Приложение к свидетельству № 57587
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 16
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт»
Третья очередь
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» Третья очередь (далее
– АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для
осуществленияавтоматизированногокоммерческогоучетаиконтроляпотребления
электроэнергии и мощности по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров
электропотребления, формирования отчетных документов, передачи информации в центр
сбора и обработки информации ОАО «Татэнергосбыт»и другим заинтересованным
организациям в согласованных форматах.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую систему с централизованным
управлением и распределенной функцией измерения и включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включают в себя
измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ),
многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по
тексту – счетчики), измерительные каналы (ИК), вторичные измерительные цепи и
технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) «Сикон С1» (Госреестр №15236-
03) и «Сикон С70» (Госреестр №28716-05», технические средства приема-передачи данных,
каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень – В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном
исполнении) «ИКМ-Пирамида» (Госреестр №45270-10); технические средства приёма-
передачи данных (каналообразующая аппаратура); устройство синхронизации системного
времени типа УСВ-2; технические средства для организации функционирования локальной
вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства
обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей. ИВК предназначен для
автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики
состояния средств измерений, отправки/приема информации о результатах измерений и
состояниях средств измерений в виде макетов XML форматах по электронной почте от других
участников (другим участникам) ОРЭМ, подготовки отчетов и передачи их различным
пользователям.
В ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивается автоматическая синхронизация времени
встроенных часов во всех средствах измерений, подключенных к ИВК «ИКМ-Пирамида»,
входящих в измерительный канал, с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ).
СОЕВ АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» охватывает уровень счетчиков электрической
энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Ведение системы единого времени
(измерениевремени,синхронизациявремени,коррекциявремени),возможность
автоматической синхронизации по сигналам проверки времени обеспечена подключением к
ИВК устройства синхронизации времени УСВ-2. Сличение времени ИВК, УСПД и счетчиков
осуществляется один раз в сутки. Коррекция системного времени производится не реже
Лист № 2
Всего листов16
одного раза в сутки, при достижении расхождения времени ИВК , УСПД и счетчиков +/- 2 с.
Погрешность системного времени не превышает +/- 5 с.
Также уровень ИВК АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» производит прием данных об
измерениях 30-минутных приращений количества активной и реактивной электроэнергии по
измерительным каналам АИИС КУЭ, данные с которых передаются по договору
информационного обмена в АИИСКУЭ ОАО «Татэнергосбыт» (в виде XML – файла),
перечень приведен в таблице 1.
РТП №124/23, СШ-1 6кВ,
яч.107 ПС Нижнекамская ОАО
«СЗМН»
РТП №124/23, СШ-1 6кВ,
яч.207 ОАО «СЗМН» ПС
Узловая
РТП №124/23, СШ-1 6кВ,
яч.210 ОАО «СЗМН» ПС
Узловая
ИК, входящие в состав АИИСКУЭ, данные с которых передаются по договору
информационного обмена в АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт».
Таблица 1
Наименование объекта учетаНомер госреестра описания типа АИИС и номер точки
(измерительного канала)учета.
Системаавтоматизированнаяинформационная-
РТП №124/23, СШ-1 6 кВизмерительная коммерческогоучета электроэнергиии
яч.108 ОАО «РЖД» ст.Тунгуча(мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-
ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 13
Системаавтоматизированнаяинформационная-
РТП №124/23, СШ-1 6 кВ,измерительная коммерческогоучета электроэнергиии
яч.106 ОАО «СВТНП»(мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-
ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 6
Системаавтоматизированнаяинформационная-
РТП №124/23, СШ-1 6 кВ,измерительная коммерческогоучета электроэнергиии
яч.109 ОАО «СВТНП»(мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-
ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 7
Системаавтоматизированнаяинформационная-
измерительная коммерческогоучета электроэнергиии
(мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-
ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 10
Системаавтоматизированнаяинформационная-
РТП №124/23, СШ-1 6кВ,измерительная коммерческогоучета электроэнергиии
яч.208 ОАО «РЖД» ст.Тунгуча(мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-
ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 14
Системаавтоматизированнаяинформационная-
РТП №124/23, СШ-1 6кВ,измерительная коммерческогоучета электроэнергиии
яч.206 ОАО «СВТНП»(мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-
ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 8
Системаавтоматизированнаяинформационная-
РТП №124/23, СШ-1 6кВ,измерительная коммерческогоучета электроэнергиии
яч.209 ОАО «СВТНП»(мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-
ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 9
Системаавтоматизированнаяинформационная-
измерительная коммерческогоучета электроэнергиии
(мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-
ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 11
Системаавтоматизированнаяинформационная-
измерительная коммерческогоучета электроэнергиии
(мощности) АИИСКУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-
ЭНЕРГОСБЫТ» № Гос. реестра 56200-14 ИК № 12
Лист № 3
Всего листов16
ПС Агрыз-Т фидер № 6.
