Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Дружба" по НПС "Десна". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Дружба" по НПС "Десна"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по НПС «Десна» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной 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) и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер приложений, источники частоты и времени/серверы синхронизации времени (УССВ) ССВ-1Г, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) программный комплекс (ПК) «Энергосфера».

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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 верхний, второй уровень системы, на котором выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии 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 АИИС КУЭ. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с сервера БД АИИС КУЭ передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по каналам связи. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных счетчиков и уровнем доступа АРМ к БД и серверу БД АИИС КУЭ. ИВК является единым центром сбора и обработки данных (ЦСОД) 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 ОРЭМ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются с ИВК с учетом агрегации данных по системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» - АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Рег. № 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по объекту НПС «Десна» 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 электронной подписи субъекта рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация шкалы времени сервера БД АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя источниками частоты и времени/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 Network Time Protocol (NTP). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. ССВ-1Г обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере БД АИИС КУЭ. Резервный ССВ-1Г используется при выходе из строя основного ССВ-1Г.

Сличение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера БД АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация шкалы времени счетчиков проводится при расхождении шкал времени счетчика и сервера БД АИИС КУЭ более чем на ±1 с.

Журналы событий счетчиков и сервера БД АИИС КУЭ отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера». 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 - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 8.0

Наименование программного модуля ПО

pso metr.dll

Цифровой идентификатор ПО

СВЕВ6Е6СА69318ВЕБ976Е08А2ВВ7814В

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 и 3.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

о,

м

о

к

Наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УССВ/Сервер

1

2

3

4

5

6

1

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ-6 кВ НПС Десна, 1 СШ 6 кВ, яч. № 1

ТЛШ 3000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 64182-16

ЗН0Л.06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

УССВ:

ССВ-1Г Рег. № 39485-08

сервер БД АИИС КУЭ: HP ProLiant ВЬ460

2

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ-6 кВ НПС Десна, 1 СШ 6 кВ, яч. № 9

ТЛ0-10 ТПЛ-10-М 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-03 Рег. № 22192-03

ЗН0Л.06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

3

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ-6 кВ НПС Десна, 1 СШ 6 кВ, яч. № 17

ТЛ0-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-03

ЗН0Л.06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

4

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ-6 кВ НПС Десна, 2 СШ 6 кВ, яч. № 14

ТЛ0-10 ТПЛ-10-М 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-03 Рег. № 22192-03

ЗН0Л.06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

5

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ-6 кВ НПС Десна, 3 СШ 6 кВ, яч. № 31

ТЛ0-10 ТПЛ-10-М 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-03 Рег. № 22192-03

НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

1

2

3

4

5

6

6

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ-6 кВ НПС Десна, 2 СШ 6 кВ, яч. № 2

ТЛШ 3000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 64182-16

ЗНОЛ.06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

УССВ:

ССВ-1Г Рег. № 39485-08

сервер БД АИИС КУЭ: HP ProLiant ВL460

7

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ-6 кВ НПС Десна, 3 СШ 6 кВ, яч. № 39

ТЛШ 3000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 64182-16

НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

8

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ-6 кВ НПС Десна, 4 СШ 6 кВ, яч. № 26

ТЛО-10 ТПЛ-10-М 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-03 Рег. № 22192-03

ЗНОЛ.06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

9

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ-6 кВ НПС Десна, 3 СШ 6 кВ, яч. № 25

ТЛО-10 ТПЛ-10-М 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-03 Рег. № 22192-03

НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

10

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ-6 кВ НПС Десна, 4 СШ 6 кВ, яч. № 40

ТЛШ 3000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 64182-16

ЗНОЛ.06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

11

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ-6 кВ НПС Десна, 3 СШ-6 кВ, яч. № 41

ТОЛ 10-I 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-01

НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

1

2

3

4

5

6

12

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ- 6 кВ НПС Десна, 2 СШ-6 кВ, яч. № 42

ТОЛ 10-I 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-01

ЗНОЛ.06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

УССВ:

ССВ-1Г Рег. № 39485-08

сервер БД АИИС КУЭ: HP ProLiant ВL460

13

ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ-6 кВ НПС Десна, 2 СШ 6 кВ, яч. № 16

ТПЛ 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47958-11

ЗНОЛ.06 6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

14

ПС 110кВ Десна-2, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Десна-2 - Почепская с отпайкой на ПС Красный Рог

ТОГФ

600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 61432-15

НКФ-110-06

110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37749-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

15

ПС 110кВ Десна-2, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Новобрянская - Десна-2

ТОГФ

600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 61432-15

НКФ-110-06

110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37749-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

16

ПС 110кВ Десна-2 ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Десна-2 - Плюсково

ТОГФ

600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 61432-15

НКФ-110-06

110000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 37749-08

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

П р и м е ч а н и я

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 собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.

2    Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа.

3    Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

4    Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

5    Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Номер ИК

Вид электрической энергии (мощности)

Границы основной погрешности, (±5), %

Границы погрешности в рабочих условиях, ±(5),%

1 - 5; 7; 8; 10

Активная

1,2

1,8

Реактивная

1,8

2,8

6; 9; 13

Активная

1,2

1,8

Реактивная

1,9

2,9

11; 12

Активная

1,2

2,9

Реактивная

1,8

4,6

14 - 16

Активная

0,6

1,1

Реактивная

1,0

2,0

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с

Примечания:

1 Характеристики (получасовая).

погрешности ИК

даны для измерений электрической энергии

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности Р = 0,95.

3 Границы погрешности результатов измерений в рабочих условиях приведены для cos9=0,8

(sin9=0,6), токе ТТ, равном 5 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте

расположения счетчиков от 0 до +40 °С.

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

16

Нормальные условия: параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от 1ном

-    частота, Гц

-    коэффициент мощности cos j температура окружающей среды, °С

от 99 до101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,8

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от 1ном

-    частота, Гц

-    коэффициент мощности cos j температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

от 90 до 110 от 1 до 120 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от 0 до +40 0,5

1

2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более

3

Сервер БД АИИС КУЭ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

264599

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

1

ССВ-1Г:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

15000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

2

Глубина хранения информации

Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

- при отключении питания, лет, не менее

10

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации о состоянии

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал сервера:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчиках и сервере;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера (серверного шкафа);

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    счетчика;

-    сервера.

Возможность коррекции времени:

-    в счетчиках (функция автоматизирована);

-    в сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована);

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТЛШ

12

Трансформатор тока

ТЛО-10

13

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М

5

Трансформатор тока

ТОЛ 10-I

6

Трансформатор тока

ТПЛ

3

Трансформатор тока

ТОГФ

9

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

9

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

1

Трансформатор напряжения

НКФ-110-06

6

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

10

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

6

Источник частоты и времени/сервер синхронизации времени

ССВ-1Г

2

Сервер БД АИИС КУЭ

HP ProLiant ВL460

2

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Методика поверки

МП 24-2019

1

Формуляр

АСВЭ 213.00.000 ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 24-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по НПС «Десна». Методика поверки», утвержденному ООО «АСЭ» 05.09.2019 г.

Основные средства поверки:

-    средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02 (Рег. № 46656-11);

-    прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1 (Рег. № 39952-08);

-    термогигрометр Ива-6 (Рег. № 46434-11);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (Рег. № 28134-12).

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.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по НПС «Десна» (АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по НПС «Десна»)», аттестованной ООО «АСЭ», аттестат аккредитации № RA.RU.312617 от 17.01.2019 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по НПС «Десна»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание