Приложение к свидетельству № 67246
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тольяттинская энергосбытовая компания»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тольяттинская энергосбытовая компания» (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 (далее -
счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по
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 таблицах 2-3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные
рабочие места персонала (АРМ) 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 счетчика. 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.
Для ИК № 1,2 цифровой сигнал с выходов счетчика по проводным линиям связи
поступает на входы соответствующего GSM/GPRS модема, далее по каналам связи стандарта
GSM посредством службы передачи данных GPRS (основной канал) поступает на сервер БД,
где осуществляетсяобработка измерительной информации, в частности вычисление
электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,
формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. При
отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи,
организованному по технологии CSD стандарта GSM.
Для ИК №№ 3-9 информация об энергопотреблении поступает на сервер БД из
АИИС КУЭ ОАО "Волжская ТГК" Самарского региона с Изменениями № 1, 2
(регистрационный № 35905-13) в виде xml-макетов формата 80020. Также имеется возможность
прямого опроса сервером сбора и БД указанных счетчиков аналогично ИК № 1,2.
Лист № 2
Всего листов 9
Передача информации от сервера БД (или АРМ) в программно-аппаратный комплекс
АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ),
в филиал АО «СО ЕЭС» 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 АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам»
к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра
субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные
коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений
передаются в целых числах кВт·ч.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровни ИИК и ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени
по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного
времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов
первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного
эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов
первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сличение часов
сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» с часами NTP-сервера, передача точного времени через
глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии
с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний
времени часов сервера БД производится по запросу каждые 30 мин, коррекция часов
выполняется при расхождении на величину ±1 с.
Для ИК № 1, № 2 сравнение показаний часов счетчика с часами сервера БД
производится во время сеанса связи (один раз в сутки). Корректировка часов счетчика
осуществляется независимо от наличия расхождений.
Для ИК №№ 3-9 синхронизация часов счетчиков осуществляется в соответствии
с описанием типа АИИС КУЭ ОАО "Волжская ТГК" Самарского региона с Изменениями № 1, 2
(регистрационный № 35905-13). Также имеется возможность синхронизации часов указанных
счётчиков с часами сервера сбора и БД аналогично ИК № 1,2.
Передача информации от счетчика до сервера сбора и БД реализована с помощью
каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии,
отражается в его журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов сервера БД и расхождение
времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно
предшествующий корректировке, отражается в его журнале событий.
Программное обеспечение
Используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, 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».
Лист № 3
Всего листов 9
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
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 9
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Измерительные компоненты
Номер ИК
Вид
электро-
энергии
активная
реактивная
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Наименование
объекта
ТТТНСчётчикУСПД
ная
Метрологические
характеристики ИК
Основ-
Погреш-
ность в
усло-
7
погреш-
рабочих
ность, %
виях, %
8 9
1
СШ-110 кВ
ТВ-110/52
Кл. т. 1,0
НКФ-110
Кл. т. 0,5-
±1,7±5,6
±4,5±8,7
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
±1,7±5,6
±4,5±8,7
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
активная
±1,1±3,0
4
Кл. т. 0,5
123456
ПС 110/10 кВ «ГПП 5000000»
ПС 110/10 кВ
«ГПП-5000000»
ОРУ-110 кВСЭТ-4ТМ.03М.16
яч.10 ВЛ-110 кВ
500/1 110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2S/0,5
«ПКЗ-Северная»
ПС 110/10 кВ
«ГПП-5000000»ТВ-110/52НКФ-110
2ОРУ-110 кВКл. т. 1,0Кл. т. 0,5-
ОСШ-110 кВ 600/5 110000:√3/100:√3
яч.8 ОВ-12
Тольяттинская ТЭЦ
ТВ-110/52НКФ-110
3Trial "ОВ-12"Кл. т. 0,5Кл. т. 0,5-
750/5 110000:√3/100:√3
ТоТЭЦ "ГОРОД-
ТВ-110/52 НКФ-110
СЭТ-4ТМ.03М
32"
750/5 110000:√3/100:√3
К
л
. т. 0,2S
/
0,5
Кл. т. 0,5-
реактивная
активная
реактивная
±2,7 ±4,8
±1,1 ±3,0
±2,7±4,8
Лист № 5
Всего листов 9
ТФНД-110
Кл. т. 0,5
750/1
ТФНД-110
Кл. т. 0,5
750/1
ТРГ-110
Кл. т. 0,2S
750/1
ТРГ-110
Кл. т. 0,2S
750/1
Окончание таблицы 2
1 2
3
6789
ТГФМ-110
Кл. т. 0,2S
750/1
Кл. т. 0,2
45
ТЭЦ ВАЗа
НАМИ-110
