Untitled document

Приложение к свидетельству № 48284/1

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 823 от 19.04.2017 г.)

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод»

по НПС-18 (1-ая пусковая очередь)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-18 (1-ая

пусковая очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной

энергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения,

отображения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут

использоваться для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ реализована в объеме первой пусковой очереди и представляет собой

многофункциональную трёхуровневою автоматизированную систему с централизованным

управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие 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.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера

СИКОН С70 и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) является единым

центромсбораиобработкиданныхвсехАИИСКУЭорганизацийсистемы

«Транснефть» и включает в себя сервер опроса и баз данных (СБД), программное обеспечение

на базе программного комплекса (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места

(АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г(регистрационный№ 39485-08),

каналообразующую аппаратуру,технические средства для организации локальной

вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 значениям активной и полной мощности. Измерительная информация со счетчика

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.

Лист № 2

Всего листов 9

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485

поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации,

накопление, хранение и передача полученных данных на верхний уровень, а также отображение

информации по подключенным к УСПД устройствам. Передача данных от УСПД на СБД

осуществляется по резервируемой транспортной сети АО «Связьтранснефть». В качестве

основного канала связи используется сеть SDH, в качестве резервного - спутниковая связь.

Переход на резервный канал связи осуществляется автоматически при отсутствии связи по

основномуканалу.Измеренныезначенияактивной(реактивной)электроэнергиив

автоматическом режиме фиксируются в СБД. В СБД выполняется обработка измерительной

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

трансформации ТТ и ТН, хранение поступающей информации, оформление отчетных

документов, отображениеинформациинамониторах АРМипередачаданныхв

организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭ) через

каналы связи интернет-провайдеров.

Также, в СБД может поступать измерительная информация по всем АИИС КУЭ

ОАО «АК «Транснефть» от смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном

информационном фонде по обеспечению единства измерений, по каналам связи сети Internet в

формате xml-файлов.

Данные хранятся в сервере базы данных. 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 электросчетчиков

и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных. ИВК является единым центром

сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ОАО «АК «Транснефть».

Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по

каналам связи Internet в формате xml-файлов.

Передача информации от СБД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС»

(с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» и АИИС КУЭ

смежных субъектов) с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в АО «СО ЕЭС» и в

другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети

Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и

регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в

АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса

субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и

мощности.

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

СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы

(ИИК, ИВКЭ и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы

единого координированного времени UTC. Синхронизация времени часов ИВК АИИС КУЭ

с единым координированным временем обеспечивается серверами синхронизации времени

ССВ-1Г(регистрационный№ 39485-08).ССВ-1Гнепрерывнообрабатываетданные,

поступающие отантенного блока и содержащие точное времяUTCспутниковой

навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети

TCP/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты,

содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по

сигналам спутниковой навигационной системы GPS/ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием

пакеты и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и

непрерывное обновление данных времени на сервере ИВК.

Сравнение показаний часов УСПД с часами СБД производится при каждом сеансе связи,

корректировка часов УСПД осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и СБД на

величину более ±1 с.

Лист № 3

Всего листов 9

Сравнение показаний часов счётчиков с часами УСПД производится во время сеанса

связи (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении

показаний часов счётчика и УСПД на величину более ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.

Передача информации от счётчика до УСПД, от УСПД до СБД реализована с помощью

каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.

Погрешность СОЕВ компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,

передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических

и организационных мероприятий.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты,

секунды) коррекции часов указанных устройств.

Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды)

коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и

корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1, в состав

которого входят программы, указанные в таблице 2. ПО ПК «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 ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признакиЗначение

Идентификационное наименование ПО ПК «Энергосфера»

Библиотека pso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 7.1

Цифровой идентификатор ПОCBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритмвычисления цифрового

идентификатора ПО

MD5

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические

характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО 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 приведен в таблице 2, метрологические характеристики - в таблицах 3 и 4.

Номер ИК

Наименование

объекта учета,

диспетчерское

наименование

присоединения

Вид СИ,

класс точности,

коэффициент

трансформации,

Рег. № СИ

Наименование

измеряемой

величины

Вид энергии

СЭТ-4ТМ.03М.01

60000

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

Активная

Реактивная

СЭТ-4ТМ.03М.01

60000

СИКОН С 70

Рег. №

28822-05

Мощность и энергия

активная

Мощность и энергия

реактивная

Активная

Реактивная

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов АИИС КУЭ

Состав измерительных каналов

Ктт ·Ктн ·Ксч

Обозначение, типУСПД

567

ТТ

ТН

АТШЛ-СЭЩ-10

ВТШЛ-СЭЩ-10

СТШЛ-СЭЩ-10

АЗНОЛ-СЭЩ-10

ВЗНОЛ-СЭЩ-10

СЗНОЛ-СЭЩ-10

НПС-18, ЗРУ-10 кВ,

Ввод №1, 1С 10 кВ,

яч.№3

Счетчик

ТТ

ТН

АТШЛ-СЭЩ-10

ВТШЛ-СЭЩ-10

СТШЛ-СЭЩ-10

АЗНОЛ-СЭЩ-10

ВЗНОЛ-СЭЩ-10

СЗНОЛ-СЭЩ-10

НПС-18, ЗРУ-10 кВ,

Ввод №2, 2С 10 кВ,

яч.№27

Счетчик

123

КТ = 0,5S

Ктт = 3000/5

Рег. № 37544-08

КТ = 0,5

Ктн = 10000:√3/100:√3

Рег. № 35956-07

КТ = 0,5S/1,0

Ксч = 1

Рег. № 36697-08

КТ = 0,5S

Ктт = 3000/5

Рег. № 37544-08

КТ = 0,5

Ктн = 10000:√3/100:√3

Рег. № 35956-07

КТ = 0,5S/1,0

Ксч = 1

Рег. № 36697-08

Лист № 5

Всего листов 9

погрешность ИК, (±

), %

ИК в рабочих условиях

Номер ИК

ТН 0,5;

