Untitled document

Приложение № 8

к сведениям о типах средств

измерений, прилагаемым

к приказу Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «23» декабря 2020 г. № 2226

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БИАКСПЛЕН М»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «БИАКСПЛЕН М» (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

измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее по тексту – ИИК),

которые включают в себя трансформаторы тока (далее по тексту – ТТ), трансформаторы

напряжения (далее по тексту – ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по

тексту – Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи

данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС

КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-йуровень–информационно-вычислительныйкомплексэлектроустановки

(далее по тексту – ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-

3000 (далее по тексту – УСПД), устройство синхронизации времени (далее по тексту – УСВ),

входящее в УСПД ЭКОМ-3000, и каналообразующую аппаратуру.

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

включающий в себя сервер баз данных (далее по тексту – сервер БД) АИИС КУЭ с

программным обеспечением (далее по тексту – ПО) ПК «Энергосфера», автоматизированные

рабочие места персонала (далее по тексту – АРМ), АРМ субъекта оптового рынка,

каналообразующуюаппаратуру,техническиесредствадляорганизациилокальной

вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (далее по тексту – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами

в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на со-

ответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные

значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям

силыэлектрическоготока инапряжения вмикропроцессоресчетчикавычисляются

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 на входы УСПД, где осуществляется

формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации по

подключенным к УСПД устройствам.

Наверхнем–третьемуровнесистемывыполняетсядальнейшаяобработка

измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом

коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации,

оформление отчетных документов.

Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по

каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате

XML на АРМ субъекта оптового рынка.

АРМ субъекта оптового рынка формирует и отправляет по сети Internet с

использованием электронной подписи (далее по тексту - ЭП) раз в сутки с помощью

электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в

формате XML в АО «АТС». Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью

электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами

измерений в формате XML в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам

ОРЭМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту -

СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ и ИВК.

СОЕВ включает в себя УСВ на основе ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав

УСПД ЭКОМ-3000, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Время часов

УСПД синхронизировано с сигналами точного времени от ГЛОНАСС/GPS-приемника.

Коррекция времени УСПД производится на величину рассинхронизации с точностью до ± 1 мс.

УСПД осуществляет коррекцию времени сервера БД и счетчиков. Корректировка часов

сервера БД производится при расхождении часов сервера БД с часами УСПД на величину более

чем ±1 с.

Сличение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса

связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний

часов счетчиков и часов УСПД на величину более чем ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты,

секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).

Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, 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 ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули,

указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной

информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при

передаче из УСПД ИВКЭ в ИВК является кодирование данных, обеспечиваемое программными

средствами ПО ПК «Энергосфера».

1.1.1.1

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)Значение

Идентификационное наименование ПО ПК «Энергосфера»

Библиотека pso_metr.dll

Номерверсии(идентификационный

номер) ПО

Цифровой идентификатор ПОСBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритмвычисления цифрового

идентификатора ПО

MD5

ПО ПК «Энергосфера» 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.

