Приложение к свидетельству № 62533
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «СИБУР ГЕОСИНТ» (филиал
в г. Кемерово)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «СИБУР ГЕОСИНТ» (филиал в г. Кемерово) (далее - АИИС
КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения 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), которые включают в
себя 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 технические
средстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехническиехарактеристики
измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОM-3000 (далее - УСПД),
каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ), входящее в
состав УСПД.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные
рабочие места персонала (АРМ), АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка,
подключенный к базе данных ИВК АИИС КУЭ при помощи удаленного доступа по сети
Internet, и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 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.
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, 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 8
На верхнем - третьемуровне системывыполняетсядальнейшаяобработка
измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации,
оформление отчетных документов. АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового
рынка, подключенный к базе данных ИВК АИИС КУЭ при помощи удаленного доступа по
сети Internet в автоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и
отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в
ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Кузбасское РДУ и всем заинтересованным субъектам.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, подключенным к УСПД и
принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования
(GPS). УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД
происходит независимо от расхождения времени УСПД с УСВ. Коррекция часов сервера БД
проводится при расхождении времени часов сервера БД и УСПД более чем на ±1 с. Коррекция
часов счетчиков проводится при расхождении часов УСПД и счетчика более чем на ±2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с в сутки.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии,
отражается в его журналые событий.
В журналах УСПД, счетчика и сервера БД отражаются факты корректировки времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на
которую было скорректировано соответственно УСПД, счетчик и сервер БД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии 6.4, в состав которого
входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту
программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами
доступа.Средствомзащитыданныхприпередачеявляетсякодированиеданных,
обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Цифровой идентификатор ПО
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПО ПК «Энергосфера»
expimp.exe,HandInput.exe,PSO.exe,
SrvWDT.exe, adcenter.exe, AdmTool.exe
Номер версии (идентификационный номер) ПО6.4
9F2AA3085B85BEF746ECD04018227166
2F968830F6FF3A22011471D867A07785
A121F27F261FF8798132D82DCF761310
76AF9С9А4С0А80550B1A1DFD71AED151
79FA0D977EB187DE7BA26ABF2AB234E2
C1030218FB8CDEA44A86F04AA15D7279
Алгоритмвычисленияцифрового
идентификатора ПО
MD5
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,указанные в таблице 2,
нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Измерительные компоненты
Номер ИК
Вид
электро-
энергии
1
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Наименование
объекта
ТТТНСчётчикУСПД
Основ-
ная
усло-
7
Метрологические
характеристики ИК
Погреш-
ность в
погреш-
рабо
ч
их
ность, %
виях, %
8 9
123456
РП-2 10 кВ
ТПЛ-10
200/5
Кл. т. 0,5
Зав. № 402
Кл. т. 0,5S/1,0
3000
ЗРУ-10 кВ, II
Кл. т. 0,5
НТМИ
-
10
-
66У3
СЭТ-4ТМ.02М.03
ЭКОМ-
с.ш. 10 к
В
, яч.14
Зав. № 41850;
10000/100
Зав. № 0810091777
З
а
в. №
Зав. № 25480
11092840
±1,2±4,1
±2,8±7,0
ТПЛ-10
2200/5
Кл. т. 0,5
Зав. № 402
Кл. т. 0,5S/1,0
3000
ЗРУ-10 кВ, II
Кл. т. 0,5
НТМИ
-
10
-
66У3
СЭТ-4ТМ.02М.03
ЭКОМ-
с.ш. 10 к
В
, яч.12
Зав. № 41810;
10000/100
Зав. № 0810091689
З
а
в. №
Зав. № 41816
11092840
±1,2±4,1
±2,8±7,0
ТПЛ-10
3200/5
Кл. т. 0,5
Зав. № 381
Кл. т. 0,5S/1,0
3000
ЗРУ-10 кВ, I
Кл. т. 0,5
НТМИ
-
10
-
66У3
СЭТ-4ТМ.02М.03
ЭКОМ-
с.ш. 10 к
В
, яч.13
Зав. № 41754;
10000/100
Зав. № 0810091682
З
а
в. №
Зав. № 41672
11092840
±1,2±4,1
±2,8±7,0
Лист № 4
Всего листов 8
4
ЗРУ-10 кВ, I
с.ш. 10 кВ, яч.15
ЭКОМ-
3000
Зав. №
11092840
ЭКОМ-
3000
Зав. №
11092840
ЭКОМ-
3000
Зав. №
11092840
Продолжение таблицы 2
12
45
6
789
3
ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
200/5
Зав. № 41748;
Зав. № 41817
Кл. т. 0,5
10000/100
НТМИ
-
10
-
66У3
СЭТ-4ТМ.02М.03
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 381
Зав. № 0810080097
активная±1,2±4,1
реактивная±2,8±7,0
ТП-9 10/0,4кВ
РУ-0,4 кВ, I с.ш.
