Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО "ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО "ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД"

Основные
Тип
Год регистрации 2010
Дата протокола 03д4 от 29.07.10 п.210
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 41649
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

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

- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных 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 (опломбирование, установка паролей и т.п.);

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

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), соответствующие ГОСТ 7746; напряжения (ТН), соответствующие ГОСТ 1983; счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03, ПСЧ-4ТМ.05, соответствующие ГОСТ Р 52323 и ГОСТ 30206 для активной энергии; ГОСТ Р 52425 и ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии установленные на объектах, указанных в таблице 2 (12 точек измерений). Типы и классы точности, применяемых счетчиков электроэнергии, измерительных трансформаторов тока и напряжения, указаны в таблице 2.

2-й уровень - устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе «СИКОН С70».

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, серверы сбора данных, серверы баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройства синхронизации системного времени УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) Пирамида 2000.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 и напряжения электрического тока 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача данных в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, осуществляется с ИВК, в том числе АРМ энергосбытовой компании через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК (сервера БД). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УСВ-2, синхронизирующего собственное системное время по сигналам поверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УСВ-2. Время серверов, установленных в основном и резервном ЦСОИ ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД», синхронизировано с временем УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения.

Время УСПД синхронизируется с временем сервера, синхронизация осуществляется один раз в сутки, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчиков с временем УСПД производится каждый сеанс связи со счетчиками (один раз в 30 минут). Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем «СИКОН С70» при наличие расхождения ±1 с, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО Пирамида 2000 версии 1.1.0.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО Пирамида 2000 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 Пирамида 2000.

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентиф икаци-онные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

Пирамида 2000 АРМ

Пирамида 2000. Сервер

Пирамида 2000. Web-доступ

Пирамида 2000. Межсерверный обмен

Система разграничения прав пользователей

Номер версии (идентификационный номер)

ПО

10.05/2005

20.02/2010/С-512

20.02/2010/Д-02

20.02/2010/Д-03

20.02/2010/Д-01

Цифровой идентификатор ПО

98ede872faca0b59911fd 24ac98a46c

0fce721a912f58d466 d7116b801d6bc6

d942a4551f24cf30de67 53c10e0cd83c

6a26f03dc5a007fafa81acb67a d4de48

ef7e6d062e4414eee0d8c 165429043e9

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-01

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

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.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

ГНПС-1 (учет на стороне ПС «Тайшет»)

1

ПС 500/110/35 кВ «Тайшет» ОРУ-35 кВ отходящий фидер в сторону ГНПС №1 «Тайшет» 1 сш 35 кВ

ТВЭ-35

Коэф. тр.600/5

Кл.т. 0,2

ЗНОМ-35-65 Коэф. тр. 35000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

Активная

Реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

2

ПС 500/110/35 кВ «Тайшет» ОРУ-35 кВ отходящий фидер в сторону ГНПС №1 «Тайшет» 2 сш 35 кВ

ТВЭ-35

Коэф. тр.600/5

Кл.т. 0,2

ЗНОЛ-35 III Коэф. тр. 35000/^3:100/^3 Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5

Активная

Реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

НПС-4 «Речушка»

