Untitled document

Приложение к свидетельству № 59376

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Резилюкс-Волга»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Резилюкс-Волга» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для

измерения активной и реактивной электрической энергии, времени и интервалов времени.

Область применения АИИС КУЭ ООО «Резилюкс-Волга» - автоматизированный

коммерческий учет и контроль потребления электроэнергии по точкам поставки на оптовом

рынкеэлектрической энергии и мощности (ОРЭМ), а также регистрация параметров

электропотребления, формирование отчетных документов и передача информации в

ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках

согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с

централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - включает измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ),

измерительные трансформаторы напряжения (далее – ТН), счетчики активной и реактивной

электроэнергии, вторичные электрические цепи.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК) АИИС КУЭ на

базе программного обеспечения «Пирамида 2000» (далее – ПО «Пирамида 2000»), сервер с

базойданныхАИИСКУЭ,устройствосинхронизациисистемноговремени,

автоматизированные рабочие места персонала (далее – АРМ), технические средства для

организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации,

технические средства приема-передачи данных.

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 преобразуют в цифровой сигнал. По

мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика

вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной

мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по

времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее

значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Счетчики передают информацию по линиям связи на сервер (ИВК) АИИС КУЭ

ООО «РУСЭНЕРГО». На сервер данные со счетчиков поступают по основному и резервному

каналу сотовой связи (существующая сеть мобильной связи стандарта GSM).

Вычисление величин энергопотребления и мощности по точкам поставки с учетом

коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения и корректировки

показаний счетчиков электроэнергии на величину потерь в электрических сетях производится с

помощью программного обеспечения на сервере.

Способом сбора информации является прямой опрос счетчиков электроэнергии

сервером ИВК. Сбор информации от счетчиков осуществляется по каналам связи сервером

ИВК.Управлениесбороминформацииосуществляетсяприпомощипрограммного

Лист № 2

Всего листов 8

обеспечения, которое функционирует на сервере ИВК.

В сервере ИВК осуществляется хранение, обработка и предоставление на АРМ по

локальной сети предприятия собранной информации, а также дальнейшая ретрансляция по

существующим каналам связи в заинтересованные организации.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), которая

формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройство синхронизации времени

УСВ-1 (Госреестр № 28716-05, зав. № 1509) на основе приемника сигналов точного времени от

спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сравнение показаний часов УСВ-1

и сервера АИИС КУЭ осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСВ-1 и сервера

АИИС КУЭ осуществляется вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-1

и сервера АИИС КУЭ.

Сравнение показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ осуществляется при

каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и сервера

АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ

на величину более чем ± 2 с.

СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже

± 5,0 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты)

коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и

корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Результаты измерений и информация о состоянии средств измерений (журналах

событий), подписанные электронно-цифровой подписью (ЭЦП), передаются с сервера в

ОАО «АТС» в виде электронных документов, сформированных посредством расширяемого

языка разметки (Extensible Markup Language - XML) 80020 версии 2 и 80030 версии 1

соответственно.

Результаты измерений и информация о состоянии средств измерений без ЭЦП

аналогично передаются в ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО "Пирамида 2000", в состав которого входят

программные модули, указанные в таблице 1. ПО "Пирамида 2000" обеспечивает защиту

программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами

доступа.Средствомзащитыданныхприпередачеявляетсякодированиеданных,

обеспечиваемое программными средствами ПО "Пирамида 2000".

Наименов

ание

файла

Номер

версии ПО

Алгоритм

вычисления

цифрового

иденти-

фикатора ПО

ПО

«Пирамида

2000»

Метрологический

модуль

Metrology

.dll

Не ниже

Версия 3.0

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Наименование

программного

Наименова-модуля

ние ПО (идентифика-

ционное

наименование ПО)

Цифровой

идентификато

р ПО

(контрольная

сумма

исполняемого

кода)

52e28d7b6087

99bb3ccea41b5MD5

48d2c83

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,указанные в таблице 2

нормированы с учетом ПО.

Защитапрограммногообеспеченияобеспечиваетсяприменениемэлектронной

цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Уровень защиты – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 8

