Номер в госреестре | 64686-16 |
Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Востока с использованием элементов АИИС КУЭ ПС 220 кВ "НПС-17" ООО "ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД" |
Изготовитель | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва |
Год регистрации | 2016 |
МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
Описание типа | скачать |
Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Востока с использованием элементов АИИС КУЭ ПС 220 кВ «НПС-17» ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту- ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, установленные на ПС 220 кВ «НПС-17»
ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД».
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включающий себя: устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «Сикон С70».
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журналы событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (далее по тексту - ЦСОД) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (далее по тексту - ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ); автоматизированные рабочие места (далее по тексту - АРМ) на базе персонального компьютера (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных, программное обеспечение (далее по тексту - ПО) ПК «Пирамида 2000».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на выходы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД утсройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача полученных данных осуществляется в базу данных сервера ИВК «Пирамида 2000». В сервере БД ИВК «Пирамида 2000» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы сохраняются на «жестком» диске.
Между ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС и ЦСОД ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД» организован информационный обмен результатами измерений, состояний средств и объектов измерений. Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК формирует файл отчета с результатами измерений, в виде электронных документов в формате XML (формат 80020, 80030 в соответствии с Приложением 11.1.1 к положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка), передает его в ПАО «ФСК ЕЭС»
- коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп».
Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по точкам поставки подстанций ПС 220 кВ «НПС-17» ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД» в сечении коммерческого учета производится с коммуникационного сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» в виде файла-отчета с результатами измерений, в формате ХМL с использованием ЭЦП в программно-аппаратный комплекс Коммерческого оператора оптового рынка электроэнергии и мощности (ПАК КО) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК (сервера ЦСОД). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ) УСВ-2, синхронизирующего собственное системное время по сигналам поверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/ОРБ-приемника, входящего в состав УСВ-2. Время серверов, установленных в основном и резервном ЦСОИ ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД», синхронизировано со временем УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения.
Время УСПД синхронизируется со временем сервера, синхронизация осуществляется один раз в сутки, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчиков со временем УСПД производится каждый сеанс связи со счетчиками (один раз в 30 минут). Корректировка времени осуществляется при расхождении со временем «Сикон С70» при наличии расхождения ± 2 с, но не чаще, чем раз в сутки.
Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Пирамида 2000» (далее по тексту - ПО ПК «Пирамида 2000»), специализированное программное обеспечение (далее по тексту - СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту - АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»).
ПО ПК «Пирамида 2000» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные ПО ПК «Пирамида 2000» установленного в ИВК указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Модуль «Доставка данных» (Delivery.exe) | Программа отправки XML-отчетов | 1.0.0.0 | 04fcc1f93fb0e7 01 ed68cdc4ff54e9 70 | MD5 |
Модуль «Синхронизация времени» (TimeSynchro.exe) | Программа синхронизации времени серверу сбора | 1.0.0.0 | a07b45593fe1aa 42 5be8853c74c29 326 | MD5 |
Конфигуратор ИКМ (OperS50.exe) | Программа конфигурирования сервера сбора | 2.0.0.0 | F46c7a9943da0 ebf1 3e450ddebcab3 40 | MD5 |
Пирамида 2000 -АРМ (P2kClient.exe) | Программа формирования отчетов | 0.9.0.0 | f0655ce38fac15 27a 62a1b34402303 f5 | MD5 |
Оперативный сбор 2000 (Oper.exe) | Программа оперативного сбора данных | 1.4.9.27 | a882a7539732f 98fd7a0442d92f 042e6 | MD5 |
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» используется для обработки, организации учета и хранения результатов измерения, а также их отображениеи передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», установленного в ИВК, указаны в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
1 | 2 |
Идентификационное наименование ПО | СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.00 |
Цифровой идентификатор ПО | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
Другие идентификационные данные, если имеются | - |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 4 и 5, нормированы с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты -высокий в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 3 - Состав ИК АИИС КУЭ
№ ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | |||
Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии | УСПД | |||
ПС 220 кВ «НПС- | 17» | |||||
1 | ПС 220/10 НПС - 17, ОРУ - 220кВ, Ввод 220кВ Т - 1 | ТФЗМ 220 Б - III класс точности 0,2S Ктт=200/5 Зав. № 6764; 6763; 6760 Регистрационный № 26006-06 | НАМИ-220 класс точности 0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 Зав. № 1081; 1067; 1070 Регистраицонный № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0111080005 Регистрационный № 27524-04 | Сикон С70 зав. № 04392 Регистрационный № 28822-05 | активная реактивная |
2 | ПС 220/10 НПС - 17, ОРУ - 220кВ, Ввод 220кВ Т - 2 | ТФЗМ 220 Б - III класс точности 0,2S Ктт=200/5 Зав. № 6762; 6761; 6765 Регистрационный № 26006-06 | НАМИ-220 класс точности 0,2 Ктн=220000/^3/100/^3 Зав. № 1065; 1058; 1082 Регистрационный № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03 класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0111080012 Регистраицонный № 27524-04 | активная реактивная |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК | |||||
Основная относительная погрешность ИК, (±^), % | Относительная погрешность 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 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 1,0 | 1,1 | 1,8 | 1,2 | 1,3 | 1,9 |
0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 0,6 | 0,8 | 1,3 | 0,8 | 1,0 | 1,4 | |
0,21н1 < I1 < Iн1 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,7 | 0,8 | 1,1 | |
Iн1 < I1 < 1,2!н1 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,7 | 0,8 | 1,1 |
Таблица 5 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК | |||
Основная относительная погрешность ИК, (±^), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±^), % | ||||
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 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05^1 | 2,1 | 1,5 | 2,8 | 2,1 |
0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 1,3 | 1,0 | 1,7 | 1,4 | |
0,2I^ < I1 < I^ | 0,9 | 0,7 | 1,2 | 1,0 | |
< I1 < 1,2!н1 | 0,9 | 0,7 | 1,1 | 1,0 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%Р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%р и 81(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 10 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. Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99-Цн до 1,01 -Цн;
- диапазон силы тока - от 1н до 1,2-1н;
- коэффициента мощности cosj (sinj)-0,87(0,5);
- частота - (50±0,15) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
Температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков -от плюс 18 до плюс 25 °С; ИВКЭ - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
6. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9/Цн1 до 1,1/Цн1; диапазон силы первичного тока - от 0,05-I^ до 1,2^щ; коэффициент мощности cosj(sinj)-0,8-1,0 (0,6-0,5); частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 °С.
Для счетчика электроэнергии СЭТ-4ТМ.03:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^н2 до 1,1 ^н2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^н2 до 1,2^н2; коэффициент мощности cosj(sinj)-0,8-1,0 (0,6-0,5); частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками перечисленными в таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчик типа СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД Сикон С70 - среднее время наработки на отказ не менее часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
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).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу -не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет.
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Кол-во, шт. |
1 | 2 |
Трансформатор тока ТФЗМ 220 Б - III | 6 |
Трансформатор напряжения НАМИ-220 | 6 |
Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 | 2 |
УСПД типа Сикон С70 | 1 |
Методика поверки | 1 |
Паспорт-формуляр АУВП.411711.600.30.ПС-ФО | 1 |
осуществляется по документу МП 64686-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Востока с использованием элементов АИИС КУЭ ПС 220 кВ «НПС-17» ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД». Методика поверки», утвержденному ИЦ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2016 г.
Перечень основных средств 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»;
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».
- средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с документом ИЛГШ.411151.124 РЭ1;
- для УСПД Сикон С70 - по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные Сикон С70. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 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 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Востока с использованием элементов АИИС КУЭ ПС 220 кВ «НПС-17» ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/088 от 20.05.2016.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Востока с использованием элементов АИИС КУЭ ПС 220 кВ «НПС-17»
ООО «ВОСТОКНЕФТЕПРОВОД»
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».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».