Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Сибирь" по НПС-2 ЛПДС "Демьянское". 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-Сибирь" по НПС-2 ЛПДС "Демьянское"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по НПС-2 ЛПДС «Демьянское» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, 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 измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ 52425-2005 в части реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ-2).

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), серверы точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на вход 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.

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. 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 с 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 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 (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 (Рег. № 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.

Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему УССВ-2. Сличение часов УСПД с УССВ-2 производится не реже 1 раза в сутки. Синхронизация часов УСПД с УССВ-2 проводится независимо от величины расхождения времени.

В случае неисправности, ремонта или поверки УССВ-2 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 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 7.1, в состав которого входят программы, указанные 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».

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

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

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 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

м

о

Н

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Наименование

объекта

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Вид

электро

энергии

Основная

погреш-

Погрешность в рабочих

ность, %

условиях,

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ЛПДС «Демьянское»

НПС-2 ЗРУ-10кВ

ТЛШ-10-1 Кл. т. 0,5S 2500/5 Рег. № 64182-16

ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М

СИКОН С70

активная

±1,1

±3,0

1

яч.13 Ввод №1 от ПС БКНС-3

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

Рег. № 2882205

реактивная

±2,7

±4,6

НПС-2 ЗРУ-10кВ

ТЛШ-10-1 Кл. т. 0,5S 2500/5 Рег. №64182-16

ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М

СИКОН С70

активная

±1,1

±3,0

2

яч.29 Ввод №2 от ПС БКНС-4

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

Рег. № 2882205

реактивная

±2,7

±4,6

НПС-2 ЗРУ-10кВ яч. №22 КТП УС

ТЛО-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 25433-11

ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10000:^3/100:^3 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М.01

СИКОН С70

активная

±1,2

±3,3

16

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

Рег. № 2882205

реактивная

±2,8

±5,5

37

НПС-2 220 ЩСУ

Узел задвижки

ТТЭ Кл. т. 0,5S 30/5

Рег. № 52784-13

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С70 Рег. № 28822-

активная

±1,0

±3,2

45е Ввод 1

Рег. № 36697-12

05

реактивная

±2,4

±5,4

38

НПС-2 220 ЩСУ Узел задвижки

ТТЭ Кл. т. 0,5S 30/5

Рег. № 52784-13

СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0

СИКОН С70 Рег. № 28822-

активная

±1,0

±3,2

45е Ввод 2

Рег. № 36697-12

05

реактивная

±2,4

±5,4

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.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД, УССВ-2 на однотипные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном в АО «Транснефть — Сибирь» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

4.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1, 2, 16, 37, 38 от плюс 17 до 30 °C.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

4

Нормальные условия: параметры сети:

-    напряжение, % от Uном

-    ток, % от !ном

-    коэффициент мощности

-    температура окружающей среды, °С

от 98 до 102 от 100 до 120

0,9

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

-    напряжение, % от Uном

-    ток, % от !ном

-    коэффициент мощности cosj(sinj)

-    температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

-    температура окружающей среды для счетчиков, °С

-    температура окружающей среды для УСПД

от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от -45 до +50 от -40 до +60 от -10 до +50

Наименование характеристики

Значение

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики СЭТ-4ТM.03M:

- среднее время наработки на отказ, ч

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УССВ-2:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

264599

- среднее время восстановления работоспособности, ч

0,5

Глубина хранения информации

Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

113,7

- при отключении питания, лет, не менее

10

УСПД:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

45

- при отключении питания, лет, не менее

10

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации состояний

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 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).

Цикличность:

-    измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (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-Сибирь» по НПС-2 ЛПДС «Демьянское» 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 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТЛШ-10-1

64182-16

6

Трансформатор тока

ТЛО-10

25433-11

2

Трансформатор тока

ТТЭ

52784-13

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-10

46738-11

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M

36697-12

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-12

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.09

36697-12

2

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН С70

28822-05

1

У стройство синхронизации системного времени

УССВ-2

54074-13

1

Серверы синхронизации времени

ССВ-1Г

39485-08

2

Сервер

Hewlett Packard

-

2

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

-

1

Методика поверки

МП 206.1-379-2017

-

1

Паспорт-Формуляр

НС .2017. АСКУЭ .00322 ФО

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-379-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по НПС-2 ЛПДС «Демьянское». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 19.12.2017 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» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

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

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

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

-    УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальный СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2005 г.;

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

-    УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), Рег. № 27008-04;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 %; 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 электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по НПС-2 ЛПДС «Демьянское», аттестованной 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-Сибирь» по НПС-2 ЛПДС «Демьянское»

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

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».

Развернуть полное описание