Лист № 1
Всего листов 7
Приложение к свидетельству № 51245
об утверждении типа средств измерений
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-
та электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала
«Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Ульяновск, объект №8)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский»
ОАО «Оборонэнерго», г. Ульяновск, объект №8) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена
для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интер-
валы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации в ОАО «АТС» и
другие заинтересованные организации оптового рынка электроэнергии.
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-й уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя
трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее –
ТН) по 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии
по ГОСТ Р 52323-2005 в
режиме измерений активной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реак-
тивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-
передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонен-
тов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер сбораданных (СД) региональногоотделения
ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Самара 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-
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 Tel-
Лист № 2
Всего листов 7
eofis RX100R. На сервере БД осуществляется хранение поступающей информации, оформление
справочных и отчетных документов. Передача
информации от сервера БД в ИАСУ КУ
ОАО
«АТС» и другие заинтересованные организации осуществляется по каналу связи с протоколом
TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регла-
мент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО
«АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой сис-
теме 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 СД синхронизируются по времени часов УСВ-2, синхрони-
зация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов
счетчиков с часами сервера СД производится 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
Наименование ПО
Идентифика-
ционное на-
именование
ПО
Номер вер-
сии (иден-
тификаци-
онный но-
мер) ПО
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифи-
катора ПО
CalcClients.dll
3
MD5
Модуль расчета небаланса
энергии/мощности
CalcLeak-
age.dll
3
MD5
CalcLosses.dll
3
MD5
Metrology.dll
3
52e28d7b608799b
b3ccea41b548d2c
83
MD5
В АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО
«Оборонэнерго», г. Ульяновск, объект №8) используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в со-
став которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает
защиту программного обеспечения и измерительной
информации паролями в соответствии с
правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обес-
печиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
Цифровой
идентификатор
ПО (контроль-
ная сумма ис-
полняемого ко-
да)
2
3
5
1
Модуль вычисления значений
энергии и мощности по груп-
пам точек учета
4
e55712d0b1b2190
65d63da949114da
e4
b1959ff70be1eb1
7c83f7b0f6d4a13
2f
d79874d10fc2b15
6a0fdc27e1ca480a
c
Модуль вычисления значений
энергии потерь в линиях и
трансформаторах
Общий модуль, содержащий
функции, используемые при
вычислениях различных зна-
чений и проверке точности
вычислений
Лист № 3
Всего листов 7
ParseBin.dll
3
MD5
ParseIEC.dll
3
48e73a9283d1e66
494521f63d00b0d
9f
MD5
ParseMod-
bus.dll
3
MD5
ParsePira-
mida.dll
3
ecf532935ca1a3fd
3215049af1fd979f
MD5
Syn-
chroNSI.dll
3
530d9b0126f7cdc
23ecd814c4eb7ca
09
MD5
VerifyTime.dll
3
MD5
2
3
5
4
6f557f885b73726
1328cd77805bd1b
a7
c391d64271acf40
55bb2a4d3fe1f8f4
8
1
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
75
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пира-
мида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пира-
мида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельст-
во об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
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 7
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительного канала
1
2
Зав. №
0008130000002
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер
точки Наименова-
изме- ние объекта
рений
ТТТНСчетчик
Вид
элек-
тро-
ИВКэнер-
гии
Метрологические
характеристики ИК
Погреш-
Основнаяность в
погреш- рабочих
ность, % условиях,
%
1
23
5
6789
кВ, РУ-10
кВ, ф.9
ПЛ-10 У
ТП-2 10/6
Т
Кл.т. 0,5
3
100/5
кВ, 2 с.ш. 10
Зав.№42545
Зав.№42554
4
НАМИТ-10-2
УХЛ2
Кл.т. 0,5
10000/100
Зав. №
0008130000004
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №
0806121186
Ак-
тивная±1,1±3,0
кВ, ф.6
ТПЛ-10с-(1) У3
Зав. №
Кл.т. 0,5S
ТП-1 10/0,4
100/5
кВ, РУ-10
кВ, с.ш. 10
0008130000001
НАМИТ-10-2
УХЛ2
Кл.т. 0,5
10000/100
Зав. №
0008130000003
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т. 0,2S/0,5
Зав. №
0806120185
HP Pro-Реак-±2,3±4,7
Liant тивная
DL180R0
6
Зав. №
Ак-
CZJ2360 тивная
±1,1±3,0
6HH
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
j
= 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
j
=0,9инд;
– параметры сети: диапазон первичного напряжения – (0,9 ÷ 1,1) Uн
1
; диапазон
силы первичного тока – (0,05 ÷ 1,2) Iн
1
; 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 0,05 Iном, cos
j
= 0,8 инд и темпе-
ратуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до
+ 40°С;
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»
Лист № 5
Всего листов 7
(по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Ульяновск, объект №8) 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 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).
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).
Лист № 6
Всего листов 7
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 «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Улья-
новск, объект №8) 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 ТПЛ-10
Трансформатор тока типа ТПЛ-10с
Трансформатор напряжения типа НАМИТ-10-2 УХЛ2
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М
Методика поверки
Формуляр
Руководство по эксплуатации
Госреестр №
1276-59
29390-10
16687-07
36697-08
—
—
—
Кол-во, шт.
2
2
2
2
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 53939-13 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт»
(по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Ульяновск, объект №8). Измери-
тельные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в ноябре
2012г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
- Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
- Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансфор-
маторы напряжения. Методика поверки»;
- СЭТ-4ТМ.03М – по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся прило-
жением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ;
- УСВ-2 – по документу «Усройство синхронизации времени УСВ-2. Методика повер-
ки ВЛСТ 237.00.000И1»;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-
04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками
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 «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Ульяновск,
объект №8).
Лист № 7
Всего листов 7
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-
тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Обо-
ронэнерго», г. Ульяновск, объект №8)
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 энер-
гии 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 «Приволж-
ский» ОАО «Оборонэнерго», г. Ульяновск, объект №8).
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Техносоюз» ООО «Техносоюз»
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:
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:
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.