Untitled document

Приложение к свидетельству № 60279

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Эр Ликид Алабуга 2 очередь»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Эр Ликид Алабуга 2 очередь» (далее по тексту -

АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощно-

сти, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной

информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автомати-

зированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измере-

ния.

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

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

поГОСТР52323-2005,врежимеизмеренийактивнойэлектроэнергиии

по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измери-

тельные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и техниче-

ские характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс Advantix (далее - ИВК),

включающийвсебяцентральныйсерверобработкиинформации(ЦСОИ)

ООО «Эр Ликид Алабуга», состоящий из сервера баз данных (СБД), с установленным базо-

вым программным обеспечением (БПО) КТС «Энергия+» (далее - ПО), устройства синхрони-

зации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), со-

вокупности аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор ин-

формации с нижних уровней, ее обработку и хранение, а также совокупности каналов переда-чи

данных субъектам ОРЭМ.

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

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными транс-

форматорами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи по-

ступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчи-

ке мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгно-

венным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вы-

числяются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за пери-

од 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значе-

ниям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощно-

сти, 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 посредством линий связи RS-485, через преоб-

разователь интерфейса и каналообразующую аппаратуру передается в центральный сервер об-

работки информации (ЦСОИ) ООО «Эр Ликид Алабуга», где осуществляется вычисление

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

Лист № 2

Всего листов 9

мерительной информации, ее накопление и отображение, а также подготовка к передачи в ав-

томатическом режиме в XML-формате данных о результатах измерений.

На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в

частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации

ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных

документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации –

участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.Данные по

группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС»,

ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в

соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта

оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием ЭЦП субъекта

рынка

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

уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного

времени, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы

позиционирования (GPS). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает авто-

матическую коррекцию часов сервера. Коррекция часов сервера проводится при расхождении

часов сервера и времени приемника более чем на ±1 с, погрешность синхронизации не более

±1 с. Сличение времени счетчиков с временем сервера осуществляется во время сеанса связи

со счетчиками с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при

расхождении с временем сервера более чем на ±2 с, но не чаще одного раза в сутки.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты)

коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и

корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке

Пограммное обеспечение

В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО ИВК

АИИС КУЭ. Базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обра-

ботки текстовой информации, сервисные программы, входит в состав ПО ИВК.

В АИИС КУЭ ООО «Эр Ликид Алабуга» используется БПО КТС «Энергия+» версии

6.4, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. БПО КТС «Энергия+» обес-

печивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соот-

ветствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование

данных, обеспечиваемое программными средствами БПО КТС «Энергия+».

Значение

Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные

признаки

ИдентификационноеРасчетное ядроЗапись в базуСервер устройств

наименование ПО kernel6.exe Writer.exe IcServ.exe

Номер версии (иден-

тификационный номер)v.6.4

ПО

Цифровой идентифи-A8E3A0DBD04341252 DEC71AD31A6448DC B2D1ED05B17BC9C050

катор ПО38D93385329A16B61C49243300170F3C7FD914D2681A6

Алгоритм вычисления

цифровогоидентифи-MD5

катора ПО

Лист № 3

Всего листов 9

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 счетчиков элек-

трической энергии и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нор-

мированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высо-

кий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 4

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4.

Состав измерительного канала

Номер ИК

Вид электро-

энергии

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл.т. 0,5S

200/5

Зав. № 16033

Зав. № 08793-09

СЭТ 4ТМ.02М.02

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. № 0808142330

активная

реактивная

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл.т. 0,5S

600/5

Зав. № 02798-09

Зав. № 02812-09

СЭТ 4ТМ.02М.02

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. № 0806120933

активная

реактивная

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл.т. 0,5S

600/5

Зав. № 47307-08

Зав. № 47310-08

СЭТ 4ТМ.02М.02

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. № 0812114796

Advantix

активная

реактивная

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Наименование объекта

ТТТНСчётчикИВК

РП-4 2 с.ш. 10кВ яч.14

1ООО "Эр Ликид Алабу-

га"

РП-4 2 с.ш. 10кВ яч.12

2ООО "Эр Ликид Алабу-

га"

РП-4 1 с.ш. 10кВ яч.11

3ООО "Эр Ликид Алабу-

га"

НОЛ-СЭЩ-10-2

Кл.т. 0,5

10000√3/100√3

Зав. № 00696-09

Зав. № 00697-09

Зав. № 00706-09

НОЛ-СЭЩ-10-2

Кл.т. 0,5

10000√3/100√3

Зав. № 00696-09

Зав. № 00697-09

Зав. № 00706-09

НОЛ-СЭЩ-10-2

Кл.т. 0,5

10000√3/100√3

Зав. № 00205-09

Зав. № 00203-09

Зав. № 00204-09

Лист № 5

Всего листов 9

Границы интервала отно-

сительной основной по-

грешности измерений,

соответствующие веро-

ятности Р=0,95, %

Номер ИК

Диапазон тока

1-3

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

Сч 0,2S)

