Приложение к свидетельству № 59358
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
trial электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭнергоХолдинг" для энергоснабжения
ЗАО «Энгельсский трубный завод»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-
троэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭнергоХолдинг" для энергоснабжения ЗАО «Энгельсский
трубный завод» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реак-
тивной электроэнергиии мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных доку-
ментов и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-
рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
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 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии,
ГОСТ Р 52425-200 и ГОСТ 26035-835 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторич-
ные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и
технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-
4.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)
АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее –
УСПД) и каналообразующую аппаратуру;
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сер-
вер ИВК АИИС КУЭ ООО "ЭнергоХолдинг" для энергоснабжения ЗАО «Энгельсский трубный
завод» на базе ПО «АльфаЦентр», устройство синхронизации системного времени УССВ, ав-
томатизированное рабочее место персонала, а так же совокупность аппаратных, каналообра-
зующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обра-
ботку и хранение
Измерительные каналы №1-2 (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ, ИК №3
состоит из двух.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-
маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-
пают 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 период 0,02 с.
Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям актив-
ной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее зна-
чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК №1-2 по проводным линиям связи интер-
фейса RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной инфор-
Лист № 2
Всего листов 9
мации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также
отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Цифровой сигнал с выходов счетчика ИК №3 поступает непосредственно на сервер, ус-
тановленный в ЦСОИ ООО «ЭнергоХолдинг».
Передача данных на верхний уровень системы осуществляется по основному (GPRS)
или резервному (GSM) каналам связи.
На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в ча-
стности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и
ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов,
отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации – участники
оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе
ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата
80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъек-
та оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием ЭЦП субъек-
та рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по груп-
пам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровень счетчиков, УСПД и ИВК. Синхронизация времени производится с помощью GPS-
приемника, принимающего сигналы глобальной системы позиционирования. В качестве
приемника сигналов GPS о точном астрономическом времени используется устройство
синхронизации системного времени (УССВ), подключаемое к ИВК. Сличение времени ИВК со
временем УССВ происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки.
Коррекция времени ИВК с временем УССВ осуществляется при расхождении времени ИВК с
временем УССВ на величину более ± 1 с. Сличение часов УСПД с часами ИВК осуществляется
каждый сеанс связи, коррекция времени УСПД со временем ИВК осуществляется вне
зависимости от наличия расхождений. Сличение часов счетчиков (для ИК №1-2) с часами
УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 мин), корректировка
часов счетчиков осуществляется при расхождении времени УСПД со временем счетчиков на
величину более ± 1с. Сличение часов счетчика ИК №3 с часами ИВК производится каждый
сеанс связи (1 раз в сутки), корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении
времени ИВК со временем счетчиков на величину более ± 1 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты) кор-
рекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и кор-
ректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Значение
4
9
3
Цифровой идентификатор ПО
a65bae8d7150931f8
11cfbc6e4c7189d
Bb640e93f359bab1
5a02979e24d5ed48
3ef7fb23cfl60f56602
lbf19264ca8d6
MD5
Лист № 3
Всего листов 9
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПО «АльфаЦЕНТР», в состав
которого входят модули, указанные в таблице 1. С помощью ПО «АльфаЦЕНТР» решаются за-
дачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение задан-
ного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мо-
ниторинга нагрузок заданных объектов.
Таблица 1 – Сведения о программном обеспечении
Идентификационные призна-
ки
Идентификационноенаиме-
нование ПО
«АльфаЦЕНТР
АРМ»
«АльфаЦЕНТР
СУБД «Oracle»
«АльфаЦЕНТР
Коммуникатор»
Номер версии (идентифика-
ционный номер) ПО
Алгоритм вычисления цифро-
вого идентификатора ПО
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические харак-
теристики ИК АИИС КУЭ, указанные 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 № 4
Всего листов 9
Состав измерительного канала
Номер ИК
Вид электро-
энергии
1
ПС «Индустриальная»
110/10/6 кВ, I с.ш, яч. №35
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
2
ПС «Индустриальная»
110/10/6 кВ, II с.ш, яч. №21
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл.т. 0,5S/1,0
ЭКОМ-
3000
Зав.№0908
2259
3
Т-0,66
Кл.т. 0,5
400/5
-
ПСЧ-4ТМ.05М.16
Кл.т. 0,5S/1,0
-
HPProliantDL
160 Gen8
активная
реактивная
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Наименование объекта
ТТТНСчётчикУСПДСервер
1
2
5
6
7
8
активная
3
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
200/5
ТЛМ-10
Кл.т. 0,5
200/5
4
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
10000/100
НТМИ-10-66
Кл.т. 0,5
10000/100
реактивная
активная
реактивная
ТП-6 10/0,4 кВ ЗАО «Эн-
гельсский трубный завод»,
РУ-0,4 кВ ООО «Ломпром
Саратов»
Лист № 5
Всего листов 9
Границы интервала отно-
сительной основной по-
грешности измерений,
соответствующие веро-
ятности Р=0,95, (±δ), %
Номер ИК
Диапазон тока
0,05Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
3
(ТТ 0,5; Сч 0,5S)
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Метрологические характеристики ИК
2
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
cos
j
= cos
j
= cos
j
=
0,9 0,8 0,5
3 4 5
1,1 1,3 2,2
1,4 1,7 3,0
Границы интервала отно-
сительной погрешности
измерений в рабочих ус-
ловиях эксплуатации, со-
