| Номер в госреестре | 66915-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Приволга" по ПТК "Железнодорожная нефтеналивная эстакада "Кротовка" |
| Изготовитель | ООО "Автоматизированные системы в энергетике", г.Владимир |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по ПТК «Железнодорожная нефтеналивная эстакада «Кротовка» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
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 (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), сервер точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям 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, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
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 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 базы данных. 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 электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ОАО «АК «Транснефть».
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Передача информации от СБД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» (с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» и АИИС КУЭ смежных субъектов) с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (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 (Госреестр СИ №39485-08), 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.
Устройство синхронизации времени УСВ-3, входящее в состав ИВКЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД и счетчиков. УСВ-3 синхронизирует собственное си-стемное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Коррекция часов УСПД проводится вне зависимости от величины расхождения часов УСПД и времени приемника. Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. 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».
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| о, е S о Н | Состав измерительного канала | ||||||
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Сервер | Вид электроэнергии | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ПТК «Железнодорожная нефтеналивная эстакада «Кротовка», ЗРУ-6кВ, 1СШ 6 кВ, яч.1 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 300/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000/V3:100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная реактивная | ||
| 2 | ПТК «Железнодорожная нефтеналивная эстакада «Кротовка», ЗРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, яч.2 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S 300/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 6000/V3:100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | СИКОН С70 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 3 | ПТК «Железнодорожная нефтеналивная эстакада «Кротовка», ЩСН-0,4 кВ | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 20/5 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ||
| Метрологические характеристики ИК | |||||||
| Номер ИК | Диапазон тока | Основная погрешность, (±5), % | Погрешность в рабочих условиях, (±5), % | ||||
| cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 2 | [^<^<1,21^ | 1,1 | 1,4 | 2,3 | 1,9 | 2,0 | 2,7 |
| 0,21н1<[1<[н1 | 1,1 | 1,4 | 2,3 | 1,9 | 2,0 | 2,7 | |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; | 0,05[н1<[1<0,21н1 | 1,4 | 1,7 | 3,0 | 2,0 | 2,3 | 3,3 |
| Сч 0,5S) | 0,021н1<[1<0,051н1 | 2,5 | 3,0 | 5,5 | 2,9 | 3,4 | 5,7 |
| 3 | 1н1<[1<1,21н1 | 0,9 | 1,0 | 1,8 | 1,1 | 1,2 | 1,9 |
| 0,21н1<[1<1н1 | 0,9 | 1,0 | 1,8 | 1,1 | 1,2 | 1,9 | |
| (ТТ 0,5S; Сч 0,2S) | 0,051н1<[1<0,21н1 | 1,3 | 1,4 | 2,6 | 1,4 | 1,6 | 2,7 |
| 0,021н1<[1<0,051н1 | 2,4 | 2,8 | 5,3 | 2,5 | 2,9 | 5,3 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Метрологические характеристики ИК | |||||||
| Номер ИК | Диапазон тока | Основная погрешность, (±5), % | Погрешность в рабочих условиях, (±5), % | ||||
| cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 2 | 1н1<[1<1,21н1 | 2,7 | 2,0 | 1,5 | 4,3 | 3,8 | 3,6 |
| 0,21н1<[1<1н1 | 2,7 | 2,0 | 1,5 | 4,3 | 3,8 | 3,6 | |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; | 0,051н1<[1<0,21н1 | 3,6 | 2,6 | 1,7 | 4,8 | 4,1 | 3,7 |
| Сч 1) | 0,021н1<[1<0,051н1 | 6,5 | 4,6 | 2,9 | 7,3 | 5,6 | 4,3 |
| 3 | 1н1<[1<1,21н1 | 1,9 | 1,6 | 1,0 | 2,5 | 2,2 | 1,8 |
| 0,21н1<[1<1н1 | 1,9 | 1,6 | 1,0 | 2,5 | 2,2 | 1,8 | |
| (ТТ 0,5S; Сч 0,5) | 0,051н1<[1<0,21н1 | 2,9 | 2,4 | 1,4 | 3,3 | 2,7 | 2,0 |
| 0,021н1<[1<0,051н1 | 5,4 | 4,4 | 2,6 | 5,6 | 4,6 | 3,0 | |
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. Замена оформляется актом в установленном в АО «Транснефть -Приволга» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
4.. Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 3 от плюс 5 до плюс 35 °C.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 3 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 98 до 102 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj(sinj) | от 0,5 инд. до 0,8 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, С | от +45 до -40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | от -40 до +60 |
| электросчетчиков и УСПД, С | |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 48 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| СОЕВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 264599 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлени- | |
| ях, сутки, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлени- | |
| ях, сутки, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состоя | |
| ний средств измерений, лет, не менее | 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);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по ПТК «Железнодорожная нефтеналивная эстакада «Кротовка» типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Рег. № | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 51623-12 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 47959-16 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-6 | 35956-07 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 36697-12 | 1 |
| Наименование | Тип | Рег. № | Количество, шт. |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 36697-08 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 28822-05 | 1 |
| У стройство синхронизации времени | УСВ-3 | 51644-12 | 1 |
| Сервер точного времени | ССВ-1Г | 39485-08 | 2 |
| Сервер с программным обеспечением | ПК "Энергосфера" | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-007-2017 | - | 1 |
| Формуляр | - | - | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
осуществляется по документу МП 206.1-007-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по ПТК «Железнодорожная нефтеналивная эстакада «Кротовка». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 26.01.2017 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», согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- УСВ-3 - по документу «Инструкция.Устройство синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ. 240.00.000 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» 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), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
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 поверителя.
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измереительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по ПТК «Железнодорожная нефтеналивная эстакада «Кротовка» (АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по ПТК «Железнодорожная нефтеналивная эстакада «Кротовка»)», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по ПТК «Железнодорожная нефтеналивная эстакада «Кротовка»
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 | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
