Untitled document

Приложение к свидетельству № 52252

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Дальнефтепровод»

по НПС-34 с резервуарным парком (1-ая пусковая очередь) с Изменением № 1

Назначение средства измерений

Настоящееописаниетипасистемыавтоматизированнойинформационно-

измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО

«Дальнефтепровод» по НПС-34 с резервуарным парком (1-ая пусковая очередь) с Изменением №

1 является обязательным дополнением к описанию типа системы автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в

части ООО «Дальнефтепровод» по НПС-34 с резервуарным парком (1-ая пусковая очередь),

свидетельство об утверждении типа RU.Е.34.004.А № 47911, регистрационный № 51025-12 от

31.08.2012 г., и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов № 3, 4,

соответствующих присоединениям ЗРУ 10 кВ, ПСП Ввод № 1 яч.1; ЗРУ 10 кВ, ПСП Ввод № 2 яч.

41.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Дальнефтепровод» по НПС-34 с

резервуарным парком (1-ая пусковая очередь) с Изменением № 1 (далее – АИИС КУЭ)

предназначена для измерений активной и реактивной энергии и мощности, сбора, обработки,

хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ реализована в объеме первой пусковой очереди и представляет собой

многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным

управлением и распределённой функцией измерения.

1-й уровень включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса

точности

0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН)

класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии

СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и

1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и

технические средства приема-передачи данных. Устройство сбора и передачи данных (далее -

УСПД) «ЭКОМ-3000», установленное на 1-ом уровне работает в «прозрачном» режиме при

обращении сервера ИВК к счетчикам электроэнергии и выполняет функции шлюза-

концентратора .

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Данный

уровень включает в себя «Центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ

ОАО «АК «Транснефть» (номер в Государственном реестре средств измерений 38424-08) и

автоматизированные рабочие места (АРМы) диспетчеров (операторов АИИС КУЭ).

Уровень ИВК включает в себя:

серверное оборудование, обеспечивающее сбор, обработку, хранение данных и

формирование отчетных документов;

оборудование приема-передачи информации, обеспечивающие приём и выдачу

информации;

вспомогательноеоборудование,обеспечивающеебесперебойноепитание

основного оборудования, размещение, защиту и коммутацию оборудования;

оборудование АРМ обслуживающего персонала;

программное обеспечение (далее – ПО) «Converge»;

устройство синхронизации системного времени.

Лист № 2

Всего листов 9

Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными

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

значениямактивнойиполной мощности.Измерительнаяинформациясосчетчика

электроэнергии передается без учета коэффициентов трансформации трансформаторов тока и

напряжения. Счетчик электроэнергии на выходе формирует результаты измерений:

- активной и реактивной электрической энергии, как интеграл по времени от средней за

период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.;

- среднюю на интервале времени 30 мин активную (реактивную) электрическую

мощность.

Данные со счетчиков поступают на уровень ИВК, где выполняется обработка

измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом

коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации,

оформление справочных и отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и

передача данных в организации – участники оптового рынка электрической энергии и

мощности через каналы связи.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ). СОЕВ

предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы,

погрешность часов компонентов системы не превышает ± 5 с. Задача синхронизации времени

решается использованием службы единого координированного времени (или всемирного

скоординированного времени) UTC. Для его трансляции используется спутниковая система

глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация времени АИИС КУЭ с единым

координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени

ССВ-1Г (номер в Государственном реестре средств измерений 39485-08

)

, 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 обновление данных на сервере ИВК постоянно и

непрерывно.Серверприложений«Converge»автоматическипередаетсчетчикам

сформированные метки времени с периодичностью раз

в сутки. При расхождении времени в

сервере ИВК и счетчике на величину ±1 с происходит автоматическая коррекция времени в

счетчике. Резервный сервер используется при выходе из строя основного сервера.

Минимальная скорость передачи информации в АИИС КУЭ по выделенным каналам

корпоративной сети составляет 9600 бит/с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,

передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и

организационных мероприятий.

Программное обеспечение

Уровень ИВК содержит ПО «Converge», с помощью которого решаются задачи

автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Лист № 3

Всего листов 9

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.

