Untitled document

Приложение к свидетельству № 53162

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-

та электроэнергии (АИИС КУ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-

троэнергии

(АИИС КУ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» предназначена для измерений

активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные ин-

тервалы времени отдельными технологическими объектами ГУП СК «Ставрополькоммунэлек-

тро», сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут

быть использованы для коммерческих расчетов на оптовом рынке электроэнергии. Настоящее

описание типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» включает в себя опи-

сание измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 323, 324, 325, 326, 327,

328.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с

централизованным управлением и распределением функций измерения.

АИИС КУЭ решает следующие функции:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

периодически (1 раз в сутки) 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 центры сбора и обработки информации (ЦСОИ)

смежных субъектов оптового рынка;

предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных

о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций – смежных участ-

ников оптового рынка электроэнергии;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-

ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

диагностика и мониторинг функционирования

технических и программных

средств

АИИС КУ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой

национальной шкале времени.

системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АМР) и программное

обеспечение (ПО).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень (ИИК) – трансформаторы тока класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746,

трансформаторы напряжения класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, многофункциональные счет-

чики ЦЭ 6850М, включающие в себя средства обеспечения

единого времени (СОЕВ), класса

точности 0,2S по ГОСТ 52323 для активной энергии и ГОСТ 52425 для реактивной энергии,

установленные на объектах, указанных таблице 2, технические средства приёма-передачи дан-

ных.

Лист № 2

Всего листов 9

1-й уровень – ИИК выполняет функцию автоматического проведения измерений активной

и реактивной электрической энергии и мощности на объектах ГУП СК «Ставрополькоммунэ-

лектро» по одному из присоединений («точек измерений»).

Между ИИК и ИВК организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов из-

мерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи дан-

ных от ИИК в ИВК.

2-й уровень (ИВК) - информационно-вычислительный комплекс на основе специализиро-

ванного программного обеспечения (пакет «Пирамида» от ИИС «Пирамида» Госреестр №

21906-01), маршрутизатора («ИКМ-Пирамида»), включающий в себя каналообразующую

аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени

УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), автоматизированного рабочего места персонала (АРМ).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформа-

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

соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгно-

венные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значе-

ниям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгно-

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

период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и пол-ной

мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней, за период 0,02 с мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значе-

ние мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

На верхнем – втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной

информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов

трансформации

ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление

справочных и отчетных документов. Передача информации в организации – участники оптово-го

рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по сотовой связи через интернет-

провайдера.

АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени (УСВ-1), включающей в себя

приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования

(GPS). Сличение времени счетчиков электрической энергии с временем на сервере один раз в

сутки, корректировка времени счетчиков электрической энергии при расхождении

2 с. По-

грешность времени из-за задержек в линиях связи не превышает 0,2 с. Погрешность системного

времени не превышает

5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции

часов указанных

устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректи-

рующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Уровень ИВК обеспечивает:

– автоматизированный регламентный сбор и хранение результатов измерений;

– автоматическое выполнение коррекции времени;

– сбор данных о состоянии средств измерений с ИИК;

– контроль достоверности результатов измерений;

– контроль достоверности данных;

– контроль восстановления данных;

– восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания

и т.п.)

– возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;

– хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;

– ведение нормативно-справочной информации;

– ведение «Журналов событий»;

– формирование отчетных документов;

Лист № 3

Всего листов 9

– передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИАСУ КУ и дру-

гим заинтересованным субъектам ОРЭ;

– безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 – 2013;

– конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного досту-

па к визуальным, печатным и электронным данным;

– диагностику работы технических средств и ПО;

– измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.

52e28d7b608799bb

3ccea41b548d2c83

MD5

Iea5429b261fb0e2

884f5b356aldle75

MD5

Программное обеспечение:

Номер версии

(идентифика-

ционный но-

мер) про-

граммного

да)

В АИИС КУЭ используется пакет программ программного обеспечения «Пирамида-2000

предназначенный для измерения электрической энергии и мощности, автоматизированного

сбора, накопления, обработки, хранения и отображения полученной в результате измерений

информации.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с

МИ3286-2010 – С.

Идентификационные данные программного обеспечения:

Таблица 1

Цифровой иден-

Идентифика-тификатор про-Алгоритм вычис-

Наименованиеционное назва- граммного обес-ления цифрового

программного ние программ- печения (кон- идентификатора

обеспеченияного обеспече-трольная суммапрограммного

ния

обеспечения

исполняемого ко- обеспечения

metrology.dll3

Модуль, со-

держащий

функции, ис-

пользуемые

при вычисле-

ниях различ-

ных значений

и проверке

точности вы-

числений

Модуль расче-

та величины

рассинхрони-

зации времени

VerifyTime3

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК приведён в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблице 3.

Лист № 4

Всего листов 9

Состав измерительного канала

—

ИК № 324

ЗТП-1, Ф-464

п/с «Бурлацкая»

—

ИК № 325

Л-370,

п/с «Изобильная»

ИК № 326

Ф-222,

п/с «Радиозавод»

ИВК

«Пирамида

2000»

зав. №

А7*3218305

УСВ-1

зав. № 1328

Таблица 2 . Основные метрологические характеристики составных частей ИК

Номер точки

измерений

и наимено-

вание изме-

рительногоТТ

канала

ТНСчётчик

УСПДВид

СОЕВ электро-

ИВКэнергии

ИК № 323

ЗТП-1, Ф-612

п/с «Благодарная-330»

123

ТШП-0,66

600/5

КТ 0,5

зав. №

12135992,

12136014,

12135993

Госреестр

№ 47512-11

ЦЭ6850М

КТ 02S/0,5

зав. №

07251055002734

Госреестр

№ 20176-06

Отдача/Приём

Актив/Реактив

ТШП-0,66

600/5

КТ 0,5, зав. №

12135960,

12135961,

12135962

Госреестр

№ 47512-11

ЦЭ6850М

КТ 02S/0,5

зав. №

07251055002889

Госреестр

№ 20176-06

Отдача/Приём

Актив/Реактив

ТФЗМ-35Б-IУ1

100/5

КТ 0,5

зав. №

30594, 30971

Госреестр

№ 3689-73

ЦЭ6850М

КТ 02S/0,5

зав. №

07251041000401

Госреестр

№ 20176-06

Отдача/Приём

Актив/Реактив

ТОЛ-СЭЩ-10-

600/5

КТ 0,5, зав. №

21537-11,

21526-11,

21532-11

Госреестр

№ 32139-06

ЗНОМ-35-65У1

35000

√

3/100

√

КТ 0,5, зав. №

1309651,

1304650,

1321867

Госреестр

№ 912-07

НАЛИ-СЭЩ-

10-1

10000/100

КТ 0,5

зав. №

00354-11

Госреестр

№ 38394-08

ЦЭ6850М

КТ 02S/0,5

зав. №

07251068000354

Госреестр

№ 20176-06

Отдача/Приём

Актив/Реактив

Лист № 5

Всего листов 9

ИК №328

ТП-311, Ф-138

п/с «Бештаугорец»

ИК №327

оп. №64, Ф-467

п/с «Новопавловская-

1»

123

ТОЛ-10-I

30/5

КТ 0,5

зав. №

7106, 7105

Госреестр

№ 15128-07

ЦЭ6850М

КТ 02S/0,5

зав.

№ 87861529

Госреестр

№ 20176-06

Отдача/Приём

Актив/Реактив

ТОЛ-СЭЩ-10-

100/5, КТ 0,5

зав. №

24363-09,

24373-09

Госреестр

№ 32139-06

ЗНОЛПМ-

10УХЛ2

10000/100

КТ 0,5, зав. №

3000216,

3000217,

3000222

Госреестр

№ 23544-07

НТМИ-10-

66УЗ

10000

√

3/100

√

КТ 0,5

зав. № 3328

Госреестр

№ 831-69

ЦЭ6850М

КТ 02S/0,5

зав. №

07215705081129

Госреестр

№ 20176-06

Отдача/Приём

Актив/Реактив

В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК для измерения электро-

энергии и средней мощности (получасовых), при доверительной вероятности Р = 0,95;

1(2)%

изм

20%

изм

100%

323

324

325

326

Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУ

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУ (измерения активной

и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ)

100%

изм

120%

Номер ИК

cos φ

актив.реакт.

