Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по ЛПДС «Клин» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, 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), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются 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 преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока 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 сервера, где осуществляется 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.
Данные хранятся в сервере БД. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных счетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера БД. 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 ОРЭМ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются с ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК Транснефть» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему и АИИС КУЭ смежных субъектов в виде xml-файлов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, в том числе с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков 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 (Рег. № 39485-08). 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.
Сличение часов счетчиков с часами сервера осуществляется каждый сеанс связи (не реже 1 раза в сутки), корректировка часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Журналы событий счетчиков и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4, 5.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счётчик | УССВ/ Сервер |
| 1 | ЛПДС «Клин», РП-1 6 кВ, яч. № 4, ввод № 2 | ТЛП-10-1 3000/5 КТ 0,5 Рег. № 30709-08 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ССВ-1Г Рег. № 39485-08/ HP ProLiant BL46O |
| 2 | ЛПДС «Клин», РП-1 6 кВ, яч. № 6-Б, ТСН № 2 (0,4 кВ) | Т-0,66 100/5 КТ 0,5 Рег. № 36382-07 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 3 | ЛПДС «Клин», РП-1 6 кВ, яч. № 3, ввод № 1 | ТЛП-10-1 3000/5 КТ 0,5 Рег. № 30709-08 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 4 | ЛПДС «Клин», РП-1 6 кВ, яч. № 5-Б, ТСН № 1 (0,4 кВ) | Т-0,66 100/5 КТ 0,5 Рег. № 36382-07 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 5 | ЛПДС «Клин», РП-2 6 кВ, яч. № 3, ввод № 1 | ТЛП-10-1 3000/5 КТ 0,5 Рег. № 30709-08 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 6 | ЛПДС «Клин», РП-2 6 кВ, яч. № 5-Б, ТСН № 1 (0,4 кВ) | Т-0,66М У3 200/5 КТ 0,5 Рег. № 36382-07 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 7 | ЛПДС «Клин», РП-2 6 кВ, яч. № 4, ввод № 2 | ТЛП-10-1 3000/5 КТ 0,5 Рег. № 30709-08 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 8 | ЛПДС «Клин», РП-2 6 кВ, яч. № 6-Б, ТСН № 2 (0,4 кВ) | Т-0,66М У3 200/5 КТ 0,5 Рег. № 36382-07 | - | СЭТ-4ТМ.03.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что АО «Транснефть - Дружба» АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2 . Замена оформляется техническим актом в установленном на АО «Транснефть - Дружба» АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная электрическая энергия и средняя
мощность (получасовая))
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Г раницы допускаемой относительной погрешности с доверительной вероятностью 0,95, % |
| В нормальных условиях эксплуатации | В рабочих условиях эксплуатации |
| cos9 =0,9 | cos9 = 0,8 | cos9 = 0,5 | cos9 = 0,9 | cos9 = 0,8 | cos9 = 0,5 |
| 1, 3, 5, 7 | 1н1 < I1 < 1,21н1 | ±1,1 | ±1,3 | ±2,2 | ±1,2 | ±1,5 | ±2,3 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; | 0,21н1 < I1 < 1н1 | ±1,3 | ±1,6 | ±3,0 | ±1,5 | ±1,8 | ±3,1 |
| Сч 0,2S) | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | ±2,3 | ±2,9 | ±5,4 | ±2,4 | ±3,0 | ±5,5 |
| 2, 4, 6, 8 (ТТ 0,5; Сч 0,2S) | 1н1 < I1 < 1,21н1 | ±0,9 | ±1, | ±1,8 | ±1,0 | ±1,3 | ±2,0 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | ±1,2 | ±1,5 | ±2,7 | ±1,3 | ±1,6 | ±2,8 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | ±2,2 | ±2,8 | ±5,3 | ±2,3 | ±2,9 | ±5,4 |
Примечания:
1 Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5 до +35 °С
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая
энергия и средняя мощность (получасовая))
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы допускаемой относительной погрешности с доверительной вероятностью 0,95, % |
