Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части АО "Транснефть - Центральная Сибирь" по НПС "Первомайка"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Центральная Сибирь» по НПС «Первомайка» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии с дискретностью учета 30 мин и данных

о состоянии средств измерений;

-    автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны серверов электросетевых и энергосбытовых организаций;

-    формирование и передача в автоматическом режиме и/или по запросу отчетных документов в центры сбора информации;

-    защита оборудования, программного обеспечения и данных АИИС КУЭ от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    автоматическое ведение системы обеспечения единого времени (СОЕВ), с помощью которой осуществляется введение поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC в АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1) первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) точки измерений, выполняющий функцию автоматического проведения измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности и включающий в себя:

-    измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S;

-    измерительный трансформатор напряжения (ТН) класса точности 0,5;

-    счетчики электрической энергии многофункциональные (счетчик) класса точности

0,2S при измерении активной энергии и 0,5 - реактивной энергии;

-    вторичные электрические цепи;

2)    второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий контроллер сетевой индустриальный, устройство синхронизации времени;

3)    третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора, сервер Центра сбора и обработки данных (ЦСОД) с программным обеспечением ПК «Энергосфера», сервер синхронизации времени.

ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительный канал (ИК) АИИС КУЭ. Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 1.

Принцип действия АИИС КУЭ основан на измерении первичного тока и напряжения с использованием измерительных трансформаторов тока и напряжения и масштабном преобразовании в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на входы счетчика. В счетчике осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой код и вычисление мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности, на основании которых вычисляются тридцатиминутные приращения электрической энергии.

Вычисленные значения приращений активной и реактивной электрической энергии, служебная информация в виде цифрового кода передаются в контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70, который осуществляет автоматизированный сбор, вычисления приращений электрической энергии, накопление, хранение и передачу результатов измерений и служебной информации на третий уровень АИИС КУЭ - в сервер с ПК «Энергосфера», с помощью которого осуществляются вычисление электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, архивирование и передача данных с использованием средств электронной цифровой подписи в заинтересованные организации, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), предусматривающей поддержание единого времени на всех уровнях АИИС КУЭ (счетчики, контроллер сетевой индустриальный СИКОН, серверы). Синхронизация в ИВК АИИС КУЭ со шкалой координированного времени UTC обеспечивается с помощью сервера синхронизации времени ССВ-1Г, который формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную отметку координированного времени UTC, полученного по сигналам спутниковых навигационных систем ГЛОНАСС/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика.

Устройство синхронизации времени УСВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 и счетчиков. Коррекция часов контроллера от устройства синхронизации времени УСВ-2 проводится ежесекундно. Часы счетчиков синхронизируются от часов контроллера с периодичностью 1 раз в 30 минут. Коррекция часов счетчиков проводится при их расхождении с часами контроллера более чем на

1 с, но не чаще одного раза в сутки. В итоге расхождение часов любого компонента АИИС КУЭ со шкалой координированного времени UTC не превышает ± 5 с.

Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием:

-    счетчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей;

-    испытательной коробки;

-    сервера.

Защита информации на программном уровне обеспечивается:

-    установкой пароля на счетчик;

-    установкой паролей на сервер, предусматривающих разграничение прав доступа к результатам измерений для различных групп пользователей;

-    возможностью применения электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений.

Примечания к таблице 1

1    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформатор напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчик электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии.

2    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчика электрической энергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в таблице 1. Допускается замена контроллера сетевого индустриального на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на АО «Транснефть - Центральная Сибирь» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):

-    периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);

-    автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;

-    хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;

-    автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;

-    использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));

-    конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспечения;

-    предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;

-    сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

-    передача данных по присоединениям в сервера ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ и другим субъектам ОРЭ, заинтересованным в получении результатов измерений;

-    автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ.

Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    обработка результатов измерений;

-    автоматическая синхронизация времени.

Идентификационные данные программного обеспечения (ПО) приведены в таблице 2.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, приведенные в таблице 3, нормированы с учетом влияния ПО.

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

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

Технические характеристики

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной и реактивной электрической энергии и средней мощности

Примечания

1    В таблице приняты следующие обозначения: /2(d, I5, I20, Ii00, И I120 - значения первичного тока, соответствующие 2 (1), 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения 1н; 5о - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии и средней мощности; 5ру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической энергии и средней мощности.

2    * Погрешность ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности для коэффициента мощности cos9, равного 1, нормируется в диапазоне первичного тока I\ < I < I5

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

Нормальные условия:

-    параметры сети: напряжение (0,98-1,02)- ин, ток (1-1,2)^; cos9=0,9 инд.;

-    температура окружающей среды от 15 до 25 °С.

Рабочие условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,9-1,1)ин; ток (0,01-1,20)7^ частота от 49 до 51 Гц;

0,5 инд. < cos9 < 0,8 емк.;

-    индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчика не более 0,5 мТл;

-    допускаемая температура окружающей среды от 5 до 31 °С.

Показатели надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

-    трансформаторы тока: среднее время наработки на отказ 400000 ч, средний срок службы 30 лет;

-    трансформатор напряжения: среднее время наработки на отказ 400000 ч, средний срок службы 30 лет;

-    счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М: среднее время наработки на отказ 165000 ч, средний срок службы 30 лет;

-    контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70: среднее время наработки на отказ 70000 ч, средний срок службы 12 лет.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания счетчиков, контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 и сервера с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи.

Регистрация в журналах счетчиков электрической энергии и контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 событий:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчиках электрической энергии.

Защищенность применяемых компонентов АИИС КУЭ:

1)    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчиков электрической энергии:

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательных коробок;

-    контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 и сервера БД;

2)    защита на программном уровне:

-    результатов измерений (при передаче - использование цифровой подписи);

-    установка паролей на счетчики электрической энергии;

-    установка паролей на контроллере сетевом индустриальном СИКОН С70;

-    установка паролей на серверы, компьютер АРМ оператора.

Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях составляет 114 суток, при отключении питания - не менее 40 лет;

-    контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по измерительному каналу АИИС КУЭ - 45 суток (функция автоматизирована), сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 4 лет.

Знак утверждения типа

наносится в виде наклейки на титульный лист формуляра.

Комплектность

В комплект АИИС КУЭ входят технические и программные средства, а также документация, приведенные в таблицах 4-6 соответственно.

Таблица 4 - Технические средства АИИС КУЭ_

Таблица 5 - Программные средства АИ^ КУЭ

Таблица 6 - Документация

Поверка

осуществляется по документу МП 229-15 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Центральная Сибирь» по НПС «Первомайка». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» в январе 2015 г.

Основные средства поверки:

1)    средства измерений в соответствии с нормативной и технической документацией по поверке компонентов АИИС КУЭ:

-    трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-88;

-    счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М - по методике «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» 4 мая 2012 г.;

-    контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - по методике «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;

2)    мультиметр «Ресурс-ПЭ»: пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения в диапазоне от 15 до 150 мВ ± 2,0 %, в диапазоне от 15 до 300 В ± 0,2 %; пределы допускаемой относительной погрешности измерений силы тока в диапазоне от 0,05 до

0,25 А ± 1,0 %, в диапазоне от 0,25 до 7,5 А ± 0,3 %; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1°; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;

3) радиочасы МИР РЧ-02: пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного сигнала 1 Гц по шкале координированного времени UTC (SU) ± 1 мкс.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведён в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Центральная Сибирь» по НПС «Первомайка».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть - Центральная Сибирь» по НПС «Первомайка»

1    ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

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

Рекомендации к применению

- при выполнении государственных учетных операций и учете количества энергетических ресурсов.