Untitled document

Приложение к свидетельству № 54291

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Узловская районная электросеть» по

объекту ООО «Саф-Нева» (измерительный канал «ТП УДЗ ввод 6 кВ ВЛЗ-6 кВ ф.

«РП 7/1 – ТП УДЗ»)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Узловская районная электросеть» по объекту ООО «Саф-

Нева» (измерительный канал «ТП УДЗ ввод 6 кВ ВЛЗ-6 кВ ф. «РП 7/1 – ТП УДЗ») (далее по

тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии,

формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и

прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ построенная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представ-

ляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным

управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные канал (ИИК) АИИС КУЭ состоит из двух уровней:

1-ый уровень – включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), из-

мерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональный счетчик активной и реактив-

ной электрической энергии (далее по тексту – счетчик), вторичные измерительные цепи и тех-

нические средства приема-передачи данных;

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

вер базы данных (СБД), коммуникатор СИКОН ТС65, автоматизированное рабочее место

(АРМ), устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2 (Госреестр № 41681-09), а так же со-

вокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор ин-

формации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АРМ оператора представляет собой персональный компьютер, на котором установлена

клиентская часть программного обеспечения (ПО) «Пирамида 2000. АРМ». АРМ по ЛВС пред-

приятия связано с сервером, на котором установлено ПО «Пирамида 2000. Сервер». Для этого в

настройках ПО «Пирамида 2000. АРМ» указывается IP-адрес сервера.

В качестве СБД используется сервер выполненный на базе DEPO Storm 1250L2, на кото-

ром установлено ПО «Пирамида 2000. Сервер». СБД расположен в помещении службы ЦСОИ

ООО «УРЭС» и выполняет функции приёма, обработки, хранения и передачи информации по-

лучаемой от счётчиков электроэнергии по GSM-каналу через коммуникатор СИКОН ТС65.

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;

Вист № 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 из-

мерительные 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 значе-

ние вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выхода счетчика посредством линий связи через GSM-модемы по се-

ти Интернет, через коммуникатор СИКОН ТС65, поступает на СБД. СБД АИИС КУЭ при по-

мощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации

(умножение на коэффициенты трансформации), формирование, хранение, оформление спра-

вочных и отчетных документов и последующая передачу информации в ОАО «АТС», филиал

ОАО «СО ЕЭС» Тульское РДУ, ОАО «Тульская сбытовая компания», ООО «Трансэлектро» и

другие заинтересованные организации.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят часы

устройства синхронизации времени УСВ-2,

ССД регионального отделения ОАО

Оборон-

энергосбыт

», СБД

ОАО

Оборонэнергосбыт

» и счетчика. Для обеспечения единства изме-

рений используется единое календарное время. В состав УСВ-2 входят GPS-приемники, что

обеспечивает ход часов УСВ-2 не более ±0,35 с/сут.

Сравнение показаний часов УСВ-2 и СБД осуществляется один раз в час. Синхронизация

часов УСВ-2 и СБД осуществляется один раз в час вне зависимости от величины расхождения

показаний часов УСВ-2 и СБД.

Сравнение показаний часов счетчика и

СБД

осуществляется один раз в сутки, синхрони-

зация часов счетчиков и

СБД

осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и

СБД

на величину более чем ± 2 с.

Вист № 3

Всего листов 7

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы

указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и

измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты

данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средства-

ми «Пирамида 2000».

Идентификационное

наименование про-

граммного обеспечения

CalcClients.dll

MD5

CalcLeakage.dll

MD5

CalcLosses.dll

MD5

Metrology.dll

MD5

ParseBin.dll

MD5

ParseIEC.dll

MD5

ParseModbus.dll

MD5

ParsePiramida.dll

MD5

SynchroNSI.dll

MD5

VerifyTime.dll

MD5

Таблица 1

Номер версии

программно-

го обеспече-

ния

Алгоритм вычисления

цифрового идентифи-

катора программного

обеспечения

Цифровой идентификатор про-

граммного обеспечения (кон-

трольная сумма исполняемого

кода)

e55712d0b1b219065d63da94911

4dae4

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a

132f

d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca4

80ac

52e28d7b608799bb3ccea41b548

d2c83

6f557f885b737261328cd77805b

d1ba7

48e73a9283d1e66494521f63d00

b0d9f

c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f

8f48

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd

979f

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb

7ca09

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d

1e75

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

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и пред-

намеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010.

