Приложение к свидетельству № 59979
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
информационно-измерительная коммерческого
«ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез» третьей
Система автоматизированная
учета электроэнергииООО
очереди
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергииООО«ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез»третьейочереди
(далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и
мощности за интервалы времени.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ является трехуровневой системой с иерархической распределенной обра-
боткой информации:
– первый – уровень измерительных каналов (далее - ИК);
– второй – уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки
(далее – ИВКЭ);
- третий уровень – информационно-вычислительного комплекса (далее – ИВК).
В состав АИИС КУЭ входит система обеспечения единого времени (далее – СОЕВ),
формируемая на всех уровнях иерархии.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
– измерение 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и
автоматический сбор результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дис-
кретностью учета (30 мин), привязанных к шкале UTC;
– автоматическое выполнение измерений;
– автоматическое ведение системы единого времени;
– регистрация параметров электропотребления;
– формирование отчетных документов и передачи информации другим смежным
субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
АИИС КУЭ включает следующие уровни:
1-й уровень состоит из 2 ИК и включает в себя:
– измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S;
– измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2;
–счетчикиэлектрическойэнергиитрехфазныемногофункциональные
Альфа А1800 класса точности 0,2S/0,5;
– вторичные измерительные цепи.
2-й уровень ИВКЭ включает в себя:
– устройство сбора и передачи данных (далее – УСПД) типа RTU-327
– аппаратуру передачи данных по внутренним каналам связи.
3-й уровень ИВК включает в себя:
- сервер базы данных;
- аппаратуру передачи данных по внутренним и внешним каналам связи;
– автоматизированные рабочие места (далее - АРМ) персонала и специализированное
программное обеспечение (далее – ПО).
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными транс-
форматорами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи
поступают на соответствующие входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналого-
вых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электри-
ческого тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения
Лист № 2
Всего листов 9
активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период ре-
активная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощно-
сти.
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.
Цифровые сигналы с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса
RS-485 с последующим преобразованием в интерфейс Ethernet поступают в УСПД. В УСПД
осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накоплен-
ных данных в сервер базы данных с помощью оборудования связи по основному и резервно-
му каналам связи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на
основе устройства синхронизации системного времени УССВ-35 HVS, включающего в себя
приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования
GPS. GPS-приемник ежесекундно без обработки передает в УСПД сигналы точного времени с
точностью до trial десятой секунды. Таким образом, точность хода часов в УСПД составляет ±
0,1 с. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в 30 минут осуществляется сличение
времени между счетчиком и УСПД. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласо-
вания более чем на ± 1 с. Погрешность системного времени не превышает предела абсолют-
ной суточной погрешности измерения текущего времени, равного ± 5 с.
Регламентированный доступ к информации АРМ персонала осуществляется через сег-
мент локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия по интерфейсу Ethernet.
Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбиро-
ванием:
– испытательной коробки (специализированного клеммника);
– крышки клеммных отсеков счетчиков;
– УСПД.
признаки
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Альфа-ЦЕНТР», в состав
которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного
обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.
Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО
«Альфа-ЦЕНТР».
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные
Значение
Amrc.exeAmrа.exe
6f63781
79847fcc
4cab811
ИдентификационноеAm-Cdbora2.En-Al-
наименование ПО rserver.exe dll cryptdll.dll phamess.dll
Номер версии (иден-
тификационный но-Версия 4
мер) ПО
9fe73a9049 E05ee8beedc1a15eb
9cd
aa
52
0939ce052 b8c331abb
Цифровой иденти-33fac4f0f0d68da05ac db5d1c53 95fbcbbba5e344441
фикатор ПО5992d297f30efffb0fab466d053 400eeae8d 70eee9317
0551ba1bd57a23a
0ce
0572cd635cd
Алгоритм вычисле-
ния цифрового иден-MD5
тификатора ПО
Лист № 3
Всего листов 9
Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):
– периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор результатов
измерений с заданной дискретностью учета (30 мин);
– автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;
– хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в
специализированной базе данных;
– автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям
получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц,
графиков с возможностью получения печатной копии;
– использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов
измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим уче-
том Коммерческого оператора (ИАСУ КУ (КО));
– конфигурирование и параметрирование технических средств программного обес-
печения;
– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентирован-
ного доступа к данным;
– сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восста-
новления питания;
– передача в автоматизированном режиме в ИАСУ КУ (КО) смежным субъектам
ОРЭ результатов измерений;
– автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от не-
санкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.д.);
– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных
средств
АИИС КУЭ
.
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
– обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;
– автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).
Уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2-4.
