Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части ООО "Транснефть - Дальний Восток" по объекту НПС №29. 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 ООО "Транснефть - Дальний Восток" по объекту НПС №29

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Дальний Восток» по объекту НПС №29 (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 (далее - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2015, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2015 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики) 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 - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

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 (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.

Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (далее - 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.

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.

В случае неисправности или ремонта УССВ УСПД имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».

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 программное обеспечение ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1. 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 - Метрологические значимые модули 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

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4.

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

о,

е

S

о

Н

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Сервер

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ПС 220 кВ НПС-29, ОРУ-220 кВ,

КВЛ 220 кВ Нижне-Бурейская ГЭС -НПС-29

ТОГФ-220 Кл. т. 0,2S 1000/1 Рег. № 61432-15

ЗНОГ-220 Кл. т. 0,2 220 000/V3:100/V3 Рег. № 61431-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

HP ProLiant ВL460;

ССВ-1Г Рег. № 39485-08

активная

реактивная

2

ПС 220 кВ НПС-29, ОРУ-220 кВ,

ВЛ 220 кВ Архара - НПС-29

ТОГФ-220 Кл. т. 0,2S 1000/1 Рег. № 61432-15

ЗНОГ-220 Кл. т. 0,2 220 000/V3:100/V3 Рег. № 61431-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

активная

реактивная

3

ПС 220 кВ НПС-29, ОРУ-220 кВ, Ввод Т1 220 кВ

ТОГФ-220 Кл. т. 0,2S 100/1 Рег. № 46527-11

ЗНОГ-220 Кл. т. 0,2 220 000/V3:100/V3 Рег. № 61431-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

активная

реактивная

4

ПС 220 кВ НПС-29, ОРУ-220 кВ, Ввод Т2 220 кВ

ТОГФ-220 Кл. т. 0,2S 100/1 Рег. № 46527-11

ЗНОГ-220 Кл. т. 0,2 220 000/V3:100/V3 Рег. № 61431-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

5

НПС-29 ЗРУ-10кВ, яч. 1, Ввод №1

ТЛК-СТ-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Рег. № 58720-14

ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10 000/V3:100/V3 Рег. № 46738-11

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14

HP ProLiant ВL460;

ССВ-1Г Рег. № 39485-08

активная

реактивная

6

НПС-29 ЗРУ-10кВ, яч. 27, Ввод №2

ТЛК-СТ-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Рег. № 58720-14

ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10 000/V3:100/V3 Рег. № 46738-11

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

активная

реактивная

Пределы допускаемой погрешности компонентов СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Основная погрешность, (±5), %

Погрешность в рабочих условиях, (±5), %

cos j = 0,9

cos j = 0,8

cos j = 0,5

cos j = 0,9

cos j = 0,8

cos j = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

1-4

0,6

0,6

0,9

1,0

1,0

1,2

0,2Iн1<I1<Iн1

0,6

0,6

0,9

1,0

1,0

1,2

(Сч 0,2S;

0,05!н1<!1<0,2!н1

0,7

0,8

1,2

1,0

1,1

1,4

ТТ 0,2S; ТН 0,2)

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

1,2

1,3

2,0

1,4

1,5

2,2

5-6

1,0

1,2

2,2

1,3

1,5

2,3

0,2Iн1<I1<Iн1

1,0

1,2

2,2

1,3

1,5

2,3

(Сч 0,2S;

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

1,3

1,6

2,9

1,5

1,8

3,0

ТТ 0,5S; ТН 0,5)

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

2,3

2,9

5,4

2,5

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 j = 0,9

cos j = 0,8

cos j = 0,5

cos j = 0,9

cos j = 0,8

cos j = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

1-4

Iн1<I1<1,2Iн1

1,2

1,0

0,8

2,1

2,0

1,9

0,2Iн1<I1<Iн1

1,2

1,0

0,8

2,1

2,0

1,9

(Сч 0,5; ТТ 0,2S;

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

1,5

1,1

0,9

2,3

2,1

2,0

ТН 0,2)

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

2,5

2,0

1,5

3,1

2,6

2,3

5-6

Iн1<I1<1,2Iн1

2,6

1,9

1,2

3,1

2,6

2,1

0,2Iн1<I1<Iн1

2,6

1,9

1,2

3,1

2,6

2,1

(Сч 0,5; ТТ 0,5S;

0,05Iн1<I1<0,2Iн1

3,5

2,4

1,5

3,9

3,0

2,3

ТН 0,5)

0,02Iн1<I1<0,05Iн1

6,4

4,4

2,7

6,7

4,8

3,2

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, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ООО «Транснефть

- Дальний Восток» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

4.    Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °C.

Таблица 5 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

6

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 99 до 101

- ток, % от ^ом

от 100 до 120

- коэффициент мощности

0,9

- температура окружающей среды для ТТ, °С

от -45 до +40

- температура окружающей среды для ТН, °С

от -60 до +40

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

от +21 до +25

- температура окружающей среды для УСПД

от -30 до +50

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

от 2 до 120

- коэффициент мощности cosj(sinj)

от 0,5 инд. до 0,8 емк

- температура окружающей среды для ТТ, ТН в ОРУ-220кВ °С

от -43 до +33

- температура окружающей среды для ТТ, ТН, в ЗРУ-10кВ °С

от 0 до +40

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

от 0 до +40

- температура окружающей среды для УСПД

от 0 до +40

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

48

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

СОЕВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

- 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 БД 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.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера БД.

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

-    счетчика;

-    УСПД;

-    сервера БД.

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 титульный лист Формуляра на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Дальний Восток» по объекту НПС №29 типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

1

2

3

Трансформатор тока

ТОГФ-220

12 шт.

Трансформатор тока

ТЛК-СТ-10

6 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОГ-220

6 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-10

6 шт.

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.16

4 шт.

1

2

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

2 шт.

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1 шт.

Сервер точного времени

ССВ-1Г

2 шт.

Сервер БД

HP ProLiant ВL460

2 шт.

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1 шт.

Методика поверки

МП 206.1-018-2018

1 экз.

Паспорт - Формуляр

АСВЭ 167.00.000 ФО

1 экз.

Руководство по эксплуатации

-

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-018-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Дальний Восток» по объекту НПС №29. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 26.01.2018 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»;

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

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

-    ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 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.;

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

-    термогигрометр CENTER (мод.314): 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%.

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) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Дальний Восток» по объекту НПС №29 (АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Дальний Восток» по объекту НПС №29)», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Дальний Восток» по объекту НПС №29

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