Приложение к свидетельству № 56505
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/35/6 кВ «КНС-1» филиала
ОАО «Тюменьэнерго» - Сургутские электрические сети
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/35/6 кВ «КНС-1» филиала ОАО «Тюменьэнерго» - Сур-
гутские электрические сети (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и ре-
активной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) отдельными технологи-
ческими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измере-
ний системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управ-
лением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной элек-
троэнергии, среднеинтервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор
привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электро-
энергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и
от несанкционированного доступа;
- передача в организации–участники оптового рынка электроэнергии результатов из-
мерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о
состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций – участников оптово-
го рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и
т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция време-
ни).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформато-
ры напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии по
ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в ре-
жиме измерения реактивной электроэнергии.
2-й уровень – устройства сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» со встроен-
ным устройством синхронизации времени на GPS-приемнике и технические средства приема-
передачи данных.
Лист № 2 Trial
листов 8
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), автоматизированные рабочие места
персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами
в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счет-
чик электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразу-
ются 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где
осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформа-
ции ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных
данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измеритель-
ной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справоч-
ных и отчетных документов. Передача информации в организации–участники оптового рынка
электроэнергии осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений элек-
тронной почты.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая вклю-
чает в себя устройство синхронизации времени на GPS-приемнике, входящее в состав УСПД,
встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Время часов УСПД синхронизиро-
вано с сигналами точного времени от GPS-приемника. Сличение времени часов сервера БД с
временем часов УСПД осуществляется каждый час. Коррекция времени часов сервера выпол-
няется один раз в сутки при достижении допустимого расхождения времени часов сервера и
УСПД на ±2 с. Сличение времени часов счетчиков и УСПД осуществляется при каждом сеансе
связи, коррекция времени часов счетчиков происходит при расхождении со временем часов
УСПД на
±
2 с. Погрешность СОЕВ 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 корректируе-
мого и корректирующего устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» в состав ко-
торого входит специализированное ПО. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного
обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Сред-
ством защиты данных, передаваемых из УСПД ИВКЭ в ИВК по интерфейсу Ethernet, является
кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню
«С» (по МИ 3286-2010). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – влияния
нет.
Лист № 3
Всего листов 8
ПК «Энергосфера»
6.5.92.3082
ПОПОПО
фикатор ПО (кон-
ния циф-
иденти-
Консоль
149adec627896b
6.5.39.6131
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
Алгоритм
Наиме-Идентификацион-Номер версии (иденти-
Цифровой иденти-
вычисле-
нованиеное наименование фикационный номер)
трольная сумма ис-
рового
полняемого кода)
фикатора
ПО
ратора ,
админист-
6.5.113.1247
1ca392f420daf901da
AdCenter.exe
Редактор структу-
ры объектов учёта6b07b396a4eef07afc
и расчётных схем, ae74819ff17500
AdmTool.exe
Автоматический
c3610597898c025
Настройка пар
81b162b06a4eec
Автоматизирован-
9ef8e4c3edf3af
6.5.139.3166
ное рабочее место,6.5.155.2018
be8f859ad5a
4
7ee
5
a4
ControlAge.exe
Центр экспор-
та/импорта макет-91ce2cae5922132aa
ных данных, 8db043b07017a2e
expimp.exe
Сервер опроса,
Pso.exe
43507771a1931e7a5
8ecab4152e09470
контроль системы,6.5.50.553
f78811ea25745a797
AlarmSvc.exe
метров УСПД
а-
6.5.68.1367
feb74fd315577aa8cc
MD5
ЭКОМ, config.exe
Лист № 4
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Состав измерительного канала
Номер точки
измерений
и наименование
присоединения
ТВГ-110-0,5
300/5
Кл. т. 0,5
ТВГ-110-0,5
300/5
Кл. т. 0,5
GIF 40.5 (68)
600/5
Кл. т. 0,5S
VEF 36 (-15)
35000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
A1805RALXQ
-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
GIF 40.5 (68)
600/5
Кл. т. 0,5S
VEF 36 (-15)
35000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
A1805RALXQ
-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
GIF 40.5 (68)
600/5
Кл. т. 0,5S
VEF 36 (-15)
35000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
A1805RALXQ
-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
6
ПС 110/35/6 кВ
«КНС-1»
ВЛ-35 кВ
Куст 157-1
GIF 40.5 (68)
300/5
Кл. т. 0,5S
VEF 36 (-15)
35000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
A1805RALXQ
-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
ЭКОМ-3000;
HP Proliant DL380G7
ТТТНСчетчик
Метрологич.
