| Номер в госреестре | 67187-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Дружба" по ЛПДС "Воронеж" |
| Изготовитель | АО "Транснефть - Дружба", г.Брянск |
| 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-Дружба» по ЛПДС «Воронеж» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий 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), серверы синхронизации времени ССВ-1Г (Рег. № 39485-08), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
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 для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим 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 дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
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 ОРЭ 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 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). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, СБД АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВК используются два сервера синхронизации времени ССВ-1Г (основной и резервный), входящие в состав центра сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть». 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/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление времени на сервере ИВК.
В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВКЭ используется УСВ-3 (Рег. № 51644-12).
Коррекция внутренних часов УСПД осуществляется по сигналу точного времени УСВ-3 с погрешностью ±1 мс.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при обращении к счетчикам. Коррекция показаний часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.
В случае неисправности УСВ-3, УСПД имеют возможность автоматически переходить в режим синхронизации времени с уровня ИВК ПАО «Транснефть».
Журнал событий счетчика электроэнергии отражает время до и после коррекции показаний часов (в формате дата, часы, минуты, секунды). Журнал событий УСПД отражает время до и после коррекции показаний часов.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
| Идентификационные данные (признаки) | Метрологически значимая часть ПО |
| Наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll, версия 1.1.1.1 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 7.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Программное обеспечение не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в Таблицах 3 - 4 .
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| 1 | Наименован ие объекта | Состав ИК | Вид электро энергии | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | § | |||
| 1 | ПС 110/6 кВ ЛПДС "Воронеж", ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т1 | ТРГ-УЭТМ-110 50/5; Кл.т. 0.2S; Зав. № 6665, 6666, 6667 Рег. № 53971-13 | ЗНГ-УЭТМ-110 III У1 Коэфф.тр. 110000/V3/100/V3 Кл.т. 0,2 Зав. № 1045, 1047, 1046 Рег. № 53343-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812145090 Рег. № 36697-12 | СИКОН С70 Зав. № 06784. Рег. № 28822-05 УСВ-3 Зав. № 010 Рег. № 51644-12 | HP Proliant DL360 G8 | я яа ан нв S S ае р |
| 2 | ПС 110/6 кВ ЛПДС "Воронеж", ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т2 | ТРГ-УЭТМ-110 50/5; Кл.т. 0.2S; Зав. № 6662, 6663, 6664 Рег. № 53971-13 | ЗНГ-УЭТМ-110 III У1 Коэфф.тр. 110000/V3/100/V3 Кл.т. 0,2 Зав. № 1042, 1043, 1044 Рег. № 53343-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812145037 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | ||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях эксплуатации
АИИС КУЭ
| Пределы допускаемой электрической эне | относительной погрешности ИК при измерении активной ргии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||||
| Номер ИК | cos9 | §5 %, | §20 %, | §100 %, | |
| I1(2)£ I изм< I 5 % | I '-Л % 1Л нч и з 2 Л нч 2 о % ©х | I20 %£Iизм<Il00% | I100 %£Iизм<Il20% | ||
| 1, 2 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,0 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,5 |
| 0,9 | ±1,1 | ±0,7 | ±0,5 | ±0,5 | |
| 0,8 | ±1,3 | ±0,8 | ±0,6 | ±0,6 | |
| 0,7 | ±1,4 | ±0,9 | ±0,7 | ±0,7 | |
| 0,5 | ±2,0 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,9 | |
| Пределы допускаемой электрической эне | относительной погрешности ИК при измерении реактивной ргии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||||
| Номер ИК | sin9 | d1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)£ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I20 %£Iизм<Il00% | 0 0 % 1Л 1 я з 2 Л 1 2 о ''ч ох | ||
| 1, 2 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | ±2,6 | ±2,1 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,8 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,3 | ±1,3 | |
| 0,7 | ±2,0 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,3 | |
| 0,5 | ±1,9 | ±1,8 | ±1,2 | ±1,2 | |
АИИС КУЭ
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
| Номер ИК | cos9 | §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)£ I изм< I 5 % | I '-Л % IA НЧ и w 2 A НЧ 2 о % ©x | I20 “/о^изм^ШУо | I100 %£Iизм<Il20% | ||
| 1, 2 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 | |
| 0,8 | ±1,4 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,5 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
| Номер ИК | sin9 | §5 %, | §20 %, | §100 %, | |
| I1(2)£ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I20 %£Iизм<Il00% | I100 %£Iизм<Il20% | ||
| 1, 2 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | ±2,9 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,8 | ±2,5 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,7 | ±2,4 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,5 | ±2,2 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,7 | |
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 8i(2)%p и 5i(2)%q для cosj=1,0 нормируется от Ii%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая).
3. В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95;
4. Нормальные условия применения:
параметры сети: напряжение: от 0,98^ном до 1,02•Uном; ток: от 1,0Тном до 1,2Тном, cosj = 0,9 инд.;
температура окружающей среды от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9^ном до 1,1 •ином;
- сила тока от 0,01 !ном до 1,2 !ном; температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
- для УСВ-3 от плюс 5 до плюс 35 °С;
- для УСПД от плюс 5 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012; в режиме измерения реактивной электроэнергии для по ГОСТ 31819.23-2012.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном АО «Транснефть-Дружба» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности te не более двух часов;
- УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее 45000 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 ч;
- сервер синхронизации времени ССВ-1Г - среднее время наработки на отказ Т не менее 15000 ч, среднее время восстановления работоспособности te не более двух часов.
- 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:
- счетчики 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);
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу и электропотребления (выработки) за месяц по каждому каналу и по группам измерительных каналов не менее - 60 суток; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- серверы баз данных - хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
указана в таблице 5.
| Наименование | Тип | Кол., шт |
| Трансформатор тока | ТРГ-УЭТМ-110 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НГ-УЭТМ-110 3 У1 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | Сикон С 70 | 1 |
| У стройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | |
| SHDSL- Модем | ZyXEL P-700 | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC 2000 | 1 |
| Коммутатор | Cisco 1900 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Сервер баз данных и приложений | HP Proliant DL360 G8 | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-4079-500-2017 | 1 |
| Формуляр | НС .2016. АСКУЭ .00223 ФО | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-4079-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по ЛПДС «Воронеж». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 16 февраля 2017 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, часть 2 согласованной с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
- УСВ-3 - по методике поверки ВЛСТ 240.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2012 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1 °С.
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.
Метод измерений приведен в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по ЛПДС «Воронеж»».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по ЛПДС «Воронеж»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
