Приложение к свидетельству № 53020/1
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 167 от 05.02.2019 г.)
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрическойэнергииОАО«АК«Транснефть»вчасти
ООО «Балттранснефтепродукт» по ППС «Некоуз»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт»
по ППС «Некоуз» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной
электрической энергии и мощности.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему
с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
– автоматическоеизмерение 30-минутныхприращенийактивнойиреактивной
электрической энергии;
– периодический (1 раз в 30 минут) и /или по запросу автоматический сбор результатов
измерений о приращениях электрической энергии с дискретностью учета (30 мин) и данных
о состоянии средств измерений;
– автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе
данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации
(резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
– предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным о
состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций – участников
оптового рынка электроэнергии;
– диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
– конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
– автоматическое ведение системы обеспечения единого времени (СОЕВ), с помощью
которой осуществляется введение поправки часов относительно координированной шкалы
времени UTC в АИИС КУЭ.
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
счётчики электрической энергии.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВКЭ), включающий кон-
троллер сетевой индустриальный, устройство синхронизации времени и автоматизированные
рабочие места (АРМ) диспетчеров.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВК), реа-
лизованный на основе сервера с программным обеспечением ПК «Энергосфера», сервер син-
хронизации времени.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами
в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают
на входы счетчика электрической энергии, с помощью которого производится измерение
мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности. На
основании средних значений электрической мощности измеряются приращения электрической
энергии за интервалы времени 30 мин.
Лист № 2
Всего листов 8
Цифровые сигналы с выходов счетчиков поступают на второй уровень АИИС КУЭ –
в контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70, с помощью которого происходит хранение,
накопление, подготовка и передача данных на третий уровень АИИС КУЭ – в сервер с
ПК «Энергосфера», с помощью которого осуществляются вычисление электрической энергии с
учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, архивирование и передача данных с
использованием средств электронной цифровой подписи в заинтересованные организации, в
том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, предусматривающей поддержание единого времени на
всех уровнях АИИС КУЭ (счетчики, контроллер сетевой индустриальный, сервер).
Синхронизация в ИВК АИИС КУЭ с шкалой координированного времени UTC обеспечивается
с помощью сервера синхронизации времени ССВ-1Г, который формирует сетевые пакеты,
содержащие оцифрованную отметку координированного времени UTC, полученного по
сигналам спутниковых навигационных систем ГЛОНАСС/GPS, с учетом задержки на прием
пакета и выдачу ответного отклика.
Устройство синхронизации времени УСВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию
часов контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 и счетчиков. Коррекция часов
контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 от устройства синхронизации времени
УСВ-2 проводится ежесекундно. Часы счетчиков синхронизируются от часов контроллера
сетевого индустриального СИКОН С70 с периодичностью 1 раз в 30 минут. Коррекция часов
счетчиков проводится при их расхождении с часами контроллера сетевого индустриального
СИКОН С70 более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. В итоге расхождение часов
любого компонента АИИС КУЭ с шкалой координированного времени UTC не превышает ±5 с.
Механическаязащитаотнесанкционированногодоступаобеспечивается
пломбированием:
– счетчика электрической энергии;
– промежуточных клеммников вторичных цепей;
– испытательной коробки;
– сервера.
Защита информации на программном уровне обеспечивается:
– установкой пароля на счетчик;
– установкой паролей на сервер, предусматривающих разграничение прав доступа
к результатам измерений для различных групп пользователей;
– возможностью применения электронной цифровой подписи при передаче результатов
измерений.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0. Уровень защиты
ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов
фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с
помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм. Метрологически
значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):
– периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов
измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);
– автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;
– хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений
в специализированной базе данных;
– автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям
получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц,
графиков с возможностью получения печатной копии;
– использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов
измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом
(ИАСУ КУ (КО));
Лист № 3
Всего листов 8
– конфигурированиеипараметрированиетехническихсредствпрограммного
обеспечения;
– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного
доступа к данным;
– сборнедостающихданныхпослевосстановленияработыканаловсвязи,
восстановления питания;
– передача данных по присоединениям в сервера ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ и
другим субъектам ОРЭ, заинтересованным в получении результатов измерений;
– автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;
– обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданных
от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей
и т.д.);
– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ.
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
– обработка результатов измерений;
– автоматическая синхронизация времени.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
ПК «Энергосфера»
ПО
Идентификационное наименование ПО
Библиотека pso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПОСBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
MD5
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические
характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4, 5.
Лист № 4
Всего листов 8
Вид
ТТ
51679-12
0,5S
50/5
ТН
51676-12
0,5
10000
Ö
3/100
Ö
3
1
ТТ
15128-03
0,5
600/5
ТН
16687-02
0,5
10000
Ö
3/100
Ö
3
2
ППС "Некоуз"
ЗРУ-10 кВ,
Ввод №1,
яч.3
ТТ
15128-03
0,5
600/5
ТН
16687-02
0,5
10000
Ö
3/100
Ö
3
3
ППС "Некоуз"
ЗРУ-10 кВ,
Ввод №2,
яч.19
ТТ
51679-12
0,5S
50/5
ТН
51676-12
0,5
10000
Ö
3/100
Ö
3
4
Сервер синхронизации времени
ССВ-1Г
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ
Канал измерений
Номер Наименование
ИК присоединения
Фаза
Коэффициент
трансформации
1234
Средства измерений
№вКласс
Обозначениереестре точности
СИ
567
8
ППС "Некоуз",
КРУН-10 кВ,
яч.109,
ф. №9
ВЛ-10 кВ
Некоуз-Быково
Счетчик
36697-12
0,2S/0,5
–
Счетчик
36697-12
0,2S/0,5
–
Счетчик
36697-12
0,2S/0,5
–
ППС "Некоуз",
КРУН-10 кВ,
яч.209,
ф. №10
ВЛ-10 кВ
Некоуз-
Ярославль
Счетчик
1 уровень – ИИК
AТОЛ-НТЗ-10
BТОЛ-НТЗ-10
CТОЛ-НТЗ-10
A ЗНОЛП-НТЗ-10
B ЗНОЛП-НТЗ-10
C ЗНОЛП-НТЗ-10
СЭТ-4ТМ.03М
AТОЛ-10-I
BТОЛ-10-I
CТОЛ-10-I
A
BНАМИТ-10-2
C
СЭТ-4ТМ.03М
AТОЛ-10-I
BТОЛ-10-I
CТОЛ-10-I
A
BНАМИТ-10-2
C
СЭТ-4ТМ.03М
AТОЛ-НТЗ-10
BТОЛ-НТЗ-10
CТОЛ-НТЗ-10
A ЗНОЛП-НТЗ-10
B ЗНОЛП-НТЗ-10
C ЗНОЛП-НТЗ-10
СЭТ-4ТМ.03М
36697-12
0,2S/0,5
–
2 уровень – ИВКЭ
Контроллер сетевой
индустриальный
СИКОН С7028822-05––
Устройство синхронизации времени
УСВ-2
41681-10
3 уровень – ИВК
39485-08––
Лист № 5
Всего листов 8
Номер ИК
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия
и средняя мощность)
Границы допускаемой относительной погрешности
с доверительной вероятностью 0,95, %
Диапазон значенийВ нормальных условияхВ рабочих условиях
силы тока эксплуатации эксплуатации
cos
j
= cos
j
= cos
j
= cos
j
= cos
j
= cos
j
=
1,0 0,8 0,5 1,0 0,8 0,5
0,01Iн
£
I < 0,02Iн±1,82–––––
1, 4
0,02Iн
£
I < 0,05Iн±1,63 ±2,56 ±4,79–––
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
0,05Iн
£
I < 0,2Iн ±1,05 ±1,66 ±2,96 ±1,20 ±1,77 ±3,03
Сч 0,2S)
0,2Iн
£
I < Iн ±0,85 ±1,24 ±2,18 ±1,04 ±1,59 ±2,28
Iн
£
I
£
1,2Iн±0,85±1,24±2,18±1,04±1,38±2,28
2 – 3
0,05Iн
£
I < 0,2Iн±1,78±2,88±5,42±1,87±2,94±5,46
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
0,2Iн
£
I < Iн ±1,05 ±1,60 ±2,93 ±1,20 ±1,71 ±3,00
Сч 0,2S)
Iн
£
I
£
1,2Iн ±0,85 ±1,24 ±2,18 ±1,04 ±1,38 ±2,28
Номер ИК
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая
энергия и средняя мощность)
Границы допускаемой относительной погрешности
с доверительной вероятностью 0,95, %
Диапазон значений
В нормальных условияхВ рабочих условиях
силы тока
эксплуатации эксплуатации
cos
j
= 0,8 cos
j
= 0,5 cos
j
= 0,8 cos
j
= 0,5
sin
j
= 0,6 sin
j
= 0,87 sin
j
= 0,6 sin
j
= 0,87
0,01Iн
£
I < 0,02Iн–±2,68––
1, 4
0,02Iн
£
I < 0,05Iн ±3,95±2,43––
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
0,05Iн
£
I < 0,2Iн ±2,58 ±1,49 ±2,90 ±1,93
Сч 0,5)
0,2Iн
£
I < Iн ±1,86 ±1,21 ±2,27 ±1,73
Iн
£
I
£
1,2Iн±1,86±1,21±2,27±1,73
2 – 3
0,05Iн
£
I < 0,2Iн±4,44±2,51±4,63±2,80
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
0,2Iн
£
I < Iн ±2,42 ±1,49 ±2,75 ±1,93
Сч 0,5)
Iн
£
I
£
1,2Iн ±1,86 ±1,21 ±2,27 ±1,73
Значение
от 215,6 до 224,4
от 49,5 до 50,5
2
4
Таблица 5 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
1
Количество измерительных каналов
Нормальные условия эксплуатации:
параметры сети:
– напряжение, В
– частота, Гц
– температура окружающего воздуха:
– ТТ и ТН, °С
– счетчиков, °С
–относительная влажность воздуха, %
– атмосферное давление, мм рт.ст. (кПа)
от -40 до +50
от +21 до +25
от 65 до 75
от 720 до 780
(от 96 до 104)
Лист № 6
Всего листов 8
от 0,9 до 1,1
от 49,5 до 50,5
от -40 до +50
