Untitled document

Приложение к свидетельству № 66823

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (ПАО «Ростелеком»)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (ПАО «Ростелеком») (далее по тексту –

АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора,

обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобойдвухуровневуюмногофункциональную

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерения.

Измерительныеканалы (далеепотексту- ИК) АИИСКУЭвключаютвсебяследующиеуровни:

Первый уровень – измерительно-информационный комплекс, включающий в себя

измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН), измерительные

трансформаторы тока (далее по тексту – ТТ), многофункциональные счетчики активной и

реактивной электрической энергии (далее по тексту – Счетчики) и вторичные измерительные

цепи.

Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту – ИВК),

включающий в себя сервер ИВК на базе сервера HP Proliant DL360 G7 с установленным

серверным программным обеспечением ПО «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации

системного времени УСВ-2 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде

41681-10 (госреестр № 41681-10), автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, а также

совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор

информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор

привязанныхкединому календарному временирезультатовизмеренийприращений

электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и

от несанкционированного доступа;

- передачарезультатовизмеренийворганизации-участникиоптовогорынка

электроэнергии и мощности;

- предоставление дистанционного доступа к результатам и средствам измерений по

запросу Коммерческого оператора торговой системы оптового рынка электроэнерии и

мощности;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

- передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.

Лист № 2

Всего листов 9

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на

измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения

аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы

электрическоготокаинапряжениявмикропроцессорахсчетчиковвычисляются

соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые

усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за

период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее

значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

ПередачацифровогосигналасвыходовсчетчиковнавходысервераИВК

осуществляется по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат пакетных

данных посредством сотовой GSM связи (счетчик – каналообразующая аппаратура – сервер ИВК).

На верхнем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с

учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей

информации, оформление справочных и отчетных документов.

Информация с сервера ИВК может быть получена на автоматизированные рабочие места

(АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.

Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с

результатами измерений в формате ХМL. Файл с результатами измерений подписывается

электроной цифровой подписью уполномоченного сотрудника ООО «РН-Энерго» и передается

в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и организациям-

участникамоптовогорынкаэлектроэнергиимощности.Каналысвязиневносят

дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые

передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для

синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации

системного времени типа УСВ-2. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени,

имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию

времени на всех уровнях АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется

единое календарное время.

Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени УСВ-2 происходит 1 раз в час.

При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в сутки осуществляется сличение шкалы времени

между счетчиками и сервером ИВК.

Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в

журналах событий счетчика и сервера ИВК.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков и ПО

сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «АльфаЦЕНТР».

Идентификационные данные ПО АИИС КУЭ указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

Другие идентификационные данные

Значение

ПО «АльфаЦЕНТР»

не ниже 15.07

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

ac_metrology.dll

Лист № 3

Всего листов 9

Границы интервалов допускаемых относительных погрешностей по активной и

реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от

способовпередачиизмерительнойинформациииопределяютсяклассамиточности

применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.

ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ,

указанные в таблице 3.

Уровеньзащитыпрограммногообеспечения«высокий»всоответствиис

Р 50.2.077-2014.

приведены в

Метрологические и технические характеристики

Компонентный состав ИК АИИС КУЭ и их основные характеристики

таблице 2.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Сервер

HP Proliant DL360 G7

УСВ-2

Госреестр № 41681-10

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Состав измерительных каналов

