Приложение к свидетельству № 54678
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Северного
Кавказа» - «Ставропольэнерго»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» -
«Ставропольэнерго» (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной
и реактивной электроэнергии и мощности, а также для автоматизированного сбора,
обработки, хранения и отображения информации, 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 выполняет следующие функции:
−
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
−
измерение активной и реактивной электрической мощности усреднённой на 30-
минутных интервалах времени;
−
измерение календарного времени и интервалов времени;
−
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных
к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с за-
данной дискретностью учёта (30 мин.);
−
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз дан-
ных) и от несанкционированного доступа;
−
передача накопленных данных в информационные системы организаций-
участников оптового рынка электроэнергии;
−
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от не-
санкционированного 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).
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным
управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ имеет следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя из-
мерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, напряжения (ТН) по
ГОСТ 1983-2001; счётчики активной и реактивной электрической энергии трёхфазные
СЕ 304 по ГОСТ Р 52320-2005, ГОСТ Р52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005, установленные на
объекте, указанном в таблице 2.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 (УСПД), устройство
синхронизациивремениУСВ-2итехническиесредстваприёма-передачиданных
(каналообразующая аппаратура).
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) Светлоградского
производственного отделения филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» -
Лист № 2
Всего листов 9
«Ставропольэнерго», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, ИВК «ИКМ
Пирамида», устройство синхронизации времени УСВ-1, автоматизированные рабочие места
персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
4-й уровень – информационно-вычислительный комплекс управления филиала ОАО
«МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго», включающий в себя каналообразующую
аппаратуру, ИВК «ИКМ Пирамида», сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство
синхронизации времени УСВ-1, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и
программное обеспечение (ПО).
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям
связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии.
В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются шестиканальным
аналого-цифровым преобразователем (АЦП) в цифровой сигнал, поступающий через
последовательный синхронный интерфейс в микроконтроллер (МК). МК производит расчет
среднеквадратических значений токов и напряжений, активной, реактивной, полной
мощности и энергии, а также углов сдвига фазы и частоты.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает в
контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70, где осуществляется сбор, обработка и
хранение информации. Для передачи накопленных данных на уровень ИВК АИИС КУЭ
используются каналы передачи данных стандарта GSM с использованием стационарных
терминалов сотовой связи.
На верхнем уровне системы осуществляется автоматический сбор данных, их хранение,
формирование справочных и отчётных документов, а также передача накопленных данных в
ОАО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в соответствии с установленным
регламентом. Передача информации осуществляется по выделенному каналу передачи
данных через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя
электросчетчики,контроллерсетевойиндустриальныйСИКОНС70,устройство
синхронизации времени УСВ-2, ИВК «ИКМ Пирамида», устройство синхронизации времени
УСВ-1. СОЕВ обеспечивает ведение единого времени в АИИС КУЭ путем автоматической
синхронизации (коррекции) времени всех средств измерений, влияющих на процесс
измерения электроэнергии. УСВ-1 установлены на ИВК Светлоградского производственного
отделения филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго» и на ИВК
управления филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго». УСВ-1
принимает сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования
GPS и с периодичностью один раз в 3 минуты синхронизирует время ИВК «ИКМ Пирамида»
с точностью не хуже ± 1 мс. Автоматическая коррекция времени сервера ИВК 4 уровня
обеспечивается от ИВК «ИКМ Пирамида» с периодичностью один раз в 30 минут и
точностью не хуже ± 1 мс. На уровне ИВКЭ ПС «Рагули» установлено и подключено к
контроллеру СИКОН С70 устройство синхронизации времени УСВ-2. УСВ-2 принимает
сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования GPS и с
периодичностью один раз в 3 минуты синхронизирует время контроллера с точностью не
хуже ± 1 мс. Коррекция времени электросчетчиков осуществляется от контроллера
автоматически при обнаружении рассогласования времени счетчика и контроллера более чем
на ± 2 с при очередном сеансе опроса. Ход часов компонентов системы не превышает
± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», имеющее структуру автономного ПО
и состоящее из нескольких основных программных компонентов (модулей). Программный
комплекс выполняет функции сбора и обработки данных, контроль их достоверности,
Идентификаци-
онное наимено-
тификаци-
онный но-
няемого кода)
программного обес-
печения
Лист № 3
Всего листов 9
веденияточноговремени,атакжепредоставляетвозможностьотображенияи
редактирования данных.
