Приложение к свидетельству № 72570
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-
Дружба» по объекту НПС «Новоселово»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по
объекту НПС «Новоселово» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и
реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,двухуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя
трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные
счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и
технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные
рабочие места (АРМ) оператора, серверы синхронизации времени и программное обеспечение
ПК «Энергосфера» (далее – ПО ПК «Энергосфера»).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в
аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей
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, реактивной и полной мощности, которые
усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета
коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за
период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов
времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где
осуществляетсяобработкаизмерительнойинформации,вчастностивычисление
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 хранятся в сервере БД. Последующее отображение собранной информации
происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в
соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на
АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных счетчиков и
уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера БД. ИВК является единым центром сбора и
обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть».
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по
каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Лист № 2
Всего листов 8
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭМ и РРЭ, в том числе
АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются с ИВК с учетом агрегации
данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК Транснефть» (регистрационный номер 54083-13 в
Федеральном информационном фонде) с учетом полученных данных по точкам измерений,
входящим в настоящую систему и АИИС КУЭ смежных субъектов в виде xml-файлов в
соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта
оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, в том числе с использованием
ЭЦП субъекта рынка.
АИИСКУЭимеетсистемуобеспеченияединоговремени(СОЕВ).СОЕВ
предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы
(счетчиков, и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого
координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система
глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с
единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени
ССВ-1Г (регистрационный номер 39485-08 в Федеральном информационном фонде (Рег. №)),
входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от
антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы.
Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно
протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие
оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам
спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу
ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное
обновление данных на сервере ИВК.
Сравнение показаний часов счетчиков и ИВК происходит при каждом обращении к
счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков от ИВК
осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и ИВК на величину более
чем ±1 с.
Журналы событий счетчиков, и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на
которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0. Уровень защиты
ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов
фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с
помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует
уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО
приведена в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные признакиЗначение
ПК «Энергосфера»
Идентификационное наименование ПО
Библиотека pso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО1.1.1.1
Цифровой идентификатор ПОСBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительныхканалов и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Лист № 3
Всего листов 8
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Измерительные компоненты
Номер ИК
Наименование
объекта
ТТ
ТН
Счётчик
УСПД/ИВК/
УСВ уровня
ИВК
1
ЗРУ-6кВ НПС
«Новоселово»,
I с.ш. 6кВ, яч.1
ТЛШ- 10-1У3
КТ 0,5S
Ктт=
2000/5
Рег. №
11077-03
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. №
36697-08
2
ЗРУ-6кВ НПС
«Новоселово»,
II с.ш. 6кВ,
яч.25
ТЛШ- 10-1У3
КТ 0,5S
Ктт=
2000/5
Рег. №
11077-03
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
Рег. №
27524-04
3
ТЛШ- 10-1У3
КТ 0,5S
Ктт=
2000/5
Рег. №
11077-03
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
Рег. №
27524-04
4
ТЛШ- 10-1У3
КТ 0,5S
Ктт=
2000/5
Рег. №
11077-03
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
Рег. №
27524-04
5
TG 145
КТ 0,2S
Ктт=
300/5
Рег. №
15651-96
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. №
36697-17
6
TG 145
КТ 0,2S
Ктт=
300/5
Рег. №
15651-96
СРА 123
КТ 0,5
Ктн=
110000:√3/
100:√3
Рег. № 15852-96
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. №
36697-12
HP ProLiant
ВL460
ССВ-1Г
Рег. № 39485-
08
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ
1
2
3
5
6
ЗРУ-6кВ НПС
«Новоселово»,
III с.ш. 6кВ,
яч.6
ЗРУ-6кВ НПС
«Новоселово»,
IV с.ш. 6кВ,
яч.30
ПС 110/10/6кВ
«Новоселово»,
ОРУ-110кВ,
ВЛ-110кВ
«Новоселово-1
4
ЗНОЛ.0 6-6У3
КТ 0,5
Ктн=
6000:√3/
100:√3
Рег. №
3344-04
ЗНОЛ.0 6-6У3
КТ 0,5
Ктн=
6000:√3/
100:√3
Рег. №
3344-04
ЗНОЛ.0 6-6У3
КТ 0,5
Ктн=
6000:√3/
100:√3
Рег. №
3344-04
ЗНОЛ.0 6-6У3
КТ 0,5
Ктн=
6000:√3/
100:√3
Рег. №
3344-04
СРА 123
КТ 0,5
Ктн=
110000:√3/
100:√3
Рег. №
15852-96
ПС 110/10/6кВ
«Новоселово»,
ОРУ-110кВ,
ВЛ-110кВ
«Новоселово-
2»
Лист № 4 Trial
листов 8
НАМИ-10
КТ 0,5
Ктн=
110000:√3/
100:√3
Рег. № 11094-87
СЭТ-
4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1,0
Рег. №
36697-12
4
56
7
Продолжение таблицы 2
12
3
ПС 110/10/6кВ
ТОЛ-10-I
«Новоселово»,
КТ 0,5
КРУН-10кВ, I
Ктт=
1000/5
с.ш. 10кВ,
Рег. №
яч.2, Ввод №1
15128-03
от 1Т
Рег. №
15128-07
ПС 110/10/6кВ
ТОЛ-10-I
«Новоселово»,
КТ 0,5
НАМИ-10СЭТ-
КРУН-10кВ, II
Ктт=
1000/5
КТ 0,5 4ТМ.03М.01
8
с.ш. 10кВ,
Рег. № 15128-
К
т
н=
110000:√3/КТ 0,5S
/
1,0
яч.8, Ввод №2
03
100:√3 Рег. №
от 2Т
Рег. № 15128-
Рег. № 11094-8736697-12
07
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с
метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии,
что АО «Транснефть – Дружба» АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице
2 метрологических характеристик.
2. Замена оформляется техническим актом в установленном на АО «Транснефть – Дружба»
АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт
хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая
часть
Значение
силы тока
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия
и средняя мощность)
Границы допускаемой относительной погрешности
измерения при доверительной вероятности 0,95, %
Номер ИКВ нормальныхВ рабочих
условиях эксплуатации условиях эксплуатации
cosφ = 1,0cosφ = 0,5 cosφ = 1,0cosφ = 0,5
1I=0,1∙Iн±1,0±2,7±1,2±2,8
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч1 0,2S)I=1,0∙Iн±0,9±2,2±1,1±2,3
2–4I=0,1∙Iн±1,0±2,7±1,2±2,8
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч2 0,2S)I=1,0∙Iн±0,9±2,2±1,1±2,3
5, 6I=0,1∙Iн±0,8±1,5±1,0±1,8
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч1 0,2S)I=1,0∙Iн±0,7±1,4±1,0±1,7
7, 8I=0,1∙Iн±1,6±4,6±2,1±5,0
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч1 0,5S)I=1,0∙Iн±1,0±2,3±1,7±3,0
Сч1 обозначает счетчик СЭТ-4ТМ.03М; Сч2 обозначает счетчик СЭТ-4ТМ.03
Лист № 5
Всего листов 8
Значение
силы тока
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая
энергия и средняя мощность)
Границы допускаемой относительной погрешности
измерения при доверительной вероятности 0,95, %
Номер ИКВ нормальныхВ рабочих
условиях эксплуатации условиях эксплуатации
sinφ = 0,866sinφ = 0,6sinφ = 0,866sinφ = 0,6
1I=0,1∙Iн±1,4 ±2,2 ±2,1 ±2,8
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч1 0,5) I=1,0∙Iн ±1,2 ±1,9 ±2,0 ±2,6
2–4 I=0,1∙Iн ±1,4 ±2,2 ±1,8 ±2,5
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч2 0,5) I=1,0∙Iн ±1,2 ±1,8 ±1,5 ±2,1
5, 6 I=0,1∙Iн ±1,0 ±1,4 ±1,8 ±2,3
(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч1 0,5)
I=1,0∙Iн ±1,0 ±1,3 ±1,8 ±2,2
7, 8 I=0,1∙Iн ±2,4 ±3,8 ±4,0 ±5,2
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч1 1,0)I=1,0∙Iн±1,5±2,1±3,6±4,1
Сч1 обозначает счетчик СЭТ-4ТМ.03М; Сч2 обозначает счетчик СЭТ-4ТМ.03