ПС Агрыз-Т фидер № 69
ГМ Елабуга, ТП-475, Ввод Т 1.
ГМ Елабуга, ТП-475, Ввод Т 2.
Заинская ГРЭС, ОРУ 110 кВ.,
ОВВ 110 кВ.
Заинская ГРЭС, ОРУ 110 кВ.,
СШ-1 110 кВ., яч. 16 ВЛ-110
кВ. Заинская ГРЭС-Танеко.
Продолжение таблицы 1
Системаавтоматизированнаяинформационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС
КУЭ) тяговой подстанции "Агрыз" ОАО "Российские
Железные Дороги" № Гос.р. 33365-06
Системаавтоматизированнаяинформационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС
КУЭ) тяговой подстанции "Агрыз" ОАО "Российские
Железные Дороги" № Гос.р. 33365-06
Системаавтоматизированнаяинформационно-
измерительная коммерческого учета электрической энергии
(мощности) АИИС КУЭ ООО "Тандер". № Гос.р. 47516-11
ИК 48
Системаавтоматизированнаяинформационно-
измерительная коммерческого учета электрической энергии
(мощности) АИИС КУЭ ООО "Тандер". № Гос.р. 47516-11
ИК 49
Системаавтоматизированнаяинформационная-
измерительная коммерческогоучета электроэнергиии
(мощности) АИИСКУЭОАО «Генерирущая компания»
Заинская ГРЭС № Гос. реестра 57754-13 ИК № 32
Системаавтоматизированнаяинформационная-
измерительная коммерческогоучета электроэнергиии
(мощности) АИИСКУЭОАО «Генерирущая компания»
Заинская ГРЭС № Гос. реестра 57754-13 ИК № 33
номер
ИК, входящие в состав не автоматизированных систем учета, данные с которых
передаются по договору информационного обмена в АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт».
Таблица 2
Порядковый
Наименование точки измерения
1РП-2 (6 кВ), V с.ш., яч.57
2РП-2 (6 кВ), III с.ш., яч.39
3РП-2 (6 кВ), IV с.ш., яч.20
4РП-1 (6 кВ), IV с.ш., яч.8
5РП-1 (6 кВ), I с.ш., яч.56
6РП-1 (6 кВ), I с.ш., яч.54
7РП-1 (6 кВ), IV с.ш., яч.16
8ГПП-2 (110/10 кВ), ОРУ-110/10 кВ, ШМ №1 (10 кВ)
9ГПП-2 (110/10 кВ), ОРУ-110/10 кВ, ШМ №2 (10 кВ)
10II зона, ГПП-2 (110/6 кВ), ЗРУ-6 кВ, V с.ш., яч.117
11Корпус АИК-24, ввод от ТП-33 (6/0,4 кВ), I с.ш. (0,4 кВ), ф.4/2
12Корпус АИК-24, ввод от ТП-33 (6/0,4 кВ), II с.ш. (0,4 кВ), ф.7/2
13Корпус АИК-24, ввод от ТП-25 (6/0,4 кВ), I с.ш. (0,4 кВ), ф.2
14Корпус АИК-24, ввод от ТП-33 (6/0,4 кВ), I с.ш. (0,4 кВ), ф.3/1
15ТП-34 (6/0,4 кВ), I с.ш. (0,4 кВ), ф.3/1
16ТП-34 (6/0,4 кВ), II с.ш. (0,4 кВ), ф.8/3
Лист № 4
Всего листов16
47
48
17
18
19
Продолжение таблицы 2
ТП-33 (6/0,4 кВ), а №1, Кл-0,4 кВ «ТП-33 ОАО «НКШ»- ООО
«Камшинтранс»»
ООО «РРТ-Озерки Нижнекамск», ВРУ-1 (0,4 кВ), Кл-0,4 кВ №1 ООО
«РРТ-Озерки Нижнекамск - АЗС 45 ООО «Автодорсторй»
ООО «РРТ-Озерки Нижнекамск», ВРУ-1 (0,4 кВ), Кл-0,4 кВ №2 ООО
«РРТ-Озерки Нижнекамск - АЗС 45 ООО «Автодорсторй»
20ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р1
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
49
50
51
52
ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р2
ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р3
ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р4
ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р5
ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р6
ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р7
ТП-105 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р8
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р1
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р2
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р3
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р4
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р5
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р6
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р7
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, I с.ш., Р8
