Untitled document

Приложение к свидетельству № 48861

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

информационно-измерительная коммерческого

КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Иркутской

Система автоматизированная

учета электроэнергии (АИИС

области (ГТП Манзурка)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по Иркутской области

(ГТП Ман-

зурка) (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 оптового рынка электро-

энергии и

мощности (ОРЭМ) по расчетным точкам учета, а также регистрации

параметров

электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в

ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и

прочим

заинтересованным

организациям в рамках согласо-

ванного 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), пред-

ставляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизо-

ванным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (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 реак-

тивной электрической энергии (далее по тексту – счетчики), вторичные измерительные цепи и

технические средства приема-передачи данных;

2-ой уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя

сервер сбора данных (ССД) регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт», основной и

резервный серверы баз данных (СБД) ОАО «Оборонэнергосбыт», контроллеры SDM-TC65,

автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени

(УССВ) УСВ-2 (Госреестр № 41681-09), а также совокупность аппаратных, каналообразую-

щих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработ-ку

и хранение.

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 установлены в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ)

ОАО «Оборонэнергосбыт».

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;

Лист № 2

всего листов 7

- 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);

- передача журналов событий счетчиков.

Принцип действия:

Первичные

токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

аналоговые

унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на

измерительные 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 зна-

чение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30

мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий

связи и далее через кон-

троллеры SDM-TC65 по сети Интернет

поступает на

ССД (в

случае

если отсутствует

TCP-

соединение с контроллерами, сервер устанавливает CSD-соединение с SDM TC65 и считывает

данные. ССД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обра-

ботку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод

измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение,

оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации на

СБД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена через распределенную

вычислительную сеть ОАО «Оборонэнергосбыт» (основной канал) либо по электронной почте

путем отправки файла с данными, оформленными в соответствии с протоколом «Пирамида»

(резервный канал). СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществ-

ляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу

информации всем заинтересованным субъектам (ОАО «АТС») в рамках согласованного

рег-

ламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Коррекция теку-

щего значения времени и даты (далее времени) часов УСВ-2 происходит от GPS-приёмника.

Погрешность 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 АИ-

ИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами уст-

ройств, входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при по-

мощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2.

Синхронизация времени или коррекция шкалы времени таймеров серверов происходит

каждый час, коррекция

текущих значений времени и даты серверов с текущими значениями

времени

даты УСВ-2 осуществляется

независимо от расхождении с текущими значениями

времени и даты УСВ-2, т.е. серверы входят в режим подчинения устройствам точного времени и

устанавливают текущие значения времени и даты с часов УСВ-2.

Сравнение 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.

Лист № 3

всего листов 7

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,

включающееоперационнуюсистему,программыобработкитекстовойинформации,

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

НомерЦифровой идентифика-Алгоритм вы-

версии тор программного обес- числения цифро-

ПОпечения (контрольнаявого идентифи-

сумма исполняемого кода) катора ПО

модуль, объединяющий

драйвера счетчиков

BLD.dll

58a40087ad0713aaa6

668df2779,018eff7

cachect.dll

7779,01c987fb7603c985

3c9alll0f6009d

драйвер кэширования

ввода данных

драйвер опроса счетчи-

ка СЭТ 4ТМ

Re-

gEvSet4tm.dll

3f0d215fc6l7e3d889

8099991c59d967

caches1.dll

b436dfc978711f46db

31bdb33f88e2bb

cacheS10.dll

6802cbdeda81efea2b

17145ffl22efOO

siconsl0.dll

4b0ea7c3e50a73099fc9908f

c785cb45

драйвера кэширования

и опроса данных кон-

троллеров

sicons50.dll

портом

драйвер работы с СОМ-

comrs232.dll

bec2e3615b5f50f2f94

5abc858f54aaf

драйвер работы с БД

dbd.dll

feO5715defeec25eO62

245268ea0916a

ESCli-

ent_ex.dll

27c46d43bllca3920c

f2434381239d5d

библиотеки доступа к

серверу событий

filemap.dll

C8b9bb71f9faf20774

64df5bbd2fc8e

ПО «Пира-

мида2000»

библиотека проверки

прав пользователя при

входе

plogin.dll

40cl0e827a64895c32

7e018dl2f75181

Версия 8

8d26c4d519704b0bc

MD5

075e73fDlb72118

ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО

«Оборонэнергосбыт» по Иркутской области (ГТП Манзурка).

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» по

Иркутской области (ГТП Манзурка) от непреднамеренных и преднамеренных изменений со-

ответствует уровню С по МИ 3286 - 2010.

