Untitled document

Приложение к свидетельству № 54087

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии и мощности ООО «ДВЭК» для электроснабжения ООО

«Ратимир», ОАО «Варяг»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии и мощности ООО «ДВЭК» для электроснабжения ООО «Ратимир», ОАО «Ва-

ряг» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической

энергии и мощности в точках измерения ООО «ДВЭК» для электроснабжения ООО «Ратимир»,

ОАО «Варяг», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений

могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему

с централизованным управлением и распределением функций измерения.

АИИС КУЭ решает следующие функции:

– автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной элек-

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

– периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных

к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии

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;

– обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданных

от 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 (коррекция времени), соподчинён-

ной национальной шкале времени.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя

трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983,

счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной элек-

трической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные

на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.

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

рованного программного обеспечения («Пирамида 2000», производства ЗАО ИТФ «Системы и

технологии», (№ 21906-11 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя

каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации

Лист № 2

Всего листов 9

системного времени УСВ-2 (№ 41681-10 в Государственном реестре средств измерений), авто-

матизированного рабочего места персонала (АРМ).

Между уровнями ИИК и ИВК с помощью контроллеров SDM ТС65 организованы ка-

налы связи, обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств

измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВК.

На уровне ИВК обеспечивается:

– автоматический регламентный сбор результатов измерений;

– автоматическое выполнение коррекции времени;

– сбор данных о состоянии средств измерений;

– контроль достоверности результатов измерений;

– 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;

– передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИА-

СУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;

– безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 – 2003;

– конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного

доступа к визуальным, печатным и электронным данным;

– диагностику работы технических средств и ПО;

– разграничение прав доступа к информации;

– измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.

Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной ин-

формации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК

передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный пе-

речень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками мно-

гофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы

данных.

АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.

АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следую-

щей информации:

– отпускилипотреблениеактивнойиреактивноймощности,усредненной

за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;

– показатели режимов электропотребления;

– максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и сут-

кам;

– допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируе-

мый интервал времени.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-

маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-

пают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике

электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой

сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре

счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной элек-

трической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная

мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической

мощности.

Лист № 3

Всего листов 9

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформа-

ции представляется как:

– активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период

0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов време-

ни 30 мин;

– средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы кон-троллера

SDM ТС65. По запросу или в автоматическом режиме контроллер SDM ТС65 направ-

ляет информацию в ИВК ООО «ДВЭК».

На верхнем – втором уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измери-

тельной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом

коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации,

оформление справочных и отчетных документов.

ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).

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

себя устройство УСВ-2 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной сис-

темы позиционирования (GPS). Часы УСВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точно-

го времени, сличение ежесекундное. УСВ-2 осуществляет коррекцию внутренних часов сервера

и счетчиков. Коррекция показаний часов счетчиков производится автоматически при рассогла-

совании с показаниями часов сервера более чем на ±2 c.

Ход часов компонентов системы за сутки не превышает

5 с.

Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ)

коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и

корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

– счетчика электрической энергии;

– испытательной коробки;

– сервера БД;

б) защита информации на программном уровне:

– результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подпи-

си);

– установка пароля на счетчик;

– установка пароля на сервер.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», которое

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.

Уровень защиты ПО – С, согласно МИ 3286-2010.

Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифро-

вого идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.

Наименование

программного

обеспечения

Цифровой иден-

тификатор про-

граммного обес-

печения

CalcClients.dll

3.0

e55712d0b1b219065

d63da949114dae4

MD5

CalcLeakage.dll

3.0

MD5

CalcLosses.dll

3.0

d79874d10fc2b156a

0fdc27e1ca480ac

MD5

Metrology.dll

3.0

52e28d7b608799bb3

ccea41b548d2c83

MD5

ParseBin.dll

3.0

6f557f885b7372613

28cd77805bd1ba7

MD5

ParseIEC.dll

3.0

48e73a9283d1e6649

4521f63d00b0d9f

MD5

ParseModbus.dll

3.0

c391d64271acf4055

bb2a4d3fe1f8f48

MD5

ParsePiramida.dll

3.0

MD5

Лист № 4

Всего листов 9

Таблица 1. Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления

цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО

Идентифика-

ционное наиме-

нование про-

граммного

обеспечения

Номер версии

(идентифика-

ционный номер)

программного

обеспечения

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентифика-

тора

b1959ff70be1eb17c8

3f7b0f6d4a132f

Модуль вычисления

значений энергии и

мощности по груп-

пам точек учета

Модуль расчета не-

баланса энер-

гии/мощности

Модуль вычисления

значений энергии

потерь в линиях и

трансформаторах

Общий модуль, со-

держащий функции,

используемые при

вычислениях раз-

личных значений и

проверке точности

вычислений

Модуль обработки

значений физиче-

ских величин, пере-

даваемых в бинар-

ном протоколе

Модуль обработки

значений физиче-

ских величин, пере-

даваемых по про-

токолам семейства

МЭК

Модуль обработки

значений физиче-

ских величин, пере-

даваемых по прото-

колу Modbus

Модуль обработки

значений физиче-

ских величин, пере-

даваемых по прото-

колу Пирамида

ecf532935ca1a3fd32

15049af1fd979f

Наименование

программного

обеспечения

SynchroNSI.dll

3.0

530d9b0126f7cdc23

ecd814c4eb7ca09

MD5

VerifyTime.dll

3.0

1ea5429b261fb0e28

84f5b356a1d1e75

MD5

печения

вычисления

цифрового

Идентифика-

ционное наиме-

нование про-

граммного

обеспечения

Номер версии

(идентифика-

ционный номер)

программного

обеспечения

Лист № 5

Всего листов 9

Цифровой иден-

Алгоритм

тификатор про-

граммного обес-

идентифика-

тора

Модуль формирова-

ния расчетных схем

и контроля целост-

ности данных нор-

мативно-справочной

информации

Модуль расчета ве-

личины рассинхро-

низации и значений

коррекции времени

Метрологические

Наиме-

ТТ

ИКектр

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-го уровня ИК и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

приведены в таблице 2.

