| Номер в госреестре | 72781-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Дружба" по объекту НПС "Становая" |
| Изготовитель | АО "Транснефть - Дружба", г. Брянск |
| 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-Дружба» по объекту НПС «Становая» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения 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-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (сервер БД) АИИС КУЭ, сервер приложений, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г, программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера».
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений электрической энергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых
числах и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется 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 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» (регистрационный номер 54083-13 в Федеральном информационном фонде).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, 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 (регистрационный номер 39485-08 в Федеральном информационном фонде), 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.
Сличение часов счетчиков и ИВК АИИС КУЭ происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера ИВК АИИС КУЭ на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, 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 8.0. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Метрологически значимый модуль ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | СВЕВ6Е6СА69318ВЕБ976Е08А2ВВ7814В |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Состав измерительныхканалов и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| о, е S о К | Наименование объекта | Измерительные компоненты | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | Сервер | УСВ уровня ИВК | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ЗРУ-6кВ НПС «Становая», 1 с.ш. 6кВ, яч.3, Ввод №1 | ТЛШ-10 КТ 0,5 Ктт=2000/5 (3 шт.) Рег. № 11077-89 | ЗН0Л.06 КТ 0,5 Rra=6000:V3/ 100:V3 (3 шт) Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | HP ProLiant ВL460 | ССВ-1Г Рег. № 3948508 |
| 2 | ЗРУ-6кВ НПС «Становая», 2 с.ш. 6кВ, яч.22, Ввод №2 | ТЛШ-10 КТ 0,5 Ктт=2000/5 (3 шт.) Рег. № 11077-89 | ЗН0Л.06 КТ 0,5 Rra=6000:V3/ 100:V3 (3 шт.) Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
| 3 | ЗРУ-6кВ НПС «Становая», 2 с.ш. 6кВ, яч.20 | ТЛ0-10 КТ 0,5 Ктт=200/5 (3 шт.) Рег. № 25433-03 | ЗН0Л.06 КТ 0,5 Rra=6000:V3/ 100:V3 (3 шт.) Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
| 4 | ЗРУ-6кВ НПС «Становая», 2 с.ш. 6кВ, яч.19 | ТЛО- 10 КТ 0,5 Ктт=200/5 (3 шт.) Рег. № 25433-03 | ЗН0Л.06 КТ 0,5 Rra=6000:V3/ 100:V3 (3 шт.) Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
| 5 | ЗРУ-6кВ НПС «Становая», 1 с.ш. 6кВ, яч.4 | ТЛК - 10 КТ 0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) Рег. № 9143-83 | ЗН0Л.06 КТ 0,5 Ктн=6000^3/ 100:V3 (3 шт.) Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
| 6 | ЗРУ-6кВ НПС «Становая», 2 с.ш. 6кВ, яч.29 | TPU-40.11 КТ 0,5 Ктт=600/5 (3 шт.) Рег. № 35415-07 | ЗН0Л.06 КТ 0,5 Ктн=6000^3/ 100:V3 (3 шт.) Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 2752404 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | ПС 110/35/6кВ «Становая», 0РУ-110кВ, 1 с.ш. 110кВ, Ввод от ВЛ-110кВ «Становая левая» | TG 145 КТ 0,2 Ктт=600/5 (3 шт.) Рег. № 15651-96 | СРА 123 КТ 0,5 Ктн=110000^3/ 100:V3 (3 шт.) Рег. № 15852-96 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 3669712 | ||
| 8 | ПС 110/35/6кВ «Становая», 0РУ-110кВ, 2 с.ш. 110кВ, Ввод от ВЛ-110кВ «Становая правая» | TG 145 КТ 0,2 Ктт=600/5 (3 шт.) Рег. № 15651-96 | СРА 123 КТ 0,5 Ктн=110000^3/ 100:V3 (3 шт.) Рег. № 15852-96 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | HP ProLiant ВL460 | ССВ-1Г Рег. № 3948508 |
| 9 | ПС 110/35/6кВ «Становая», ОРУ-35кВ, 1 с.ш. 35кВ, Ввод 35кВ от 1Т | ТФЗМ-35А КТ 0,5 Ктт=150/5 (2 шт.) Рег. № 3690-73 | ЗНОМ-35-65 КТ 0,5 Ктн=35000^3/ 100:V3 (3 шт.) Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
| 10 | ПС 110/35/6кВ «Становая», ОРУ-35кВ, 2 с.ш. 35кВ, Ввод 35кВ от 2Т | ТФНД- 35М КТ 0,5 Ктт=600/5 (2 шт.) Рег. № 3689-73 | ЗНОМ-35-65 КТ 0,5 Ктн=35000^3/ 100:V3 (3 шт.) Рег. № 912-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что АО «Транснефть - Дружба» АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице
2 метрологических характеристик.