Лист № 4

всего листов 7

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

№ ИИК

Наименование

объекта

Сервер

HP ProLiant

DL180G6*

Зав. №

CZJ13406KW

актив-

ная

реак-

тивная

Таблица 2

Состав измерительно-информационных каналов

Транс-

ния

электриче-

Трансформатор форматор

Счётчик

токанапряже-

ской энергии

Вид

элек-

тро-

энер-

гии

1234567

Зав. № 322133;

Т-0,66

кл. т 0,5

КТП 4-038П 10/0,4 кВ, РУ-0,4

Ктт = 400/5

кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ

322131; 321870;

Госреестр № 22656-

ПСЧ-

4ТМ.05М.04

кл. т 0,5S/1,0

-Зав. №

0611113562

Госреестр №

36355-07

(ТТ 0,5; Сч 0,5S)

Таблица 3

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электриче-

ской энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Номер ИИКcosφ

1,0

1(2)%

1(2)

изм

< I

5 %

20 %

5 %

изм

< I

20 %

изм

< I

100 %

±2,2±1,6

100 %

изм

120 %

±1,5

0,9-±2,6±1,8±1,6

0,8-±3,1±2,0±1,7

0,7-±3,7±2,3±1,9

0,5-±5,6±3,1±2,4

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электри-

ческой энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Номер ИИКcosφ

0,9

1(2)%

1(2)

изм

< I

5 %

20 %

5 %

изм

< I

20 %

изм

< I

100 %

±7,0±3,5

100 %

изм

120 %

±2,4

10,8-

(ТТ 0,5; Сч 1,0)

0,7-

0,5-

±4,4±2,3±1,6

±3,6±1,9±1,4

±2,6±1,5±1,2

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1. Погрешность измерений

1(2)%P

1(2)%Q

для cos

=1,0 нормируется от I

, а погрешность

измерений

1(2)%P

1(2)%Q

для cos

<1,0 нормируется от I

2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и

средней мощности (30 мин.).

3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, со-

ответствующие 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

=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;

Лист № 5

всего листов 7

температура окружающей среды:

для счетчиков электроэнергии от плюс 5

С до плюс 35

С;

для трансформаторов тока по ГОСТ 7779,01-2001;

для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7779,01-2001, счетчики электроэнергии в режиме изме-

рения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения реактивной

электроэнергии по 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 2. 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 ПСЧ-4ТМ.05М – среднее время 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 механи-

ческими пломбами;

наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых

паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;

организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает иден-

тификацию 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 ПСЧ-4ТМ.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 измере-

ний – не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации

АИИС КУЭ типографским способом.

Лист № 6

всего листов 7

HP ProLiant DL180G6

Сервер БД ОАО «Оборонэнергосбыт»

Тип

Т-0,66

ПСЧ-4ТМ.05М.04

SDM TC65

Кол.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4

Наименование

Трансформатор тока

Электросчетчик

Контроллер

Сервер регионального отделения ОАО «Оборонэнер-

госбыт»

Устройство синхронизации системного времени

Сервер портов RS-232

GSM Модем

Источник бесперебойного питания

GSM Модем

Коммутатор

Источник бесперебойного питания

Методика поверки

Паспорт-формуляр

УСВ-2

Moxa NPort 5410

Teleofis RX100-R

APC Smart-UPS 1000 RM

SuperMicro 6026T-NTR+

(825-7)

Cinterion MC35i

3Com 2952-SFP Plus

APC Smart-UPS 3000 RM

МП 1422/446-2012

ЭССО.411711.АИИС.779,01 Ф

Поверка

осуществляется по документу МП 1422/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО

«Оборонэнергосбыт»поИркутскойобласти(ГТПМанзурка).Методикаповерки»,

утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в августе 2012 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;

Счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1

согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля

и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвер-

жденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

УСВ-2 – по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИ-

ИФТРИ в 2009 г.;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена

деления 1°С

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количест-

ва электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информацион-

но-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Обо-

ронэнергосбыт» по Иркутской области (ГТП Манзурка). Свидетельство об аттестации мето-

дики (метода) измерений № 0041/2012-01.00324-2011 от 21.06.2012 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ОАО «Оборон-

энергосбыт» по Иркутской области (ГТП Манзурка)

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

Основные положения.

Лист № 7

всего листов 7

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

технические условия.

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4 ГОСТ 7779,01-2001 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 обес-

печения 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) 42-46-09, 42-44-93

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 метрологииФ.В. Булыгин

М.П.«____» ____________2012г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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