Untitled document

Приложение к свидетельству №55328

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

информационно-измерительная

ООО «Газпромнефть-Восток» -

коммерческого

ПС Урманская,

Системаавтоматизированная

учета электрической энергии

Шингинская

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрическойэнергииООО «Газпромнефть-Восток»-ПС Урманская,Шингинская

предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.

Описание средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрическойэнергииООО «Газпромнефть-Восток»-ПС Урманская,Шингинская

(АИИС КУЭ) является средством измерений единичного производства.

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с

централизованным управлением и распределенной функцией измерений активной и реактивной

электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

–

автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной

электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной

мощности;

–

периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов

измерений приращений электрической энергии с дискретностью учета 30 мин и данных

о состоянии средств измерений;

–

хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений

АИИС КУЭ в специализированной базе данных;

–

предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о

состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны серверов электросетевых и

энергосбытовых организаций;

–

формирование и передача в автоматическом режиме и/или по запросу отчетных

документов в центры сбора информации;

–

защита оборудования, программного обеспечения и данных АИИС КУЭ от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

–

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

–

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

–

ведение системы обеспечения единого времени АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя

измерительныетрансформаторытока(ТТ)классаточности0,2S;измерительные

трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5; счетчики электрической энергии

многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М.01 (счетчики) класса точности 0,5S в режиме измерений

активной электроэнергии и 1,0 – реактивной электроэнергии; вторичные электрические цепи и

технические средства приема-передачи данных;

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий в себя устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» (УСПД), технические

средства приёма-передачи данных;

Лист № 2

Всего листов 9

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

сервер сбора данных (сервер), размещенный в Центре сбора и обработки информации (ЦСОИ)

ОАО «Межрегионэнергосбыт»(г. Москва),автоматизированныерабочиеместа(АРМ)

оператора: АРМ оператора ООО «Газпромнефть-Восток» (г. Томск), АРМ оператора ЦСОИ

(г. Москва), технические средства приёма-передачи данных.

Структурная схема АИИС КУЭ приведена на рисунке 1.

ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК)

АИИС КУЭ. Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 1.

Рисунок 1 – Структурная схема АИИС КУЭ

Лист № 3

Всего листов 9

Таблица 1 – Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

фаза

47959-11

912-70

47959-11

912-70

47959-11

912-70

47959-11

ТН

912-70

НомерНаименование

ИКприсоединения

вид

обозначение

Средства измерений АИИС КУЭ

номер вкласскоэффициент

Госреестре СИточности трансформации

1 уровень – ИИК

0,2S400/5

ВЛ 35 кВ

ТТ

ПС «Останинская»

1 ЦЛ

ПС «Урманская»

ТН

0,535000:√3/100:√3

Счетчик

36697-12

0,5S/1,0–

0,2S400/5

ВЛ 35 кВ

ТТ

ПС «Останинская»

6 ЦЛ

ПС «Урманская»

ТН

0,535000:√3/100:√3

Счетчик

36697-12

0,5S/1,0–

0,2S150/5

ВЛ 35 кВ

ТТ

ПС «Лугинецкая»

1 ЦЛ

ПС «Шингинская»

ТН

0,535000:√3/100:√3

36697-12

0,5S/1,0–

Счетчик

ВЛ 35 кВ

ПС «Лугинецкая»

2 ЦЛ

ПС «Шингинская»

ТТ

0,2S150/5

0,535000:√3/100:√3

Счетчик

AТОЛ-35 III

BТОЛ-35 III

CТОЛ-35 III

A ЗНОМ-35-65

B ЗНОМ-35-65

C ЗНОМ-35-65

СЭТ-4ТМ.03М.01

AТОЛ-35 III

BТОЛ-35 III

CТОЛ-35 III

A ЗНОМ-35-65

B ЗНОМ-35-65

C ЗНОМ-35-65

СЭТ-4ТМ.03М.01

AТОЛ-35 III

BТОЛ-35 III

CТОЛ-35 III

A ЗНОМ-35-65

B ЗНОМ-35-65

C ЗНОМ-35-65

СЭТ-4ТМ.03М.01

AТОЛ-35 III

B ТОЛ-35 III

C ТОЛ-35 III

A ЗНОМ-35-65

B ЗНОМ-35-65

C ЗНОМ-35-65

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-12

0,5S/1,0–

2 уровень – ИВКЭ

УСПД «ЭКОМ-3000»17049-09––

3 уровень – ИВК

Сервер, АРМ оператора–––

Примечания

1) Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-77, счетчики

электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электрической энергии и

по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электрической энергии.

2) Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных

типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается

замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на

ООО «Газпромнефть-Восток» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа

АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть

Лист № 4

Всего листов 9

Принцип действия АИИС КУЭ основан на измерении первичного тока и напряжения с

использованием измерительных трансформаторов тока и напряжения и масштабном

преобразовании в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи

поступают на входы счетчиков. В счетчиках осуществляется преобразование входных

аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой код и вычисление мгновенных и средних

значений активной и реактивной электрической мощности, на основании которых вычисляются

тридцатиминутные приращения электрической энергии. Вычисленные значения приращений

активной и реактивной электрической энергии, служебная информация в виде цифрового кода

передаются в УСПД. Связь между счетчиками и УСПД осуществляется по интерфейсу RS-485.

УСПД осуществляет автоматизированный сбор, накопление, хранение и передачу результатов

измерений и служебной информации на сервер и АРМ оператора ООО «Газпромнефть-Восток».

Сервер и АРМ оператора ООО «Газпромнефть-Восток» с периодичностью один раз в

сутки или по запросу считывают данные из УСПД. Оперативный доступ к информации,

хранящейся в базе данных (БД), осуществляется с использованием программного комплекса

(ПК) «Энергосфера», предназначенного для обработки (вычисление приращений электрической

энергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН), отображения и вывода на печать

результатов измерений, формирования и передачи отчетных документов. Связь между сервером

и внешними субъектами осуществляется посредством Интернет.

АИИС КУЭоснащенасистемойобеспеченияединоговремени(СОЕВ),

предусматривающей поддержание единого времени на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ

выполняет законченную функцию измерений времени и интервалов времени, обеспечивая

синхронизацию шкал времени внутренних часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ (счетчики,

УСПД, сервер, устройства синхронизации системного времени (УССВ)). Измерение интервалов

времени осуществляется таймерами счетчиков. По результатам измерений формируются

тридцатиминутные интервалы, длякоторыхосуществляетсявычислениеприращений

электрической энергии.

Привязку к шкале координированного времени государственного первичного эталона

Российской Федерации UTC (SU) осуществляют устройства, выполненные на основе GPS-

приемников: УССВ-16HVS и GPS-приемники в составе УСПД. Синхронизация шкалы времени

часов сервера со шкалой координированного времени UTC (SU) осуществляется с помощью

УССВ-16HVS один раз в 5 мин. GPS-приемник, входящий в состав УСПД, осуществляет приём

сигналов точного времени и формирует собственную шкалу времени часов УСПД.

Синхронизация шкал времени внутренних часов счетчиков проводится при их расхождении со

шкалой часов УСПД более 1 с, но не чаще одного раза в сутки. Расхождение шкалы времени

часов любого компонента СОЕВ АИИС КУЭ со шкалой координированного времени UTC (SU)

не превышает 5 с. Журналы событий счетчика и УСПД отражают время (дата, часы, минуты)

коррекции часов и расхождение шкал времени в секундах корректируемого и корректирующего

устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Защита от несанкционированного доступа на физическом уровне обеспечивается

пломбированием счетчиков электрической энергии, испытательных коробок, корпусов УСПД.

Защита АИИС КУЭ и данных на программном уровне обеспечивается установкой

паролей на счетчики и УСПД, разграничением прав посредством назначения уровней доступа к

программам ПК «Энергосфера» для различных групп пользователей, применением электронной

цифровой подписи при передаче результатов измерений.

