Untitled document

Приложение к свидетельству № 50411

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-

та электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала

«Южный» ОАО «Оборонэнерго», г. Волжский, объект №1; г. Волгоград,

объект №3)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Южный»

ОАО

«Оборонэнерго», г. Волжский, объект

№1; г. Волгоград, объект №3) (далее по тексту -

АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потреблен-

ной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной

информации в ОАО «АТС» и другие заинтересованные организации оптового рынка электро-

энергии.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-

рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 уровень – информационно-измерительный комплекс (ИИК), трансформаторы тока

(далее – ТТ) по

ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее – ТН) по

ГОСТ

1983-

2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме изме-

рений активной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной элек-

троэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ при-

ведены в таблице 2.

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

налообразующуюаппаратуру,серверсбораданных(СД)региональногоотделения

ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Волгоград HP Proliant DL180R06, основной и резервный серверы

баз данных (БД) ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Москва SuperMicro 6026T-NTR+, устройства

синхронизации времени УСВ-2, автоматизированные

рабочие места персонала (АРМ) и про-

граммное обеспечение (ПО).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами

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

ответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные

значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям си-

лы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные

значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за пе-

риод 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 мощ-

ности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электриче-

ская мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения

30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков через GSM-сеть поступает на уровень ИВК ре-

гионального отделения ОАО

«Оборонэнергосбыт». Сервер СД АИИС КУЭ при помощи про-

граммного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение

на коэффициенты трансформации, перевод измеренных

значений в именованные физические

величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и после-

дующую передачу информации на сервер БД по протоколу «Пирамида» посредством межма-

Лист № 2

всего листов 9

шинного обмена через

распределенную вычислительную сеть ОАО «Обороэнергосбыт». При

отказе основного канала сервер переключается на резервный. Резервный канал организован по

технологии CSD. В качестве устройства передачи данных используется GSM/GPRS-модем

Teleofis RX100R. На сервере БД осуществляется хранение поступающей информации, оформ-

ление справочных и отчетных документов. Передача информации от сервера БД в ИАСУ КУ

ОАО «АТС» и другие заинтересованные организации осуществляется по каналу связи с прото-

колом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и

регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в

ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой

системе оптового рынка.

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

уровень счетчиков и ИВК (сервера СД). АИИС КУЭ оснащена устройствами

синхронизации

времени на основе УСВ-2, синхронизирующих собственное время по сигналам времени, полу-

чаемым от GPS/ GLONASS -приемника, входящего в состав УСВ-2. Погрешность синхрониза-

ции не более ±0,35 с. Часы сервера БД синхронизируются по времени часов УСВ-2, синхрони-

зация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Часы сервера

СД синхронизируются по времени часов УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час,

вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов счетчиков с часами сервера СД про-

изводится каждый сеанс связи со счетчиками (не

реже

1 раза в

сутки). Корректировка часов

счетчиков осуществляется при расхождении с часами сервера СД вне зависимости от наличия

расхождения, но не реже чем 1 раз в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не

превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Южный» ОАО «Оборон-

энерго», г. Волжский, объект №1; г. Волгоград, объект №3) используется ПО «Пирамида 2000»

версии 3.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000»

обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в со-

ответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование

данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».

Наименование ПО

Идентифика-

ционное на-

именование

ПО

Номер вер-

сии (иден-

тификаци-

онный но-

мер) ПО

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентифи-

катора ПО

CalcClients.dll

MD5

Модуль расчета небаланса

энергии/мощности

CalcLeak-

age.dll

MD5

CalcLosses.dll

MD5

Metrology.dll

MD5

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

Цифровой

идентификатор

ПО (контроль-

ная сумма ис-

полняемого ко-

да)

Модуль вычисления значений

энергии и мощности по груп-

пам точек учета

Модуль вычисления значений

энергии потерь в линиях и

трансформаторах

Общий модуль, содержащий

функции, используемые при

e55712d0b1b2190

65d63da949114da

b1959ff70be1eb1

7c83f7b0f6d4a13

d79874d10fc2b15

6a0fdc27e1ca480a

52e28d7b608799b

b3ccea41b548d2c

Лист № 3

всего листов 9

ParseBin.dll

MD5

ParseIEC.dll

48e73a9283d1e66

494521f63d00b0d

MD5

ParseMod-

bus.dll

MD5

ParsePira-

mida.dll

ecf532935ca1a3fd

3215049af1fd979f

MD5

Syn-

chroNSI.dll

530d9b0126f7cdc

23ecd814c4eb7ca

MD5

VerifyTime.dll

MD5

6f557f885b73726

1328cd77805bd1b

c391d64271acf40

55bb2a4d3fe1f8f4

вычислениях различных зна-

чений и проверке точности

вычислений

Модуль обработки значений

физических величин, переда-

ваемых в бинарном протоколе

Модуль обработки значений

физических величин, переда-

ваемых по протоколам семей-

ства МЭК

Модуль обработки значений

физических величин, переда-

ваемых по протоколу Modbus

Модуль обработки значений

физических величин, переда-

ваемых по протоколу Пира-

мида

Модуль формирования рас-

четных схем и контроля цело-

стности данных нормативно-

справочной информации

Модуль расчета величины

рассинхронизации и значений

коррекции времени

1ea5429b261fb0e

2884f5b356a1d1e

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пира-

мида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11.

ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации,

свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИ-

ИМС».

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, по-

лучаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от

счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы

допускаемых относительных погрешностей

по активной и реактивной элек-

троэнергии, а также для разных временных (тарифных)

зон

не зависят от способов

передачи

измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчи-

ков и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические харак-

теристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню

«С» по МИ 3286-2010.

Лист № 4

всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительного канала

Наименова-

ние объекта

ТП-127 6/0,4

кВ, РУ-0,4

кВ, ввод 0,4

кВ тр-ра Т1

ТТЭ

Кл.т. 0,5

400/5

Зав. № 0028

Зав. № 0009

Зав. № 0027

Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер

№точки

п/п изме-

рений

ТТТНСчетчикИВК

Вид

гии

по-

греш

бочих

Метрологи-

ческие ха-

рактеристики

ИК

электро Основ

По-

энер-ная

ность

греш-

в ра-

ность,

усло-

виях,

12345678910

ТТЭ

400/5

г. Волжский, объект №1

ПСЧ-

Кл.т. 0,5

4ТМ.05МК

.04

0,5S/1,0

Зав. №

Зав. № 0015

—Кл.т.

Зав. № 0013

Зав. № 0016

1105120887

Актив-

ная±1,0±3,2

Реак-±2,1±5,6

тивная

ТТИ-А

Кл.т. 0,5

200/5

Зав. №

КТП-513S0176

6/0,4 кВ, РУ- Зав. №

22 0,4 кВ, вводS1890

0,4 кВ тр-ра

Т1Т-0,66 М У3

Кл.т. 0,5

200/5

Зав. №

668192

КТП-509

6/0,4 кВ, РУ-

3 3 0,4 кВ, ввод

0,4 кВ тр-ра

Т1

ПСЧ-

4ТМ.05МК

.04

— Кл.т.

0,5S/1,0

Зав. №

1105120711

ПСЧ-HP Pro-

4ТМ.05МК liantАктив-

.04DL180ная±1,0±3,2

—Кл.т. R06

0,5S/1,0Зав. №Реак-±2,1±5,6

Зав. № CZJ240 тивная

110512069200S9

Актив-

ная±1,0±3,2

Реак-±2,1±5,6

тивная

Лист № 5

всего листов 9

КТП-509

6/0,4 кВ, РУ-

0,4 кВ, ввод

0,4 кВ тр-ра

Т2

ТП-81 6/0,4

кВ, РУ-0,4

кВ, ввод 0,4

кВ тр-ра Т1

Продолжение Таблицы 2

567

8910

Зав. №

Актив-

ная±1,0±3,2

Реак-±2,1±5,6

тивная

Т-0,66

Кл.т. 0,5

200/5

Зав. №

007037

Зав. №

007006

Зав. №

007009

ТТИ-А

Кл.т. 0,5

200/5

Зав. №

S0163

Зав. №

S0169

Зав. №

S0167

ПСЧ-

DL18

ПСЧ-

4ТМ.05МК

.04

—Кл.т.

0,5S/1,0

HP Pro-

1105120824

liant

R06

Зав. №

4ТМ.05МК

CZJ240

.04

— Кл.т.

0,5S/1,0

Зав. №

1105120779

00S9

Актив-

ная±1,0±3,2

Реак-±2,1±5,6

тивная

КРН 10 кВ

в/ч 06728, на

61 отходящем

фидере к РУ-

10 кВ

УХЛ3

03364

Зав. №

liant

DL180

R06

г. Волгоград, объект №3

ВК-10

НТМИ

СЭТ-

HP Pro-

Кл.т. 0,5 10-66 У3 4ТМ.03М

150/5Кл.т. 0,5Кл.т.

Зав. № 10000/100 0,2S/0,5

Зав. №

Зав. № 1676 0803122654

CZJ240

03770

00S9

Актив-

ная±1,1±3,0

Реак-±2,3±4,7

тивная

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовой);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95;

3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,95 – 1,05) Uн; ток (1,0 – 1,2) Iн; cos

= 0,9инд.;

- температура окружающей среды: (20±5) °С;

5. Рабочие условия эксплуатации:

– параметры сети для ИК: напряжение - (0,98 – 1,02) Uном; ток - (1 – 1,2) Iном;

частота – (50±0,15) Гц; cos

=0,9инд;

– параметры сети: диапазон первичного напряжения – (0,9 – 1,1) Uн

; диапазон

силы первичного тока – (0,05 – 1,2) Iн

; коэффициент мощности cosφ(sinφ) 0.5 –

1,0 (0,87 – 0,5); частота – (50 ± 0,4) Гц;

– допускаемая температура окружающего воздуха для трансформаторов от минус

40 ˚С до + 50˚С; для счетчиков от минус 40 ˚С до + 60 ˚С;

– магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

6. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,02 (0,05) Iном, cos

= 0,8 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до +

40 °С;

Лист № 6

всего листов 9

7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения

по ГОСТ

1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р

52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.

8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

(см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,

чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена сервера СД и УСВ на однотипные ут-

вержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Оборонэнергосбыт»

(по сетям филиала «Южный» ОАО «Оборонэнерго», г. Волжский, объект №1; г. Волгоград,

объект №3) порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его

неотъемлемая часть.

9. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральиный

информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

–электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК.04 – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–УСВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 256554 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

Надежность системных решений:

–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе-

ребойного питания;

–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-

даваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной

почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

– журнал счётчика:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике;

– журнал сервера:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике и ИВК;

– пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

– электросчётчика;

– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

– испытательной коробки;

– сервера;

– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

– электросчетчика;

– сервера.

Возможность коррекции времени в:

– электросчетчиках (функция автоматизирована);

– ИВК (функция автоматизирована).

Лист № 7

всего листов 9

Возможность сбора информации:

– о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

– измерений 30 мин (функция автоматизирована);

– сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

– электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее

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

– Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не

менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизирован-

ную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО

«Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Южный» ОАО «Оборонэнерго», г. Волжский, объект

№1; г. Волгоград, объект №3) типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформатор тока типа ТТЭ

Трансформатор тока типа ТТИ-А

Трансформатор тока типа Т-0,66 М У3

Трансформатор тока типа Т-0,66

Трансформатор тока типа ТВК-10 УХЛ3

Трансформатор напряжения типа НТМИ-10-66 У3

Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М

Методика поверки

Формуляр

Руководство по эксплуатации

Госреестр №

32501-08

28139-07

17551-06

47176-11

8913-82

831-69

46634-11

36697-12

—

Кол-во, шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 53204-13 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт»

((по сетям

филиала «Южный» ОАО «Оборонэнерго», г. Волжский, объект №1;

г. Волгоград,

объект №3). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Кур-

ский ЦСМ» в октябре 2012 г.

Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:

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

торы тока. Методика поверки»;

Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.

Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

СЭТ-4ТМ.03М – по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся

приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ;

Лист № 8

всего листов 9

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 – по документу «Счетчик электрической энергии много-

функциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по экусплуатации. Часть 2. Ме-

тодика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1;

УСВ-2 – по документу «Усройство синхронизации времени УСВ-2. Методика

поверки ВЛСТ 237.00.000И1»;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной си-

стемы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре

средств измерений № 27008-04;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счет-

чиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы авто-

матизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО

«Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Южный» ОАО «Оборонэнерго», г. Волжский, объект

№1; г. Волгоград, объект №3).

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-

тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Южный» ОАО «Оборонэнер-

го», г. Волжский, объект №1; г. Волгоград, объект №3)

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

нические условия.

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-

ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

ные положения.

ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

ГОСТ 7746–2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической

энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной

энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической

энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной

энергии.

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-

измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Руководствопоэксплуатациисистемыавтоматизированнойинформационно-

измерительной коммерческого учета ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Южный»

ОАО «Оборонэнерго», г. Волжский, объект №1; г. Волгоград, объект №3).

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Лист № 9

всего листов 9

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Техносоюз» (ООО «Техносоюз»), г. Москва

Юридический адрес: 105122, г. Москва, Щелковское шоссе, д. 9

Почтовый адрес: 115114, г. Москва, ул. Летниковская, д.11/10, строение 4, 2 этаж

Тел.: (495) 258–45–35

Факс: (495) 363–48–69

E-mail:

info@t-souz.ru

www.t-souz.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандарти-

зации, метрологии и испытаний в Курской области»

ФБУ «Курский ЦСМ»

Юридический адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а

Тел./факс: (4712) 53-67-74,

E-mail:

kcsms@sovtest.ru

Аттестат аккредитации № 30048-11 действителен до 01 декабря 2016 года.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В. Булыгин

м.п.«____»_____________2013 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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