Приложение к свидетельству № 59810
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Сакмарской СЭС
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) Сакмарской СЭС (далее − АИИС КУЭ) предназначена для из-
мерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы
времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения и передачи
полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным
управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной
электроэнергии, средне интервальной мощности;
-периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический
сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и резуль-
татов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
-автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе
данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резер-
вирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
-предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, дан-
ных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций–участников
оптового рынка электроэнергии;
-обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в
АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уров-
не (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
времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S
по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2
по ГОСТ 1983-2001, счетчики СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-
2005 для активной электроэнергии 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электро-
энергии, указанных в таблице 2 (6 точек измерений);
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000, каналообра-
зующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания;
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в се-
бя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное
обеспечение (ПО) «Энергосфера», коммуникационное оборудование, технические средства
приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспече-
ния электропитания.
лист № 2
всего листов 6
Первичныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям
связи поступают в счетчик 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 активной и
полной мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансфор-
мации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней
за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интер-
валов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощ-
ность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на
входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и
передача накопленных данных по проводной линии связи на третий уровень системы (сервер
АИИС КУЭ).
На верхнем – третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и
мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение по-
ступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечива-
ет автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации
о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки
поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных до-
кументов. Передача информации в организации–участники оптового рынка электроэнергии
осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей
в себя источник сигналов эталонного времени на базе GPS-приемника, входящего в состав
УСПД «ЭКОМ-3000», сервера БД и счетчиков. Время УСПД синхронизировано с временем
приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ± 0,2 с. Сличение
времени сервера БД с временем УСПД, осуществляется с периодичностью 30 мин и
корректировка времени сервера БД осуществляется при расхождении с временем УСПД ± 2
с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в сутки,
коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем
на ± 2 с. Погрешность СОЕВ не превышает
±
5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ, используется комплекс программно-технический измерительный
(ПТК) «ЭКОМ», Госреестр № 19542-05, представляющий собой совокупность технических
устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК) «Энергосфера» в состав
которого входит специализированное ПО, идентификационные данные которого указаны в
таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измери-
тельной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты дан-
ных, передаваемых из УСПД ИВКЭ в ИВК по интерфейсу Ethernet, является кодирование
данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – высокий
(в соответствии с Р 50.2.077-2014). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики
СИ – нет.
лист № 3
всего листов 6
Таблица 1– Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
Цифровой идентификатор ПО
466584768D26B88C70DB1BA47A90737D
MD5
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Значение
«ПК Энергосфера»
es_7_1_37_ext
7.1.37
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Состав ИК
Наименование
объекта и номер
точки измерений
по однолиней-
ной схеме
УСПД/
Сервер
Вид электроэнергии
Основная по-
грешность, %
Погрешность
в рабочих
условиях, %
1
ТОГФ-110
400/5
Кл.т. 0,2S
ЗНОГ-110
110000/√3/
100/√3
Кл.т. 0,2
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т.
0,2S/0,5
2
ОРУ 110 кВ,
ВЛ 110 кВ
Сакмарская
СЭС - НПЗ
ТОГФ-110
400/5
Кл.т. 0,2S
ЗНОГ-110
110000/√3/
100/√3
Кл.т. 0,2
Актив-
ная,
Реак-
тивная
3
КРУ 10кВ,
1с.ш., яч.106
ТОЛ-СЭЩ-
10-71-1
2000/5
Кл.т. 0,5S
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т.
0,5S/1,0
4
КРУ 10кВ,
1с.ш., яч.108
ТСН-1
ТОЛ-СЭЩ-
10-24
50/5
Кл.т. 0,5S
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т.
0,5S/1,0
5
КРУ 10кВ,
2с.ш., яч.203
ТОЛ-СЭЩ-
10-71-1
2000/5
Кл.т. 0,5S
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т.
0,5S/1,0
6
КРУ 10кВ,
2с.ш., яч.208
ТСН-2
ТОЛ-СЭЩ-
10-24
50/5
Кл.т. 0,5S
СЭТ-
4ТМ.03М.01
Кл.т.
0,5S/1,0
ЭКОМ-3000 / Сервер DL380pGen8 E5-2630v2
Актив-
ная,
Реак-
тивная
Метрологиче-
ские характе-
ристики ИК
ТТТНСчетчик
ОРУ 110кВ,
ВЛ 110 кВ
Орская-ТЭЦ-
1 - Сакмар-
ская СЭС
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т.