Наименование ПО

Идентифика-

ционное

наименование

ПО

Название

файлов

Номер версии

(идентифика-

ционный

номер) ПО

Цифровой

идентификатор ПО

(контрольная сумма

исполняемого кода)

9486BC5FC4BC0D32

6752E133D125F13D

37F58D0D9FB444D0

85405EB4A16E7A84

ACA7D544FAD3B16

6916B16BB99359891

MD5

Алгорит

цифрово-

го

иденти-

фикатора

ПО

«Converge»

«Landis+Gyr

Converge 3.5.1»

Converge.msi

3.5.001.268

Rev. 64500

B1E67B8256DE3F55

46A96054A2062A1E

«Energy

«ЭнергоМонитор»

Monitor»

Web Monitor

Setup.msi

1E6CE427DAC589A

1.8.0.0FE884AB490632BC4

«Генератор XML-

отчетов»

«XML Report

Generator»

XML Service

Setup.msi

«ЭМ

Администратор»

«EM Admin»

XML Client

Setup.msi

EMAdmin

Setup.msi

621E4F49FB74E52F9

FFADA2A07323FBD

«Ручной импорт

Converge»

«Manual

Converge

Import»

Manual

Converge-

Import.msi

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4

нормированы с учетом ПО;

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной

цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого

носителя. Уровень защиты – «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Лист № 4

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-го уровня АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го уровня АИИС КУЭ

Состав 1-го уровня АИИС КУЭ

Вид СИ,

класс точности,

коэффициент

трансформации,

№ Госреестра СИ

Наименование

измеряемой

величины

Вид

энергии

ТТ

СЭТ-4ТМ.03М.01

8000

Активная

Реактивная

ТТ

СЭТ-4ТМ.03М.01

8000

ЭКОМ-3000

Госреестр №

17049-09

Активная

Реактивная

Номер Наименование

ИК объекта учета,

диспетчерское

наименование

присоединения

Ктт ·Ктн ·Ксч

Обозначение, типУСПД

КТ = 0,5S

Ктт = 400/5

Госреестр № 25433-11

КТ = 0,5

Ктн = 10000:√3/100:√3

Госреестр № 23544-07

АТЛО-10

ВТЛО-10

СТЛО-10

АЗНОЛП

ВЗНОЛП

СЗНОЛП

ЗРУ-10 кВ,

3ПСП Ввод № 1ТН

Яч. 1

Счетчик

Мощность и

энергия

активная

Мощность и

энергия

реактивная

АТЛО-10

ВТЛО-10

СТЛО-10

АЗНОЛП

ВЗНОЛП

СЗНОЛП

ЗРУ-10 кВ,

4ПСП Ввод № 2ТН

Яч. 41

Счетчик

КТ = 0,5S/1,0

Ксч = 1

Госреестр № 36697-08

КТ = 0,5S

Ктт = 400/5

Госреестр № 25433-11

КТ = 0,5

Ктн = 10000:√3/100:√3

Госреестр № 23544-07

КТ = 0,5S/1,0

Ксч = 1

Госреестр № 36697-08

Мощность и

энергия

активная

Мощность и

энергия

реактивная

Лист № 5

Всего листов 9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК

основная относительная

погрешность ИК, (±

), %

Номер ИК

Диапазон значений

силы тока

3 - 4

(ТТ 0,5S;

ТН 0,5; Сч

0,5S)

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

относительная погрешность

ИК в рабочих условиях

эксплуатации, (±

), %

cos

=1,0 cos

=0,87 cos

=0,5 cos

=1,0 cos

=0,87 cos

=0,5

2,12,44,92,42,75,1

0,01(0,02)Iн

0,05Iн

< 0,2Iн

0,2Iн

< Iн

Iн

1,2Iн

1,21,53,11,72,03,4

1,01,22,31,61,72,7

основная относительная

погрешность ИК, (±

), %

Номер ИК

Диапазон значений

силы тока

Iн

1,2Iн

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК

0,02Iн

< 0,05Iн

0,05Iн

< 0,2Iн

0,2Iн

< Iн

cos

= 0,87cos

= 0,5

(sin

= 0,5) (sin

0,87)

5,12,5

3,41,9

2,51,5

относительная погрешность

ИК в рабочих условиях

эксплуатации, (±

), %

cos

= 0,87cos

= 0,5

(sin

= 0,5) (sin

0,87)

6,03,9

4,63,5

4,03,4

3 - 4

(ТТ 0,5S;

ТН 0,5;

Сч 1,0)

2,51,5

4,03,4

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовой);

2. Нормальные условия:

параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50

0,5) Гц;

параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)U

; диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)I

;

диапазон коэффициента мощности cos

(sin

) – 0,87(0,5); частота - (50

0,5) Гц;

температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 ˚С до 50 ˚С;ТН- от минус 40 ˚С до

50 ˚С; счетчиков: (23±2) ˚С;

относительная влажность воздуха - (70±5) %;

атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((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;

− температура окружающего воздуха от минус 40 °С до 50 °С ;

− 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;

Лист № 6

Всего листов 9

− магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

− температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;

− относительная влажность воздуха (40-60) %;

− атмосферное давление (100±4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

− параметры питающей сети: напряжение (220±11) В; частота (50 ± 1) Гц;

− температура окружающего воздуха от 10 °С до 30 °С;

− относительная влажность воздуха (70±5) %;

− атмосферное давление (100±4) кПа

4. Допускается замена УСПД, измерительных трансформаторов и счетчиков на

аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится

совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ.

Надежность применяемых в системе компонентов:

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

менее 140000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168 часов;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 45000 ч, среднее время

восстановления работоспособности 1 ч.

Надежность системных решений:

резервирование каналов связи:

информация о результатах измерений передается по

основному (коммутируемому) и резервному (спутниковому) каналам связи;

- в журнале событий счетчика фиксируются факты:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени;

- несанкционированный доступ.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,

параметрирование:

- пароль на счетчике;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к

измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (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);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не

менее 113 суток ,

Лист № 7

Всего листов 9

- сервер – результаты измерений, состояние объектов и средств измерений – не менее

3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной

документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого

учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Дальнефтепровод» по НПС-34 с

резервуарным парком (1-ая пусковая очередь) с Изменением № 1 типографским способом.

Комплектность средства измерений

Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистемуина

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Дальнефтепровод»

по НПС-34 с резервуарным парком (1-ая пусковая очередь) с Изменением № 1 представлена в

таблице 5.

Наименование (обозначение) изделия

Кол. (шт)

Таблица5-КомплектностьАИИСКУЭОАО«АК«Транснефть»вчасти

ООО «Дальнефтепровод» по НПС-34 с резервуарным парком (1-ая пусковая очередь) с

Изменением № 1

Трансформаторы тока ТЛО-10

Трансформаторы напряжения ЗНОЛП

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М.01

Устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000»

Методика поверки

Формуляр

Инструкция по эксплуатации

Поверка

осуществляется по документу МП 51025-13 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части

ООО «Дальнефтепровод» по НПС-34 с резервуарным парком (1-ая пусковая очередь) с

Изменением № 1. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 2013 года.

Перечень основных средств поверки:

трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы

тока. Методика поверки»;

трансформаторовнапряжениявсоответствиисГОСТ8.216-2011«ГСИ.

Трансформаторы напряжения. Методика поверки» ;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1,

являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ.

Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский

ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

для УСПД «ЭКОМ-3000» – в соответствии с документом «ГСИ. Комплекс

программно-техническийизмерительныйЭКОМ-3000.Методикаповерки.

ПБКМ.421459.003 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;

Лист № 8

Всего листов 9

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

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

измерений 27008-04;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для 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 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от

10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и

мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной

коммерческогоучетаэлектроэнергииОАО«АК«Транснефть»вчасти

ООО «Дальнефтепровод» по НПС-34 с резервуарным парком (1-ая пусковая очередь) с

Изменением № 1». Свидетельство об аттестации № 01.00225/206-330-13 от 19.08.2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета

электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Дальнефтепровод» по НПС-34 с

резервуарным парком (1-ая пусковая очередь) с Изменением № 1

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

технические условия».

ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии

классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 23.Статические счетчики реактивной

энергии».

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

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

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

положения».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Лист № 9

Всего листов 9

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Дальнефтепровод»

(ООО «Дальнефтепровод»)

680030, Россия, Хабаровский край, г. Хабаровск,

ул. Ленина, д. 57, оф. 324

тел:8(4212) 22-30-40

Заявитель

Закрытое акционерное общество «ЭнергоСтрой»

(ЗАО «ЭнергоСтрой»)

Юридический адрес:

620085, г. Екатеринбург,

ул. Монтерская, 3 литер 2 – оф.1

тел./факс: (343) 287-07-50

Испытательный центр

Испытательный центр ФГУП «ВНИИМС»

(ИЦ ФГУП «ВНИИМС»)

Юридический адрес:

119361, г. Москва

ул. Озерная, д. 46

тел./факс: 8(495) 437-55-77

Регистрационный номер аттестата аккредитации № 30004-13 от 26.07.2013 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В. Булыгин

М.п.«____»_____________2013 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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