Приложение к свидетельству № 70912
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Воронеж»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Воронеж» (далее - АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности,
автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и
передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного
регламента.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизи-
рованную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и
счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные
цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер базы данных (сервер) на базе виртуальной машины VMware с программным
обеспечением(ПО)«АльфаЦЕНТР»,автоматизированноерабочееместо(АРМ),
каналообразующую аппаратуру,техническиесредствадля организации локальной
вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485
поступает на соответствующий GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM поступает
на сервер, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности
вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и
ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера 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.
Лист № 2
Всего листов 8
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены
с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в
себя часы счетчиков и часы сервера. 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. Сличение часов сервера с часами NTP-сервера,
передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью
протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия.
Контроль показаний времени часов сервера осуществляется каждую секунду, коррекция часов
сервера производится при расхождении с часами NTP-сервера на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчика с часами сервера осуществляется во время сеанса
связи со счетчиком, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчика
производится при расхождении показаний с часами сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на
которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее
сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации
программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и
преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации
изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты
передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в
соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПО ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 15.07.03
Цифровой идентификатор ПО3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПОMD5
Лист № 3
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Вид
электри-
ческой
энергии
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Измерительные компоненты
мерточки
Но- Наименование
ИКизмерений
ТТТНСчетчик
Сервер
допускаемой
погрешности,
погрешности
7
Метрологические характеристики ИК
Границы
Границы допускаемой
основной
относительной
относи
т
ельной
в рабочих условиях,
(±δ) %
(±δ)
%
89
0,82,1
1,53,9
0,82,1
1,53,9
ПС 110 кВ
«Манино»
ВЛ-110 кВ
Фазы: А, В, С
Фазы: А, В, С
Рег. №
123456
ПС Острогожск -
районная 110 кВ,ТГФ110-II*ЗНОГ-110СЭТ-
ОРУ-110 кВ, Кл.т. 0,2S Кл.т. 0,2 4ТМ.03М.01
1 ВЛ-110 кВ300/5110000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5S/1,0
Алексеевка Рег. № 34096-07 Рег. № 23894-07Рег. №
ОстрогожскФазы: А, В, СФазы: А, В, С36697-17
районная №1
ПС Острогожск -
районная 110 кВ,ТГФ110-II*ЗНОГ-110СЭТ-
ОРУ-110 кВ,Кл.т. 0,2SКл.т. 0,24ТМ.03М.01VMware
2ВЛ-110 кВ 300/5 110000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5S/1,0
АлексеевкаРег. № 34096-07 Рег. № 23894-07Рег. №
Острогожск Фазы: А, В, СФазы: А, В, С 36697-17
районная №2
ТФНД-110МНКФ110-57СЭТ-
Кл.т. 0,5 Кл.т. 0,5 4ТМ.03М.01
3750/5110000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5S/1,0
Манино-Искра
Рег. № 2793-71 Рег. № 1188-58
36697-12
1,33,2
2,55,5
Лист № 4
Всего листов 8
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. №
36697-12
5
6789
Активная1,33,2
СЭТ-
4ТМ.03.02
Кл.т. 0,2S/0,5
Рег. №
27524-04
Реактивная2,55,5
VMware
Активная1,13,0
Реактивная2,34,6
Продолжение таблицы 2
1234
ПС 110 кВ
«Манино»ТЛМ-10НАМИТ-10
РУ-10 кВ,Кл.т. 0,5 Кл.т. 0,5
4яч. №12,150/510000/100
ВЛ-10 кВ №6 Рег. № 2473-69 Рег. № 16687-97
ПС Манино - Фазы: А, В, С Фазы: АВС
к-з «Маяк»
ПС 110 кВ ТФНД-110М НКФ-110
Народное; Кл.т. 0,5 Кл.т. 0,5
5ВЛ-110 кВ100/5110000/√3/100/√3
Народное- Рег. № 2793-71 Рег. № 922-54
ШпикуловоФазы: А, СФазы: А, В, С
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.
Примечания:
1В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при
доверительной вероятности, равной 0,95.
2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1, 2 указана для тока 2 % от I
ном
, для остальных ИК - для тока 5 % от I
ном
;
cos
j
= 0,8инд.
4ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по
ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012,
ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83.
5Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,
чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2
метрологических характеристик. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового
идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с
настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Лист № 5
Всего листов 8
от 95 до 105
от 90 до 110
220000
2
165000
2
90000
2
113
12
113
10
Значение
2
5
от 1 до 120
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +15 до +25
от 1 до 120
от 5 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от +10 до +30
70000
1
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество ИК
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 1, 2
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 1, 2
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 36697-17):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 36697-12):
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации:
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 36697-17):
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее
при отключении питания, лет, не менее
длясчетчиковтиповСЭТ-4ТМ.03иСЭТ-4ТМ.03М
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде
36697-12):
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее
при отключении питания, лет, не менее
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Лист № 6
Всего листов 8
Надежность системных решений:
защитаоткратковременныхсбоевпитаниясервераспомощьюисточника
бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация орезультатахизмеренийможет
передаватьсяворганизации-участникиоптовогорынка электроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
-
журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
-
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
-
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
счетчика электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Лист № 7
Всего листов 8
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока измерительные
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии многофункциональные
Счетчики электрической энергии многофункциональные
Сервер на базе виртуальной машины
Методика поверки
Паспорт-формуляр
ТГФ110-II*
ТФНД-110М
ТЛМ-10
ЗНОГ-110
НКФ110-57
НАМИТ-10
НКФ-110
СЭТ-4ТМ.03М
СЭТ-4ТМ.03
VMware
МП ЭПР-086-2018
ТНСЭ.366305.002.ФО
Количество,
шт./экз.
6
5
3
6
3
1
3
4
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-086-2018 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Воронеж».
Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 19.06.2018 г.
Основные средства поверки:
-
средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие
в состав АИИС КУЭ;
-
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информаци-
онном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11);
-
термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 22129-09);
-
барометр-анероидметеорологическийБАММ-1(регистрационныйномер
в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 5738-76);
-
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28134-04);
-
приборЭнерготестерПКЭ-А(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 53602-13);
-
вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
АИИС КУЭ ПАО «ТНС энерго Воронеж», свидетельство об аттестации № 101/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ПАО «ТНС энерго Воронеж»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Лист № 8
Всего листов 8
Изготовитель
Публичное акционерное общество «ТНС энерго Воронеж» (ПАО «ТНС энерго Воронеж»)
ИНН 3663050467
Адрес: 394029, г. Воронеж, ул. Меркулова, 7a
Телефон: (473) 261-87-08
Факс: (473) 261-87-43
Web-сайт: voronezh.tns-e.ru
E-mail:
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143444, Московская обл., Красногорский район, г. Красногорск, мкр. Опалиха,
ул. Ново-Никольская, д. 57
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail:
Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.