Приложение к свидетельству № 47834
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Дальнефтепровод"
по НПС-36 без резервуарного парка (1-ая пусковая очередь)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Дальнефтепровод" по НПС-36 без
резервуарного парка (1-ая пусковая очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения
активной и реактивной энергии и мощности, а также для автоматизированного сбора,
обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Результаты измерений
системы могут использоваться для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ реализована в объеме первой пусковой очереди и представляет собой
многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным
управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие
в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S по
ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5
по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М класса
точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и 1,0 по
ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и
технические средства приема-передачи данных. Устройство сбора и передачи данных (далее -
УСПД) «ЭКОМ-3000» , установленное на уровне ИИК работает в «прозрачном» режиме при
обращении сервера ИВК к счетчикам электроэнергии и выполняет функции шлюза-
концентратора .
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Данный
уровень включает в себя «Центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ
ОАО «АК «Транснефть» (номер в Государственном реестре средств измерений 38424-08) и
автоматизированные рабочие места (АРМы) диспетчеров (операторов АИИС КУЭ).
Уровень ИВК включает в себя:
серверное оборудование, обеспечивающее сбор, обработку, хранение данных и
формирование отчетных документов;
оборудование приема-передачи информации, обеспечивающие приём и выдачу
информации;
вспомогательноеоборудование,обеспечивающеебесперебойноепитание
основного оборудования, размещение, защиту и коммутацию оборудования;
оборудование АРМ обслуживающего персонала;
программное обеспечение (далее – ПО) «Converge»;
устройство синхронизации системного времени.
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
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
Лист № 2
Всего листов 9
период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период
значениямактивнойиполноймощности.Измерительная информациясосчетчика
электроэнергии передается без учета коэффициентов трансформации трансформаторов тока и
напряжения. Счетчик электроэнергии на выходе формирует результаты измерений:
- активной и реактивной электрической энергии, как интеграл по времени от средней за
период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.;
- среднюю на интервале времени 30 мин активную (реактивную) электрическую
мощность.
Данные со счетчиков поступают на уровень ИВК, где выполняется обработка
измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации,
оформление справочных и отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ
и передача данных в организации – участники оптового рынка электрической энергии и
мощности через каналы связи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ). СОЕВ
предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы,
погрешность часов компонентов системы не превышает ± 5 с. Задача синхронизации времени
решается использованием службы единого координированного времени (или всемирного
скоординированного времени) UTC. Для его трансляции используется спутниковая система
глобальногопозиционированияГЛОНАСС/GPS. Синхронизация времени АИИС КУЭ с
единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени
ССВ-1Г (номер в Государственном реестре средств измерений 39485-08
)
, входящими в состав
ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и
содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном
времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time
Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного
координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы
ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер
синхронизации времени обеспечивает обновление данных на сервере ИВК постоянно и
непрерывно. Серверприложений«Converge»автоматическипередаетсчетчикам
сформированные метки времени с периодичностью раз в сутки. При расхождении времени в
сервере ИВК и счетчике на величину ±1 с происходит автоматическая коррекция времени в
счетчике. Резервный сервер используется при выходе из строя основного сервера.
Минимальная скорость передачи информации в АИИС КУЭ по выделенным каналам
корпоративной сети составляет 9600 бит/с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,
передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических
и организационных мероприятий.
Программное обеспечение
Уровень ИВК содержит ПО «Converge», с помощью которого решаются задачи
автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Лист № 3
Всего листов 9
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
Наименова-
ние ПО
Идентифика-
ционное
наименование
ПО
Название
файлов
Номер версии
(идентифика-
ционный номер)
ПО
Алгоритм
цифрово-
го иденти-
фикатора
ПО
MD5
Цифровой
идентификатор
ПО (контрольная
сумма
исполняемого
кода)
"Converge"
"Landis+Gyr
Converge 3.5.1"
Converge.