тока

напряжения

Счётчик

РТП 400 6,3 кВ,

Ктт = 800/5

Госреестр

Ктт = 1200/5

кл.т 0,5S/1,0

РТП 400 6,3 кВ,

Госреестр

№ ИКНаименование ИКТрансформатор Трансформатор

электрической

энергии

12 345

TC СЭТ-

кл.т 0,54ТМ.03М.09

ГРЩ-1, ввод 0,4 кВ

Госреестр

-кл.т

0,5S/1,0

№ 26100-03№ 36697-12

TC СЭТ-

РТП 400 6,3 кВ,

кл.т

0,54ТМ.03М.09

ГРЩ-2, ввод 0,4 кВ

Госреестр Госреестр

№ 26100-03№ 36697-12

TC СЭТ-

кл.т 0,54ТМ.03М.09

ГРЩ-3, ввод 0,4 кВ

= 1200/5 -кл.т

0,5S/1,0

Госреестр

РТП 400 6,3 кВ,

ГРЩ-4, ввод 0,4 кВ

№ 26100-03№ 36697-12

TC СЭТ-

кл.т 0,54ТМ.03М.09

4Ктт = 800/5 -кл.т 0,5S/1,0

ГосреестрГосреестр №

№ 26100-03 36697-12

Лист № 4

Всего листов 9

КТП 2х1000 кВА 10

кВ, РУ-0,4 кВ, ГРЩ

0,4 кВ, секция 2,

ввод 0,4 кВ

КТП 2х1000 кВА

10 кВ, РУ-0,4 кВ,

ГРЩ 0,4 кВ, секция

1, ввод 0,4 кВ

ПР1 0,4 кВ

Шкаф учета

ПР2 0,4 кВ

Шкаф учета

ТП-3 6 кВ, РУ-6 кВ,

сек.2 6 кВ, яч.10

ТЛО-10

кл.т 0,5

Ктт = 300/5

Госреестр

№ 25433-11

ТП-3 6 кВ, РУ-6 кВ,

сек.1 6 кВ, яч.1

ТЛО-10

кл.т 0,5

Ктт = 300/5

Госреестр

№ 25433-11

HP Proliant DL360 G7

УСВ-2

Госреестр № 41681-10

Продолжение таблицы 2

456

СЭТ-4ТМ.03М.09

кл.т 0,5S/1,0

Госреестр №

36697-12

СЭТ-4ТМ.03М.09

кл.т 0,5S/1,0

Госреестр

№ 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М.09

кл.т 0,5S/1,0

Госреестр

№ 36697-12

ASK

кл.т 0,5

Ктт = 1600/5

Госреестр

№ 49019-12

ASK

кл.т 0,5

Ктт = 1600/5

Госреестр

№ 49019-12

СТ

кл.т 0,5

Ктт = 600/5

Госреестр

№ 26070-06

СТ

кл.т 0,5

Ктт = 600/5

Госреестр

№ 26070-06

СЭТ-4ТМ.03М.09

кл.т 0,5S/1,0

Госреестр

№ 36697-12

кл.т 0,5

Ктн =

№ 36697-12

кл.т 0,5

Ктн =

ЗНОЛП

СЭТ-4ТМ.03М

кл.т 0,2S/0,5

(6000/√3)/(100/√3)

Госреестр

Госреестр № 23544-07

ЗНОЛП

СЭТ-4ТМ.03М

кл.т 0,2S/0,5

(6000/√3)/(100/√3)

