Untitled document

Приложение № 14

к сведениям о типах средств

измерений, прилагаемым

к приказу Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «31» декабря 2020 г. № 2334

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Корпорация «ГРИНН»

Гипермаркет«ЛИНИЯ»,309070,Белгородскаяобл.,Яковлевскийр-н,

г. Строитель, ул. 5 Августа, д. 28

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии филиала АО «Корпорация «ГРИНН» Гипермаркет «ЛИНИЯ», 309070,

Белгородская обл., Яковлевский р-н, г. Строитель, ул. 5 Августа, д. 28 (далее по тексту – АИИС

КУЭ)предназначенадляизмеренияактивнойиреактивнойэлектроэнергии,

автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и

передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного

регламента.

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 (далее по тексту – ИИК),

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

измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН), счетчики активной и

реактивной электроэнергии (далее по тексту – счетчики), вторичные измерительные цепи и

техническиесредстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехнические

характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

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

включающий в себя сервер баз данных (далее по тексту – БД), автоматизированные рабочие

места персонала (далее по тексту – АРМ), устройство синхронизации времени (далее по тексту

– УСВ), программное обеспечение (далее по тексту – ПО) «Пирамида 2000» и

каналообразующую аппаратуру.

Измерительные каналы (далее по тексту – 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 посредством каналообразующей аппаратуры

поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом

коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление

и передача, оформление отчетных документов.

Сервер БД в автоматическом режиме ежесуточно формирует и отправляет с помощью

электронной почты по каналу связи по сети Internet с использованием электронной подписи по

протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал

АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и

мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту – СОЕВ),

которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации

времени УСВ-3, принимающим сигналы точного времени от навигационных систем

ГЛОНАСС/GPS. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция

часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ-3 более чем на

±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30

минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и сервера БД

более чем на ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

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

секунды) коррекции часов указанных устройств.

Журналы событий сервера БД 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 «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 при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными

средствами ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

нное

Номер

ционный

Идентификацио

версии

наименование

(идентификаЦифровой идентификатор ПО

ПО

номер) ПО

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатор

а ПО

CalcClients.dll 3.0

CalcLeakage.dll 3.0

CalcLosses.dll 3.0

Metrology.dll 3.0

ParseBin.dll 3.0

ParseIEC.dll 3.0

ParseModbus.dll 3.0

ParsePiramida.dll 3.0

SynchroNSI.dll 3.0

VerifyTime.dll3.0

e55712d0b1b219065d63da949114dae4 MD5

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f MD5

d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac MD5

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 MD5

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 MD5

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f MD5

c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 MD5

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f MD5

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 MD5

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75MD5

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.

Метрологические и технические характеристики

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

Номер ИК

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-12

УСВ-3

Рег.

№64242-16

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-12

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

Измерительные компоненты

Ви

Наименование ИК электроэне

ТТТНСчетчикУСВргии

Метрологические

характеристики ИК

ОсновнаяПогрешность в

погрешность, рабочих

%условиях, %

КТП 10/0,4 кВ,

1РУВН-10 кВ, 1 с.ш.

яч. 2

активная±1,1±3,1

реактивная±2,6±5,6

КТП 10/0,4 кВ,

2РУВН-10 кВ, 2 с.ш.

яч. 7

ТЛО-10

Кл. т. 0,5

Ктт 100/5

Рег. № 25433-11

ТЛО-10

Кл. т. 0,5

Ктт 100/5

Рег. № 25433-11

ЗНОЛ-ЭК-10

Кл. т. 0,5

Ктн 10000/√3:100/√3

Рег. № 47583-11

ЗНОЛ-ЭК-10

Кл. т. 0,5

Ктн 10000/√3:100/√3

Рег. № 47583-11

активная±1,1±3,1

реактивная±2,6±5,6

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ±5 с

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 cos



= 0,8 инд, I=0,05·Iном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков

электроэнергии для ИК №№ 1 - 2 от минус 40 °C до +60 °C.

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, УСВ на аналогичные утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на

улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

6. 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 приведены в таблице 3.

от 90 до 110

от 5 до 120

от 0,5 инд. до 1,0

от 49,6 до 50,4

от -40 до +70

от -40 до +60

165000

45000

114

Значение

от 99 до 101

от 100 до 120

от 49,85 до 50,15

0,9

от +21 до +25

от +10 до +30

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,

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,

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

70000

- 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

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- 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

Надежность системных решений:

–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника

бесперебойного питания;

–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаватьсяворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергиис

помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

– журнал счётчика:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике;

– журнал сервера БД:

– изменения значений результатов измерений;

– изменения коэффициентов трансформации измерительных ТТ и ТН;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике и сервере БД.

Защищённость применяемых компонентов:

– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

– электросчётчика;

– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

– испытательной коробки;

– сервера;

– защита на программном уровне информации при хранении, передаче,

параметрировании:

– электросчетчика;

– сервера.

Возможность коррекции времени в:

– электросчетчиках (функция автоматизирована);

– ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

– о состоянии средств измерений;

– 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

типографским способом.

Комплектность средства измерений

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

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Количество, шт./ экз.

СЭТ-4ТM.03M

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

НаименованиеТип/ Обозначение

Трансформатор тока ТЛО-10

Трансформатор напряжения ЗНОЛ-ЭК-10

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Устройство синхронизации времениУСВ-3

Сервер БД

Программное обеспечениеПО «Пирамида 2000»

Методика поверки МП СМО-0110-2020-1

Паспорт-Формуляр РЭСС.411711.АИИС.813 ПФ

Поверка

осуществляется по документу МП СМО-0110-2020-1 «ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала

АО «Корпорация «ГРИНН» Гипермаркет «ЛИНИЯ», 309070, Белгородская обл., Яковлевский

р-н, г. Строитель, ул. 5 Августа, д. 28. Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп»

01.10.2020 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.

Трансформаторы напряжения. Методика поверки;

- счетчиков СЭТ-4ТM.03M, Рег. №trial-12 – по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1

«Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М.

Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФБУ

«Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;

- устройство синхронизации времени УСВ-3, Рег. №64242-16 – по документу РТ-МП-

3124-441-2016«УстройствасинхронизациивремениУСВ-3.Методикаповерки»,

утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;

- устройство синхронизации времени 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 Ш1-15У, Рег. № 37751-08;

- 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

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с

использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Корпорация «ГРИНН» Гипермаркет

«ЛИНИЯ», 309070, Белгородская обл., Яковлевский р-н, г. Строитель, ул. 5 Августа, д. 28,

аттестованном 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)

филиала АО «Корпорация «ГРИНН» Гипермаркет «ЛИНИЯ», 309070, Белгородская обл.,

Яковлевский р-н, г. Строитель, ул. 5 Августа, д. 28

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.