165000
2
90000
2
165000
2
15000
48
Значение
2
8
от 99 до101
от 100 до 120
0,9
от -45 до +50
от -60 до +60
от +21 до +25
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- температура окружающей среды для ТТ, °С
- температура окружающей среды для ТН, °С
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности cos
j
(sin
j
)
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5
инд
до 0,8
емк
от -45 до +50
от -5 до +40
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики СЭТ-4ТM.03M:
- среднее время наработки на отказ, ч
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Счетчики СЭТ-4ТM.03:
- среднее время наработки на отказ, ч
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Счетчики СЭТ-4ТM.03M.01:
- среднее время наработки на отказ, ч
- среднее время восстановления работоспособности, ч
ССВ-1Г:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Лист № 6
Всего листов 8
Продолжение таблицы 5
12
Сервер БД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее264599
- среднее время восстановления работоспособности, ч 0,5
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее113,7
- при отключении питания, лет, не менее 10
Сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться ворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счётчика:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике;
– журнал сервера ИВК:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и сервере ИВК;
– пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– сервера ИВК;
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
– электросчетчика;
– сервера ИВК.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована);
– о состоянии средств измерений.
Цикличность:
–измеренийприращенийэлектроэнергиинаинтервалах30мин(функция
автоматизирована);
– сбора результатов измерений – не реже одного раза в сутки (функция
автоматизирована).
Лист № 7
Всего листов 8
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Тип
Количество, шт.
СЭТ-4ТM.03
3
СЭТ-4ТM.03М.01
2
СЭТ-4ТM.03М
3
2
ТЛШ- 10-1У3
TG 145
ТОЛ-10-I
ЗНОЛ.06-6У3
СРА 123
НАМИ- 10
3
12
6
4
12
6
2
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Сервер синхронизации времени
Сервер
Программное обеспечение
Паспорт-Формуляр
ССВ-1Г
Hewlett Packard
ПК «Энергосфера»
НС.2018.АСКУЭ.00504 ФО
2
2
1
1
Поверка
осуществляется по документу МИ 3000-2018 «Системы автоматизированные информационно-
измерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки».
Основные средства поверки:
– мультиметр «Ресурс-ПЭ» (регистрационный номер 33750-07 в Федеральном
информационном фонде);
–радиочасыРЧ-011/2(регистрационныйномер35682-07вФедеральном
информационном фонде);
– ТТ – по ГОСТ 8.217-2003;
– ТН – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2003 и/или ГОСТ 8.216-2011;
– Счетчики СЭТ-4ТM.03 – по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки»
ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября
2004 г.;
– Счетчики СЭТ-4ТM.03M – 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» мая 2012 г.;
– ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени / серверы синхронизации
времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ
«СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Лист № 8
Всего листов 8
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по
НПС «Новоселово», аттестат аккредитации ФБУ «Пензенский ЦСМ» № 01.00230-2013 от
17.04.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по НПС «Новоселово»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Акционерное общество «Транснефть-Дружба» (АО «Транснефть-Дружба»)
ИНН 3235002178
Адрес: 241020, г. Брянск, ул. Уральская, д. 113
Телефон (факс): (846) 332-83-17; (846) 333-27-16
E-mail:
Заявитель
Акционерное общество «СКАД тех» (АО «СКАД тех»)
ИНН 7722798039
Адрес: 129090, г. Москва, Олимпийский проспект, д.16, стр. 5
Телефон: (495) 374-80-32
E-mail:
Испытательный центр
Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр
стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ»)
Адрес: 440039, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20
Телефон (факс): (8412) 49-82-65
Web-сайт:
E-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Пензенский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311197 от 24.07.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.