2. Замена оформляется техническим актом в установленном на АО «Транснефть - Дружба» АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)_
| Номер ИК | Значение силы тока | Г раницы допускаемой относительной погрешности измерения при доверительной вероятности 0,95, % | |||
| В нормальных условиях эксплуатации | В рабочих условиях эксплуатации | ||||
| cos9 = 1,0 | cos9 = 0,5 | cos9 = 1,0 | cos9 = 0,5 | ||
| 1, 6 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч1 0,2S) | 1=0,1'-1н | ±1,5 | ±4,6 | ±1,7 | ±4,7 |
| 1=1,0-1н | ±0,9 | ±2,2 | ±1,0 | ±2,4 | |
| 2-5; 9; 10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч2 0,2S) | 1=0,1'-1н | ±1,5 | ±4,6 | ±1,7 | ±4,7 |
| 1=1,0^1н | ±0,9 | ±2,2 | ±1,0 | ±2,4 | |
| 7; 8 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч2 0,2S) | 1=0,1'-1н | ±0,9 | ±2,0 | ±1,1 | ±2,2 |
| !=1,0-!н | ±0,7 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,7 | |
| Сч1 обозначает счетчик СЭТ-4 | ТМ.03; Сч2 обозначает счетчик СЭТ-4ТМ.03М | ||||
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)_
| Номер ИК | Значение силы тока | Г раницы допускаемой относительной погрешности измерения при доверительной вероятности 0,95, % | |||
| В нормальных условиях эксплуатации | В рабочих условиях эксплуатации | ||||
| sin9 = 0,866 | sin9 = 0,6 | sin9 = 0,866 | sin9 = 0,6 | ||
| 1, 6 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч1 0,5) | 1=0,1'-1н | ±2,2 | ±3,7 | ±2,5 | ±3,9 |
| 1=1,0-1н | ±1,2 | ±1,9 | ±1,6 | ±2,1 | |
| 2-5; 9; 10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч2 0,5) | 1=0,1'-1н | ±2,3 | ±3,7 | ±2,7 | ±4,1 |
| 1=1,0-1н | ±1,3 | ±1,9 | ±2,0 | ±2,6 | |
| 7; 8 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч2 0,5) | 1=0,1'-1н | ±1,2 | ±1,8 | ±2,0 | ±2,5 |
| !=1,0-!н | ±1,0 | ±1,3 | ±1,9 | ±2,2 | |
| Сч1 обозначает счетчик СЭТ-4 | ТМ.03; Сч2 обозначает счетчик СЭТ-4ТМ.03М | ||||
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 10 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для ТТ, °С - температура окружающей среды для ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от 99 до101 от 100 до 120 0,9 от -45 до +50 от -60 до +60 от +21 до +25 |
| 1 | 2 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | 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 +50 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от -5 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 264599 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | 113,7 |
| сутки, не менее | 10 |
| - при отключении питания, лет, не менее | |
| Сервер БД: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛК-10 | 3 |
| Трансформатор тока | TG 145 | 6 |
| Трансформатор тока | TPU-40.11 | 3 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-35А | 2 |
| Трансформатор тока | ТФНД-35М | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 12 |
| Трансформатор напряжения | СРА 123 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 8 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| Сервер | HP ProLiant ВЬ460 | 2 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Паспорт-Формуляр | НС.2018.АСКУЭ.00503 ФО | 1 |
осуществляется по документу МИ 3000-2018 «Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки».
Основные средства поверки:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 33750-07);
- радиочасы РЧ-011/2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 35682-07);
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2003 и/или ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчики СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- Счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- ССВ-1Г - по документу «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.;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по объекту НПС «Становая» аттестат аккредитации ФБУ «Пензенский ЦСМ» № 01.00230-2013 от 17.04.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по объекту НПС «Становая»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 16.09.2024 |
