Untitled document

Приложение к свидетельству № 62363

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учетаэлектроэнергииАИИС КУЭОАО«АК«Транснефть»вчасти

АО «Транснефть-Приволга» по ЛПДС «Андреяновская»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по

ЛПДС «Андреяновская» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и

реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы

времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных

документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы

напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии

по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005

в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и

техническиесредстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехнические

характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2- 4.

2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)

АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -

УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации времени (далее - УСВ).

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

каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер

приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала

(АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК

«Энергосфера».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

На первом уровне первичные фазные токи и напряжения трансформируются

измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по

проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика

электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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.

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

значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, второй уровень

АИИС КУЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и

передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации

по подключенным к УСПД устройствам.

Лист № 2

Всего листов 9

На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной

информации, в частности, 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

субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка. Передача результатов

измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с

сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим

в АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Рег. номер № 54083-13).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая

предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы

(счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы

единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая

система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS.

Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается

подключенным к нему устройством синхронизации времени УСВ-2. Сличение часов УСПД с

УСВ-2 производится 1 раз в 30 минут, коррекция часов УСПД с временем УСВ-2 проводится

независимо от величины расхождения времени.

Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется каждый сеанс связи (1 раз в

30 минут), коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД

более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5,0 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы,

минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах

корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий

корректировке.

Программное обеспечение

ВАИИСКУЭиспользуетсяПО"Энергосфера"версиинениже7.0.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1. ПО "Энергосфера" обеспечивает

защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с

правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных,

обеспечиваемое программными средствами ПО "Энергосфера".

Библиотека pso_metr.dll

1.1.1.1

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

MD5

ПК «Энергосфера» 7.0

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование

программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер)

программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного

обеспечения (контрольная сумма

исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового

идентификатора программного обеспечения

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,указанные в таблице 2

нормированы с учетом ПО. Уровень защиты - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Состав, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Состав АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование объекта

учета, диспетчерское

наименование

присоединения

Вид СИ,

класс точности,

коэффициент трансформации,

№ Рег. номер СИ

Обозначение, тип

УСПД

СОЕВ

Вид энергии

ТТ

ТН

Счетчик

класс точности 0,2S/0,5

Рег. номер № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

Активная

Реактивная

ТТ

ТН

Счетчик

класс точности 0,2S/0,5

Рег. номер № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

СИКОН

С70,

Рег. номер

№

28822-05

УСВ-2,

Рег. номер №

41681-10

ССВ-1Г

Рег. номер

№ 39485-08

Активная

Реактивная

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

класс точности 0,2S

Ктт = 1500/5

Рег. номер № 51623-12

класс точности 0,5

Ктн = 10000

3/100

Рег. номер № 54370-13

АТОЛ-СЭЩ

В ТОЛ -СЭЩ

С ТОЛ -СЭЩ

АНОЛ-СЭЩ

ВНОЛ-СЭЩ

СНОЛ-СЭЩ

ЛПДС «Андреяновская»

ЗРУ-10 кВ, ячейка №3

Ввод №1

класс точности 0,2S

Ктт = 1500/5

Рег. номер № 51623-12

класс точности 0,5

Ктн = 10000

3/100

Рег. номер № 54370-13

АТОЛ-СЭЩ

В ТОЛ -СЭЩ

С ТОЛ -СЭЩ

АНОЛ-СЭЩ

ВНОЛ-СЭЩ

СНОЛ-СЭЩ

ЛПДС «Андреяновская»

ЗРУ-10 кВ, ячейка №19

Ввод №2

Лист № 4

Всего листов 9

ТТ

ТН

Счетчик

класс точности 0,2S/0,5

Рег. номер № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

Активная

Реактивная

ТТ

ТН

Счетчик

класс точности 0,2S/0,5

Рег. номер № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

СИКОН

С70,

Рег. номер

№

28822-05

УСВ-2,

Рег. номер №

41681-10

ССВ-1Г

Рег. номер

№ 39485-08

Активная

Реактивная

Продолжение таблицы 2

класс точности 0,2S

Ктт = 1500/5

Рег. номер № 51623-12

класс точности 0,5

Ктн = 10000

3/100

Рег. номер № 54370-13

АТОЛ-СЭЩ

В ТОЛ -СЭЩ

С ТОЛ -СЭЩ

АНОЛ-СЭЩ

ВНОЛ-СЭЩ

СНОЛ-СЭЩ

ЛПДС «Андреяновская»