характерист.
Вид
э
лектро-
УСПД/
энергии
сервер
Основная
погрешн., %
Погрешн. в
раб. усл., %
12345678
ПС 110/35/6 кВ
1«КНС-1»
В-110 1Т
СРВ 123A1805RALXQ
110000:√3/100:√3 -P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5Кл. т. 0,5S/1,0
ПС 110/35/6 кВ
2«КНС-1»
В-110 2Т
СРВ 123A1805RALXQ
110000:√3/100:√3 -P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5Кл. т. 0,5S/1,0
Актив-
ная,± 1,2 ± 3,2
Реак-± 2,8 ± 5,5
тивная
ПС 110/35/6 кВ
3«КНС-1»
В-35 1Т
ПС 110/35/6 кВ
4«КНС-1»
В-35 2Т
ПС 110/35/6 кВ
5«КНС-1»
СВ-35 кВ
Актив-
ная,± 1,2 ± 2,2
Реак-± 2,8 ± 4,2
тивная
Лист № 5
Всего листов 8
7
ПС 110/35/6
кВ «КНС-1»
ВЛ-35
Кустовая 1-1
GIF 40.5 (68)
300/5
Кл. т. 0,5S
8
ПС 110/35/6
кВ «КНС-1»
ВЛ-35
Кустовая 1-2
GIF 40.5 (68)
300/5
Кл. т. 0,5S
9
ПС 110/35/6
кВ «КНС-1»
ВЛ-35
Куст 157-2
GIF 40.5 (68)
300/5
Кл. т. 0,5S
ПС 110/35/6
кВ «КНС-1»
ВЛ-6 РП-6
кВ (ввод №1)
GIF 12
3000/5
Кл. т. 0,5S
GEF 12-03
6000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
A1805RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
ПС 110/35/6
кВ «КНС-1»
ВЛ-6 РП-6
кВ (ввод №2)
GIF 12
3000/5
Кл. т. 0,5S
GEF 12-03
6000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
A1805RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
ТОП-0,66
400/5
Кл. т. 0,5S
-
A1805RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
ТОП-0,66
400/5
Кл. т. 0,5S
-
A1805RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
ЭКОМ-3000;
HP Proliant DL380G7
Окончание таблицы 2
12345678
VEF 36 (-15)A1805RALXQ-
35000:√3/100:√3 P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5Кл. т. 0,5S/1,0
A1805RALXQ-
P4GB-DW-4
VEF 36 (-15)
Кл. т. 0,5S/1,0
35000:√3/100:√3
Кл. т. 0,5
A1805RALXQ-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
10
11
Актив-
ная,± 1,2 ± 2,2
Реактив- ± 2,8 ± 4,2
ная
ПС 110/35/6
12 кВ «КНС-1»
1ТСН
ПС 110/35/6
13 кВ «КНС-1»
2ТСН
Актив-
ная,± 1,0 ± 2,0
Реактив- ± 2,4 ± 4,0
ная
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности
(получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответ-
ствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
– параметры сети: напряжение (0,95 – 1,05) U
НОМ
; ток (1 – 1,2) I
НОМ
, cos
j
= 0,9 инд.;
– температура окружающей среды (20
±
5)
°
С.
4. Рабочие условия:
– параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1) U
НОМ
; ток (0,01–1,2) I
НОМ
; 0,5 инд.
£
cos
j£
0,8 емк.
– допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус
60 до плюс 50 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 60 С; для сервера от плюс10 до плюс
35 °С;
Лист № 6
Всего листов 8
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 Iном, cos
j
= 0,8 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до плюс 30 °С;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвер-
жденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Табли-
це 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется ак-
том. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая
часть.
7. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный информаци-
онный фонд по обеспечению единства измерений.
Надежность применяемых в системе компонентов:
– электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч, среднее время вос-
становления работоспособности не более 7 суток;
– УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч, среднее время восстановле-
ния работоспособности не более 24 ч;
–
ИВК - коэффициент готовности – не менее 0,95; среднее время восстановления работо-
способности не более 168 ч.
Надежность системных решений:
–
защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного
питания;
–
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передавать-
ся в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и
сотовой связи;
В журналах событий фиксируются факты:
–
журнал счётчика:
–
параметрирования;
–
пропадания напряжения;
–
коррекции времени в счетчике;
–
журнал УСПД:
–
параметрирования;
–
пропадания напряжения;
–
коррекции времени в счетчике и УСПД;
–
пропадание и восстановление связи со счетчиком;
–
выключение и включение УСПД;
Защищённость применяемых компонентов:
–
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
–
электросчётчика;
–
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
–
испытательной коробки;
–
УСПД;
–
сервера;
–
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-
нии:
–
электросчетчика;
–
УСПД;
–
сервер.
Возможность коррекции времени в:
–
электросчетчиках (функция автоматизирована);
–
УСПД (функция автоматизирована);
–
ИВК (функция автоматизирована).
Лист № 7
Всего листов 8
Возможность сбора информации:
–
о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
–
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
–
измерения приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция автомати-
зирована);
– сбор результатов измерений – 1 раз в сутки (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
– электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее
35 суток;
– УСПД - хранение информации не менее 35 суток; хранение информации при отключе-
нии питания не менее 1 года;
– сервер БД - хранение информации не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы экс-
плуатационной документации на АИИС КУЭ.
2
2
Количество
6
6
21
6
6
6
6
13
1
1
1
Комплектность средства измерений
Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Измерительный трансформатор тока ТВГ-110
Измерительный трансформатор напряжения CPB 123
Измерительный трансформатор тока GIF 40.5 (68)
Измерительный трансформатор напряжения VEF 36(-15)
Измерительный трансформатор тока GIF-12
Измерительный трансформатор напряжения GEF 12-03
Измерительный трансформатор тока ТОП-0,66
Счетчик активной и реактивной электрической энергии
A1805RALXQ-P4GB-DW-4
Устройство сбора и передачи данных ЭКОМ 3000
Ethernet-коммутатор Моха EDS-305-Т
GPRS/GSM коммуникатор PGC-02
Догрузочный трехфазный резистор в цепях напряжения
МР3021-H-100/√3В-20ВА
Догрузочный трехфазный резистор в цепях напряжения
МР3021-H-100/√3В-5ВА
Догрузочный трехфазный резистор в цепях тока МР3021-Т-5А 3х2,5 ВА
Паспорт-формуляр
Методика поверки
2
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 58219-14 «Система автоматизированная информационно–
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/35/6 кВ «КНС-1»
филиала ОАО «Тюменьэнерго» - Сургутские электрические сети. Измерительные каналы. Ме-
тодика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 30 мая 2014 г.
Средства поверки на измерительные компоненты:
– средства поверки ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
– средства поверки ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
Лист № 8
Всего листов 8
– счетчики Альфа А1800 – по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержден-
ному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
– УСПД «ЭКОМ-3000» – по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический из-
мерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденному ГЦИ
СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений приведен в документе «Методика измерений электрической энергии
и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/35/6 кВ «КНС-1» филиала
ОАО «Тюменьэнерго» - Сургутские электрические сети.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 8.596-2002ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
– осуществление торговли.
Изготовитель
ООО «ЭнСервиКо»
Адрес: 644046, г.Омск, ул.Бульварная 15а, офис 28
Телефон/факс: (3812) 37-21-28, 58-08-90
E-mail:
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
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 метрологии
______________
Ф.В. Булыгин
«___»___________2014 г.
М.п.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.