Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по АУП АО «Транснефть
- Приволга» (далее - АИИС КУЭ АУП АО «Транснефть - Приволга») предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по АУП АО «Транснефть - Приволга», сбора, хранения, формирования отчетных документов и передачиполученной иформации.
Описание
АИИС КУЭ АУП АО «Транснефть - Приволга» представляет собой многофункцональную, многоуровевую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением, распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ АУП АО «Транснефть - Приволга»:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее -УСПД), каналы связи и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АУП АО «Транснефть -Приволга»), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИ-ИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации точного времени ССВ-1Г (далее - ССВ-1Г) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера». Уровень является единым для всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть», в том числе для системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» - АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Рег. № 54083-13).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линим измерительных цепей поступают на соответствующие входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычислются мгновенные значения актиной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычислемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Данные со счетчиков по цифровым интерфейсам при помощи каналообразующей аппаратуры и каналов связи поступают на входы УСПД ЭКОМ-3000, входящий в состав ИВКЭ. В УСПД осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В ИВК 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 автоматизированных рабочих мест персонала (АРМ) и передача данных в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи. 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 Системе автоматизированной информационно-измерительной 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 (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. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.
В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВКЭ используется УСПД со встроенным ГЛОНАСС/GPS-модулем. