Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО "Транснефть" в части ООО "Транснефть - Восток" по объекту НПС "Нижнеудинская"
| Номер в ГРСИ РФ: | 70488-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "АТОН", с.Викулово |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС «Нижнеудинская» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 70488-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО "Транснефть" в части ООО "Транснефть - Восток" по объекту НПС "Нижнеудинская" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО "АТОН", с.Викулово
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 70488-18: Описание типа СИ | Скачать | 108.5 КБ | |
| 70488-18: Методика поверки МП 4222-01-2462208102-2017 | Скачать | 588.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС «Нижнеудинская» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
1-й уровень -измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2,3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя, контроллер сетевой индустриальный типа СИКОН- С70 (УСПД),
устройство синхронизации времени типа УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 ССВ-1Г и программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
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 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.
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 оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и розничного рынка электроэнергии (РРЭ), в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются с ИВК с учетом агрегации данных по всем точкам измерений системы 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 электронной цифровой подписи (ЭЦП) субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВКЭ). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается серверами синхронизации времени ССВ-1Г. 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 TCP/IP по протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Гформирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы GPS/ГЛОНАСС с учетом задержки на прием пакетов и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.
Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени типа УСВ-3. Сличение часов УСПД с УСВ-3 производится не реже 1 раза в сутки. Синхронизация часов УСПД с УСВ-3 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.
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». 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 - Метрологически значимые модули ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Диспетчерское наименование |
Состав измерительного канала | ||||||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик |
УСПД |
УСВ уровня ИВКЭ |
УСВ уровня ИВК |
Сервер | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
НПС «Нижнеудинская» КРУ - 6 кВ, 1 СШ, яч. 7, Ввод № 1 |
ТОЛ-СЭЩ Ктт= 2000/5 Кл.т. 0,2S Рег.№51623-12 |
ЗНОЛ КТН =6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 Рег.№46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 |
СИКОН С70 ,рег.№ 28822-05 |
УСВ-3, Рег.№ 51644-12 |
Сервер синхронизации времени ССВ-1Г, рег.№ 39485-08 |
HP ProLiant ВL460 |
|
2 |
НПС «Нижнеудинская» КРУ - 6 кВ, 2 СШ, яч. 16, Ввод №2 |
ТОЛ-СЭЩ Ктт= 2000/5 Кл.т. 0,2S Рег.№51623-12 |
ЗНОЛ КТН =6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 Рег.№46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ||||
|
3 |
НПС «Нижнеудинская» КРУ - 6 кВ, 3 СШ, яч. 41, Ввод №3 |
ТОЛ-СЭЩ Ктт= 2000/5 Кл.т. 0,2S Рег.№51623-12 |
ЗНОЛ Ктн =6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 Рег.№46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ||||
|
4 |
НПС «Нижнеудинская» КРУ - 6 кВ, 4 СШ, яч. 24, Ввод №4 |
ТОЛ-СЭЩ Ктт= 2000/5 Кл.т. 0,2S Рег.№51623-12 |
ЗНОЛ КТН =6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 Рег.№46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ||||
|
5 |
НПС «Нижнеудинская» ЗРУ- 6 кВ, 2 СШ, яч. 36 «Жил. поселок» |
ТЛО-10 Ктт= 150/5 Кл.т. 0,5S Рег.№25433-11 |
НАЛИ-НТЗ-6 Ктн =6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№59814-15 |
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 Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранитсясовместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности, (±5), % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1- 4 |
Активная Реактивная |
0,9 1,3 |
1,0 1,8 |
|
5 |
Активная Реактивная |
1,0 1,6 |
1,1 2,0 |
|
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, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных и рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до + 40 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
5 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
0,9 |
|
- температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от +21 до +25 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9(sin9) - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от 90 до 110 |
|
- температура окружающей среды для сервера, °С |
от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +70 |
|
- температура окружающей среды для контроллера сетевого индустриального СИКОН С70, °С |
от - 40 до + 60 от +10 до + 30 от -10 до +50 |
|
- температура окружающей среды для УСВ-3 |
от -50 до +70 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 80,0 до 106,7 |
|
- относительная влажность, не более ,% |
98 |
|
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики СЭТ- 4ТМ.03М: |
165 000 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
2 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ-3: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
Сервер синхронизации времени ССВ-1Г: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
22 000 |
|
Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Глубина хранения информации Счетчики СЭТ- 4ТМ.03М: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее К онтроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
2 70000 1 113 45 3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в УСПД;
- журнал ИВК:
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике, УСПД и ИВК;
- 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;
- ИВК;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика, УСПД, ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках, УСПД, ИВК (функция автоматизирована);
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ (модификация ТОЛ-СЭЩ-10-21) |
12 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО 10 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ (модификация ЗНОЛП-6 У2) |
12 |
|
Трансформаторы напряжения заземляемые |
НАЛИ-НТЗ-6 |
1 |
|
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
2 |
|
У стройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Сервер БД |
HP ProLiant BL46O |
2 |
|
Сервер с программным обеспечением |
ПК «Энергосфера» |
1 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
5 |
|
Контроллер сетевой индустриальный |
СИКОН - С70 |
1 |
|
Документация | ||
|
Формуляр |
ФО 4222-01-2462208102-2017 с Изменением №1 |
1 |
|
Методика поверки |
МП 4222-01 -2462208102-2017 |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
РЭ 4222-01-2462208102-2017 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-01-2462208102-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС «Нижнеудинская». Методика поверки». Измерительные каналы», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 20.12.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторы 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»;
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- сервер синхронизации времени ССВ-1Г - в соответствии с методикой поверки «Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-80 МП, утвержденной ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- устройство синхронизации системного времени УСВ-3 - в соответствии с методикой поверки «Устройства синхронизации времени УСВ-3, ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
- контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 220.00.000.И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» 17.01.2005 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 5738-76);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС «Нижнеудинская». МВИ 4222-01-2462208102-2017, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ».
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