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р9
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р10
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р11
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р12
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р13
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р14
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р15
ТП-100 (10/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, II с.ш., Р16
ТП-85 (10/0,4 кВ),III с.ш., ф.1/5
Отпайка от ВЛ-10 кВ на КТП 250 кВА ООО «Кама-Ласт»
Корпус №78 ОАО «Нижнекамскшина», ШР (0,4 кВ), А-9
Отпайка от ВЛ-10 кВ «яч.22 РРП-6-ТП-100, 106» на опоре №3 в сторону
КТП-250 кВА
ВРУ-1 ПЧ-57, ЩУЭ, ШР-2 (0,4 кВ), гр.1, Отходящий кабель к ВРУ-0,4 кВ
АЗС №444
ВРУ-0,4 кВ Поликлиники, ввод от ТП-34 (6/0,4 кВ), II с.ш. (0,4 кВ), ф.8/2
ВРУ-0,4 кВ Поликлиники, ввод от ТП-34 (6/0,4 кВ), II с.ш. (0,4 кВ), ф.8/2
РП-4 (6 кВ), II с.ш., ф.57
РП-4 (6 кВ), IV с.ш., ф.2а
ОписаниеметрологическихитехническиххарактеристикИИК,покоторым
производятся коммерческие расчеты на ОРЭМ, приведены в таблице 4 и 5.
АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» обеспечивает измерение следующих основных
параметров энергопотребления:
активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам
Лист № 5
Всего листов16
учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая
прием и отдачу электроэнергии;
средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы
времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной и реактивнойэлектроэнергиивавтоматическом
режиме фиксируются в энергонезависимой базе данных электросчетчиков, УСПД и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках, УСПД
и ИВК хранится служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета,
регистрация различныхсобытий, данные о корректировках параметров,данные о
работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация
может по запросу пользователя передаваться на АРМ и другим участникам ОРЭМ.
В АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» измерения и передача данных на верхний уровень
происходит следующим образом. Первичные токи и напряжения трансформируются
измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по
проводным линиям связи (вторичным измерительным цепям) поступают на соответствующие
входы электронных счетчиков электрической энергии. В счетчиках мгновенные значения
аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и
напряжения электрического тока в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные
значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за
этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной
мощности. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов
трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за
период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов
времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Всеэлектросчетчикиобеспечиваютведениеастрономическогокалендаря,с
возможностью коррекции текущего времени с верхнего уровня. Точность хода часов +/- 3 сек.
Измерительнаяинформациясохраняетсявэнергонезависимойпамяти
электросчетчиков.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает по
запросу или в автоматическом режиме на входы УСПД где осуществляется хранение
измерительнойинформации,еедальнейшаяобработка,вчастностивычисление
электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и
передача накопленных данных по различным каналам связи (выделенным, GSM, КСПД и др.)
на верхний уровень системы (ИВК). УСПД обеспечивают ведение астрономического
календаря, с возможностью коррекции текущего времени с верхнего уровня. Точность хода
часов +/- 1 сек.
На верхнем- третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка
измерительнойинформации,формированиеихранениепоступающейинформации,
оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах
АРМ и передача/прием информации в организации – участники оптового рынка
электроэнергии осуществляется от ИВК «ИКМ-Пирамида» через интернет провайдера.
Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими
характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных
ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Информация от смежных участников
оптового рынка электроэнергии по измерениям передается в ИВК посредством электронной
почты в согласованных заранее форматах (макетах типа 80020, 80040) и в дальнейшем
используется при формировании отчетных данных с помощью ПО «Пирамида» при условии,
что смежные системы АИИС КУЭ соответствуют всем требованиям, предъявляемым к
Лист № 6
Всего листов16
информационно измерительным системам, которые могут использоваться для коммерческих
расчетов на ОРЭМ. Каждой такой точке измерения присваивается свой индивидуальный
номер, который позволяет однозначно идентифицировать соответствующую точку измерений
ииспользоватьполученнуюинформациюдляобработки,храненииипередачи
заинтересованным пользователям АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт».
Для непосредственного подключения через оптический порт к отдельным счетчикам (в
случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного
компьютера типа NoteBook с установленным программным обеспечением «Конфигуратор
СЭТ-4ТМ» и устройством сопряжения оптического УСО-2 ИЛГШ.468351.008 ТУ с
последующей передачей данных на АРМ ИВК «ИКМ-Пирамида».
Всеосновныетехническиекомпоненты,используемыеАИИСКУЭОАО
«Татэнергосбыт», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном
реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные
средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным
техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных,
получаемых от основных технических компонентов.
В качестве сервера базы данных используется IBM PC совместимый компьютер в
серверном исполнении и каналообразующей аппаратурой.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
измерение активной и реактивной электроэнергии нарастающим итогом;
периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с задан-
ной дискретностью учета (30 мин);
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени показаний счетчиков электрической энергии;
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 и розничного
рынков электроэнергии;
обеспечение защиты оборудования,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 (коррекция времени);
передача журналов событий счетчиков и УСПД.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выпол-
няет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические ха-
рактеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения
единства измерений используется единое календарное время.
Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы
внутренними таймерами устройств, входящих в систему (счетчики, УСПД, ИКМ, СБД).
Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации
таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2. Коррекция времени в УСВ-2
происходит от GPS-приемника.
Сервер синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-2. Синхро-
низация времени сервера происходит с периодичностью один раз в час, коррекция времени
сервера с временем УСВ-2 осуществляется независимо от расхождении с временем УСВ-2, тем
Лист № 7
Всего листов16
самым вИВКобеспечиваетсяведение всемирного временис погрешностью,не
превосходящей ±1 с.
Сличение времени УСПД с временем сервера происходит при каждом сеансе связи, но
не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени более ±1,0 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Программное обеспечение
Выполнение всех интеллектуальных функций ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивает
прикладное программное обеспечение (ПО «Пирамида -2000»), которое внесено в Госреестр в
составе ИВК «ИКМ-Пирамида» №45270-10.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной
электроэнергии, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи
измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «ИКМ-
Пирамида» и определяются классом точности применяемых трансформаторов тока,
напряжения и электросчетчиков (кл. точности 0,2S; 0,5; 0,5S).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в
ИВК «ИКМ-Пирамида», получаемой за счет математической обработки измерительной
информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного
(учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ
ОАО «Татэнергосбыт», приведены в таблице 3.
Программное обеспечение (далее ПО) «Пирамида 2000» состоит из двух частей:
ПО «Пирамида 2000. Сервер» является серверной частью ПО «Пирамида 2000».
Работает под управление операционной системы Windows на базе Microsoft SQL Server 2008.
Выполняет функции:
- обеспечение сбора данных с различных интеллектуальных устройств по различным
каналам и протоколам связи;
- ведение точного времени в системе;
- расчеты по собранным данным различных учетных показателей;
- контроль собранных и рассчитанных данных на достоверность;
- подготовка данных для отображения на автоматизированных рабочих местах (АРМ)
диспетчеров и операторов комплекса;
- отслеживание состояния системы и регистрация возникающих в ней событий;
- автоматическое формирование и рассылка отчетов для внешних систем;
- обеспечение СОЕВ;
- взаимодействие с другими системами.
ПО «Пирамида 2000. АРМ» является клиентской частью ПО «Пирамида 2000».
Работает под управление операционной системы Windows. Выполняет функции:
- подключение к базе данных и сервисам ПО «Пирамида 2000. Сервер»
- отображение и редактирование данных, собранных (рассчитанных) ПО «Пирамида
2000»;
- формирование отчетов.
Лист № 8
Всего листов16
Наиме
новани
е ПО
Цифровой идентификатор
ПО (контрольная сумма
исполняемого кода)
Версия 10
ПО «Пирамида 2000»
Таблица 3
Наименование№
программного модуля вер-
(идентификационное сии
наименование ПО) ПО
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
ПО
12
модуль, объединяющий
драйвера счетчиков
драйвер работы с БД
345
7F25C98597E4995B240CF MD5
0FF56873DE2
85E2ACEF6EC2C930F63E
B84844C0FCB9
DD16064F13B19F8EDFF9
A4291DFEFAC2
2992E9C7FD70E017BDA7
05FFA05234BE
07D2FA4F827B2FBA012A
FAA5C3A9C527
894B8C21B66F4B6BCBB5
52E8CD8FB269
3030E2CD1386B8FB67288
C44A5AB9EA8
9A06CB388647A145ACB4
5397E92771AD
C191B0EED242C1D8DD3
FAACBF1B94244
EC3102DC0C4994700519C
D66FD51FFED
драйвер работы с
макетами форматов
800х0
драйвер работы с
СОЕВ
драйвера кэширования
и опроса данных
контроллеров и
счетчиков СЭТ-4ТМ
драйвера кэширования
и опроса данных
контроллеров и
счетчиков СЭТ-4ТМ,
Меркурий-230
Метрологически
значимые модули
1295D3022B6DC99C497A
4C9F1FFE6402
6A0D33E2287A5E5507EB
ACEEEA6861D5
A63BC946C9D0244FB639
E760ADDA0D81
52E28D7B608799BB3CCE
A41B548D2C83
6F557F885B737261328CD
77805BD1BA7
48E73A9283D1E66494521
F63D00B0D9F
ECF532935CA1A3FD3215
049AF1FD979F
1EA5429B261FB0E2884F5
B356A1D1E75
Лист № 9
Всего листов16
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений
согласно МИ 3286-2010 соответствует уровню С.
Метрологические и технические характеристики
Таблица 4
Параметр
1
Пределы допускаемых значений относительной
погрешности измерения электрической энергии.
Параметры питающей сети
переменного тока: Напряжение, В
частота, Гц
Значение
2
Значения пределов допус-
каемых погрешностей при-
ведены в таблице 3
220± 22 50
± 1
от -20 до +55 от
-40 до +50
Температурный диапазон окружающей
среды для: - счетчиков электрической
энергии, °С – трансформаторов тока и
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки
счетчиков, не более, мТл
0,5
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой,25-100
подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %0,25
Первичные номинальные напряжения, кВ
Первичные номинальные токи, кА
220; 110; 6; 0,4
3;1; 0,8; 0,4;
100
1;5
13
30
±5
Номинальное вторичное напряжение, В
Номинальный вторичный ток, А
Количество точек учета (ИИК) шт.
Интервал задания границ тарифных зон, минут
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода
часов, не более, секунд в сутки
Средний срок службы системы, лет
15
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические
характеристики приведены в Таблице 5.
Лист № 10
Всего листов16
Состав измерительного канала
ТТ
УСПД
Вид
измеряемо
й энергии
активная
реактивная
п\ст
"Нижнекамская"
(220/110/35/10 кВ),
ОРУ-110 кВ, яч. 5
4
п\ст
"Нижнекамская"
(220/110/35/10 кВ),
ОРУ-110 кВ, яч. 19
СЭТ 4ТМ 03М
КТ 0,2s/0,5
Госреестр №
36697-08
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» и их основные метрологические характеристики
Таблица 5
№Наименование
п/п объекта
ТНСчетчик
7
Метрологические
характеристики ИК
основная погрешнос
погрешнть в
ость, % рабочих
условиях,
%
89
12
1 ПС «Заводская»
(220/110/6) ВЛ-220
кВ. «Заводская-
Танеко»
3
TG-145
КТ 0,2S
Ктт=1000/1
Госреестр № 30489-09
45
НКФ-220-58У1СЭТ-4ТМ.03.16
КТ 0,5 КТ 0,2s/0,5
Ктт= 220000/100Госреестр
Госреестр № 1382-60 № 36697-08
6
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
±1,2±1,4
±2,9±3,9
2
ПС
«Нижнекамская»
(220/110/10)
ВЛ-110 кВ.
«Нижнекамская-
Танеко»
TG-145
КТ 0,2S
Ктт=1000/1
Госреестр № 30489-09
НАМИ-110-УХЛ1
КТ 0,2
Ктт= 110000/100
Госреестр № 24218-
03
СЭТ-4ТМ.03.16
КТ 0,2s/0,5
Госреестр
№ 36697-08
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
активная±0,8±0,8
реактивная±1,4±1,5
3
ТВ-110
КТ 0,2
Ктт=1000/1
Госреестр № 20644-03
НКФ-110-57У1 КТ
0,2 Ктт= 110000/100
Госреестр
№ 24218-03
СЭТ 4ТМ 03М
КТ 0,2s/0,5
Госреестр №
36697-08
СИКОН С70
Госреестр №
28822-05
±1,2±1,4
активная
реактивная±2,9±3,9
ТВ-110
КТ 0,2
Ктт=1000/1
Госреестр № trial-03
НКФ-110-57У1 КТ
0,2 Ктт= 110000/100
Госреестр
№ 24218-03
активная
±1,0±1,1
реактивная
±1,9±2,2
Лист № 11
Всего листов16
ПС «КБК»
(110/6) ф-17
ПС «КБК»
(110/6) ф-53
ПС «КБК»
(110/6) ф-18
ПС «КБК»
(110/6) ф-54
ПС «КБК»
(110/6) ф-8
Продолжение таблицы 5
3
TG-245
КТ 0,2S
Ктт=1000/1
Госреестр № 15651-96
4
НКФ-220—58У1 КТ
0,5 Ктт= 220000/100
Госреестр
№ 14626-00
5
СЭТ 4ТМ 03М
КТ 0,2s/0,5
Госреестр
№ 36697-08
6
СИКОН С1
Госреестр
№ 15236-03
789
активная ±1,0 ±1,0
реактивная±1,2±1,2
12
5 ПС «Узловая»
(220/110/35/6)
ВЛ-220 кВ.
