Untitled document

Приложение к свидетельству № 70931

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-

Приволга» по объектам НПС «Кузьмичи-1» и НПС «Кузьмичи-2»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по

объектам НПС «Кузьмичи-1» и НПС «Кузьмичи-2», предназначена для измерений активной и

реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени

технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и

передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую

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 (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики

активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства

приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных

компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2– 4.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее –

ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ARIS MT200

(далее – УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения

информационного взаимодействия между уровнями системы.

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

себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее – сервер БД) АИИС КУЭ, сервер

опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие

места персонала (далее - АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г, программное

обеспечение (далее – ПО) ПК «Энергосфера».

Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными

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 преобразуют 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.

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

Лист № 2

Всего листов 8

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.

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» (Рег. № 54083-13) 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.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ

предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы

(счетчиков, УСПД 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, входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные,

поступающие отантенного блока исодержащие точное времяUTCспутниковой

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.

Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого календарного

времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ),

реализованного на ГЛОНАСС/GPS-приемнике в составе УСПД. Время УСПД пере-одически

сличается со временем ГЛОНАСС/GPS (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов УСПД

проводится независимо от величины расхождения времени.

Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к

счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при

расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.

В случае неисправности или ремонта УССВ, встроенного в УСПД, синхронизация

УСПД осуществляется с уровня ИВК ПАО «Транснефть». Сличение часов счетчиков с часами

УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже 1 раз в сутки.

Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и УСПД более

чем на ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК отображают факты коррекции

времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции

времени, на которую было скорректировано устройство.

Лист № 3

Всего листов 8

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение 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 Р 50.2.077-2014.

Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Идентификационное наименование ПО

1.1.1.1

MD5

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

ПК «Энергосфера»

Библиотека pso_metr.dll

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Номер версии (идентификационный номер)

ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового

идентификатора ПО

Метрологические и технические характеристики

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

характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.

УСПД

СОЕВ

Сервер

Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ.

Состав измерительного канала

Номер ИК

Наименование

точки измеренийТТТНСчётчик

НПС «Кузьмичи-1

1», ЗРУ- 6кВ, яч.3,

Ввод №1

Кл. т. 0,5

Ктт=6000:

√3/100: √3

НПС «Кузьмичи-

21», ЗРУ- 6кВ,

яч20, Ввод №2

Кл. т. 0,5

Ктт=6000:

√3/100: √3

НПС «Кузьмичи-

32», ЗРУ-6кВ,

яч.13, Ввод №1

ТЛО-10

Кл. т. 0,5S

Ктт=400/5

√3/100: √3

НПС «Кузьмичи-

42», ЗРУ-6кВ,

яч.14, Ввод №2

ТЛО-10

Кл. т. 0,5S

400/5

√3/100: √3

345678

НПС «Кузьмичи-1», НПС «Кузьмичи-2»

ТЛО-10

ЗНОЛП-6

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,5S Кл. т. 0,2S/0,5

Ктт=1000/5Рег. №

Рег. № 25433-11

Рег. № 46738-11

36697-17

ТЛО-10

ЗНОЛП-6

СЭТ-4ТМ.03М

Кл. т. 0,5S Кл. т. 0,2S/0,5

Ктт=1000/5Рег. №

Рег. № 25433-11

Рег. № 46738-11

36697-17

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М

Ктт=6000: Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 25433-11

Рег. № 46738-11

Рег. № 36697-12

ЗНОЛ.06-6

Кл. т. 0,5СЭТ-4ТМ.03М

Ктт=6000: Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 25433-11

Рег. № 46738-11

Рег. № 36697-12

ARIS MT200, Рег. № 53992-13

ССВ-1Г, Рег. № 39485-08

Сервер HP ProLiant ВL460

Лист № 4

Всего листов 8

Продолжении таблицы 2

Номер ИК

1 - 4

Активная

Реактивная

1,2

2,3

4,9

2,8

Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК

Вид электрической

энергии

Границы основной

погрешности, (±

), %

Границы погрешности в

рабочих условиях, (±

),%

±5

Пределы допускаемой погрешности

СОЕВ, с

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности Р = 0,95.

3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosφ=0,87 (sinφ=0,5), токе

ТТ, равном 100 % от Iном для нормальных условий, и при cosφ=0,5 (sinφ=0,87), токе ТТ,

равном 5 % от Iном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте

расположения счетчиков от 0 до + 40 °С.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.

от 99 до 101

от 100 до 120

0,8

от 90 до 110

от 2(5) до 120

от 0,5

инд

до 0,8

емк

Значение

от +21 до +25

Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Количество измерительных каналов

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности cos

температура окружающей среды °C:

- для счетчиков активной и реактивной энергии

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности.

диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:

- температура окружающей среды для ТТ, °С

- температура окружающей среды для ТН, °С

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

- температура окружающей среды для УСПД, °С

от -60 до +60

от -45 до +40

от -40 до +60

от -30 до +50

Примечания:

1Допускается 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 – Приволга» АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в

таблице 2 метрологических характеристик.

2Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.

3Замена оформляется техническим актом в установленном на АО «Транснефть –

Приволга» АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы.

Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как

их неотъемлемая часть

Лист № 5

Всего листов 8

Продолжение таблицы 4

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч,165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, 2

УСПД ARIS MT200:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее88 000

ССВ-1Г:

- среднее время наработки на отказ, ч,15000

- среднее время восстановления работоспособности, ч 2

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

УСПД:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее45

- при отключении питания, лет, не менее 5

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее3,5

Надежность системных решений:

–защита от кратковременных сбоев питания сервера БД и УСПД 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 счетчика:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике;

– журнал УСПД:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике и УСПД;

– пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

– счетчика;

– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

– испытательной коробки;

– УСПД;

– сервера БД;

– защита на программном уровне информации при хранении, передаче,

параметрировании:

– счетчика;

Лист № 6

Всего листов 8

(функция

– УСПД;

– сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

– счетчиках (функция автоматизирована);

– УСПД (функция автоматизирована);

– ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

– о результатах измерений (функция автоматизирована);

– о состоянии средств измерений.

Цикличность:

– измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 минут

автоматизирована);

– сбора результатов измерений – не реже одного раза в сутки

автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра на систему автоматизированную информационно-

измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части

АО «Транснефть-Приволга» по объектам НПС «Кузьмичи-1» и НПС «Кузьмичи-2»

типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

4 шт.

Количество

12 шт.

6 шт.

СЭТ-4ТM.03M

Таблица 5 - Комплектность средства измерения

НаименованиеОбозначение

Трансформатор тока ТЛО-10

Трансформатор напряжения ЗНОЛП-6

Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Устройство сбора и передачи данныхARIS MT200

Сервер синхронизации времени ССВ-1Г

Сервер Hewlett Packard

Программное обеспечение ПК «Энергосфера»

Методика поверки МП 206.1-132-2018

Паспорт-ФормулярНС.2017.АСКУЭ.00385 ФО

1 шт.

2 шт.

1 шт.

1 экз.

Поверка

осуществляетсяподокументуМП206.1-132-2018«Системаавтоматизированная

информационно-измерительная коммерческогоучета электроэнергииАИИСКУЭ

ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по объектам НПС «Кузьмичи-1» и

НПС «Кузьмичи-2». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 28.06.2018 г.

Основные средства поверки:

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

тока. Методика поверки»;

трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011«ГСИ.

Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без

отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения

цепей. Методика выполнения измерений»;

Лист № 7

Всего листов 8

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, Рег. № 36697-17 – в соответствии с документом «Счетчики

электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М Руководство по

эксплуатации»,Часть2.«Методикаповерки»ИЛГШ.411152.145РЭ1,утвержденному

руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017г.;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, Рег. № 36697-12 – в соответствии с документом «Счетчики

электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М Руководство по

эксплуатации.Часть2.Методикаповерки»ИЛГШ.411152.145РЭ1,утвержденному

руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012г.;

ARIS MT200, Рег. № 53992-13 – в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП

«Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ГЦИ

СИ ФГУП «ВНИИМС» 13 мая 2013 г.;

ССВ-1Г, Рег. № 39485-08 – в соответствии с документом «Источники частоты и

времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08

МП, утвержденным ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;

радиочасы МИР РЧ-01, Рег. № 27008-04;

термогигрометр «CENTER» (мод. 315), Рег. № 22129-04.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик, поверяемых СИ, с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ

ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по объектам НПС «Кузьмичи-1»

и НПС «Кузьмичи-2»

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

Основные положения»

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

технические условия»

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

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»

Изготовитель

Акционерное общество «Транснефть - Приволга» (АО «Транснефть - Приволга»)

ИНН 6317024749

Адрес: 443020, Самарская область, г. Самара, ул. Ленинская, д. 100

Телефон: +7 (846) 250-02-01

E-mail:

privolga@sam.transneft.ru

Заявитель

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

ИНН 0278913532

Адрес: 450022, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Менделеева, д. 134/7

Телефон: +7 (347) 291-26-90

Факс: +7 (347) 216-40-18

E-mail:

info@nexussystems.ru

Web-сайт: nexussystems.ru