В ПО «Пирамида 2000» реализовано разделение ПО с выделением метрологически
значимой части. Файлы метрологически значимой части и идентификационные данные
приведены в таблице 1.
Таблица 1
Номер вер-
сии (иден-
Алгоритм вычисле-
Цифровой идентификатор программного ния цифрового
вание программ-мер) про-
обеспечения (контрольная сумма испол-идентификатоpа
ного обеспечения граммного
обеспече-
ния
CalcClients.dll 3 е55712d0b1b219065d63da949114dae4 MD5
CalcLeakage.dll 3 b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f MD5
CalcLosses.dll 3 d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac MD5
Metrology.dll 3 52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 MD5
ParseBin.dll 3 6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 MD5
ParseIEC.dll 3 48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f MD5
ParseModbus.dll 3 c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 MD5
ParsePiramida.dll 3 ecf532935cala3fd3 215049af1fd979f MD5
SynchroNSI.dll 3 530d9b0126f7cdc2 3ecd814c4eb7ca09 MD5
VerifyTime.dll 3 1еа5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 MD5
Пределыдопускаемойдополнительнойабсолютнойпогрешностиизмерений
электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации,
поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню
«С» (по МИ 3286-2010).
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) системы приведён в таблице 2.
Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерениях активной и реак-
тивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в
таблице 3.
Лист № 4
Всего листов 9
Состав измерительного канала
110000/ 3 В;
U
ном. осн. втор.обм.
=
100/ 3 В, КТ = 0,2
Зав. № 8016, 8014,
8015
Госреестр 24218-08
Отдача/Приём
Актив/Реактив
ИК № 39
110000/ 3 В;
U
ном. осн. втор.обм.
=
100/ 3 В, КТ = 0,2
Зав.№ 7647, 7645,
8017
Госреестр 24218-08
ИВК 3 уровня:
УСВ-1,
Госреестр 28716-05
Зав. № 672;
ИВК «ИКМ Пирамида»
Зав. № 230.
Отдача/Приём
Актив/Реактив
Таблица 2
Номер точки
измерений
и наименование
измерительного
каналаТТ
ТНСчётчик
Вид
электроэнергии
УСПД
СОЕВ
ИВК
7
ИК № 38
12
ВЛ 110 кВ
ПС
НПС-3-
ПС
Рагули
3
ТВГ-110
I
ном. перв.
= 600 А;
I
ном. втор.
= 5 А
КТ = 0,2S
Зав. №
4553-12, 4554-12,
4555-12
Госреестр
22440-07
4
НАМИ-110 УХЛ1
U
ном. перв.обм.
=
ЭВ М-2
ПС
Рагули
ТВГ-110
I
ном. перв.
= 600 А;
I
ном. втор.
= 5 А
КТ = 0,2S
Зав.№
5512-11, 5513-11,
5511-11
Госреестр
22440-07
НАМИ-110 УХЛ1
U
ном. перв.обм.
=
5
СЕ 304
КТ = 0,2S/0,5
U = 3×57,7/100 В,
I = 5(10) А,
Rс = 10000
имп/кВт·ч,
Зав. №
009154063000022
Госреестр
31424-07
СЕ 304
КТ = 0,5S/1,0
U = 3×57,7/100 В,
I = 5(10) А,
Rс = 10000
имп/кВт·ч,
Зав. №
009156051000014
Госреестр
31424-07
6
ИВКЭ:
СИКОН С70
Госреестр 28822-05
Зав. № 06757;
УСВ-2,
Госреестр 41681-10
Зав. № 2788.
ИВК 4 уровня:
УСВ-1,
Госреестр 28716-05
Зав. № 671;
ИВК «ИКМ Пирамида»
Зав. № 227
Лист № 5
Всего листов 9
Коэффициент
мощности
Таблица 3
Границы относительной погрешности измерений электрической энергии,
%,
с вероятностью 0,95
W
5(10) %
£
W
изм
<
W
20 %
W
20%
£
W
изм
<
W
100 %
W
100 %
£
W
изм
£
W
120 %
ИК
Номер
Наименование ИК
12
ВЛ-110 кВ
38ПС НПС-3 – ПС Ра-
гули
39ЭВ М-2 ПС Рагули
актив.реакт.актив.реакт.актив.реакт.
34 5 6 7 8 9
соs φ = 1,0 (sin φ = 0)±0,6–±0,5–±0,5–
соs φ = 0,8 (sin φ = 0,6)±0,8 ±1,6±0,7 ±1,5±0,7 ±1,5
соs φ = 0,5 (sin φ = 0,9)±1,2 ±1,2±1,1 ±1,2±1,1 ±1,2
соs φ = 1,0 (sin φ = 0)±1,0–±1,0–±1,0–
соs φ = 0,8 (sin φ = 0,6)±1,3 ±2,1±1,3 ±2,1±1,3 ±2,1
соs φ = 0,5 (sin φ = 0,9)±1,7 ±1,9±1,6 ±1,8±1,6 ±1,8
Примечания:
1. Для расчета значений W
5 %
, W
20 %
, W
100 %
, W
120 %
электрической энергии использованы соответствующие значения силы тока,
составляющие 5, 20, 100, 120 % номинального первичного тока применяемого в ИК трансформатора тока.
2. Нижняя граница диапазона силы тока, в пределах которого установлены границы погрешности при соs φ = 0,8 (0,5), составляет 10 %
номинального первичного тока ТТ.
3. Нормальные условия:
-
параметры сети: напряжение – (0,98 – 1,02)·U
ном
, сила тока – (1 – 1,2) I
ном
, коэффициент мощности cos
j
= 1,0, частота – (50
±
0,2) Гц;
-
температура окружающей среды (20
±
5)
°
С.
4. Рабочие условия:
-
параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1)U
ном
, сила тока (0,01 – 1,2) I
ном
, 0,5
инд
.
£
cos
j £
0,8
емк
;
-
температура окружающей среды: для измерительных трансформаторов от минус 45 до + 50 °С; для счетчиков от минус 40 до + 55 °С.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с
метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке на
предприятии. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Лист № 6
Всего листов 9
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
-
счетчики активной и реактивной электрической энергии трёхфазные СЕ 304 –
среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 часов, среднее время восстановления
работоспособности t
в
– не более 2 ч;
-
УСВ-1, УСВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 часов,
среднее время восстановления работоспособности t
в
= 0,5 ч;
-
СИКОН С70 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 часов, среднее
время восстановления работоспособности t
в
= 0,5 ч;
-
ИВК «ИКМ Пирамида» – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности t
в
– не более 2 ч,
коэффициент готовности – не менее 0,99;
-
сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 часов, среднее
время восстановления работоспособности t
в
= 1 ч, коэффициент готовности – 0,99.
Надежность системных решений:
-
резервирование питания контроллера сетевого индустриального с помощью
источника бесперебойного питания и устройства АВР;
-
наличие системы диагностирования неисправностей АИИС КУЭ;
-
восстановление информации в аварийных ситуациях.
Вжурналахсобытийсчетчикаиконтроллерасетевогоиндустриального
фиксируются факты:
-
журнал счётчика;
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счётчике;
-
журнал контроллера сетевого индустриального:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение УСПД;
Защищенность применяемых компонентов:
-
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
-промежуточныхклеммниковвторичныхцепейизмерительных
трансформаторов;
- испытательной коробки;
- контроллера сетевого индустриального;
- сервера;
-
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
- пароль на счетчике;
- пароль на контроллер сетевой индустриальный;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
-
электросчетчиках (функция автоматизирована);
Лист № 7
Всего листов 9
-
контроллере сетевом индустриальном (функция автоматизирована);
-
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
-
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
измерений: 30 мин (функция автоматизирована);
-
сбора информации: 1 раз в сутки (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
электросчетчик СЕ 304 – данные о потреблении электроэнергии накопленные по
тарифам за сутки – не менее 45 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;
-
контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 – суточные данные о
потреблении электроэнергии по каждому каналу учёта за сутки – не менее 3 месяцев;
потребление электроэнергии по каждому каналу учёта за месяц – не менее 3 лет; при
отключении питания – не менее 20 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 АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
КомплектностьАИИСКУЭфилиалаОАО«МРСКСеверногоКавказа»-
«Ставропольэнерго» представлена в таблице 4.
