Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Дружба" по НПС "Ростовка"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по НПС «Ростовка» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения 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-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ -3000 (УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс ( ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (сервер БД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), и программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей 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 мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициентов трансформации:

-    активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

-    средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы

УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматических рабочих местах.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

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 группе точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются из ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (регистрационный номер 54083-13 в Федеральном информационном фонде (рег. №)) 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 ведение реестра субъектов оптового рынка с использованием ЭЦП субъекта рынка.

АИИС КУЭ оснащена системой 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 «Центр сбора и обработки данных» (ЦСОД) 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/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление времени на сервере ИВК. В случае выхода из строя основного сервера синхронизации времени ССВ-1Г используется резервный. Корректировка часов сервера БД осуществляется при расхождении часов сервера БД и ССВ-1Г на величину не более ±1 мс.

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 периодически сличается со временем ГЛОНАСС/GPS (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов УСПД проводится независимо от величины расхождения времени.

В случае неисправности, ремонта или поверки УССВ имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».

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 НПС «Ростовка» используется ПО 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 с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные 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 основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4, 5.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

о,

е

S

о

Н

Наименование точки измерения

Измерительные компоненты

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД/

УССВ/

Сервер/

ИВК

1

2

3

4

5

6

Н

ПС «Ростовка»

1

ЗРУ-6кВ Др-1 НПС «Ростовка»,

1 с.ш. 6кВ, яч.1, Ввод №1 6кВ

ТЛШ-10-1 У3 КТ 0,5S Ктт=2000/5 Рег. № 11077-07

ЗНОЛП-6У2 КТ 0,5 Ктн=6000^3/ 100:V3 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег.№ 1704914

ССВ-1Г, Рег. № 39485-08/ HP ProLiant ВL460

2

ЗРУ-6кВ Др-1 НПС «Ростовка», 2 с.ш. 6кВ, яч.31, Ввод №2 6кВ

ТЛШ-10-1 У3 КТ 0,5S Ктт=2000/5 Рег. № 11077-07

ЗНОЛП-6 У2 КТ 0,5 Ктн=6000^3/ 100:V3 Рег. №46738-11

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-08

3

ЗРУ-6кВ Др-1 НПС «Ростовка»,

1 с.ш. 6кВ, яч.16

ТОЛ-10-I КТ 0,5S Ктт=150/5 Рег. № 47959-11

ЗНОЛП-6 У2 КТ 0,5 Ктн=6000^3/ 100:V3 Рег. №46738-11

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 27524-04

4

ЗРУ-6кВ Др-1 НПС «Ростовка»,

2 с.ш. 6кВ, яч.22

ТОЛ-10-I КТ 0,5S Ктт=150/5 Рег. № 47959-11

ЗНОЛП-6 У2 КТ 0,5 Ктн=6000^3/ 100:V3 Рег. №46738-11

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 27524-04

1

2

3

4

5

6

5

ЗРУ-6кВ Др-2 НПС «Ростовка»,

1 с.ш. 6кВ, яч.2, Ввод №1 6кВ

ТЛШ-10-

1 У3 КТ 0,5S Ктт=2000/5 Рег. № 11077-03

НАМИТ-10-2 КТ 0,5 Ктн=6000^3/ 100:V3 Рег. №18178-99

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-08

ЭКОМ-3000 Рег. №1704914

HP ProLiant ВL460/ ССВ-1Г,

Рег. № 3948508

6

ЗРУ-6кВ Др-2 НПС «Ростовка»,

2 с.ш. 6кВ, яч.19, Ввод №2 6кВ

ТЛШ-10-1 У3 КТ 0,5S Ктт=2000/5 Рег. № 11077-03

НАМИТ-10-2 КТ 0,5 Ктн=6000^3/ 100:V3 Рег. №18178-99

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 27524-04

7

ЗРУ-6кВ Др-2 НПС «Ростовка»,

1 с.ш. 6кВ, яч.6

ТЛО-10 КТ 0,5S Ктт=150/5 Рег. № 25433-03 ТПЛ-10-М КТ 0,5S Ктт=150/5 Рег. № 22192-03

НАМИТ-10-2 КТ 0,5 Ктн=6000^3/ 100:V3 Рег. №18178-99

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 27524-04

8

ПС 110/35/6кВ «Ростовка», ОРУ-110кВ,

1 с.ш. 110кВ, Ввод от ВЛ-110кВ «Ростовка-1»

TG 145-420 КТ 0,2 Ктт=300/5 Рег. № 15651-96

ЗНГА-110 КТ 0,2 Ктн=110000^3/ 100:V3 Рег. № 60290-15

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-17

9

ПС 110/35/6кВ «Ростовка», ОРУ-110кВ,

2 с.ш. 110кВ, Ввод от ВЛ-110кВ «Ростовка-2»

