Приложение № 5
к сведениям о типах средств
измерений, прилагаемым
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «30» декабря 2020 г. № 2291
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (ИП Линевич А.С., ООО
«Компания Энерт», ООО «НовоТЭК»)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (ИП Линевич А.С., ООО «Компания Энерт»,
ООО «НовоТЭК») (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной
электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,двухуровневую
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 (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и
реактивной электроэнергии (Счетчики), 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
серверHPProLiantDL180G6ООО«КЭС»,каналообразующуюаппаратуру,
автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени
УСВ-2 (УСВ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
ИВК предназначен для автоматизированного trial и хранения результатов измерений,
состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (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 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 на верхний, второй уровень системы,
по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат пакетных данных
посредствам сотовой GSM связи (GPRS соединение), где осуществляется дальнейшая
обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и
2
мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной
информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение
информации на мониторах АРМ и передача данных в организации – участники оптового рынка
электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным
субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с
Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и
веденияреестрасубъектовоптовогорынкаэлектрическойэнергииимощностис
использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений,
состояния средств измерений по группам точек поставки производится со 2-го уровня
настоящей системы.
Сервер АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от
ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по
обеспечению единства измерений.
АИИСКУЭимеетсистемуобеспеченияединоговремени(СОЕВ).СОЕВ
предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях
системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ, синхронизирующим собственную шкалу
времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по сигналам глобальной
навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемника.
СравнениешкалывременисервераАИИСКУЭсошкалойвремениУСВ
осуществляется во время сеанса связи с УСВ. При наличии любого расхождения сервер
АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ
осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При любом расхождении шкалы времени
счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ производится синхронизация шкалы времени
счетчика.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты,
секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были
скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика и сервера
АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», 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 припередачеявляется кодирование данных,обеспечиваемое программными
средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки
1
Значение
2
Идентификационные
модулей ПО
наименованияCalcClients.dll
CalcLeakage.dll
CalcLosses.dll
Metrology.dll
ParseBin.dll
ParseIEC.dll
ParseModbus.dll
ParsePiramida.dll
SynchroNSI.dll
VerifyTime.dll
Номерверсии
номер) ПО
(идентификационный
не ниже 3.0
3
Цифровой идентификатор ПО
Продолжение таблицы 1
1
Алгоритмвычисления
идентификатора ПО
2
e55712d0b1b219065d63da949114dae4
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
цифрового
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.
4
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Вид
электро-
энергии
1
КВЛ 10 кВ Ос12, оп. №7-7А, ПКУ 10 кВ
УСВ-2
Рег. №
41681-10
/
HP ProLiant
DL180 G6
активная
реактивная
2
ВЛ 10 кВ Пз9, ответвление ВЛ 10 кВ Пз9,
оп. № 3-31, ПКУ 10 кВ
активная
реактивная
3
КТПН 10 кВ КЗ1-620п, РУ 0,4 кВ
СШ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1
-
активная
реактивная
4
ЩУ 0,4 кВ ООО НОВОТЭК, КЛ 0,4 кВ Цех
-
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер
ИК
Измерительные компоненты
Наименование ИК
ТТТНСчётчик
УСВ/Сервер
АИИС КУЭ
ЗНОЛП-ЭК-10
Кл. т. 0,5
Ктн 10000/√3:100/√3
Рег. № 47583-11
ЗНОЛП-ЭК-10
Кл. т. 0,5
Ктн 10000/√3:100/√3
Рег. № 47583-11
ТЛО-10
Кл. т. 0,5
Ктт 150/5
Рег. № 25433-11
ТОЛ-НТЗ-10-01
Кл. т. 0,5
Ктт 75/5
Рег. № 69606-17
ТШП-0,66
Кл. т. 0,5
Ктт 1000/5
Рег. № 54852-13
Т-0,66 У3
Кл. т. 0,5
Ктт 200/5
Рег. № 71031-18
ПСЧ-
4ТМ.05МК.00
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 50460-12
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36697-12
Меркурий 236
ART-03 PQRS
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 47560-11
Меркурий 234
ART-03 P
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 48266-11
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с
Примечания
1 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.
2 Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа.
3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4 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.
5
Номер
ИК
Границы основной относительной
погрешности измерений (±δ), %
1-2
(ТТ 0,5;
ТН 0,5;
Сч 0,5S)
1,9
3,0
5,5
2,3
3,3
5,8
1,2
1,7
3,0
1,8
2,3
3,5
1,0
1,4
2,3
1,7
2,1
2,9
3-4
(ТТ 0,5;
Сч 0,5S)
1,8
2,9
5,4
2,3
3,2
5,7
1,0
1,5
2,8
1,7
2,2
3,3
0,8
1,1
1,9
1,6
1,9
2,6
Диапазон
значений
силы тока
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Границы относительной
погрешности измерений в рабочих
условиях эксплуатации, (±δ), %
cosφ = 1,0
cosφ = 0,8
cosφ = 0,5
cosφ = 1,0
cosφ = 0,8
cosφ = 0,5
0,05Iн
1≤
I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1≤
I
1
<
Iн
1
Iн
1≤
I
1≤
1,2Iн
1
0,05Iн
1≤
I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1≤
I
1
<
Iн
1
Iн
1≤
I
1≤
1,2Iн
1
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии средней
мощности (получасовой).