2
Продолжение таблицы 5
1
Условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
параметры сети:
– напряжение, % от Uном
– частота, Гц
− температура окружающего воздуха, °С
для счетчиков электрической энергии:
параметры сети:
– напряжение, % от Uном
– частота, Гц
− индукция внешнего магнитного поля, мТл
− температура окружающего воздуха, °С
от 0,9 до 1,1
от 49,5 до 50,5
от 0,05 до 0,5
от +10 до +35
3нак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Обозначение
Количество, шт.
СЭТ-4ТМ.03М
4
ТОЛ-НТЗ-10
ТОЛ-10-I
ЗНОЛП-НТЗ-10
НАМИТ-10-2
6
6
6
2
Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Контроллер сетевой индустриальный
Сервер синхронизации времени
Сервер с ПК «Энергосфера»
Устройство синхронизации времени
Программное обеспечение
Формуляр
Методика поверки
СИКОН С70
ССВ-1Г
-
УСВ-2
ПК «Энергосфера»
ВЛСТ 912.02.000.ФО
МП 55511-13 с
изменением № 1
1
2
1
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 55511-13 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части
ООО «Балттранснефтепродукт» по ППС «Некоуз». Методика поверки с изменением № 1»,
утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 23 октября 2018 г.
Основные средства поверки:
– мультиметр «Ресурс-ПЭ» (регистрационный номер 33750-07 в Федеральном
информационном фонде);
–радиочасыРЧ-011/2(регистрационныйномер35682-07вФедеральном
информационном фонде);
– ТТ – по ГОСТ 8.217-2003;
– ТН – по ГОСТ 8.216-2011;
Лист № 7
Всего листов 8
– счетчики СЭТ-4ТМ.03М – по документу: Руководство по эксплуатации. Часть 2.
МетодикаповеркиИЛГШ.411152.145РЭ1,утвержденномуруководителемГЦИСИ
ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г;
– СИКОН С70 – по документу: ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые
индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденному ВНИИМС в 2005 г.;
– ССВ-1Г – по документу: ЛЖАР.468150.003-08 МП «Источники частоты и времени
/серверы синхронизации времени ССВ-1 Г. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ
«СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
– УСВ-2 – по документу: ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени
УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт»
поППС«Некоуз»,регистрационныйномерФР.1.34.2013.16138вФедеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК
«Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ППС «Некоуз»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Открытое акционерное общество «Ивэлектроналадка» (ОАО «Ивэлектроналадка»)
ИНН 3729003630
Юридический адрес: 153002, г. Иваново, ул. Калинина, д. 5.
Почтовый адрес: 153032, г. Иваново, ул. Ташкентская, д. 90.
Телефон (факс): (4932) 23-02-30; (4932) 29-88-22.
Web-сайт:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Транснефть-Балтика» Ярославское
районное нефтепроводное управление (ООО «Транснефть-Балтика» Ярославское РНУ)
ИНН 4704041900
Адрес: 150521, Ярославская область, Ярославский район, д. Бегоулево, ул. Балтийская,
д. 1
Телефон (факс): (4852) 49-15-55; (4852) 49-18-71
E-mail:
Лист № 8
Всего листов 8
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр
стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области»
Адрес: 440039, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20
Телефон (факс): (8412) 49-82-65
Web-сайт:
E-mail:
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» по проведению испытаний
средств измерений в целях утверждения типа № 30033-10 от 20.07.2010 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.