Метрологические и технические характеристики

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

Номер ИК

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид

электро-

энергии

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основ-

ная

погреш-

ность, %

РТП-7080 6 кВ,

РУ 6 кВ, яч.7

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-08

ЭКОМ-3000

Рег. № 17049-14

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

РТП-7080 6 кВ,

РУ 6 кВ, яч.10

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,1

±5,6

РТП-7080 6 кВ,

РУ 0,4 кВ, ф.2

ПСЧ-4ТМ.05М.04

Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 36355-07

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

РТП-7080 6 кВ,

РУ 0,4 кВ, яч.6,

ф.12

ПСЧ-4ТМ.05М.04

Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 36355-07

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

РТП-7080 6 кВ,

РУ 0,4 кВ, ф.4

ПСЧ-4ТМ.05М.04

Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 36355-07

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Метрологические

характеристики ИК

Погреш-

ность в

рабочих

усло-

виях, %

НТМИ-6

Кл. т. 0,5

Ктн 6000/100

Рег. № 831-53

НТМИ-6 У3

Кл. т. 0,5

Ктн 6000/100

Рег. № 51199-12

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

Ктт 400/5

Рег. № 1261-08

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

Ктт 400/5

Рег. № 1261-08

ТШП-0,66

Кл. т. 0,5

Ктт 250/5

Рег. № 47957-11

ТОП-0,66

Кл. т. 0,5

Ктт 100/5

Рег. № 47959-11

ТШП-0,66

Кл. т. 0,5

Ктт 250/5

Рег. № 47957-11

РТП-7080 6 кВ,

РУ 0,4 кВ, ф.13

ПСЧ-4ТМ.05М.04

Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 36355-07

ЭКОМ-3000

Рег. № 17049-14

РТП-7080 6 кВ,

РУ 0,4 кВ, ф.1

ПСЧ-4ТМ.05М.04

Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 36355-07

РТП-3050 10 кВ,

РУ 10 кВ, 2 СШ 10

кВ, яч.3

ТПОЛ 10

Кл. т. 0,5

Ктт 300/5

Рег. № 1261-02

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-08

РТП-3050 10 кВ,

РУ 10 кВ, 1 СШ 10

кВ, яч.10

ТПОЛ 10

Кл. т. 0,5

Ктт 300/5

Рег. № 1261-02

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-08

ШС №26 0,4 кВ,

РУ 0,4 кВ, ф.3

ШС №26 0,4 кВ,

РУ 0,4 кВ, ф.1

ТП-4768 6 кВ,

РУ 6 кВ, 2 сш 6 кВ,

яч.6

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-08

Продолжение таблицы 2

789

активная±1,0±4,1

реактивная±2,4±7,1

ТШП-0,66

Кл. т. 0,5

Ктт 400/5

Рег. № 47957-11

ТОП-0,66

Кл. т. 0,5

Ктт 200/5

Рег. № 47959-11

активная±1,0±4,1

реактивная±2,4±7,1

активная±1,1±3,1

реактивная±2,6±5,6

ЗНИОЛ

Кл. т. 0,5

Ктн

10000:√3/100:√3

Рег. № 25927-03

ЗНИОЛ

Кл. т. 0,5

Ктн

10000:√3/100:√3

Рег. № 25927-03

активная±1,1±3,1

реактивная±2,6±5,6

ПСЧ-3ТМ.05М.02

Кл. т. 1,0/2,0

Рег. № 36354-07

активная±1,1±3,8

ПСЧ-3ТМ.05М.02

Кл. т. 1,0/2,0

Рег. № 36354-07

реактивная ±2,2 ±7,8

активная ±1,1 ±3,8

ТПОЛ-10

Кл. т. 0,5

Ктт 300/5

Рег. № 1261-08

ЗНОЛ.06

Кл. т. 0,5

Ктн 6000:√3/100:√3

Рег. № 46738-11

реактивная ±2,2 ±7,8

активная ±1,1 ±3,1

реактивная±2,6±5,6

ТП-4768 6 кВ,

РУ 0,4 кВ,

Ввод 0,4 кВ Т1

ЭКОМ-3000

Рег. № 17049-14

ШУР 0,4 кВ, Ввод

0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ

РТП-7080 6 кВ,

РУ 0,4 кВ, яч.8

Продолжение таблицы 2

789

ПСЧ-4ТМ.05М.16

-Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 36355-07

активная±1,0±4,1

реактивная±2,4±7,1

Т-0,66 М У3

Кл. т. 0,5

Ктт 600/5

Рег. № 36382-07

Т-0,66 М У3

Кл. т. 0,5S

Ктт 600/5

Рег. № 36382-07

Т-0,66 М У3

Кл. т. 0,5

Ктт 250/5

Рег. № 36382-07

СЭТ-4ТМ.03М.08

-Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-08

активная±0,8±3,0

ПСЧ-3ТМ.05М

-Кл. т. 1,0/2,0

Рег. № 36354-07

реактивная ±2,2 ±5,5

активная ±1,1 ±3,8

реактивная±2,2±7,8

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5

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·Iном и температуры окружающего воздуха в месте расположения

счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 15 от минус 40 до плюс 60 °C. Для ИК №13 погрешность в рабочих условиях указана для комбинации

средств измерения с наименьшими показателями точности измерения (ТТ кл.т. 0,5, счетчик кл.т. 0,5S/1,0).

