Untitled document

Приложение к свидетельству № 61725

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-

та электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания

Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах

города Геленджик (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Геленджик»), вторая

очередь

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского

края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Геленджик

(АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Геленджик»), вторая очередь (далее – АИИС КУЭ) предна-

значена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки,

хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтере-

сованным организациям в рамках согласованного регламента.

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 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83,

вторичныеизмерительныецепиитехническиесредстваприема-передачиданных.

Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ

приведены в таблице 2.

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

включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Зав.№ 01601,

Зав.№ 01489) (далее – контроллер СИКОН С70), каналообразующую аппаратуру, устройства

синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав.№ 1469,

Зав.№ 689).

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух

центров сбора и обработки информации – ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Геленджик»

и ЦСОД АО «НЭСК».

ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Геленджик» включает в себя сервер опроса

ИВКЭ и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-

приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1627), каналообразующую аппаратуру, технические средства

для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации,

автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО)

«Пирамида 2000».

ЦСОД АО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания

локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД)

АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа

УСВ-1 (Зав. № 1624), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места

персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

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

Лист № 2

Всего листов 8

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.

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 интерфейса RS-485

поступает на входы контроллеров СИКОН С70: ИК № 75, 78 на входы контроллера СИКОН

С70 (Зав. № 01601), для ИК № 76, 77 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01489), где

осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформа-

ции ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных

данных на верхний уровень системы по основному и резервному каналам сотовой связи стан-

дарта GSM. Далее, по запросу ИВК, контроллеры СИКОН С70 передают запрашиваемую ин-

формацию на верхний уровень системы.

На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измеритель-

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

ние отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП

«Геленджик», информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и

«журналы событий» передаются в Центр сбора и обработки данных АО «НЭСК» (ЦСОД АО

«НЭСК»).

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в другие

смежные субъекты 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 результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в

ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения ста-

туса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической

энергии и мощности.

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

счетчиков, контроллеры СИКОН С70 и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхрониза-

ции времени УСВ-1, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сиг-

налам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной

погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного

времени UTC для УСВ-1 не более

0,5 с. Сервер БД, установленный в ЦСОД АО «НЭСК» и

сервер, установленный ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Геленджик», периодически

сравнивают свое системное время со временем с соответствующими УСВ-1. Сличение часов

сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от

наличия расхождений. Время часов контроллеров СИКОН С70 синхронизировано со временем

соответствующих УСВ-1, сличение ежеминутное, погрешность синхронизации не более

0,1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 производится во время се-

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

показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 не более ±2 с, но не чаще 1 раза в су-

тки. Передача информации от ИВК до счетчиков электрической энергии и от контроллеров

СИКОН С70 до счетчиков реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи со-

ставляют не более 0,2 с.

Лист № 3

Всего листов 8

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии, контроллеры СИКОН С70 и серверов отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до

и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на базе ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в

таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.

Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».

