Untitled document

Приложение к свидетельству № 56437

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 3 от 09.01.2019 г.)

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части

ООО «Востокнефтепровод» по НПС-11, НПС-15, НПС-19

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-

троэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-

11, НПС-15, НПС-19 (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерений

активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования

отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя

измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ), трансформаторы напряжения (далее – ТН) и

счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и

техническиесредстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехнические

характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 – 4.

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

АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных (далее – УСПД),

каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации времени (далее – УСВ).

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер

приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала

(АРМ), серверы синхронизации времени и программное обеспечение (далее – ПО)

ПК «Энергосфера», 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.

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 уст-

ройствам.

Лист № 2

Всего листов 10

На верхнем – третьем уровне системы выполняется обработка измерительной

информации, в частности, вычисление 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 по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе

АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата

80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса

субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием ЭЦП

субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по

группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных

данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть»

(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 54083-13).

АИИСКУЭимеетсистемуобеспеченияединоговремени(СОЕВ).СОЕВ

предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы

(счетчиков, УСПД и сервера 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 (основным и

резервным) серверами синхронизации времени ССВ-1Г, входящими в состав ИВК АИИС КУЭ

ОАО «АК «Транснефть». 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/GPS, с учетом задержки на прием пакета и

выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и

непрерывное обновление данных на сервере ИВК.

Синхронизация часов УСПД осуществляется по сигналам единого координированного

времени,принимаемым черезустройство синхронизациивремениУСВ-2.Сличение

часов УСПД с УСВ-2 осуществляется не реже 1 раза в сутки, коррекция часов УСПД

проводится независимо от величины расхождения. В случае неисправности, ремонта или

поверки УСВ-2 имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК

АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть». Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит

при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Коррекция часов

счетчиков проводится при расхождении с часами УСПД на величину более ±1 с но не чаще

одного раза в сутки.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК отображают факты коррекции вре-

мени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции време-

ни, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПО

содержится в модуле, указанном в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту про-

граммного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами дос-

тупа.Средствомзащитыданныхприпередачеявляетсякодированиеданных,

обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».

Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения

АИИС КУЭ является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции

синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и

является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.

Лист № 3

Всего листов 10

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)Значение

ПК «Энергосфера»

MD5

Идентификационное наименование ПО

Библиотека pso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО 1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПОCBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентифика-

тора ПО

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 10

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в

таблицах 2-5.