3

ТСН-1 Шкаф СН Т41 ОПУ 0,4 кВ

ТШП-0,66

Коэф. тр. 300/5

Кл.т. 0,5

-

ПСЧ-4ТМ.05.16

Кл.т. 0,5S/1,0

СИКОН С70

Активная

Реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,1

4

ТСН-2 Шкаф СН Т42 ОПУ 0,4 кВ

ТШП-0,66 Коэф. тр. 300/5 Кл.т. 0,5 Т-0,66 Коэф. тр. 300/5

Кл.т. 0,5

-

ПСЧ-4ТМ.05.16

Кл.т. 0,5S/1,0

Активная

Реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,1

5

3РУ-10кВ Ввод 1 яч. 3

ТЛП-10

Коэф. тр. 3000/5

Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06-10

Коэф. тр. 10000/^3:100/^3

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.04

Кл.т. 0,2S/0,5

Активная

Реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

6

3РУ-10кВ Ввод 2 яч. 27

ТЛП-10

Коэф. тр. 3000/5

Кл.т. 0,5

ЗНОЛ.06-10

Коэф. тр. 10000/^3:100/^3

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.04

Кл.т. 0,2S/0,5

Активная

Реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

Продолжение таблицы 2

Номер ИК

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

7

ТСН №1 Ввод 0,4 кВ

Т-0,66 М У3

Коэф. тр. 50/5

Кл.т. 0,5

-

СЭТ-4ТМ.03.08

Кл.т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

Активная

Реактивная

±0,9

±2,2

±2,9

±4,4

8

ТСН №2 Ввод 0,4 кВ

Т-0,66 М У3

Коэф. тр. 50/5

Кл.т. 0,5

-

СЭТ-4ТМ.03.08

Кл.т. 0,2S/0,5

Активная

Реактивная

±0,9

±2,2

±2,9

±4,4

НПС-17 «Алдан»

9

ПС 220/10 кВ НПС-17 Ввод-1 220 кВ

ТФЗМ 220Б-Ш

Коэф. тр. 200/5 Кл.т. 0,2S

НАМИ-220 УХЛ1 Коэф. тр. 220000/^3:100/^3 Кл.т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

Активная

Реактивная

±0,6

±1,2

±1,5

±2,8

10

ПС 220/10 кВ НПС-17 Ввод-2 220 кВ

ТФЗМ 220Б-Ш

Коэф. тр. 200/5

Кл.т. 0,2S

НАМИ-220 УХЛ1 Коэф. тр. 220000/^3:100/^3 Кл.т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5

Активная

Реактивная

±0,6

±1,2

±1,5

±2,8

НПС-21 «Сковородино»

11

ОРУ-110 кВ Ввод №1 110 кВ (Т1)

ТФМ-110-II

Коэф. тр. 300/5

Кл.т. 0,2S

НАМИ-110 УХЛ1 Коэф. тр. 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

СИКОН С70

Активная

Реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

12

ОРУ-110 кВ Ввод №2 110 кВ (Т2)

ТФМ-110-II

Коэф. тр. 300/5

Кл.т. 0,2S

НАМИ-110 УХЛ1 Коэф. тр. 110000/^3:100/^3 Кл.т. 0,2

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5

Активная

Реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,6

Примечания:

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

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

3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98^1,02) ином; ток (1^1,2) 1ном, cos9=0,9 инд.;

температура окружающей среды (20+5) °С.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9^1,1) ином; ток (0,05^1,2) 1ном (для ИК 3-6, 9, 10 ток (0,02^1,2) 1ном); 0,5 инд.<cosф<0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 50 °С,

для счетчиков от минус 40 до плюс 60 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С, для сервера от плюс 15 до плюс 35 °С;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 и ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425 и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на УСПД того же утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания 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;

- выключение и включение УСПД;

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 состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений - 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора - 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД «СИКОН С70» - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу -45 суток; сохранение информации при отключении питания - 10 лет.

- сервер - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 года.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТВЭ-35

13158-04

6

Трансформатор тока

ТШП-0,66

15173-06

5

Трансформатор тока

Т-0,66

22656-07

1

Трансформатор тока

Т-0,66 М У3

36382-07

6

Трансформатор тока

ТЛП-10

30709-08

6

Трансформатор тока

ТФЗМ 220Б-Ш

26006-06

6

Трансформатор тока

ТФМ-110-П

53622-13

6

Продолжение таблицы 3

1

2

3

4

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-35 III

21257-06

3

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65

912-07

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-10

3344-08

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-220 УХЛ1

20344-05

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

24218-08

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

5

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.08

27524-04

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.04

36697-08

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05.16

27779-04

2

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

41681-09

2

Устройство сбора и передачи данных (УСПД)

СИКОН С70

28822-05

4

Программное обеспечение

Пирамида 2000

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 45970-10 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2010 года.

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 методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1;

- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05. Методика поверки» ИЛГШ.411152.126 РЭ1;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1;

- УСПД «СИКОН С70» - по методике поверки «Контроллеры сетевые индустриальные. СИКОН С70. Методика поверки» ВЛСТ 220.00.000 И1;

- устройства синхронизации времени УСВ-2 - по методике поверки «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки» ВЛСТ 237.00.000 МП

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.

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

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной коммерческого учета электроэнергии (мощности) ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД» (ФР.1.34.2010.09028), аттестованной ФГУП «ВНИИМС».

Нормативные документы

1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

Развернуть полное описание