Приложение к свидетельству № 48531/1
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 428 от 02.03.2017 г.)
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть»
в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1-ая пусковая очередь)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части
ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1-ая пусковая очередь) (далее - АИИС КУЭ
ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1-ая пусковая
очередь)предназначенадляизмеренийэлектроэнергииимощности,атакже
автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об
энергоснабжении.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16
(1-ая пусковая очередь) представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из
измерительных каналов (ИК) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК).
АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16
(1-ая пусковая очередь) решает следующие задачи:
- организация автоматизированного коммерческого учета электроэнергии в точках
измерений ООО «Транснефть-Восток» на НПС-16;
- обмен информацией с заинтересованными участниками ОРЭ по согласованному формату
и регламенту;
- формирования отчетных документов.
АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16
(1-ая пусковая очередь) включает в себя следующие уровни:
1-йуровень-измерительно-информационныекомплексы(ИИК),включающие
измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001,
измерительныетрансформаторынапряжения(ТН) класса точности 0,5по
ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,5S ГОСТ
Р 52323-2005 (в части измерений активной электроэнергии), класса точности 1,0 по ГОСТ Р
52425-2005 (в части измерений реактивной электроэнергии), установленные на НПС-16,
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 центром
сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» и включает в себя сервер
опроса и баз данных (СБД), программное обеспечение (ПО) 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.
Лист № 2
Всего листов 8
В АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по
НПС-16 (1-ая пусковая очередь) измерения и передача данных на верхний уровень происходит
следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных
трансформаторов поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют
значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и
действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают
активную мощность (Р=U·I·cosφ) и полную мощность (S=U·I). Реактивная мощность (Q)
рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S
2
-P
2
)
0,5
. Средние значения активной мощности
рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени.
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, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в 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 (рег. № 39485-08). ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от
антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы.
Лист № 3
Всего листов 8
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.
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 часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ОАО «АК
«Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1-ая пусковая очередь)
соответствуют техническим требованиям ОРЭ к АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные
автоматизированные измерения следующих величин: приращений активной и реактивной
электрической энергии, и мощности, измерений календарного времени, интервалов времени и
коррекцию часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков
получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального контроля и учета
энергопотребления. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам через
оптопорт (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование
переносного инженерного пульта на базе NoteBook с последующей передачей данных на
верхний уровень.
Глубина хранения информации:
·
электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -
113 суток;
·
ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет;
Для целей предотвращения физического доступа к токовым цепям и цепям напряжения
счетчика и защиты метрологических характеристик системы предусмотрено выполнение
следующих мероприятий: пломбирование корпусов счетчиков; испытательных коробок; клемм
измерительных трансформаторов тока; установка прозрачной крышки из органического стекла
напромежуточныхклеммникахтоковыхцепейспоследующимпломбированием.
На программном уровне предусмотрена организация системы паролей с разграничением прав
пользователей.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: 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».
Лист № 4
Всего листов 8
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.
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Счетчик
ИВКЭ
СОЕВ
СЭТ-4ТМ.03М.01
класс точности
0,5S/1,0
Рег.№
36697-08
СЭТ-4ТМ.03М.01
класс точности
0,5S/1,0
Рег.№
36697-08
СИКОН
С 70
Рег.№
28822-05
ССВ-1Г
Рег.№
39485-08
1
№1,
1С 10 кВ,
ЗНОЛП
ТЛШ-10
2
№2,
2С 10 кВ,
ЗНОЛП
ТЛШ-10
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Наименование
Но- объекта учета,
мер диспетчерскоеТНТТ
ИК наименование
присоединения
НПС-16, ЗРУ-
10 кВ, Ввод
U1/U2 = 10000/100I1/I2 = 3000/5
класс точности 0,5 класс точности 0,5S
яч.№3
Рег.№ 23544-07Рег.№ 11077-07
НПС-16, ЗРУ-
10 кВ, Ввод
U1/U2 = 10000/100I1/I2 = 3000/5
класс точности 0,5 класс точности 0,5S
яч.№27
Рег.№ 23544-07Рег.№ 11077-07
Примечание: Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом, который хранится совместно с
настоящим описанием типа, как его неотъемлемая часть.
Метрологические характеристики ИК приведены в таблицах 3 и 4.
Пределы допускаемых основных относительных погрешностей ИК (измерение электрической
энергии),
d
э
%.
