| Номер в госреестре | 70909-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части ООО "Транснефть - Восток" по объекту ЦРС и БПО в пос. Ангарский |
| Изготовитель | ООО "Транснефть - Восток", г.Братск |
| 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 ООО «Транснефть - Восток» по объекту ЦРС и БПО в пос. Ангарский, предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, 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.
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- 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора, передачи данных и синхронизации времени (УСПД) ЭКОМ-3000 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 и программное обеспечение (ПО) «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, которые усредняются за период 0,02 с. 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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 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».
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» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 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 единого календарного 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» версии не ниже 7.1. 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 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
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Уровень защиты - «высокий», в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Состав АИИС КУЭ | ||||||||
| 1 2 | Вид СИ, | |||||||
| Диспетчерское наименование | класс точности, коэффициент трансформации, Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде | УСПД | Сервер | Вид энергии | ||||
| присоединения | (Рег. | №) | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| Кт = 0,5 S | А | ТЛК-СТ | ||||||
| н н | Ктт = 100/5 | В | ТЛК-СТ | |||||
| Рег. № 58720-14 | С | ТЛК-СТ | ||||||
| ЦРС и БПО в пос. Ангарский, ЗРУ 10кВ, 1СШ 10 кВ, яч.№7 | К н | Кт = 0,5 | А | ЗНОЛ | Активная | |||
| 1 | Ктн = 10000V3/100V3 | В | ЗНОЛ | |||||
| Рег. № 46738-11 | С | ЗНОЛ | Реактивная | |||||
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | ЭКОМ-3000, Рег. номер | HP ProLiant BL 460c Gen8, | ||||
| Кт = 0,5 S | А | ЗНТОЛП-НТЗ-10 | № 17049- | HP ProLiant BL 460c G6 | ||||
| н н | Ктт = 100/5 | В | ЗНТОЛП-НТЗ-10 | 14 | ||||
| Рег. № 55601-13 | С | ЗНТОЛП-НТЗ-10 | ||||||
| ВЛ-10кВ, ПКУ-10кВ, | К н | Кт = 0,5 | А | ЗНТОЛП-НТЗ-10 | Активная | |||
| 2 | Ктн = 10000V3/100V3 | В | ЗНТОЛП-НТЗ-10 | |||||
| опора №1 | Рег. № 55601-13 | С | ЗНТОЛП-НТЗ-10 | Реактивная | ||||
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК (активная энергия) | |||||||
| Границы основной относительной погрешности ИК, (±^), % | Границы относительной погрешности 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 0,5; Сч 0,2S/0,5) | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 1,8 | 2,9 | 5,4 | 1,9 | 2,9 | 5,5 | ||
| 0,051н1 < Г < 0,21н1 | 1,1 | 1,6 | 3,0 | 1,2 | 1,7 | 3,0 | |||
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | |||
| 1н1 < Г < 1,2Ia1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 | |||
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) | |||||||
| Границы основной относительной погрешности ИК, (±8), % | Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±8), % | ||||||||
| 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 0,5; Сч 0,2S/0,5) | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05Ie1 | 4,4 | 2,7 | 4,6 | 2,9 | ||||
| 0,05Iн1 < I1 < 0,2Ifl1 | 2,5 | 1,8 | 2,8 | 2,1 | |||||
| 0,2Iн1 < I1 < Ie1 | 1,9 | 1,2 | 2,2 | 1,7 | |||||
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 1,9 | 1,2 | 2,2 | 1,7 | |||||
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, не более | ±5 с | ||||||||
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%P и S1(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%P и S1(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 17 до плюс 30°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 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, 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 метрологическими характеристиками не хуже, чем указанные в настоящем описании типа АИИС КУЭ (при условии, что предприятие-владелец не претендует на улучшение метрологических характеристик). Допускается замена УССВ, УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в ООО «Транснефть - Восток» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 2 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от ^ом | от 100- до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,87 |
| 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 ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | 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 ЭКОМ-3000: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, | 100 000 |
| 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 tв, 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, суток, 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 титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту ЦРС и БПО в пос. Ангарский типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту ЦРС и БПО в пос. Ангарский представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Рег. № | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТЛК-СТ | 58720-14 | 3 |
| Трансформаторы комбинированные | ЗНТОЛП-НТЗ-10 | 55601-13 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ | 46738-11 | 3 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 2 |
| УСПД | ЭКОМ-3000 | 17049-14 | 1 |
| Серверы синхронизации времени | ССВ-1Г | 39485-08 | 2 |
| Сервер с программным обеспечением | ПО «Энергосфера» | 1 | |
| Методика поверки | МП 206.1-006-2018 | 1 | |
| Формуляр | МСВТ.421431.001 ФО | 1 |
осуществляется по документу МП 206.1-006-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту ЦРС и БПО в пос. Ангарский. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 26.02.2018 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 ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012г.;
- ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Контроллеры Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 г.;
- ССВ-1Г (Рег. № 39485-08) - в соответствии с документом «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (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): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 , дискретность 0,1 ; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
приведены в эксплуатационной документации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту ЦРС и БПО в пос. Ангарский
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 |
