Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Верхняя Волга" по объекту ЛПДС "Староликеево"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Староликеево» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3, 4.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

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

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 электрической энергии 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 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 систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Старо-ликеево» 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 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/1Р согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС/GPS, 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 переодически 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.

Коррекция внутренних часов УСПД осуществляется по сигналу точного времени ГЛО-НАСС/GPS-модуля, встроенного в УСПД. В случае неисправности, ГЛОНАСС/GPS-модуля имеется возможность коррекции внутренних 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». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Идентификационные данные (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

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2, 3.

Таблица 2 - Состав ИК АИ

Э

У

К

С

ИС

&

ер

&

Наименование ИК

Состав ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД/

УССВ/

Сервер

1

2

3

4

5

6

1

ПС 110/35/6 кВ «Ста-роликеево», ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-3

ТОГФ

300/5 КТ 0,2S Рег. № 61432-15

ЗНОГ

110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 61431-15

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14/ ССВ-1Г Рег. № 39485-08/ HP ProLiant ВL460

2

ПС 110/35/6 кВ «Ста-роликеево», ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-4

ТОГФ

300/5 КТ 0,2S Рег. № 61432-15

ЗНОГ

110000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 61431-15

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

3

ПС 110/35/6 кВ «Ста-роликеево», ЗРУ-6 кВ ЛДПС «Староликеево»,

4 СШ 6 кВ, яч. № 20

ТЛО-10 400/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛ

6000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

4

ПС 110/35/6 кВ «Ста-роликеево», ЗРУ-6 кВ ЛДПС «Староликеево»,

4 СШ 6 кВ, яч. № 14

ТЛО-10 200/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛ

6000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

5

ПС 110/35/6 кВ «Ста-роликеево», ЗРУ-6 кВ ЛДПС «Староликеево»,

4 СШ 6 кВ, яч. № 12

ТЛО-10 200/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛ

6000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

6

ПС 110/35/6 кВ «Ста-роликеево», ЗРУ-6 кВ ЛДПС «Староликеево»,

3 СШ 6 кВ, яч. № 17

ТЛО-10 1500/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛ

6000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704914/ ССВ-1Г Рег. № 39485-08/ HP ProLiant ВЫ60

1

2

3

4

5

6

7

ПС 110/35/6 кВ «Староликеево», ЗРУ-6 кВ ЛДПС «Староликеево»,

4 СШ 6 кВ, яч. № 4

ТЛО-10 1500/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛ 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14/ ССВ-1Г Рег. № 39485-08/ HP ProLiant ВL460

8

ПС 110/35/6 кВ «Староликеево», ЗРУ-6 кВ ЛДПС «Староликеево»,

3 СШ 6 кВ, яч. № 9

ТЛО-10 300/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛ 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

9

ПС 110/35/6 кВ «Староликеево», ЗРУ-6 кВ ЛДПС «Староликеево»,

3 СШ 6 кВ, яч. № 15

ТЛО-10 300/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛ 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

10

ПС 110/35/6 кВ «Староликеево», КРУН-6 кВ № 1, СШ-6 кВ, яч. № 10

ТЛО-10 1500/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛ 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

11

ПС 110/35/6 кВ «Староликеево», КРУН-6 кВ № 2, СШ-6 кВ, яч. № 4

ТЛО-10 1500/5 КТ 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛ 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

12

ПС 110/35/6 кВ «Староликеево», ЗРУ-6 кВ ЛДПС «Староликеево», ввод 0,4 кВ ТСН-3 6/0,4 кВ

ТШП

75/5 КТ 0,5S Рег. № 64182-16

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

13

ПС 110/35/6 кВ «Староликеево», ЗРУ-6 кВ ЛДПС «Староликеево», ввод 0,4 кВ ТСН-4 6/0,4 кВ

ТШП

75/5 КТ 0,5S Рег. № 64182-16

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

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 - Верхняя Волга» 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 - Верхняя Волга» порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Номер ИК

Вид электрической энергии (мощности)

Г раницы основной погрешности, (±5), %

Г раницы погрешности в рабочих условиях, ±(5),%

1; 2

Активная

0,6

1,1

Реактивная

1,0

2,0

3 - 5; 8 - 11

Активная

1,4

2,4

Реактивная

2,1

4,2

6; 7

Активная

1,2

1,8

Реактивная

1,9

2,9

12; 13

Активная

1,1

2,2

Реактивная

1,8

4,1

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии (получасовая).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности Р = 0,95.

3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ,

равном

5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте

расположения счетчиков от 0 до +40 °С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

13

Нормальные условия: параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от 1ном

-    коэффициент мощности, cosj температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для УСПД, °С

от 99 до101 от 100 до 120 0,8

от +21 до +25 от 0 до +40

Условия эксплуатации: параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от 1ном

-    коэффициент мощности cosj (sinj)

-    частота, Гц

температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для УСПД, °С температура окружающей среды для ТТ, °С температура окружающей среды для ТН, °С атмосферное давление, кПа относительная влажность, %, не более

от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк от 49,6 до 50,4 от 0 до +40 от 0 до +40 от -60 до +40 от -60 до +40 от 80,0 до 106,7 98

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:

-    среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03М, ч, не менее

-    среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер синхронизации времени ССВ-1Г:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

2

15000

1

2

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ ЭКОМ-3000, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

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, сут.,

не менее

113,7

- при отключении питания, лет, не менее

10

УСПД:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут.,

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 с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электрической энергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал событий счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике.

-    журнал сервера БД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере БД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера БД;

-    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на сервер БД.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений;

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТОГФ

6

ТЛО-10

27

ТШП

6

Трансформатор напряжения

ЗНОГ

6

ЗНОЛ

18

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

13

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1

Сервер точного времени

ССВ-1Г

2

Сервер

HP ProLiant ВL460

2

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Методика поверки

МП 26.51.43-22-3329074523-2018

1

Формуляр

АСВЭ 194.00.000 ФО

1

Руководство по эксплуатации

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 26.51.43-22-3329074523-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Староликеево». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 01.11.2018 г.

Основные средства поверки:

-    средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;

-    измеритель влажности и температуры ИВТМ-7 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 15500-12);

-    мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 33750-12);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04).

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 штрих-кодом и заверяется подписью поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Староликеево» аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ», аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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