Приложение к свидетельству № 54220
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 176 от 25.02.2016 г.)
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части
ОАО «Черномортранснефть» по НПС «Махачкала»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Черномортранснефть» по
НПС «Махачкала» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной
электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов
и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автомати-
зированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измере-
ний.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в
себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы
напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнер-
гии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по
ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измеритель-
ные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические
характеристикиизмерительныхкомпонентовАИИСКУЭприведеныв
таблице 2-4.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)
АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -
УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее – УСВ)
УСВ-2.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий кана-
лообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер при-
ложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала
(АРМ), сервер точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее – ПО) ПК
«Энергосфера».
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИ КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными транс-
форматорами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи по-
ступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчи-
ке мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгно-
венным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вы-
числяются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за пери-
од 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значе-
ниям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощно-
сти, 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 осуществляет-
ся хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на
Лист № 2
Всего листов 8
верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД уст-
ройствам.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется обработка измерительной инфор-
мации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов транс-
формации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчет-
ных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в органи-
зации – участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусмат-
ривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков,
УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого ко-
ординированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система гло-
бального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с еди-
ным координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени
ССВ-1Г, (Госреестр СИ №39485-08), входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обраба-
тывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутнико-
вой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в
сети TCP/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые па-
кеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученно-
го по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием
пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное
и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.
Устройство синхронизации времени УСВ-2, входящее в состав ИВКЭ обеспечивает
автоматическую коррекцию часов УСПД и счетчиков. УСВ-2 синхронизирует собственное
системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, по-
лучаемым от GPS-приемника. Коррекция часов УСПД проводится вне зависимости от вели-
чины расхождения часов УСПД и времени приемника. Сличение часов счетчиков с часами
УСПД осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков прово-
дится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на
±
1 с. Погрешность часов компо-
нентов АИИС КУЭ не превышает
±
5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, ми-
нуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемо-
го и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера» версии не
ниже 7.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера»
обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в со-
ответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование
данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
MD5
Таблица 1 – Метрологически значимые модули ПО
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПО ПК «Энергосфера»
Библиотека pso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПОСBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентифика-
тора ПО
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические харак-
теристики ИК АИИС КУЭ, указанных в таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4.
1
ПС 110/35/10 кВ
«Махачкала-110»,
ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. –
10 кВ, ф. № 20
активная
реактивная
2
ПС 110/35/10 кВ
«Махачкала-110»,
ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. –
10 кВ, ф. № 19
активная
реактивная
3
НПС «Махачкала»,
РП-10 кВ, 2 с.ш. –
10 кВ, яч. 18
активная
реактивная
Таблица 2 – Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Состав измерительного канала
Но-
мер
ИК
Наименование
объекта
ТТ
Вид
ТНСчетчикУСПДСервер
электроэнергии
1
2
67
8
345
НПС «Махачкала»
ТЛМ-10НАМИТ-10-2 УХЛ2
Кл. т. 0,5Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М
300/5 10000/100 Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 5259;Зав. №Зав. № 0807130780
Зав. № 4957 2505130000001
ТЛМ-10НАМИТ-10-2 УХЛ2
Кл. т. 0,5Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М
300/5 10000/100 Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 5239;Зав. №Зав. № 0807130270
Зав. № 4956 2505130000002
200/5
Кл. т. 0,5
Зав. № 3777;
Зав. № 3778;
СЭТ-4ТМ.03М
ТЛМ-10
ЗНОЛП-НТЗ-10
Кл. т. 0,5S
10000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 2505130000009; Зав. № 0807130556
За
в
. №
2505130000011
Зав. № 3766
НР ProLi-
СИКОНAnt BL460
С70G6,
Зав. № НР ProLi-
06912Ant BL460
Gen8
НР ProLi-
СИКОНAnt BL460
С70G6,
Зав. № НР ProLi-
06912Ant BL460
Gen8
НР ProLi-
СИКОНAnt BL460
С70G6,
Зав. № НР ProLi-
06912Ant BL460
Gen8
Лист № 4
Всего листов 8
Метрологические характеристики ИК
Номер ИК
Диапазон тока
0,05Iн
1
≤ I
1
≤ 0,2Iн
1
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Сч 0,2S)
Метрологические характеристики ИК
Номер ИК
Диапазон тока
0,05Iн
1
≤ I
1
≤ 0,2Iн
1
0,02Iн
1
≤ I
1
≤ 0,05Iн
1
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
2
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
0,2Iн
1
≤ I
1
≤Iн
1
Основная погрешность,
(
±
δ), %
сos φ = сos φ = сos φ =
0,9 0,8 0,5
3 4 5
1,1 1,3 2,2
1,3 1,6 3,0
Погрешность в рабочих
условиях, (
±
δ), %
сos φ = сos φ = сos φ =
0,9 0,8 0,5
6 7 8
1,2 1,4 2,3
1,5 1,8 3,1
1
1, 2
2,32,95,5
2,43,05,5
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Сч 0,2S)
3
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
0,2Iн
1
≤ I
1
≤Iн
1
0,05Iн
1
≤ I
1
≤ 0,2Iн
1
0,02Iн
1
≤ I
1
≤ 0,05Iн
1
1,11,32,2
1,11,32,2
1,41,63,0
2,42,95,5
1,21,42,3
1,21,42,3
1,51,83,1
2,43,05,5
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
2
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
0,2Iн
1
≤ I
1
≤Iн
1
Основная погрешность,
(
±
δ), %
сos φ = сos φ = сos φ =
0,9 0,8 0,5
3 4 5
2,7 1,9 1,2
3,5 2,5 1,5
Погрешность в рабочих
условиях, (
±
δ), %
сos φ = сos φ = сos φ =
0,9 0,8 0,5
6 7 8
3,1 2,4 1,9
3,9 2,9 2,1
1
1, 2
6,54,52,6
6,74,72,9
Iн
1
≤ I
1
≤ 1,2Iн
1
0,2Iн
1
≤ I
1
≤Iн
1
0,05Iн
1
≤ I
1
≤ 0,2Iн
1
2,71,91,2
2,71,91,2
