Untitled document

Приложение к свидетельству № 59663

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии(АИИСКУЭ)АО«Атомэнергопромсбыт»

(АО ОКБ «Гидропресс»)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (АО ОКБ «Гидропресс») (далее -

АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, об-

работки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-

рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в

себя трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (да-

лее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ

30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измере-

ний реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства прие-

ма-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компо-

нентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер сбора данных, сер-

вер АО «Атомэнергопромсбыт», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устрой-

ства синхронизации системного времени УСВ-2, УСВ-3 и программное обеспечение (далее –

ПО) «Пирамида 2000».

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

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами

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

ответствующие 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 пе-

риод 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 зна-

чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485

поступает на входы преобразователя интерфейсов RS-485/Ethernet, далее по каналу связи

Ethernet поступает на поступает на сервер сбора данных, установленный в помещении ПС №1

6/0,4кВ, где выполняется первичная обработка измерительной информации, в частности, фор-

мирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов и переда-

ча накопленных данных для хранения в сервер базы данных.

На верхнем – втором уровне системы выполняется обработка измерительной информа-

ции, в частности, осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффици-

ентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформ-

Лист № 2

Всего листов 9

ление отчетных документов. Из сервера базы данных информация передается по каналу связи

Internet в виде xml-макета формата 80020 на сервер АО «Атомэнергопромсбыт».

Передача информации от сервера АО «Атомэнергопромсбыт» в ПАК ОАО «АТС» за

подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи

с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложе-

нием 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 ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-2 и

УСВ-3, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки

времени, получаемым от GPS-приемника (или ГЛОНАСС/GPS-приемника для УСВ-3). Пределы

допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале

координированного времени UTC для УСВ-2 не более

0,35 с. Пределы допускаемой абсолютной

погрешности временного положнения фронта синхросигнала 1 Гц относительно шкалы времени

UTC и UTC(SU) для УСВ-3

100 мкс.

Сервер АО «Атомэнергопромсбыт», периодически сравнивает свое системное время со

временем в УСВ-3. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция

часов осуществляется независимо от наличия расхождений.

Сервер сбора данных, установленный в помещении ПС №1 6/0,4кВ, периодически

сравнивает свое системное время со временем в УСВ-2. Сличение часов сервера осуществляет-ся

не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхожде-ний.

Сравнение показаний часов счетчиков и сервера сбора данных производится во время се-анса

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

показаний часов счетчиков и сервера сбора данных ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки. Погреш-

ность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: trial (дата, часы,

минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Лист № 3

Всего листов 9

сти по группам

точек учета

e55712d0b1b21906

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ АО «Атомэнергопромсбыт» (АО ОКБ «Гидропресс») используется ПО

Пирамида 2000 версии не ниже 3.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице

1. ПО Пирамида 2000 обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной ин-

формации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при переда-че

является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО Пирамида

2000.

Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО

Номер вер-Цифровой иден-Алгоритм вы-

Идентификацион-сии (иден- тификатор ПО числения циф-

Наименование ПОное наименованиетификаци-(контрольная сум-рового иден-

ПОонный но- ма исполняемого тификатора

мер) ПОкода)ПО

Модуль вычисле-

ния значений

энергии и мощно-CalcClients.dll3

5d63da949114dae4

MD5

Модуль расчета

83f7b0f6d4a132f

небаланса энер-CalcLeakage.dll3

b1959ff70be1eb17c

MD5

гии/мощности

Модуль вычисле-

ния значений

a0fdc27e1ca480ac

числениях раз-

3ccea41b548d2c83

энергии потерь вCalcLosses.dll3

d79874d10fc2b156

MD5

линиях и транс-

форматорах

Общий модуль,

содержащий

функции, исполь-

зуемые при вы-

Metrology.dll3

52e28d7b608799bb

MD5

личных значений

и проверке точно-

сти вычислений

Модуль обработки

значений физиче-

28cd77805bd1ba7

редаваемых по

94521f63d00b0d9f

ских величин, пе-ParseBin.dll3

6f557f885b7372613

MD5

редаваемых в би-

нарном протоколе

Модуль обработки

значений физиче-

ских величин, пе-

Parse

EC.dll3

48e73a9283d1e664

MD5

протоколам се-

мейства МЭК

Модуль обработки

значений физиче-

bb2a4d3fe1f8f48

ских величин, пе-ParseModbus.dll3

c391d64271acf4055

MD5

редаваемых по

протоколу Modbus

Лист № 4

Всего листов 9

ecf532935ca1a3fd3

215049af1fd979f

MD5

530d9b0126f7cdc2

3ecd814c4eb7ca09

MD5

1ea5429b261fb0e28

84f5b356a1d1e75

MD5

Продолжение таблицы 1

Идентификацион-

Наименование ПОное наименование

ПО

Номер вер-

сии (иден-

тификаци-

онный но-

мер) ПО

Цифровой иден-

тификатор ПО

(контрольная сум-

ма исполняемого

кода)

Алгоритм вы-

числения циф-

рового иден-

тификатора

ПО

редаваемых по

Модуль обработки

значений физиче-

ских

величин, пе-

ParsePiramida.dll

протоколу Пира-

мида

Модуль формиро-

вания расчетных

схем и контроля

целостности дан-SynchroNSI.dll

ных нормативно-

справочной ин-

формации

Модуль расчета

величины рассин-

хронизации и зна-VerifyTime.dll

чений коррекции

времени

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пира-

мида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11.

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

измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчи-

ков и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормирова-

ны с учетом ПО.

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

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 5

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Измерительные компоненты

Номер ИК

ПС №1 6/0,4кВ,

РУ-6кВ, ф.№38,

яч. 5

ИК №4

ТПОЛ-10 У3

Кл. т. 0,5

1000/5

Зав. № 2147;

Зав. № 9312

ПС №1 6/0,4кВ,

РУ-6кВ, ф.№45,

яч. 4

ИК №5

ТПОЛ-10 У3

Кл. т. 0,5

1000/5

Зав. № 9272;

Зав. № 2231

ПС №2 6/0,4кВ,

РУ-6кВ, ф.№56,

яч. 13

ИК №6

ТПОЛ-10 У3

Кл. т. 0,5

600/5

Зав. № 2543;

Зав. № 2643

Proliant

DL 380e

Gen8

Зав. №

CZJ22915J

Smartum

Rack -4231

Зав. № R-

4231-

1408001

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

НаименованиеВид элек-

объекта

ТТ ТН Счётчик ИВК

троэнергии

Метрологические

характеристики ИК

Погреш-

Основ-ность в

ная по- рабочих

греш-услови-

ность, % ях, %

789

Зав. № 9681;

СЭТ-4ТМ.02.2

активная±1,2±3,2

реактивная±2,8±5,0

Зав. № 5727;

СЭТ-4ТМ.02.2

активная±1,2±3,2

реактивная±2,8±5,0

Зав. № 1584;

СЭТ-4ТМ.02.2

АО ОКБ «Гидропресс»

ЗНОЛ.06-6У3

Кл. т. 0,5

6000:√3/100:√3

. т. 0,5S

1,0

Зав. № 9668;

Зав. № 05060211

Зав. № 10301

ЗНОЛ.06-6У3

Кл. т. 0,5

6000:√3/100:√3

. т. 0,5S

1,0

Зав. № 5713;

Зав. № 05061391

Зав. № 6599

ЗНОЛ.06-6У3

Кл. т. 0,5

6000:√3/100:√3

. т. 0,5S

1,0

Зав. № 7354;

Зав. № 07050898

Зав. № 11223

активная±1,2±3,2

реактивная±2,8±5,0

Лист № 6

Всего листов 9

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02) U

ном

; ток (1,0 – 1,2) I

ном

, частота - (50

0,15) Гц; cos

= 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -

от плюс 21 °С до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

– параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 – 1,1) Uн

; диапазон

силы первичного тока - (0,05 – 1,2) Iн

; коэффициент мощности cos

(sin

) 0,5 –

1,0 (0,87 – 0,5); частота - (50

0,4) Гц;

– температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 70 °C.

