Untitled document

Приложение к свидетельству № 71044

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ПримаЭнерго» (ООО «Бизнес-Дом»)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ПримаЭнерго» (ООО «Бизнес-Дом») (далее - 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), трансформаторы напряжения (далее – ТН) и счетчики

активной и 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) ООО «ПримаЭнерго»

(ООО «Бизнес-Дом»), 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».

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений,

состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».

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 сервер БД, где осуществляется

вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,

выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и

хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации

в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной trial 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, на основе приемника сигналов точного

времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов

УСВ-2 не более

1 с. УСВ-2 обеспечивает сличение часов сервера БД не чаще, чем 1 раз в час.

Коррекция часов сервера БД проводится внезависимости от расхождения часов сервера БД и

времени приемника. Часы счетчиков синхронизируются от сервера БД с периодичностью 1 раз

в сутки.

Лист № 2

Всего листов 8

В случае выхода из строя УСВ-2 имеется возможность синхронизации часов сервера БД

от NTP-сервера точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающий передачу точного

времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-сервера

первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного

эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов

первого уровня относительно шкалы времени UTS (SU) не превышает 10 мс. Сервер

периодически сравнивает свое системное время с часами NTP-сервера. Сличение часов сервера

осуществляется не чаще, чем 1 раз в час.

Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды)

коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и

корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» не ниже 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.Средствомзащитыданныхприпередачеявляетсякодированиеданных,

обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».

модулей ПО

Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признакиЗначение

Идентификационныенаименования

Metrology.dll

номер)

Номер

ПО

версии(идентификационный

Не ниже 3.0

Цифровой идентификатор ПО52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

Алгоритмвычисления цифрового

идентификатора ПО

MD5

ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,

указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 8

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Измерительные компоненты

Номер ИК

Основная

погрешность,

Погреш-ность в

рабочих

условии-ях, %

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,5S/1,0

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,5S/1,0

ПСЧ-4ТМ.05МК

Кл. т. 1,0/2,0

ПСЧ-4ТМ.05МК

Кл. т. 1,0/2,0

Меркурий 236

Кл. т. 1,0/2,0

Меркурий 236

Кл. т. 1,0/2,0

ПСЧ-4ТМ.05МК

Кл. т. 1,0/2,0

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Метрологические

характеристики ИК

Наименование

объекта

ТТ

Вид

ТНСчётчик

электроэнергии

активная

8 9

±1,2 ±3,2

реактивная

активная

±2,8 ±5,6

±1,2 ±3,2

реактивная

активная

±2,8 ±5,6

±1,1 ±3,1

реактивная

активная

±2,4 ±6,0

±1,1 ±3,1

реактивная

активная

±2,4 ±6,0

±1,1 ±3,1

реактивная

активная

±2,4 ±6,0

±1,1 ±3,1

реактивная

активная

реактивная

±2,4 ±6,0

±1,1 ±3,1

1234

РП-50 6/0,4 кВ,ТЛК10НАМИТ-10 УХЛ2

1РУ-6 кВ, I СШ 6 Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,5

кВ, ф. 509300/56000/100

РП-50 6/0,4 кВ,ТЛК10НАМИТ-10 УХЛ2

2РУ-6 кВ, II СШ 6 Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,5

кВ, ф. 504300/56000/100

ЩО-4.0

3Серверная 0,4 кВ,--

КЛ-0,4 кВ

ЩО-1.0 Офисы 1

4эт. 0,4 кВ, КЛ-0,4--

кВ

ЩО-4.1 Офисы 4

5эт. 0,4 кВ, КЛ-0,4--

кВ

ЩО-4.1 Офисы 4

6эт. 0,4 кВ, КЛ-0,4--

кВ

ЩО-8.0 Офисы 8

7эт. 0,4 кВ, КЛ-0,4--

кВ

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±2,4 ±6,0

±5

Лист № 4

Всего листов 8

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

= 0,8 инд, I = 0,05·I

ном

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для

ИК № 1 – 7 от плюс 5 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. Допускается замена УСВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена

оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим

описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

от 90 до 110

от 5 до 120

от 0,5

инд

. до 0,8

емк

от 49,6 до 50,4

от -40 до +40

от -40 до +60

220000

165000

220000

Значение

Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Количество измерительных каналов

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- частота, Гц

- коэффициент мощности cos

- температура окружающей среды,

от 99 до 101

от 100 до 120

от 49,85 до 50,15

0,9

от +21 до +25

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,

С:

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера,

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M

для электросчетчика ПСЧ-4ТM.05MК

для электросчетчиков Меркурий 236

- среднее время восстановления работоспособности, ч

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

70000

Лист № 5

Всего листов 8

Продолжение таблицы 3

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее114

- при отключении питания, лет, не менее 45

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее3,5

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).

Знак утверждения типа

наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему

автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии

(АИИС КУЭ) ООО «ПримаЭнерго» (ООО «Бизнес-Дом») типографским способом.

Лист № 6

Всего листов 8

Комплектность средства измерений

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

36697-12

46634-11

47560-11

41681-10

Рег №

9143-83

16687-07

Количество, шт.

СЭТ-4ТM.03M

ПСЧ-4ТM.05MК

Меркурий 236

УСВ-2

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

НаименованиеТип

Трансформатор токаТЛК10

Трансформатор напряжения НАМИТ-10 УХЛ2

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Устройство синхронизации

времени

Программное обеспечение«Пирамида 2000»

Методика поверки МП 033-2018

Паспорт-ФормулярРЭК 02.067.06.00 ФО

Поверка

осуществляется по документу МП 033-2018 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ПримаЭнерго»

(ООО «Бизнес-Дом»).Методикаповерки»,утвержденномуООО «Спецэнегопроект»

18.07.2018 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.

Трансформаторынапряжения.Методикаповерки»и/илипоМИ2845-2003«ГСИ.

Измерительные трансформаторы напряжения 6/√3…35 кВ. Методика поверки на месте

эксплуатации»;

-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 – 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 ПСЧ-4ТM.05MК – по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-

4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1,

согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;

-счетчиков Меркурий 236 – по ГОСТ 8.584-2004 «Счетчики статические активной

электрической энергии переменного тока. Методика поверки» (для счетчиков «Меркурий

236АМ-0Х») и по документу АВЛГ.411152.034 РЭ1 «Счетчики электрической энергии

статические трехфазные «Меркурий 236». Руководство по эксплуатации. Приложение Г.

Методика поверки» с изменением № 1 (для счетчиков «Меркурий 236А(R)(T)…»),

утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 15 августа 2016 г.;

Лист № 7

Всего листов 8

-УСВ-2 – по документу ВЛСТ 237.00.trial «Устройство синхронизации времени

УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;

-радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;

-термогигрометр CENTER (мод.315): 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%, Рег. № 22129-09.

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.

Сведения о методиках (методах) измерений

«Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы

автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

(АИИСКУЭ)ООО«ПримаЭнерго»(ООО«Бизнес-Дом»),аттестованной

ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «ПримаЭнерго» (ООО «Бизнес-Дом»)

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

Телефон: 8 (831) 234-01-73

E-mail:

info@rek-21.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоБаланс»

(ООО «ЭнергоБаланс»)

Адрес: 119571 г. Москва, пр-кт Ленинский, д. 150, пом. VII, ком. 9

Телефон: 8 (903) 299-59-99

E-mail:

EnergoBalans.svs@gmail.com