| Номер в госреестре | 67929-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Сибирь" по объекту ППН на км 419 трубопроводной системы "Заполярье - НПС "Пур-Пе&quo |
| Изготовитель | АО "Транснефть - Сибирь", г.Тюмень |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по объекту ППН на км 419 трубопроводной системы «Заполярье - НПС «Пур-Пе» (далее - АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по объекту ППН на км 419 трубопроводной системы «Заполярье - НПС «Пур-Пе») предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами, а также автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по объекту ППН на км 419 трубопроводной системы «Заполярье - НПС «Пур-Пе» представляет собой многофункциональную, трехуровневую системус централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней измерительно-информационные комплексы (ИИК) и информационновычислительного комплекса (ИВК).
АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по объекту ППН на км 419 трубопроводной системы «Заполярье - НПС «Пур-Пе» 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 из-мерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входит устройство сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначено для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на третий уровень.
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), серверы синхронизации времени ССВ-1Г (Регистрационный № 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 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 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» (Госреестр № 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.
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.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы 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 ПАО «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 (NetworkTimeProtocol). 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 УСПД ЭКОМ 3000 со встроенным ГЛОНАСС/GPS-модулем. Пределы допускаемой абсолютной погрешности внутренних часов (с коррекцией времени по источнику точного времени с использованием PPS сигнала) ±1мс.
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 внутреннего источника времени, УСПД имеет возможность синхронизации времени с уровня ИВК ПАО «Транснефть».
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. Счетчики электрической энергии позволяют контролировать наличия напряжения с фиксацией в «Журнале событий".
Для целей предотвращения физического доступа к токовым цепям и цепям напряжения счетчика и защиты метрологических характеристик системы предусмотрено выполнение следующих мероприятий: пломбирование корпусов счетчиков; испытательных коробок; клемм измерительных трансформаторов тока; установка прозрачной крышки из органического стекла на промежуточных клеммниках токовых цепей с последующим пломбированием. На программном уровне предусмотрена организация системы паролей с разграничением прав пользователей.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 7.1 |
| Цифровой идентификатор ПО(по MD5) | CBEB6F6CA69318ВЕD976E08A2BB7814B |
| Наименование программного модуля ПО | pso_metr.dll |
Программное обеспечение не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по 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
Состав ИК
Наименование точки измерений
К
Счетчик
ИВКЭ
ТТ
ТН
НАМИ-10-У2 Коэфф.тр. 10000/V3/100/V3 Кл.т. 0,2 Регистрационный № 51198-12
ПС 110/10 кВ "Кирпичная", ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.К-17
ТОЛ-10;
100/5;
Кл.т. 0,5S; Регистрационный № 47959-16
9
0
-
9
4
0
7
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-12
1
0
6
4
н-1
PQ
С
д
о
(-1
0№
0
3й ^ л
х
н
о
и
ц
а
р
т
с
и
г
е
Р
О
О
НАМИ-10-У2
Коэфф.тр.
10000/V3/100/V3
Кл.т. 0,2 Регистрационный № 51198-12
ПС 110/10 кВ "Кирпичная", ЗРУ-10 кВ, 2с.ш. 10 кВ, яч.К-26
Т0Л-10;
100/5;
Кл.т. 0,5S; Регистрационный № 47959-16
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Регистрационный № 36697-12 зав.№0812104834
АИИС КУЭ
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии и мощности в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
| Номер ИК | cos9 | §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| !1(2)£!изм< I 5 % | I5 %£1изм<1 20 % | I20 %£Iизм<Il00% | I100 %£Iизм<Il20% | ||
| 1, 2 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±2,3 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,7 | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,5 | ±5,3 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 | |
| Пределы допускаемой электрической эне | относительной погрешности ИК при измерении реактивной ргии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||||
| Номер ИК | sin9 | §5 %, | §20 %, | §100 %, | |
| !1(2)£!изм< I 5 % | I5 %£!изм<! 20 % | I20 %£Iизм<Il00% | I100 %£Iизм<Il20% | ||
| 1, 2 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2) | 0,4 | ±6,4 | ±3,6 | ±2,6 | ±2,6 |
| 0,6 | ±4,5 | ±2,7 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,7 | ±3,7 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,9 | ±2,9 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях эксплуатации
АИИС КУЭ
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
| Номер ИК | cos9 | §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)£Iизм< 1 5 % | I5 %£Iизм<I 20 % | I20 %£Iизм<I100% | I100 %£Iизм<I120% | ||
| 1, 2 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±2,3 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,7 | ±3,5 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,5 | ±5,3 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 | |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
| Номер ИК | sin9 | §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)£Iизм< I 5 % | I5 %£Iизм<I 20 % | I20 %£Iизм<I100% | I100 %£Iизм<I120% | ||
| 1, 2 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,2) | 0,4 | ±6,4 | ±3,6 | ±2,6 | ±2,6 |
| 0,6 | ±4,5 | ±2,7 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,7 | ±3,7 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,9 | ±2,9 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 | |
Примечания:
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 100- до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| температура окружающей среды °C: | |
| - для счетчиков активной энергии: | от +15 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии: | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8емк. |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ | от -45 до +40 |
| - для ТН | от +17 до +30 |
| - для счетчиков | от +5 до +35 |
| - для УСПД | от +17 до +35 |
| Погрешность системного времени не превышает, с | ±5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, часов | 2 |
| Сервер синхронизации времени ССВ-1Г: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 15000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, часов | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 261163 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 75000 |
| Г лубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, | 113 |
| не менее | |
| ИВКЭ: | |
| - суточных данных о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, | |
| не менее: | 45 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
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.
наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по объекту ППН на км 419 трубопроводной системы «Заполярье - НПС «Пур-Пе» типографским способом.
Комплектность системы определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая и эксплуатационная документация, указанная в таблице 6.
| Таблица 6 - Комплектность средства измерений | ||
| Наименование | Тип | Кол., шт |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-У2 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ 3000 | 1 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| Источник бесперебойного питания | - | 1 |
| Коммутатор | - | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Сервер баз данных и приложений | HP ProLiant BL 460 | 1 |
| Методика поверки | ВКПЕ.421457.189.503МП | 1 |
| Формуляр | ВКПЕ.421457.189.503ФО | 1 |
| Руководство по эксплуатации | ВКПЕ.421457.189.503ИЭ | 1 |
осуществляется по документу ВКПЕ.421457.189.503МП - «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по объекту ППН на км 419 трубопроводной системы «Заполярье - НПС «Пур-Пе». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 04.05.2017 года.
Основные средства поверки:
- Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- Трансформаторы напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки. ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г;
- УСПД «ЭКОМ-3000» - в соответствии с документом «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- ССВ-1Г - в соответствии с документом «Источники частоты и времени/серверы синхронизации 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 GlobalPositioningSystem (GPS), Рег. № 27008-04;
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314) Рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Методика измерений изложена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Сибирь» по объекту ППН на км 419 трубопроводной системы «Заполярье - НПС «Пур-Пе» трубопроводной системы «Заполярье - НПС «Пур-Пе»».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по объекту ППН на км 419 трубопроводной системы «Заполярье - НПС «Пур-Пе»
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 | 3 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