Значение

MD5

CalcCli-CalcLeak-

Metrol-

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

Идентификационные

признаки

ИдентификационноеCal-

наименование ПО

ents.dll age.dll

cLosses.dl

ogy.dll

Parse-Par-

Bin.dll seIEC.dll

ParseMod

bus.dll

ParsePira

mida.dll

Synchro

NSI.dll

VerifyTi

me.dll

6f557f885 48e73a92

b7372613 83d1e664

28cd7780 94521f63

5bd1ba7 d00b0d9f

c391d642

71acf405

5bb2a4d3

fe1f8f48

ecf53293

5ca1a3fd

3215049a

f1fd979f

530d9b01

26f7cdc2

3ecd814c

4eb7ca09

1ea5429b

261fb0e2

884f5b35

6a1d1e75

Номер версии (иден-

тификационныйно-

мер) ПО

e55712d0bb1959ff70d79874d152e28d7b

Цифровой иденти-1b219065be1eb17c8 0fc2b156a608799bb

фикатор ПО d63da94913f7b0f6d40fdc27e1c3ccea41b

14dae4a132fa480ac548d2c83

Алгоритмвычисле-

ния цифрового иден-

тификатора ПО

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 4

Всего листов 8

Метрологические и технические характеристики

Измерительные компоненты

Номер

ИК

Вид

электро-

энергии

Актив-

ная

Реак-

тивная

Актив-

ная

Реак-

тивная

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Наименование

точки измере-Сервер

ний ТТ ТН Счетчик УСПД

Метрологические характеристики

ИК*

Пределы до-Пределы допус-

пускаемой ос- каемой относи-

новной относи- тельной погреш-

тельной по- ности в рабочих

грешности, %условиях, %

ПС

110/35/10/6 кВ

1 с.ш. 10 кВ,

ГК-20

300/5

Зав. № 1002603

Зав. №

С70

±1,3±3,5

±2,5±5,8

Кл.т. 0,5

600/5

Зав. № 95

Актив-

ная

±1,3±3,5

±2,5±5,8

Кл.т. 0,5

600/5

Зав. № 93

СИКОН

01489

Реак-

тивная

Актив-

ная

Реак-

тивная

±1,3±3,5

±2,5±5,8

ПС

110/35/10/6 кВ

78«Геленджик»,

1 с.ш. 6 кВ,

ГК-19

ТОЛ-10ЗНОЛП-10

Кл.т. 0,5Кл.т. 0,5СЭТ-4ТМ.03.01СИКОН

75«Геленджик»,

Зав. № 13339

10000:√3/100:√3 0,5S/1,0

Зав. №

Зав. № 15374Зав. № 1003914011005312001601

Зав. № 13238Зав. № 1002602

ПС 110/10 кВ

ТЛО-10

НАМИ-10-95УХЛ2 СЭТ-4ТМ.03.01

«Тонкий Кл.т. 0,5 0,5S/1,0 HP

Мыс», 1 с.ш. 10000/100 Зав. № ProLiant

10 кВ, ТМ-13

Зав. № 94

Зав. № 3037 0109051021

С70

DL 380

ПС 110/10 кВ

ТЛО-10

НАМИ-10-95УХЛ2 СЭТ-4ТМ.03.01

Зав. №

«Тонкий Кл.т. 0,50,5S/1,0

GB8640

Мыс», 4 с.ш.10000/100Зав. №

P6YT

10 кВ, ТМ-18

Зав. № 100

Зав. № 3042 0110054039

ТОЛ-10ЗНОЛП-6У2

Кл.т. 0,5 Кл.т. 0,5 СЭТ-4ТМ.03.01 СИКОН

200/5 6000:√3/100:√3 0,5S/1,0 С70

Зав. № 24189Зав. № 8015Зав. №Зав. №

Зав. № 24401Зав. № 8014 0110051091 01601

Зав. № 28640Зав. № 8011

±1,3±3,5

±2,5±5,8

Лист № 5

Всего листов 8

*Примечания:

1Вкачествехарактеристикпогрешностиуказаныграницыинтервала

(соответствующие вероятности 0,95) относительной погрешности измерения активной и

реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале усреднения 0,5 ч.

2Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

параметры сети: напряжение (0,95 – 1,05) Uн; ток (1,0 – 1,2) Iн; cos

= 0,9инд.;

частота (50 ± 0,2) Гц;

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

3Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

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

; диапазон

силы первичного тока (0,01 (0,05) – 1,2)Iн

; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0

(0,5 – 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

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

относительная влажность воздуха не более 98 % 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)Uн

; диапазон

силы вторичного тока (0,01 – 1,2)Iн

; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5 – 1,0

(0,5 – 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

температура окружающего воздуха от минус 40 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 до плюс 50 °С;

относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

4Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% I

ном

cos

= 0,8 инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус

10 до плюс 35 °С.

5Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторовисчетчиковна

аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера, контроллеров СИКОН С70, УСВ-1 на

однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником

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

неотъемлемая часть.

6Всеизмерительныекомпонентысистемыутвержденыивнесеныв

Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

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

Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - среднее время наработки на

отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не

менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;

Лист № 6

Всего листов 8

сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 113 060 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 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 контроллера СИКОН С70:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и контроллера СИКОН С70;

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;

контроллера СИКОН С70;

сервера.

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

ровании:

счетчика электрической энергии;

контроллера СИКОН С70;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

контроллера СИКОН С70 (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 114 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;

контроллер СИКОН С70 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому ка-

налу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания – 10 лет;

сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не ме-

нее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Лист № 7

Всего листов 8

Знак утверждения типа

наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему

автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии

(АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для

электроснабжения городских электросетей в границах города Геленджик (АИИС КУЭ

АО «НЭСК» для ГТП «Геленджик»), вторая очередь типографским способом.

Комплектность средства измерений

Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента

Тип компонента

№ Госреестра

ТОЛ-10

ТЛО-10

ЗНОЛП-10

НАМИ-10-95УХЛ2

ЗНОЛП-6У2

7069-79

25433-08

23544-07

20186-05

23544-07

Коли-

чество,

шт.

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счетчики электрической энергии многофунк-

циональные

Контроллеры сетевые индустриальные

Устройство синхронизации времени

Сервер

Методика поверки

28822-05

28716-05

—

Паспорт-формуляр

СИКОН С70

УСВ-1

HP ProLiant DL 380 G4

—

17254302.

384106.002.ФО

—

Поверка

осуществляется по документу МП 63417-16 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая

энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей

в границах города Геленджик (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Геленджик»), вторая

очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ

«Курский ЦСМ» в феврале 2016 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке

АИИС КУЭ

Документы на поверку измерительных компонентов:

ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика повер-

ки»;

счетчиковСЭТ-4ТM.03–всоответствиисметодикойповерки

ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложениемкруководствупоэксплуатации

ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

«10» сентября 2004 г.;

контроллеров Trial С70 – по документу «Контроллеры сетевые индустриаль-ные

СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005

году;

Лист № 8

Всего листов 8

УСВ-1 – в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени

УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ»

15.12.2004 г.

Перечень основных средств поверки:

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global PositioningSystem (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

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 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Независимая энергосбытовая компания

Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города

Геленджик (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Геленджик»), вторая очередь. Руководство

пользователя» 17254302.384106.002.И3.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

АО«НезависимаяэнергосбытоваякомпанияКраснодарскогокрая»для

электроснабжения городских электросетей в границах города Геленджик (АИИС КУЭ

АО «НЭСК» для ГТП «Геленджик»), вторая очередь

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.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Альфа-Энерго» (ООО «Альфа-Энерго»)

ИНН 7707798605

Юридический адрес: 119435, г. Москва, Большой Саввинский пер, д. 16, пом. 1

Тел.: (499) 917-03-54

Испытательный центр

ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр

стандартизации, метрологии и испытаний в Курской области» (ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ»)

Юридический адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а

Тел./факс: (4712) 53-67-74; E-mail:

kcsms@sovtest.ru

Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» по проведению испытаний

средств измерений в целях утверждения типа № 30048-11 от 15.08.2011 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.« ___ » _______________ 2016 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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