Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Центральная Сибирь" по объекту НПС "Парабель" и НПС "Молчаново"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Центральная Сибирь» по объекту НПС «Парабель» и НПС «Молчаново» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ является средством измерений единичного производства. Конструктивно АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1)    первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений, выполняющие функцию измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности и включающие в себя:

-    измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001;

-    измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 -2015;

-    счетчики электрической энергии класса точности 0,2S в режиме измерений активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, класса точности 0,5 в режиме измерений реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005;

-    вторичные электрические цепи;

-    технические средства приёма-передачи данных;

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

ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ. Перечень и состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 1.

Принцип действия АИИС КУЭ основан на измерении первичного тока и напряжения с использованием измерительных трансформаторов и масштабном преобразовании их в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков. В счетчиках осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой код и вычисление мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности. Тридцатиминутные приращения электрической энергии вычисляются, как интеграл по времени от средней мощности за интервал 30 мин.

Вычисленные значения приращений активной и реактивной электрической энергии, служебная информация в виде цифрового кода передаются в базу данных сервера. Связь между счетчиками и сервером осуществляется с использованием линий проводной и беспроводной связи. Сервер осуществляет автоматизированный сбор информации, вычисление приращений электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации, формирование отчетных документов, ведение журнала событий, конфигурирование и параметрирование технических и программных средств АИИС КУЭ, долговременное хранение и передачу данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи. Оперативный доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера, осуществляется с АРМ оператора с использованием ПО ПК «Энергосфера».

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 в виде xml-файлов формата 80020 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 электронноцифровой подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений № 54083-13).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). Синхронизация часов сервера БД с единым координированным временем UTC обеспечивается сервером синхронизации времени ССВ-1Г, входящим в состав ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «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-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. ССВ-1Г обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере уровня ИВК.

Сличение часов счетчиков с часами сервера БД происходит каждые шесть часов и при каждом обращении к счетчикам. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±1 с.

Погрешность системного времени АИИС КУЭ в рабочих условиях применения АИИС КУЭ не хуже ±5,0 с.

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

Таблица 1 - Перечень и состав ИК АИИС КУЭ

Номер

ИК

Наименование

присоединения

Средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ

Вид СИ

Фаза

Обозначение

Регистрационный номер в ФИФ ОЕИ*

Класс

точности

Коэффициент

трансфор

мации

1

2

3

4

5

6

7

8

1

НПС «Парабель», ЗРУ-10 кВ, 1 СШ, яч. № 1 ввод № 1

ТТ

А

ВВ 103

36428-07

0,5

2500/5

B

ВВ 103

C

ВВ 103

ТН

А

ЗНОЛП-НТЗ-10

51676-12

0,5

10000/100

B

ЗНОЛП-НТЗ-10

C

ЗНОЛП-НТЗ-10

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

0,2S/0,5

-

Средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ

Номер

ИК

Наименование

присоединения

Вид СИ

Фаза

Обозначение

Регистрационный номер в ФИФ ОЕИ*

Класс

точности

Коэффициент

трансфор

мации

1

2

3

4

5

6

7

8

А

ВВ 103

ТТ

B

ВВ 103

36428-07

0,5

2500/5

НПС «Парабель»,

C

ВВ 103

2

ЗРУ-10 кВ, 2 СШ,

А

ЗНОЛП-НТЗ-10

яч. № 40 ввод № 2

ТН

B

ЗНОЛП-НТЗ-10

51676-12

0,5

10000/100

C

ЗНОЛП-НТЗ-10

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

0,2S/0,5

-

А

ВВ 103

НПС «Молчаново», ЗРУ-10 кВ, 1 СШ, яч. № 1 ввод № 1

ТТ

B

ВВ 103

36428-07

0,5

2500/5

C

ВВ 103

3

А

ЗНОЛП-НТЗ-10

ТН

B

ЗНОЛП-НТЗ-10

51676-12

0,5

10000/100

C

ЗНОЛП-НТЗ-10

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

0,2S/0,5

-

А

ВВ 103

НПС

«Молчаново», ЗРУ-10 кВ, 2 СШ, яч. № 40 ввод № 2

ТТ

B

ВВ 103

36428-07

0,5

2500/5

C

ВВ 103

4

А

ЗНОЛП-НТЗ-10

ТН

B

ЗНОЛП-НТЗ-10

51676-12

0,5

10000/100

C

ЗНОЛП-НТЗ-10

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

0,2S/0,5

-

ИВК

Серверы синхронизации времени ССВ-1Г

39485-08

1-4

Все

присоединения

Серверы

HP ProLiant BL 460c Gen8 HP ProLiant BL 460c G6

-

Автоматизированные рабочие места оператора

-

Примечание - Допускается замена измерительных

трансформаторов

и счетчиков

электрической энергии

на аналогичные утвержденных типов

с метрологическими

характеристиками не хуже, чем у приведенных в настоящей таблице. Допускается замена

ССВ-1Г на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном на

АО «Транснефть-Центральная Сибирь» порядке. Акт описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

хранится совместно

с настоящим

* ФИФ ОЕИ - Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений

Пломбирование средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, выполняется в соответствии с их эксплуатационной документацией.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 2.

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 (по MD5)

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ нормированы с учетом ПО.

