Приложение к свидетельству № 63606
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии(АИИСКУЭ)ООО«НижегородЭнергоТрейд»
(ОАО «Рикор Электроникс»)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ОАО «Рикор Электроникс»)
(далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной
электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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), 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 по
ГОСТ 30206-94 ГОСТ Р 52322-2005 ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной
электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной
электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи
данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов
АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные
рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее УСВ-2) 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
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где
осуществляетсявычислениеэлектроэнергииимощностисучетомкоэффициентов
трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача,
оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации
осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по
протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-2, принимающим сигналы точного времени от
Лист № 2
Всего листов 10
спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УСВ-2 обеспечивает автоматическую
коррекцию часов ИВК «Пирамида». Коррекция часов ИВК «Пирамида» проводится вне
зависимости от наличия расхождения часов ИВК «Пирамида» и времени УСВ-2, пределы
допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов ИВК «Пирамида» и времени
УСВ-2 не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов ИВК «Пирамида» с
периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится вне зависимости от
наличия расхождения часов счетчика и ИВК «Пирамида». Погрешность часов компонентов
АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии,
отражается в его журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и
расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент,
непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ОАО «Рикор Электроникс»)
используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0 от 23.06.2014, в состав которого входят модули,
указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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».
Цифровой идентификатор ПО
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки
Идентификационные наименования модулей ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Значение
CalcClients.dll
CalcLeakage.dll
CalcLosses.dll
Metrology.dll
ParseBin.dll
ParseIEC.dll
ParseModbus.dll
ParsePiramida.dll
SynchroNSI.dll
VerifyTime.dll
3.0
e55712d0b1b219065d63da949114dae4
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
MD5
Системыинформационно-измерительныеконтроляиучетаэнергопотребления
«Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», зарегистрированы в Госреестре СИ РФ
(Рег. № 21906-11).
Лист № 3
Всего листов 10
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,
получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от
счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной
электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов
передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых
электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,указанные в таблице 2,
нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 10
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2
Измерительные компоненты
Номер ИК
Вид
электроэне
ргии
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Наименование
объекта
ТТТНСчётчикУСПД
Основ-
ная
усло-
7
Метрологические
характеристики ИК
Погреш-
ность в
погреш-
рабочих
ность, %
вия
х
, %
8 9
НТМИ-10-66У3
Кл. т. 0,5
10000/100
Зав. № 482
±1,2±3,3
±2,8±5,3
НТМИ-10-66У3
Кл. т. 0,5
10000/100
Зав. № 482
±1,2±3,3
±2,8±5,7
НАМИ-10У2
Кл. т. 0,2
10000/100
Зав. № 3609
123456
ПС 110/35/10 кВ «Орбита»
ПС 110/35/10 кВТЛМ-10-1
«Орбита»,Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.02.2
1 РУ-10 кВ,300/5Кл. т. 0,5S/1,0-
1 СцШ-10 кВ, Зав. № 8218; Зав. № 08051573
яч. 9 КЛ-1003Зав. № 8404
ПС 110/35/10 кВ ТЛМ-10-2У3
«Орбита»,Кл. т. 0,5ПСЧ-4ТМ.05МК.12
2 РУ-10 кВ,300/5Кл. т. 0,5S/1,0-
1 СцШ-10 кВ, Зав. № 2727; Зав. № 1101160308
яч. 11 КЛ-1004 Зав. № 6857
ПС 110/35/10 кВ ТЛМ-10-2У3
«Орбита»,Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.02.2
3 РУ-10 кВ,200/5Кл. т. 0,5S/1,0-
2 СцШ-10 кВ, Зав. № 2624; Зав. № 08051065
яч. 25 КЛ-1013Зав. № 2629
±1,0±3,3
±2,5±5,2
Лист № 5
Всего листов 10
4
РП-6 10 кВ,
РУ-10 кВ,
2 СцШ-10 кВ,
яч. 23 ф.33
5
РП-6 10 кВ,
РУ-10 кВ,
1 СцШ-10 кВ,
яч. 21 ф. 21
6
РП-6 10 кВ,
РУ-10 кВ,
2 СцШ-10 кВ,
яч. 22 ф. 22
7
КТП-1 10/0,4 кВ,
РУ-0,4 кВ, ЩУ
-
8
ВРУ-0,4 кВ,
СШ 0,4 кВ
-
Продолжение таблицы 2
12
3
789
456
ПС 110/35/10 кВ «Арзамас-110», ЗТП-121 10/0,4 кВ
ТПЛМ-10
Кл. т. 0,5
400/5
Зав. № 87279;
Зав. № 87272
Кл. т. 0,5
10000/100
НТМИ-10-66
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0-
Зав. № 1490
Зав. № 0120071867
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,1
РП-6 10 кВ
Кл. т. 0,5
10000/100
НТМИ-10-66
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0-
Зав. № 3628
Зав. № 0120071694
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,1
ТПЛ-10У3
Кл. т. 0,5
100/5
Зав. № 42897;
Зав. № 42805
ТПЛ-10У3
Кл. т. 0,5
100/5
Зав. № 51155;
Зав. № 50699
Кл. т. 0,5
10000/100
НТМИ-10-66
СЭТ-4ТМ.03.01
Кл. т. 0,5S/1,0-
Зав. № 1490
Зав. № 0120071493
активная±1,2±3,3
реактивная±2,8±5,1
активная±1,1±2,9
реактивная±2,4±5,5
КТП-1 10/0,4 кВ
ПСЧ-4ТМ.05МК.24
-Кл. т. 1,0/2,0-
Зав. № 1103163028
КТП-7 10/0,4 кВ, ШСУ №1-0,4 кВ
ПСЧ-4ТМ.05МК.24
-Кл. т. 1,0/2,0-
Зав. № 1103162915
активная±1,1±2,9
реактивная±2,4±5,4
Лист № 6
Всего листов 10
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:
-параметрысети:напряжение(0,98–1,02)U
ном
;ток(1,0–1,2)I
ном
,
частота - (50
±
0,15) Гц; cos
j
=0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от + 15 до + 35 °С; счетчиков - от + 21 до
+ 25 °С; ИВК - от + 10 до + 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:
а) для ТТ и ТН:
– параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9–1,1) Uн
1
; диапазон силы
первичного тока - (0,05–1,2) Iн
1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5–1,0 (0,87–0,5);
частота - (50
±
0,4) Гц;
– температура окружающего воздуха - от - 45 до + 40 °C.