СЕ 304
2
ВЛСТ 230.00.000
2
Таблица 4
Обозначение изделия
1
ТВГ-110
НАМИ-110 УХЛ1
Кол-во
3
6
6
УСВ-2
ВЛСТ 220.00.000
УСВ-1
Siemens MC-35i
HN7000S
APC Back-UPS CS 500VA
APC Smart-UPS 2200VA
1
1
2
3
2
1
2
HP DL380G4
Наименование изделия
2
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Cчётчики активной и реактивной электрической
энергии трёхфазные
Устройство синхронизации времени
Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70
Устройство синхронизации времени
GSM-модем
Спутниковый модем HUGHES
ИБП
ИБП
Информационно-вычислительный комплекс
«ИКМ-Пирамида»
Сервер
1
Лист № 8
Всего листов 9
МП Ф МРСК - СЭ
СИМ 41-01-2011
коммерческого учета электроэнергии
Филиала ОАО
1
ВЛСТ 150.00.000 РЭ
1
–
1
–
1
ЕАВР.411711.027 ФО
Эксплуатационная документация
«
Системаавтоматизированнаяинформационно-
измерительная коммерческого учета электрической
энергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Северно-
го Кавказа» - «Ставропольэнерго. Методика поверки»
Паспорт-формуляр1
Инструкция по эксплуатации автоматизированной
информационно-измерительной
системы
«МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго»
Система информационно-измерительная контроля и
учета энергопотребления «Пирамида».
Руководство по эксплуатации
Информационно-измерительная система контроля и
учета энергопотребления «Пирамида».
Пирамида 2000 АРМ (Базовый АРМ).
Руководство пользователя
Информационно-измерительная система контроля и
учета энергопотребления «Пирамида».
Пирамида 2000 СЕРВЕР.
Руководство пользователя
Поверка
осуществляется по документу МП Ф МРСК - СЭ
«
Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ)
филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго.
Методика поверки
»,
утверждённому ГЦИ СИ ФБУ «Ставропольский ЦСМ» в декабре 2013 г.
Средства поверки – по методикам поверки на измерительные компоненты:
−
измерительных трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
−
измерительных трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ.
Трансформаторы тока. Методика поверки»;
−
счётчиков электрической энергии СЕ 304 – в соответствии с документом
«Счётчики активной и реактивной электрической энергии трёхфазные СЕ 304. Методика
поверки», ИНЕС.411152.064 Д1;
−
контроллера СИКОН С70 – в соответствии с документом «Контроллеры сетевые
индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», ВЛСТ 220.00.000 И1;
−
устройства синхронизации времени УСВ-1 – в соответствии с документом
«Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки», ВЛСТ 221.00.000 МП;
−
устройства синхронизации времени УСВ-2 – в соответствии с документом
«Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», ВЛСТ 237.00.001 И1;
−
ИВК«ИКМ-Пирамида»–всоответствиисдокументом«Комплексы
информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки»,
ВЛСТ 230.00.000 И1.
Сведения о методиках (методах) измерений
«ГСИ. Количество электрической энергии. Методика измерений с использованием
автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета
Лист № 9 Trial
листов 9
электроэнергии–АИИСКУЭфилиалаОАО«МРСКСеверногоКавказа»–
«Ставропольэнерго». Методика аттестована службой главного метролога ОАО «Концерн
Энергомера»; аттестат аккредитации № 01.00217-2011 от 16 марта 2011 г.; свидетельство об
аттестации методики измерений № 007/01.00217-2013 от 27.12.2013 г.
Нормативные документы устанавливающие требования к системе автоматизирован-
ной, информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС
КУЭ) АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
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
технические условия».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Полное наименование: Закрытое акционерное общество «Электротехнические заводы
«Энергомера»
Краткое наименование: ЗАО «Энергомера»
Юридический и почтовый адрес: 355029, г. Ставрополь, ул. Ленина, 415.
Тел.: (8652) 35-75-27
Факс: (8652) 56-44-17
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Федеральное бюджетное учрежде-
ние
«
Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в
Ставропольском крае
»
Юридический и почтовый адрес: 355035, г. Ставрополь, ул. Доваторцев, 7-А,
тел/факс: (8652) 35-76-19
E-mail:
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
М.п.«_____»__________2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.