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

Технические характеристики

Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ при измерении тридцатиминутных приращений активной и реактивной электрической энергии приведены в таблицах 3 и 4. В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК при измерении активной электроэнергии

Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК

cos9

Г раницы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии

для диапазона

I5 < I < I20

для диапазона I20 < 1 < I100

для диапазона I100 < 1 < I120

5о, %

5ру, %

5о, %

р

%

О4

5о, %

5ру, %

1 - 4 КТ ТТ 0,5;

КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 0,2S

1,0

±1,8

±1,9

±1,1

±1,3

±0,9

±1,3

0,8

±2,8

±3,0

±1,6

±1,9

±1,2

±1,6

0,5

±5,4

±5,6

±2,9

±3,3

±2,2

±2,6

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК при измерении реактивной электроэнергии

Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК

sin9

Г раницы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии

для диапазона

I5 < I < I20

для диапазона I20 < 1 < I100

для диапазона I100 < 1 < I120

5о, %

5ру, %

5о, %

5ру, %

5о, %

5ру, %

1 - 3 КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5

0,6

±4,4

±5,2

±2,4

±3,0

±1,8

±2,5

0,87

±2,6

±3,5

±1,5

±2,3

±1,2

±2,1

4

КТ ТТ 0,5; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5

0,6

±4,4

±5,1

±2,4

±3,6

±1,8

±3,2

0,87

±2,7

±4,4

±1,5

±3,8

±1,3

±3,7

Примечание - В таблицах 3,4 приняты следующие обозначения: I5, I20, I100 И I120 - значения первичного тока, соответствующие 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения 1н; 5о -границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии; 5ру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической энергии

Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 5.

Наименование характеристики

Значение

Нормальные условия эксплуатации компонентов ИК АИИС КУЭ:

-    температура окружающей среды, °С

-    параметр сети: напряжение, в долях от номинального значения ин

-    параметр сети: сила тока, в долях от номинального значения 1н

от +15 до +25 1,00±0,02 1,1±0,1

Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    температура окружающего воздуха трансформаторов тока, °С

-    температура окружающего воздуха трансформаторов напряжения, °С

-    температура окружающего воздуха счетчиков, °С

-    температура окружающего воздуха ИВК, °С

-    относительная влажность воздуха при +30 оС, %, не более

-    атмосферное давление, кПа

от -25 до +50 от -60 до +55 от -40 до +60 от +15 до +30 90

от 70,0 до 106,7

Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ - параметры сети:

-    напряжение, в долях от номинального значения ин

-    сила тока, в долях от номинального значения 1н

-    частота, в долях от номинального значения fk

-    коэффициент мощности (cos9)

-    индукция магнитного поля внешнего происхождения, мТл, не более

1,0±0,1 от 0,05 до 1,2 1,00±0,02 от 0,5 до 1,0 0,5

Параметры электрического питания средств приёма-передачи данных:

-    напряжение переменного тока, В

-    частота переменного тока, Гц

220±10

50,0±0,2

Среднее время наработки на отказ компонентов АИИС КУЭ, ч, не менее

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М

-    ССВ-1Г

-    сервер HP ProLiant BL 460c Gen8

-    сервер HP ProLiant BL 460c G6

90000

165000

15000

264599

261163

Г лубина хранения информации счетчики:

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

серверов БД:

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

114

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 сервера ИВК:

-параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере 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;

-    сервера ИВК;

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

-    электросчетчика;

-    сервера ИВК.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    сервере 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 печатным способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность средства измерений

Наименование характеристики

Обозначение

Количество

Трансформаторы тока

ВВ 103

12

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-НТЗ-10

12

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4 ТМ.03

3

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4 ТМ.03М

1

Серверы синхронизации времени

ССВ-1Г

2

Сервер БД ОАО «АК «Транснефть»

HP ProLiant BL 460c Gen8

1

Сервер БД ОАО «АК «Транснефть»

HP ProLiant BL 460c G6

1

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть -Центральная Сибирь» по объекту НПС «Парабель» и НПС «Молчаново», зав. № 20/01

-

1 шт.

ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета (АИИС КУЭ)

ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Центральная Сибирь» по объекту НПС «Парабель» и НПС «Молчаново». Методика поверки

МП 326-18

1 экз.

Наименование характеристики

Обозначение

Количество

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть -Центральная Сибирь» по объекту НПС «Парабель» и НПС «Молчаново». Формуляр

АИИС.01.2018.ФО

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 326-18 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Центральная Сибирь» по объекту НПС «Парабель» и НПС «Молчаново». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» 22.02.2018 г.

Основные средства поверки:

-    средства измерений в соответствии с нормативной и технической документацией по поверке измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии, устройства синхронизации времени, входящих в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11);

-    мультиметр «Ресурс-ПЭ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 33750-07), метрологические характеристики: пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения в диапазоне от 15 до 300 В ± 0,2 %; пределы допускаемой относительной погрешности измерений силы тока ± 0,3 %; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями основной частоты ± 0,1°; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц; пределы допускаемой относительной погрешности измерений мощности нагрузки ТТ от ±1,0 % до ±4,0 %; пределы допускаемой относительной погрешности измерений мощности нагрузки ТН от ±0,5 % до ±4,0 %.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Центральная Сибирь» по объекту НПС «Парабель» и НПС «Молчаново», аттестованной ФБУ «Томский ЦСМ», аттестат аккредитации № 01.00241-2013 от 11.12.2013.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Центральная Сибирь» по объекту НПС «Парабель» и НПС «Молчаново»

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