Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части ООО "Транснефть - Восток" по объекту ЦРС и БПО в пос. Ангарский

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту ЦРС и БПО в пос. Ангарский, предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, 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), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2- 4.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора, передачи данных и синхронизации времени (УСПД) ЭКОМ-3000 со встроенным источником точного времени ГЛОНАСС/GPS и каналообразующую аппаратуру.

3-й    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 и программное обеспечение (ПО) «Энергосфера».

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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 преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются 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 УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется 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. 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 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 ЭЦП 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 54083-13).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного 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/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.

Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого календарного 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 используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1. Метрологически значимая часть содержится в модуле, указанном в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».

Метрологически значимой частью программного обеспечения АИИС КУЭ является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

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

Уровень защиты - «высокий», в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Состав АИИС КУЭ

1

2

Вид СИ,

Диспетчерское

наименование

класс точности, коэффициент трансформации, Регистрационный номер в Федеральном информационном

фонде

УСПД

Сервер

Вид

энергии

присоединения

(Рег.

№)

1

2

3

4

5

6

7

Кт = 0,5 S

А

ТЛК-СТ

н

н

Ктт = 100/5

В

ТЛК-СТ

Рег. № 58720-14

С

ТЛК-СТ

ЦРС и БПО в пос. Ангарский, ЗРУ 10кВ, 1СШ 10 кВ, яч.№7

К

н

Кт = 0,5

А

ЗНОЛ

Активная

1

Ктн = 10000V3/100V3

В

ЗНОЛ

Рег. № 46738-11

С

ЗНОЛ

Реактивная

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

ЭКОМ-3000, Рег. номер

HP ProLiant BL 460c Gen8,

Кт = 0,5 S

А

ЗНТОЛП-НТЗ-10

№ 17049-

HP ProLiant BL 460c G6

н

н

Ктт = 100/5

В

ЗНТОЛП-НТЗ-10

14

Рег. № 55601-13

С

ЗНТОЛП-НТЗ-10

ВЛ-10кВ, ПКУ-10кВ,

К

н

Кт = 0,5

А

ЗНТОЛП-НТЗ-10

Активная

2

Ктн = 10000V3/100V3

В

ЗНТОЛП-НТЗ-10

опора №1

Рег. № 55601-13

С

ЗНТОЛП-НТЗ-10

Реактивная

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Границы основной относительной погрешности ИК, (±^), %

Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±^), %

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

1 - 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5)

0,01(0,02)1н1 < I1 <

0,051н1

1,8

2,9

5,4

1,9

2,9

5,5

0,051н1 < Г < 0,21н1

1,1

1,6

3,0

1,2

1,7

3,0

0,21н1 < I1 < 1н1

0,9

1,2

2,2

1,0

1,4

2,3

1н1 < Г < 1,2Ia1

0,9

1,2

2,2

1,0

1,4

2,3

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Границы основной относительной погрешности ИК, (±8), %

Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±8), %

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

1

2

3

4

5

6

1-2

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5)

0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05Ie1

4,4

2,7

4,6

2,9

0,05Iн1 < I1 < 0,2Ifl1

2,5

1,8

2,8

2,1

0,2Iн1 < I1 < Ie1

1,9

1,2

2,2

1,7

Iн1 < I1 < 1,2Iн1

1,9

1,2

2,2

1,7

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, не более

±5 с

Примечания:

1.    Погрешность измерений 81(2)%P и S1(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%P и S1(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

2.    Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 17 до плюс 30°С.

3.    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).

4.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

5.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчик электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии.

Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов, с метрологическими характеристиками не хуже, чем указанные в настоящем описании типа АИИС КУЭ (при условии, что предприятие-владелец не претендует на улучшение метрологических характеристик). Допускается замена УССВ, УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в ООО «Транснефть - Восток» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

2

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от ^ом

от 100- до 120

- коэффициент мощности cosj

0,87

температура окружающей среды °C:

- для счетчиков активной энергии:

ГОСТ Р 52323-2005

от +21 до +25

- для счетчиков реактивной энергии:

ГОСТ Р 52425-2005

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

от 2(5) до 120

- коэффициент мощности.

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:

- для ТТ и ТН

от -60 до +35

- для счетчиков

от -40 до +65

- УСПД

от -30 до +50

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч,

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

УСПД ЭКОМ-3000:

- среднее время наработки на отказ, ч,

100 000

ССВ-1Г:

- среднее время наработки на отказ, ч,

15000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

HP ProLiant BL 460c Gen8:

- среднее время наработки на отказ Т, ч,

261163

- среднее время восстановления работоспособности tв, ч;

0,5

HP ProLiant BL 460c G6:

- среднее время наработки на отказ Т, ч,

264599

- среднее время восстановления работоспособности tв, ч.

0,5

Глубина хранения информации

счётчики электрической энергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, суток, не более

113,7

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств

измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД.

наличие защиты на программном уровне:

-    пароль на счетчике;

-    пароль на УСПД;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту ЦРС и БПО в пос. Ангарский типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту ЦРС и БПО в пос. Ангарский представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Рег. №

Количество, шт./экз.

Трансформатор тока

ТЛК-СТ

58720-14

3

Трансформаторы

комбинированные

ЗНТОЛП-НТЗ-10

55601-13

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ

46738-11

3

Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

2

УСПД

ЭКОМ-3000

17049-14

1

Серверы синхронизации времени

ССВ-1Г

39485-08

2

Сервер с программным обеспечением

ПО «Энергосфера»

1

Методика поверки

МП 206.1-006-2018

1

Формуляр

МСВТ.421431.001 ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-006-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту ЦРС и БПО в пос. Ангарский. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 26.02.2018 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» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

-    по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

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

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

-    ССВ-1Г (Рег. № 39485-08) - в соответствии с документом «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со 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 , дискретность 0,1 ; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационной документации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту ЦРС и БПО в пос. Ангарский

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