СЭТ-4ТМ.03М.16
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2S
/
0,5
активная±0,6±1,5
-
реактивная±1,3±2,6
6
Кл. т. 0,2
НАМИ-110
СЭТ-4ТМ.03М.16
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2S
/
0,5
активная±0,9±2,9
-
реактивная±2,4±4,7
7
Кл. т. 0,2
НАМИ-110
СЭТ-4ТМ.03М.16
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2S
/
0,5
активная±0,9±2,9
-
реактивная±2,4±4,7
8
Кл. т. 0,2
НАМИ-110
СЭТ-4ТМ.03М.16
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2S
/
0,5
активная±0,6±1,5
-
реактивная±1,3±2,6
9
ТЭЦ ВАЗа "ОВ-
512" 1,2 сек. 110
кВ яч.38
ТЭЦ ВАЗа
"ГОРОД-1"
1 сек. 110 кВ
яч.42
ТЭЦ ВАЗа
"ГОРОД-2"
2 сек. 110 кВ
яч.34
ТЭЦ ВАЗа
"ПКЗ-1"
1 сек. 110 кВ
яч.28
ТЭЦ ВАЗа
"ПКЗ-2"
2 сек. 110 кВ
яч.30
Кл. т. 0,2
НАМИ-110
СЭТ-4ТМ.03М.16
110000:√3/100:√3
Кл. т. 0,2S
/
0,5
активная±0,6±1,5
-
реактивная±1,3±2,6
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. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков
электроэнергии для ИК № 1 - 9 от 0 до плюс 30 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится
совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Лист № 6
Всего листов 9
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
от 90 до 110
от 2 (5) до 120
от 0,5
инд
. до 0,8
емк
.
от 49,6 до 50,4
от -40 до +70
от -40 до +65
165000
2
114
40
Значение
9
от 98 до 102
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25
от +10 до +60
70000
1
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos
j
- температура окружающей среды,
℃
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН,
℃
- температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков,
℃
:
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера,
℃
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
-защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться 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;
Лист № 7
Всего листов 9
- 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;
- защита на программном уровне информации при хранении, 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)/
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную
информационно-измерительнуюкоммерческогоучётаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
ОАО «Тольяттинская энергосбытовая компания» 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 4.
Наименование
Тип
Рег. №
СЭТ-4ТM.03M.16
36697-12
6
СЭТ-4ТM.03M
36697-12
3
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
2
ТВ-110/52
ТГФМ-110
ТФНД-110
ТРГ-110
НКФ-110
НКФ-110
НКФ-110
НАМИ-110
3
3190-72
52261-12
2793-71
26813-06
14205-11
922-54
26452-04
24218-08
Количество,
шт.
4
12
3
6
6
2
1
3
6
1
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Лист № 8
Всего листов 9
Окончание таблицы 4
1
Сервер БД
Программное обеспечение
Методика поверки
Паспорт-Формуляр
Руководство по эксплуатации
2 3 4
SUNRISE - 1
Пирамида 2000 - 1
МП 206.1-171-2017 - 1
- - 1
--1
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-171-2017 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тольяттинская
энергосбытовая компания». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному
ФГУП «ВНИИМС» 19 июня 2017 г.
Основные средства 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.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные
трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с
помощью эталонного делителя»;
-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.03M.16 - по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.
Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский
ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
-счетчиков СЭТ-4ТM.03M - по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.
Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский
ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
-счетчиков СЭТ-4ТM.03M.00 - по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.
Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский
ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
-радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global PositioningSystem (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
-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%;
-миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной
индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом
и (или) оттиском клейма поверителя.
Лист № 9
Всего листов 9
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе«Методика измерений электрической энергии и мощности
с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учет вэлектроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тольяттинская энергосбытовая компания»,
аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ОАО «Тольяттинская энергосбытовая компания»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные
системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергосистемы» (ООО «Энергосистемы»)
ИНН 3328498209
Юридический адрес: 600035, Россия, г. Владимир, ул. Куйбышева, 16, оф.411
Адрес: 600022, г. Владимир, а/я 11
Телефон: (4922)60-23-22
E-mail:
Web-сайт:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Телефон: (495) 437-55-77
Факс: (495) 437-56-66
E-mail:
Web-сайт:
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.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.