|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО "Транснефть" в части ООО "Транснефть - Балтика" по объекту ГПС "Кириши" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "Транснефть - Балтика", г.С.-Петербург |
| 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.№ 16/04 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Балтика» по объектуГПС «Кириши» (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. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены втаблицах 2, 3, 4.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, сер-вер приложений, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), серверы син-хронизации 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 из-мерительные входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобра-зуются 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 чис-лах и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнер-гии 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 соответ-ствующих 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 ка-налам 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 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». 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 – Метрологически значимые модули ПО
| 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 | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование
измерительного канала | Состав измерительного канала | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | ЗРУ-6 кВ "Север" ГПС "Кириши", 1 сш 6 кВ, яч.5 | ф.А. ТОЛ-10ф.В. ТОЛ-10
ф.С. ТОЛ-10
1500/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-11 | НАМИТ-10-2ф.А,В,С.
6000/100, КТ 0,5
Рег. № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08 | ССВ-1Г,
Рег. № 39485-08/
HP ProLiant ВL460 | | ЗРУ-6 кВ "Север" ГПС "Кириши", 2 сш 6 кВ, яч.30 | ф.А. ТОЛ-10ф.В. ТОЛ-10
ф.С. ТОЛ-10
1500/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-11 | НАМИТ-10-2ф.А,В,С.
6000/100, КТ 0,5
Рег. № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08 | | 3 | ЗРУ-6 кВ "Север" ГПС "Кириши",
1 сш 6 кВ, яч.2,
ТСН-1 Ввод 0,4 кВ | ф.А. Т-0,66ф.В. Т-0,66
ф.С. Т-0,66
50/5, КТ 0,5S
Рег. № 22656-07 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08 | | ЗРУ-6 кВ "Север" ГПС "Кириши",
2 сш 6 кВ, яч.33,
ТСН-2 Ввод 0,4 кВ | ф.А. Т-0,66ф.В. Т-0,66
ф.С. Т-0,66
50/5, КТ 0,5S
Рег. № 22656-07 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08
КТ 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08 | | ЗРУ-6 кВ "Север" ГПС "Кириши",
1 сш 6 кВ, яч.9 | ф.А. ТПОЛ 10
ф.С. ТПОЛ 10
1500/5, КТ 0,5S
Рег. № 1261-02 | НАМИТ-10-2ф.А,В,С.
6000/100, КТ 0,5
Рег. № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М.01
КТ 0,5S/1
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.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на ООО «Транснефть - Балтика» 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, (±), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±),% | | 1, 2 | Активная
Реактивная | 1,21,9 | 1,83,0 | | 3, 4 | Активная
Реактивная | 1,01,5 | 1,62,8 | | 5 | Активная
Реактивная | 1,42,1 | 2,44,3 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | | Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качествехарактеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для 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, 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 Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- температура окружающей среды для счетчиков, °С | от 99 до101
от 100 до 120
0,9
от -40 до +60 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности cos((sin()
- 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 -10 до +40
от -10 до +40
от 80 до 106,7
98
от 49,6 до 50,4 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- 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 | 140000
2
15000
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 | 110
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 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).
|
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. | | 1 | 2 | 3 | | Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 6 | | Трансформатор тока | ТПОЛ 10 | 2 | | Трансформатор тока | Т-0,66 | 6 | | Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 2 | | Счётчик электрической энергии
многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 2 | | Счётчик электрической энергии
многофункциональный | СЭТ-4 ТМ.03М.08 | 2 | | Счётчик электрической энергии
многофункциональный | СЭТ-4 ТМ.03М.01 | 1 | | Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 | | Сервер БД | HP ProLiant ВL460 | 2 | | Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 | | Методика поверки | МП 26.51.43-14-3329074523-2018 | 1 | | Формуляр | АСВЭ 185.00.000 ФО | 1 | | Руководство по эксплуатации | - | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 26.51.43-14-3329074523-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Балтика» по объекту ГПС «Кириши». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 20.07.2018 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.03М – по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 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 по обеспечению единства измерений 27008-04;
измеритель влажности и температуры ИВТМ-7 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 15500-12);
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ-04 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 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.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Балтика» по объекту ГПС «Кириши»
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
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Транснефть - Балтика»(ООО «Транснефть - Балтика»)
ИНН 4704041900
Адрес: 195009, г.Санкт-Петербург, Арсенальная набережная, д. 11, литер А
Телефон: 8 (812) 380-62-25
Факс: 8 (812) 660-07-70
E-mail: baltneft@spb.transneft.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное бюдждетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Самарской области»
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.
| |
