Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибтранснефтепродукт» по ПС «Барабинск» (далее по тексту - 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 измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее -УСВ) УСВ-2.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), сервер точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются 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 УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется 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» (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 (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД 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), входящими в состав ЦСОД. 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.
Устройство синхронизации времени УСВ-2, входящее в состав ИВКЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД и счетчиков. УСВ-2 синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Коррекция часов УСПД проводится вне зависимости от величины расхождения часов УСПД и времени приемника. Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. 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 ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные признаки (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ЛПДС «Барабинская» |
| 1 | ПС 110/6 кВ ЛПДС «Барабинская» ОАО «Транссибнефть», ЗРУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.15 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000/^3:100/^3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 2 | ПС 110/6 кВ ЛПДС «Барабинская» ОАО «Транссибнефть», ЗРУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.33 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 40/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000/^3:100/^3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 3 | ПС 110/6 кВ ЛПДС «Барабинская» ОАО «Транссибнефть», ЗРУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.23 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000/^3:100/^3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
| 4 | ПС 110/6 кВ ЛПДС «Барабинская» ОАО «Транссибнефть», ЗРУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.29 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 | ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,5 6000/^3:100/^3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная погрешность, (±^), % | Погрешность в рабочих условиях, (±£), % |
| cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 2, 3, 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | Ih1<Ii<1,2Ihi | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,2 | 1,4 | 2,3 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 1,3 | 1,6 | 3,0 | 1,5 | 1,8 | 3,1 |
| 0,05Ihi<Ii<0,2Ihi | 2,3 | 2,9 | 5,5 | 2,4 | 3,0 | 5,5 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная погрешность, (±^), % | Погрешность в рабочих условиях, (±£), % |
| cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,9 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 2, 3, 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | Ih1<I1<1,2Ih1 | 2,7 | 1,9 | 1,2 | 3,1 | 2,4 | 1,9 |
| 0,2Ih1<I1<Ih1 | 3,5 | 2,5 | 1,5 | 3,9 | 2,9 | 2,1 |
| 0,05Ihi<Ii<0,2Ihi | 6,5 | 4,5 | 2,6 | 6,7 | 4,7 | 2,9 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети:
диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Uhom;
диапазон силы тока (1 - 1,2) Ihom,
частота (50+0,15) Гц;
коэффициент мощности cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
ТТ и ТН от минус 40 до плюс 50 °C;
счетчиков от плюс 21 до плюс 25 °C;
УСПД от плюс 10 до плюс 30 °C;
ИВК от плюс 10 до плюс 30 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети:
диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) UH1;
диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) Ihi;
коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
частота - (50+0,4) Гц;
температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети:
диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Uh2;
диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) 1н2;
коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
частота - (50+0,4) Гц;
температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °C;
6. Пределы допускаемой погрешности СОЕВ не превышают +5 с;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется техническим актом в установленном на ОАО «Сибтранснефте-продукт» АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер HP Proliant BL 460c Gen8, HP Proliant BL 460c G6 - среднее время наработки на отказ не менее TG6=261163, Т(,е||8 264599 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (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).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибтранснефтепродукт» по ПС «Барабинск» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Рег. № | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 47959-11 | 8 |
| Трансформатор напряжения измерительный | ЗНОЛ.06-6 | 3344-04 | 6 |
| Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.ОЗМ | 36697-12 | 4 |
| Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 28822-05 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-10 | 1 |
| Сервер точного времени | ССВ-1Г | 39485-08 | 2 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | - | 1 |
| Методика поверки | МП 55355-13 | - | 1 |
| Формуляр | - | - | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 55355-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибтранснефтепродукт» по ПС «Барабинск». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 21.08.2013 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 ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ. 237.00.000 И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 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 поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
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 «Сибтранснефтепродукт» по ПС «Барабинск» (АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибтранснефтепродукт» по ПС «Барабинск»)», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы
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.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
