0

2,6 4,7

ПС «Водоза-

бор»

Ф190

ПСЧ-4ТМ.05

КТ 0,5S/1

№ 0308072356

Рег.№ 27779-04

1,1 3,4

2,7 5,7

ПС «Водоза-

бор»

Ф196

СЭТ-4ТМ.02

КТ 0,5S/1

№ 09054892

Рег.№ 20175-01

1,2 3,5

2,7 5,9

ПС «Водоза-

бор»

Ф198

НАМИ-10,

№ 171; КТ

0,5,

10000/100

Рег.№

11094-87

ПСЧ-4ТМ.05

КТ 0,5S/1

№ 0308071918

Рег.№ 27779-04

ЭКОМ- 3000

№ 01071572

Рег.№ 17049-

1,1 3,4

2,7 5,9

ПС «Богда-

ниха»

Ф623

ТЛМ-10,

№ 4749,

№ 1306,

КТ 0,5,

300/5

Рег.№ 2473-

ТЛМ-10,

№ 3840, №

3823, КТ

0,5 100/5

Рег.№ 2473-

ТЛМ-10,

№ 1308,

№1403,

КТ 0,5,

300/5

Рег.№ 2473-

ТЛМ-10,

№ 3825, №

3884, КТ 0,5

100/5

Рег.№ 2473-

ТЛМ-10,

№ 3834, №

3699, КТ

0,5, 100/5

Рег.№ 2473-

ТЛМ-10,

№ 2000, №

2791, КТ

0,5, 600/5

Рег.№ 2473-

НАМИ-10,

№ 4128; КТ

0,5,

6000/100

Рег.№

11094-87

ПСЧ-4ТМ.05М,

КТ 0,5S/1

№ 0606100299

Рег.№ 36355-07

СИКОН С70

№ 03634

Рег.№ 28822-

1,2 2,9

2,7 4,4

Лист № 4

всего листов 7

Активная, реактивная

1,02,8

2,04,4

1,02,8

2,04,4

600/5

Рег.№

1,03,0

ПС «Богда-ТЛМ-10,ПСЧ-4ТМ.05М,СИКОН С70

ниха»№ 2770, №КТ 0,5S/1№ 03634

Ф6272767, КТ№ 0606100348Рег.№ 28822-

1,22,9

0,5, 600/5Рег.№ 36355-0705

2,74,4

Рег.№ 2473-

ПС «Богда-ТЛМ-10,НАМИ-10ПСЧ-4ТМ.05М,

ниха»№ 2025, №№ 1889; КТКТ 0,5S/1

Ф6262022, КТ0,5,№ 0606100468

1,22,9

0,5, 600/56000/100Рег.№ 36355-07

2,74,4

Рег.№ 2473-Рег.№

6911094-87

ПС «Богда-ТЛМ-10,ПСЧ-4ТМ.05М,

ниха»№ 2835, №КТ 0,5S/1

Ф6244356, КТ№ 0606100377

1,22,9

0,5, 600/5Рег.№ 36355-07

2,74,4

Рег.№ 2473-

ПС «Брой-ТЛМ-10,НТМИ-10-СЭТ-4ТМ.02,ЭКОМ- 3000

лерная»№ 8364, №66,КТ 0,2S/0,5№ 05061277

Ф1208383, КТ№ ПТКХ;№ 0809081345Рег.№ 17049-

, 30

/5КТ

,5,Рег.№

017

5-0

Рег.№ 2473- 10000/100,

69 Рег.№ 831-

ПС «Брой-ТЛМ-10,НАМИТ-СЭТ-4ТМ.02,

лерная»№ 4541, №10-2,КТ 0,2S/0,5

Ф1294447, КТ№ 1254; КТ№ 0809080943

, 60

,Рег.№

017

5-0

Рег.№ 2473-10000/100,

69Рег.№

18178-99

ПС «Иванов- ТПОЛ-10,НАМИ-10,ЦЭ6850,СИКОН

ская4»№ 35254,№ 131; КТКТ 0,2S/0,5С70

Ф607№ 24628,0,5,№№ 04204

1,03,0

КТ 0,5, 600/5 6000/100005528040011185Рег.№ 28822-

2,64,7

Рег.№ 1261-Рег.№205

0211094-87Рег.№ 20176-06

ПС «Иванов- ТВЛМ-6,НАМИ-10,ЦЭ6850,

ская4»№ 33072,№ 7613; КТКТ 0,2S/0,5

Ф660№ 33023,0,5,№

КТ 0,5,6000/100005528040003046

2,64,7

600/5

Рег.№

1,03,0

Рег.№ 2472-11094-87Рег.№ 20176-06

ПС «Иванов- ТПОЛ-10,НАМИ-10,ЦЭ6850,СИКОН

ская7»№ 25228,№ 643; КТКТ 0,2S/0,5С70

Ф605№ 54346,0,5,№№ 04201

КТ 0,5,6000/100005528040010254Рег.№ 28822-

2,64,7

Активная, реактивная

1,03,0

2,64,7

Рег.№ 1261-11094-87Рег.№ 20176-06

ПС «Иванов- ТПОЛ-10,НАМИТ-ЦЭ6850,СИКОН

ская14»№ 3541010-2,КТ 0,2S/0,5С70

Ф616№ 35408№ 0931; КТ№№04202

КТ

,5,

2804

1112

4Рег.№

882

300/56000/100,705

Рег.№ 1261-Рег.№Рег.№ 20176-06

0218178-99

Примечания

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасо-

вая);

Лист № 5

всего листов 7

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие

вероятности 0,95;

3.Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98-1,02) U

ном

; ток (1-1,2) I

ном

; cosφ=0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20±5) °C;

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9-1,1) U

ном

; ток (0,05-1,2) I

ном

; 0,5 инд. ≤ cosφ ≤ 0,8 емк.;

- допускаемая температура окружающего воздуха в местах наружного расположения измерительных ком-

понентов АИИС КУЭ не должна выходить за пределы от минус 15 до 50

С, относительная влажность в

местах расположения счетчиков и УСПД не более 98 % при 35

С. Фактическая температура окружающе-го

воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии должна находиться в пределах от 0 до 40

С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для I= 0,05 I

ном

, cosφ=0,8 инд. и температуры окружающего

воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от +10 до +30 °C;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электро-

энергии по ГОСТ Р 52323, ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425, ГОСТ

26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с

метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на

однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в Филиале «Ивэнерго» ОАО

«МРСК Центра и Приволжья» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как

его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

электросчетчик ПСЧ-4ТМ.05 (ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03, ЦЭ6850) –

среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч, среднее время восстановления работо-

способности t

=2 ч;

УСПД «ЭКОМ-3000»– среднее время наработки на отказ не менее Т=75000 ч, среднее

время восстановления работоспособности t

=0,5 ч;

УСПД «СИКОН С70»– среднее время наработки на отказ не менее Т=75000 ч, среднее

время восстановления работоспособности t

=0,5 ч;

сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т=60000 ч, среднее время восста-

новления работоспособности t

=1 ч.

Надежность системных решений:

резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и уст-

ройства АВР;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может переда-

ваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте и со-

товой связи.

Регистрация событий:

в журнале событий счетчика:

- параметрирования;

- пропадание напряжения;

- коррекция времени в счетчике;

журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадание напряжения.

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД.

защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер БД.

Лист № 6

всего листов 7

Глубина хранения информации:

электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее

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

УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каж-

дому ИК не менее 35 суток (функция автоматизирована); сохранение информации при отклю-

чении питания – не менее 3 года;

ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений

– не менее 5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации

на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета элек-

троэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Ивэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» по точкам

поставки ОАО «Водоканал».

Комплектность средства измерений

В комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммер-

ческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Ивэнерго» ОАО «МРСК Центра и

Приволжья» по точкам поставки ОАО «Водоканал» входит:

паспорт-формуляр;

инструкция по эксплуатации;

методика поверки.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие

средства измерений, перечень которых представлен в таблице 2.

Поверка

осуществляется по документу МП 50816-12 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Ивэнерго» ОАО

«МРСК Центра и Приволжья» по точкам поставки ОАО «Водоканал». Методика поверки»,

утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ивановский ЦСМ» в ноябре 2011 г.

Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:

- ТТ – по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или ГОСТ 8.216-88;

- Счетчик ПСЧ-4ТМ.05 – по методике поверки «Счетчик электрической энергии много-

функциональный ПСЧ-4ТМ.05. Методика поверки» ИЛГШ.411152.126 РЭ;

- Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М – по методике поверки «Счетчик электрической энергии мно-

гофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146 РЭ1;

- Счетчик СЭТ-4ТМ.02 – по методике поверки «Счетчик электрической энергии много-

функциональный СЭТ-4ТМ.02. Методика поверки» ИЛГШ.411152.087 РЭ1;

- Счетчик СЭТ-4ТМ.03 – по методике поверки «Счетчик электрической энергии много-

функциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ;

- Счетчик ЦЭ6850 – по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофунк-

циональный ЦЭ6850. Методика поверки» ИЛГШ.411152.034 ДЭ1;

- УСПД «ЭКОМ-3000» - по методике поверки МП 26-262-99;

- УСПД «СИКОН С70» - по методике поверки «Сетевой индустриальный контроллер

«СИКОН С70». Методика поверки».

Приемник сигналов точного времени МИР РЧ-01.

Средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения на-

пряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком – по методике поверки

«Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электро-

энергии (АИИС КУЭ) Филиала «Ивэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» по точкам по-

ставки ОАО «Водоканал». Методика поверки»

Лист № 7

всего листов 7

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Фи-

лиала «Ивэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» по точкам поставки ОАО «Водо-

канал»:

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

ские условия»;

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

положения».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-

печения единства измерений

осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель/Заявитель ОАО «МРСК Центра и Приволжья» - Филиал «Ивэнерго»

Тел./факс: (4932) 386371/339917

адрес: 153000, г. Иваново, ул. Крутицкая, д.8/2

Испытательный центр ГЦИ СИ ФБУ «Ивановский ЦСМ»

Аттестат аккредитации – зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений №

30072-11 от 15.08.2011 г.

Тел./факс: (4932)328485

адрес: 153000, г. Иваново, ул. Почтовая, д.31/42

Заместитель Руководителя

Федерального агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В.Булыгин

«_____»________________2012 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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