0,2S/0,5
Зав. №
0802151426
± 0,5± 1,3
± 1,2± 2,2
НОЛ-
СЭЩ-10-2
10000/√3/
100/√3
Кл.т. 0,2
НОЛ-
СЭЩ-10-2
10000/√3/
100/√3
Кл.т. 0,2
НОЛ-
СЭЩ-10-2
10000/√3/
100/√3
Кл.т. 0,2
НОЛ-
СЭЩ-10-2
10000/√3/
100/√3
Кл.т. 0,2
± 1,0± 3,1
± 2,4± 5,2
лист № 4
всего листов 6
Примечания:
1)характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и сред-
ней мощности (получасовая);
2)в качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интер-
вала, соответствующие вероятности 0,95;
3)нормальные условия:
- параметры сети: напряжение: от 0,98 U
ном
до 1,02 U
ном
; ток: от 1,0 I
ном
до
1,2 I
ном
, cos
j
= 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20
±
5)
°
С;
4) рабочие условия:
- параметры сети: напряжение: от 0,9 U
ном
до 1,1 U
ном
; ток: от 0,02 I
ном
до 1,2 I
ном
;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов
от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 60 °С; для УСПД от минус 10
до плюс 50 °С; для сервера от 15 до 35 °С;
5) погрешность в рабочих условиях указана 0,02 Iном; cos
j
= 0,8 инд.; температура
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 18 до
плюс 30
°
С для точек измерений № 1, 2, от плюс 5 до плюс 30
°
С для точек измерений
№ 3, 4, 5, 6.
6) допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится со-
вместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть;
7) в составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются из-
мерительные компоненты утвержденных типов.
Надежность применяемых в системе компонентов:
-
электросчётчик– среднее время наработки на отказ Т=165000 ч, среднее время
восстановления работоспособности (tв) не более 2 ч;
-
УСПД ЭКОМ-3000 параметры надежности: среднее время наработки на отказ
не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;
-
сервер коэффициент готовности – 0,999, среднее время восстановления работо-
способности не более tв = 1 ч, среднее время наработки на отказ не менее Т = 160165 ч.
Надежность системных решений:
-
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии организацию с по-
мощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекции времени.
Защищённость применяемых компонентов:
-
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
электросчётчика;
-
испытательной коробки;
-
УСПД;
-
сервера.
Защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-
нии:
-
электросчетчика;
-
УСПД;
-
сервера.
лист № 5
всего листов 6
Возможность коррекции времени в:
-
электросчетчиках (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована);
-
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
-
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
один раз в сутки (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания – не менее 10 лет;
-
УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотреб-
trial (выработки) по каждому каналу и электропотребления (выработки) за месяц по каж-
дому каналу и по группам измерительных каналов не менее 60 суток; сохранение информа-
ции при отключении питания – не менее 10 лет;
-
сервер БД – хранение результатов измерений, состояний средств измерений –
не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на
АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 3.
Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформатор тока ТОГФ-110
Трансформатор тока TОЛ-СЭЩ-10-71
Трансформатор тока TОЛ-СЭЩ-10-24
Трансформатор напряжения ЗНОГ-110
Трансформатор напряжения НОЛ-СЭЩ-10-2
Счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М
УСПД ЭКОМ-3000
Сервер DL380pGen8 E5-2630v2 6-Core
Программное обеспечение ПК «Энергосфера»
Количество, шт.
6
6
6
6
6
6
1
1
1
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплек-
тующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная ин-
формационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Сакмар-
ской СЭС. Измерительные каналы. Методика поверки».
Поверка
осуществляется по документу МП 61611-15 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Сакмарской СЭС. Мето-
дика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2015г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
-
трансформаторы тока – по ГОСТ 8.217-2003;
лист № 6
всего листов 6
-
трансформаторы напряжения – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ
8.216-88;
-
счетчики СЭТ-4ТМ.03М – по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть
2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ
«Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
-
УСПД ЭКОМ-3000 – по документу «Устройство сбора и передачи данных
«ЭКОМ-3000». Методика поверки. ПБКМ.421459.03 МП»;
-
радиочасы МИР РЧ-01 регистрационный № 27008-04.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений приведен в формуляре «90298.2015 ФО» на систему автоматизированную
информационно–измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Сак-
марской СЭС.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электро-
энергии (АИИС КУЭ) Сакмарской СЭС
ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ 22261-94Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-
ные положения.
Изготовитель
ООО «Прософт-Системы»
620062 г. Екатеринбург, пр. Ленина д. 95, кв.16,
ИНН 6660149600
Телефон: (343) 356-51-11, Факс: (343) 310-01-06, электронная почта:
Заявитель
«Орский филиал по реализации приоритетных инвестиционных проектов» ПАО «Т Плюс»
Юридический адрес: 143421, Россия, Московская область, Красногорский район, 26 км авто-
дороги «Балтия», территория бизнес-центр «Рига Ленд» стр. №3
Почтовый адрес: 462431, Россия, Оренбургская область, г. Орск, Орское шоссе, д. 1а
ИНН 6315376946
Тел.: (3537) 29-44-59, электронная почта:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, 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
целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель Руководителя
Федерального агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.«____»_____________2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.