Untitled document

Приложение к свидетельству № 75010

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПНС-11, ПНС-15 ООО «ТСН»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ПНС-11, ПНС-15 ООО «ТСН» (далее – АИИС КУЭ)

предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного

сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной

информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую

автоматизированную 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 электроустановки (ИВКЭ),

включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую

аппаратуру.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

сервер с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», блок коррекции времени(БКВ),

автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические

средства для 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 поступает на

соответствующий модем и далее по основному или резервному каналам связи стандарта GSM

поступает на УСПД, где осуществляется накопление и хранение поступающей информации, а

также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Измерительная информация от УСПД по каналу связи сети Ethernet поступает на сервер,

где осуществляетсяобработка измерительной информации, в частности вычисление

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

хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. На сервере может

быть создана закрытая облачная система VMware.

Лист № 2

Всего листов 9

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 установленного формата в соответствии с

приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний

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 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, часы УСПД, часы сервера, БКВ. Сравнение показаний часов сервера с

БКВ осуществляется каждый час. Корректировка часов сервера производится при расхождении

с БКВ на величину более ±0,1 с.

СинхронизациячасовУСПДсединымкоординированнымвременемUTC

обеспечиваетсявстроенным ГЛОНАСС/GPS-приемникомточноговремени.Пределы

допускаемой абсолютной погрешности внутренних часов УСПД составляют ±1 мс. В случае

неисправности встроенного ГЛОНАСС/GPS приемника часы УСПД синхронизируются с

часами сервера. Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется один раз в

сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на

величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется при каждом

сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при

расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±2 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД 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

ВАИИСКУЭиспользуетсяпрограммныйкомплекс(ПК)«Энергосфера».

ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии

с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных,

обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая

часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты ПК «Энергосфера» от

непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий»в соответствии с

Р 50.2.077-2014.

MD5

Таблица 1 – Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Значение

pso_metr.dll

не ниже 8.0.75

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

Лист № 3

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характе-

ристики ИК

Вид

гии

пускаемой

основной от-

пускаемой от-

носительной

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-17

РУ-6кВ

ПНС-11, II сек-

ция 6кВ, яч.2,

КЛ-6кВ

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-17

ТЛП-10

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-17

РУ-6кВЗНОЛПАк-

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-17

ЭКОМ-3000 ЭНКС-2

DL380

Но- Наименованиеэлек-

Границы до- Границы до-

мерточки измере- Сервер тро-

ИКнийТТТНСчетчикУСПДБКВэнер-

носительн

й погрешности в

погрешно-рабочих усло-

сти, (±δ) % виях, (±δ) %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

ТЛП-10 ЗНОЛП

Ак-

РУ-6кВКл.т. 0,2SКл.т. 0,5

тивная1,02,2

1ПНС-11, I сек- 600/5 6000/√3/100/√3

ция 6кВ, яч.5Рег. № trial-08 Рег. № 23544-02Реак-

1,84,0

Фазы: А; СФазы: А; В; С

тивная

ТЛП-10ЗНОЛПАк-

Кл.т. 0,2SКл.т. 0,5тивная

1,02,2

2600/5 6000/√3/100/√3

Рег. № 30709-08 Рег. № 23544-02HPРеак-

1,84,0

Фазы: А; СФазы: А; В; С

Рег. № Рег. №

ProLiant тивная

ПНС-11, I сек-Кл.т. 0,2SКл.т. 0,5

СЭТ-

17049-1437328-15

Gen8тивная

1,02,2

3ция 6кВ, яч.1, 600/5 6000/√3/100/√3

КЛ-6кВРег. № 30709-08 Рег. № 23544-02Реак-

1,84,0

ф.5-ТПС-3 Фазы: А; СФазы: А; В; С тивная

ТЛП-10ЗНОЛПАк-

РУ-6кВКл.т. 0,2SКл.т. 0,5тивная

1,02,2

4ПНС-11, II сек- 600/5 6000/√3/100/√3

ция 6кВ, яч.6Рег. № 30709-08 Рег. № 23544-02Реак-

1,84,0

Фазы: А; СФазы: А; В; С тивная

Лист № 4

Всего листов 9

1011

Фазы: А; В; С

СЭТ-

4ТМ.03М.09

Кл.т. 0,5S/1,0

Продолжение таблицы 2

123456789

ТТЭ-30 Ак-

РУ-6кВКл.т. 0,5Sтивная

5ПНС-11, ввод 100/5 ―

0,4кВ ТСН-1Рег. № 67761-17

Рег. № 36697

Реак-

тивная

1,03,3

2,15,5

0,4кВ ТСН-2

100/5

СЭТ-

4ТМ.03М.09

Рег. № 36697-17

1,03,3

2,15,5

ПНС-15, I сек-

600/5

Рег. № 1261-59

Фазы: А; В; С

УХЛ2СЭТ-

ция 10кВ, яч.7Реак-

тивная

1,33,3

2,55,6

Фазы: А; В; С

Кл.т. 0,5

10000/100

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

ТПОЛ-10Ак-

тивная

1,33,3

2,55,6

РУ-10кВ

200/5

Фазы: А; С

УХЛ2СЭТ-

Рег. № 1276-59Реак-

тивная

1,33,3

2,55,6

Фазы: А; В; С

СЭТ-

4ТМ.03М.09

Кл.т. 0,5S/1,0

Pro

Liant

DL380

Реак-

ТТЭ-30Ак-

РУ-6кВКл.т. 0,5S тивная

ПНС-11, ввод

Рег. № 67761-17

―

Кл.т. 0,5S/1,0

Реак-

Фазы: А; В; С тивная

ТПОЛ-10

НАМИ-10-95

Ак-

РУ-10кВКл.т. 0,5

Кл.т. 0,5 4ТМ.03М.01

тивная

10000/100Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 20186-05 Рег. № 36697-17

Фазы: АВСЭКОМ-3000 ЭНКС-2

НАМИ-10-95 Рег. №Рег. №

РУ-10кВКл.т. 0,5

УХЛ2СЭТ-

17049-1437328-15

Gen8тивная

8ПНС-15, II сек- 600/5

ция 10кВ, яч.16 Рег. № 1261-59

Рег. №

20186-05 Рег. № 36697

Реак-

Фазы: АВС

ТПЛ-10

НАМИ-10-95

Ак-

ПНС-15, I сек-

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5 4ТМ.03М.01

тивная

ция 10кВ, яч.3, 10000/100 Кл.т. 0,5S/1,0

КЛ-10кВРег. № 20186-05 Рег. № 36697-17

Фазы: АВС

ТТЭ-30Ак-

РУ-10кВКл.т. 0,5S тивная

10ПНС-15, ввод100/5―

0,4кВ ТСН-1Рег. № 67761-17

Рег. № 36697

тивная

1,03,3

2,15,5

Лист № 5

Всего листов 9

567891011

Кл.т. 0,5S/1,0

КОМ-30

Рег. №

СЭТ-H

Lia

DL380

Ак-

тивная

4ТМ.03М.09

Рег. №

00 ЭНКС-2

Pro

тивная

1,0 3,3

Рег. № 36697-17

17049

14 37328-15

Gen8

Реак-

2,1

5,5

Продолжение таблицы 2

1234

ТТЭ-30

РУ-10кВКл.т. 0,5S

11ПНС-15, ввод100/5―

0,4кВ ТСН-2 Рег. № 67761-17

Фазы: А; В; С

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечания:

1.В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при

доверительной вероятности, равной 0,95.

2.Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени

30 мин.

3.Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 7-9 указана для тока 5 % от I

ном

, для остальных ИК – для тока 2 % от I

ном

;

cos

= 0,8инд.

4.Допускается 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 УСПД и БКВ на аналогичные утвержденных типов, а также 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 № 6

Всего листов 9

от 95 до 105

от 90 до 110

от 5 до 120

от 1 до 120

от 0,5 до 1,0

от 49,6 до 50,4

от -30 до +35

от +5 до +35

220000

100000

35000

114

Значение

от 5 до 120

от 1 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2

от +15 до +25

от +20 до +25

113060

Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Количество ИК

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

ток, % от Iном

для ИК №№ 7-9

для остальных ИК

коэффициент мощности cosφ

частота, Гц

температура окружающей среды, °С

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

ток, % от Iном

для ИК №№ 7-9

для остальных ИК

коэффициент мощности cosφ

частота, Гц

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

температура окружающей среды в месте расположения УСПД и

сервера, °С

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

среднее время восстановления работоспособности, ч

для УСПД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

среднее время восстановления работоспособности, ч

для БКВ:

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:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

при отключении питания, лет, не менее

для УСПД:

суточныеданныеотридцатиминутныхприращениях

электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,

потребленной за месяц по каждому каналу, 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 № 7

Всего листов 9

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника

бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация орезультатахизмеренийможет

передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

журнал счетчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике.

журнал УСПД:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и УСПД;

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;

УСПД;

сервера.

защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,

параметрировании:

счетчика электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

сервере (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.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

ТЛП-10

Количество,

шт./экз.

Трансформаторы тока

Продолжение таблицы 4

Лист № 8

Всего листов 9

Трансформаторы тока измерительные

Трансформаторы тока

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

Трансформаторы напряжения

Счетчики электрической энергии многофункциональные

Устройства сбора и передачи данных

Блоки коррекции времени

Сервер

Методика поверки

Паспорт-формуляр

ТТЭ-30 12

ТПОЛ-10 6

ТПЛ-10 2

ЗНОЛП 6

НАМИ-10-95 УХЛ2 2

СЭТ-4ТМ.03М11

ЭКОМ-3000 1

ЭНКС-21

HP ProLiant DL380 Gen81

МП ЭПР-175-2019 1

ЭНСТ.411711.203.ФО 1

Поверка

осуществляетсяподокументуМПЭПР-175-2019«Системаавтоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПНС-11,

ПНС-15 ООО «ТСН». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс»

21.06.2019 г.

Основные средства поверки:

средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства

измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;

радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы GlobalPositioningSystem(GPS)(регистрационныйномервФедеральном

информационном фонде 46656-11);

термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном

информационном фонде 22129-09);

барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в

Федеральном информационном фонде 5738-76);

термометрстеклянныйжидкостныйвибростойкийавиационныйТП-6

(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);

миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в

Федеральном информационном фонде 28134-04);

анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L

(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);

вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном

информационном фонде 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.

с использованием

об аттестации

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии

АИИСКУЭПНС-11,ПНС-15ООО«ТСН»,свидетельство

№ 200/RA.RU.312078/2019.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ПНС-11, ПНС-15 ООО «ТСН»

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 № 9

Всего листов 9

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Энергосистемы» (ООО «Энергосистемы»)

ИНН 3328498209

Адрес: 600028, г. Владимир, ул. Сурикова, д. 10 «А», помещение 10

Телефон (факс): (4922) 60-23-22

Web-сайт: ensys.su

E-mail:

post@ensys.su

Испытательный центр

Обществосограниченнойответственностью«ЭнергоПромРесурс»

(ООО «ЭнергоПромРесурс»)

Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская,

д. 57, офис 19

Телефон: (495) 380-37-61

E-mail:

energopromresurs2016@gmail.com

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.« ___ » _______________ 2019 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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