б) для счетчиков электроэнергии:
– параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9–1,1) Uн
2
; диапазон силы
вторичного тока - (0,01–1,2) Iн
2
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 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:
– для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТM.02.2 от - 40 до + 60 °C;
– для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТM.05MК.12 от - 40 до + 60 °C;
– для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТM.03.01 от - 40 до + 60 °C;
– для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТM.05MК.24 от - 40 до + 60 °C;
– магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
в) для аппаратуры передачи и обработки данных:
− параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
− температура окружающего воздуха от + 10 до + 30 °С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1, 2, 3 от 0 до
30 °C; для ИК № 4, 5, 6 от + 5 до 27 °C; для ИК № 7 от + 15 до 27 °C; для ИК № 8 от + 18 до
27 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
таблице 2.
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;
–электросчётчик ПСЧ-4ТM.05MК.12 – среднее время наработки на отказ не менее
Т =165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–электросчётчик СЭТ-4ТM.03.01 – среднее время наработки на отказ не менее
Т =90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
Лист № 7
Всего листов 10
–электросчётчик ПСЧ-4ТM.05MК.24 – среднее время наработки на отказ не менее
Т =165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
–УСВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее Т =74500 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв =2 ч;
–Коммуникатор GSM C-1.02 – среднее время наработки на отказ не менее
Т =90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =2 ч.
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться ворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счётчика:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике;
– журнал сервера БД:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и сервере БД;
– 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;
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
– электросчетчика;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– 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
45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
– Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не
менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Лист № 8
Всего листов 10
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии
(АИИС КУЭ) ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ОАО «Рикор Электроникс») типографским
способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
20175-01
2
46634-11
1
27524-04
3
46634-11
2
41681-10
1
Рег. №
2473-05
2473-05
2363-68
1276-59
831-69
11094-87
831-69
Количество, шт.
2
4
2
4
1
1
2
УСВ-2
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип
Трансформатор токаТЛМ-10-1
Трансформатор тока ТЛМ-10-2У3
Трансформатор токаТПЛМ-10
Трансформатор тока ТПЛ-10У3
Трансформатор напряженияНТМИ-10-66У3
Трансформатор напряжения НАМИ-10У2
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66
Счётчик электрической
энергииСЭТ-4ТM.02.2
многофункциональный
Счётчик электрической
энергииПСЧ-4ТM.05MК.12
многофункциональный
Счётчик электрической
энергииСЭТ-4ТM.03.01
многофункциональный
Счётчик электрической
энергииПСЧ-4ТM.05MК.24
многофункциональный
Устройство синхронизации
времени
КоммуникаторGSM C-1.02
Программное обеспечение «Пирамида 2000»
Методика поверки -
Паспорт-Формуляр -
-
-
-
-
4
1
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП206.1-032-2016«Системаавтоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)
ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ОАО «Рикор Электроникс»). Измерительные каналы.
Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2016 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003«ГСИ.
Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- длятрансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
Лист № 9
Всего листов 10
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без
отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТM.02.2 – по документу «Счетчики активной и реактивной
электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02.
Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки»,
согласованному с ГЦИ СИ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.12 – по документу «Счетчик электрической энергии
ПСЧ-4ТМ.05МК.Руководствопоэксплуатации.Часть2.Методикаповерки»
ИЛГШ.411152.167РЭ1,согласованному сГЦИСИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ»
21 марта 2011 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03.01 – по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки»
ИЛГШ.411151.124РЭ1,согласованномусГЦИСИФГУ«НижегородскийЦСМ»
10 сентября 2004 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.24 – по документу «Счетчик электрической энергии
ПСЧ-4ТМ.05МК.Руководствопоэксплуатации.Часть2.Методикаповерки»
ИЛГШ.411152.167РЭ1,согласованному сГЦИСИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ»
21 марта 2011 г.;
- «УСВ-2 - по документу «Руководство по эксплуатации» ДЯИМ.468213.001-01РЭ.
Приложение 4 «Методика Поверки»;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы 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;
- 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 %;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной
индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих – кодом
и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и
мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)ООО«НижегородЭнергоТрейд»
(ОАО «Рикор Электроникс»), аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации
№ RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Лист № 10
Всего листов 10
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ОАО «Рикор Электроникс»)
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 «Региональная энергетическая компания»
(ООО «РЭК»)
ИНН 5262252639
Адрес: 603137, Нижегородская обл., г. Нижний Новгород,
ул. 40 лет Победы, дом №4, пом. № П 7
Тел./ факс: 8 (831) 234-01-73
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «ПраймЭнерго»
(ООО «ПраймЭнерго»)
Адрес: 109507, г. Москва, Самаркандский бульвар, д. 11, корп. 1, пом. 18
Тел.: (926) 785-47-44
E-mail:
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:
,
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.«____»_____________2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.