Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ГПС «Кириши» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, измерений времени в координированной шкале времени UTC.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений. Включают в себя измерительные трансформаторы тока и напряжения, счётчики активной и реактивной электрической энергии и мощности по каждому присоединению (точке измерений) и технические средства приема-передачи данных. Устройство сбора и передачи данных (далее -УСПД) «Сикон С70», установленное на уровне ИИК работает в «прозрачном» режиме при обращении сервера ИВК к счетчикам электроэнергии и выполняет функции шлюза-концетратора (каналообразующей аппаратуры).
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (далее - ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть»), регистрационный номер 54083-13, включает в себя серверы баз данных (СБД) АИИС КУЭ, серверы приложений, автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов и энергосбытовых организаций, сервер синхронизации системного времени, программное обеспечение ПК «Энергосфера» (далее -ПО ПК «Энергосфера»), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с первого уровня, ее обработку, хранение и передачу данных результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- подготовка и передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени в АИИС КУЭ);
- формирование журналов событий АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Данные со счетчиков поступают на уровень ИВК, где выполняется 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, отображение информации на мониторах АРМ.
Передача данных в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, осуществляется с ИВК, в том числе АРМ энергосбытовой компании через каналы связи по протоколу TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов, 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.
Допускается, в случае возникновения технических проблем, передача данных с задержкой, но на срок не более трех рабочих дней. Передача результатов измерений с первого уровня АИИС КУЭ в ИВК и команд синхронизации часов от ИВК с первым уровнем АИИС КУЭ организованы с использованием основного и резервного каналов связи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему.
Синхронизация часов устройств АИИС КУЭ с единым календарным временем обеспечивается источником частоты и времени/сервером синхронизации времени ССВ-1Г основного и резервного.
Сличение часов счетчиков и ИВК АИИС КУЭ происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка осуществляется не реже одного раза в сутки и при расхождении показаний часов счетчиков и сервера ИВК АИИС КУЭ на величину более ±1 с в формате «ММ:СС». Время на счетчиках может соответствовать часовому поясу региона, при этом приведение результатов измерений к московскому времени осуществляется на уровне ИВК автоматически.
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
На уровне ИИК для защиты информации от несанкционированного доступа применяются следующие меры:
- пломбирование клеммных сборок электрических цепей трансформаторов тока и напряжения;
- пломбирование клеммных сборок электросчетчиков;
- пломбирование клеммных сборок линии передачи информации по интерфейсу RS-485.
На уровне ИВК защита информации организована с применением следующих мероприятий:
- ограничение доступа к серверу АИИС КУЭ;
- установление учетных записей пользователей и паролей доступа к серверу АИИС КУЭ.
В АИИС КУЭ обеспечена сохранность информации при авариях. Под авариями следует понимать потери питания и отказы (потери работоспособности) технических и программнотехнических средств.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1. 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».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso_metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 7.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Программное обеспечение не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и метрологические характеристики
| Канал измерений | Состав измерительного канала | Вид электрической энергии | Погрешность, % |
| № ИК | Наименование присоединения | Вид | Класс точности, коэффициент трансформации, № в реестре СИ | Фаза | Тип | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ГПС «Кириши» ЗРУ-6 кВ «Север», Ввод №1 6 кВ, 1 секция 6 кВ, яч.№5 | ТТ | КлТ=0,58 Ктт=1500/5 № 47959-11 | А | ТОЛ | Сикон С70 № 28822-05 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | $1.а.о ±1,5; З2.а.о = ±1,3; $1.р.о = ±2,3; $2.р.о = ±1,9; 51 .а.р=±1,6; 52 .а.р = ±1,4; 51.р.р = ±2,7; З2.р.р = ±2,4 |
| B | ТОЛ |
| C | ТОЛ |
| ТН | КлТ=0,5 Ктн=6000/100 № 16687-07 | А | НАМИТ-10 |
| B |
| C |
| Счетчик | КлТ=0,28/0,5 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 2 | ГПС «Кириши» ЗРУ-6 кВ «Север», Ввод №2 6 кВ, 2 секция 6 кВ, яч.№30 | ТТ | КлТ=0,58 Ктт=1500/5 № 47959-11 | А | ТОЛ | Сикон С70 № 28822-05 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | $1.а.о ±1,5; 52.а.о = ±1,3; $1.р.о ±2,3; $2.р.о = ±1,9; З1 .а.р=±1,6; З2 .а.р = ±1,4; 51.р.р= ±2,7; З2.р.р = ±2,4 |
| B | ТОЛ |
| C | ТОЛ |
| ТН | КлТ=0,5 Ктн=6000/100 № 16687-07 | А | НАМИТ- 10 |
| B |
| C |
| Счетчик | КлТ=0,28/0,5 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 3 | ГПС «Кириши» ЗРУ-6 кВ «Север», Ввод №1 6 кВ, яч.№2, ТСН-1 секция 0,4 кВ | ТТ | КлТ=0,58 Ктт=50/5 № 22656-07 | А | Т-0,66 | Сикон С70 № 28822-05 | - активная прямая; - активная обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | З1 .а.о = ±1,3; З2 .а.о = ±1,0; $1.р.о ±2,0; $2.р.о = ±1,6; З1 .а.р = ±1,5; З2 .а.р = ±1,2; 51.р.р= ±2,5; З2.р.р = ±2,2 |
| B | Т-0,66 |
| C | Т-0,66 |
| ТН | _ | А | _ |
| B |
| C |
| Счетчик | КлТ=0,28/0,5 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
| 4 | ГПС «Кириши» ЗРУ-6 кВ | ТТ | КлТ=0,58 Ктт=50/5 | А | Т-0,66 | Сикон С70 № 28822-05 | - активная прямая; | З1 .а.о = ±1,3; З2 .а.о = ±1,0; |
| B | Т-0,66 |
| |
«Север»,-------- № 22656-07 C ---Т-0,66---------------- активная 61.р.о =
| Ввод №2 6 кВ, яч.№33, ТСН-2 секция 0,4 кВ | | | | | | обратная; - реактивная прямая; - реактивная обратная | ±2,0; $2.р.о ±1,6; З1 .а.р=±1,5; З2 .а.р=±1,2; 51.р.р= ±2,5; З2.р.р = ±2,2 |
| ТН | _ | А B C | _ |
| Счетчик | КлТ=0,28/0,5 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
Примечания:
1 В столбце 9 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной погрешности
при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:
З1.а.о - границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 0,1-1ном и cosф = 0,8;
З2.а.о - границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 1ном и cosф = 0,8;
51,р.о — границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной
электрической энергии при I = 0,Ь1ном и sinф = 0,6;
З2.р.о - границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной
электрической энергии при I = 1ном и sinф = 0,6;
51,а.р — границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 0,1^^ и cosф = 0,8;
З2.а.р - границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = ^оми cosф = 0,8;
81.р.р - границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии при в рабочих условиях применения I = 0,1^^ и sinф = 0,6;
З2.р.р - границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = Хном и sinф = 0,6;
2 Измерительные каналы включают измерительные ТТ по ГОСТ 7746-2001, измерительные ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии.
3 Допускается замена УСПД, измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC, с | ±5 |
| Нормальные условия применения: - температура,°С - относительная влажность воздуха, % - атмосферное давление, кПа - напряжение питающей сети переменного тока, В - частота питающей сети переменного тока, Гц - индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более | от +21 до +25 от 30 до 80 от 84 до 106 от 215,6 до 224,4 от 49,85 до 50,15 0,05 |
| Рабочие условия применения: - напряжение питающей сети переменного тока, В - частота питающей сети, Гц | от 198 до 242 от 49 до 51 |
| - температура (для ТН и ТТ),°С - температура (для счетчиков, УСПД),°С - температура (для сервера, АРМ, каналообразующего и вспомогательного оборудования),°С | от -30 до +40 от +5 до +35 от +10 до +30 |
| - индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл | от 0 до 0,5 |
| Среднее время наработки на отказ, ч | 8965 |
| Средний срок службы, лет | 12 |
Знак утверждения типа
наносится с помощью принтера на титульные листы эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ГПС «Кириши».
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М | 4 шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ | 6 шт. |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 2 шт. |
| УСПД | Сикон С70 | 1 шт. |
| Устройство синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 шт. |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 шт. |
| Методика поверки | МП 51829-12 | 1 экз. |
| Инструкция по эксплуатации | ИЭН 1954РД-12.ЭСУ.ИЭ | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | ИЭН 1954РД-12.ЭСУ.ПС | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 51829-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ГПС «Кириши». Методика поверки с изменением № 1», утвержденному руководителем ФБУ «Пензенский ЦСМ» 03.05.2017 г.
Основные средства поверки:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 33750-12;
- радиочасы РЧ-011, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 35682-07.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ГПС «Кириши». Методика измерений электрической энергии. Свидетельство об аттестации № 01.00230/23-2012 от 26.10.2012 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