ЗРУ-10 кВ, ячейка №38

Ввод №3

класс точности 0,2S

Ктт = 1500/5

Рег. номер № 51623-12

класс точности 0,5

Ктн = 10000

3/100

Рег. номер № 54370-13

АТОЛ-СЭЩ

В ТОЛ -СЭЩ

С ТОЛ -СЭЩ

АНОЛ-СЭЩ

ВНОЛ-СЭЩ

СНОЛ-СЭЩ

ЛПДС «Андреяновская»

ЗРУ-10 кВ, ячейка №25

Ввод №4

Лист № 5

Всего листов 9

НомерДиапазон силы

ИКтока

0,8=0,

0,05Iн1

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Границы интервала

Границы интервалаотносительной

относительной основнойпогрешности измерений в

погрешности измерений, рабочих условиях

соответствующие вероятностиэксплуатации,

Р=0,95, ±% соответствующие

вероятности Р=0,95, ±%

cosφ=1cosφ=0,8сosφ=0,5cosφ=1

cosφ=

φс

1 - 2

0,01

(

0,02

н1 ≤

I1 <

1,1 1,3 2,1 1,3 1,4 2,2

(ТТ 0,2S; 0,05Iн1 ≤ I1 <

0,8 1,0 1,7 1,0 1,2 1,8

ТН 0,5;0,2Iн1

Сч 0,2S/0,5) 0,2Iн1 ≤ I1 < Iн1 0,7 0,9 1,4 0,9 1,1 1,6

Iн1 ≤ I1 ≤ 1,2Iн1 0,7 0,9 1,4 0,9 1,1 1,6

2,0

1,6

2,4

2,0

Границы интервала

соответствующие

измерений в рабочих

соответствующие

роят

ости

Р=0,95, ±%

вероятности Р=0,95, ±%

ИК

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Границы интервала

относительной основной

относительной погрешности

Номер

Диапазон силы тока

огрешности

измер

ен

ий,

условиях эксплуатации,

cosφ=0,8

сosφ=0,5

cosφ=0,8

сos φ=0,5

1 - 2

(ТТ 0,2S;

ТН 0,5;

Сч 0,2S/0,5)

0,01(0,02)Iн1 ≤ I1 <

0,05Iн1

0,05Iн1 ≤ I1 < 0,2Iн1

0,2Iн1 ≤ I1 < Iн1

Iн1 ≤ I1 ≤ 1,2Iн1

1,6

1,3

1,1

1,0

2,1

1,8

1,6

1,5

Примечания:

1. В Таблице 3 и 4 приведены границы погрешности результата измерений посредством

ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87); токе ТТ, равном 5 % от Iном и

температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 40

до плюс 60.

2. Нормальные условия:

− параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50±0,5) Гц;

− параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)Uн; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)Iн;

диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) - 0,87(0,5); частота (50 ±0,5) Гц;

− температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 60 до плюс 60; счетчиков: в

части активной энергии (23±2) , в части реактивной энергии (20±2) ;

− относительная влажность воздуха (70±5) %;

− атмосферное давление (100±4) кПа.

3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

− параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uн1; диапазон силы

первичного тока (0,01 (0,02) - 1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87);

частота (50±0,5) Гц;

Лист № 6

Всего листов 9

− температура окружающего воздуха от минус 60 до плюс 60;

− относительная влажность воздуха (70±5) %;

− атмосферное давление (100±4) кПа;

для электросчетчиков:

− параметры сети: диапазон вторичного напряжения(0,9 - 1,1)Uн2; диапазон силы

вторичного тока (0,01 - 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87);

частота (50±0,5) Гц;

− магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

− температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 65;

− относительная влажность воздуха (40-60) %;

− атмосферное давление (100±4) кПа;

для аппаратуры передачи и обработки данных:

− параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

− температура окружающего воздуха от плюс 15 до плюс 30;

− относительная влажность воздуха (70±5) %;

− атмосферное давление (100±4) кПа.

4. Измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, измерительные

трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной

электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), ГОСТ Р 52425-2005

(в части реактивной электроэнергии).

