Назначение
Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по ЛПДС «Самотлор» НПС-2 (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, потребленной отдельными технологическими объектами ЛПДС «Самотлор» НПС-2 (по присоединениям «Пожарное депо»), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 2х-уровневую систему.
АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии на объекте ЛПДС «Самотлор» НПС-2 ЗРУ 6 кВ (по присоединениям «Пожарное депо»).
1- й уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
2- й уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Госреестр № 38424-08) в составе:
- серверов баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть»,
- серверов приложений,
- системы обеспечения единого времени (далее - СОЕВ),
- аппаратуры передачи данных внутренних и внешних каналов связи,
- автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ) операторов,
- специализированное программное обеспечение (сертификат соответствия РОСС.ЯИ.МБ93.Н00261 на программно-информационный комплекс «Converge», Госреестр № 35053-07, для работы в составе автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета энергоресурсов).
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й и 2-й уровни АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по ЛПДС «Самотлор» НПС-2.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (АЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллера. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре. Счетчики имеют жидкокристаллический индикатор для отображения учетной энергии и измеряемых величин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков с помощью спутникового канала «Федеральной сети спутниковой связи» Altegro Sky поступает в ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть». В качестве резервного канала связи используется телефонная сеть ОАО «Связьтранснефть».
На уровне ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» выполняется обработка измерительной информации (с учетом коэффициентов ТТ и ТН), в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
Специальное программное обеспечение (далее - СПО) АИИС КУЭ на базе программноинформационного комплекса «Converge», версия 3.5.001.268 Rev. 64500 функционирует на нескольких уровнях:
- программное обеспечение АРМ;
- программное обеспечение ИВК.
СПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. СПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое СПО.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя сервер синхронизации времени ССВ-1Г со встроенным приемником ГЛОНАСС/GPS, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) и установленный на уровне ИВК. Время часов ИВК АИИС КУЭ синхронизировано со временем ССВ-1Г, корректировка времени часов ИВК АИИС КУЭ выполняется при расхождении времени часов ИВК и ССВ-1Г на ±1 с. Сличение часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов ИВК происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами ИВК на ± 2 с выполняется их корректировка, но не чаще чем один раз в сутки. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ СПО «Converge» версии 3.5.001.268 Rev. 64500, в состав которого входят программы указанные в таблице 1. СПО «Converge» версии 3.5.001.268 Rev. 64500 обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами СПО «Converge» версии 3.5.001.268 Rev. 64500.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Converge" | «ЭнергоМонитор » | «Генератор XML-отчетов» | «ЭМ Администратор» | «Ручной импорт в Converge» |
| Идентификационное наименование ПО | "Landis+Gyr Converge 3.5.1" | «Energy Monitor» | «XML Report Generator» | «EM Admin» | «Manual Converge Import» |
| Номер версии (идентификационны й номер ПО) | 3.5.001.268 Rev. 64500 | 1.8.0.0 | — | — | — |
| Цифровой идентификатор ПО | B1E67B8256D E 3F55 46A96054A206 2A1E | 1E6CE427DAC 589A FE884AB49063 2BC4B | 9486BC5FC4B C 0D3 26752E133D12 5 F13D 37F58D0D9FB4 44D 085405EB4A16 E7A84 | 621E4F49FB74 E52F9 FFADA2A073 2 3FBD | ACA7D544FA D 3B16 6916B16BB993 59891 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4 нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го уровня измерительных каналов (ИК) приведен в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблицах 3-4.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Номе р ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счетчик |
| 1 | ЗРУ-6кВ НПС-2 ЛПДС «Самотлор» Яч. № 27 «Пожарное депо IV типа» | ТЛК-10 Госреестр № 9143-06 Кл. т. 0,5 300/5 | ЗНОЛ.06-6УЗ Г осреестр № 3344-04; 3344-72 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03М Г осреестр № 36697-12 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная, реактивная |
| 2 | ЗРУ-6кВ НПС-2 ЛПДС «Самотлор» Яч. № 28 «Пожарное депо IV типа» | ТЛК-10 Госреестр № 9143-06 Кл. т. 0,5 300/5 | ЗНОЛ.06-6УЗ Г осреестр № 3344-72; 46738-11 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 | СЭТ-4ТМ.03М Г осреестр № 36697-08 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная, реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы относительной погрешности ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (±6), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±6), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1, 2 | 0,051н1<11<0,21н1 | 1,8 | 2,4 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,5 | 2,9 | 5,5 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,0 |
| 1н1<11<1,21н1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы относительной погрешности ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (±6), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±6), % |
| cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
| 1, 2 | 0,051н1<11<0,21н1 | 5,6 | 4,4 | 2,5 | 5,7 | 4,6 | 2,8 |
| 0,21н1<11<1н1 | 3,0 | 2,4 | 1,5 | 3,3 | 2,7 | 1,9 |
| 1н1<11<1,21н1 | 2,3 | 1,9 | 1,2 | 2,6 | 2,2 | 1,7 |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: - параметры сети: диапазон напряжения, % от ином диапазон силы тока, % от 1ном частота, Г ц - коэффициент мощности cos ф (sin ф) - температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,87 (0,5) от +15 до +25 |
| Рабочие условия: для ТТ и ТН: - параметры сети: диапазон напряжения, % от ином диапазон силы тока, % от 1ном частота, Г ц - коэффициент мощности cos ф (sin ф) - температура окружающей среды, °С | от 90 до 110 от 5 до 120 от 49,6 до 50,4 от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87) от - 40 до + 60 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 |
| Для электросчетчиков: - параметры сети: диапазон вторичного напряжения диапазон силы вторичного тока - коэффициент мощности cos ф (sin ф) - частота, Гц - температура окружающего воздуха, °С; - магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более Для аппаратуры передачи и обработки данных: - параметры питающей сети: напряжение, В частота, Г ц - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность воздуха, % - атмосферное давление, кПа | (0,9 - 1,1)ин2 (0,02 - 1,2)1н2 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87) от 49,6 до 50,4 от + 15 до + 30 0,5 от 210 до 230 от 49,5 до 50,5 от + 5 до + 30 от 65 до 75 от 96 до 104 |
| Надежность применяемых в системе компонентов: - счетчик СЭТ-4ТМ.03М среднее время наработки на отказ То, ч, не менее время восстановления работоспособности Тв, ч - сервер среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности Тв, ч | 140000 2 100000 24 |
| Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая); 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95; 3. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии. 4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «АК «Транснефть» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. 5. 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 |
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;
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).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 3 5 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер АИИС КУЭ - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по ЛПДС «Самотлор» НПС-2 типографским способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по ЛПДС «Самотлор» НПС-2 | | 1 экз. |
| «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по ЛПДС «Самотлор» НПС-2» | | 1 экз. |
| «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по ЛПДС «Самотлор» НПС-2. Методика поверки» | МП 52581-13 | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
«ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по ЛПДС «Самотлор» НПС-2». Свидетельство об аттестации методики измерений № 1615/01.00248-2014/2021 от 29.06.2021 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
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».
