Untitled document

Приложение к свидетельству №55097

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания

Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах

города Апшеронск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Апшеронск»)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского

края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Апшеронск (АИИС

КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Апшеронск») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для

измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения,

формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

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

измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные транс-

форматоры напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной

электроэнергии ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по

ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные

цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические харак-

теристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Зав.№ 05877,

Зав.№ 05864, Зав.№ 01583, Зав.№ 01490) (далее – контроллер СИКОН С70), каналообразующую

аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1

(Зав.№ 699), УСВ-2 (Зав.№ 2259, Зав.№ 2257, Зав.№ 2258) и программное обеспечение (далее –

ПО).

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух

центров сбора и обработки информации – ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП

«Апшеронск» и ЦСОД ОАО «НЭСК».

ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Апшеронск» включает в себя сервер опроса

ИВКЭ и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-

приемника типа УСВ-1 (Зав. № 708), каналообразующую аппаратуру, технические средства для

организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации,

автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО)

«Пирамида 2000».

ЦСОД ОАО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания

локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД) АИИС

КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав.

№ 1624), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ)

и программное обеспечение (ПО).

Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

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

Лист № 2

Всего листов 11

соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные

значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям

силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные

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 полной

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 значение

вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для измерительных каналов (далее – ИК) № 1-9, 11-19 цифровой сигнал с выходов

счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров

СИКОН С70: для измерительных каналов (далее - ИК) № 1-5 на входы контроллера СИКОН

С70 (Зав. № 05877), для ИК № 6, 7 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05864), для

ИК№8,9,11навходыконтроллераСИКОНС70(Зав.№01583),для

ИК № 12-19 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01490) где осуществляется вычисление

электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение

измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний

уровень системы по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также

отображение информации по подключенным к контроллерам СИКОН С70 устройствам. Далее,

по запросу ИВК, контроллеры СИКОН С70 передают запрашиваемую информацию на верхний

уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи

интерфейса RS-485 поступает на преобразователь МОХА, после чего сигнал передаётся на

GSM-коммуникаторы, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредст-

венно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Апшеронск», где осуществляется вычисле-

ние электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измеритель-

ной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформле-

ние отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП

«Апшеронск», информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и

«журналы событий» передаются в Центр сбора и обработки данных ОАО «НЭСК» (ЦСОД ОАО

«НЭСК»).

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ

осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата

80020 и 80030 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления

результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО

ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового

рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает

уровень счетчиков, контроллеры СИКОН С70 и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами

синхронизации времени УСВ-1 и УСВ-2, синхронизирующими часы измерительных компонен-

тов системы по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника. Пределы допус-

каемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале ко-

ординированного времени UTC для УСВ-1 не более

0,5 с, для УСВ-2 не более±0,35 с.

Сервер БД, установленный в ЦСОД ОАО «НЭСК», периодически сравнивает свое системное

время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час,

коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сервер опроса ИВКЭ,

установленный в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Апшеронск», периодически срав-

нивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не

реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.

Время часов контроллеров СИКОН С70 синхронизировано со временем УСВ-1(СИКОН С70

Зав.№ 05864) и УСВ-2(СИКОН С70 Зав.№ 05877, Зав.№ 01583,Зав.№ 01490), сличе-

Лист № 3

Всего листов 11

ние ежеминутное, погрешность синхронизации не более

0,1 с. Сравнение показаний часов

счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 10) производится во время сеанса

связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении пока-

заний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 10) ±2 с, но не чаще 1

раза в сутки. Передача информации от ИВК до счетчиков электрической энергии реализована с

помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с. Погрешность ча-

сов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, контроллера СИКОН С70 и сервера отра-

жают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение време-

ни в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно

предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для

электроснабжения городских электросетей в границах города Апшеронск (АИИС КУЭ ОАО

«НЭСК» для ГТП «Апшеронск») используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят

программы, указанные в таблице 1. ПК обеспечивает защиту программного обеспечения и из-

мерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты дан-

ных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».