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2

Состав 1-го уровня

Вид СИ,

класс точности ,

коэффициент

трансформации,

№ Госреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской

номер

ТТ

·К

ТН

·К

СЧ

Наименование

измеряемой величины

Вид энергии

Основная

Погрешность

ИК, ± %

Погрешность ИК

в рабочих

условиях

эксплуатации, ± %

ТТ

ТН

АУСК

ТП №673

РУ-6 кВ, I с.ш., яч. 3

Счетчик

Кт = 0,5S/1

Ксч = 1

№ trial-12

СЭТ-4ТМ.03М.01

0811140928

1200

Энергия активная, W

Энергия реактивная, W

Таблица 2 – Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК

Метрологические

характеристики

Номер ИК

Наименование

объекта учета,

диспетчерское

наименование

присоединения

78910

3753

3409

Кт = 0,5

Ктт = 100/5

№ 1276-59

Кт = 0,5

Ктн = 6000/100

№ 2611-70

АТПЛ-10

В -

СТПЛ-10

ВНТМИ-6-66

Активная1,35,7

Реактивная2,54,2

Лист № 4

Всего листов 8

ТТ

ТН

7537

ТП №673

РУ-6 кВ, II с.ш., яч. 8

Счетчик

Кт = 0,5S/1

Ксч = 1

№ 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М.01

0811140719

1200

Энергия активная, W

Энергия реактивная, W

5,7

Счетчик

Кт = 0,5S/1

Ксч = 1

№ 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М.01

0811140349

3600

Энергия активная, W

Энергия реактивная, W

5,7

Счетчик

Кт = 0,5S/1

Ксч = 1

№ 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М.01

0811141075

3600

Энергия активная, W

Энергия реактивная, W

Окончание таблицы 2

78910

3403

3203

Кт = 0,5

Ктт = 100/5

№ 1276-59

Кт = 0,5

Ктн = 6000/100

№ 2611-70

АТПЛ-10

В -

СТПЛ-10

ВНТМИ-6-66

Реактивная2,5

Активная1,3

4,2

ТТ

ТН

АТПОЛ-10

В -

СТПОЛ-10

А ЗНОЛ.06-6

В ЗНОЛ.06-6

С ЗНОЛ.06-6

4187

21759

1003329

1003345

1003389

Кт = 0,5

Ктт = 300/5

№ 1261-08

Кт = 0,5

Ктн = 6000/100

№ 3344-04

ТП № 483

РУ-6 кВ, I с.ш., яч. 4

Реактивная2,5

Активная1,3

4,2

ТТ

ТН

АТОЛ-10-I-2

В -

СТОЛ-10-I-2

АЗНОЛ.06-6

ВЗНОЛ.06-6

СЗНОЛ.06-6

2952

2959

1003347

1003348

1003349

Кт = 0,5

Ктт = 300/5

№ 15128-07

Кт = 0,5

Ктн = 6000/100

№ 3344-04

ТП № 483

РУ-6 кВ, II с.ш., яч. 8

Активная1,35,7

Реактивная2,54,2

Лист № 5

Всего листов 8

Примечания:

1. В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± δ %»

приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной

вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87), токе ТТ, равном 5 % от Iном и температуре

окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 40 ˚С до 60˚С.

2. Нормальные условия:

− параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;

− параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)Uн; диапазон силы тока (1,0 -

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

− температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 45°С до 45°С; счетчиков: в

части активной энергии (23±2) ˚С, в части реактивной энергии (23±2) ˚С;

− относительная влажность воздуха (70±5) %;

− атмосферное давление (100±4) кПа.

3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

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

первичного тока (0,01 (0,02) - 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 45 °С до 45 °С;

− относительная влажность воздуха (70±5) %;

− атмосферное давление (100±4) 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 60 ˚С;

− относительная влажность воздуха (40-60) %;

− атмосферное давление (100±4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

− температура окружающего воздуха от 15 °С до 30 °С;

− относительная влажность воздуха (70±5) %;

− атмосферное давление (100±4) кПа

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в

Таблице 2, Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с

настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

− счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М – не

менее 165 000 часов; среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

− устройство синхронизации времени - среднее время наработки на отказ не менее

35 000 часов; среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

− сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 256554 ч., среднее время

восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

ВАИИСКУЭООО«Резилюкс-Волга»используютсяследующиевиды

резервирования:

− резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

− предусмотрена возможность автономного считывания информации со счетчиков

Лист № 6

Всего листов 8

электроэнергии и визуальный контроль информации на счетчике;

− контроль достоверности и восстановления данных;

− наличие резервных баз данных;

− наличие перезапуска и средств контроля зависания;

− наличие ЗИП.

В журналах событий счетчиков ООО «Резилюкс-Волга» фиксируются факты:

−попытки несанкционированного доступа;

− связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

− изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

− отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

− перерывы питания.

Защищённость применяемых компонентов:

− механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

− счётчика электроэнергии;

− промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

− испытательной коробки;

− ИВК;

− защита информации на программном уровне при хранении, передачеи

параметрировании:

− двухуровневый пароль на счетчике;

− пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к данным для

различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в различных компонентах:

− счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

− ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

− счетчик электроэнергии

глубина хранения профиля нагрузки получасовых

интервалов 113,7 суток;

− ИВК – хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной

документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Резилюкс-Волга».

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица3–Комплектностьсистемыавтоматизированнойинформационно-

измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Резилюкс-Волга»

Наименование

Трансформатор тока ТПЛ-10

Количество

4 шт.

Трансформатор тока ТПОЛ-102 шт.

Трансформатор тока ТОЛ-10-I-22 шт.

Трансформатор напряжения НТМИ-6-662 шт.

Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-66 шт.

Лист № 7

Всего листов 8

Методика поверки

Паспорт – Формуляр ЭНСЕ.095367.001 РП

Эксплуатационная документация

Окончание таблицы 3

Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М.01

4 шт.

1 шт.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Резилюкс-Волга».

Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2015 г.

Перечень основных средств поверки:

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

тока. Методика поверки»;

трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011

«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные

трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ

2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика

поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

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

Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

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

выполнения измерений без отключения цепей»;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с документом «Счетчики электрической

энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.

Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ

«Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012г.;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений

№ 27008-04;

переносной компьютер с ПОи оптический преобразовательдля работы со

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

термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 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 «Автоматизированная информационно-

измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Резилюкс-

Волга». Технорабочий проект ЭНСЕ.095367.001 РП.

системе

учета

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Резилюкс-Волга»

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

Основные положения».

Лист № 8

Всего листов 8

2. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

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

технические условия».

5. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Энергосервис» (ООО «Энергосервис»)

Адрес:

156013, г. Кострома, пр. Мира, д.37-39/28

ИНН: 4401095367

Тел/факс: 8 (4942) 44-00/8 (4942) 44-00-66

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «РУСЭНЕРГО» (ООО «РУСЭНЕРГО»)

Юридический адрес:

115035, г. Москва, ул. Садовническая, д. 20, стр. 1

Тел/факс: 8 (4942) 44-00/8 (4942) 44-00-66

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-

исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)

Юридический адрес:

119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46

тел./факс: 8(495) 437-55-77

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытании средств измерений в

целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.«____»_____________2015 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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