123 4

1,01,59–

актив.реакт.

5 6

1,09–

актив. реакт.

7 8

0,82–

актив. реакт.

9 10

0,82–

0,92,07–

1,27–

0,93–

1,474,69

1,082,54

1,081,95

2,662,84

1,871,77

1,871,55

0,8

2,49

5,19

0,5

4,45

3,34

1,01,59 –

1,09–

0,82–

0,92,07–

1,27–

0,93–

1,474,69

1,082,54

1,081,95

2,662,84

1,871,77

1,871,55

1,22–

0,99–

1,39–

1,13–

1,644,69

1,272,54

2,912,84

2,231,77

1,22–

0,99–

1,39–

1,13–

1,644,69

1,272,54

0,8

2,49

5,19

0,5

4,45

3,34

1,0

1,79

–

0,9

2,27

–

0,8

2,69

5,39

0,5

4,65

3,54

1,0

1,79

–

0,9

2,27

–

0,8

2,69

5,39

0,5

4,65

3,54

2,912,84

2,231,77

Лист № 6

Всего листов 9

327

328

12345

8910

1,01,79–1,22

–0,99

–0,99–

0,92,27–1,39

–1,13

–1,13–

0,82,695,391,64

4,691,27

2,541,272,54

0,54,653,542,91

2,842,23

1,772,231,77

1,01,79–1,22

–0,99

–0,99–

0,92,27–1,39

–1,13

–1,13–

0,82,695,391,64

4,691,27

2,541,272,54

0,54,653,542,91

2,842,23

1,772,231,77

Примечания:

1. Погрешность измерений

1(2)%P

1(2)%Q

для cos

= 1,0 нормируется от I

, а погреш-

ность измерений

1(2)%P

1(2)%Q

для cos

< 1,0 нормируется от I

2. Нормальные условия эксплуатации:

параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 4,4) В; частота - (50

0,5) Гц;

параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)·U

; сила тока - (0,01 - 1,2) ·I

;

диапазон коэффициента мощности cos

(sin

) - от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,9); частота -

(50

0,15) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;

температура окружающего воздуха: ТН и ТТ - от минус 20 ˚С до + 40 ˚С;

счётчиков - от + 15 ˚С до + 25 ˚С; ИВК - от + 15 ˚С до + 25 ˚С;

относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.

3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

−

напряжение питающей сети 0,9·U

ном

до 1,1·U

ном

−

сила тока от 0,01I

ном

до 1,2 I

ном

;

температура окружающей среды:

для ТТ и ТН от минус 30 ˚С до + 40 ˚С,

для счётчиков электрической энергии от 0 ˚С до + 25 ˚С;

относительная влажность воздуха - (40 - 60) %;

атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.

магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,05 мТл;

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на

аналогичные (см. п.5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками

не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном поряд-ке

на предприятии. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его

неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

Счетчики электрической энергии – среднее время наработки на отказ не менее 160000

часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.

Сервер – среднее время наработки на отказ не менее 60000 часов среднее время восста-

новления работоспособности 1 час.

Лист № 7

Всего листов 9

Надежность системных решений:

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передавать-

ся в организации – смежные участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте;

Регистрация событий:

в журнале событий счетчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике;

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера;

защита информации на программном уровне:

результатов измерений;

установка пароля на счетчик;

установка пароля на сервер;

Глубина хранения информации:

счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направ-

лениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;

ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений –

за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на

систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электро-

энергии АИИС КУ ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро».