Программное обеспечение

Структура и функции прикладного программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ:

–

ПК «Энергосфера» осуществляет обработку и отображение результатов измерений,

формированиеипередачувцентрысбораинформацииотчетныхдокументов,

конфигурирование и настройку ПО УСПД;

Лист № 5

Всего листов 9

–

система управления базой данных – SQL-Server, осуществляет хранение результатов

измерений и журналов событий;

–

встроенное ПО УСПД осуществляет автоматизированный сбор, накопление,

хранение и передачу измерительной и служебной информации в базу данных сервера;

–

встроенное ПО счетчиков осуществляет вычисление приращений активной и

реактивной электрической энергии и средней мощности.

Идентификация метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ выполняется по

командеоператора.Идентификационныеданныеметрологическизначимойчасти

ПК «Энергосфера», установленного на сервере, приведены в таблице 2. Идентификационные

данные метрологически значимой части ПК «Энергосфера», установленного на компьютере

АРМ оператора ООО «Газпромнефть-Восток», приведены в таблице 3.

Цифровой идентификатор

программного обеспечения

(контрольная сумма исполняемого кода)

E011E2E8D24FC146E874E6EE713DB3D0

MD5

9D9940380E62BC822D29EAB0EE10E1AB

MD5

DD5985B2FA5995B1851FE8AC862BC93A

MD5

наименование

версии

программного

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

программного

обеспечения

6.4

Таблица 2

Идентифика-

Номер

ционное

(идентифика-

программного

ционный номер)

обеспечения

PSO.exe

(Сервер опроса)

AdmTool.exe

(Редактор6.4

расчетных схем)

ControlAge.exe

(АРМ6.4

Энергосфера)

Цифровой идентификатор

программного обеспечения

(контрольная сумма исполняемого кода)

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

MD5

3A6964B4EE822EB6B7109EAA56A8CD3F

MD5

B0E50D88CE8955DDDD5FA9712A5404EE

MD5

наименование

версии

программного

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

программного

обеспечения

6.5

Таблица 3

Идентифика-

Номер

ционное

(идентифика-

программного

ционный номер)

обеспечения

pso_metr.dll

(Сервер опроса)

AdmTool.exe

(Редактор6.5

расчетных схем)

ControlAge.exe

(АРМ6.5

Энергосфера)

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, приведенные в таблицах 4 и 5,

нормированы с учетом влияния программного обеспечения счетчиков, УСПД, сервера и АРМ

оператора ООО «Газпромнефть-Восток».

Защита ПО УСПД соответствует уровню «А» по классификации МИ 3286-2010. Для

защиты программ ПК «Энергосфера» и данных от непреднамеренных и преднамеренных

изменений реализован алгоритм авторизации пользователей. Защита ПК «Энергосфера» и

данных соответствует уровню «С» по классификации МИ 3286-2010.

Лист № 6

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 4 и 5.

Таблица 4 – Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ (активная

электрическая энергия и средняя мощность)

Номер ИК

Диапазон значений

силы тока

1 – 4

(КТ ТТ 0,2S;

КТ ТН 0,5;

КТ счетчика

0,5S/1,0)

Границы допускаемой относительной погрешности

при доверительной вероятности 0,95

в нормальных условияхв рабочих условиях

эксплуатации эксплуатации

cosφ = cosφ = cosφ = cosφ = cosφ = cosφ =

1,0 0,8 0,5 1,0 0,8 0,5

0,01·I

≤ I < 0,02·I

± 1,6–

0,02·I

≤ I < 0,05·I

± 1,6 ± 1,8

0,05·I

≤ I < 0,2·I

± 1,0 ± 1,2

0,2·I

≤ I < 1,0·I

± 0,9 ± 1,1

1,0·I

≤ I ≤ 1,2·I

± 0,9± 1,1

––––

± 2,5–––

± 1,7 ± 1,2 ± 1,5 ± 2,1

± 1,6 ± 1,2 ± 1,4 ± 2,0

± 1,6± 1,6± 1,4± 2,0

Примечание – В таблице приняты следующие обозначения: I

– номинальное значение первичного

тока; КТ – класс точности

Таблица 5 – Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ (реактивная

электрическая энергия и средняя мощность)

Номер ИК

Диапазон значений

силы тока

Границы допускаемой относительной погрешности

при доверительной вероятности 0,95

в нормальных условияхв рабочих условиях

эксплуатации эксплуатации

cosφ = 0,8 cosφ = 0,5 cosφ = 0,8 cosφ = 0,5

sinφ = 0,6 sinφ = 0,87 sinφ = 0,6 sinφ = 0,87

± 2,5± 2,1––

1 – 4

(КТ ТТ 0,2S;

КТ ТН 0,5;

КТ счетчика

0,5S/1,0)

0,02·I

≤ I < 0,05·I

0,05·I

≤ I < 0,2·I

0,2·I

≤ I < 1,0·I

1,0·I

≤ I ≤ 1,2·I

± 1,7 ± 1,4 ± 3,0 ± 2,7

± 1,6 ± 1,4 ± 3,0 ± 2,6

± 1,6± 1,4± 3,0± 2,6

Нормальные условия эксплуатации:

1) параметры сети:

– напряжение 0,98∙U

до 1,02∙U

;

– частота от 49,5 до 50,5 Гц;

2) температура окружающей среды:

– для ТТ и ТН: от минус 40 до 40 ºС;

– для счетчиков: от 15 до 25 ºС;

3) относительная влажность воздуха от 65 до 75 %;

4) атмосферное давление от 96 до 104 кПа.

Рабочие условия эксплуатации:

1) для ТТ и ТН:

а) параметры сети:

– напряжение от 0,9∙U

до 1,1∙U

;

– частота от 49 до 51 Гц;

б) температура окружающей среды от минус 40 до 40 ºС;

2) для счетчиков электрической энергии:

а) параметры сети:

Лист № 7

Всего листов 9

– напряжение от 0,9∙U

до 1,1∙U

;

– частота от 49 до 51 Гц;

б) температура окружающей среды от 0 до 35 ºС;

в) индукция внешнего магнитного поля не более 0,5 мТл.

Надежность системных решений обеспечивается резервированием питания счетчиков,

УСПД и сервера с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР,

резервированием счетчиков электрической энергии, каналов связи и базы данных.

Показатели надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

трансформаторы тока опорные ТОЛ: средняя наработка на отказ 4000000 ч, средний

срок службы 30 лет;

трансформаторы напряжения ЗНОМ-35-65: средняя наработка на отказ 440000 ч,

средний срок службы 25 лет;

счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М: средняя

наработка на отказ 165000 ч, средний срок службы 30 лет;

устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000»: средняя наработка на отказ

75000 ч, средний срок службы 20 лет;

сервер: среднее время восстановления 1 ч, средний срок службы 5 лет.

Знак утверждения типа

наносится в виде наклейки на титульный лист документа «Система автоматизированная

информационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектрическойэнергии

ООО «Газпромнефть-Восток» - ПС Урманская, Шингинская. Формуляр».

Комплектность средства измерений

В комплект АИИС КУЭ входят технические и программные средства, а также

документация, приведенные в таблицах 6 – 8 соответственно.

Таблица 6 – Технические средства АИИС КУЭ

Наименование компонентов АИИС КУЭОбозначениекомпонентов Количество, шт. ИИК

Трансформаторы тока опорные ТОЛ 12

Трансформаторы напряжения типа ЗНОМ-35-65 12

Счетчики электрической энергииСЭТ-4ТМ.03М4

многофункциональные

ИВКЭ

Устройства сбора и передачи данных«ЭКОМ-3000»2

ИВК

СерверHP ProLiant DL380 G51

Устройство синхронизации системного времениУССВ-16HVS1

АРМ оператора ООО «Газпромнефть-Восток» 1

GSM/GPRS коммуникаторPGC.024

GSM-модемiRZ TC65i-485GI2

Сетевой коммутаторHP ProCurve swish 25122

Таблица 7 – Программные средства АИИC КУЭ

Обозначение ПО

Microsoft Windows 7

Microsoft SQL-Server

2005

Назначение ПО АИИС КУЭ

Операционная система

Система управления базой данных

Местоустановки

АРМ оператора

ООО «Газпром-

нефть-Восток»

Лист № 8

Всего листов 9

Таблица 7 – Программные средства АИИC КУЭ

Обозначение ПОНазначение ПО АИИС КУЭМестоустановки

Операционная системаСервер

Система управления базой данныхСервер

Microsoft Windows

2003 Server

Microsoft SQL-

Server 2005

ПК «Энергосфера» в

составе модулей:

–

Сервер опроса;

–

«AdCenter» (Консоль

администратора);

–

«DataImpEx» (Центр

импорта/экспорта);

–

«ControlAge» (АРМ

Энергосфера);

–

«AdmTool» (Редактор

расчетных схем);

–

Конфигуратор

СЭТ-4ТМ

Программные модули ПК «Энергосфера»,Сервер,

предназначенные для:АРМ оператора

–

сбора информации с УСПД и счетчиков;ООО «Газпром-

–

администрирования БД, резервного копирования,

нефть-Восток»

настройки прав пользователей, обновления БД;

–

обмена данными (стандартные макеты), в т.ч. с

использованием электронной цифровой подписи;

–

отображения журналов событий и результатов

измерений, формирования отчетных документов;

–

создания и редактирования структуры объекта

учета, истории замен средств измерений ИИК;

–

конфигурирования УСПД

ПО для конфигурирования и настройкиПереносной

параметров счетчиковкомпьютер

Таблица 8 – Документация

Наименование

Количество,

шт.

1 МП 210-14 ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная

коммерческого учета электрической энергии ООО «Газпромнефть-Восток» -1

ПС Урманская, Шингинская. Методика поверки

2 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электрической энергии ООО «Газпромнефть-Восток» - ПС Урманская,1

Шингинская. Формуляр

3 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электрической энергии ООО «Газпромнефть-Восток» - ПС Урманская,1

Шингинская. Инструкция по эксплуатации

4 Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого

учета электрической энергии (мощности) ООО «Газпромнефть-Восток» -1

ПС Урманская, Шингинская. Технический проект АИИС.411711.3145

Примечание – В комплект поставки документации также входит техническая документация на

компоненты АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 210-14 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Газпромнефть-Восток» -

ПС Урманская, Шингинская. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ»

07 марта 2014 г.

Основные средства поверки:

средства измерений в соответствии с нормативной и технической документацией по

поверке компонентов АИИС КУЭ;

мультиметр «Ресурс-ПЭ»: пределы допускаемой относительной погрешности

измерений напряжения в диапазоне от 15 до 150 мВ ± 2,0 %, в диапазоне от 15 до 300 В ± 0,2 %;

пределы допускаемой относительной погрешности измерений силы тока в диапазоне от 0,05 до

0,25 А ± 1,0 %, в диапазоне от 0,25 до 7,5 А ± 0,3 %; пределы допускаемой абсолютной

Лист № 9

Всего листов 9

погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1º; пределы

допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;

радиочасыМИРРЧ-02:пределыдопускаемойабсолютнойпогрешности

синхронизации фронта выходного сигнала 1 Гц по шкале координированного времени

UTC (SU) ± 1 мкс.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе «Рекомендация. ГСИ. Методика

измерений электрической энергии и мощности системой автоматизированной информационно-

измерительной коммерческого учета электрической энергии ООО «Газпромнефть-Восток» -

ПС Урманская, Шингинская».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектрическойэнергии

ООО «Газпромнефть-Восток» - ПС Урманская, Шингинская

1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия.

2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Роспроект-инжиниринг»

(ООО «Роспроект-инжиниринг»).

Юридический адрес: 150043, г. Ярославль, ул. Розы Люксембург, д. 22.

Телефон/факс: (4852) 75-04-79, 72-27-43.

Испытательный центр

Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр

стандартизации, метрологии и испытаний в Томской области» (ФБУ «Томский ЦСМ»).

Юридический адрес: Россия, 634012, Томская обл., г. Томск, ул. Косарева, д.17-а.

Тел. (3822) 55-44-86, факс (3822) 56-19-61, голосовой портал (3822) 71-37-17.

Е-mail:

trial@tcsms.tomsk.ru

. Сайт:

http://tomskcsm.ru

, http://томскцсм.рф.

Аттестат аккредитации ФБУ «Томский ЦСМ» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа № 30113-13 от 03.06.2013 г

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В. Булыгин

М.п.«

2014 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru