| Номер в госреестре | 65754-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Транснефть - Восток" по объекту "МН "Куюмба-Тайшет" ППМН через р. Ангара" |
| Изготовитель | ООО "Транснефть - Восток", г.Братск |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту «МН «Куюмба-Тайшет» ППМН через р. Ангара» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии (мощности), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс точки измерений (ИИК), включающий измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счётчик активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее ИВК), включающий серверы баз данных (СБД) АИИС КУЭ, серверы приложений, программное обеспечение ПК «Энергосфера» (далее - ПО ПК «Энергосфера»), сервер синхронизации системного времени (ССВ-1Г) и автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с первого уровня, ее обработку, хранение и передачу данных результатов измерений в организации-участники оптового и розничного рынка электроэнергии. Совокупность аппаратных, программных и каналообразующих средств ИВК настоящей АИИС КУЭ является единой для всех АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть», при этом данные всех систем агрегируются в единую базу данных, а отчетные документы оформляются с учетом агрегации.
Принцип действия АИИС КУЭ: первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. 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 и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Цифровой сигнал со счетчика при помощи GSM-модема поступает на ИВК, где выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование, хранение и отображение собранной информации на мониторах АРМ, оформление справочных и отчетных документов.
АИИС КУЭ осуществляет обмен данными с АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи в формате xml-файлов. Передача результатов измерений, информации о состоянии
объекта и средств измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Госреестр № 54083-13) с учетом полученных данных по точке измерений, входящей в настоящую систему и АИИС КУЭ смежных субъектов. Передача полученной информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), розничного рынка электроэнергии (РРЭ), в АО «АТС» и АО «СО ЕЭС» осуществляется с ИВК через каналы связи в виде xml-файлов форматов, установленных в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности, с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП) субъекта ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая обеспечивает поддержание единого календарного времени на уровнях ИВК и ИИК. Задача синхронизации времени АИИС КУЭ со шкалой единого координированного времени UTC решается с помощью приема сигналов глобальной навигационной спутниковой системы ГЛОНАСС либо глобальной системы позиционирования GPS.
Синхронизация времени АИИС КУЭ обеспечивается сервером синхронизации времени ССВ-1Г (Госреестр № 39485-08). Часы СБД синхронизируются по сигналам от ССВ-1Г, которые корректируются от ГЛОНАСС либо GPS. Сличение часов СБД с часами счетчиков электроэнергии осуществляется при каждом сеансе связи, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении более ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Журнал событий счетчика электроэнергии отражает время до и после коррекции часов (в формате дата, часы, минуты, секунды).
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5,0 с/сут.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1.
Состав и идентификационные данные ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 7.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318ВЕD976E08A2BB7814B (по MD5) |
| Наименование программного модуля ПО | pso_metr.dll |
ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту полученной измерительной информации от несанкционированного доступа и изменения путём многоуровневой системы паролей в соответствии с правами доступа.
Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений -высокий (по Р 50.2.077-2014).
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, приведенные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Состав информационно-измерительного комплекса (ИИК) измерительного канала (ИК) АИИС КУЭ, представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав информационно-измерительного комплекса (ИИК) измерительного канала (ИК) АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование присоединения | Измерительные компоненты | Вид измеряемой электрической энергии (мощности) | ||
| ТТ | ТН | Счетчик | |||
| 1 | ВЛ-10 кВ, ф.123-07 от ПС 35/10 кВ №123 "Пинчуга" (ПКУЭ-10 кВ на опоре №216) | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S КТТ=30/5 Госреестр № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5 Ктн=10000^3/100^3 Госреестр № 47583-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12 | активная, реактивная |
| Примечания: 1 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в таблице 2. 2 Замена оформляется актом в установленном в ООО «Транснефть - Восток» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 а - Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении электроэнергии в нормальных условиях применения АИИС КУЭ при доверительной вероятности р 0,95_
| Номер ИК | Активная электроэнергия Wp и ее приращение за 30 мин. и усредненная за 30 мин. активная мощность Р | |||||||||||
| Класс точности | Знач cosф | ±Spim,% для диапазона ^ | ±6рЧл , % для диапазона *5% <1< 12Ш | — [21№ , % для диапазона </<1нпк=10(19й | — ^р [1DD^ , % для диапазона < I < | |||||||
| ТТ | ТН | Сч. | ||||||||||
| 1 | 0,5S | 0,5 | 0,2S | 1 | 1,8 | 1Д | 0,9 | 0,9 | ||||
| 0,9 | 2,3 | 1,3 | 1,0 | 1,0 | ||||||||
| 0,8 | 2,9 | 1,7 | 1,2 | 1,2 | ||||||||
| 0,5 | 5,4 | 3,0 | 2,2 | 2,2 | ||||||||
| Номер ИК | Реактивная электроэнергия Wq и ее приращение за 30 мин. и усредненная за 30 мин. реактивная мощность Q | |||||||||||
| Класс точности | Знач. еоБф/ sin9 | ±6Q Чъ, % для диапазона < I < | ±5Q 'sm, , % для диапазона *5% <1< 12Ш | ±5е к™, % для диапазона 12т </< | — ^ [1DD^ , % для диапазона <1< Чгчщ | |||||||
| ТТ | ТН | Сч. | ||||||||||
| 1 | 0,5S | 0,5 | 0,5 | 0,9/0,44 | 6,5 | 3,5 | 2,6 | 2,5 | ||||
| 0,8/0,60 | 4,3 | 2,4 | 1,8 | 1,8 | ||||||||
| 0,5/0,87 | 2,5 | 1,5 | 1,2 | 1,2 | ||||||||
| Примечания: 1 Нормальные условия: - температура окружающего воздуха: - для измерительных трансформаторов по ГОСТ 7746-2001и ГОСТ 1983-2001, - для счетчиков (23±2) °С, - для ИВК и ССВ-1Г (20±2) °С; - диапазон напряжения (0,98-1,02)Цном; - частота (50±0,5) Гц; - магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,05 мТл. | ||||||||||||
Таблица 3б - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ при доверительной вероятности р=0,95
| Номер ИК | Активная электроэнергия Wp и ее приращение за 30 мин. и усредненная за 30 мин. активная мощность Р | |||||||
| Класс точности | Знач cosф | ±Spir*,% для диапазона Ьзд <1< ^5% | ±Sph* , % для диапазона < I < ^20% | ±Sp ‘ZDft , % для диапазона Ьой </<1нпи=100№ | ±3р1шъ, % для диапазона Iiotm <1< | |||
| ТТ | ТН | Сч. | ||||||
| 1 | 0,5S | 0,5 | 0,2S | 1 | 1,9 | 1,2 | 1,0 | 1,0 |
| 0,9 | 2,4 | 1,4 | 1,2 | 1,2 | ||||
| 0,8 | 2,9 | 1,8 | 1,4 | 1,4 | ||||
| 0,5 | 5,5 | 3,0 | 2,3 | 2,3 | ||||
| Номер ИК | Реактивная электроэнергия Wq и ее приращение за 30 мин. и усредненная за 30 мин. реактивная мощность Q | |||||||
| Класс точности | Знач. cos9/ БШф | ±3Q hv,, % для диапазона <1 < ^5% | ±<50 [5№ , % для диапазона < I < ^20% | 'ж , % для диапазона ^20% < I < Il00% | 'lOOft , % для диапазона IlOO% <I< IlZO^n | |||
| ТТ | ТН | Сч. | ||||||
| 1 | 0,5S | 0,5 | 0,5 | 0,9/0,44 | 6,6 | 3,7 | 2,9 | 2,8 |
| 0,8/0,60 | 4,5 | 2,7 | 2,2 | 2,2 | ||||
| 0,5/0,87 | 2,9 | 2,1 | 2,0 | 2,0 | ||||
Примечания:
1 Рабочие условия:
- допускаемая температура окружающего воздуха:
- для измерительных трансформаторов от минус 60 до +40 °С,
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до +60 °С,
- для ИВК (20±10) °С,
- для сервера синхронизации времени ССВ-1Г от +5 до +40 °С;
- диапазон напряжения (0,9-1,1) Uhom;
- частота (50±1,5) Гц.
2 Погрешность в рабочих условиях указана для колебаний температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии в процессе выполнения измерений от +5 до +35 °С.
3 В таблицах 3а и 3б приняты следующие обозначения:
Wp2% (Wq2%) - значение электроэнергии при 2 %-ной нагрузке (минимальная нагрузка);
Wp5% (Wq5%) - значение электроэнергии при 5 %-ной нагрузке;
WP20 % (Wq20%) - значение электроэнергии при 20 %-ной нагрузке;
WP100% (Wq100%) - значение электроэнергии при 100 %-ной нагрузке (номинальная нагрузка); WP120% (Wq120%) - значение электроэнергии при 120 %-ной нагрузке (максимальная нагрузка).
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ Т не менее 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности te не более 2 ч;
- сервер синхронизации времени ССВ-1Г - среднее время наработки на отказ Т не менее 15000 ч, среднее время восстановления работоспособности te не более 2 ч;
- серверы баз данных:
- HP ProLiant BL 460c Gen8 - среднее время наработки на отказ Т не менее 261163 ч, среднее время восстановления работоспособности te не более 0,5 ч;
- HP ProLiant BL 460c G6 - среднее время наработки на отказ Т не менее 264599 ч, среднее время восстановления работоспособности te не более 0,5 ч.
Защищенность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- наличие защиты на программном уровне:
- двухуровневый пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительной информации для различных групп пользователей.
В журналах событий счетчиков фиксируются факты:
- попытки несанкционированного доступа;
- связи со счетчиком, приведшие к изменениям информации;
- изменения текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерыва питания.
Глубина хранения информации (профиля):
- электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М имеют энергонезависимую память для хранения трех независимых профилей нагрузки с получасовым интервалом данных с нарастающим итогом за прошедший месяц по 4-м каналам (активная и реактивная электроэнергия прямого и обратного направления), а также запрограммированных параметров (функция автоматизирована) - на глубину 114 суток (3,7 месяца);
- серверы баз данных - хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на Систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту «МН «Куюмба-Тайшет» ППМН через р. Ангара» типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование (обозначение) изделия | Количество (шт.) |
| Измерительные трансформаторы тока ТЛО-10 | 3 |
| Измерительные трансформаторы напряжения ЗНОЛП-ЭК-10 | 3 |
| Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М | 1 |
| Сервер синхронизации времени ССВ-1Г | 1 |
| Сервер баз данных и приложений с ПО ПК «Энергосфера» | 2 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Руководство по эксплуатации | 1 |
осуществляется по документу МП 002-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту «МН «Куюмба-Тайшет» ППМН через р. Ангара». Методика поверки», утвержденному Восточно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ» в сентябре 2016 г.
Основные средства поверки:
- измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчика электрической энергии в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2012 г.;
- ntp-сервер сигналов времени, входящий в состав эталона времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» (или радиочасы МИР РЧ-02.00 при отсутствии Интернета на месте поверки).
- переносной инженерный пульт - ноутбук с ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» для конфигурации и опроса счетчика и с оптическим преобразователем для работы со счетчиком АИИС КУЭ.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки со штрих-кодом.
Методика измерений изложена в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии и мощности на присоединении ПАО «Транснефть» в части
ООО «Транснефть - Восток» по объекту «МН «Куюмба-Тайшет» ППМН через р. Ангара», аттестована ФГУП «ВНИИФТРИ» (аттестат об аккредитации № RA.RU.311243 от 13.10.2015г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту «МН «Куюмба-Тайшет» ППМН через р. Ангара»
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».
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 3 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
