|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Приволга" по объекту НП ССН |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | АО "Транснефть - Приволга", г.Самара |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 13/09 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту НП ССН (далее по тексту - 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 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, 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 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 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, 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 времени в УСПД осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (далее - 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.
В случае неисправности или ремонта УССВ УСПД 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». ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера». Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения АИИС КУЭ является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Таблица 1 - Метрологически значимые модули 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 | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование
точки измерений | Состав измерительного канала | Вид
электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | | 1 | НП ССН, ЗРУ-6кВ
РП-3, яч.9, Ввод №1 | ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6У2
Ктт=6000/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | HP ProLiant ВL460 | ССВ-1Г, Рег. № 39485-08 | активная
реактивная | 1,2
1,9 | 1,8
3,0 | | 2 | НП ССН, ЗРУ-6кВ
РП-3, яч.55, Ввод №2 | ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6У2
Ктт=6000/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | | 3 | НП ССН, ЗРУ-6кВ
РП-3, яч.4, Ввод №3 | ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6У2
Ктт=6000/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | | 4 | НП ССН, ЗРУ-6кВ
РП-3, яч.52, Ввод №4 | ТЛО-10
Ктт=1000/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6У2
Ктт=6000/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | | 5 | НП ССН, ЗРУ-6кВ КТП "Столовая", Шкаф №7, ЩСУ, Ввод №2 | ТШЛ-0,66
Ктт=800/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 64182-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | HP ProLiant ВL460 | ССВ-1Г, Рег. № 39485-08 | активная
реактивная | 1,0
1,5 | 1,6
2,8 | | 6 | НП ССН, ЗРУ-6кВ КТП "Столовая", Шкаф №1, ЩСУ, ф-6 | ТШП-0,66
Ктт=200/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 64182-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | | 7 | НП ССН, ЗРУ-6кВ КТП "Столовая", Шкаф №7, ЩСУ, ф-14 | ТШП-0,66
Ктт=200/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 64182-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | | Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с. |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие -владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
4. ТТ по ГОСТ 7746-2001, ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-12 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-12 в режиме измерений реактивной электроэнергии.
5. В таблице 2 в графах 10 и 11, приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosφ=0,8 (sinφ=0,6); токе ТТ, равном 100 % от Iном для нормальных условий и при cosφ=0,8 (sinφ=0,6); токе ТТ, равном 5 % от Iном для рабочих условий, температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до 40 °С.
Таблица 3 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество измерительных каналов | 7 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- 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 Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности cos((sin()
- температура окружающей среды для УСПД, °С
- 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 2 до 120
от 0,5 инд. до 0,8 емк
от -30 до +50
от -60 до +60
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, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер синхронизации времени ССВ-1Г:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер БД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000
2
100000
24
15000
2
264599
0,5 | | Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее | 113,7
10 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | | 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 | 35
10
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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (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).
|
| Комплектность | В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество | | Трансформатор тока | ТЛО-10 | 12 шт. | | Трансформатор тока | ТШЛ-0,66 | 3 шт. | | Трансформатор тока | ТШЛ-0,66 | 6 шт. | | Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-6У2 | 12 шт. | | Счётчик электрической энергии
многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 4 шт. | | Счётчик электрической энергии
многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 3 шт. | | Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 шт. | | Сервер точного времени | ССВ-1Г | 2 шт. | | Сервер БД | HP ProLiant ВL460 | 1 шт. | | Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 шт. | | Методика поверки | МП 26.51.43-06-3329074523-2018 | 1 экз. | | Формуляр | АСВЭ 171.00.000 ФО | 1 экз. | | Руководство по эксплуатации. | - | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 26.51.43-06-3329074523-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту НП ССН. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 21.02.2018 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.;
ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 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);
барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-07).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителяи заверяется подписью поверителя.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту НП ССН
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 31819.22-12 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S
ГОСТ 31819.23-12 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Счетчики статические реактивной энергии.
|
| Заявитель | Акционерное общество «Транснефть - Приволга» (АО «Транснефть - Приволга»)
ИНН 6317024749
Адрес: 443020, г. Самара, ул. Ленинская, д.100
Телефон: 8 (846) 250-02-41
E-mail: privolga@sam.transneft.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»)
Адрес: 443013, г. Самара, пр. Карла Маркса, д.134
Телефон: 8 (846) 336-08-27
Факс: 8 (846) 336-15-54
E-mail: referent@samaragost.ru
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 г.
|
