Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Верхняя Волга" по объекту ЛПДС "Староликеево"
| Номер в ГРСИ РФ: | 74044-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Транснефть - Верхняя Волга", г. Нижний Новгород |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Староликеево» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 74044-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Верхняя Волга" по объекту ЛПДС "Староликеево" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 194 |
Производитель / Заявитель
АО "Транснефть - Верхняя Волга", г.Нижний Новгород
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 74044-19: Описание типа СИ | Скачать | 111.9 КБ | |
| 74044-19: Методика поверки МП 26.51.43-22-3329074523-2018 | Скачать | 1.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Староликеево» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3, 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-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 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.
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 электрической энергии 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 системе 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 систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Старо-ликеево» 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 (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/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.
Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (УССВ), реализованного на ГЛОНАСС/GPS-приемнике в составе УСПД. Время УСПД переодически 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.
Коррекция внутренних часов УСПД осуществляется по сигналу точного времени ГЛО-HACC/GPS-модуля, встроенного в УСПД. В случае неисправности, ГЛОНАСС/GPS-модуля имеется возможность коррекции внутренних 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». 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 |
CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
|
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ | |||||
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК | |||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД/ УССВ/ Сервер | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 110/35/6 кВ «Ста-роликеево», ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-3 |
ТОГФ 300/5 КТ 0,2S Рег. № 61432-15 |
ЗНОГ 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 61431-15 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
|
2 |
ПС 110/35/6 кВ «Ста-роликеево», ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-4 |
ТОГФ 300/5 КТ 0,2S Рег. № 61432-15 |
ЗНОГ 110000:^3/100:^3 КТ 0,2 Рег. № 61431-15 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14/ ССВ-1Г Рег. № 39485-08/ HP ProLiant В L460 |
|
3 |
ПС 110/35/6 кВ «Ста-роликеево», ЗРУ-6 кВ ЛДПС «Староликеево», 4 СШ 6 кВ, яч. № 20 |
ТЛО-10 400/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |
|
4 |
ПС 110/35/6 кВ «Староликеево», ЗРУ-6 кВ ЛДПС «Староликеево», 4 СШ 6 кВ, яч. № 14 |
ТЛО-10 200/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |
|
ПС 110/35/6 кВ «Ста- |
ТЛО-10 200/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 | |||
|
5 |
роликеево», ЗРУ-6 кВ ЛДПС «Староликеево», 4 СШ 6 кВ, яч. № 12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |||
|
ПС 110/35/6 кВ «Ста- |
ЭКОМ- | ||||
|
6 |
роликеево», ЗРУ-6 кВ ЛДПС «Староликеево», 3 СШ 6 кВ, яч. № 17 |
ТЛО-10 1500/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 |
3000 Рег. № 1704914/ ССВ-1Г |
|
Рег. № 36697-12 |
Рег. № 39485-08/ HP ProLiant ВЫ60 | ||||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
7 |
ПС 110/35/6 кВ «Староликеево», ЗРУ-6 кВ ЛДПС «Староликеево», 4 СШ 6 кВ, яч. № 4 |
ТЛО-10 1500/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14/ ССВ-1Г Рег. № 39485-08/ HP ProLiant ВL460 |
|
8 |
ПС 110/35/6 кВ «Староликеево», ЗРУ-6 кВ ЛДПС «Староликеево», 3 СШ 6 кВ, яч. № 9 |
ТЛО-10 300/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |
|
9 |
ПС 110/35/6 кВ «Староликеево», ЗРУ-6 кВ ЛДПС «Староликеево», 3 СШ 6 кВ, яч. № 15 |
ТЛО-10 300/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |
|
10 |
ПС 110/35/6 кВ «Староликеево», КРУН-6 кВ № 1, СШ-6 кВ, яч. № 10 |
ТЛО-10 1500/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |
|
11 |
ПС 110/35/6 кВ «Староликеево», КРУН-6 кВ № 2, СШ-6 кВ, яч. № 4 |
ТЛО-10 1500/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |
|
12 |
ПС 110/35/6 кВ «Староликеево», ЗРУ-6 кВ ЛДПС «Староликеево», ввод 0,4 кВ ТСН-3 6/0,4 кВ |
ТШП 75/5 КТ 0,5S Рег. № 64182-16 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | |
|
13 |
ПС 110/35/6 кВ «Староликеево», ЗРУ-6 кВ ЛДПС «Староликеево», ввод 0,4 кВ ТСН-4 6/0,4 кВ |
ТШП 75/5 КТ 0,5S Рег. № 64182-16 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 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 - Верхняя Волга» не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД и 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 (мощности) |
Границы основной погрешности, (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях, ±(6),% |
|
1; 2 |
Активная Реактивная |
0,6 1,0 |
1,1 2,0 |
|
3 - 5; 8 - 11 |
Активная Реактивная |
1,4 2,1 |
2,4 4,2 |
|
6; 7 |
Активная Реактивная |
1,2 1,9 |
1,8 2,9 |
|
12; 13 |
Активная Реактивная |
1,1 1,8 |
2,2 4,1 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 | ||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии (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 (япф=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cosф=0,8 (мпф=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 |
13 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для УСПД, °С |
от 99 до101 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 от 0 до +40 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 (sin9) - частота, Гц температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для УСПД, °С температура окружающей среды для ТТ, °С температура окружающей среды для ТН, °С атмосферное давление, кПа относительная влажность, %, не более |
от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк от 49,6 до 50,4 от 0 до +40 от 0 до +40 от -60 до +40 от -60 до +40 от 80,0 до 106,7 98 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03М, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер синхронизации времени ССВ-1Г: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 2 15000 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ ЭКОМ-3000, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 100000 24 264599 0,5 |
|
Г лубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее - при отключении питания, лет, не менее УСПД: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее - при отключении питания, лет, не менее Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113,7 10 45 10 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 электрической энергии 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 |
ТОГФ |
6 |
|
ТЛО-10 |
27 | |
|
ТШП |
6 | |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОГ |
6 |
|
ЗНОЛ |
18 | |
|
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
13 |
|
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
Сервер точного времени |
ССВ-1Г |
2 |
|
Сервер |
HP ProLiant BL46O |
2 |
|
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
|
Методика поверки |
МП 26.51.43-22-3329074523-2018 |
1 |
|
Формуляр |
АСВЭ 194.00.000 ФО |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-22-3329074523-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Староликеево». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 01.11.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства
измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- измеритель влажности и температуры ИВТМ-7 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 15500-12);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 33750-12);
- 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
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Староликеево» аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ», аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 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. Ос
новные положения
Смотрите также