Алгоритм вы-

числения циф-

рового иденти-

фикатора про-

граммного обес-

печения

e55712d0b1b21

9065d63da9491

14dae4

MD5

d79874d10fc2b

156a0fdc27e1ca

480ac

MD5

52e28d7b60879

9bb3ccea41b54

8d2c83

MD5

6f557f885b737

261328cd77805

bd1ba7

MD5

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

чения

Идентифика-

программного

ционный но-

Номер версии

Наименование про-ционное на-

(идентифика-

граммного обеспе- именование

мер) программ-

обеспечения

ного обеспече-

ния

Цифровой

идентификатор

программного

обеспечения

(контрольная

сумма испол-

няемого кода)

мощности по груп-

Модуль вычисления

значений энергии и

CalcClients.dll3

b1959ff70be1eb

17c83f7b0f6d4a

132f

потерь в линиях и

пам точек учета

Модуль расчета не-

баланса энер-CalcLeakage.dll3

гии/мощности

Модуль вычисления

значений энергии

CalcLosses.dll3

трансформаторах

Общий модуль, со-

держащий функции,

используемые при

вычислениях раз-Metrology.dll3

личных значений и

проверке точности

вычислений

Модуль обработки

значений физиче-

ских величин, пере-ParseBin.dll3

даваемых в бинар-

ном протоколе

Лист № 4

Всего листов 11

чения

программного

(идентифика-

ционный но-

ния

Цифровой

(контрольная

числения циф-

рового иденти-

печения

даваемых по прото-

48e73a9283d1e

ParsePira-

mida.dll

ности данных нор-

530d9b0126f7c

личины рассинхро-

1d1e75

Идентифика-

Номер

ерсии

идентификатор

Алгоритм

вы-

Наименование про-ционное на- программного

граммного обеспе- именование

мер) программ-

обеспечения

фикатора

пр

обеспечения

ного обеспече-

ма испо

граммного обес-

няемого кода)

Модуль обработки

значений физиче-

ских

величин, пере-

ParseIEC.dll366494521f63d0MD5

колам семейства

0b0d9f

МЭК

Модуль обработки

значений физиче-c391d64271acf

ских величин, пере-ParseModbus.dll34055bb2a4d3feMD5

даваемых по прото- 1f8f48

колу Modbus

Модуль обработки

значений физиче-ecf532935ca1a3

ских величин, пере-3fd3215049af1fdMD5

даваемых по прото- 979f

колу Пирамида

Модуль формирова-

ния расчетных схем

контроля

целос

SynchroNSI.dll3dc23ecd814c4eMD5

мативно-справочной

b7ca09

информации

Модуль расчета ве-

1ea5429b261fb

низации и

значений

VerifyTime.dll30e2884f5b356aMD5

коррекции времени

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».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,

получаемой 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.

НТМИ-6

Кл.т. 0,5

6000/100

Зав. № 1037

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5

6000/100

Зав. № 1001

СИКОН

С70

Зав. №

05877

НТМИ-6

Кл.т. 0,5

6000/100

Зав. № 7173

НТМИ-6

Кл.т. 0,5

6000/100

Зав. № 3589

СИКОН

С70

Зав. №

05864

НАМИТ-10

Кл.т. 0,5

6000/100

Зав. № 0855

НАМИТ-10

Кл.т. 0,5

6000/100

Зав. № 0855

СИКОН

С70

Зав. №

01583

Лист № 5

Всего листов 11

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-го, 2-го и 3-го уровня измерительных каналов и их метрологические характе-

ристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го, 2-го и 3-го уровня ИК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Ап-

шеронск» и их основные метрологические характеристики

Метрологические

мер

Номер

схеме

(ИВКЭ)