msi
3.5.001.268
Rev. 64500
B1E67B8256DE3
F5546A96054A20
62A1E
тор"
Web
"ЭнергоМони
"Energy Monitor" Monitor
Setup.msi
1E6CE427DAC58
1.8.0.09AFE884AB4906MD5
32BC4B
" Генератор
" XML Report
XML-отчетов Generator"
"
XML
Service
Setup.msi
9486BC5FC4BC0
-D326752E133D12
5F13D
MD5
37F58D0D9FB44
-4D085405EB4A1
6E7A84
«ЭМ
Администрат «EM Admin»
ор»
XML
Client
Setup.msi
EM
Admin
Setup.msi
621E4F49FB74E5MD5
-2F9FFADA2A073
23FBD
«Ручной
импорт
Converge»
«Manual
вConverge
Import»
Manual
Converge-
Import.msi
MD5
ACA7D544FAD3
B166916B16BB9
9359891
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2,
нормированы с учетом ПО;
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной
цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого
носителя. Уровень защиты – «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Лист № 4
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Номер ИИК
Наименование
объекта учета,
диспетчерское
наименование
присоединения
Состав измерительно-информационных комплексов
Наименование
измеряемой
величины
Вид энергии
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ
30000
ЭКОМ-3000
Госреестр №
17049-09
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
СЭТ-4ТМ.03М.01
30000
Мощность и энергия
активная
Мощность и энергия
реактивная
Активная
Реактивная
СЭТ-4ТМ.03М.01
Состав измерительно-информационных комплексов приведен в таблице 2.
Таблица 2. Состав ИИК
Ктт ·Ктн ·Ксч
Обозначение, типУСПД
567
8
1
Ячейка №1 Ввод №1
ТТ
ТН
4
АТЛО-10
ВТЛО-10
СТЛО-10
АЗНОЛП
ВЗНОЛП
СЗНОЛП
Счетчик
2
Ячейка №31 Ввод №2
ТТ
ТН
АТЛО-10
ВТЛО-10
СТЛО-10
АЗНОЛП
ВЗНОЛП
СЗНОЛП
Счетчик
123
КТ = 0,5S
Ктт = 1500/5
Госреестр № 25433-08
КТ = 0,5
Ктн = 10000:√3/100:√3
Госреестр № 23544-07
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1
Госреестр № 36697-08
КТ = 0,5S
Ктт = 1500/5
Госреестр № 25433-08
КТ = 0,5
Ктн = 10000:√3/100:√3
Госреестр № 23544-07
КТ = 0,5S/1,0
Ксч = 1
Госреестр № 36697-08
Лист № 5
Всего листов 9
1-2
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Сч 0,5S)
Номер ИК
Таблица 3. - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Пределы допускаемой относительной погрешности
ИК
Относительная
Диапазон значений
Основная относительнаяпогрешность ИК в
силы токапогрешность ИК, (± ), %
рабочих у
с
ловиях
эксплуатации, (± ), %
1
cos = cos = cos =
1,0 0,87 0,5
3 4 5
cos = cos = cos =
1,0 0,87 0,5
6 7 8
2,12,44,9
2,42,75,1
2
0,01(0,02)Iн
1
I
1
<
0,05Iн
1
0,05Iн
1
I
1
< 0,2Iн
1
0,2Iн
1
I
1
< Iн
1
Iн
1
I
1
1,2Iн
1
1,21,53,1
1,01,22,3
1,01,22,3
1,72,03,4
1,61,72,7
1,61,72,7
Пределы допускаемой относительной погрешности
ИК
Основная относительная
погрешность ИК, (± ), %
1-2
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Сч 1,0)
Таблица 4. - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Диапазон
Номер ИКзначений силы
тока
Относительная
погрешность ИК в
рабочих условиях
эксплуатации, (± ), %
(sin= 0,5)
cos= 0,87cos= 0,5cos= 0,87cos= 0,5
123
(sin = (sin = 0,5) (sin =
0,87) 0,87)
4 5 6
5,12,56,03,9
3,41,94,63,5
0,02Iн
1
I
1
<
0,05Iн
1
0,05Iн
1
I
1
<
0,2Iн
1
0,2Iн
1
I
1
< Iн
1
Iн
1
I
1
1,2Iн
1
2,5 1,5 4,0 3,4
2,5 1,5 4,0 3,4
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой);
2. Нормальные условия:
параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (500,5) Гц;
параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)U
н
; диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)I
н
;
диапазон коэффициента мощности cos (sin ) – 0,87(0,5); частота - (500,5) Гц;
температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 ˚С до 50 ˚С;ТН- от минус 40 ˚С до
50 ˚С; счетчиков: (23±2) ˚С;
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
− параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uн1; диапазон силы
Лист № 6
Всего листов 9
первичного тока (0,01(0,02) - 1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87);
частота (50 ± 0,5) Гц;
− температура окружающего воздуха от минус 40 °С до 50 °С ;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
Для электросчетчиков:
− параметры сети: диапазон вторичного напряжения(0,9 - 1,1)Uн2; диапазон силы
вторичного тока (0,01 - 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87);
частота (50 ± 0,5) Гц;
− магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
− температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
− относительная влажность воздуха (40-60) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
− параметры питающей сети: напряжение (220±11) В; частота (50 ± 1) Гц;
− температура окружающего воздуха от 10 °С до 30 °С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа
4.ИзмерительныеканалывключаютизмерительныеТТпоГОСТ 7746-2001,