ответствующие вероят-
ности Р=0,95, (±δ), %
cos
j
= cos
j
= cos
j
=
0,9 0,8 0,5
6 7 8
1,7 2,0 2,7
1,9 2,3 3,3
1
1, 2
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Сч 0,5S)
2,32,95,4
2,63,35,6
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
0,91,11,9
1,21,52,7
2,22,85,3
1,51,92,4
1,72,13,1
2,53,25,5
Границы интервала отно-
сительной основной по-
грешности измерений,
соответствующие веро-
ятности Р=0,95, (±δ), %
Номер ИК
Диапазон тока
0,05Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
3
(ТТ 0,5; Сч 1,0)
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Метрологические характеристики ИК
2
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
cos
j
= cos
j
= cos
j
=
0,9 0,8 0,5
3 4 5
2,7 2,1 1,5
3,6 2,6 1,8
Границы интервала отно-
сительной погрешности
измерений в рабочих ус-
ловиях эксплуатации, со-
ответствующие вероят-
ности Р=0,95, (±δ), %
cos
j
= cos
j
= cos
j
=
0,9 0,8 0,5
6 7 8
4,2 3,8 3,6
4,8 4,1 3,7
1
1, 2
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Сч 1,0)
6,44,42,7
7,25,54,2
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
2,31,81,3
3,32,41,6
6,34,32,6
4,03,63,5
4,63,93,6
7,05,34,1
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,
Лист № 6
Всего листов 9
частота (50
±
0,15) Гц;
коэффициент мощности cos
j
= 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
ТТ и ТН от минус 40 °C до плюс 50 °C;
счетчиков от плюс21 ˚С до плюс 25 °C;
УСПД от плюс 10 ˚С до плюс 30 °C;
ИВК отплюс 10 °C до плюс 30 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не trial 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
1
;
коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота - (50
±
0,2) Гц;
– температура окружающего воздуха - от минус 40°C до плюс 60 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
–параметры сети:
диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1)Uн
2
;
диапазон силы вторичного тока (0,02 – 1,2)Iн
2
;
коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);
частота - (50
±
0,4) Гц;
– температура окружающего воздуха:
– для счётчиков электроэнергии от минус 40 °C до плюс 60 °C;
– магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8 инд и температуры окру-
жающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс35°C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на анало-
гичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечис-
ленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном вООО «ЭнергоХолдинг» по-
рядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая
часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
– электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее Т = 165
000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
– электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М – среднее время наработки на отказ не менее Т =
140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
– УСПД ЭКОМ-3000 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 78 000 ч, среднее
время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–УССВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее 74500 часов, среднее время вос-
становления работоспособности tв = 2 ч;
–сервер HPProliant DL160 Gen8 – среднее время наработки на отказ не менее
Т
G6
=261163, Т
Gen8
=264599 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе-
ребойного питания;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-
даваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной
почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
Лист № 7
Всего листов 9
– 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;
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;
– 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 суток; 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
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-
ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоХолдинг»для энергоснабжения ЗАО «Энгельсский
трубный завод» типографским способом.
Лист № 8
Всего листов 9
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
2
1
1
1
1
Количество, шт.
4
3
4
2
гии многофункциональный
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование Тип № Госреестра
1 2 3
Трансформатор тока Т-0,66 36382-07
Трансформатор тока ТЛМ-10 2473-00
Трансформатор напряженияНТМИ-10-66831-69
Счётчик электрической энер-
СЭТ-4ТМ.03М.01 36697-12
ПСЧ-4ТМ.05М.1636355-07
мени
Счётчик электрической энер-
гии многофункциональный
Устройствосинхронизациивре
ЭКОМ-300017049-09
мени
Устройствосинхронизациивре
УССВ-254074-13
--
Сервер с программным
обеспечением
Методика поверки - -
Паспорт-формуляр - -
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 61196-15 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоХолдинг» для
энергоснабжения ЗАО «Энгельсский трубный завод». Методика поверки», утвержденному
ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
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 от-
ключения цепей. Методика выполнения измерений»;
по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений»;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика повер-
ки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М – по документу ИЛГШ.411152.146 РЭ1 Методика повер-
ки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.
УСПД ЭКОМ-3000 – по документу «ГСИ. Омплекс программно-технический изме-
рительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ
ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
Лист № 9
Всего листов 9
УССВ-2 – по документу ДЯИМ.468213.001 МП «Устройства синхронтзации сис-
темного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва»
в 2013 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной систе-
мы GlobalPositioningSystem (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 + 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 количества электриче-
ской энергии (мощности) с использованием системы автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоХолдинг» для
энергоснабжения ЗАО «Энгельсский трубный завод», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», атте-
стат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО
"ЭнергоХолдинг" для энергоснабжения ЗАО «Энгельсский трубный завод»
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. Основ-
ные положения.
Изготовитель
ООО «Автоматизированные системы в энергетике»
ИНН 3329074523
Юридический адрес: 600031, г. Владимир, ул. Юбилейная, д.15
Тел.: 89157694566
E-mail:
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы»
(ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, 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 trial утверждения типа №30004-13 от 26.07.2013
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.«____»_____________2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.