«Узловая-
Танеко»
6
ТШЛ-10
КТ 0,5 S
Ктт=3000/5
Госреестр № 6811-78
НТМИ-6
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-49
СИКОН С 70
Госреестр №
28822-05
активная±1,5±1,6
реактивная±2,7±3,0
7
ТШЛ-10
КТ 0,5 S
Ктт=3000/5
Госреестр № 6811-78
СИКОН С 70
Госреестр №
28822-05
активная±1,5±1,6
реактивная±2,7±3,0
8
ТШЛ-10
КТ 0,5 S
Ктт=3000/5
Госреестр № 6811-78
НАМИ-10
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр №
11094-
87
НТМИ-6
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-49
СИКОН С 70
Госреестр №
28822-05
активная±1,2±1,6
реактивная±2,8±3,0
9
ТШЛ-10
КТ 0,5 S
Ктт=3000/5
Госреестр № 6811-78
НТМИ-6
КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-49
СИКОН С 70
Госреестр №
28822-05
активная±1,5±1,6
реактивная±2,7±3,0
10
ТЛК-10-6 (5) КТ 0,5
Ктт=800/5
Госреестр № 9143-01
НТМИ-6 КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-49
Меркурий
230ART2-00
КТ 0,5s/1,0
Госреестр №
23345-07
Меркурий
230ART2-00
КТ 0,5s/1,0
Госреестр №
23345-07
Меркурий
230ART2-00
КТ 0,5s/1,0
Госреестр №
23345-07
Меркурий
230ART2-00
КТ 0,5s/1,0
Госреестр №
23345-07
СЭТ 4ТМ 03.01
КТ 0,5s/1,0
Госреестр №
27524-04
СИКОН С 70
Госреестр №
28822-05
активная±1,6±1,8
реактивная±3,1±4,2
Лист № 12
Всего листов16
ПС «КБК»
(110/6) ф-19
Продолжение таблицы 5
11
ТЛК-10-6 (5) КТ 0,5
Ктт=800/5
Госреестр № 9143-01
НТМИ-6 КТ 0,5
Ктт= 6000/100
Госреестр № 380-49
СЭТ 4ТМ 03.01
КТ 0,5s/1,0
Госреестр №
27524-04
СИКОН С 70
Госреестр №
28822-05
активная±1,6±1,8
реактивная±3,1±4,2
12
ПС «КБК»
(110/6) ТСН-1
ГЩУ пан.51
ТК-0,66 (5) КТ 0,5
Ктт=400/5
Госреестр № 1407-60
-СЭТ 4ТМ 02.02
КТ 0,5/0,5
Госреестр №
20175-01
СИКОН С 70
Госреестр №
28822-05
активная±1,6±1,8
реактивная±2,8±3,8
13
ПС «КБК»
(110/6) ТСН-2
ГЩУ пан.51
ТК-0,66 (5) КТ 0,5
Ктт=400/5
Госреестр № 1407-60
-СЭТ 4ТМ 02.02
КТ 0,5/0,5
Госреестр №
20175-01
СИКОН С 70
Госреестр №
28822-05
активная±1,6±1,8
реактивная±2,8±3,8
Лист № 13
Всего листов16
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, со-
ответствующие вероятности 0,95.
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжениеот 0,98·U
HOM
до1,02 ·U
HOM
;
•сила тока от I
ном
до 1,2· I
ном
, cos
φ
=0,9 инд;
• температура окружающей среды (20 ± 5) °С;
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
•напряжение питающей сети от 0,9· U
HOM
до 1,1 ·U
HOM
; •
сила тока от 0,05· I
ном
до 1,2 ·I
ном
для ИИК 1-13;
•температура окружающей среды:
-
для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °С до 60°С;
-
для счетчиков электроэнергии Меркурий 230 от минус 40°С до 55°С;
-
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
-
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
-
для сервера от 10 до 40°С
-
для УСПД от минус 10 °С до 40°С
6.ТрансформаторытокапоГОСТ7746-2001,трансформаторынапряженияпо
ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной
электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7.Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 5. Допускается замена компонентов системы на однотипные
утвержденного типа. 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 СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не
менее 140000 часов;
·счетчик электроэнергии Меркурий 230 – среднее время наработки на отказ не менее
150000 часов;
·УСВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
·УСПД (СИКОН С70) – среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
·ИКМ «Пирамида» – среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
·для счетчика Тв ≤ 7 сут;
· для УСПД Тв ≤ 24 ч;
· для сервера Тв ≤ 1 ч;
·для компьютера АРМ Тв ≤ 1 ч.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
·клеммники вторичных trial измерительных трансформаторов имеют устройства
для пломбирования;
·панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механи-
ческими пломбами;
·наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых
паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
·организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает
Лист № 14
Всего листов16
идентификацию 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);
·УСПД (функция автоматизирована);
·сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
·счетчикэлектроэнергии–тридцатиминутныйпрофильнагрузкивдвух
направлениях – не менее 85 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 - не
менее 45 суток; при отключении питания – не менее 5 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.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6.