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на Допускается

замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с

такими же метрологическими характеристиками. Замена оформляется актом в установленном

на АО «Транснефть-Приволга» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа

АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

− счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М -

не менее 165 000 часов; среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

− устройство синхронизации времени УСВ-2 - среднее время наработки на отказ

не менее 35 000 часов; среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

− УСПД - среднее время наработки на отказ для УСПД типа СИКОН С70 -

не менее 70 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

− устройство синхронизации данных ССВ-1Г - среднее время наработки на отказ

не менее 15000 часов; среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

− сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 256554 ч., среднее время

восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

В АИИС КУЭ ОАО «АК«Транснефть» в части АО«Транснефть-Приволга» по

ЛПДС «Андреяновская» используются следующие виды резервирования:

− резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

− предусмотрена возможность автономного считывания информации со счетчиков

электроэнергии и визуальный контроль информации на счетчике;

− контроль достоверности и восстановления данных;

− наличие резервных баз данных;

− наличие перезапуска и средств контроля зависания;

− наличие ЗИП.

Лист № 7

Всего листов 9

В журналах событий счетчиков АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части

АО «Транснефть - Приволга» по ЛПДС «Андреяновская» фиксируются факты:

− попытки несанкционированного доступа;

− связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

− изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

− отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

− перерывы питания.

Защищённость применяемых компонентов:

− механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

− счётчика электроэнергии;

− промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

− испытательной коробки;

− УСПД;

− ИВК;

− защита информации на программном уровне при хранении, передаче и

параметрировании:

− двухуровневый пароль на счетчике;

− пароли на сервере и УСПД, предусматривающие разграничение прав доступа к

данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в различных компонентах:

− счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

− УСПД (функция автоматизирована);

− ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

− счетчик электроэнергии

глубина хранения профиля нагрузки получасовых

интервалов 113,7 суток;

−УСПД-хранениесуточныхданныхотридцатиминутныхприращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому

каналу - 45 суток;

− ИВК - хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему

автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии

АИИСКУЭ ОАО«АК «Транснефть»вчастиАО «Транснефть-Приволга»по

ЛПДС «Андреяновская» типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

информационно-измерительной

«АК «Транснефть» в части

Таблица 5 - Комплектность системы автоматизированной

коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО

АО «Транснефть - Приволга» по ЛПДС «Андреяновская»

Наименование

Тип

№ Рег. номер

Количество

Трансформатор тока

ТЛО-СЭЩ

51623-12 12 шт.

НОЛ-СЭЩ

54370-1312 шт.

СЭТ-4ТМ.03М

36697-124 шт.

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

многофункциональный

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С70

28822-051 шт.

Лист № 8

Всего листов 9

Формуляр

Руководство по эксплуатации

УСВ-2

ССВ-1Г

Продолжение таблицы 5

Устройство синхронизации времени

Сервер синхронизации времени

Сервер с программным обеспечением

Методика поверки

41681-10 1 шт.

39485-08 2 шт.

- 1 шт.

ПК «Энергосфера»

ИЦЭ 1248РД-

15.00.ФО

-1 шт.

201400549-36/1-

209-АСКУЭ

-1 шт.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 64008-16 «Система автоматизированная

информационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергииАИИСКУЭ

ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по ЛПДС «Андреяновская».

Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в марте 2016 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» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные

трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»,

МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика

поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения.

Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика

выполнения измерений без отключения цепей»;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «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 2012г.;

УСПД Сикон С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые

индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному

ВНИИМС в 2005 г.;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений

№ 27008-04;

переносной компьютер с ПОи оптический преобразовательдля работы со

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 , дискретность 0,1 ; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %,

дискретность 0,1 %.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с

приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 года «Об утверждении Порядка

проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию

свидетельства о поверке».

Лист № 9

Всего листов 9

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и

мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы

коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части

АО «Транснефть - Приволга» по ЛПДС «Андреяновская», аттестованной ФБУ «Ивановский

ЦСМ» (аттестат об аккредитации № 01.00259-2013 от 24.12.2013 г.).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ

ОАО«АК«Транснефть»вчастиАО«Транснефть-Приволга»по

ЛПДС «Андреяновская»

1ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения».

2ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин.

Общие технические условия».

3ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

центр«Энергия»

дом 44, корпус 2,

Изготовитель

Обществосограниченнойответственностью«Инженерный

(ООО «ИЦ «Энергия»)

ИНН: 3702062476

Юридический адрес:

153022, Ивановская обл., г. Иваново, ул. Богдана Хмельницкого,

офис 2

Тел/факс: 8 (4932) 366-300, 581-030 / 8 (4932) 581-031

научно-

средств

Испытательный центр

Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский

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:

office@vniims.ru

www.vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний

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.« ___ » _______________ 2016 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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