Состав измерительного канала

Номер

ИК

Наименование

точки измерений

ТТ

Вид электро-

энергии

НПС-11, ПС 220/10 кВ,

ЗРУ-10 кВ, яч. 5 Ввод № 1

активная

реактивная

НПС-11, ПС 220/10 кВ,

ЗРУ-10 кВ, яч. 31 Ввод № 2

активная

реактивная

НПС-15, ПС 220/10 кВ,

ЗРУ-10 кВ, яч. 5 Ввод № 1

активная

реактивная

НПС-15, ПС 220/10 кВ,

ЗРУ-10 кВ, яч. 31 Ввод № 2

активная

реактивная

НПС-19, ПП 220/10 кВ,

ЗРУ-10 кВ, яч. 3 Ввод № 1

активная

реактивная

НПС-19, ПС 220/10 кВ,

ЗРУ-10 кВ, яч. 27 Ввод № 2

ССВ-1Г

Рег. №

39485-08

HP ProLiant

ВL460 G6,

HP ProLiant

ВL460 Gen8

активная

реактивная

Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ

ТНСчётчикУССВ/УСПД

УССВ/

Сервер

10000/100

Кл.т. 0,5

10000/100

Кл.т. 0,5

10000/100

Кл.т. 0,5

10000/100

Кл.т. 0,5

10000/100

Кл.т. 0,5

ТШЛ-СЭЩ

2500/5

Кл.т. 0,5S

Рег. № 51624-12

ТШЛ-СЭЩ

2500/5

Кл.т. 0,5S

Рег. № 51624-12

ТШЛ-СЭЩ

2500/5

Кл.т. 0,5S

Рег. № 51624-12

ТШЛ-СЭЩ

2500/5

Кл.т. 0,5S

Рег. № 51624-12

ТШЛ-СЭЩ

3000/5

Кл.т. 0,5S

Рег. № 51624-12

ТШЛ-СЭЩ

3000/5

Кл.т. 0,5S

Рег. № 51624-12

10000/100

Кл.т. 0,5

НАЛИ-СЭЩ

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5УСВ-2

Рег. № 51621-12

Рег. № 36697-08 Рег. № 41681

НАЛИ-СЭЩ

СЭТ-4ТМ.03М СИКОН С70

Кл.т. 0,2S/0,5Рег. № 28882-05

Рег. № 51621-12

Рег. № 36697-08

НАЛИ-СЭЩ

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5УСВ-2

Рег. № 51621-12

Рег. № 36697-08 Рег. № 41681

НАЛИ-СЭЩ

СЭТ-4ТМ.03М СИКОН С70

Кл.т. 0,2S/0,5Рег. № 28882-05

Рег. № 51621-12

Рег. № 36697-08

НАЛИ-СЭЩ

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0УСВ-2

Рег. № 51621-12

Рег. № 36697-12 Рег. № 41681-09

НАЛИ-СЭЩ

СЭТ-4ТМ.03М.01 СИКОН С70

Кл.т. 0,5S/1,0Рег. № 28882-05

Рег. № 51621-12

Рег. № 36697-12

Лист № 5

Всего листов 10

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность,Погрешность в рабочих

Номер ИКДиапазон тока(

δ), % условиях, (

δ), %

cos

= cos

0,9 0,8 0,5 0,9 0,8 0,5

1; 2; 3; 4

Iн

1,2Iн

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

0,2Iн

<Iн

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

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

0,05Iн

<0,2Iн

1,5 1,7 3,0 1,6 1,8 3,1

Сч 0,2S)

0,02Iн

<0,05Iн

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

5; 6

Iн

1,2Iн

1,3 1,4 2,3 2,0 2,1 2,8

0,2Iн

<Iн

1,3 1,4 2,3 2,0 2,1 2,8

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

0,05Iн

<0,2Iн

1,5 1,8 3,0 2,1 2,3 3,4

Сч 0,5S)

0,02Iн

<0,05Iн

2,6 3,1 5,6 3,0 3,4 5,8

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность,Погрешность в рабочих

Номер ИКДиапазон тока(

δ), % условиях, (

δ), %

cos

= cos

0,9 0,8 0,5 0,9 0,8 0,5

1; 2; 3; 4

Iн

1,2Iн

2,7 1,9 1,3 3,1 2,4 2,0

0,2Iн

<Iн

2,7 1,9 1,3 3,1 2,4 2,0

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

0,05Iн

<0,2Iн

3,5 2,6 1,6 3,8 2,9 2,2

Сч 0,5)

0,02Iн

<0,05Iн

6,5 4,5 2,7 6,6 4,7 3,1

5; 6

Iн

1,2Iн

2,8 2,1 1,6 4,3 3,9 3,6

0,2Iн

<Iн

2,8 2,1 1,6 4,3 3,9 3,6

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

0,05Iн

<0,2Iн

3,6 2,6 1,8 4,9 4,2 3,7

Сч 1,0)

0,02Iн

<0,05Iн

6,6 4,7 3,0 7,3 5,6 4,3

Примечания:

1Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовой).

2В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы

интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторовисчетчиковна

аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в таблице 2, при условии, что ООО «Транснефть - Восток» не претендует на

улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД

и устройств синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов, а также замена

серверов безизменения используемогоПО(приусловиисохраненияцифрового

идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном в ООО «Транснефть -

Восток» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его не-

отъемлемая часть.

4Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.

Лист № 6

Всего листов 10

140000

165000

70000

35000

15000

264599

0,5

Значение

от 99 до 101

от 100 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2

от +21 до +25

от 90 до 110

от 2 до 120

от 0,5 до 1,0

от 49,6 до 50,4

от -45 до +40

от +5 до +35

от +15 до +25

от +10 до +30

261163

0,5

Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Количество ИК

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

ток, % от Iном

коэффициент мощности cosφ

частота, Гц

температура окружающей среды, °С

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

ток, % от Iном

коэффициент мощности cosφ

частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Фе-

деральном информационном фонде 36697-08):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее