Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "МН "Дружба" по ЛПДС "Клин"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 511 п. 21 от 23.04.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по ЛПДС «Клин» (далее - 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 измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

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

Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

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. 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 поступает на входы сервера, где осуществляется 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 ОРЭМ 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» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (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 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). 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. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.

Сличение часов счетчиков с часами сервера осуществляется каждый сеанс связи (не реже 1 раза в сутки), корректировка часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.

Журналы событий счетчиков и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0. 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.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

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

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

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

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4, 5.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УССВ/ Сервер

1

ЛПДС «Клин», РП-1 6 кВ, яч. № 4, ввод № 2

ТЛП-10-1 3000/5

КТ 0,5

Рег. № 30709-08

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

ССВ-1Г Рег. № 39485-08/ HP ProLiant BL46O

2

ЛПДС «Клин», РП-1 6 кВ, яч. № 6-Б, ТСН № 2 (0,4 кВ)

Т-0,66 100/5

КТ 0,5 Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03.08

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

3

ЛПДС «Клин», РП-1 6 кВ, яч. № 3, ввод № 1

ТЛП-10-1 3000/5 КТ 0,5 Рег. № 30709-08

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

4

ЛПДС «Клин», РП-1 6 кВ, яч. № 5-Б, ТСН № 1 (0,4 кВ)

Т-0,66 100/5

КТ 0,5 Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03.08

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

5

ЛПДС «Клин», РП-2 6 кВ, яч. № 3, ввод № 1

ТЛП-10-1 3000/5 КТ 0,5 Рег. № 30709-08

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

6

ЛПДС «Клин», РП-2 6 кВ, яч. № 5-Б, ТСН № 1 (0,4 кВ)

Т-0,66М У3 200/5

КТ 0,5

Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03.08

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

7

ЛПДС «Клин», РП-2 6 кВ, яч. № 4, ввод № 2

ТЛП-10-1 3000/5 КТ 0,5 Рег. № 30709-08

НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02

СЭТ-4ТМ.03

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

8

ЛПДС «Клин», РП-2 6 кВ, яч. № 6-Б, ТСН № 2 (0,4 кВ)

Т-0,66М У3 200/5 КТ 0,5 Рег. № 36382-07

-

СЭТ-4ТМ.03.08

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

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 - Дружба» АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

2 . Замена оформляется техническим актом в установленном на АО «Транснефть - Дружба» АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная электрическая энергия и средняя

мощность (получасовая))

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Г раницы допускаемой относительной погрешности с доверительной вероятностью 0,95, %

В нормальных условиях эксплуатации

В рабочих условиях эксплуатации

cos9 =0,9

cos9 = 0,8

cos9 = 0,5

cos9 = 0,9

cos9 = 0,8

cos9 = 0,5

1, 3, 5, 7

1н1 < I1 < 1,21н1

±1,1

±1,3

±2,2

±1,2

±1,5

±2,3

(ТТ 0,5; ТН 0,5;

0,21н1 < I1 < 1н1

±1,3

±1,6

±3,0

±1,5

±1,8

±3,1

Сч 0,2S)

0,051н1 < I1 < 0,21н1

±2,3

±2,9

±5,4

±2,4

±3,0

±5,5

2, 4, 6, 8 (ТТ 0,5; Сч 0,2S)

1н1 < I1 < 1,21н1

±0,9

±1,

±1,8

±1,0

±1,3

±2,0

0,21н1 < I1 < 1н1

±1,2

±1,5

±2,7

±1,3

±1,6

±2,8

0,051н1 < I1 < 0,21н1

±2,2

±2,8

±5,3

±2,3

±2,9

±5,4

Примечания:

1 Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5 до +35 °С

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая

энергия и средняя мощность (получасовая))

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Границы допускаемой относительной погрешности с доверительной вероятностью 0,95, %

В нормальных условиях эксплуатации

В рабочих условиях эксплуатации

cos9 =0,9

cos9 = 0,8

cos9 = 0,5

cos9 = 0,9

cos9 = 0,8

cos9 = 0,5

1, 5, 7 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5)

Ih1 < I1 < 1,2Ih1

±2,6

±1,9

±1,2

±2,7

±2,0

±1,5

0,2Ih1 < I1 < IH1

±3,5

±2,5

±1,5

±3,6

±2,6

±1,7

0,051н1 < Ii < 0,2Ihi

±6,4

±4,4

±2,6

±6,6

±4,6

±2,8

2, 4, 6, 8 (ТТ 0,5; Сч 0,5)

IH1 < I1 < 1,21н1

±2,2

±1,6

±1,0

±2,3

±1,7

±1,3

0,21н1 < I1 < 1н1

±3,2

±2,2

±1,4

±3,3

±2,4

±1,6

0,05lH1 < I1 < 0,2lH1

±6,3

±4,3

±2,5

±6,4

±4,5

±2,7

3 (ТТ 0,5; Сч 0,5)

1н1 < I1 < 1,21н1

±2,6

±1,9

±1,3

±3,0

±2,4

±2,0

0,21н1 < I1 < 1н1

±3,5

±2,5

±1,6

±3,8

±2,9

±2,2

0,05lH1 < I1 < 0,2lH1

±6,4

±4,4

±2,6

±6,6

±4,6

±3,0

Примечания:

1 Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5 до +35 °С

Таблица 5 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

8

Нормальные условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от Uh

- ток, % от 1н

- частота, Гц

- коэффициент мощности, cos9

от 0,99 до 1,01 от 5,0 до 1,2 от 49,85 до 50,15 0,9 инд.

Продолжение таблицы 5

1

2

- температура окружающего воздуха:

- ТТ и ТН, °С

- счетчиков, ° С

- ИВК, °С

- индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более

от -45 до +40 от +21 до +25 от +10 до +30 0,05

Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

параметры сети:

- первичное напряжение, % от Uh1

- первичный ток, % от 1н1

- коэффициент мощности cos9 (sm9)

- частота, Гц

- температура окружающего воздуха, °С для счетчиков электрической энергии:

параметры сети:

- вторичное напряжение, % от Uh2

- вторичный ток, % от 1н2

- коэффициент мощности, cos9 (sm9)

- частота, Гц

- индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более

- температура окружающего воздуха, °С

от 0,9 до 1,1 от 0,05 до 1,2 от 0,5 до 1,0 (0,87 до 0,5) от 49,6 до 50,4 от -45 до +40

от 0,9 до 1,1 от 0,05 до 1,2 от 0,5 до 1,0 (0,87 до 0,5) от 49,6 до 50,4

0,5

от -40 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч

- среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики СЭТ-4ТМ.03:

- среднее время наработки на отказ, ч

- среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики СЭТ-4ТМ.ОЗ.О8:

- среднее время наработки на отказ, ч

- среднее время восстановления работоспособности, ч ССВ-1Г:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч

140000 2

90000 2

90000 2

15000 2

264599 0,5

Г лубина хранения информации

Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

- при отключении питания, лет, не менее

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

113,7

10

3,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±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 сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере;

- 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;

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

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений.

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

3нак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по ЛПДС «Клин» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

1

2

3

Трансформатор тока

ТЛП-10-1

12

Трансформатор тока

Т-0,66

6

Трансформатор тока

Т-0,66М У3

6

Продолжение таблицы 6

1

2

3

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-2 УХЛ2

4

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

3

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

1

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.08

4

Сервер синхронизации времени

ССВ-1Г

2

Сервер

HP ProLiant BL 460

2

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Формуляр

ВЛСТ 942.05.000 ФО

1

Методика поверки

МП 57225-14

1

Поверка

осуществляется по документу МП 57225-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по ЛПДС «Клин». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2014 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 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «10» сентября 2004 г.;

- ССВ-1Г - в соответствии с документом «Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утверждённым ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008г.;

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

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- 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 поверяемого средства измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по ЛПДС «Клин», регистрационный номер ФР.1.34.2014.19008 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

Нормативные документы

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