Госреестр

Госреестр № 23544-07

№ 36697-12

РТП 17058 10 кВ,

11ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4

кВ от Т1

СЭТ-4ТМ.03М.09

кл.т 0,5S/1,0

Госреестр №

36697-12

РТП 17058 10 кВ,

12ВРУ-0,4 кВ,

КЛ-0,4 кВ от Т2

СЭТ-4ТМ.03М.09

кл.т 0,5S/1,0

Госреестр

№ 36697-12

РТП 17058 10 кВ,

13ВРУ-0,4 кВ,

КЛ-0,4 кВ от Т3

СЭТ-4ТМ.03М.09

кл.т 0,5S/1,0

Госреестр

№ 36697-12

РТП 17058 10 кВ,

14ВРУ-0,4 кВ,

КЛ-0,4 кВ от Т4

кл.т 0,5

Ктт = 2000/5

Госреестр

№ 26100-03

кл.т 0,5

Ктт = 2000/5

Госреестр

№ 26100-03

кл.т 0,5

Ктт = 2000/5

Госреестр

№ 26100-03

кл.т 0,5

Ктт = 2000/5

Госреестр

№ 26100-03

СЭТ-4ТМ.03М.09

кл.т 0,5S/1,0

Госреестр

№ 36697-12

Лист № 5

Всего листов 9

Продолжение таблицы 2

РТП 17058 10 кВ,

15ВРУ-0,4 кВ,

КЛ-0,4 кВ от Т5

РТП 17058 10 кВ,

16ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4

кВ от Т6

РТП 17058 10 кВ,

17ВРУ-0,4 кВ,

КЛ-0,4 кВ от Т7

РТП 17058 10 кВ,

18ВРУ-0,4 кВ,

КЛ-0,4 кВ от Т8

РТП 17058 10 кВ,

19ВРУ-0,4 кВ,

КЛ-0,4 кВ от Т9

РТП 17058 10 кВ,

20ВРУ-0,4 кВ,

КЛ-0,4 кВ от Т10

кл.т 0,5

Ктт = 2000/5

Госреестр

№ 26100-03

кл.т 0,5

Ктт = 2000/5

Госреестр

№ 26100-03

кл.т 0,5

Ктт = 2000/5

Госреестр

№ 26100-03

кл.т 0,5

Ктт = 2000/5

Госреестр

№ 26100-03

кл.т 0,5

Ктт = 2000/5

Госреестр

№ 26100-03

кл.т 0,5

Ктт = 2000/5

Госреестр

№ 26100-03

4 56

СЭТ-

4ТМ.03М.09

-кл.т 0,5S/1,0

Госреестр

№ 36697-12

СЭТ-

4ТМ.03М.09

- кл.т 0,5S/1,0

Госреестр №

36697-12

СЭТ-

4ТМ.03М.09

-кл.т 0,5S/1,0

Госреестр

№ 36697-12

СЭТ-

4ТМ.03М.09

-кл.т 0,5S/1,0

Госреестр

№ 36697-12

СЭТ-

4ТМ.03М.09

-кл.т 0,5S/1,0

Госреестр

№ 36697-12

СЭТ-

4ТМ.03М.09

-кл.т 0,5S/1,0

Госреестр

№ 36697-12

HP Proliant DL360 G7

УСВ-2

Госреестр № 41681-10

Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ

Границы интервала допускаемой относительной погрешности

ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих

Номер ИКcosφ

условиях эксплуатации АИИС КУЭ (δ), %

5 %

20 %

100 %

1 – 8, 11 – 20

(Сч. 0,5S; ТТ 0,5)

5 %

изм

20 %

1,0±2,1

0,9±2,6

0,8±3,1

0,7±3,7

0,5±5,5

1,0±1,9

0,9±2,4

20 %

изм

100%

±1,6

±1,7

±2,0

±2,2

±3,0

±1,2

±1,4

100 %

изм

120%

±1,4

±1,6

±1,7

±1,8

±2,3

±1,0

±1,2

9, 10,

(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН

0,5)

0,8 ±2,9

0,7 ±3,6

0,5±5,5

±1,7

±2,0

±3,0

±1,4

±1,6

±2,3

Лист № 6 Trial

листов 9

Продолжение таблицы 3

Номер ИКcosφ

Границы интервала допускаемой относительной погрешности

ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих

условиях эксплуатации АИИС КУЭ (δ), %

5 %

20 %

100 %

5 %

изм

20 %

изм

100%

100 %

изм

120%

0,9±7,1

1 – 8, 11 – 20

0,8 ±5,4

(Сч. 1,0; ТТ 0,5)

0,7 ±4,8

0,5 ±4,1

0,9 ±6,6

9, 10,

0,8±4,6

(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,7±3,8

0,5±3,0

±4,5±3,9

±3,9±3,6

±3,6±3,4

±3,4±3,3

±3,8±3,0

±2,8±2,3

±2,4±2,0

±2,0±1,7

Примечания:

1 Погрешность измерений

1(2)%

P и

1(2)%

Q для cos

=1,0 нормируется от I

, а

погрешность измерений

1(2)%

P и

1(2)%

Q для cos

не более 1,0 нормируется от I

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие доверительной вероятности 0,95.