Лист № 5
Всего листов 8
(активная энергия)
Не
ТН класс точности 0,5
Таблица 3 - Пределы допускаемых основных относительных погрешностей ИК в нормальных
условиях
№Состав ИИКcos φδ
1(2)%I
δ
5%I
δ
20%I
δ
100%I
ИК (sin φ) I
1(2)%
≤I<I
5%
I
5%
≤I<I
20%
I
20%
<I≤I
100%
I
100%
<I≤I
120%
ТТ класс точности 0,5S 1 ±2,1 ±1,2 ±1,0 ±1,0
ТН класс точности 0,5 0,8 ±3,0 ±1,9 ±1,4 ±1,4
Счётчик-класс точности 0,5S
0,5 ±5,5 ±3,1 ±2,3 ±2,3
1-2
ТТ класс точности 0,5S
0,8 (0,6)
нормируется
±2,9±2,1±2,1
Счётчик-класс точности 1,0 0,5Не
(реактивная энергия)
(0,87)нормируется
±1,9±1,5±1,5
ИК в рабочих условиях
δ
20%I
δ
100%I
I
20%
<I≤I
100%
I
100%
<I≤I
120%
±1,5 ±1,5
±1,9 ±1,9
0,5±5,6±3,4
±2,6±2,6
0,8 (0,6)±4,2
±3,7±3,7
1-2
Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей
эксплуатации
№Состав ИИКcos φδ
1(2)%I
δ
5%I
ИК (sin φ) I
1(2)%
≤I<I
5%
I
5%
≤I<I
20%
ТТ класс точности 0,5S 1 ±2,4 ±1,7
ТН класс точности 0,5 0,8 ±3,3 ±2,3
Счётчик-класс точности 0,5S
(активная энергия)
ТТ класс точности 0,5SНе
ТН класс точности 0,5нормируется
Счётчик-класс точности 1,0 0,5 Не
(реактивная энергия)(0,87)нормируется
±3,5
±3,3±3,3
Технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
от +15 до +25
от +15 до +25
значение
220±22
50±1
23±2
0,5
Таблица 5 - Технические характеристики ИК
параметр
Параметры питающей сети переменного тока:
Напряжение, В
частота, Гц
Нормальная температура окружающей среды,
°
С
Температурный диапазон окружающей среды для:
- счетчиков электрической энергии,
°
С
- трансформаторов тока и напряжения,
°
С
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, %
от номинального значения
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %
Первичные номинальные напряжения, кВ
Первичные номинальные токи, кА
Номинальное вторичное напряжение, В
Номинальный вторичный ток, А
Количество точек измерения, шт.
Интервал задания границ тарифных зон, trial
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, с
Средний срок службы системы, лет
25-100
0,25
10
3
100
5
2
30
±5
15
Лист № 6
Всего листов 8
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой
мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения
получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (
d
р
),
рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу
показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля
нагрузки в импульсах):
ç
÷
æö
=
±+
э
р
dd
, где
2
ç
KK
e
×
100%
÷
2
è
1000PT
ср
ø
d
р
-пределыдопускаемойотносительнойпогрешностиизмерениясредней
получасовой мощности и энергии, в %;
d
э
-пределыдопускаемойотносительнойпогрешностисистемыизтабл.3
при измерении электроэнергии, в %;
К- масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации
трансформаторов тока и напряжения;
K
e
- внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному
в Вт•ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
R
-
вел
и
ч
ин
а
из
мер
енной
ср
е
д
н
ей
мо
щн
ос
т
и
с
п
омо
щью
с
и
с
т
е
м
ы
н
а
дан
н
ом
инт
ерв
ал
е усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней
мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на
которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
D
t
d
р.корр.
=
3600Т
ср
×
100%
, где
D
t
- величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках
(в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности
(АИИС КУЭ) ОАО «АК» Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16
(1-ая пусковая очередь) типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность системы определяется проектной документацией на систему.
В комплект поставки входит техническая и эксплуатационная документация, указанная
в таблице 6.
2
Кол. (шт.)
6
6
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование (обозначение) изделия
Трансформатор тока ТЛШ-10
Трансформаторы напряжения ЗНОЛП
Счетчики электрической энергии многофункциональные
СЭТ-4ТМ.03М.01
Устройства сбора и передачи данных «СИКОН С 70»
Серверы синхронизации времени ССВ-1Г
1
2
Лист № 7
Всего листов 8
Наименование (обозначение) изделия
Методика поверки ИФУГ.4252009.303МП с изменением № 1
Формуляр ИФУГ.4252009.303ФО
Инструкция по эксплуатации ИФУГ.4252009.303.РЭ.05.1
Кол. (шт.)
1
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументу ИФУГ.4252009.303МП с изменением № 1«Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческогоучета электрической
энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод»
по НПС-16 (1-ая пусковая очередь). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС»
26.01.2017 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных
СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки. ИЛГШ.411152.145РЭ1 приложение Д,
утвержденной Нижегородским ЦСМ в 2007г;
- радиочасы МИР РЧ-01;
- вольтамперфазометр «Парма ВАФ
®
-А(М)»;
- мультиметр «Ресурс - ПЭ».
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 количества электрической энергии и мощности
с использованием АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по
НПС-16 (1-ая пусковая очередь). ИФУГ.4252009.303МИ.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности
(АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16
(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
Закрытое акционерное общество «ЭлеСи» (ЗАО «ЭлеСи»)
ИНН 7021004633
Адрес: 634021, г. Томск, ул. Алтайская, 161А
Лист № 8
Всего листов 8
Модернизациясистемыавтоматизированнойинформационно-измерительной
коммерческогоучета электрическойэнергиии мощности(АИИСКУЭ)
ОАО «АК«Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-16
(1-ая пусковая очередь) в части внесенных изменений проведена:
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:
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:
научно-
средств
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Телефон: (495) 437-55-77
Факс: (495) 437-56-66
E-mail:
Web-сайт:
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.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.