Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Второво» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;
- периодический (1 раз в 30 минут) и /или по запросу автоматический сбор результатов измерений о приращениях 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 по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку 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-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ); измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счётчики электрической энергии.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий контроллер сетевой индустриальный, устройство синхронизации времени и автоматизированные рабочие места (АРМ) диспетчеров.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), реализованный на основе сервера с программным обеспечением ПК «Энергосфера» 7.0, сервер синхронизации времени.
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 1.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электрической энергии, с помощью которого производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности. На основании средних значений электрической мощности измеряются приращения электрической энергии за интервалы времени 30 мин.
Канал измерений | Технические средства |
Номе р ИК | Наименование присоединения | Вид | Фаза | Обозначение | № в Госреестре СИ | Класс точности | Коэффициент трансформации |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
1 уровень - ИИК |
1 | ПС 110/10 кВ «Марьинка», ОРУ-110 кВ, ввод Т-1 | ТТ | A | ТБМО-110 УХЛ1 | 23256-05 | 0,5S | 200/5 |
B | ТБМО-110 УХЛ1 |
C | ТБМО-110 УХЛ1 |
ТН | A | НАМИ-110 УХЛ1 | 24218-03 | 0,2 | 110000/100 |
B | НАМИ-110 УХЛ1 |
C | НАМИ-110 УХЛ1 |
Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 0,2S/0,5 | - |
2 | ПС 110/10 кВ «Марьинка», ОРУ-110 кВ, ввод Т-2 | ТТ | A | ТБМО-110 УХЛ1 | 23256-05 | 0,5S | 200/5 |
B | ТБМО-110 УХЛ1 |
C | ТБМО-110 УХЛ1 |
ТН | A | НАМИ-110 УХЛ1 | 24218-03 | 0,2 | 110000/100 |
B | НАМИ-110 УХЛ1 |
C | НАМИ-110 УХЛ1 |
Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 0,2S/0,5 | - |
3 | ППС «Второво» КРУН-10 кВ, 1с.ш. 10 кВ, яч.3 | ТТ | A | ТЛМ-10-1(1) | 48923-12 | 0,5S | 50/5 |
B | ТЛМ-10-1(1) |
C | ТЛМ-10-1(1) |
ТН | A B C | НАМИТ-10 УХЛ2 | 18178-99 | 0,5 | 10000/100 |
Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 0,2S/0,5 | - |
2 уровень - ИВКЭ |
| | Контроллер сетевой индустриальный | СИКОН С70 | 28822-05 | - | - |
| | Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-10 | | |
3 у | ровень - ИВК |
| | Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 39485-08 | - | - |
Цифровые сигналы с выходов счетчиков поступают на второй уровень АИИС КУЭ -в контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70, с помощью которого происходит хранение, накопление, подготовка и передача данных на третий уровень АИИС КУЭ - в сервер с ПК «Энергосфера» 7.0, 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 СОЕВ, предусматривающей поддержание единого времени на всех уровнях АИИС КУЭ (счетчики, контроллер сетевой индустриальный, сервер). Синхронизация в ИВК АИИС КУЭ с 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 сетевого индустриального СИКОН С70 от устройства синхронизации времени УСВ-2 проводится ежесекундно. Часы счетчиков синхронизируются от часов контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 с периодичностью 1 раз в 30 минут. Коррекция часов счетчиков проводится при их расхождении с часами контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 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.
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 приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного обеспечения | Идентификаци онное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификац ионный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПК «Энергосфера» 7.0 | Библиотека pso_metr.dll | 1.1.1.1 | CBEB6F6CA69318BE D976E08A2BB7814B | MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3-4, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3-4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)
Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы допускаемой отн с доверительной ве | юсительной погрешности юятностью 0,95, % |
В нормальных условиях эксплуатации | В рабочих условиях эксплуатации |
cos j = 1,0 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 1,0 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 |
1 - 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,011н < I < 0,021н | ± 1,74 | - | - | - | - | - |
0,021н < I < 0,051н | ± 1,55 | ± 2,47 | ± 4,66 | - | - | - |
0,051н < I < 0,21н | ± 0,92 | ± 1,52 | ± 2,76 | ± 1,09 | ± 1,64 | ± 2,83 |
0,21н < I < 1н | ± 0,69 | ± 1,05 | ± 1,89 | ± 0,90 | ± 1,21 | ± 2,00 |
1н < I < 1,2!н | ± 0,69 | ± 1,05 | ± 1,89 | ± 0,90 | ± 1,21 | ± 2,00 |
Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы допускаемой относительной погрешности с доверительной вероятностью 0,95, % |
В нормальных условиях эксплуатации | В рабочих условиях эксплуатации |
cos j = 1,0 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 1,0 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 |
3 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,011н < I < 0,021н | ± 1,82 | - | - | - | - | - |
0,021н < I < 0,051н | ± 1,63 | ± 2,56 | ± 4,79 | - | - | - |
0,051н < I < 0,21н | ± 1,05 | ± 1,66 | ± 2,96 | ± 1,20 | ± 1,77 | ± 3,03 |
0,21н < I < 1н | ± 0,85 | ± 1,24 | ± 2,18 | ± 1,04 | ± 1,38 | ± 2,28 |
1н < I < 1,2Iн | ± 0,85 | ± 1,24 | ± 2,18 | ± 1,04 | ± 1,38 | ± 2,28 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)
Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы допускаемой отн с доверительной ве | юсительной погрешности роятностью 0,95, % |
В нормальных условиях эксплуатации | В рабочих условиях эксплуатации |
cos j = 0,8 sin j = 0,6 | cos j = 0,5 sin j = 0,87 | cos j = 0,8 sin j = 0,6 | cos j = 0,5 sin j = 0,87 |
1 - 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,0Пн < I < 0,02Iн | - | ± 2,62 | - | - |
0,02Iн < I < 0,05Ы | ± 3,85 | ± 2,36 | - | - |
0,05Iн < I < 0,2Ы | ± 2,42 | ± 1,36 | ± 2,75 | ± 1,84 |
0,2Iн < I < !н | ± 1,63 | ± 1,05 | ± 2,09 | ± 1,62 |
Iн < I < 1,2Iн | ± 1,63 | ± 1,05 | ± 2,09 | ± 1,62 |
3 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,0Пн < I < 0,02Ы | - | ± 2,68 | - | - |
0,02Iн < I < 0,05Ы | ± 3,95 | ± 2,43 | - | - |
0,05Iн < I < 0,2Ы | ± 2,58 | ± 1,49 | ± 2,90 | ± 1,93 |
0,2Iн < I < !н | ± 1,86 | ± 1,21 | ± 2,27 | ± 1,73 |
Iн < I < 1,2Iн | ± 1,86 | ± 1,21 | ± 2,27 | ± 1,73 |
Нормальные условия эксплуатации:
- параметры питающей сети:
- напряжение (220±4,4) В;
- частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха:
- ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С;
- счетчиков: (23±2) °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (750±30) мм рт.ст. или (100±4) кПа
Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:
- параметры сети:
- напряжение (0,9 - 1,1)ин;
- частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до 50 °С ; для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети:
- напряжение (0,9 - 1,1)ин;
- частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от 10 до 35°С.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится вверху слева на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблицах 5-7.
Таблица 5 - Технические средства, входящие в состав АИИС КУЭ
Наименование и условное обозначение | Количество |
Трансформатор тока ТБМО-110 УХЛ1 | 6 |
Трансформатор тока ТЛМ-10-1(1) | 3 |
Трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 1 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 | 1 |
Сервер синхронизации времени ССВ-1Г | 2 |
Сервер с ПК «Энергосфера» 7.0 | 1 |
Устройство синхронизации времени УСВ-2 | 1 |
Таблица 6 - Программное обеспечение, входящее в состав АИИС КУЭ
Наименование | Количество |
Microsoft SQL Server 2012 | 1 |
ПК «Энергосфера» 7.0 | 1 |
Таблица 7 - Документация на АИИС КУЭ
Наименование и условное обозначение | Количество |
Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Второво». 2154П-13 00.02 ЭСУ.ТП. Технический проект | 1 |
Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Второво». Руководство пользователя | 1 |
Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Второво». Инструкция по формированию и ведению базы данных | 1 |
Наименование и условное обозначение | Количество |
Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Второво». Инструкция по эксплуатации | 1 |
Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Второво». Формуляр | 1 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Второво». Методика поверки | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 55506-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Второво». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 4 октября 2013 г.
Рекомендуемые средства поверки:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 °. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Сведения о методах измерений
Методика измерений электрической энергии приведена в документе «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Второво». Методика измерений».
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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
Осуществление торговли и товарообменных операций.