Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Сибирь" по ППН 285 км

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по ППН 285 км (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ состоит из трех уровней:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

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

Третий 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, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде средств измерений 39485-08 (Регистрационный № 39485-08), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. 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 мин.

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 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 дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформлениесправочных и отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

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» (Регистрационный № 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую АИИС КУЭ 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 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, СБД АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВК используются два сервера синхронизации времени ССВ-1Г (основной и резервный), входящие в состав центра сбора и обработки данных (ЦСОД) АИИС КУЭ ПАО «Транснефть». 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-1 Г 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 времени на сервере ИВК.

В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВКЭ используется УСВ-2 (Регистрационный № 51644-12).

Коррекция внутренних часов УСПД осуществляется по сигналу точного времени УСВ-2 с погрешностью ±1 мс.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при обращении к счетчикам. Коррекция показаний часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.

В случае неисправности УСВ-2, УСПД имеет возможность синхронизации времени с 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

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Наименование ПО

ПК «Энергосфера»

Идентификационное наименование ПО

pso metr.dll, версия 1.1.1.1

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Не ниже 7.1

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Уровень защиты ПО «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 - 4 .

'аблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

1

Наименован

ие

объекта

Состав И

К

Вид

электро

энергии

ТТ

ТН

Счетчик

ИВКЭ

§

1

ПС 110/35/6 кВ

"Головная", ЗРУ-6 кВ, с.ш. 6 кВ, Яч. №4

ТЛК-СТ-106(1) У3

300/5;

Кл.т. 0.5;

Зав. №

1750150000001,

1750150000002. Рег. № 58720-14

НТМИ-6-66 У3 Коэфф.тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 0878 Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805150543 Рег. № 36697-12

СИКОН С70 зав.№ 07069 Рег. № 28822-05 УСВ-2 Зав.№ 2952 Рег. № 41681-10

HP ProLiant BL 460c G6

я

яа

ан

нв

s s

ае

р

2

ПС 110/35/6 кВ

"Головная", ЗРУ-6 кВ, с.ш. 6 кВ, Яч. №28

ТЛК-СТ-106(1)

У3

300/5;

Кл.т. 0.5; Зав. № 1750150000004, 1750150000003 Рег. № 58720-14

НТМИ-6-66 У3 Коэфф.тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № ХУКК Рег. № 2611-70

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805150367 Рег. № 36697-12

я

яа

ан

нв

s s & g ае р

'аблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения АИИС КУЭ

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях применения АИИС КУЭ

Номер ИК

cos9

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)£ I изм< I 5 %

^ %£I изм< 20 %

I20 %£1изм<1 100%

1100 %£1изм£1120%

1, 2

1,0

-

±1,8

±1,2

±1,0

0,9

-

±2,4

±1,4

±1,1

0,8

-

±2,9

±1,7

±1,3

(Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,7

-

±3,6

±2,0

±1,6

0,5

-

±5,5

±3,0

±2,3

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях применения АИИС КУЭ

Номер ИК

sin9

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100

I1(2)£ I изм< I 5 %

I5 %£I изм<! 20 %

I20 %£1изм<1 100%

I100 %£1изм£1120%

1, 2

0,9

-

±6,5

±3,6

±2,7

0,8

-

±4,6

±2,6

±2,1

(Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,7

-

±3,8

±2,2

±1,8

0,5

-

±3,0

±1,8

±1,5

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ

Номер ИК

cos9

§5 %,

§20

§100 %,

I1(2)£ 1 изм< 1 5 %

^ %£I изм< 20 %

I20 “/о^изм^ 100%

1100 %£Iизм£I120%

1, 2

1,0

-

±2,2

±1,6

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,6

0,8

-

±3,1

±2,0

±1,8

(Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,7

-

±3,8

±2,3

±2,0

0,5

-

±5,6

±3,2

±2,6

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ

Номер ИК

sin9

§1(2)%,

§5 %,

§20 %,

§100 %,

I1(2)£ 1 изм< 1 5 %

!-5 %£I изм< 20 %

I20 %£Iизм<I 100%

l100 %£Iизм£I120%

1, 2

0,9

-

±7,2

±4,7

±4,1

0,8

-

±5,5

±3,9

±3,6

(Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,7

-

±4,7

±3,6

±3,4

0,5

-

±4,0

±3,3

±3,1

Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с/сут.

Примечания:

1    Погрешность измерений 8i(2)%p и 5i(2)%q для cosj=1,0 нормируется от Ii%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

2    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая).

3    В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95;

4    Нормальные условия применения:

параметры сети: напряжение: от 0,98^ном до 1,02•Uном; ток: от 1,0Тном до 1,2Тном, cosj = 0,9 инд.;

температура окружающей среды от плюс 15 до плюс 25 °С.

5    Рабочие условия применения:

напряжение питающей сети 0,9^ном до 1,1 •ином; сила тока от 0,05 !ном до 1,2 !ном; температура окружающей среды:

для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

для УСВ-2 от плюс 17 до плюс 30 °С;

для УСПД от плюс 17 до плюс 30 °С;

для трансформаторов тока от плюс 17 до плюс 30 °С;

для трансформаторов напряжения от плюс 17 до плюс 30 °С.

6    Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012; в режиме измерения реактивной электроэнергии для по ГОСТ 31819.23-2012.

7    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном АО «Транснефть-Сибирь» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ, не менее, 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в, не более, 2 ч;

УСВ-2 - среднее время наработки на отказ, не менее, 45000 ч;

УСПД - среднее время наработки на отказ, не менее, 75000 ч;

сервер синхронизации времени ССВ-1Г - среднее время наработки на отказ Т, не менее, 15000 ч, среднее время восстановления работоспособности te, не более, 2 ч.

серверы баз данных HP ProLiant BL 460c G6 - среднее время наработки на отказ Т, не менее, 264599 ч, среднее время восстановления работоспособности tв, не более, 0,5 ч. Защищенность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки. наличие защиты на программном уровне: двухуровневый пароль на счетчике;

пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительной информации для различных групп пользователей.

В журналах событий счетчиков фиксируются факты: попытки несанкционированного доступа; связи со счетчиком, приведшие к изменениям информации; изменения текущего значения времени и даты при синхронизации времени; отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях; перерыва питания.

Глубина хранения информации:

счетчики СЭТ-4ТМ.03М.01 имеют энергонезависимую память для хранения трех независимых профилей нагрузки с получасовым интервалом данных с нарастающим итогом за прошедший месяц по 4-м каналам (активная и реактивная электроэнергия прямого и обратного направления), а также запрограммированных параметров (функция автоматизирована) -на глубину 114 сут (3,7 месяца);

УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу и электропотребления (выработки) за месяц по каждому каналу и по группам измерительных каналов не менее - 60 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

серверы баз данных - хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

указана в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформатор тока

ТЛК-СТ-10-6(1) У3

4 шт.

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66 У3

2 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М.01

2 шт.

Устройство сбора и передачи данных

Сикон С 70

1 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1 шт.

Сервер синхронизации времени

ССВ-1Г

2 шт.

Наименование

Обозначение

Количество

GSM- Модем

-

2 шт.

Источник бесперебойного питания

-

1 шт.

Коммутатор

-

1 шт.

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1 шт.

Сервер баз данных и приложений

HP ProLiant BL 460c G6

1 шт.

Методика поверки

РТ-МП-4250-500-2017

1 шт.

Формуляр

НС .2014. АСКУЭ .0041 ФО

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-4250-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по ППН 285 км. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 20.03.2017 г.

Основные средства поверки: трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003; трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, часть 2 согласованной с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;

УСВ-2 - по методике поверки ВЛСТ 240.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2012 г.;

УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;

Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Регистрационный № 46656-11);

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

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

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

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Метод измерений приведен в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по ППН 285 км»».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Сибирь» по ППН 285 км

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

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

Развернуть полное описание