Сведения о средстве измерений: 72928-18 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Север" по объекту НПС "Ухта-1"

Номер по Госреестру СИ: 72928-18
72928-18 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Север" по объекту НПС "Ухта-1"
(Нет данных)

Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Север» по объекту НПС «Ухта-1» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

сертификация программного обеспечения

Общие сведения

Дата публикации -
Срок свидетельства -
Номер записи -
ID в реестре СИ - 492393
Тип производства - единичное
Описание типа

Поверка

Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки

Модификации СИ

Нет модификации,

Производитель

Изготовитель - АО "Транснефть - Север"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Ухта
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да

Представленный отчет состоит из круговой и столбчатой диаграмм, а также сводной таблицы. Графики являются интерактивными, а таблица обладает функциями поиска и сортировки по любой из колонок.

На круговой диаграмме показано распределение поверок СИ по разделам областей измерений. Диаграмма строится по всем поверкам, имеющимся в АРШИН. Стоит отметить, что сумма всех поверок по разделам областей измерений, существенно превышает объём поверок, загруженных в АРШИН. Это связано с тем, что многие типы СИ входят одновременно в несколько разделов.

Столбчатая диаграмма демонстрирует то же распределение поверок по разделам областей измерений, что и круговая, но в динамике по годам. Причем, для удобства читаемости графика есть возможность посредством фильтра выбрать только нужные года.

В завершении отчета приведена сводная таблица с данными для возможности самостоятельной обработки информации.

Каталог СИ, используемый в сервисе ОЕИ-Аналитика имеет трехуровневую структуру вида: области измерений (более 20), разделы областей измерений (более 250) и группы СИ (более 10 тыс.).

При разработке каталога были использованы как существующие кодификаторы: МИ 2803-2014, МИ 2314-2006, МИ 2314-2022, так и собственные наработки. Перед применением каталог был адаптирован и обогащен данными из реального реестра, утвержденных типов СИ ФГИС АРШИН.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Статистика

Кол-во поверок - 1
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 1
Кол-во средств измерений - 1
Кол-во владельцев - 1
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 1460 дн.

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

№2252 от 2018.10.26 Об утверждении типов средств измерений

Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Север" по объекту НПС "Ухта-1" (Нет данных)

ИМПОРТНОЕ СИ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель

Все средства измерений АО "Транснефть - Север"

№ в реестре
cрок св-ва
Наименование СИ, обозначение, изголовитель ОТ, МП МПИ
71832-18
11.07.2024
Комплексы измерительно-вычислительные системы смешения нефти, Нет данных
АО "Транснефть - Север" (РОССИЯ г.Ухта)
ОТ
МП
5 лет
72928-18

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Север" по объекту НПС "Ухта-1", Нет данных
АО "Транснефть - Север" (РОССИЯ г.Ухта)
ОТ
МП
4 года
73153-18

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Север" по объекту НПС "Приводино", Нет данных
АО "Транснефть - Север" (РОССИЯ г.Ухта)
ОТ
МП
4 года
75007-19

Система автоматизированная информационно-измерительная контроля качества электроэнергии (АИИС ККЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Север" по объекту НПС "Ухта-1", Нет данных
АО "Транснефть - Север" (РОССИЯ г.Ухта)
ОТ
МП
4 года
76717-19

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Север" по НПС "Синдор", Нет данных
АО "Транснефть - Север" (РОССИЯ г.Ухта)
ОТ
МП
4 года

Отчет помогает подобрать поверки с истекающими сроками в заданном интервале по региону, области измерений и наименованиям владельцев.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Север" по объекту НПС "Ухта-1" (Нет данных)

Наименование организации Cтатус Поверенные модификации Кол-во поверок Поверок в 2024 году Первичных поверок Периодических поверок Извещений Для юриков Для юриков первичные Для юриков периодические
ФБУ "КОМИ ЦСМ"
(RA.RU.311490)
РСТ
  • Нет модификации
  • 1 0 1 0 1 0 1

    Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Север" по объекту НПС "Ухта-1" (Нет данных)

    Организация, регион Стоимость, руб Средняя стоимость

    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.

    Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

    Идентификационные признаки

    Значение

    Идентификационное наименование ПО

    ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

    Номер версии (идентификационный номер) ПО

    1.1.1.1

    Цифровой идентификатор ПО

    СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

    Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

    MD5


    Знак утверждения типа

    Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Север» по объекту НПС «Ухта-1» типографским способом.


    Сведения о методиках измерений

    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 объекту

    НПС «Ухта-1», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.


    Нормативные и технические документы

    Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной      коммерческого      учета      электроэнергии
    (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Север» по объекту НПС «Ухта-1»

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

    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

    ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

    Поверка

    Поверка

    осуществляется по документу МП 206.1-174-2018 «Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Север» по объекту НПС «Ухта-1». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 24.09.2018 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» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3.. .35 кВ. Методика поверке на месте эксплуатации»;

    • -  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»;

    • -  счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2 Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденному руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2018 г.;

    • -  УСПД ЭКОМ-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.;

    Лист № 7 Всего листов 8 - радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;

    - термогигрометр CENTER (мод. 314), Рег. №22129-04;

    Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

    Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.


    Изготовитель

    Акционерное общество «Транснефть - Север» (АО «Транснефть - Север»)
    ИНН 1102016594
    Адрес: 692941, Республика Коми, г. Ухта, ул. Проспект А.И. Зерюнова, д.2/1
    Телефон: (8216) 77-13-00
    E-mail: post@uht.transneft.ru

    Заявитель

    Общество с ограниченной ответственностью «Стройэнергетика» (ООО «Стройэнергетика»)
    ИНН 7716809275 Адрес: 129337, г. Москва, ул. Красная Сосна, д. 20, стр. 1, комн. 4 Телефон: (926) 786-90-40
    E-mail: Stroyenergetika@gmail. com
    Лист № 8
    Всего листов 8

    Испытательный центр

    Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский 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: office@vniims.ru
    Web-сайт: www.vniims.ru

    АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую 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), трансформаторы напряжения (далее - ТН), 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 и 3.

    • 2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) ЭКОМ-3000, каналы связи и технические средства приема-передачи данных.

    • 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - сервер БД), серверы синхронизации времени (далее - ССВ-1Г), автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), 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.

    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 Системе автоматизированной информационно-измерительной 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.

    АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее-СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД, ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координатного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS.

    Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координатным временем обеспечивается двумя серверами точного времени ССВ-1Г, входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные поступающие из антенного блока и содержащее точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети TCP/IP по протоколу NTP (Network Time Protokol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного кординатного времени, полученную по сингалам навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и получения 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. Пределы допускаемой абсолютной погрешности внутренних часов (с коррекцией времени по источнику точного времени с использованием PPS сигнала) ±1 мс.

    Коррекция внутренних часов УСПД осуществляется по сигналу точного времени ГЛО-НАСС/GPS-модуля, встроенного в УСПД. В случае неисправности, ремонта или поверки ГЛО-НАСС/GPS-модуля 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 БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.


    В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

    Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

    Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

    Наименование

    Обозначение

    Количество, шт

    Трансформатор тока

    ТЛО-10

    6

    Трансформатор напряжения

    НАМИ-10

    2

    Счётчик электрической энергии многофункциональный

    СЭТ-4ТМ.03М

    2

    Устройство сбора и передачи данных

    ЭКОМ-3000

    1

    Сервер синхронизации времени

    ССВ-1Г

    2

    Сервер

    HP ProLiant ВL460

    2

    Программное обеспечение

    ПК «Энергосфера»

    1

    Методика поверки

    МП 206.1-174 -2018

    1

    Руководство по эксплуатации.

    НС.2017.АСКУЭ.00423 РЭ

    1

    Руководство пользователя

    НС.2017.АСКУЭ.00423 РП

    1

    Формуляр

    НС.2017.АСКУЭ.00423 ФО

    1


    измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 и 3.

  • 2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) ЭКОМ-3000, каналы связи и технические средства приема-передачи данных.

  • 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - сервер БД), серверы синхронизации времени (далее - ССВ-1Г), автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), 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.

    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 Системе автоматизированной информационно-измерительной 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.

    АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее-СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД, ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координатного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS.

    Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координатным временем обеспечивается двумя серверами точного времени ССВ-1Г, входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные поступающие из антенного блока и содержащее точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети TCP/IP по протоколу NTP (Network Time Protokol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного кординатного времени, полученную по сингалам навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и получения 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. Пределы допускаемой абсолютной погрешности внутренних часов (с коррекцией времени по источнику точного времени с использованием PPS сигнала) ±1 мс.

