Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Средне-Волжский Транснефтепродукт" по ГПС "Нижнекамск-2. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Средне-Волжский Транснефтепродукт" по ГПС "Нижнекамск-2

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 1216 п. 67 от 21.10.2013
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» по ГПС «Нижнекамск-2» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-2.

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), сервер точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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.

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, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

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.

Передача данных в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, осуществляется с ИВК, в том числе АРМ энергосбытовой компании через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов, 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.

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, (Госреестр СИ №39485-08), 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.

Устройство синхронизации времени УСВ-2, входящее в состав ИВКЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД и счетчиков. УСВ-2 синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Коррекция часов УСПД проводится вне зависимости от величины расхождения часов УСПД и времени приемника. Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журналые событий.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПО ПК «Энергосфера» версии 7.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. 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.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Сервер

ПНС ГПС «Нижнекамск-2»

1

ПНС ГПС «Нижнекамск-2», ЗРУ-6 кВ, Ввод 1, 1 с.ш. -6 кВ, ф.3

ТЛО-10

Кл. т. 0,5S 200/5

ЗНОЛ-ЭК-10

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная

реактивная

2

ПНС ГПС «Нижнекамск-2», ЗРУ-6 кВ, Ввод 2, 2 с.ш. -6 кВ, ф.21

ТЛО-10

Кл. т. 0,5S 200/5

ЗНОЛ-ЭК-10

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная

реактивная

3

ГПС «Нижнекамск-2», ЗРУ-6 кВ, Ввод 1, 1 с.ш. - 6 кВ, ф.3

ТЛО-10

Кл. т. 0,5S 300/5

ЗНОЛ-ЭК-10

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная

реактивная

4

ГПС «Нижнекамск-2», ЗРУ-6 кВ, Ввод 2, 2 с.ш. - 6 кВ, ф.25

ТЛО-10

Кл. т. 0,5S 300/5

ЗНОЛ-ЭК-10

Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8

активная

реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (± 5), %

Погрешность в рабочих условиях, (± 5), %

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

1, 2, 3, 4

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S)

1н1<11<1,21н1

1,1

1,3

2,2

1,2

1,4

2,3

0,21н1<11<1н1

1,1

1,3

2,2

1,2

1,4

2,3

0,051н1<11<0,21н1

1,4

1,6

3,0

1,5

1,8

3,0

0,021н1<11<0,051н1

2,4

2,9

5,5

2,4

3,0

5,5

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (± 5), %

Погрешность в рабочих условиях, (± 5), %

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 0,9

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

1, 2, 3, 4

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5 (ГОСТ Р 52425-2005))

1н1<11<1,21н1

2,7

1,9

1,2

3,1

2,4

2,0

0,21н1<11<1н1

2,7

1,9

1,2

3,1

2,4

2,0

0,051н1<11<0,21н1

3,6

2,6

1,6

4,0

2,9

2,2

0,021н1<11<0,051н1

6,5

4,5

2,7

6,7

4,7

3,1

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С;

4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

4

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от Ином

- ток, % от 1ном

- частота, Гц

- коэффициент мощности cosф

- температура окружающей среды, °C

от 98 до 102

от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25

Окончание таблицы 5

Наименование характеристики

Значение

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °C:

- температура окружающей среды в месте расположения

У СПД, Т

от 90 до 110

от 2 до 120

от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +70

от -40 до +65

от -10 до +50

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

- среднее время восстановления работоспособности, ч

У СПД:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

- среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

- среднее время восстановления работоспособности, ч

Сервер HP Proliant BL 460c Gen8, HP Proliant BL 460c G6:

- среднее время наработки на отказ, ч,

- среднее время восстановления работоспособности, ч

165000 2

70000 2

35000 2

Tg6=261163, ^8=264599 0,5

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

- при отключении питания, лет, не менее

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее

- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

113

10

45

10

3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

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

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений.

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» по ГПС «Нижнекамск-2» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТЛО-10

25433-11

12

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-ЭК-10

47583-11

12

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

4

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С70

28822-05

1

Окончание таблицы 6

1

2

3

4

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

41681-10

1

Сервер точного времени

ССВ-1Г

39485-08

2

Программное обеспечение

Энергосфера

-

1

Методика поверки

МП 55291-13

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 55291-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» по ГПС «Нижнекамск-2». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 28.08.2013 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»;

- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчика СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;

- СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН

С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;

- УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика

поверки ВЛСТ. 237.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.;

- 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

с 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) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» по ГПС «Нижнекамск-2» (АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт» по ГПС «Нижнекамск-2»)», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.

Нормативные документы

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

Развернуть полное описание