Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части AО "Транснефть - Верхняя Волга" по объекту НС "Нагорная"
Номер в ГРСИ РФ: | 73064-18 |
---|---|
Производитель / заявитель: | АО "Транснефть - Верхняя Волга", г. Нижний Новгород |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту НС «Нагорная» (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 | 73064-18 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части AО "Транснефть - Верхняя Волга" по объекту НС "Нагорная" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 023 |
Производитель / Заявитель
АО "Транснефть - Верхняя Волга", г.Нижний Новгород
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 | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
73064-18: Описание типа СИ | Скачать | 103.9 КБ | |
73064-18: Методика поверки МП 201-010-2018 | Скачать | 6.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту НС «Нагорная» (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 электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 и 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера сетевого индустриального СИКОН С70, устройство синхронизации времени УСВ-2 и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (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 вход 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.
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 группе точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются из ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 54083-13 (далее рег.№) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую АИИС КУЭ 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 ведение реестра субъектов оптового рынка с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД 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. Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем UTC обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени УСВ-2. Сравнение показаний часов УСПД с УСВ-2 производится не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов УСПД проводится независимо от величины расхождения времени.
Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), реализованного на ГЛОНАСС/GPS-приемнике в составе УСПД. Время УСПД периодически сличается со временем ГЛОНАСС/GPS (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов УСПД 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. В случае неисправности, ремонта или поверки УСВ-2 имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
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 программное обеспечение 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 Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные 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 |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование ИК |
Состав измерительного канала | |||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Сервер |
УССВ Уровня ИВК | ||
1 |
НС «Нагорная» ЗРУ-6 кВ, яч.7, Ввод №1 |
ТЛО-10 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-6 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 |
HP Proliant BL 460c Gen8 HP Proliant BL 460c G6 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 ССВ-1Г Рег. № 39485-08 |
2 |
НС «Нагорная» ЗРУ-6 кВ, яч.25, Ввод №2 |
ТЛО-10 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛП-6 6000^3/ 100^3 Кл. т. 0,5 Рег.№ 46738-11 |
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 3, при условии, что АО «Транснеть-Верхняя Волга» не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСПД и УСВ-2 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 |
Активная Реактивная |
1,0 2,6 |
2,7 4,2 |
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 (зтф=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cosф=0,8 (зтф=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
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
2 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для ТТ, °С - температура окружающей среды для ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С - температура окружающей среды для УСПД, °С |
от 99 до101 от 100 до 120 0,9 от -60 до +60 от -45 до +40 от +21 до +25 от -30 до +50 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности cos9(sin9) - температура окружающей среды для УСПД, счетчиков, ТТ и ТН, °С |
от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк от 0 до +40 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч У СВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч ССВ-1Г: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч серверы БД: HP ProLiant BL 460c Gen8 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления, ч HP ProLiant BL 460c G6 - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
165000 2 70000 2 35000 2 15000 2 261163 0,5 264599 0,5 |
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее УСПД: - 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 5 45 3,5 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД и УСПД 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 счетчика электрической энергии:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике электрической энергии;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике электрической энергии и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком электрической энергии.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Верхняя Волга» по объекту НС «Нагорная» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
Измерительный трансформатор напряжения |
ЗНОЛП-6 |
6 |
Измерительный трансформатор тока |
ТЛО-10 |
6 |
Счетчик активной и реактивной электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
1 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
Серверы синхронизации времени |
ССВ-1Г |
2 |
Сервер БД |
HP Proliant BL 460c Gen8 |
1 |
Сервер БД |
HP Proliant BL 460c G6 |
1 |
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
Методика поверки |
МП 201-010-2018 |
1 |
Руководство по эксплуатации |
ПБКМ.421459.007 РЭ |
1 |
Формуляр |
П-089-АИИС КУЭ.Ф |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 201-010-2018 «Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту НС «Нагорная». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 05.09.2018 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 3195-2009. «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»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
- УСПД «Сикон С70» - по документу ВЛСТ.220.00.000 И1 МП «Контроллеры сетевые индустриальные «СИКОН С70». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 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), рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER 314 (рег. № 22129-04);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (рег. № 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (рег. № 28134-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», (рег. № 33750-07).
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 СЭС-017-МИ «Методика (методы) измерений с использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту НС «Нагорная», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 16.02.2016 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