    Коррекция внутренних часов УСПД осуществляется по сигналу точного времени ГЛО-НАСС/GPS-модуля, встроенного в УСПД. В случае неисправности, ремонта или поверки ГЛО-НАСС/GPS-модуля 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 БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

    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.

    Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

    Идентификационные признаки

    Значение

    Идентификационное наименование ПО

    ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

    Номер версии (идентификационный номер) ПО

    1.1.1.1

    Цифровой идентификатор ПО

    СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

    Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

    MD5

    Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблице 2, 3, 4.

    Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

    Номер ИК

    Наименование объекта

    Измерительные компоненты

    ТТ

    ТН

    Счётчик

    УСПД

    §

    w

    E га о

    га § и и

    1

    2

    3

    4

    5

    6

    7

    8

    НПС «Ухта-1»

    1

    ЗРУ-10кВ

    НПС «Ухта-1», 1 сш 10 кВ, яч.4, Ввод №1

    ТЛО-10

    Ктт=600/5

    Кл. т. 0,2S Рег. № 25433-11

    НАМИ-10

    Ктн=10000/100

    Кл. т. 0,2

    Рег. № 11094-87

    СЭТ-4ТМ.03М

    Кл. т.

    0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

    ЭКОМ-3000

    Рег. № 17049-14

    HP ProLiant ВL460

    ССВ-1Г

    Рег. № 39485-08

    2

    ЗРУ-10кВ

    НПС «Ухта-1», 2 сш 10 кВ, яч.23, Ввод №2

    ТЛО-10

    Ктт=600/5

    Кл. т. 0,2S Рег. № 25433-11

    НАМИ-10

    Ктн=10000/100

    Кл. т. 0,2

    Рег. № 11094-87

    СЭТ-4ТМ.03М

    Кл. т.

    0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

    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 УСВ 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

    Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

    Номер ИК

    Вид электрической энергии

    Границы основной погрешности, (±d), %

    Границы погрешности в рабочих условиях, (±d),%

    1-2

    Активная

    Реактивная

    0,6

    1,3

    • 1.5

    • 2.6

    Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

    ±5

    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 cosф=0,8 (мпф=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cosф=0,8 (мпф=0,6), токе ТТ, равном 2 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до плюс 40 °С.

    Таблица 4 - Основные технические характеристики

    Наименование характеристики

    Значение

    1

    2

    Количество измерительных каналов

    2

    Нормальные условия: параметры сети:

    - напряжение, % от ином

    от 99 до 101

    - ток, % от 1ном

    от 100 до 120

    - коэффициент мощности cosj

    0,9

    температура окружающей среды °C:

    - для счетчиков активной энергии:

    от +21 до +25

    - для счетчиков реактивной энергии:

    от +21 до +25

    Условия эксплуатации: параметры сети:

    - напряжение, % от ином

    от 90 до 110

    - ток, % от 1ном

    от 2 до 120

    - коэффициент мощности.

    от 0,5 инд до 0,8, емк

    диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:

    - для ТТ и ТН, счетчиков и УСПД

    от 0 до +40

    Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:

    - среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03М, ч, не менее

    165000

    - среднее время восстановления работоспособности, ч

    2

    УСПД:

    - среднее время наработки на отказ, ч, не менее

    10000

    - среднее время восстановления работоспособности, ч

    0,5

    Сервер синхронизации времени ССВ-1 Г:

    - среднее время наработки на отказ, ч, не менее

    15000

    - среднее время восстановления работоспособности, ч

    2

    Сервер БД:

    - среднее время наработки на отказ, ч, не менее

    264599

    - среднее время восстановления работоспособности, ч

    0,5

    Продолжение таблицы 4

    1

    2

    Глубина хранения информации

    Счетчики:

    - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлени-

    ях, сутки, не менее

    114

    - при отключении питания, лет, не менее

    40

    УСПД:

    - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлени-

    ях, сутки, не менее

    45

    - при отключении питания, лет, не менее

    5

    Сервер БД:

    - хранение результатов измерений и информации состояний

    средств измерений, лет, не менее

    3,5

    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 в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью 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;

    • - 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 (функция автоматизирована);

    • - сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

    Лист № 6 Всего листов 8 

    Настройки внешнего вида
    Цветовая схема

    Ширина

    Левая панель