Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Уралтранснефтепродукт" по объекту ЛПДС "Тюрино". 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 "Уралтранснефтепродукт" по объекту ЛПДС "Тюрино"

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 1092 п. 13 от 16.09.2013
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 «Уралтранснефтепродукт» по объекту ЛПДС «Тюрино» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ПАО «Транснефть», сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

- автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;

- периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор

п ривязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;

- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001; счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.М класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии; счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.01 класса точности 0,2S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии; класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (СБД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г, программное обеспечение (далее-ПО) ПК «Энергосфера», а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

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, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

На 2-ом уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, а также передача накопленных данных в информационные системы организаций-участников оптового рынка электроэнергии.

Данные по группе 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 ведение реестра субъектов оптового рынка 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 № 54083-13).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы счетчиков, СБД АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВК используются два сервера синхронизации времени ССВ-1Г, входящие в состав центра сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть». 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.

Сравнение показаний часов счетчиков и СБД АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и СБД АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и СБД АИИС КУЭ на величину более чем ±4 с. Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время и дату коррекции времени и фиксирует время до и после коррекции. Журнал событий СБД АИИС КУЭ отражает время и дату коррекции времени и фиксирует время до коррекции.

Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера»

ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll, версия 1.1.1.1

Номер версии (идентификационный номер ПО)

не ниже 7.1

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав АИИС КУЭ

Наименование объекта и номер точки измерений

Состав измерительных каналов системы

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

1

2

3

4

5

6

1

ЛПДС «Тюрино» ЗРУ-6 кВ 1СШ 6 кВ яч.№8

ТПЛ-10-С 200/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

Кл. т. 0,2S/0,5

HP Proliant Series DL-320

2

ЛПДС «Тюрино» ЗРУ-6 кВ 2СШ 6 кВ яч.№20

ТВК-10 50/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

3

ПС 110/35/6 кВ «Тюрино» ЗРУ-6 кВ 1СШ 6 кВ яч.№14

ТПЛ-10-М 600/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

4

ПС 110/35/6 кВ «Тюрино» ЗРУ-6 кВ 2СШ 6 кВ яч.№3

ТПОЛ-10 600/5 Кл. т. 0,5

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

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 Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

2. Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Номера однотипных ИК

Вид электроэнергии

Границы основной погрешности, (±6), %

Границы погрешности в рабочих условиях, (±6), %

1 - 4

Активная

Реактивная

1,0

2,6

3,0

4,9

П р и м е ч а н и я

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

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

3 Погрешность в рабочих условиях в таблице 3 указана для тока 0,05 Ihom, cos9 = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -10 до +40 ОС.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

24

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

температура окружающей среды, °С

от 98 до 102

от 1 до 120 0,9 от 49,8 до 50,02 от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности:

- COSф

- simp

- частота, Гц

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

- температура окружающей среды в месте расположения

счетчиков, ° С

от 90 до 110 от 1(2) до 120

0,5 до 1,0 от 0,5 до 0,87 от 49,8 до 50,02 от -40 до +50

от -20 до +40

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики (СЭТ-4ТМ.03/СЭТ-4ТМ.03М):

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

90000/165000

2

113060

1

Глубина хранения информации:

счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

- при отключении питания, лет, не менее

сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

114 5

3,5

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 счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика электрической энергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера.

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

- счетчика электрической энергии;

- сервера.

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).

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Измерительный трансформатор тока

ТПЛ-10

4

Измерительный трансформатор тока

ТВК-10

2

Измерительный трансформатор тока

ТПОЛ-10

2

Измерительный     трансформатор

напряжения

НАМИТ-10-2

4

Счетчики электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М

3

Счетчики электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03

1

Сервер

HP Proliant Series DL-320

1

ПК «Энергосфера»

ПК «Энергосфера»

1

Методика поверки

Г.0.0000.0029-УТНП/ГТП-00.000.МП (с изменением №1)

1

Формуляр

Г.0.0000.0029-УТНП/ГТП-00.000.Ф

1

Поверка

осуществляется по документу Г.0.0000.029-УТНП/ГТП-00.000.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Тюрино». Измерительные каналы. Методика поверки (с Изменением №1)» утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 06.12.2016 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчики СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS), регистрационный № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со

счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С,

цена деления 1°С.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объекту ЛПДС «Тюрино», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 16.02.2016.

Нормативные документы

«Тюрино»

ГОСТ 1983-2001

ГОСТ 7746-2001

ГОСТ 34.601-90

«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

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