Номер по Госреестру СИ: 75792-19
75792-19 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Верхняя Волга" по объекту ППС "Второво"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Верхняя Волга» по объекту ППС «Второво» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
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 ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Верхняя Волга» по объекту ППС «Второво» типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Верхняя Волга» по объекту ППС «Второво», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 054-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Верхняя Волга» по объекту ППС «Второво». Методика поверки», утвержденномуым ООО «Спецэнергопроект» 25.04.2019 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/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
-
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
-
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
-
- по МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованная с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утверждённая руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
-
- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70.
Методика поверки. ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
-
- УСВ-2- по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2, Методика поверки ВЛСТ.237.00.001 И1» утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
-
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS)), Рег. № 46656-11;
-
- Метеомер МЭС-200А, рег. № 27468-04: диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60, дискретность 0,1; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %, Рег. № 22129-09.
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) оттиском клейма поверителя.
Изготовитель
Акционерное общество «Транснефть - Верхняя Волга»
(АО «Транснефть - Верхняя Волга»)
ИНН 5260900725
Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, пер. Гранитный, д. 4/1 ГСП 1504
Телефон: +7 (831) 438-22-00
Факс: +7 (831) 438-22-05
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Инженерный центр «Энергия»
(ООО «ИЦ «Энергия»)
ИНН: 3702062476
Адрес: 195009, г. Санкт-Петербург, Свердловская набережная, д. 14/2 литера А, помещение 11-Н
Телефон: +7 (812) 245-07-60
Факс: +7 (812) 245-07-60
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»
(ООО «Спецэнергопроект»)
Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, пом. I, комн. 6, 7 Телефон: +7 (495) 410-28-81
E-mail: gd.spetcenergo@gmail.com
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее -ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счётчики), 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных типа СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру и устройство синхронизации времени (далее - УСВ) типа УСВ-2.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - Рег. №) 39485-08 и программное обеспечение (далее - 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 преобразуются 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.
Данные хранятся на сервере БД. Данные с сервера БД 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 с ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Рег. № 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую АИИС КУЭ 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ 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 УСВ-2. Время УСПД периодически сличается со временем УСВ-2 (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов УСПД проводится независимо от величины расхождения времени.
В случае неисправности, ремонта или поверки УСВ-2 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.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ.
Наименование |
Т ип/Обозначение |
Кол-во, шт./экз. |
Трансформатор тока |
ТБМО-110 УХЛ1 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 УХЛ1 |
6 |
Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
УСПД |
СИКОН С70 |
1 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
2 |
Сервер БД |
HP ProLiant BL 460c |
2 |
Сервер с программным обеспечением |
ПК «Энергосфера» |
1 |
Методика поверки |
МП 054-2019 |
1 |
Формуляр |
ИЦЭ 1275РД-19.00.ФО |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
1 |
Состав измерительных каналов (далее - ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Номер и наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/ УСВ |
Сервер синхронизации времени/ Сервер БД | |
1 |
ПС 110/10 кВ Марьинка, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-1 |
ТБМО-110 УХЛ1 Ктт = 200/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 23256-11 |
НАМИ-110 УХЛ1 Ктн = 110000^3/100^3 Кл. т. = 0,2 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Сикон С70 Рег. № 28822-05/ УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
ССВ-1Г Рег. № 39485-08/ HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 |
2 |
ПС 110/10 кВ Марьинка, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-2 |
ТБМО-110 УХЛ1 Ктт = 200/5 Кл. т. = 0,5S Рег. № 23256-11 |
НАМИ-110 УХЛ1 Ктн = 110000^3/100^3 Кл. т. = 0,2 Рег. № 24218-08 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
Примечания:
|
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±J), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±^), % |
1, 2 |
Активная Реактивная |
1,04 1,61 |
1,19 1,98 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | ||
Примечания:
|
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
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 1ном |
от 100-до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cosj |
0,8 |
- температура окружающей среды °C: |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
- коэффициент мощности. |
от 0,5 инд до 0,8, емк |
диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: | |
- для ТТ и ТН |
от -60 до +40 |
- для счетчиков |
от -40 до +60 |
- для сервера |
от +10 до +35 |
Продолжение таблицы 4
1 |
2 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более ССВ-1 Г: |
2 |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
15000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер HP ProLiant BL 460c Gen8: |
2 |
- среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее |
261163 |
- среднее время восстановления работоспособности tв не более, ч; Сервер HP ProLiant BL 460c G6: |
0,5 |
- среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее |
264599 |
- среднее время восстановления работоспособности tв не более, ч. |
0,5 |
Глубина хранения информации счётчики электрической энергии: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее |
113 |
- при отключении питания, лет, не менее |
40 |
Сервер: | |
- хранение результатов 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 фиксируются факты:
-
- журнал счетчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
-
- журнал УСПД:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком. Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчетчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- УСПД;
-сервера БД; наличие защиты на программном уровне:
-
- пароль на электросчетчике;
-
- пароль на УСПД;
-
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована). Возможность сбора информации:
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
-
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
-
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 минут (функция автоматизирована);
-
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована)