Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО "Транснефть" в части ООО "Транснефть - Восток" по объекту НПС "Нижнеудинская". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО "Транснефть" в части ООО "Транснефть - Восток" по объекту НПС "Нижнеудинская"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС «Нижнеудинская» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии 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 систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), 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, контроллер сетевой индустриальный типа СИКОН- С70 (далее-УСПД), устройство синхронизации времени типа УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, 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 фазные 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы 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.

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 точкам измерений системы автоматизированной информационноизмерительной 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 (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВКЭ). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается серверами синхронизации времени ССВ-1Г. 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 TCP/IP по протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Гформирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы GPS/ГЛОНАСС с учетом задержки на прием пакетов 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 устройством синхронизации времени типа 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. 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». 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».

Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

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. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

ИКр

е

м

о

Я

Диспетчерское

наименование

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

Д

П

О

УСВ уровня ИВКЭ

УСВ уровня ИВК

Основная погрешность (±) %

Погрешность в рабочих условиях, (±) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

НПС «Нижнеудинская» КРУ - 6 кВ,

1 СШ, яч. 7, Ввод № 1

ТОЛ-СЭЩ

Ктт= 2000/5 Кл.т. 0,2S Рег.№51623-12

ЗНОЛ

Ктн =6000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 Рег.№46738-11

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

СИКОН С70 0 ,рег.№ 28822-05

УСВ-3, Рег.№ 651644-12

Сервер синхронизации времени ССВ-1Г, рег.№ 39485-08

активная

реактивная

0,9

1,3

1,0

1,8

2

НПС «Нижнеудинская» КРУ - 6 кВ,

2 СШ, яч. 16, Ввод №2

ТОЛ-СЭЩ

Ктт= 2000/5 Кл.т. 0,2S Рег.№51623-12

ЗНОЛ Ктн =150/5 Кл.т. 0,5 Рег.№46738-11

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

активная

реактивная

0,9

1,3

1,0

1,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

3

НПС «Нижнеудинская» КРУ - 6 кВ,

3 СШ, яч. 41, Ввод №3

ТОЛ-СЭЩ

Ктт= 2000/5 Кл.т. 0,2S Рег.№51623-12

ЗНОЛ

Ктн =6000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 Рег.№46738-11

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

СИКОН С70 0 Рег.№ 39485-08

УСВ-3, рег.№ 64242-16

Сервер синхронизации времени ССВ-1Г, рег.№ 39485-08

активная

реактивная

0,9

1,3

1,0

1,8

4

НПС «Нижнеудинская» КРУ - 6 кВ,

4 СШ, яч. 24, Ввод №4

ТОЛ-СЭЩ

Ктт= 2000/5 Кл.т. 0,2S Рег.№51623-12

ЗНОЛ

Ктн =6000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 Рег.№46738-11

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

активная

реактивная

0,9

1,3

1,0

1,8

5

НПС

«Нижнеудинская» ЗРУ- 6 кВ, 2 СШ, яч. 36 «Жил. поселок»

ТЛО-10 Ктт= 150/5 Кл.т. 0,5S Рег.№25433-11

НАЛИ-НТЗ-6 Ктн =6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№59814-15

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

активная

реактивная

1,0

1,6

1,1

2,0

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

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, УСВ,УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие -владелей АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть. я часть.

4    ТТ по ГОСТ 7746-2001, ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии .

5    В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в нормальных и рабочих условиях эксплуатации, приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,8 (sin9=0,6); токе ТТ, равном 100 % от 1ном, температуре окружающего воздуха в местах расположения счетчиков от 0 до +40 °С.

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

5

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 99 до101

- ток, % от !ном

от 100 до 120

- коэффициент мощности

0,9

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

от +21 до +25

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 90 до 110

- ток, % от !ном

от 1 до 120

- коэффициент мощности cosj(sinj)

от 0,5 инд. до 1 емк

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С:

от -40 до +70

- температура окружающей среды для счетчиков, °С:

от - 40 до + 60

- температура окружающей среды для сервера, °С:

от +10 до + 30

- температура окружающей среды для контроллера

сетевого индустриального СИКОН С70, °С:

от -10 до +50

- температура окружающей среды для УСВ-3:

от -50 до +70

- атмосферное давление, кПа

от 80 до 106,7 кПа

- относительная влажность, не более ,%

98 %

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики СЭТ- 4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСВ-3:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

Сервер синхронизации времени ССВ-1Г:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

22 000

Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Счетчики СЭТ- 4ТМ.03М:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

113

Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70

- суточных данных о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,

потребленной за месяц, суток, не менее

45

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации

состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера 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:

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в УСПД;

-    журнал ИВК:

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике, УСПД и ИВК;

-    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;

-    ИВК;

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

-    электросчетчика, УСПД, ИВК.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках, УСПД, ИВК (функция автоматизирована);

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована);

-    о состоянии средств измерений.

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 титульный лист Формуляра на систему автоматизированную информационно -измерительную коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС «Нижнеудинская».

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ

12 шт.

Трансформаторы тока

ТЛО 10

3 шт.

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ

12 шт.

Трансформаторы напряжения заземляемые

НАЛИ-НТЗ-6

1 шт.

Наименование

Обозначение

Количество

Сервер синхронизации времени

ССВ-1Г

2 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1 шт.

Сервер БД

HP ProLiant ВL460

2 шт.

Сервер с программным обеспечением

ПК «Энергосфера»

1 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

5 шт.

Контроллер сетевой индустриальный

СИКОН - С70

1 шт.

Документация

Формуляр

ФО 4222-01-2462208102-2017

1экз.

Методика поверки

МП 4222-01-2462208102-2017

1экз.

Руководство по эксплуатации

РЭ 4222-01-2462208102-2017

1экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-01-2462208102-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС «Нижнеудинская». Методика поверки». Измерительные каналы», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 20.12.2017 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторы 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»;

-    счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;

-    сервер синхронизации времени ССВ-1Г - в соответствии с методикой поверки «Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-80 МП, утвержденной ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;

-    устройство синхронизации системного времени УСВ-3 - в соответствии с методикой поверки «Устройства синхронизации времени УСВ-3, ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;

-    контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 220.00.000. И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» 17.01.2005 г.;

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

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (рег.№ 28134-04);

-    термогигрометр CENTER 314 (рег.№ 22129-04);

-    барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (рег.№ 5738-76);

-    мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (рег.№ 33750-12).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрихкодом и заверяется подписью поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС «Нижнеудинская». МВИ 4222-01-2462208102-2017, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС «Нижнеудинская»

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

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

Развернуть полное описание