3,62,61,6
3,12,41,9
3,12,41,9
4,03,02,1
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Сч 0,5 (ГОСТ Р
52425-2005))
3
(ТТ 0,5S; ТН 0,5;
Сч 0,5 (ГОСТ Р
52425-2005))
6,54,52,7
6,74,73,0
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. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети:
диапазон напряжения (0,98 – 1,02) Uном;
диапазон силы тока (1 – 1,2) Iном;
частота (50
±
0,15) Гц;
коэффициент мощности cosφ=0,9 инд;
- температура окружающей среды:
ТТ и ТН от минус 40 до плюс 50 ºС;
счетчиков от плюс 21 до плюс 25 ºС;
Лист № 5
Всего листов 8
УСПД от плюс 10 до плюс 30 ºС;
ИВК от плюс 10 до плюс 30 ºС;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
– параметры сети:
диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн
1
;
диапазон силы первичного тока (0,02 – 1,2) Iн
2
;
коэффициент мощности cosφ(sinφ) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота (50
±
0,4) Гц;
температура окружающего воздуха – от минус 40 до плюс 70 ºС;
- для счетчиков электроэнергии:
– параметры сети:
диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн
2
;
диапазон силы первичного тока (0,02 – 1,2) Iн
1
;
коэффициент мощности cosφ(sinφ) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота (50
±
0,4) Гц;
– температура окружающего воздуха:
– для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 60 ºС;
– магнитная индукция внешнего происхождения, не более – 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosφ = 0,8 инд и температуры окру-
жающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 ºС.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогич-
ные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных
в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Черномортранснефть» поряд-
ке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая
часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
– электросчетчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
– УСПД СИКОН C70 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее
время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
– УСВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, вреднее время вос-
становления работоспособности tв = 2 ч;
– сервер НР Proliant BL 460с Gen8, НР Proliant BL 460c G6 – среднее время наработки
на отказ не менее T
G6
=261163, T
Gen8
=264599 ч, среднее время восстановления работоспособности
tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
– защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника
бесперебойного питания;
– резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может переда-
ваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты
и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счетчика:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике;
– журнал УСПД:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
Лист № 6
Всего листов 8
– коррекции времени в счетчике и УСПД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчетчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– УСПД;
– сервера;
– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-
нии:
– электросчетчика;
– УСПД;
– сервера;
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована);
– о состоянии средств измерений.
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
– электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 су-
ток; при отключении питания – не менее 10 лет;
– УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каж-
дому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу – 45 суток; сохране-
ние информации при отключении питания – не менее 10 лет;
– Сервер БД – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не ме-
нее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизирован-
ную информационно-измерительную коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Черномортранснефть» по
НПС «Махачкала» типографским способом.
16687-07
2
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
№ Госреестра
3
48923-12
Количество, шт.
4
6
Таблица 5 – Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип
12
Трансформатор тока ТЛМ-10
Трансформатор напряжения
НАМ
И
Т-10
-
2
УХЛ2
Трансформатор напряженияЗНОЛП-НТЗ-10
51676-12
3
Лист № 7
Всего листов 8
СЭТ-4ТМ.03М
36697-12
3
СИКОН С70
28822-05
1
УСВ-2
41681-10
1
ПК «Энергосфера»
-
1
2
3
4
ССВ-1Г
39485-08
2
Продолжение таблицы 5
1
Счетчик электрической энер-
гии многофункциональный
Устройство сбора и передачи
данных
Устройство синхронизации
времени
Сервер точного времени
Сервер с программным
обеспечением
Методика поверки
Формуляр
Руководство по эксплуатации
-
-
-
-
-
-
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 56590-14 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в
части ОАО «Черномортранснефть» по НПС «Махачкала». Методика поверки», утвержденному
ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2013 г.
Перечень основных средств поверки:
–трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформа-
торы тока. Методика поверки»;
–трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс-
форматоры напряжения. Методика поверки»;
– по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без
отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
– по МИ 3195-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отклю-
чения цепей. Методика выполнения измерений»;
– счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика по-
верки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
– УСПД СИКОН С70 – по документу «Контроллеры сетевые индустриальные
СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ФГУП
«ВНИИМС» в 2005 г.;
–УСВ-2 – по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика
поверки ВЛСТ.237.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.;
– радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис-
темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств
измерений № 27008-04;
–переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи-
ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
–термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от
минус 20 до плюс 60 ºС, дискретность 0,1 ºС; диапазон измерений относительной
влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом
и (или) оттиска клейма поверителя.
Лист № 8
Всего листов 8
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электриче-
скойэнергии(мощности)сиспользованиемавтоматизированнойинформационно-
измерительной системы коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в
части ОАО «Черномортранснефть» по НПС «Махачкала» (АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть»
в части ОАО «Черномортранснефть» по НПС «Махачкала»)», аттестованной ФГУП
«ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-
тизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого учетаэлектроэнергии
(АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Черномортранснефть» по НПС
«Махачкала»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Trial-
ные положения.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-
измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Изготовитель
ЗАКРЫТОЕАКЦИОНЕРНОЕОБЩЕСТВОИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКАЯФИРМА
«СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ» (ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ»)
ИНН 3327304235
Юридический адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, д.8
Тел.: (4922) 33-67-66; Факс: (4922) 42-45-02
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Центр энергетических решений»
(ООО «Центр энергетических решений»)
Юридический адрес: 119048, г. Москва, Комсомольский проспект, д. 40
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в це-
лях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.