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУ ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» представлена в таблице

Таблица 4

Обозначение изделия

ТШП-0,66, 600/5

Наименование изделияКол-во

2 3

Трансформаторы тока6

ТФЗМ-35Б-IУ1, 100/5

ТОЛ-СЭЩ-10-21, 600/5

ТОЛ-10-I

ТОЛ-СЭЩ-10-11

Трансформаторы тока2

Трансформаторы тока3

Трансформаторы тока2

Трансформаторы напряжения3

Трансформаторы напряжения1

Трансформаторы напряжения3

ЗНОМ-35-65У,

35000

√

3/100

√

НАЛИ-СЭЩ-10-1,

10000/100

ЗНОЛПМ-10УХЛ2,

10000/100

НТМИ-10-66УЗ, 10000/100

ЦЭ6850М

ЭнергоПрибор

Трансформаторы напряжения1

Cчётчики электрической энергии6

Коробки испытательные переходные6

Лист № 8

Всего листов 9

HS 50 1000 R J

ВЛСТ 150.00.000 РО

ИЭН 1683РД-08.12.000. ЭД

ИЭН 1683 РД-08.12.000 ФО

ИЭН 1683 РД-08.12.000 В6

СК «Ставрополькоммунэлектро»

ИЭН 1683 РД-08.12.000 В8

«Ставрополькоммунэлектро»

ВЛСТ 150.00.000 РО

на АИИС КУ ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро»

ICPCON i-7520

Simens TC 65

SIK15.102.04

С5-35В 100 2.4 КОМ

Преобразователи интерфейсов12

GSM модем12

Блок питания12

Добавочный резистор 3

Догрузочныерезисторыдлятрансформаторов

напряжения

Эксплуатационная документация

Руководство пользователя АИИС КУ ГУП СК «Ставро-

полькоммунэлектро»

Инструкция по эксплуатации. Технологическая инст-

рукция на АИИС КУ ГУП СК «Ставрополькоммунэлек-

тро»

Паспорт-формуляр на АИИС КУ ГУП СК «Ставрополь-

коммунэлектро»

Перечень (массив) входных данных на АИИС КУ ГУП

Перечень выходных данных на АИИС КУ ГУП СК

Инструкция по формированию и ведению базы данных

Методика (методы) измерений количества электриче-

МВИ ИЭН 1684-08

ской энергии с использованием АИИС КУ ГУП СК

«Ставрополькоммунэлектро»

Поверка

осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информаци-

онно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая Методика

повер-

ки».

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-11 «ГСИ. Трансформаторы на-

пряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные

трансформаторы напря-

жения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

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

тодика поверки»;

- счётчиков электрической энергии типа ЦЭ6850М – в соответствии с «Счётчики электрической

энергии ЦЭ6850. Методика поверки» ИНЕС.411152.034 Д1;

- устройство синхронизации времени УСВ-1 в «Устройство синхронизации времени УСВ-1

Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП».

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод

измерений

приведён в

документе «Методика выполнения измерений количества элек-

трической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной сис-

темы коммерческого учета электроэнергии и мощности ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро».

Лист № 9

Всего листов 9

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУ) ГУП

СК «Ставрополькоммунэлектро»

ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»

ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия»

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

ческие условия»

ГОСТ 52425-05 «Статические счетчики реактивной энергии»

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

ные положения»

МИ 2845-2003 «ГСИ. Трансформаторы напряжения 6/

3 ... 35 кВ измерительные. Мето-

дика периодической поверки на месте эксплуатации»

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель:

ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро»,

356037, г. Ставрополь, ул. Шпаковская, 76/6

Тел/факс: (8652)740-931

Испытательный центр:

Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ

Ставропольский ЦСМ

355035, г. Ставрополь, ул. Доваторцев, 7-А,

тел/факс: (8652) 35-76-19

Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Ставропольский ЦСМ» по проведению испытаний

средств измерений в целях утверждения типа № 30056-10 от 20.07.2010 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В. Булыгин

«___»_________2013 г.

М.п.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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