Вист № 4

Всего листов 7

Метрологические и технические характеристики

№ ИИК

Наименование

объекта

Сервер

Вид

электро-

энергии

Госреестр №

3НОЛП-6

кл. т 0,5

Ктн = 6000/√3/100/√3

Зав. № 2111697;

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2

Состав измерительного канала

ТрансформаторТрансформатор напря- Счётчик электри-

токаженияческой энергии

ТОЛ-10-I

кл. т 0,5ПСЧ-4ТМ.05М

ТП УДЗКтт =300/5 кл. т 0,5S/1,0

1 ввод 6 кВ ВЛЗ-6 кВ Зав. № 62266; Зав. № 0606101215

ф. «РП 7/1 – ТП УДЗ» 50026; 50024

2121332; 2111648

Госреестр №

15128-07

Госреестр № 46738-11

36355-07

DEPO Storm

1250L2

активная

реактивная

Номер ИИК

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счет-

чик 0,5S)

Номер ИИК

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счет-

чик 1,0)

Таблица 3

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении актив-

cosφ

ной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации

, %

1(2)

изм

< I

5 %

изм

< I

20 %

изм

< I

100 %

изм

120 %

1,0- ±2,2 ±1,7 ±1,6

0,9-±2,7±1,9±1,7

0,8-±3,2±2,1±1,9

0,7-±3,8±2,4±2,1

0,5-±5,7±3,3±2,7

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реак-

cosφ

тивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации

, %

1(2)

изм

< I

5 %

изм

< I

20 %

изм

< I

100 %

изм

120 %

0,9- ±7,3 ±4,8 ±4,2

0,8-±5,6±4,1±3,8

0,7-±4,9±3,8±3,6

0,5-±4,2±3,5±3,4

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 из-

мерений

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, соответ-

ствующие 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 плюс 15 до плюс 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;

температура окружающей среды:

для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35

С;

для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

Вист № 5

Всего листов 7

6. 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;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на

аналогичные(см.п.6Примечания)утвержденныхтиповсметрологическими

характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. 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-4 ТМ.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 механически-

ми пломбами;

− наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых па-

ролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;

− организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентифи-

кацию 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:

− счетчик электроэнергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях –

не менее 113 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;

− ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений

– не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации

АИИС КУЭ типографским способом.

Вист № 6

Всего листов 7

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4

НаименованиеТипКол.

Трансформатор тока ТОЛ-10-I 3

Трансформатор напряжения 3НОЛП-6 3

Счётчик ПСЧ-4ТМ.05М 1

Коммуникатор СИКОН ТС65 1

Сервер DEPO Storm 1250L2 1

Устройство синхронизации системного времени УСВ-2 1

Источник бесперебойного питания APC Smart-UPS 1000 RM 1

GSM Модем Siemens IRZ MC35s 1

Методика поверки МП 1783/550-2013 1

Паспорт-формуляр ЭССО.411711.АИИС.152.01 ПФ 1

Поверка

осуществляетсяподокументуМП 1783/550-2013«ГСИ. Системаавтоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО

«Узловская районная электросеть» по объекту ООО «Саф-Нева» (измерительный канал «ТП

УДЗ ввод 6 кВ ВЛЗ-6 кВ ф. «РП 7/1 – ТП УДЗ»). Методика поверки», утвержденному

ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в декабре 2013 года.

Основные средства поверки:

трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003;

трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011;

Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М – по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1 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», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ

в 2009 г.;

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

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

ления 1°С.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества

электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-

измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Узловская

районная электросеть» по объекту ООО «Саф-Нева» (измерительный канал «ТП УДЗ ввод 6

кВ ВЛЗ-6 кВ ф.«РП 7/1 – ТП УДЗ»)». Свидетельство об аттестации методики (метода) измере-

ний № 0247/2013-01.00324-2011 от 26.06.2013 г.

Вист № 7

Всего листов 7

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ООО «Узловская

районная электросеть» по объекту ООО «Саф-Нева» (измерительный канал «ТП УДЗ

ввод 6 кВ ВЛЗ-6 кВ ф. «РП 7/1 – ТП УДЗ»)

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

Основные положения.

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

нические условия.

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

ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4 ГОСТ 7746-2001 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 обеспе-

чения единства измерений

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ООО «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) 33-81-51, 34-67-26

Факс: (4922) 42-44-93

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации,

метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»).

117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31

Тел.(495) 544-00-00, 668-27-40, (499) 129-19-11

Факс (499) 124-99-96

Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств из-

мерений в целях утверждения типа № 30010-10 от 15.03.2010 г.

Заместитель

Руководителя Федерального агент-

ства по техническому регулирова-

нию и метрологии________________________Ф.В. Булыгин

М.п.«____» ____________ 2014 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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