Untitled document

Приложение к свидетельству №55470

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-

та электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марац-

ци», г. Орёл) (АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци»,

г. Орёл))

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци», г. Орёл) (АИ-

ИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци», г. Орёл)) (далее по тексту – АИИС

КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора,

обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информа-

ции.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя

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

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

реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по

ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по

ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи

данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС

КУЭ приведены в таблице 2.

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

включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325L (далее – УСПД),

устройство синхронизации системного времени УССВ и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя

сервер trial и баз данных (далее – сервер), каналообразующую аппаратуру, технические

средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к

информации, радиосервер точного времени РСТВ-01, автоматизированные рабочие места

персонала (АРМ) и программный комплекс (ПК) «Энергосфера».

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

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными 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 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.

Лист № 2

Всего листов 9

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее

значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения

30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на

преобразователи интерфейсов, после чего сигнал передаётся по основному каналу связи,

организованному на базе волоконно-оптической линии связи, или резервному каналу сотовой

связи стандарта GSM на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии

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

информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а

также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее, по запросу

ИВК, УСПД передаёт запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым

каналам связи стандарта GSM.

На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измеритель-

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

ние отчетных документов. Передача информации в ПАК ОАО «АТС» и другие смежные субъ-

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

формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления ре-

зультатов 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 trial систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает

уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена радиосервером точного времени РСТВ-01,

принимающим эталонные сигналы частоты и времени, передаваемые радиостанцией РБУ, и

устройством синхронизации системного времени УССВ, синхронизирующим часы измеритель-

ных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Ча-

сы сервера синхронизированы с РСТВ-01, коррекция часов сервера осуществляется при расхо-

ждении ± 2 с. Погрешность синхронизации не более ± 0,5 с. Часы УСПД синхронизированы с

часами УССВ, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±1 с. Погреш-

ность хода внутренних часов УСПД не более ±2 с. Синхронизация часов счетчиков с часами

УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка

часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД

±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата,

часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах кор-

ректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий кор-

ректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера», в состав которого входят программы,

указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и

измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты

данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПК «Энергосфера».

Лист № 3

Всего листов 9

MD5

Архив

MD5

Инсталлятор

MD5

Сервер опроса

MD5

Идентификацион-

ное наименование

программного

обеспечения

(идентифика-

ционный но-

мер) про-

граммного

Алгоритм вы-

числения циф-

рового иденти-

фикатора про-

граммного

обеспечения

ных

8CBDA1D69154D0E0

Таблица 1 — Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

Номер версии

Цифровой идентифи-

Наименование катор программного

программного обеспечения (кон-

обеспечениятрольная сумма ис-

обеспечения

полняемого кода)

Оперативный

контроль дан-AlarmSvc.exe6.5

E8E560E5E956C

Анализатор

485

Spy485.exe6.5

CA4324C24F2C212D4

F81171F5F437B19

АРМ Энерго-

сфера

ControlAge.exe6.5

C289D8709BD193AA4

5254CBB46017FD0

Archive.exe6.5

8DD7DF147901B8139

1FB5EF16767A2EF

Импорт из

Excel

Dts.exe6.5

F16E7F7DDBFBB718F

C932AAF54C60F4D

Install.exe6.5

6587C6B1C570C2BD1

366BBFE60B23D98

Консоль адми-

нистратора

Adcenter.exe6.5

5F9E099D15DFD8AFF

FD3284CEC513914

Локальный

АРМ

ControlAge.exe6.5

C289D8709BD193AA4

5254CBB46017FD0

Менеджер

программ

SmartRun.exe6.5

F73916AF2BE4E52661

3EFAF4DC8F9D93

Редактор рас-

четных схем

AdmTool.exe6.5

BA2923515A44B43A6

669A4321B7C1DCC

Ручной ввод

данных

HandInput.exe6.5

20712A0E4AD6E4CB9

14C98AEE38C9DE8

PSO.exe6.5

C0B074D1B6F20F028

C8816D9748F8211

Тоннелепрок-

ладчик

TunnelEcom.exe6.5

3027CF475F05007FF4

3C79C053805399

Центр импор-

та/экспорта

expimp.exe6.5

74E422896723B31723

AADEA7EEFD986F

Электрокол-

лектор

ECollect.exe6.5

489554F96E8E1FA2FB

30FECB4CA01859

Комплекс программно-технический измерительный «ЭКОМ», включающий в себя про-

граммный комплекс (ПК) «Энергосфера», внесен в Госреестр № 19542-05.

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,

получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от

счетчиков, составляют 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

Лист № 4

Всего листов 9

измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков элек-

трической энергии и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические харак-

теристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

ПС 110/10 кВ

«Велор»,

ОРУ-110 кВ,

1 с.ш. 110 кВ

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0808090731

ПС 110/10 кВ

«Велор»,

ОРУ-110 кВ,

2 с.ш. 110 кВ

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0812110908

2РУ-10 кВ,

2 с.ш. 10 кВ,

яч. 24

НАМИ-10-95 УХЛ2

Кл.т. 0,5

10000/100

Зав. № 830

RTU-325L

Зав.

№ 005101

Метрологические

точки

рений-

на од-

ноли-

Вид

Основ-

ная по-

греш-

Состав1-гои2-гоуровнейизмерительныхканалов иихметрологические

характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт»

(ООО «Керама Марацци», г. Орёл) и их основные метрологические характеристики

Номер

Измерительные компоненты

характеристики ИК

изме-

Наименова- элек- Погреш-

ние точки Счетчик тро- ность в

измерений ТТ ТН электрической ИВКЭ энер- рабочих

нейной

энергии

гии

ность, %

словиях,

схеме

8910

Ак-

тивная± 1,3± 3,3

Реак-± 2,5± 5,7

тивная

НКФ-110-II-ХЛ1

Кл.т. 0,5

110000:√3/100:√3

Зав. № 3326

Зав. № 3329

Зав. № 3294

НКФ-110-II-У1

Кл.т. 0,2

110000:√3/100:√3

Зав. № 8065

Зав. № 8064

Зав. № 8066

Ак-

тивная± 1,1± 3,3

Реак-± 2,2± 5,7

тивная

ТФЗМ-110Б-IV-У1

Кл.т. 0,5

300/5

Зав. № 12109

Зав. № 12108

Зав. № 12110

ТФЗМ-110Б-IV-У1

Кл.т. 0,5

750/5

Зав. № 17041

Зав. № 17039

Зав. № 17040

ТОЛ-10

Кл.т. 0,5

600/5

Зав. № 11211

Зав. № 11242

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Зав. №

0808090753

Ак-

тивная± 1,3± 3,3

Реак-± 2,5± 5,7

тивная

Примечания:

1Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (30 минут).

2В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы

интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4Нормальные условия эксплуатации:

параметры сети: напряжение (0,99 – 1,01) Uн; ток (1,0 – 1,2) Iн; cos

= 0,9инд.; ча-

стота (50 ± 0,15) Гц;

температура окружающей среды: (23±2) °С.

5Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

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

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

(0,5 – 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

Лист № 5

Всего листов 9

температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 40 °С;

относительная влажность воздуха не более 100 % при плюс 25 °С;

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

Для счетчиков электрической энергии:

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

зон силы вторичного тока (0,01 – 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности

cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0 (0,5 – 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

температура окружающего воздуха для счётчиков от минус 40 °С до плюс

60 °С;

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

атмосферное давление от 70,0 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 минус 10 °С до плюс 55 °С;

относительная влажность воздуха не более 95 % при плюс 30 °С;

атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.

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

= 0,8 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до

плюс 40 °С.

7Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторовисчетчиковна

аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД, УССВ и РСТВ-01 на однотипные

утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Мосэнергосбыт»

(ООО «Керама Марацци») порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа

АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8Всеизмерительныекомпонентысистемыутвержденыивнесеныв

Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

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

Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

устройство сбора и передачи данных RTU-325L - среднее время наработки на от-

каз не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

устройство синхронизации системного времени УССВ – среднее время наработки

на отказ не менее Т = 74 500 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

радиосервер точного времени РСТВ-01 – среднее время наработки на отказ не ме-

нее Т = 55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

сервер– среднее время наработки на отказ не менее Т = 256554 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 часа.

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни-

ка 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;

Лист № 6

Всего листов 9

коррекции времени в счетчике;

журнал УСПД:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и УСПД;

пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

УСПД;

сервера;

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

ровании:

счетчика электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях не менее 35 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;

УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по

каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу – 35

сут; 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

учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци», г. Орёл)

(АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци», г. Орёл)) типографским

способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В

комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства

измерений.

Лист № 7

Всего листов 9

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонентаТит компонента

Количество

№

Госреестра

26422-04

26422-06

38395-08

26452-04

26452-06

20186-05

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

Трансформаторы токаТФЗМ-110Б-IV

Трансформаторы тока ТОЛ-10

Трансформаторы напряженияНКФ-110

Трансформаторы напряжения НАМИ-10-95УХЛ2

Счетчики электрической энергии

многофункциональные

Устройства сбора и передачи данныхRTU-325L

Устройства синхронизации системного времени УССВ-2

Радиосервер точного времени РСТВ-01

Сервер с программным комплексом «Энергосфера»

Автоматизированное рабочее место —

Методика поверки —

Формуляр —

Руководство по эксплуатации —

37288-08

54074-13

40586-09

—

Поверка

осуществляется по документу МП 57699-14 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт»

(ООО «Керама Марацци», г. Орёл) (АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама

Марацци», г. Орёл)). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2014 г.

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 электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с методикой

поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к Руководству по эксплуатации

ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

04 декабря 2007 г.;

устройства сбора и передачи данных RTU-325L – в соответствии с документом

«Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯ-

ИМ.466.453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

устройства синхронизации системного времени УССВ – в соответствии с доку-

ментом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного

времени УССВ-2. Методика поверки», утверждённому руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-

Москва» 17 мая 2013 г.

радиосервера точного времени РСТВ-01 – в соответствии с документом «Радио-

сервер точного времени РСТВ-01. Руководство по эксплуатации» ПЮЯИ.468212.039РЭ,

раздел 5 «Методика поверки», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» 22.01.09 г.

Лист № 8

Всего листов 9

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global PositioningSystem (GPS), номер в Государственном реестре средствизмерений № 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;

термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до +

60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дис-

кретность 0,1%.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с

использованием АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци», г. Орёл)»,

аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци», г. Орёл)

(АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци», г. Орёл))

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

технические условия.

ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

Основные положения.

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

Общество с ограниченной ответственностью «Техносоюз»

(ООО «Техносоюз»)

Юридический адрес: 105122, г. Москва, Щёлковское шоссе, д. 9

Почтовый адрес: 115114, г. Москва, ул. Дербеневская, д. 1, строение 2

Тел.: 8 (495) 640-96-09

Факс: 8 (495) 640-96-06

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Энергостандарт»

(ООО «Энергостандарт»)

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