Номер по Госреестру СИ: 51402-12
51402-12 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Востокнефтепровод" по НПС-18 (1-ая пусковая очередь)
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-18 (1-ая пусковая очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут использоваться для коммерческих расчетов.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 2. 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».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 7.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-18 (1-ая пусковая очередь) типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-18 (1-ая пусковая очередь)».
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-18 (1-ая пусковая очередь)
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
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 51402-12 с изменением № 1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-18 (1-ая пусковая очередь). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 26.01.2017 г.
Основные средства поверки:
-Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-Трансформаторы напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
-УСПД «СИКОН С 70» - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2005 году.;
-Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений 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 -20 до +60 °С, дискретность 0,1 °С; 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 в виде наклейки со штрих-кодом и (или ) оттиска клейма поверителя .
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Транснефть - Восток»
(ООО «Транснефть - Восток »)
ИНН: 3801079671
Адрес: 665734, Иркутская обл., г. Братск, ж.р. Энергетик, ул. Олимпийская, д. 14 Телефон/факс: (3953) 300-774, 300-639 / (3953) 300-703, 300-704, 300-705
E-mail: vsmn@vsmn.transneft.ru
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Стройэнергетика» (ООО «Стройэнергетика») Адрес: 129337, г. Москва, ул. Красная Сосна, д. 20,стр. 1, комн. 4
Тел.: 7 (926) 786-90-40
E-mail: Stroyenergetika@gmail. com
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Телефон: (495) 437-55-77
Факс: (495) 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru
Web-сайт: www.vniims.ru
АИИС КУЭ реализована в объеме первой пусковой очереди и представляет собой многофункциональную трёхуровневою автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера СИКОН С70 и каналообразующую аппаратуру.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) является единым
центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы «Транснефть» и включает в себя сервер опроса и баз данных (СБД), программное обеспечение на базе программного комплекса (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г (регистрационный № 39485-08),
каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются 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 преобразуются 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. Измерительная информация со счетчика электроэнергии передается без учета коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения. Счетчик электроэнергии на выходе формирует результаты измерений:
-
- активной и реактивной электрической энергии, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.;
-
- среднюю на интервале времени 30 мин активную (реактивную) электрическую мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, накопление, хранение и передача полученных данных на верхний уровень, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Передача данных от УСПД на СБД осуществляется по резервируемой транспортной сети АО «Связьтранснефть». В качестве основного канала связи используется сеть SDH, в качестве резервного - спутниковая связь. Переход на резервный канал связи осуществляется автоматически при отсутствии связи по основному каналу. Измеренные значения активной (реактивной) электроэнергии в автоматическом режиме фиксируются в СБД. В СБД выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭ) через каналы связи интернет-провайдеров.
Также, в СБД может поступать измерительная информация по всем АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» от смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, по каналам связи сети Internet в формате xml-файлов.
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. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ОАО «АК «Транснефть».
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Передача информации от СБД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» (с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» и АИИС КУЭ смежных субъектов) с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Синхронизация времени часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается серверами синхронизации времени ССВ-1Г (регистрационный № 39485-08). 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 TCP/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы GPS/ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакеты и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных времени на сервере ИВК.