№
НаименованиеТип
п/п
Количество, шт.
123
1Трансформатор тока
TG-145
2Трансформатор тока
ТВ-110
3Трансформатор тока
TG-245
4Трансформатор тока
ТШЛ-10
5Трансформатор тока
ТЛК-10-6 (5)
6Трансформатор тока
ТК-0,66 (5)
7Трансформатор напряжения
НКФ-220-58У1
8Трансформатор напряжения
НАМИ-110-УХЛ1
9Трансформатор напряжения
НКФ-110-57У1
10 Трансформатор напряжения
НТМИ-6
11 Трансформатор напряжения
НАМИ-10
12 Счётчик электрической энергииМеркурий 230
13 Счётчик электрической энергииСЭТ-4ТМ.03
14 Счётчик электрической энергииСЭТ-4ТМ.03М
15 Устройство сбора и передачи данныхСИКОН С70
16 Устройство сбора и передачи данныхСИКОН С1
17 Устройство синхронизации времениУСВ-2
18 Информационно-вычислительный комплекс ИКМ-"Пирамида"
19 Программное обеспечение"Пирамида 2000"
20 Методика поверкиТЭС 055.215.00.03.00 МП
4
6
6
3
12
6
6
2
1
2
1
1
4
4
5
4
1
1
1
1
1
Лист № 15
Всего листов16
Продолжение таблицы 6.
12
21 Методика измерений
22Формуляр
23 Руководство по эксплуатации
34
ТЭС 055.215.00.03.00 МИ1
ТЭС 055.215.00.03.00 ФО1
ТЭС 055.215.00.03.00 РЭ1
Поверка
Поверка осуществляется по документу ТЭС 055.215.00.03.00 МП «ГСИ. Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической
энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» Третья очередь. Методика поверки»,
утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «ЦСМ Татарстан» в сентябре 2014 г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
-ТТ – по ГОСТ 8.217-2003;
-ТН – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
-СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с
ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
-Меркурий 230 по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1,
согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2007 г.;
-СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с
ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
-ИКМ «Пирамида» - по методике ВЛСТ 230.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ
ВНИИМС в 2010 г.;
- УСПД СИКОН С1 – по методике поверки «ВЛСТ 166.00.000 И1», утвержденной
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г;
-УСПД СИКОН С70 – по методике поверки «ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденной
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г;
-УСВ-2 – по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП
ВНИИФТРИ в 2009 г.;
-Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис-
темы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
-Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счет-
чиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до 50°С, цена
деления 1°С.
Сведения о методиках (методах) измерений
Сведения о методике измерений изложены в документе «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности)
АИИСКУЭОАО«Татэнергосбыт»Третьяочередь.Методикаизмерений»ТЭС
055.215.00.03.00 МИ.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектрическойэнергии
(мощности) АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» Третья очередь
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения.
Лист № 16
Всего листов16
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные 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 обес-
печения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО «ЭнергоСервисСпец».
Юридический адрес: : 420030, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Казань, ул.
Большая, д. 80.
Trial местонахождения: 420030, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Казань,
ул. Большая, д. 80
Тел.: (843) 5127836,
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «ЦСМ Татарстан».
(ГЦИ СИ ФБУ «ЦМС Татарстан»)
Юридический адрес: 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, 24
тел./факс: (843) 291-08-33
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «ЦМС Татарстан» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № 30065-09 от 06.11.2009 г.
Заместитель Руководителя Федерального
агентства по техническому регулированию
и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____»_____________2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.