измерительные ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в
режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения
реактивной электрической энергии;
5. Допускается замена УСПД, измерительных трансформаторов и счетчиков на
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится
совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М – не
менее 140000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168 часов;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 45000 ч, среднее время
восстановления работоспособности 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений передается по
основному (коммутируемому) и резервному (спутниковому) каналам связи;
- в журнале событий счетчика фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
- несанкционированный доступ.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
Лист № 7
Всего листов 9
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не
менее 113 суток ,
- сервер – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений – не менее
3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учета электроэнергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Дальнефтепровод" по НПС-36 без
резервуарного парка (1-ая пусковая очередь) типографским способом.
Комплектность средства измерений
Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Дальнефтепровод"
по НПС-36 без резервуарного парка (1-ая пусковая очередь) представлена в таблице 3.
Наименование (обозначение) изделия
Кол. (шт)
2
Таблица5.КомплектностьАИИСКУЭОАО"АК"Транснефть"вчасти
ООО "Дальнефтепровод" по НПС-36 без резервуарного парка (1-ая пусковая очередь)
6
6
Трансформаторы тока ТЛО-10
Трансформаторы напряжения ЗНОЛП
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-
4ТМ.03М
Устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000»
Методика поверки
Формуляр
Инструкция по эксплуатации
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 50963-12 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "АК "Транснефть" в части
ООО "Дальнефтепровод" по НПС-36 без резервуарного парка (1-ая пусковая очередь).
Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2012 года.
Перечень основных средств поверки:
Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
Лист № 8
Всего листов 9
ТрансформаторынапряжениявсоответствиисГОСТ8.216-88
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»
Счетчик СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1,
являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ.
Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский
ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
УСПД «ЭКОМ-3000» – в соответствии с документом «ГСИ. Комплекс программно-
технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003
МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств
измерений 27008-04;
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
термогигрометрCENTER(мод.314): диапазон измеренийтемпературы от
-20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности
от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и
мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Дальнефтепровод"
по НПС-36 без резервуарного парка (1-ая пусковая очередь)». Свидетельство об аттестации
№ 01.00225/206-143-12 от 16.07.2012 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Дальнефтепровод» по НПС-36 без
резервуарного парка (1-ая пусковая очередь)
ГОСТ 22261-94
ГОСТ 1983-2001
ГОСТ 7746-2001
ГОСТ Р 52323-2005
ГОСТ Р 52425-2005
ГОСТ 34.601-90
ГОСТ Р 8.596-2002
«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии
классов точности 0,2S и 0,5S».
«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной
энергии».
«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Лист № 9
Всего листов 9
Заявитель
Закрытое акционерное общество «ЭнергоСтрой»
(ЗАО «ЭнергоСтрой»)
Юридический адрес:
620085, г. Екатеринбург,
ул. Монтерская, 3 литер 2 – оф.1
тел./факс: (343) 287-07-50
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Дальнефтепровод»
(ООО «Дальнефтепровод»)
680030, Россия, Хабаровский край, г. Хабаровск,
ул. Ленина, д. 57, оф. 324
тел:8(4212) 22-30-40
Испытатель
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС»
(ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес:
119361, г. Москва
ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8(495) 437-55-77
Регистрационный номер аттестата аккредитации государственного центра испытаний средств
измерений № 30004-08 от 27.06.2008 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ. В. Булыгин
М.п.«____»_____________2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