| В нормальных условиях эксплуатации | В рабочих условиях эксплуатации |
| cos9 =0,9 | cos9 = 0,8 | cos9 = 0,5 | cos9 = 0,9 | cos9 = 0,8 | cos9 = 0,5 |
| 1, 5, 7 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | Ih1 < I1 < 1,2Ih1 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,2 | ±2,7 | ±2,0 | ±1,5 |
| 0,2Ih1 < I1 < IH1 | ±3,5 | ±2,5 | ±1,5 | ±3,6 | ±2,6 | ±1,7 |
| 0,051н1 < Ii < 0,2Ihi | ±6,4 | ±4,4 | ±2,6 | ±6,6 | ±4,6 | ±2,8 |
| 2, 4, 6, 8 (ТТ 0,5; Сч 0,5) | IH1 < I1 < 1,21н1 | ±2,2 | ±1,6 | ±1,0 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,3 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | ±3,2 | ±2,2 | ±1,4 | ±3,3 | ±2,4 | ±1,6 |
| 0,05lH1 < I1 < 0,2lH1 | ±6,3 | ±4,3 | ±2,5 | ±6,4 | ±4,5 | ±2,7 |
| 3 (ТТ 0,5; Сч 0,5) | 1н1 < I1 < 1,21н1 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,3 | ±3,0 | ±2,4 | ±2,0 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | ±3,5 | ±2,5 | ±1,6 | ±3,8 | ±2,9 | ±2,2 |
| 0,05lH1 < I1 < 0,2lH1 | ±6,4 | ±4,4 | ±2,6 | ±6,6 | ±4,6 | ±3,0 |
Примечания:
1 Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5 до +35 °С
Таблица 5 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 8 |
| Нормальные условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uh - ток, % от 1н - частота, Гц - коэффициент мощности, cos9 | от 0,99 до 1,01 от 5,0 до 1,2 от 49,85 до 50,15 0,9 инд. |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 |
| - температура окружающего воздуха: - ТТ и ТН, °С - счетчиков, ° С - ИВК, °С - индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более | от -45 до +40 от +21 до +25 от +10 до +30 0,05 |
| Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН: параметры сети: - первичное напряжение, % от Uh1 - первичный ток, % от 1н1 - коэффициент мощности cos9 (sm9) - частота, Гц - температура окружающего воздуха, °С для счетчиков электрической энергии: параметры сети: - вторичное напряжение, % от Uh2 - вторичный ток, % от 1н2 - коэффициент мощности, cos9 (sm9) - частота, Гц - индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более - температура окружающего воздуха, °С | от 0,9 до 1,1 от 0,05 до 1,2 от 0,5 до 1,0 (0,87 до 0,5) от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от 0,9 до 1,1 от 0,05 до 1,2 от 0,5 до 1,0 (0,87 до 0,5) от 49,6 до 50,4 0,5 от -40 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч - среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики СЭТ-4ТМ.03: - среднее время наработки на отказ, ч - среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики СЭТ-4ТМ.ОЗ.О8: - среднее время наработки на отказ, ч - среднее время восстановления работоспособности, ч ССВ-1Г: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000 2 90000 2 90000 2 15000 2 264599 0,5 |
| Г лубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113,7 10 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
3нак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по ЛПДС «Клин» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10-1 | 12 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 6 |
| Трансформатор тока | Т-0,66М У3 | 6 |
Продолжение таблицы 6
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-2 УХЛ2 | 4 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 1 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.08 | 4 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| Сервер | HP ProLiant BL 460 | 2 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Формуляр | ВЛСТ 942.05.000 ФО | 1 |
| Методика поверки | МП 57225-14 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 57225-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по ЛПДС «Клин». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2014 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»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «10» сентября 2004 г.;
- ССВ-1Г - в соответствии с документом «Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утверждённым ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 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 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «МН «Дружба» по ЛПДС «Клин», регистрационный номер ФР.1.34.2014.19008 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
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