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Метрологические характеристики ИК

Iн

1,2Iн

0,2Iн

<Iн

0,05Iн

<0,2Iн

0,02Iн

<0,05Iн

cos

= cos

0,9 0,8 0,5

3 4 5

1,0 1,2 2,2

1,3 1,6 2,9

2,3 2,8 5,4

Границы интервала отно-

сительной погрешности

измерений в рабочих ус-

ловиях эксплуатации, со-

ответствующие вероят-

ности Р=0,95, %

cos

= cos

0,9 0,8 0,5

6 7 8

1,2 1,4 2,3

1,4 1,7 3,0

2,4 2,9 5,4

Границы интервала отно-

сительной основной по-

грешности измерений,

соответствующие веро-

ятности Р=0,95, %

Номер ИК

Диапазон тока

1-3

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

Сч 0,5)

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Метрологические характеристики ИК

Iн

1,2Iн

0,2Iн

<Iн

0,05Iн

<0,2Iн

0,02Iн

<0,05Iн

cos

= cos

0,9 0,8 0,5

3 4 5

2,6 1,8 1,2

3,5 2,4 1,5

6,4 4,3 2,5

Границы интервала отно-

сительной погрешности

измерений в рабочих ус-

ловиях эксплуатации, со-

ответствующие вероят-

ности Р=0,95, %

cos

= cos

0,9 0,8 0,5

6 7 8

3,0 2,4 1,9

3,8 2,8 2,1

6,5 4,6 2,9

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:

диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Uном;

диапазон силы тока (1 - 1,2) Iном,

частота (50

0,15) Гц;

коэффициент мощности cos

= 0,9 инд.;

- температура окружающей среды:

ТТ и ТН от минус 45 до плюс 40 °С;

счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °С;

Лист № 6

Всего листов 9

ИВК от плюс 10 до плюс 30 °С;

- 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 (0,02 - 1,2) Iн

;

коэффициент мощности cos

(sin

) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);

частота - (50

0,2) Гц;

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

- для счетчиков электроэнергии:

– параметры сети:

диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uн

;

диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) Iн

;

коэффициент мощности cos

(sin

) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);

частота (50

0,4) Гц;

– температура окружающего воздуха:

– для счётчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 60 °C;

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

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos

= 0,5;0,8;0,9 инд и температуры

окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 до плюс 35 °С.

6. 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 собственником порядке. Акт хранится

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

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

– электросчётчик СЭТ-4ТМ.02М.02 – среднее время наработки на отказ не менее

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

–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

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

ребойного питания;

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

редаваться 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 ИВК:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике и ИВК;

– пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Лист № 7

Всего листов 9

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, параметриро-

вании:

– электросчетчика;

– сервера.

Возможность коррекции времени в:

– электросчетчиках (функция автоматизирована);

– ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

– о результатах измерений (функция автоматизирована);

– о состоянии средств измерений.

Цикличность:

– измерений 30 мин (функция автоматизирована);

– сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

– электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не ме-

нее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

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

менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизирован-

ную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «Эр Ликид Алабуга 2 очередь» типографским способом.

Комплектность средства измерений

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

тующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

36697-08

№ Госреестра

32139-06

35955-07

Количество, шт.

энергии

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

НаименованиеТип

Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10

Трансформатор напряженияНОЛ-СЭЩ-10

Счётчик электрической

СЭТ-4ТМ.02М.02

Программное обеспечение

БПО КТС «Энер-

гия+»

Методика поверки-

Паспорт-Формуляр

АСВЭ 132.00.000

ФО

Лист № 8

Всего листов 9

Поверка

осуществляется по документу МП 62055-15 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Эр Ликид Алабуга

2 очередь».Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС»

в августе 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 отключе-

ния цепей. Методика выполнения измерений»;

СЭТ-4ТМ.02М.02 – по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки», со-

гласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 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 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%,

дискретность 0,1%.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электриче-

скойэнергии(мощности)сиспользованиемавтоматизированнойинформационно-

измереительной системы коммерческого учета электрической энергии ООО «Эр Ликид Ала-

буга 2 очередь» для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ ООО «Эр Ликид

Алабуга 2 очередь»), аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации

№ 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «Эр Ликид Алабуга 2 очередь»

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

технические условия.

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

зированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

Основные положения.

Лист № 9

Всего листов 9

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Автоматизированные системы в энергетике»

(ООО «Автоматизированные системы в энергетике»)

ИНН 3329074523

Юридический адрес: 600031, г. Владимир, ул. Юбилейная, д.15

Тел.: 89157694566

E-mail:

autosysen@gmail.com

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-

исследовательский институт метрологической службы»

(ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46

Тел/факс: (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