50,4 кВ, яч. Ввод
Т1
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
-Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 1106150175
активная±1,0±4,1
реактивная±2,4±6,9
РУ-0,4 кВ, II
6с.ш. 0,4 кВ, яч.
Ввод Т2
Т-0,66
Кл. т. 0,5S
1200/5
Зав. № 048617;
Зав. № 048618;
Зав. № 048619
Т-0,66
Кл. т. 0,5S
1200/5
Зав. № 048588;
Зав. № 048589;
Зав. № 048590
ПСЧ-4ТМ.05МК.04
-Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. № 1106150723
активная±1,0±4,1
реактивная±2,4±6,9
Лист № 5
Всего листов 8
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: напряжение (0,98 - 1,02) U
ном
; ток (1,0 - 1,2) I
ном
, частота -
(50
±
0,15) Гц; cos
j
= 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков - от
плюс 21 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
а) 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
±
0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
б) для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uн
2
; диапазон силы
вторичного тока - (0,01 - 1,2) Iн
2
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
частота - (50
±
0,4) Гц;
− относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТM.02M.03 от минус 40 до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТM.05MК.04 от минус 40 до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
в) для аппаратуры передачи и обработки данных:
− параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
− температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 6 от
минус 40 до плюс 60 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в
Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-электросчётчик СЭТ-4ТM.02M.03 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-электросчётчик ПСЧ-4ТM.05MК.04 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-УСПД ЭКОM-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Лист № 6
Всего листов 8
Надежность системных решений:
-защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью
источника бесперебойного питания;
-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться 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.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
-защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее
45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по
каждомуканалуиэлектроэнергии,потребленнойзамесяц,покаждомуканалу
не менее 45 суток; сохранение информации 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
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии
(АИИС КУЭ) ООО «СИБУР ГЕОСИНТ» (филиал в г. Кемерово) типографским способом.
Лист № 7
Всего листов 8
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и
на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
36697-08
4
46634-11
2
17049-09
1
Рег. №
1276-59
52667-13
831-69
Количество, шт.
8
6
2
данных
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип
Трансформатор токаТПЛ-10
Трансформатор тока Т-0,66
Трансформатор напряженияНТМИ-10-66У3
Счётчик электрической
энергииСЭТ-4ТM.02M.03
многофункциональный
Счётчик электрической
энергииПСЧ-4ТM.05MК.04
многофункциональный
Устройство сбора и передачи
ЭКОM-3000
Программное обеспечениеПК «Энергосфера»
Методика поверки -
Паспорт-Формуляр-
-
-
-
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 64170-16 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «СИБУР ГЕОСИНТ»
(филиал в г. Кемерово). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному
ФГУП «ВНИИМС» в апреле 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»;
-по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без
отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-счетчиков СЭТ-4ТM.02M.03 - по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.
Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский
ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
-счетчиков ПСЧ-4ТM.05MК.04 - по документу «Счетчик электрической энергии
ПСЧ-4ТМ.05МК.Руководствопоэксплуатации.Часть2.Методикаповерки»
ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта
2011 г.;
-УСПД ЭКОM-3000 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический
измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459 МП», согласованному с ГЦИ СИ
ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
-радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений
№ 27008-04;
Лист № 8
Всего листов 8
-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%;
-миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной
индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом
и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и
мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «СИБУР ГЕОСИНТ» (филиал в
г. Кемерово), аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат 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 «СИБУР ГЕОСИНТ» (филиал в г. Кемерово)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «Росэнергосервис» (ЗАО «Росэнергосервис»)
ИНН 3328489050
Юридический (почтовый) адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Почтовый адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Тел./факс: (4922) 44-87-06/ (4922) 33-44-86
E-mail:
post@orem.su;
http://orem.su/
научно-
средств
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Тел./факс: 8 (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