ний натро-

греш-

ность в

точки

Измерительные компоненты

Видхарактеристики ИК

Но измере-

Наименова-

элек-

Основ-

Погреш-

ИК одноли-

ние объ

кта

ТТ ТНСчетчик

ИВК

энер-

ная по-

рабочих

нейной

гии

ность, %

условиях,

8910

Ак-

тивная± 1,3± 3,6

Реак-± 2,5± 6,0

тивная

Ак-

тивная± 1,3± 3,6

Реак-± 2,5± 6,0

тивная

Ак-

тивная± 1,3± 3,7

Реак-± 2,5± 8,1

тивная

Ак-

тивная± 1,3± 3,6

Реак-± 2,5± 6,0

тивная

Ак-

тивная± 1,3± 3,6

Реак-± 2,5± 6,0

тивная

Ак-

тивная± 1,3± 3,6

Реак-± 2,5± 6,0

тивная

Ак-

тивная± 1,3± 3,7

Реак-± 2,5± 8,1

тивная

Ак-

тивная± 1,3± 3,6

123

ПС 110/35/6

кВ «Апше-

1 1 ронская»

яч. «Г-1»

1с.ш.

ПС 110/35/6

кВ «Апше-

22ронская»

яч. «Г-5»

1с.ш.

ПС 110/35/6

кВ «Апше-

3 3 ронская»

яч. «Г-3»

1с.ш.

ПС 110/35/6

кВ «Апше-

44ронская»

яч. «Г-2»

2с.ш.

ПС 110/35/6

кВ «Апше-

5 5 ронская»

яч. «Г-4»

2с.ш.

ПС 35/6 кВ

Х-1 «Нефте-

69горская» яч.

«Ф-12»

2с.ш.

ПС 35/6 кВ

Х-1 «Нефте-

710горская» яч.

«Ф-17»

2с.ш.

ПС 110/35/6

кВ «Хады-

815женская-2»

яч. «Ф-21»

1с.ш.

ПС 110/35/6

кВ «Хады-

9 16 женская-2»

яч. «Ф-29»

1с.ш.

ТЛМ-10-2У

Кл.т. 0,5

400/5

Зав. № 3155

Зав. № 8059

ТЛМ-10-2У

Кл.т. 0,5

300/5

Зав. № 2951

Зав. № 2271

ТОЛ-10-1-7 У2

Кл.т. 0,5S

600/5

Зав. № 25398

Зав. № 39907

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5

300/5

Зав. № 4350

Зав. № 2А2С

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

400/5

Зав. № 7420

Зав. № 3812

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5

200/5

Зав. № 38110

Зав. № 1108

ТПЛ-10-М-1 У2

Кл.т. 0,5S

200/5

Зав. № 6408

Зав. № 4784

ТЛК-10-5У3

Кл.т. 0,5

300/5

Зав. № 16866

Зав. № 16856

ТЛК-10-5У3

Кл.т. 0,5

200/5

Зав. № 14902

Зав. № 14954

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. №

0104083549

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. №

0109068201

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. №

0104082133

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. №

0104083526

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. №

0104083643

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. №

0120072518

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. №

0120071931

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. №

0120071728

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. №

0120071749

Реак-± 2,5± 6,0

тивная

Ак-

тивная± 1,3± 3,6

Реак-± 2,5± 6,0

тивная

ТП-24/01

―

СЭТ-

4ТМ.03.09

0,5S/1,0

Зав. №

0101073169

НАМИТ-10

Кл.т. 0,5

6000/100

Зав. № 0855

СИКОН

С70

Зав. №

01583

ПС 35/6 кВ

«Заводская»

яч. «ЗВ-1»

1с.ш.

ПС 35/6 кВ

«Заводская»

яч. «ЗВ-3»

1с.ш.

ПС 35/6 кВ

«Заводская»

яч. «ЗВ-5»

1с.ш.

ПС 35/6 кВ

«Заводская»

яч. «ЗВ-9»

1с.ш.

ПС 35/6 кВ

«Заводская»

яч. «ЗВ-11»

1с.ш.

НТМИ-6

Кл.т. 0,5

6000/100

Зав. № УУЕР

ПС 35/6 кВ

«Заводская»

яч. «ЗВ-2»

2с.ш.

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. №

0104082666

ПС 35/6 кВ

«Заводская»

яч. «ЗВ-4»

2с.ш.

ПС 35/6 кВ

«Заводская»

яч. «ЗВ-6»

2с.ш.

