Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по ЛАЭС при НПС-4 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения 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), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени УСВ-2 (далее - УСВ-2).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г (далее - ССВ-1Г) и программного обеспечения (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям 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. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, 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 электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера БД. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ОАО «АК «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 ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются с ИВК с учетом агрегации данных по всем точкам измерений системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» - 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, входящими в состав центра сбора и обработки данных.
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.
Синхронизация времени часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени УСВ-2. Сличение времени часов УСПД с УСВ-2 производится не реже 1 раза в сутки, коррекция времени часов УСПД с временем УСВ-2 проводится независимо от величины расхождения времени. При выходе из строя, снятии на поверку или при ремонте УСВ-2, коррекция времени часов УСПД производится от часов сервера ИВК.
Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит 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.
Погрешность часов компонентов и СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
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 ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1. Метрологически значимая часть содержится в модуле, указанном в таблице 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».
Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения АИИС КУЭ является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО Идентификационные признаки Идентификационное наименование ПО
Значение ПК «Энергосфера»
Библиотека pso_metr.dll 1.1.1.1
СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B
MD5
Номер версии (идентификационный номер) ПО Цифровой идентификатор ПО Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
о, е ме о Н | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД/ УСВ | Вид электро энергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
ЛАЭС «НПС-4» |
1 | ЛАЭС «НПС-4», ЗРУ-10 кВ, | ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S 600/5 | НАЛИ-СЭЩ Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03М | | активная | ±1,1 | ±3,1 |
Ввод № 1, яч. № 7 | Кл. т. 0,2S/0,5 | | реактивная | ±2,7 | ±5,6 |
2 | ЛАЭС «НПС-4», ЗРУ-10 кВ, | ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S 600/5 | НАЛИ-СЭЩ Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03М | СИКОН | активная | ±1,1 | ±3,1 |
Ввод № 2, яч. № 29 | Кл. т. 0,2S/0,5 | С70 | реактивная | ±2,7 | ±5,6 |
| ВЛ-10 кВ ф.17- | ТОЛ-НТЗ-10 | ЗНОЛ-НТЗ-10 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | УСВ-2 | активная | ±1,1 | ±3,1 |
3 | 01, ПАРН №162 10 кВ, оп. №227 | Кл. т. 0,5S 150/5 | Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 | | реактивная | ±2,7 | ±5,6 |
| ВЛ-10 кВ ф.17- | ТОЛ-НТЗ-10 | ЗНОЛ-НТЗ-10 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | | активная | ±1,1 | ±3,1 |
4 | 04, ПАРН №163 10 кВ, оп. №227 | Кл. т. 0,5S 150/5 | Кл. т. 0,5 10000:V3/100:V3 | | реактивная | ±2,7 | ±5,6 |
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. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 4 от минус 40 до плюс 60 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики | Значение |
Количество измерительных каналов | 4 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от U^ | от 98 до 102 |
- ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
- частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cosj | 0,9 |
- температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от Uном | от 90 до 110 |
- ток, % от !ном | от 2 до 120 |
- коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
- частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +70 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
электросчетчиков, °С: | от -40 до +65 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
сервера, °С | от +10 до +30 |
-температура окружающей среды в месте расположения | |
УСВ, УСПД, °С | от -10 до +50 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
Электросчетчики: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
УСПД: | 70000 |
- среднее время наработки на отказ не менее, ч | |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
Сервер: | 70000 |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 1 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | |
Глубина хранения информации | 114 |
Электросчетчики: | 40 |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
направлениях, сутки, не менее | |
- при отключении питания, лет, не менее | |
УСПД: | 45 |
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | 10 |
месяц по каждому каналу, суток, не менее | |
- сохранение информации при отключении питания, лет, | |
не менее | 3,5 |
Сервер: | |
- хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее | |
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).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по ЛАЭС при НПС-4 типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Наименование | Тип | Рег № | Количество, шт. |
Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ | 51623-12 | 6 |
Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 51679-12 | 6 |
Трансформатор напряжения | НАЛИ-СЭЩ | 51621-12 | 2 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-НТЗ-10 | 51676-12 | 6 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M | 36697-12 | 4 |
Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 28822-05 | 1 |
У стройство синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-10 | 1 |
Сервер точного времени | ССВ-1Г | 39485-08 | 2 |
Сервер с программным обеспеченим | ПК «Энергосфера» | - | 1 |
Методика поверки | МП 206.1-312-2017 | - | 1 |
Паспорт-формуляр | НС.2015.АСКУЭ.00086 ФО | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-312-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части
ООО «Транснефть - Восток» по ЛАЭС при НПС-4. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 03 ноября 2017 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 без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03M - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальный СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2005 г.;
- УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.001И «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени/ серверы точного времени ССВ-1Г. Методика поверки.» ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- 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%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
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) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по ЛАЭС при НПС-4, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по ЛАЭС при НПС-4
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