Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Дружба" по объекту НПС "Становая"
| Номер в ГРСИ РФ: | 72781-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Транснефть-Дружба", г.Брянск |
| 72781-18: Описание типа СИ | Скачать | 101.2 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по объекту НПС «Становая» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 72781-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Дружба" по объекту НПС "Становая" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 503 |
Производитель / Заявитель
АО "Транснефть - Дружба", г.Брянск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 6 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 72781-18: Описание типа СИ | Скачать | 101.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по объекту НПС «Становая» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (сервер БД) АИИС КУЭ, сервер приложений, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г, программное обеспечение (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.
Результаты измерений электрической энергии (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 ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (регистрационный номер 54083-13 в Федеральном информационном фонде).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (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 (регистрационный номер 39485-08 в Федеральном информационном фонде), 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 или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО 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 с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Метрологически значимый модуль ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительныхканалов и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
Сервер |
УСВ уровня ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ЗРУ-6кВ НПС «Становая», 1 с.ш. 6кВ, яч.3, Ввод №1 |
ТЛШ-10 КТ 0,5 Ктт=2000/5 (3 шт.) Рег. № 11077-89 |
ЗНОЛ.06 КТ 0,5 Ктн=6000:^3/ 100:^3 (3 шт) Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
HP ProLiant ВL460 |
ССВ-1Г Рег. № 3948508 |
|
2 |
ЗРУ-6кВ НПС «Становая», 2 с.ш. 6кВ, яч.22, Ввод №2 |
ТЛШ-10 КТ 0,5 Ктт=2000/5 (3 шт.) Рег. № 11077-89 |
ЗНОЛ.06 КТ 0,5 Ктн=6000:^3/ 100:^3 (3 шт.) Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
3 |
ЗРУ-6кВ НПС «Становая», 2 с.ш. 6кВ, яч.20 |
ТЛО-10 КТ 0,5 Ктт=200/5 (3 шт.) Рег. № 25433-03 |
ЗНОЛ.06 КТ 0,5 Ктн=6000:^3/ 100:^3 (3 шт.) Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
4 |
ЗРУ-6кВ НПС «Становая», 2 с.ш. 6кВ, яч.19 |
ТЛО- 10 КТ 0,5 Ктт=200/5 (3 шт.) Рег. № 25433-03 |
ЗНОЛ.06 КТ 0,5 Ктн=6000:^3/ 100:^3 (3 шт.) Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
5 |
ЗРУ-6кВ НПС «Становая», 1 с.ш. 6кВ, яч.4 |
ТЛК - 10 КТ 0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) Рег. № 9143-83 |
ЗНОЛ.06 КТ 0,5 Ктн=6000:^3/ 100:^3 (3 шт.) Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
6 |
ЗРУ-6кВ НПС «Становая», 2 с.ш. 6кВ, яч.29 |
TPU-40.11 КТ 0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) Рег. № 35415-07 |
ЗНОЛ.06 КТ 0,5 Ктн=6000:^3/ 100:^3 (3 шт.) Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 2752404 | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
7 |
ПС 110/35/6кВ «Становая», ОРУ-110кВ, 1 с.ш. 110кВ, Ввод от ВЛ-110кВ «Становая левая» |
TG 145 КТ 0,2 Ктт=600/5 (3 шт.) Рег. № 15651-96 |
СРА 123 КТ 0,5 Ктн=110000:^3/ 100:^3 (3 шт.) Рег. № 15852-96 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697 12 |
HP ProLiant ВL460 |
ССВ-1Г Рег. № 3948508 |
|
8 |
ПС 110/35/6кВ «Становая», ОРУ-110кВ, 2 с.ш. 110кВ, Ввод от ВЛ-110кВ «Становая правая» |
TG 145 КТ 0,2 Ктт=600/5 (3 шт.) Рег. № 15651-96 |
СРА 123 КТ 0,5 Ктн=110000:^3/ 100:^3 (3 шт.) Рег. № 15852-96 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
9 |
ПС 110/35/6кВ «Становая», ОРУ-35 кВ, 1 с.ш. 35кВ, Ввод 35кВ от 1Т |
ТФЗМ-35А КТ 0,5 Ктт=150/5 (2 шт.) Рег. № 3690-73 |
ЗНОМ-35-65 КТ 0,5 Ктн=35000:^3/ 100:^3 (3 шт.) Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
10 |
ПС 110/35/6кВ «Становая», ОРУ-35 кВ, 2 с.ш. 35кВ, Ввод 35кВ от 2Т |
ТФНД-35М КТ 0,5 Ктт=600/5 (2 шт.) Рег. № 3689-73 |
ЗНОМ-35-65 КТ 0,5 Ктн=35000:^3/ 100:^3 (3 шт.) Рег. № 912-70 |
СЭТ-4ТМ.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 АО «Транснефть - Дружба» АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2. Замена оформляется техническим актом в установленном на АО «Транснефть - Дружба» АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)
|
Номер ИК |
Значение силы тока |
Г раницы допускаемой относительной погрешности измерения при доверительной вероятности 0,95, % | |||
|
В нормальных условиях эксплуатации |
В рабочих условиях эксплуатации | ||||
|
cosф = 1,0 |
cosф = 0,5 |
cosф = 1,0 |
cosф = 0,5 | ||
|
1, 6 |
1=0,1-1н |
±1,5 |
±4,6 |
±1,7 |
±4,7 |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч1 0,2S) |
1=1,0-1н |
±0,9 |
±2,2 |
±1,0 |
±2,4 |
|
2-5; 9; 10 |
1=0,1-1н |
±1,5 |
±4,6 |
±1,7 |
±4,7 |
|
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч2 0,2S) |
!=1,0-1н |
±0,9 |
±2,2 |
±1,0 |
±2,4 |
|
7; 8 |
1=0,1-1н |
±0,9 |
±2,0 |
±1,1 |
±2,2 |
|
(ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч2 0,2S) |
!=1,0-1н |
±0,7 |
±1,4 |
±1,0 |
±1,7 |
|
Сч1 обозначает счетчик СЭТ-4 |
ТМ.03; Сч2 обозначает счетчик СЭТ-4ТМ.03М | ||||
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)
|
Номер ИК |
Значение силы тока |
Границы допускаемой относительной погрешности измерения при доверительной вероятности 0,95, % | |||
|
В нормальных условиях эксплуатации |
В рабочих условиях эксплуатации | ||||
|
sinф = 0,866 |
simp = 0,6 |
sinф = 0,866 |
simp = 0,6 | ||
|
1, 6 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч1 0,5) |
1=0,1-1н |
±2,2 |
±3,7 |
±2,5 |
±3,9 |
|
!=1,0-1н |
±1,2 |
±1,9 |
±1,6 |
±2,1 | |
|
2-5; 9; 10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч2 0,5) |
1=0,1-1н |
±2,3 |
±3,7 |
±2,7 |
±4,1 |
|
!=1,0-1н |
±1,3 |
±1,9 |
±2,0 |
±2,6 | |
|
7; 8 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч2 0,5) |
1=0,1-1н |
±1,2 |
±1,8 |
±2,0 |
±2,5 |
|
!=1,0-1н |
±1,0 |
±1,3 |
±1,9 |
±2,2 | |
Сч1 обозначает счетчик СЭТ-4ТМ.03; Сч2 обозначает счетчик СЭТ-4ТМ.03М
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
10 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для ТТ, °С - температура окружающей среды для ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от 99 до101 от 100 до 120 0,9 от -45 до +50 от -60 до +60 от +21 до +25 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
|
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 от 2 до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от -45 до +50 от -5 до +40 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч - среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики СЭТ-4ТМ.03: - среднее время наработки на отказ, ч - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
165000 2 90000 2 264599 0,5 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113,7 10 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 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 титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛШ-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТЛК-10 |
3 |
|
Трансформатор тока |
TG 145 |
6 |
|
Трансформатор тока |
TPU-40.11 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ-35А |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТФНД-35М |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
12 |
|
Трансформатор напряжения |
СРА 123 |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
6 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
2 |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
8 |
|
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
2 |
|
Сервер |
HP ProLiant BL460 |
2 |
|
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
|
Паспорт-Формуляр |
НС.2018.АСКУЭ.00503 ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МИ 3000-2018 «Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки».
Основные средства поверки:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 33750-07);
- радиочасы РЧ-011/2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 35682-07);
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2003 и/или ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчики СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- Счетчики 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, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о 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-Дружба» по объекту НПС «Становая» аттестат аккредитации ФБУ «Пензенский ЦСМ» № 01.00230-2013 от 17.04.2017 г.
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
