Untitled document

Приложение к свидетельству № 75670

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 -

Север» по НПС «Синдор»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

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

«Синдор» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной

электроэнергии, сбора, обработки, хранения 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 (далее - ИИК), которые включают

в себя трансформаторы тока (далее – ТТ), трансформаторы напряжения (далее – ТН) и счетчики

активной и реактивной электроэнергии (далее – счетчики), вторичные измерительные цепи и

технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики

измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 – 4.

2-йуровень–информационно-вычислительныйкомплексэлектроустановки

(далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОM-3000

(далее – УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

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), сервер точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее – ПО)

ПК «Энергосфера».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в

аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей

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, реактивной и полной мощности, которые

усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета

коэффициентов трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за

период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов

времени 30 мин;

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на вход УСПД, где осуществляется

хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на

верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД

устройствам.

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.

Лист № 2

Всего листов 8

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

данныхповсем точкамсистемыавтоматизированнойинформационно-измерительная

коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» - 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.

АИИСКУЭимеетсистемуобеспеченияединоговремени(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. 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 (Рег. № 39485-08), входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г

непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное

времяUTC спутниковой навигационнойсистемы. Информацияо точном времени

распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol).

ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную меткувсемирного

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. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя

основного сервера.

В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВКЭ используется УСПД со

встроенным ГЛОНАСС/GPS-модулем. Коррекция внутренних часов УСПД осуществляется по

сигналу точного времени ГЛОНАСС/GPS-модуля. В случае неисправности УССВ встроенного

в УСПД имеется возможность коррекции внутренних часов УСПД от уровня ИВК ПАО

«Транснефть».

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при обращении к счетчикам.

Коррекция показаний часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний часов

счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.

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.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули,

указанные в таблице 1. 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 № 3

Всего листов 8

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.

не ниже 8.0

MD5

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки

Идентификационное наименование ПО

Значение

ПК «Энергосфера»

Библиотека pso_metr.dll

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Номер версии (идентификационный номер)

ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритмвычисленияцифрового

идентификатора ПО

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики измерительных

каналов (далее – ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблицах 2 – 4.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики

приведены в таблицах 2 – 4.

Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Номер ИК

Наименование

объектаТТ

УСПД

ИВК

УССВ

ТНСчётчикуровня

ИВК

123

45678

№1

Кл. т. 0,5S

Ктт 1000/5

Кл. т. 0,5

Ктн

36697-12

Ввод №2

Кл. т. 0,5S

Ктт 1000/5

Кл. т. 0,5

Ктн

36697-12

ЭКОМ-3000

Рег. № 17049-14

HP ProLiant ВL460

ССВ-1Г

Рег. № 39485-08

ЗРУ-10кВ НПС

ТЛО-10ЗНОЛП-10У2

СЭТ-4ТМ.03М

«Синдор», 1 СШ Кл. т. 0,2S/0,5

10 кВ, яч.9, Ввод

Рег. № 10000:√3/100:√3

Рег. №

25433-11Рег. № 46738-11

ЗР

-10кВ НПС

ТЛО-10ЗНОЛП-10У2

СЭТ-4ТМ.03М

«Синдор», 2 СШ Кл. т. 0,2S/0,5

10 кВ, яч.12,

Рег. №10000:√3/100:√3

Рег. №

25433-11Рег. № 46738-11

Примечания:

1 Допускается 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 - Север» не претендует на улучшение указанных в таблице 2

метрологических характеристик.

2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.

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

АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт

хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая

часть

Лист № 4

Всего листов 8

Номер ИК

погрешности,

Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК

Вид электрической

Границы основной

энергии

(±

), %

Границы погрешности

в рабочих условиях,

(±

),%

1 – 2

Активная

1,1 3,0

Реактивная 2,7 4,8

±5

Пределы допускаемой абсолютной 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.

Погрешность в рабочих условиях указана для cos

= 0,8 инд, I=0,02 I

ном

и температуры

окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 2 от 0

до плюс 40 °C.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.

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 +70

от -40 до +65

165000

100000

Значение

Таблица 4 – 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,

от 99 до 101

от 100 до 120

от 49,85 до 50,15

0,9

от +21 до +25

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,

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

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

для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M

- среднее время восстановления работоспособности, ч

УСПД:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

для УСПД ЭКОM-3000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

70000

Лист № 5

Всего листов 8

Продолжение таблицы 4

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее114

- при отключении питания, лет, не менее 45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления по каждому каналу и электропотребление за

месяц по каждому каналу, суток, не менее45

- сохранение информации при отключении питания, лет, не

менее10

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее3,5

Надежность системных решений:

–защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 счётчика:

– 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:

– электросчётчика;

– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

– испытательной коробки;

– УСПД;

– сервера;

–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,

параметрировании:

– электросчетчика;

– УСПД;

– сервера.

Возможность коррекции времени в:

– электросчетчиках (функция автоматизирована);

– УСПД (функция автоматизирована);

– ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

– о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

– измерений 30 мин (функция автоматизирована);

– сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Лист № 6

Всего листов 8

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским

способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

СЭТ-4ТM.03M

Обозначение

ТЛО-10

ЗНОЛП-10У2

Количество, шт./экз.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик электрической энергии

многофункциональный

Устройство сбора и передачи данных

Устройство синхронизации времени

Программное обеспечение

Сервер

Методика поверки

Формуляр

ЭКОM-3000

ССВ-1Г

ПК «Энергосфера»

HP ProLiant ВL460

МП 094-2019

НС.2019.АСКУЭ.00698 ФО

Поверка

осуществляется по документу МП 094-2019 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части

АО «Транснефть - Север» по НПС «Синдор». Методика поверки», утвержденному

ООО «Спецэнергопроект» 25.09.2019 г.

Основные средства поверки:

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

поверки»;

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

Методика поверки»;

-по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных

трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

-по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных

трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

-по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях

соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

-счетчиков СЭТ-4ТM.03M – по документу «Счетчики электрической энергии

многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.

Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский

ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-УСПД ЭКОM-3000 – по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройства сбора и

передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», согласованному с ФГУП «ВНИИМС» 20

апреля 2014 г.;

-ССВ-1Г – по документу «Источники частоты и времени/ серверы точного времени

ССВ-1Г. Методика поверки.» ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест»

ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;

-радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11.

Лист № 7

Всего листов 8

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) оттиском 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 (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Север» по

НПС«Синдор»,аттестованномООО «Спецэнергопроект»,аттестатобаккредитации

№ RA.RU.312236 от 20.07.2017

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Север» по НПС «Синдор»

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

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

ИНН 1102016594

Адрес: 169313, Республика Коми, г. Ухта, пр-т А.И. Зерюнова,2/1

Телефон: (8216) 77-14-83

Факс: (8216) 76-01-71

E-mail:

post@uht.transneft.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «НексусСистемс»

(ООО «НексусСистемс»)

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

Телефон: (347) 291-26-90

Факс: (347) 216-40-18

E-mail:

info@nexussystems.ru

Web-сайт:

http://nexussystems.ru