4 Кл. т. – класс точности, Ктт – коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн – коэффициент трансформации трансформаторов

напряжения, Рег. № – регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на

улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

6 Допускается замена сервера БД АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

7 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

8 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится

совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

от 90 до 110

от 5 до 120

от 0,5

инд

до 0,8

емк

от 47,5 до 52,5

от -40 до +70

от -40 до +60

от +10 до +30

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

100000

114

Значение

от 98 до 102

от 100 до 120

от 49,85 до 50,15

0,9

от +21 до +25

от 0 до +40

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



- 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,

- температура окружающей среды в месте расположения

УСПД,

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

УСПД:

- 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, сут., не менее

- при отключении питания, лет, не менее

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления по каждому каналу и электропотребление за

месяц по каждому каналу, суток, не менее

- сохранение информации при отключении питания, лет, не

менее

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации

состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

результатах измерений может

электроэнергии с помощью

–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью

источника бесперебойного питания;

–резервирование каналов связи: информация о

передаваться ворганизации–участникиоптовогорынка

электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

– журнал счётчика:

- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и

конфигурации;

- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или

величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам

автоматической самодиагностики;

- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и

восстановления напряжения;

- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и

восстановления.

– журнал УСПД:

- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов

трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

- попыток несанкционированного доступа;

- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;

- перезапусков ИВКЭ;

- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после

коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано

устройство;

- результатов самодиагностики;

- отключения питания.

– журнал сервера:

- изменение значений результатов измерений;

- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;

- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

- пропадание питания;

- замена счетчика;

- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.

Защищённость применяемых компонентов:

– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчётчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

УСПД;

сервера;

–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,

параметрировании:

электросчетчика;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

– электросчетчиках (функция автоматизирована);

– УСПД (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 АИИС КУЭ ООО

«БИАКСПЛЕН М» типографским способом.

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.

Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Обозначение

ТПОЛ-10

ТПОЛ 10

ТШП-0,66

ТОП-0,66

Т-0,66 М У3

НТМИ-6

НТМИ-6 У3

ЗНИОЛ

ЗНОЛ.06

Количество, шт./экз.

энергии

СЭТ-4ТМ.03М5

энергии

ПСЧ-4ТМ.05М.045

энергии

ПСЧ-3ТМ.05М.022

энергии

ПСЧ-4ТМ.05М.161

энергии

СЭТ-4ТМ.03М.081

энергии

Счётчикэлектрической

многофункциональный

Счётчикэлектрической

многофункциональный

Счётчикэлектрической

многофункциональный

Счётчикэлектрической

многофункциональный

Счётчикэлектрической

многофункциональный

Счётчикэлектрической

многофункциональный

ПСЧ-3ТМ.05М1

ЭКОМ-30001

Устройствосбораипередачи

данных со встроенным УСВ

Программное обеспечение

Методика поверки

Паспорт-Формуляр

ПК «Энергосфера»1

МП СМО-0110-20201

РЭСС.411711.АИИС.139.01 ПФ1

Поверка

осуществляетсяподокументуМПСМО-0110-2020«Системаавтоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО

«БИАКСПЛЕН М». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 08.10.2020 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы

тока. Методика поверки;

- трансформаторов напряжения– всоответствиис ГОСТ 8.216-2011 ГСИ.

Трансформаторы напряжения. Методика поверки;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08 (Рег.

ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии

№ 36697-08) – по документу

многофункциональные СЭТ-

4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации, Часть 2. Методика поверки»,

согласована руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.04, ПСЧ-4ТМ.05М.16 (Рег. № 36355-07) – по документу

ИЛГШ.411152.146РЭ1 «Методика поверки», явлюящегося приложением к руководству по

эксплуатацииИЛГШ.411152.146РЭ,согласованаруководителемГЦИСИФГУ

«Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г;

- счетчиков ПСЧ-3ТМ.05М, ПСЧ-3ТМ.05М.02 (Рег. № 36354-07) – по документу

ИЛГШ.411152.138РЭ1 «Методика поверки», явлюящегося приложением к руководству по

эксплуатацииИЛГШ.411152.138РЭ,согласованаруководителемГЦИСИФГУ

«Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г;

- УСПД ЭКОM-3000 (Рег. № 17049-14) – по документу ПБКМ.421459.007 МП

«Устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», согласованному с

ФГУП«ВНИИМС»

20 апреля 2014 г.;

- радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;

- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества

электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;

- миллитесламетр ТПУ-01, Рег. № 28134-12;

- термогигрометр «Ива-6H-КП-Д», Рег. № 46434-11;

- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 257-

49.

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

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы авто-

матизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС

КУЭ) ООО «БИАКСПЛЕН М».

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

Акционерное общество «РЭС Групп»

(АО «РЭС Групп»)

ИНН 3328489050

Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9

Телефон: 8 (4922) 22-21-62

Факс: 8 (4922) 42-31-62

E-mail: post@orem.su