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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Дружба" по ЛПДС (НПС) "Сызрань"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по ЛПДС (НПС) «Сызрань» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую 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), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), 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 сетевого индустриального СИКОН С70, устройство синхронизации времени УСВ-3 и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных АИИС КУЭ (сервер БД), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», серверы синхронизации времени ССВ-1Г (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) 39485-08), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ. Перечень и состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Первичные 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, её 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.

Данные хранятся в сервере БД. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные от 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 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 из 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 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, 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-1 Г, входящими в состав ЦСОД. ССВ-1 Г 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/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК. В случае выхода из строя основного сервера синхронизации времени ССВ-1Г, используется резервный.

Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему УСВ-3. Сличение часов УСПД с УСВ-3 производится не реже 1 раза в сутки. Синхронизация часов УСПД с УСВ-3 проводится независимо от величины расхождения времени.

В случае неисправности, ремонта или поверки УСВ-3 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 БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0. 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 - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

СВЕВ6Е6СА69318ВЕБ976Е08А2ВВ7814В (для файла pso metr.dll)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

И№

2

Наименование

точки

измерений

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счетчик

Д

С

О

У

УСВ уровня ИВКЭ

УСВ уровня ИВЭ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ЛПДС (НПС) «Сызрань» ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.2

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 1500/5 Рег. № 25433-03

ЗНОЛП-6 У2 Кл.т. 0,5 Ктн =

6000/V3/100/V3

Рег. № 46738-11

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

СИКОН С70 Рег. № 28822-05

УСВ-3 Рег. № 51644-12

ССВ-1Г Рег. № 39485-08

Активная

Реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2

ЛПДС (НПС) «Сызрань» ЗРУ-6 кВ,

2 СШ 6 кВ, яч.19

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 1500/5 Рег. № 25433-03

ЗНОЛП-6 У2 Кл.т. 0,5 Ктн =

6000/V3/100/V3

Рег. № 46738-11

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

СИКОН С70 Рег. № 28822-05

УСВ-3 Рег. № 51644-12

ССВ-1Г Рег. № 39485-08

Активная

Реактивная

3

ПС 110 кВ «Дружба» ЗРУ-6кВ НПС «Сызрань»

1 с.ш. 6 кВ яч. 6

ТЛП-10-3 ф. А, ф. С Кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. № 30709-05 ТПОЛ 10 ф. В Кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. № 1261-02

ЗНОЛП-6 У2 Кл.т. 0,5 Ктн =

6000/V3/100/V3

Рег. № 46738-11

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

Активная

Реактивная

4

ПС 110 кВ «Дружба» ЗРУ-6 кВ НПС «Сызрань» 2 с.ш. 6 кВ яч. 16

ТЛП-10-3 ф. А, ф. С Кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. № 30709-05 ТПОЛ 10 ф. В Кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. № 1261-02

ЗНОЛП-6 У2 Кл.т. 0,5 Ктн =

6000/V3/100/V3

Рег. № 46738-11

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

Активная

Реактивная

5

ЛПДС (НПС) «Сызрань» ЗРУ-6 кВ,

2 СШ 6 кВ, яч. 21

ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 25433-08

ЗНОЛП-6 У2 Кл.т. 0,5 Ктн =

6000/V3/100/V3

Рег. № 46738-11

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

Активная

Реактивная

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 АО «Транснефть - Дружба» не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

2    Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов.

3    Замена оформляется техническим актом в установленном на АО «Транснефть - Дружба» порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Границы основной относительной погрешности ИК (±^), %

Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), %

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1 - 4

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S)

0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05I^

1,8

2,5

4,8

1,9

2,6

4,8

0,05I^ < I1 < 0,2I^

1,1

1,6

3,0

1,2

1,7

3,0

°,21н1 < ^ < ^1

0,9

1,2

2,2

1,0

1,4

2,3

Ll < ^ < 1,2Ia1

0,9

1,2

2,2

1,0

1,4

2,3

5

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S)

0,05Iн1 < ^ < 0,2Ia1

1,8

2,8

5,4

1,9

2,9

5,5

0,2Ia1 < ^ < Ll

1,1

1,6

2,9

1,2

1,7

3,0

Iн1 < I1 < 1,2Iн1

0,9

1,2

2,2

1,0

1,4

2,3

Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Границы основной относительной погрешности ИК (±^), %

Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±^), %

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

1 - 4

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5)

0,01(0,02)Iнl < I1 <

0,05Ie1

4,0

2,4

4,2

2,8

0,05Iн1 < I1 < 0,2Iн1

2,5

1,5

2,9

2,0

0,2Iн1 < I1 < Iн1

1,9

1,2

2,4

1,8

Iн1 < I1 < 1,2Iн1

1,9

1,2

2,4

1,8

5

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5)

0,05Iнl < I1 < 0,2Iнl

4,4

2,5

4,7

2,9

0,2Iнl < I1 < Iнl

2,4

1,5

2,8

2,0

Iн1 < I1 < 1,2Iн1

1,9

1,2

2,4

1,8

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±Д), с

5

Примечания:

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

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

3    Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

5

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- коэффициент мощности

0,87

- частота, Гц

от 49,8 до 50,2

- температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2(5) до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд. до 0,8емк.

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды, °С:

- для ТТ и ТН

от -45 до +40

- для счетчиков

от -40 до +60

- для УСПД

от -10 до +50

- для УСВ-3

от -25 до +60

- для ССВ-1Г

от +5 до +40

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

УСВ-3:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

сервер синхронизации времени ССВ-1Г:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

15000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

0,5

ИВК:

- коэффициент готовности, не менее

0,99

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

1

Глубина хранения информации счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за

месяц, сут, не менее

45

сервер:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,

лет, не менее

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 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:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера БД.

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

-    счетчика электрической энергии;

-    УСПД;

-    сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    сервере БД (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 на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформаторы тока

ТЛО-10

9 шт.

Трансформаторы тока

ТЛП-10-3

4 шт.

Трансформаторы тока

ТПОЛ 10

2 шт.

Трансформаторы напряжения заземляемые

ЗНОЛП-6 У2

6 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

5 шт.

У стройства синхронизации времени

УСВ-3

1 шт.

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

1 шт.

Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени

ССВ-1Г

2 шт.

Сервер

HP ProLiant ВГ460

2 шт.

Методика поверки

МП-312235-031-2018

1 экз.

Формуляр

2018.АСКУЭ.03/05 ФО

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП-312235-031-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по ЛПДС (НПС) «Сызрань». Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 31.07.2018 г.

Основные средства поверки:

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;

-    ТН по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;

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

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

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;

-    СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки. ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;

-    УСВ-3 - в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;

-    ССВ-1Г - в соответствии с документом ЛЖАР.468150.003-08 МП «Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);

-    прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).

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

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по ЛПДС (НПС) «Сызрань», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.

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

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