Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть – Верхняя Волга" по объекту ЛПДС "Володарская"
Номер в ГРСИ РФ: | 71462-18 |
---|---|
Производитель / заявитель: | АО "Транснефть - Верхняя Волга", г. Нижний Новгород |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Володарская» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 71462-18 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть – Верхняя Волга" по объекту ЛПДС "Володарская" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 02/02 |
Производитель / Заявитель
АО "Транснефть - Верхняя Волга", г.Нижний Новгород
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
71462-18: Описание типа СИ | Скачать | 169.7 КБ | |
71462-18: Методика поверки МП 26.51.43-09-3329074523-2018 | Скачать | 662.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Володарская» (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 |
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 таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УССВ/Сервер | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
ПС-210 «Наливная» 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 сш.-6кВ, яч.№26 |
ТОЛ 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47959-11 |
НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ССВ-1Г, Рег. № 39485-08/ HP ProLiant BL460 |
2 |
ПС-210 "Наливная" 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 сш.-6кВ, яч.№4 |
ТЛО-10 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 |
НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
3 |
ПС-210 «Наливная» 35/6 кВ, Щит собственных нужд 0,4 кВ |
T-0,66 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 22656-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
4 |
ПС-210 «Наливная» 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 сш.-6кВ, яч.№29, Ввод №1 |
ТЛМ-10 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 48923-12 |
НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
5 |
ПС-210 «Наливная» 35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 сш.-6кВ, яч.№3, Ввод №2 |
ТЛМ-10 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 48923-12 |
НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
6 |
ПС-210 «Наливная» 35/6 кВ ЗРУ-6 кВ, 2 сш.-6кВ, яч.7 |
ТЛК-СТ 10/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58720-14 |
НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
ПС-210 «Наливная» 35/6 кВ ЗРУ-6 кВ, 1 сш.-6кВ, яч.30 |
ТЛК-СТ 10/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 58720-14 |
НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
ССВ-1Г, Рег. № 39485-08/ HP ProLiant BL460 |
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 - Верхняя Волга» не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на АО «Транснефть - Верхняя Волга» 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, (±5), % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±5),% |
1; 2; 4-7 |
Активная Реактивная |
1,2 1,9 |
1,8 3,0 |
3 |
Активная Реактивная |
1,0 1,5 |
1,6 2,8 |
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 ($шф=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cosф=0,8 (зшф=0,6), токе ТТ, равном 5 % от 1ном для 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 |
7 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 - температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от 99 до101 от 100 до 120 0,9 от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном |
от 90 до 110 от 5 до 120 |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
- коэффициент мощности cos9(sin9) |
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 -60 до +40 |
- атмосферное давление, кПа |
от 80 до 106,7 |
- относительная влажность, не более ,% |
98 |
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03М, | |
рег. № 36697-17, ч, не менее |
220000 |
- среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03М, | |
рег. № 36697-12, ч, не менее |
165000 |
- среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03М, | |
рег. № 36697-08, ч, не менее |
140000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер синхронизации времени ССВ-1Г: | |
- 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 |
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сутки, не менее |
113,7 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
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 |
ТОЛ |
3 |
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
3 |
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
3 |
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
6 |
Трансформатор тока |
ТЛК-СТ |
6 |
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
7 |
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
2 |
Сервер |
HP ProLiant BL46O |
2 |
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
Методика поверки |
МП 26.51.43-09-3329074523-2018 |
1 |
Формуляр |
АСВЭ 180.00.000 ФО |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-09-3329074523-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Володарская». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 13 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»;
- МИ 3195-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- МИ 3196-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- МИ 3598-2018 «Методика измерения потерь напряжения в линиях связи счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17) - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «03» апреля 2017 г.;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-08) - 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 электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Володарская» МВИ 26.51.43-09-3329074523-2018, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ» 13.04.2018 г.
Нормативные документы
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.
ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.