2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos φ = 1,0; 0,8; 0,5 инд. И температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до
плюс 40 °С.
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р=0,95.
Номер
ИК
Диапазон
значений силы
тока
Основная относительная
погрешность ИК (±δ), %
Относительная погрешность
ИК в рабочих условиях
эксплуатации (±δ), %
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК
1-2
(ТТ 0,5;
ТН 0,5;
Сч 1,0)
3-4
(ТТ 0,5;
Сч 1,0)
0,05Iн
1≤
I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1≤
I
1
< Iн
1
Iн
1≤
I
1≤
1,2Iн
1
0,05Iн
1≤
I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1≤
I
1
< Iн
1
Iн
1≤
I
1≤
1,2Iн
1
cosφ = 0,8
4,6
2,6
2,1
4,5
2,4
1,8
cosφ = 0,5
2,8
1,8
1,6
2,7
1,7
1,4
cosφ = 0,8
5,7
4,3
4
5,6
4,2
3,9
cosφ = 0,5
4,3
3,7
3,6
4,2
3,6
3,5
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии средней
мощности (получасовой).
2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos φ
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков
= 0,8; 0,5 инд. И температуры
электрической энергии от 0 до
плюс 40 °С.
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р=0,95.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
6
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
220000
2
165000
2
114
45
Значение
4
от 99 до 101
от 1 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25
от 90 до 110
от 1 до 120
от 0,5
инд
до 0,8
емк
от 49,5 до 50,5
от -40 до +70
от -40 до +65
от +10 до +30
0,5
Таблица 5 – 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,
о
С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН,
о
С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,
о
С
температура окружающей среды в месте расположения сервера,
о
С
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики (рег. №, 47560-11, 48266-11):
trial 2
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Счетчики (рег. № 50460-12, 36697-12):
- 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
УСВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Счетчики:
- 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
результатах измерений может
электроэнергии с помощью
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера 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:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
7
– коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
–счётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– сервера;
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
–счетчика;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– счетчиках (функция автоматизирована);
– сервера (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована);
– о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ 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 6.
ПСЧ-4ТМ.05МК.00
1
СЭТ-4ТM.03M.01
1
Mеркурий 236 ARТ-03 РQRS
1
Mеркурий 234 ARТ-03 Р
1
Тип/Обозначение
ТЛО-10
ТОЛ-НТЗ-10-01
ТШП-0,66
Т-0,66 У3
ЗНОЛП-ЭК-10
Количество, шт./Экз.
3
3
3
3
6
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство синхронизации времени
Сервер АИИС КУЭ
Программное обеспечение
Методика поверки
Паспорт-Формуляр
УСВ-2
HP ProLiant DL180 G6
«Пирамида 2000»
МП 050-2020
2020-01-КЭС.ПФ
1
1
1
1
1
8
Поверка
осуществляетсяподокументуМП050-2020«ГСИ.Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
ООО «КЭС» (ИП Линевич А.С., ООО «Компания Энерт», ООО «НовоТЭК»). Методика
поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 01.10.2020 г.
Основные средства поверки:
- ТТ – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика
поверки»;
- ТН – в соответствии
Методика поверки» и/или по
с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения.
МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы
напряжения 6
√
3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных
трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных
трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
в линиях
- по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения
соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчикПСЧ-4ТМ.05МК.00подокументуИЛГШ.411152.167РЭ1
«Счетчик
электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации.
Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский
ЦСМ» «21» марта 2011 г.;
- счетчикСЭТ-4ТM.03M.01подокументуИЛГШ.411152.145РЭ1«Счетчики
электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТM.03M, СЭТ-4ТM.02M. Руководство по
эксплуатации.Часть2.Методика поверки», утвержденномуруководителем
ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчик Mеркурий 236 ARТ-03 РQRS по документу АВЛГ.411152.034 РЭ1
«Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 236». Руководство по
эксплуатации. Приложения Г. Методика поверки» с изменением №1, утвержденному
ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 15 августа 2016 г.;
- счетчик Mеркурий 234 ARТ-03 Р по документу «Счетчики электрической энергии
по эксплуатации.
утвержденному
Приложения Г.
руководителем
статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство
Методикаповерки.АВЛГ.411152.033РЭ1»,
ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01 сентября 2011 г.;
- блок коррекции времени ЭНКС-2, Рег. № 37328-15.
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
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КЭС» (ИП Линевич А.С., ООО «Компания Энерт»,
ООО «НовоТЭК»), аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации №
RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
9
величин. Общие
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных
технические условия
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплекс
стандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «КЭС» (ООО «КЭС»)
ИНН 2308138781
Адрес: 350000, Краснодарский край, г. Краснодар, ул. Гимназическая, д. 55/1
Телефон: +7 (861) 268-92-78
Web-сайт: www.kes-krd.ru
E-mail: kes@mail.kes23.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»
(ООО «Спецэнергопроект»)
Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, помещ. I, ком. 6, 7
Телефон: +7 (495) 410-28-81
E-mail:
Аттестат аккредитации ООО «Спецэнергопроект» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312429 от 30.01.2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.