TG 145-420 КТ 0,2 Ктт=300/5 Рег. № 15651-96

ЗНГА-110 КТ 0,2 Ктн=110000^3/ 100:V3 Рег. № 60290-15

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-17

10

ПС 110/35/6кВ «Ростовка», Ввод 35кВ С-1-Т

ТВ-35-XV КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 56724-14

ЗНОМ-35-65 КТ 0,2 Ктн=35000^3 /100:^3 Рег. № 912-70

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-17

11

ПС 110/35/6кВ «Ростовка», Ввод 35кВ С-2-Т

ТВ-35-XV КТ 0,5 Ктт=400/5 Рег. № 56724-14

ЗНОМ-35-65 КТ 0,2 Ктн=35000^3 /100:^3 Рег. № 912-70

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-17

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 АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)_

Номер ИК

Значение силы тока

Г раницы допускаемой относительной погрешности измерения при доверительной вероятности 0,95, %

В нормальных условиях эксплуатации

В рабочих условиях эксплуатации

cos9 = 1,0

cos9 = 0,5

cos9 = 1,0

cos9 = 0,5

1, 3, 4, 6, 7 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч1 0,2S)

1=0,1'-1н

±1,0

±2,7

±1,2

±2,8

1=1,0Пн

±0,9

±2,2

±1,1

±2,3

2, 5

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч2 0,2S)

1=0,1'-1н

±1,0

±2,7

±1,2

±2,8

1=1,0-1н

±0,9

±2,2

±1,1

±2,3

8, 9

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч2 0,2S)

1=0,1'-1н

±0,8

±1,7

±1,0

±1,9

1=1,0Пн

±0,5

±0,9

±0,8

±1,3

10, 11

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч2 0,5S)

1=0,1'-1н

±1,4

±4,4

±1,6

±4,5

1=1,0Пн

±0,7

±1,9

±0,9

±2,1

Сч1 обозначает счетчик СЭТ-4

ТМ.03; Сч2 обозначает счетчик СЭТ-4ТМ.03М

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)_

Номер ИК

Значение силы тока

Г раницы допускаемой относительной погрешности измерения при доверительной вероятности 0,95, %

В нормальных условиях эксплуатации

В рабочих условиях эксплуатации

sin9 = 0,866

sin9 = 0,6

sin9 = 0,866

sin9 = 0,6

1, 3, 4, 6, 7 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч1 0,2S)

1=0,1'-1н

±1,4

±2,2

±1,8

±2,5

1=1,0Пн

±1,2

±1,8

±1,5

±2,1

2, 5

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч2 0,2S)

1=0,1'-1н

±1,4

±2,2

±2,1

±2,8

1=1,0Пн

±1,2

±1,9

±2,0

±2,6

8, 9

(ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч2 0,2S)

1=0,1'-1н

±1,1

±1,5

±1,9

±2,3

1=1,0-1н

±0,8

±1,0

±1,7

±2,0

10, 11

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч2 0,5S)

1=0,1'-1н

±2,1

±3,6

±2,6

±4,0

1=1,0Пн

±1,1

±1,6

±1,9

±2,4

Сч1 обозначает счетчик СЭТ-4

ТМ.03; Сч2 обозначает счетчик СЭТ-4ТМ.03М

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

11

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- коэффициент мощности

0,9

- температура окружающей среды для ТТ, °С

от -45 до +50

- температура окружающей среды для ТН, °С

от -60 до +60

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

от +21 до +25

- температура окружающей среды для УСПД, °С

от -30 до +50

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 до 120

- коэффициент мощности cosj(sinj)

от 0,5 инд до 0,8 емк

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +50

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

от -5 до +40

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Счетчики СЭТ-4ТМ.03:

- среднее время наработки на отказ, ч

90000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД ЭКОМ-3000:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

ССВ-1Г:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

15000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

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,

сутки, не менее

113,7

- 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 БД и УСПД 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 счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера БД;

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

-    счетчика;

-    УСПД;

-    сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована);

-    о состоянии средств измерений.

Цикличность:

-    измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 минут (функция автоматизирована);

- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Наименование

Тип

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТЛШ-10-1У3

12

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

5

Трансформатор тока

ТЛО-10

2

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М

1

Трансформатор тока

TG 145-420

6

Трансформатор тока

ТВ-35-XV

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-6У2

6

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

2

Трансформатор напряжения

ЗНГА-110

6

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

5

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

6

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1

Сервер синхронизации времени

ССВ-1Г

2

Сервер

HP ProLiant ВL460

2

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Паспорт-Формуляр

НС.2018.АСКУЭ.00502 ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МИ 3000-2018 «Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки».

Основные средства поверки:

-    мультиметр «Ресурс-ПЭ» (регистрационный номер 33750-07 в Федеральном информационном фонде);

-    радиочасы РЧ-011/2 (регистрационный номер 35682-07 в Федеральном информационном фонде);

-    ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

-    ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2003 и/или ГОСТ 8.216-2011;

-    Счетчики СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    Счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

-    ЭКОМ-3000 - по документу «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки» ПБКМ.421459.007 МП, утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 г.;

-    ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.

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 электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по НПС «Ростовка», аттестат аккредитации ФБУ «Пензенский ЦСМ» № 01.00230-2013 от

17.04.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Дружба» по НПС «Ростовка»

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