- для счетчиков электроэнергии:

– параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 – 1,1) Uн

; диапазон

силы вторичного тока - (0,01 – 1,2) Iн

; коэффициент мощности cos

(sin

) - 0,5 –

1,0 (0,87 – 0,5); частота - (50

0,4) Гц;

− относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

– температура окружающего воздуха:

– от минус 40 °C до плюс 55 °C;

– магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

- 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 (70 ± 5) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos

= 0,8 инд и температуры окру-

жающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 3 от плюс 10

°C до плюс 35 °C.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные ут-

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

Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке.

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

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

–электросчётчик СЭТ-4ТM.02.2 – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

–УСВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–УСВ-3 – среднее trial наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

Лист № 7

Всего листов 9

Надежность системных решений:

–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе-

ребойного питания;

–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-

даваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной

почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

– журнал счётчика:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике;

– журнал сервера:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике и сервере;

– пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

– электросчётчика;

– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

– испытательной коробки;

– сервера;

– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

– электросчетчика;

– сервера.

Возможность коррекции времени в:

– электросчетчиках (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:

– электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее

85 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

– Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не ме-

нее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-

ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта

электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (АО ОКБ «Гидропресс») типограф-

ским способом.

Лист № 8

Всего листов 9

СЭТ-4ТM.02.220175-013

времени

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

НаименованиеТип№ ГосреестраКоличество, шт.

Трансформатор тока ТПОЛ-10 У3 1261-02 6

Трансформатор напряженияЗНОЛ.06-6У33344-049

Счётчик электрической энер-

гии многофункциональный

Устройство синхронизации

УСВ-241681-091

времени

Устройство синхронизации

УСВ-351644-121

Программное обеспечение Пирамида 2000 - 1

Методика поверки - - 1

Формуляр - - 1

Руководство по эксплуатации - - 1

Поверка

осуществляется по документу МП 61469-15 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт»

(АО ОКБ «Гидропресс»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП

«ВНИИМС» в июне 2015 г.

Перечень основных средств поверки:

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

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 от-

ключения цепей. Методика выполнения измерений»;

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

цепей. Методика выполнения измерений»;

счетчиков СЭТ-4ТM.02.2 – по документу «Счетчики активной и реактивной элек-

трической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руко-

водство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованно-

му с ГЦИ СИ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;

Устройство синхронизации времени УСВ-2 – по документу «Устройство синхрони-

зации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000И1», утвержденному ФГУП «ВНИ-

ИФТРИ» 31.08.09 г.;

Устройство синхронизации времени УСВ-3 – по документу «Устройство синхрони-

зации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ 240.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИ-

ИФТРИ» в 2012 г.;

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

мы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений №

27008-04;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками

системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

Лист № 9

Всего листов 9

термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20

до плюс 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 АО «Атомэнергопромсбыт» (АО ОКБ «Гидропресс»), аттестован-

ной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электро-

энергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт»

(АО ОКБ «Гидропресс»)

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

технические условия.

2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

новные положения.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Техпроминжиниринг»

(ООО «Техпроминжиниринг»)

ИНН 2465209432

Юридический адрес: 660127, г.Красноярск, ул. Мате Залки, 4 «Г»

Почтовый адрес: 660127, г.Красноярск, ул. Мате Залки, 4 «Г»

Тел.: 7 (391) 277-66-55

Факс: 7 (391) 277-66-55

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Энергостандарт»

(ООО «Энергостандарт»)

Юридический адрес: 123056 г. Москва, ул. Большая Грузинская, д.42, помещение I, комната 12

Почтовый адрес: 123056 г. Москва, ул. Большая Грузинская, д.42, помещение I, комната 12

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-

исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)

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

Тел./факс: 8 (495) 437-55-77 / 437-56-66

E-mail:

office@vniims.ru

www.vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний 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