НТМИ-6

Кл.т. 0,5

6000/100

Зав. № 2947

СИКОН

С70

Зав. №

01490

Лист № 6

Всего листов 11

Продолжение Таблицы 2

8910

1031

HP ProLi-

ant

DL380G4

зав. №

GB8640P

70L

Ак-

тивная± 1,0± 3,6

Реак-± 2,1± 8,1

тивная

1134

ПС 110/35/6

кВ «Хады-

женская-2»

яч. «Ф-25»

2с.ш.

Ак-

тивная± 1,3± 3,6

1236

Реак-± 2,5± 6,0

тивная

Ак-

тивная± 1,3± 3,7

1337

Реак-± 2,5± 8,1

тивная

Ак-

тивная± 1,3± 3,7

1438

Реак-± 2,5± 8,1

тивная

Ак-

тивная± 1,3± 3,6

1539

Реак-± 2,5± 6,0

тивная

Ак-

тивная± 1,3± 3,6

1640

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. №

0120071761

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. №

0104080716

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. №

0104082090

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. №

0104082672

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. №

0104082680

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. №

0104081846

Реак-± 2,5± 6,0

тивная

Ак-

тивная± 1,3± 3,7

Реак-± 2,5± 8,1

тивная

1741

Ак-

тивная± 1,3± 3,6

Реак-± 2,5± 6,0

тивная

1842

Ак-

тивная± 1,3± 3,7

1943

ТШП-0,66 У3

Кл.т. 0,5S

400/5

Зав. № 8116593

Зав. № 8116600

Зав. № 8114925

ТЛК-10-6У3

Кл.т. 0,5

200/5

Зав. № 0044

Зав. № 4501

ТПЛ-10-М-1 У2

Кл.т. 0,5S

75/5

Зав. № 4638

Зав. № 4669

ТОЛ-10-1-7 У2

Кл.т. 0,5S

200/5

Зав. № 24187

Зав. № 24348

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

300/5

Зав. № 28455

Зав. № 28587

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

150/5

Зав. № 54017

Зав. № 53994

ТПЛ-10-М-1 У2

Кл.т. 0,5S

75/5

Зав. № 2616

Зав. № 2617

ТПЛМ-10

Кл.т. 0,5

50/5

Зав. № 28749

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5

50/5

Зав. № 35119

ТОЛ-10-1-7 У2

Кл.т. 0,5S

300/5

Зав. № 28350

Зав. № 30374

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

200/5

Зав. № 28927

Зав. № 4771

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. №

0104082281

СЭТ-

4ТМ.03.01

0,5S/1,0

Зав. №

0104081895

Реак-± 2,5± 8,1

тивная

Ак-

тивная± 1,3± 3,6

Реак-± 2,5± 6,0

тивная

Лист № 7

Всего листов 11

Примечания:

1Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовой).

2В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы

интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4Нормальные условия эксплуатации:

параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1) Uн; ток (0,05 – 1,2) Iн; cos

= 0,9инд.; ча-

стота (50 ± 0,2) Гц;

температура окружающей среды: (20±5) °С.

5Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн1; диапазон силы

первичного тока (0,02(0,05) – 1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0(0,6 – 0,87);

частота (50 ± 0,5) Гц;

температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 50°С;

относительная влажность воздуха не более 98 % при 35 °С;

атмосферное давление от 84,0 кПа до 106,7 кПа.

Для электросчетчиков:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн2; диапазон силы

вторичного тока (0,01 – 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0 (0,6 –

0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 60°С;

относительная влажность воздуха не более 90 % при 30 °С;

атмосферное давление от 84,0 кПа до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

температура окружающего воздуха от плюс 10°С до плюс 30°С;

относительная влажность воздуха не более 80 % при 20 °С;

атмосферное давление от 84,0 кПа до 106,7 кПа.

6Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% Iном cos

= 0,8 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус

15°С до плюс 35°С.

7Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторовисчетчиковна

аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в таблице 2. Допускается замена контроллеров СИКОН С70, УСВ-1 и УСВ-2 на

однотипные утвержденноготипа. Заменаоформляетсяактомв установленномна

ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» порядке. Акт хранится

совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный

информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

контроллер сетевой индустриальный «СИКОН С70» - среднее время наработки на

отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности

tв = 2 часа;

Лист № 8

Всего листов 11

устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не

менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

устройство синхронизации времени УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не

менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 113 060 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера и контроллеров СИКОН С70 с

помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-

даваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью элек-

тронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

журнал счётчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике;

журнал контроллера СИКОН С70:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и контроллере СИКОН С70;

пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчётчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

контроллера СИКОН С70;

сервера;

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, па-

раметрировании:

электросчетчика;

контроллера СИКОН С70;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

электросчетчиках (функция автоматизирована);

контроллерах СИКОН С70 (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;

Лист № 9

Всего листов 11

контроллер СИКОН С70 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по ка-

ждому каналу - 35 суток; сохранение информации при отключении питания – 10 лет;

сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не ме-

нее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной

документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого

учётаэлектроэнергии(АИИС КУЭ)ОАО «Независимая энергосбытоваякомпания

Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города

Апшеронск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Апшеронск») типографским способом.

Комплектность средства измерений

Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Тип

ТЛМ-10

ТОЛ-10-1

ТВЛМ-10

№ Госреестра

2473-69

15128-07

1856-63

Количество

ТПЛ-10

1276-59

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформаторы тока

Трансформаторы тока измерительные

Трансформаторы тока проходные с

литой изоляцией

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

ТПЛ-10-М

ТЛК-10

ТШП-0,66

ТПЛМ-10

НТМИ-6

22192-07

9143-01

37610-08

2363-68

831-53

НТМИ-6-66

НАМИТ-10

2611-70 1

16687-02 1

СЭТ-4ТМ.03

27524-0419

Трансформаторы напряжения

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Контроллеры сетевые индустриальные

Устройство синхронизации времени

Методика поверки

Формуляр

Руководство по эксплуатации

СИКОН С70

УСВ-1

УСВ-2

—

28822-05 4

28716-05 3

41681-09 3

— 1

Поверка

осуществляется по документу МП 57361-14 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энерго-

сбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в гра-

ницах города Апшеронск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Апшеронск»). Методика повер-

ки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2014 г.

Лист № 10

Всего листов 11

Перечень основных средств поверки:

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

ры тока. Методика поверки»;

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

форматоры напряжения. Методика поверки»;

по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без

отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключе-

ния цепей. Методика выполнения измерений»;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу методика поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1,

являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ, ут-

вержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 10.09.2004 г.;

контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С70 - по документу «Контролле-

ры сетевые индустриальные СИКОН 70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1»,

утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 17.01.2005 г.;

устройства синхронизации системного времени УСВ-1 – по документу «Устрой-

ство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», ут-

вержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 15.12.2004г.;

устройства синхронизации системного времени УСВ-2 – по документу «Устрой-

ство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 273.00.001И1», утвер-

жденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 12.05.2010г.;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис-

темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств из-

мерений № 27008-04;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи-

ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

термогигрометрCENTER(мод.314):диапазонизмеренийтемпературы

от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности

от 10 до 100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с

использованием АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского

края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Апшеронск (АИИС

КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Апшеронск»)», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об

аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-

тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

(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.

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

измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Лист № 11

Всего листов 11

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

Закрытое акционерное общество «ЭнергоПромСервис»

(ЗАО «ЭнергоПромСервис»)

Юридический адрес: 620062, г. Екатеринбург, проспект Ленина, 101/2, офис 300.

Почтовый адрес: 620137, г. Екатеринбург, а/я 99.

Тел.: (343) 220-78-20

Факс: (343) 220-78-22

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Энергостандарт»

(ООО «Энергостандарт»)

Юридический адрес: 123056 г. Москва, ул. Большая Грузинская, д. 42

Тел.: 8(495) 640-96-09

E-mail:

info@en-st.ru

Испытательный центр

Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-

исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

Тел./факс: (495)437-55-77/ 437-556-66

E-mail:

office@vniims.ru

www.vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в це-

лях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В. Булыгин

М.п.«____»_____________2014 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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