Таблица 2 Метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ

№

нование

Состав 1-го уровня ИК

эл

Вид

о-характеристики ИК

присое- энергии Погреш-

диненияОсновнаяность в

ТН Счетчик погреш- рабочих

ность, % условиях,

12345789

РУ-6 кВ

ОООТОЛ-НТЗ-

«Рати-10;ЗНОЛ-НТЗ-6;СЭТ-4ТМ.03М

мир», 600/5; 6000/100, к.т. 0,5; к.т. 0,2S/0,5; активная ±1,1 ±5,4

РУ-6 кВ, к.т. 0,5; № в № в Госреестре № в Госреестре реактив- ±2,0 ±4,7

1 с.ш.Госреестре51676-1236697-08ная

6 кВ, 51679-12

яч. 4

РУ-6 кВ

ОООТОЛ-НТЗ-

«Рати-10;ЗНОЛ-НТЗ-6;СЭТ-4ТМ.03М

2 мир», 600/5; 6000/100, к.т. 0,5; к.т. 0,2S/0,5; активная ±1,1 ±5,4

РУ-6 кВ, к.т. 0,5; № в № в Госреестре № в Госреестре реактив- ±2,0 ±4,7

2 с.ш.Госреестре51676-1236697-08ная

6 кВ, 51679-12

яч. 13

Лист № 6

Всего листов 9

ЦРП-1

6 кВ

6 кВ,

300/5;

к.т. 0,5; № в

Госреестре

ОАО

ТПЛ-10;

НТМИ-6;СЭТ-4ТМ.03М

«Варяг», 6000/100, к.т. 0,5; к.т. 0,2S/0,5; активная ±1,1 ±5,4

РУ-6 кВ, № в Госреестре № в Госреестре реактив- ±2,0 ±4,7

1 с.ш.

1276-59

831-6936697-08ная

ОАО

6 кВ,

300/5;

к.т. 0,5; № в

Госреестре

яч. 2

ЦРП-1

6 кВ

ТПЛ-10-М;

НТМИ-6;СЭТ-4ТМ.03М

«Варяг», 6000/100, к.т. 0,5; к.т. 0,2S/0,5; активная ±1,1 ±5,4

РУ-6 кВ, № в Госреестре № в Госреестре реактив- ±2,0 ±4,7

2 с.ш.

22192-07

831-6936697-08ная

яч. 5

Примечания:

1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и

средней мощности.

2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы

интервала соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия:

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

= 0,8 инд.;

- температура окружающего воздуха (21 – 25) ºС;

- относительная влажность воздуха от 30 до 80%;

- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

- частота питающей сети переменного тока от 49,6 до 50,4Гц;

- индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1) Uном; ток (0,05 – 1,2) Iном,

0,5 инд < cos

< 0,8 емк;

- температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус

40 до плюс 60 ºС; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 ºС;

- относительная влажность воздуха до 90 %;

- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

- напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;

- частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;

- индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в

таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа

АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть

Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух на-

правлениях 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.

6. Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик электрической энергии – среднее время наработки на отказ не менее 140000

часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

- сервер БД – среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов среднее время

восстановления работоспособности 2 час.

Лист № 7

Всего листов 9

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации

АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.

Таблица 3 Комплект поставки средства измерений

Наименование изделияКол-во шт.Примечание

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М 4

Трансформатор тока ТОЛ-НТЗ-10

Трансформатор тока ТПЛ-10

Трансформатор тока ТПЛ-10-М

Трансформатор напряжения ЗНОЛ-НТЗ-6

Трансформатор напряжения НТМИ-6

Устройство синхронизации времени УСВ-2

Контроллер SDM ТС65

GSM-модем IRZ MC52iT

Сервер БД DL320eG8

Комплекс информационно-вычислительный ПО «Пирамида

2000»

Методика поверки ЭПС 374-13.00.МП

Инструкция по эксплуатации ЭПС 374-13.00.ИЭ

Паспорт ЭПС 374-13.00.ПС

Поверка

Осуществляется по документу ЭПС 374-13.00.МП «ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО

«ДВЭК» для электроснабжения ООО «Ратимир», ОАО «Варяг» Методика поверки», утвер-

жденному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 20.11.2013 г.

Основные средства поверки:

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

Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Тран

форматоры напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные

трансформаторы напряжения 6√3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»,

МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки

на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- для счетчиков электрических многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии

с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, часть 2, являющейся приложением к руководству

по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;

- для устройства синхронизации времени УСВ-2– в соответствии с методикой поверки

ВЛСТ 237.00.001 И1;

- средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки тран

форматоров напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка тран

форматоров тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- радиосервер РСТВ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS);

Лист № 8

Всего листов 9

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками

системы и с ПО для работы с радиосервером РСТВ-01;

- термогигрометр «CENTER» (мод.314).

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений описан в методике измерений ЭПС 374-13.00.МИ, утвержденной и

аттестованной в установленном порядке.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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 Р 52322-2005 (МЭК 62053-21:2003). Аппаратура для измерения электрической

энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной

энергии классов точности 1 и 2.

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.

ГОСТ 7746–2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983–2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

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

измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Изготовитель:

ООО «Энергопромсервис»

Юридический адрес: 153009 г. Иваново, пр. Строителей, д.15

Почтовый адрес: 153009 г. Иваново, пр. Строителей, д.15

e-mail:

askue37@mail.ru

, тел/факс: (4932)53-09-77