Сравнение показаний часов УСПД с часами СБД производится при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и СБД на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счётчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и УСПД на величину более ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Передача информации от счётчика до УСПД, от УСПД до СБД реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Погрешность СОЕВ компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод » по НПС-18 (1-ая пусковая очередь) представлена в таблице6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части
ООО «Востокнефтепровод» по НПС-18 (1-ая пусковая очередь)
Наименование (обозначение) изделия |
Количество, шт. |
Трансформатор тока ТШЛ-СЭЩ-10 |
6 |
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-10 |
6 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
Устройства сбора и передачи данных «СИКОН С70» |
1 |
Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г |
2 |
Методика поверки МП 51402-12 с изменением № 1 |
1 |
Формуляр |
1 |
Инструкция по эксплуатации |
1 |
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2, метрологические характеристики - в таблицах 3 и 4.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Состав измерительных каналов |
Наименование измеряемой величины |
Вид энергии | |||||
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, Рег. № СИ |
Обозначение, тип |
Ктт •Ктн •Ксч |
УСПД | ||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 | ||
- |
НПС-18, ЗРУ-10 кВ, Ввод №1, 1 С 10 кВ, яч.№3 |
н н |
КТ = 0,5S Ктт = 3000/5 Рег. № 37544-08 |
А |
ТШЛ-СЭЩ-10 |
о о о о <о |
СИКОН С 70 Рег. № 28822-05 |
Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная |
Активная Реактивная |
В |
ТШЛ-СЭЩ-10 | ||||||||
С |
ТШЛ-СЭЩ-10 | ||||||||
К н |
КТ = 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 Рег. № 35956-07 |
А |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 | ||||||
В |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 | ||||||||
С |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 | ||||||||
й к н о и |
КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 | |||||||
<м |
НПС-18, ЗРУ-10 кВ, Ввод №2, 2С 10 кВ, яч.№27 |
н н |
КТ = 0,5S Ктт = 3000/5 Рег. № 37544-08 |
А |
ТШЛ-СЭЩ-10 |
о о о о |
Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная |
Активная Реактивная | |
В |
ТШЛ-СЭЩ-10 | ||||||||
С |
ТШЛ-СЭЩ-10 | ||||||||
К н |
КТ = 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 Рег. № 35956-07 |
А |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 | ||||||
В |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 | ||||||||
С |
ЗНОЛ-СЭЩ-10 | ||||||||
й к н о и |
КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
аблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |||||
Основная относительная погрешность ИК, (±d), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±d), % | ||||||
cos j = 1,0 |
cos j = 0,87 |
cos j = 0,5 |
cos j = 1,0 |
cos j = 0,87 |
cos j = 0,5 | ||
1 - 2 |
0,01(0,02)1н1 £ I1 < 0,051н1 |
2,1 |
2,4 |
4,9 |
2,4 |
2,7 |
5,1 |
0,051н1 £ I1 < 0,21н1 |
1,2 |
1,5 |
3,1 |
1,7 |
2,0 |
3,4 | |
(ТТ 0,5S; |
0,21н1 £ I1 < 1н1 |
1,0 |
1,2 |
2,3 |
1,6 |
1,7 |
2,7 |
ТН 0,5; Сч 0,5S) |
1н1 £ I1 £ 1,21н1 |
1,0 |
1,2 |
2,3 |
1,6 |
1,7 |
2,7 |
аблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |||
Основная относительная погрешность ИК, (±d), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±d), % | ||||
cos j = 0,87 (sin j = 0,5) |
cos j = 0,5 (sin j = 0,87) |
cos j = 0,87 (sin j = 0,5) |
cos j = 0,5 (sin j = 0,87) | ||
1 - 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) |
0,021н1 £ I1 < 0,051н1 |
5,1 |
2,5 |
6,0 |
3,9 |
0,051н1 £ I1 < 0,21н1 |
3,4 |
1,9 |
4,6 |
3,5 | |
0,21н1 £ I1 < 1н1 |
2,5 |
1,5 |
4,0 |
3,4 | |
1н1 £ I1 £ 1,21н1 |
2,5 |
1,5 |
4,0 |
3,4 |
Примечания:
-
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
-
2. Измерительные каналы включают измерительные ТТ по ГОСТ 7746-2001, измерительные ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии.
-
3. Допускается замена УСПД, измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
2 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
98 до 102 |
- ток, % от ^ом |
100 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cosj |
0,87 |
- температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
Окончание таблицы 5
Наименование характеристики |
Значение |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от UH0M |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C |
от -40 до +50 |
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С: |
от +10 до +30 |
- температура окружающей среды в месте расположения Сервера БД, °С |
от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
140000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
168 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
направлениях, сутки, не менее |
113 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
УСПД: | |
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
- сохранение информации при отключении питания, лет, | |
не менее |
10 |
Сервер: | |
- хранение результатов измерений и информации | |
состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений передается по основному (коммутируемому) и резервному (спутниковому) каналам связи;
В журнале событий счетчика фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
- несанкционированный доступ.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).