ООО транснефть верхняя волга

Содержание

Назначение
Описание
Программное обеспечение
Знак утверждения типа
Комплектность
Поверка
Сведения о методах измерений
- Посмотреть еще:

Назначение

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

Описание

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 электрической энергии (далее — счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й уровень — информационно-вычислительный комплекс (далее — ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее — сервер БД) АИИС КУЭ, сервер приложений, автоматизированные рабочие места персонала (далее — АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г, программное обеспечение (далее — ПО) ПК «Энергосфера».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется 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 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 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 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, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.

Сличение часов счетчиков и ИВК АИИС КУЭ происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера ИВК АИИС КУЭ на величину более ±1 с.

Журналы событий счетчиков и сервера ИВК 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». 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 данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО	СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Таблица 3 — Основные метрологические характеристики ИК

Номер ИК	Вид электрической энергии	Границы основной погрешности, (±5), %	Границы погрешности в рабочих условиях, (±5),%
1; 2	Активная Реактивная	СО О, 12	1,9 3,0
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 cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до +40 °С.

Наименование характеристики	Значение
Количество измерительных каналов
Нормальные условия: параметры сети:
— напряжение, % от ином	от 99 до101
— ток, % от 1ном	от 100 до 120
— коэффициент мощности, СОБф	0,9
— температура окружающей среды для счетчиков, °С	от +21 до +25
Условия эксплуатации: параметры сети:
— напряжение, % от ином	от 90 до 110
— ток, % от 1ном	от 5 до 120
— коэффициент мощности cosф(sinф)	от 0,5 инд. до 0,8 емк
— температура окружающей среды для счетчиков, °С	от 0 до +40
— температура окружающей среды для ТТ, °С	от -45 до +40
— температура окружающей среды для ТН, °С	от -45 до +40
— атмосферное давление, кПа	от 80 до 106,7
— относительная влажность, не более ,%
— частота, Гц	от 49,6 до 50,4
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:
— среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03, ч, не менее
— среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03М, ч, не менее
— среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер синхронизации времени ССВ-1Г:
— среднее время наработки на отказ, ч, не менее
— среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер БД:
— среднее время наработки на отказ, ч, не менее
— среднее время восстановления работоспособности, ч	0,5
Глубина хранения информации Счетчики: — тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее	113,7
— при отключении питания, лет, не менее
Сервер БД: — хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

— защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 событий счётчика:

— параметрирования;

— пропадания напряжения;

— коррекции времени в счетчике.

— журнал сервера БД:

— параметрирования;

— пропадания напряжения;

— коррекции времени в счетчике и сервере БД;

— пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

— механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

— электросчётчика;

— промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

— испытательной коробки;

— сервера БД;

— защита информации на программном уровне:

— результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

— установка пароля на счетчик;

— установка пароля на сервер БД.

Возможность коррекции времени в:

— счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

— ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

— о состоянии средств измерений;

— о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

— измерений 30 мин (функция автоматизирована);

— сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
Трансформатор тока	ТЛШ-10
Трансформатор напряжения	ЗНОЛП-ЭК-10
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03
Счётчик электрической энергии многофункциональный	СЭТ-4ТМ.03М
Сервер синхронизации времени	ССВ-1Г
Сервер	HP ProLiant ВL460
Программное обеспечение	ПК «Энергосфера»
Методика поверки	МП 26.51.43-11-3329074523-2018
Формуляр	АСВЭ 177.00.000 ФО
Руководство по эксплуатации

Поверка

осуществляется по документу МП 26.51.43-11-3329074523-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть — Прикамье» по объекту НПС «Студенец». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 26 апреля 2018 г.

Основные средства поверки:

— трансформаторы тока — по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

— трансформаторы напряжения — по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

— по МИ 3195-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

— по МИ 3196-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

— по МИ 3598-2018 «Методика измерения потерь напряжения в линиях связи счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

— счетчиков СЭТ-4ТМ.03 — по документу ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

— счетчики СЭТ-4ТМ.03М — по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющемуся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;

— сервер синхронизации времени 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-01 (рег. № 27008-04), принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);

— термогигрометр CENTER 314 (рег. № 22129-04);

— миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (рег. № 28134-04);

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих-кодом и заверяется подписью поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть — Прикамье» по объекту НПС «Студенец» МВИ 26.51.43-11-3329074523-2018, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ» 23 апреля 2018 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть — Прикамье» по объекту НПС «Студенец»

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.

Перечень банков-гарантов, гарантии которых должны приниматься организациями системы «Транснефть» c 01.10.2016 по 24.01.2017 включительно

Перечень банков-гарантов, гарантии которых должны приниматься организациями системы «Транснефть» c 25.01.2017

Перечень банков-гарантов, гарантии которых должны приниматься организациями системы «Транснефть» c 09.02.2017

Перечень банков-гарантов, гарантии которых должны приниматься организациями системы «Транснефть» c 05.04.2017

Перечень банков-гарантов, гарантии которых должны приниматься организациями системы «Транснефть» c 03.07.2017

Перечень банков-гарантов, гарантии которых должны приниматься организациями системы «Транснефть» c 18.07.2017

Перечень банков-гарантов, гарантии которых должны приниматься организациями системы «Транснефть» c 18.09.2017

Перечень банков-гарантов, гарантии которых должны приниматься организациями системы «Транснефть» c 25.01.2018

Перечень банков-гарантов, гарантии которых должны приниматься организациями системы «Транснефть» c 13.06.2018

Перечень банков-гарантов, гарантии которых должны приниматься организациями системы «Транснефть» c 08.10.2018

Перечень банков-гарантов, гарантии которых должны приниматься организациями системы «Транснефть» c 18.02.2019

Перечень банков-гарантов, гарантии которых должны приниматься организациями системы «Транснефть» c 22.07.2019

Перечень банков-гарантов, гарантии которых должны приниматься организациями системы «Транснефть» c 19.11.2019

Перечень банков-гарантов, гарантии которых должны приниматься организациями системы «Транснефть» c 22.05.2020

Критерии отбора банков-гарантов ПАО «Транснефть»*:

1. Ведение экономической деятельности на основании лицензий, выданных ЦБ РФ, на протяжении не менее 3-х лет;
2. Участие в системе страхования вкладов (для банков, оказывающих услуги физическим лицам);
3. Наличие удовлетворительного уровня кредитоспособности;
4. Наличие лимита, установленного ПАО «Транснефть», на операции с банком;
5. Наличие долгосрочного кредитного рейтинга одного из международных агентств (Fitch, Moody’s, S&P) и/или рейтинга одного из национальных агентств (АКРА, Эксперт РА) на уровне не ниже «BB(RU)»/»ruBB»;
6. Средняя величина собственных средств (капитала) за последние 3 месяца не менее 40 млрд. рублей (для банков, находящихся под прямым или косвенным контролем ЦБ РФ или Российской Федерации, — 20 млрд. рублей);
7. Использование банком типовых форм банковских гарантий, утвержденных в ПАО «Транснефть»;
8. Проведение банком оперативной и централизованной верификации банковских гарантий.
* Пункты 5 и 6 не распространяются на банки, в которых были открыты расчетные счета ПАО «Транснефть» по состоянию на 19.04.2016.

26.10.2020
ООО «Транснефть — Восток» Аппарат управления
МТР
Конкурс в электронной форме
Начальная (максимальная) цена договора (цена лота): 779 162,95 рубля c учетом всех налогов и сборов, в том числе НДС
В процессе закупки

Номер лота 2100-K05-К-Y03-00708-2021 «Выполнение работ по оформлению землеотвода для размещения объекта «Вдольтрассовый проезд 332-338,2 км МН «Куюмба-Тайшет». Подъездная дорога БПО «Ангарский»-ВТП.Иркутское РНУ.Строительство»»