|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Западная Сибирь" по объекту ЛПДС "Сокур" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | АО "Транснефть - Западная Сибирь", г.Омск |
| 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.№ 398 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть – Западная Сибирь» по объекту ЛПДС «Сокур» (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-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее – ТТ), трансформаторы напряжения (далее – ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
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) ПАО «Транснефть», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее – ПО) ПК «Энергосфера», сервера синхронизации времени ССВ-1Г.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи 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 и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы 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 от ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков 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 из ИВК с учетом агрегации данных по АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 54083-13) 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 ведения реестра субъектов оптового рынка, в том числе с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ, ИВК). Синхронизация часов сервера БД с единым координированным временем UTC обеспечивается сервером синхронизации времени ССВ-1Г, входящим в состав центра сбора и обработки данных (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 TCP/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 времени на сервере БД. В случае выхода из строя основного сервера синхронизации времени ССВ-1Г используется резервный.
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.
В случае неисправности, ремонта или поверки УСВ-2 имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Трансфнефть».
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более ±1 с.
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. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 – Метрологические 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 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД/УССВ/
Сервер | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | ЛПДС «Сокур» | | 1 | ЛПДС «Сокур» РП-2, 1 с.ш. 6кВ, яч.31, Ввод №1 | ТОЛ-СЭЩ
Кл. т. 0,5S
600/5
Рег.№ 51623-12 | НАЛИ-СЭЩ
Кл. т. 0,5
6000/100
Рег.№ 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег.№ 36697-12 | СИКОН С70
Рег.№ 28822-05/ УСВ-2
Рег. №41681-10/
ССВ-1Г,
Рег. № 39485-08/
Сервер HP ProLiant ВL460 | | 2 | ЛПДС «Сокур» РП-2, 2 с.ш. 6кВ, яч.32, Ввод №2 | ТОЛ-СЭЩ
Кл. т. 0,5S
600/5
Рег.№ 51623-12 | НАЛИ-СЭЩ
Кл. т. 0,5
6000/100
Рег.№ 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег.№ 36697-12 | | 49 | ЛПДС «Сокур», 208.1КТП 2х1600, 2 с.ш., 0,4 кВ, QF №27 ШС 601 ОЧС | KS 50-02
Кл.т. 0,5S
250/5
Рег.№ 71711-18 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег.№ 36697-12 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 53 | ЛПДС «Сокур», 210.1 РУНН-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, QF №1,
УС «Сокур» АО «Связьтранснефть» | Т-0,66
Кл. т. 0,5S
100/5
Рег.№ 52667-13
ТОП М-0,66 УЗ
Кл. т. 0,5S
100/5
Рег.№ 59924-15 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег.№ 36697-12 | СИКОН С70
Рег.№ 28822-05/ УСВ-2
Рег. №41681-10/
ССВ-1Г,
Рег. № 39485-08/
Сервер HP ProLiant ВL460 | | 98 | ЛПДС «Сокур», ТП 13/3 (6/0,4 кВ), РУ-0,4 кВ, СТ «Магистраль» | ТОП -0,66
Кл. т. 0,5S
100/5
Рег. № 47959-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08
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 2, при условии, что АО «Транснефть – Западная Сибирь» не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена СИКОН С70, УСВ-2 на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на АО «Транснефть – Западная Сибирь» АИИС КУЭ 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 | 1,1
2,3 | 4,8
2,7 | | 49, 53, 98 | Активная | 0,8
1,9 | 4,7
2,6 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Продолжение таблицы 3
| 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=0,87 (sinφ=0,6), токе ТТ, равном 100 % от Iном для нормальных условий, и при cosφ=0,5 (sinφ=0,6), токе ТТ, равном 5 % от Iном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +17 до +30 °С. | | Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество измерительных каналов | 5 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
- температура окружающей среды, оС | от 98 до 102
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,87
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от 49,6 до 50,4
от -40 до +50
от -40 до +60
от +10 до +60 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики: | | | - среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M | 165000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | | УСПД:
- среднее время наработки на отказ не менее, ч
для УСПД СИКОН С70 | 70000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч
УСВ-2:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2
35000
2 | | Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000
1 |
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество измерительных каналов | 5 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
- температура окружающей среды, оС | от 98 до 102
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,87
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от 49,6 до 50,4
от -40 до +50
от -40 до +60
от +10 до +60 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики: | | | - среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M | 165000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | | УСПД:
- среднее время наработки на отказ не менее, ч
для УСПД СИКОН С70 | 70000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч
УСВ-2:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2
35000
2 | | Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000
1 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, сут, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 90
40
45
10
3,5 |
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 счётчика:
– 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:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– УСПД;
– сервера;
– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
– электросчетчика;
– УСПД;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– 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-СЭЩ | 6 | | Трансформатор тока | KS 50-02 | 3 | | Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 3 | | Трансформатор тока | Т-0,66 | 2 | | Трансформатор тока | ТОП М-0,66 У3 | 1 | | Трансформатор напряжения | НАЛИ-СЭЩ | 2 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M | 2 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M.08 | 3 | | Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 1 | | Устройство синхронизации системного времени | УСВ-2 | 1 | | Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 | | Сервер | Hewlett Packard | 2 | | Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 | | Методика поверки | МП 206.1-042-2019 | 1 | | Формуляр | НС.2017.АСКУЭ.00398 ФО | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 206.1-042-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть – Западная Сибирь» по объекту ЛПДС «Сокур». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 05.04.2019 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 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
по МИ 3196-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
счетчиков СЭТ-4ТM.03M – 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.;
СИКОН С70 – по документу «Контроллеры сетевые индустриальный СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2005 г.;
УСВ-2 – по документу ВЛСТ 237.00.001И «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60°С, дискретность 0,1°С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть – Западная Сибирь» по объекту ЛПДС «Сокур»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
| Заявитель | Акционерное общество «Транснефть – Западная Сибирь»
(АО «Транснефть – Западная Сибирь»)
ИНН 5502020634
Адрес: 443020, г. Омск, Красный путь 111/1
Телефон (факс): (3812) 65-35-02
E-mail: info@oms.transneft.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Телефон (факс): (495) 437-55-77, (495) 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru
Web-сайт: www.vniims.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 29.03.2018 г.
|
| |