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК

Диапазон значений силы

Основная относительная

Относительная погрешность

токаэксплуатации, (±

), %

cos

= cos

=cos

1,00,870,51,00,870,5

1 - 2

0,01(0,02)Iн

< 0,05Iн

2,1 2,44,92,4 2,75,1

0,05Iн

I < 0,2Iн1,21,53,11,72,03,4

(ТТ 0,5S;

0,2Iн

< Iн

1,0 1,2 2,3 1,6 1,7 2,7

Сч 0,5S)

Iн

1,2Iн

1,0 1,2 2,3 1,6 1,7 2,7

ИК в рабочих условиях

тока

0,87

cos

= 0,5 (sin

ТН 0,5;

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК

Основная относительная

Относительная погрешность

Номер ИК

Диапазон значений силы погрешность ИК, (±

), %

эксплуатации, (±

), %

cos

= 0,87cos

= 0,5 cos

= 0,87

(sin

= 0,5)(sin

)

=(sin

= 0,5)

= 0,87)

1 - 2

0,02Iн

< 0,05Iн

5,1 2,5 6,0 3,9

0,05Iн

I < 0,2Iн3,41,94,63,5

(ТТ 0,5S;

0,2Iн

< Iн

2,5 1,5 4,0 3,4

Сч 1,0)

Iн

1,2Iн

2,5 1,5 4,0 3,4

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности

(получасовой).

2. Измерительные каналы включают измерительные ТТ по ГОСТ 7746-2001, измерительные

ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения

активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной

электрической энергии.

3. 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.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.

Значение

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Количество измерительных каналов

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- частота, Гц

- коэффициент мощности cos

- температура окружающей среды, °С

98 до 102

100 до 120

от 49,85 до 50,15

0,87

от +21до +25

Лист № 6

Всего листов 9

от 90 до 110

от 2 до 120

от 0,5

инд

. до 0,8

емк

от 49,6 до 50,4

от -40 до +50

от +10 до +30

140000

168

70000

113

Значение

от +10 до +30

45000

Окончание таблицы 5

Наименование характеристики

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

- температура окружающей среды для ТТ и ТН,

℃

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, °С

- температура окружающей среды в месте расположения

Сервера БД, °С

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

- среднее время восстановления работоспособности, ч

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

- среднее время восстановления работоспособности, ч

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

- при отключении питания, лет, не менее

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,

потребленной за месяц, по каждому каналу, суток, не менее

- сохранение информации при отключении питания, лет,

не менее

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации

состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

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.

Лист № 7

Всего листов 9

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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную

информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть»

в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-18 (1-ая пусковая очередь) типографским

способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие

средства измерений.

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

по НПС-18 (1-ая пусковая очередь) представлена в таблице6.

Таблица6-КомплектностьАИИСКУЭОАО«АК«Транснефть»вчасти

ООО «Востокнефтепровод» по НПС-18 (1-ая пусковая очередь)

Наименование (обозначение) изделияКоличество, шт.

Трансформатор тока ТШЛ-СЭЩ-10 6

Трансформаторы напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-10 6

Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М 2

Устройства сбора и передачи данных «СИКОН С70» 1

Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г 2

Методика поверки МП 51402-12 с изменением № 1 1

Формуляр 1

Инструкция по эксплуатации 1

Поверка

осуществляется по документу МП 51402-12 с изменением № 1 «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть»

в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-18 (1-ая пусковая очередь). Методика поверки»,

утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 26.01.2017 г.

Лист № 8

Всего листов 9

Основные средства поверки:

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

тока. Методика поверки»;

Трансформаторы напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы

напряжения. Методика поверки»

Счетчик 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.;

УСПД«СИКОНС70»-всоответствиисдокументом«Контроллеры

сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным

ВНИИМС в 2005 году.;

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 -20 до +60 °С,

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

дискретность 0,1 %.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом

и (или) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с

использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого

учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-18

(1-ая пусковая очередь)».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектроэнергииОАО«АК

«Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-18 (1-ая пусковая очередь)

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

Общество с ограниченной ответственностью «Транснефть - Восток»

(ООО «Транснефть - Восток»)

ИНН: 3801079671

Адрес: 665734, Иркутская обл., г. Братск, ж.р. Энергетик, ул. Олимпийская, д. 14

Телефон/факс: (3953) 300-774, 300-639 / (3953) 300-703, 300-704, 300-705

E-mail:

vsmn@vsmn.transneft.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Стройэнергетика» (ООО «Стройэнергетика»)

Адрес: 129337, г. Москва, ул. Красная Сосна, д. 20,стр. 1, комн. 4

Тел.: 7 (926) 786-90-40

E-mail:

Stroyenergetika@gmail.com