Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Урал" по НПС "Чекмагуш". 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 - Урал" по НПС "Чекмагуш"

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Урал» по НПС «Чекмагуш» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), 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 - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) ЭКОМ-3000 со встроенным источником точного времени ГЛОНАСС/GPS и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - сервер БД), сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее

- ПО) ПК «Энергосфера».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициентов трансформации:

-    активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

-    средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы

УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматических рабочих местах.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть».

Данные хранятся в сервере БД. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК 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.

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 настоящую систему 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 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, 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 времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (УССВ), реализованного на ГЛОНАСС/GPS-приемнике в составе УСПД. Время УСПД периодически сличается со временем ГЛОНАСС/GPS (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов УСПД проводится независимо от величины расхождения времени.

В случае неисправности СОЕВ, встроенного в УСПД, синхронизация УСПД осуществлается с уровня ИВК ПАО «Транснефть». Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже 1 раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков 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.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0. 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 - Метрологически значимый модуль ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

СВЕВ6Е6СА69318ВЕБ976Е08А2ВВ7814В

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, 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 АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 и 3.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

о,

е

S

о

Н

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД/ИВК/ УСВ уровня ИВК

1

2

3

4

5

6

НПС «Чекмагуш»

1

ЗРУ-6 кВ Нас.

№1 НПС «Чекмагуш», 1 с.ш. 6 кВ, яч. 18

ТЛО-10 Кл. т. 0.5 S 1000/5 Рег. №25433-03 ТОЛ 10-I Кл. т. 0,5S 1000/5 Рег. №15128-03

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/V3:100/V3 Рег. № 11094-87

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

ЭКОМ-3000 Рег. №17049-14

HP ProLiant ВЕ460

ССВ-1Г Рег. № 39485-08

1

2

3

4

5

6

2

ЗРУ-6 кВ Нас.

№1 НПС «Чекмагуш», 2 с.ш. 6 кВ, яч. 17

ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 1000/5 Рег. №25433-03 ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S 1000/5 Рег. №15128-03

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/V3:100/V3 Рег. № 11094-87

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

ЭКОМ-3000 Рег. №17049-14

HP ProLiant ВЫ60 ССВ-1Г Рег. № 39485-08

3

ЗРУ-6 кВ Нас.

№1 НПС «Чекмагуш», 1 с.ш. 6 кВ, яч.19, ТСН №1

ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. №25433-03

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,2 6000/V3: 100/V3 Рег. № 20186-00

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

4

ЗРУ-6 кВ Нас.

№1 НПС «Чекмагуш», 2 с.ш. 6 кВ, яч. 16, ТСН №2

ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. №25433-03

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,2 6000/V3: 100/V3 Рег. № 20186-00

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

5

ЗРУ-6 кВ Нас.

№2 НПС «Чекмагуш», 1 с.ш. 6 кВ, яч.3

ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 1000/5 Рег. №25433-03 ТОЛ-10-I Кл. т. 0.5S 1000/5 Рег. №15128-03

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/V3: 100/V3 Рег. № 20186-00

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег.

№ 27524-04

6

ЗРУ-6 кВ Нас.

№2 НПС «Чекмагуш», 2 с.ш. 6 кВ, яч.13

ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 1000/5 Рег. №25433-03 ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S 1000/5 Рег. №15128-03

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/V3: 100/V3 Рег. № 20186-00

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег.

№ 27524-04

7

ПС «Калмаш» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.5, Ф «55-05»

ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. №25433-03

ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5 6000/V3:100/V3 Рег. №3344-04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег.

№ 36697-12

8

ЗРУ-6 кВ Нас.

№2 НПС «Чекмагуш», 1 с.ш. 6 кВ, яч.17, Т-1 КТП 2х1000 кВА

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 200/5 Рег. №25433-11

ЗНОЛП-ЭК-6 Кл. т. 0,2 6000/V3: 100/V3 Рег. №68841-17

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег.

№ 36697-17

ЗРУ-6 кВ Нас.

№2 НПС «Чекмагуш», 2 с.ш. 6 кВ, яч.16, Т-2 КТП 2х1000 кВА

9

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 200/5 Рег. №25433-11

ЗНОЛП-ЭК-6 Кл. т. 0,2 6000/V3: 100/V3 Рег. №68841-17

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег.

№ 36697-17

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 - Урал» АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

2.    Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.

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

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Номер ИК

Вид электрической энергии

Границы основной погрешности, (±5), %

Границы погрешности в рабочих условиях,

(±5),%

1-4

Активная

0,9

2,9

Реактивная

2,3

4,8

5,6

Активная

1,1

3,0

Реактивная

2,6

4,9

7

Активная

1,1

3,0

Реактивная

2,7

4,8

8,9

Активная

0,6

1,5

Реактивная

1,3

2,6

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Примечания:

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

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

Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд, 1=0,02 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 9 от 0 до плюс 40 °C.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

9

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

0,9

- температура окружающей среды, С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, С:

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера, С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики СЭТ-4ТМ.03М

- среднее время наработки на отказ, ч

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Счетчики СЭТ-4ТМ.03:

- среднее время наработки на отказ, ч

90000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

264599

- среднее время восстановления работоспособности, ч

0,5

УСПД:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

для УСПД ЭКОМ-3000

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Глубина хранения информации

Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

10

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления по каждому каналу и электропотребление за

месяц по каждому каналу, суток, не менее

45

- сохранение информации при отключении питания, лет, не

менее

10

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий:

-    в журнале событий счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера БД;

-    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой

подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Урал» по НПС «Чекмагуш» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Наименование

Тип

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТЛО-10

23

Трансформатор тока

ТОЛ 10-I

4

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-ЭК

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

2

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

3

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1

Сервер синхронизации времени

ССВ-1Г

2

Сервер

HP ProLiant ВL460

2

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Методика поверки

МП 100-2018

1

Руководство пользователя

НС.2018.АСКУЭ.00487 РП

1

Формуляр

НС.2018.АСКУЭ.00487 ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 100-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Урал» по НПС «Чекмагуш». Методика поверки», ООО «Спецэнергопроект» 25.12.2018 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 без отключения цепей»;

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

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

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

-    УСПД ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», согласованному с ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;

-    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.315): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %, Рег. № 22129-09.

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Урал» по НПС «Чекмагуш», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

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

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