Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО "Транснефть" в части ООО "Транснефть - Балтика" по объекту НПС "Правдино"
| Номер в ГРСИ РФ: | 72137-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Транснефть - Балтика", г. СанктПетербург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Балтика» по объекту НПС «Правдино» (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 | 72137-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО "Транснефть" в части ООО "Транснефть - Балтика" по объекту НПС "Правдино" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 16/02 |
Производитель / Заявитель
ООО "Транснефть - Балтика", г.С.-Петербург
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 72137-18: Описание типа СИ | Скачать | 109.8 КБ | |
| 72137-18: Методика поверки МП 26.51.43-10-3329074523-2018 | Скачать | 685.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Балтика» по объекту НПС «Правдино» (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% 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 дан-
ных 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» (Версия 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 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, 3, 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 110/35/10 кВ «Правдино», ВЛ 110 кВ Пищалкинская, ОРУ-110 кВ |
ф.А.ТФМ-110 ф.В.ТФМ-110 ф.С.ТФМ-110 300/5, КТ 0,5 Рег. № 16023-97 |
ф.А. НКФ-110-57 У1 ф.В. НКФ-110-57 У1 ф.С. НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4 ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ССВ-1Г, Рег. № 39485-08/ HP ProLiant ВL460 |
|
2 |
ПС 110/35/10 кВ «Правдино», ВЛ 110 кВ Правдино, ОРУ-110 кВ |
ф.А.ТФМ-110 ф.В.ТФМ-110 ф.С.ТФМ-110 300/5, КТ 0,5 Рег. № 16023-97 |
ф.А. НКФ-110-57 У1 ф.В. НКФ-110-57 У1 ф.С. НКФ-110-57 У1 110000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 14205-94 |
СЭТ-4 ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
3 |
ПС 110/35/10 кВ «Правдино», НПС «Правдино», КРУН-10 кВ, яч.№203 |
ф.А. ТЛО-10 ф.В. ТЛО-10 ф.С. ТЛО-10 150/5, КТ 0,5S Рег. № 25433-03 |
НАМИТ-10-2 ф.А,В,С. 10000/100, КТ 0,5 Рег. № 18178-99 |
СЭТ-4 ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | |
|
4 |
ПС 110/35/10 кВ «Правдино», ОРУ-35 кВ, ТР-35 кВ Т-2 |
ф.А. ТВ-110 ф.В. ТВ-110 ф.С. ТВ-110 600/5, КТ 0,5 Рег. № 19720-05 |
ф.А. ЗНОМ-35-65 ф.В. ЗНОМ-35-65 ф.С. ЗНОМ-35-65 35000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 912-07 |
СЭТ-4 ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | |
|
5 |
ПС 110/35/10 кВ «Правдино», ОРУ-35 кВ, ТР-35 кВ Т-1 |
ф.А. ТВ-110 ф.В. ТВ-110 ф.С. ТВ-110 600/5, КТ 0,5 Рег. № 29255-05 |
НАМИ-35-УХЛ1 ф.А,В,С. 35000/100 КТ 0,5 Рег. № 19813-00 |
СЭТ-4 ТМ.03М КТ 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 ООО «Транснефть - Балтика» не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на ООО « |
"ранснефть - Бал- | ||||
|
тика» порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится со- | |||||
|
вместно 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), % |
Г раницы погрешности в рабочих условиях, ±5),% |
|
1; 2; 4; 5 |
Активная Реактивная |
1,3 2,0 |
3,0 4,8 |
|
3 |
Активная Реактивная |
1,3 2,0 |
1,9 2,9 |
|
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 (япф=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 |
5 |
|
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 - коэффициент мощности cos9(sin9) - температура окружающей среды для счетчиков, °С - температура окружающей среды для ТТ, °С - температура окружающей среды для ТН, °С - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, %, не более - частота, Гц |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк от 0 до +40 от -45 до +40 от -45 до +40 от 80 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03М, рег. № 36697-12, ч, не менее |
165000 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
- среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03М, рег. № 36697-08, ч, не менее |
140000 |
|
- среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03, |
90000 |
|
- 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:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
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.
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. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФМ-110 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТВ-110 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57У1 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4 ТМ.03М |
4 |
|
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
2 |
|
Сервер |
HP ProLiant BL460 |
2 |
|
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
|
Методика поверки |
МП 26.51.43-10-3329074523-2018 |
1 |
|
Формуляр |
АСВЭ 173.00.000 ФО |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-10-3329074523-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Балтика» по объекту НПС «Правдино». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 17.05.2018 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»;
- 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 (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.;
- 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, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 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
«Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Балтика» по объекту НПС «Правдино» МВИ 26.51.43-10-3329074523-2018, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ» 14.05.2018 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
Смотрите также