Состав измерительного канала
Номер ИК
Вид электро-
энергии
Альфа А1800
Кл.т. 0,2S/0,5
Альфа А1800
Кл.т. 0,2S/0,5
ИВКЭ RTU-327;
УССВ-35 HVS
Таблица 2 – Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Наименование объекта
ТТТНСчётчикИВК, СОЕВ
12
5
6
1ГПП-4 Т-1
7
активная
2ГПП-4 Т-2
3
SB 0,8
Коэф. тр. 250/5
Кл.т. 0,2S
SB 0,8
Коэф. тр. 250/5
Кл.т. 0,2S
4
SU 170/S
Коэф. тр. 110000:√3/100: √3
Кл.т. 0,2
SU 170/S
Коэф. тр. 110000:√3/100: √3
Кл.т. 0,2
реактивная
активная
реактивная
Лист № 5
Всего листов 9
Границы интервала отно-
сительной основной по-
грешности измерений,
соответствующие веро-
ятности Р=0,95, %
Номер ИК
Диапазон тока
1; 2
(ТТ 0,2S; ТН 0,2;
Сч 0,2S)
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Метрологические характеристики ИК
1
cos φ = cos φ = cos φ =
0,9 0,8 0,5
3 4 5
0,5 0,5 0,9
2
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,1Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,1Iн
1
0,02Iн
1
£
I
1
<0,05Iн
1
0,50,50,9
0,50,61,1
0,60,71,2
1,01,11,8
Границы интервала отно-
сительной погрешности
измерений в рабочих ус-
ловиях эксплуатации, со-
ответствующие вероят-
ности Р=0,95, %
cos φcos φ =cos φ =
= 0,9 0,8 0,5
6 7 8
0,8 0,9 1,2
0,80,91,2
0,80,91,3
0,91,01,4
1,21,31,9
Границы интервала отно-
сительной основной по-
грешности измерений,
соответствующие веро-
ятности Р=0,95, %
Номер ИК
Диапазон тока
1; 2
(ТТ 0,2S; ТН 0,2;
Сч 0,5)
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Метрологические характеристики ИК
1
cos φ = cos φ = cos φ =
0,9 0,8 0,5
3 4 5
1,2 0,9 0,7
Границы интервала отно-
сительной погрешности
измерений в рабочих ус-
ловиях эксплуатации, со-
ответствующие вероят-
ности Р=0,95, %
cos φ = cos φ = cos φ =
0,9 0,8 0,5
6 7 8
1,8 1,6 1,6
2
Iн
1
£
I
1
£
1,2Iн
1
0,2Iн
1
£
I
1
<Iн
1
0,1Iн
1
£
I
1
<0,2Iн
1
0,05Iн
1
£
I
1
<0,1Iн
1
0,02Iн
1
£
I
1
<0,05Iн
1
1,20,90,7
1,31,00,8
1,71,20,9
2,31,81,4
1,81,61,6
1,91,71,6
2,21,81,7
2,72,22,0
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 cos
j
= 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
Лист № 6
Всего листов 9
ТТ и ТН от минус 40 °С до плюс 50 °С;
счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;
ИВК от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- 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
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 от минус 40 °C до плюс 65 °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 0 °С до плюс 35 °С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УССВ-35 HVS
и ИВКЭ RTU-327 на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками
не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собст-
венником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его
неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
Электросчётчики Альфа А1800 (Госреестр №31857-11) – среднее время наработ-
ки до отказа не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
УСПД – среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч., среднее
время восстановления работоспособности не более 24 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:
– журнал счётчика:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике;
– журнал RTU-327:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и УСПД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
Лист № 7
Всего листов 9
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчика;
– испытательной коробки;
– УСПД RTU-327;
– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-
нии:
– электросчетчика;
– УСПД RTU-327.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– ИВКЭ (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:
– электросчетчики А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
300 суток; при отключении питания - не менее 30 лет;
-
УСПД RTU-327- хранение результатов измерений, состояний средств измерений –
не менее 5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизирован-
ную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ООО «ЛУКОЙЛ-
Нижегороднефтеоргсинтез» третьей очереди типографским способом.
Комплектность средства измерений
Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Тип
№ Госреестра
Количество
SB 0,8
SU 170/S
20951-06
37115-08
6 шт.
6 шт.
Трансформатор тока встроенный
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии трех-
фазный многофункциональный
Альфа А1800
31857-11
2 шт.
Устройство сбора и передачи данных
RTU-327
41907-09
1 шт.
Руководство пользователя
-
1 шт.
Методика поверки
5767916-15233/1-143-
ИОС2.И3
5767916-15233/1-143-
ИОС2.МП
-
1 шт.
Формуляр
-
-
1 шт.
Лист № 8
Всего листов 9
Поверка
осуществляется по документу 5767916-15233/1-143-ИОС2.МП «Система автоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучётаэлектроэнергииООО«ЛУКОЙЛ-
Нижегороднефтеоргсинтез» третьей очереди. Методика поверки», утвержденному ФГУП
«ВНИИМС» 14.05.2015 г.
Перечень основных средств поверки:
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы 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 А1800 – по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДИЯМ.411152.018 МП», утвержден-
ному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу «Счетчики электрической энергии
трехфазныемногофункциональныеАльфаА1800.Дополнениекметодикеповерки
ДИЯМ.411152.018 МП», утверждённому в 2012 г.;
УСПД RTU-327 – по документу ДИЯМ.466215.007 МП «Устройства сбора и переда-
чиданныхсерииRTU-327.Методикаповерки»,утвержденному
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной систе-
мы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений
№ 27008-04;
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20
до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10
до 100%, дискретность 0,1%.
Сведенияометодиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электроэнер-
гии с использованием АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ- Нижегороднефтеоргсинтез» третьей оче-
реди», аттестованном Некоммерческой организацией «Фонд поддержки инновационных про-
грамм НП «РОСИСПЫТАНИЯ» (Инновационный фонд «РОСИСПЫТАНИЯ»), аттестат об ак-
кредитации № 01.00200-2011 от 04.02.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной ин-
формационно-измерительнойкоммерческогоучётаэлектроэнергииООО«ЛУКОЙЛ-
Нижегороднефтеоргсинтез» третьей очереди.
1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
2. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения.
3. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Лист № 9
Всего листов 9
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ЭТС-Проект» (ООО «ЭТС-Проект»)
Юридический адрес : 107078, Москва, Басманный переулок, дом 7, офис 5
ИНН 2130047148
Тел.: (831) 233-30-30, факс: (831) 233-30-31;
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответсвенностью «Эльстер Метроника» (ООО «Эльстер Метроника»)
Юридический адрес: 111141, Российская Федерация, г. Москва, 1-й проезд Перова Поля д.9,стр.3.
ИНН 7722000725
Телефон: (495) 730-0286, (495) 730-0287;
Сайт:
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.«___» _____________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.