3 ХарактеристикиотносительнойпогрешностиИКданыдляизмерения

электроэнергии и средней мощности (30 мин).

4 Нормальные условия эксплуатации:

Параметры сети:

диапазон напряжения - от 0,99 до 1,01∙Uн;

диапазон силы тока - от 0,01 до 1,2∙Iн;

температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков -

от плюс 18 до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;

частота от 49 до 51 Гц;

5 Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9 до 1,1∙Uн

; диапазон силы

первичного тока - от 0,01 до 1,2∙Iн

;

частота от 49 до 51 Гц;

температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 °С.

Для счетчиков электроэнергии:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9 до 1,1∙Uн

; диапазон силы

вторичного тока - от 0,01 до 1,2∙Iн

;

частота от 49 до 51 Гц;

температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 °С.

6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками.

7 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, –

активная, реактивная.

Лист № 7

Всего листов 9

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

в качестве показателей надежности измерительныхтрансформаторов тока и

напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок

службы и средняя наработка на отказ;

счетчики СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее 165000 ч;

устройство синхронизации времени УСВ-2 – среднее время наработки на отказ не

менее 35000 ч;

ИВК – среднее время наработки на отказ не менее 100 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности, 1 ч.

Надежность системных решений:

резервирование питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания и

устройства АВР;

резервирование каналов связи: информация орезультатахизмеренийможет

передаваться с помощью электронной почты;

в журналах событий счетчиков и ИВК фиксируются факты:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчиков электроэнергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательных коробок;

ИВК.

Наличие защиты на программном уровне:

пароль на счетчиках электроэнергии;

пароль на ИВК;

пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным

данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчики электроэнергии – до 30 лет при отсутствии питания;

ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по

каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит документация на систему и на комплектующие средства

измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

ASK

Обозначение

Количество, шт.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Трансформатор тока

Трансформатор тока измерительный

Лист № 8

Всего листов 9

Продолжение таблицы 4

2 4

СТ 5

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

ТЛО-10 4

ЗНОЛП 6

Счетчик электрической энергии

многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М20

ПО (комплект)

«АльфаЦЕНТР» 1

УСВ-2 1

РТ-МП-4359-550-20171

Устройство синхронизации времени

Методика поверки

Паспорт – формуляр

09176226.422231.105.ФО1

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-4359-550-2017 «ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ).

Потребители энергосбытовой компании ООО «РН-Энерго». Методика поверки, утвержденному

ФБУ «Ростест-Москва» 25.05.2017 г.

Основные средства поверки:

для ТТ – по ГОСТ 8.217-2003;

для ТН – по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

для счётчиков СЭТ-4ТМ.03М – по документу «Счетчики электрической энергии

многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.

Методикаповерки»ИЛГШ.411152.145РЭ1,утверждённомуГЦИСИ

ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 4 мая 2012 г.;

для устройства УСВ-2 – по документу ВЛСТ.237.00.001И1 «Устройство синхронизации

времени УСВ-2. Методика поверки», утверждённому ФГУП «ВНИИФТРИ» 15 мая 2010 г.;

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 счетчиками

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

средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения

напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком – по МИ 3000-2006.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о

поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с

использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго»(ПАО «Ростелеком»).

Лист № 9

Всего листов 9

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «РН-Энерго» (ПАО «Ростелеком»)

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

ООО « Агентство энергетических решений» (ООО «АЭР»)

ИНН 7722771911

Адрес: 111116, г. Москва, ул. Лефортовский вал, д. 7Г, стр. 5

Телефон: (499) 681-15-52

Испытательный центр

Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр

стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, д. 31

Телефон: (495) 544-00-00

Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа RA.RU.310639 от 16.04.2015 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.« ___ » _______________ 2017 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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