| Номер в госреестре | 70678-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Верхняя Волга" по объекту НПС "Лобково" |
| Изготовитель | АО "Транснефть - Верхняя Волга", г.Нижний Новгород |
| Год регистрации | 2018 |
| 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 - Верхняя Волга» по объекту НПС «Лобково» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документови передачи полученной информации.
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), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2- 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора, передачи данных и синхронизации времени (УСПД) ARIS MT200 со встроенным источником точного времени ГЛОНАСС/GPS и каналообразующую аппаратуру.
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 номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 39485-08) и программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера».
Первичные фазные 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 преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются 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 за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.
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. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть».
Данные хранятся в сервере БД. 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 счетчиков 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 ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 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 ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (рег. № 54083-13).
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, 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. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.
Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам точного времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (УССВ), реализованного на ГЛОНАСС/GPS-приемнике в составе УСПД. Время УСПД периодически сличается со временем ГЛОНАСС/GPS (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов УСПД проводится независимо от величины расхождения времени.
В случае неисправности, ремонта или поверки УССВ имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±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.
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть содержится в модуле, указанном 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».
Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения АИИС КУЭ является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
Уровень защиты ПО - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2-4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| 1 | Диспетчерское наименование присоединения | Состав АИИС КУЭ | Вид энергии | |||||
| Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег №), Обозначение, тип | УСПД | Сервер | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 1 | ПС 35/10 кВ НПС «Лобково» ОРУ-35 кВ Ввод №1 ТТ-35-1Т | н н | Кт = 0,5 S Ктт = 200/5 рег. № 47959-11 | А | ТОЛ-35 | ARIS MT200, рег. № 53992-13 | HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 | Активная Реактивная |
| В | ТОЛ-35 | |||||||
| С | ТОЛ-35 | |||||||
| К н | Кт = 0,2 Ктн = 35000V3/100V3 рег. № 60002-15 | А | НАМИ-35 | |||||
| В | НАМИ-35 | |||||||
| С | НАМИ-35 | |||||||
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
| 2 | ПС 35/10 кВ НПС «Лобково» ОРУ-35 кВ Ввод №2 ТТ-35-2Т | н н | Кт = 0,5 S Ктт = 200/5 рег. № 47959-11 | А | ТОЛ-35 | Активная Реактивная | ||
| В | ТОЛ-35 | |||||||
| С | ТОЛ-35 | |||||||
| К н | Кт = 0,2 Ктн = 35000V3/100V3 рег. № 60002-15 | А | НАМИ-35 | |||||
| В | НАМИ-35 | |||||||
| С | НАМИ-35 | |||||||
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
| Метрологические характеристики ИК (активная энергия) | |||||||||
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Основная относительная погрешность ИК (±J), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), % | ||||||
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ||
| 1 - 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,2S/0,5 | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05I^ | 1,75 | 2,80 | 5,31 | 1,84 | 2,87 | 5,35 | ||
| 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 0,93 | 1,53 | 2,76 | 1,10 | 1,65 | 2,83 | |||
| °,21н1 < I1 < ^1 | 0,7 | 1,06 | 1,90 | 0,91 | 1,23 | 2,00 | |||
| !н! < I1 < 1,2Iн1 | 0,7 | 1,06 | 1,90 | 0,91 | 1,23 | 2,00 | |||
| Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) | |||||||||
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Основная относительная погрешность ИК (±J), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), % | ||||||
| cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | ||||
| 1 - 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,2S/0,5) | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05Iнl | 4,35 | 2,62 | 4,51 | 2,89 | ||||
| 0,05Ifl1 < ^ < 0,2Iн1 | 2,42 | 1,66 | 2,70 | 2,06 | |||||
| 0,2I^ < I1 < Iнl | 1,64 | 1,10 | 2,02 | 1,65 | |||||
| ^1 < ^ < 1,23^н1 | 1,64 | 1,10 | 2,02 | 1,65 | |||||
| Пределы допускаемой погрешности СО | ЕВ, с | ±5 | |||||||
Примечания
1 Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 12 до плюс 32,5°С.
3 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
4 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
5 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2015, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2015, счетчик электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии.
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2, УСПД на однотипные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном в АО «Транснефть - Верхняя Волга» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 2 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 99 до 101 |
| - ток, % от Гюм | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,8 |
| температура окружающей среды °C: | |
| - для счетчиков активной энергии: | |
| ГОСТ Р 52323-2005 | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии: | |
| ГОСТ Р 52425-2005 | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от Гюм | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -60 до +35 |
| - для счетчиков | от -40 до +65 |
| - УСПД | от -30 до +50 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД ARIS MT200: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 88 000 |
| ССВ-1Г: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 15000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| HP ProLiant BL 460c Gen8: | |
| - среднее время наработки на отказ Т, ч | 261163 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| HP ProLiant BL 460c G6: | |
| - среднее время наработки на отказ Т, ч | 264599 |
| - среднее время восстановления работоспособности tв, ч | 0,5 |
| Глубина хранения информации | |
| счётчики электрической энергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сут, не более | 113,7 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
наносится на титульный лист формуляра на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту НПС «Лобково» типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть -Верхняя Волга» по объекту НПС «Лобково»_
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-35 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-35 | 2 |
| Счётчик электрической энергии трёхфазный многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| УСПД | ARIS MT200 | 1 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| Сервер с программным обеспечением | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-396-2017 | 1 |
| Формуляр | ИЦЭ 1258РД-17.00.ФО | 1 |
осуществляется по документу МП 206.1-396-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту НПС «Лобково». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 25.12.2017 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» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М- 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» 04.05.2012г.;
- ARIS MT200 - по документу ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), рег. № 27008-04;
- 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.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту НПС «Лобково», аттестованной ФБУ «Ивановский ЦСМ» (аттестат
об аккредитации № 01.00259-2013 от 24.12.2013 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту НПС «Лобково»
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 | 2 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
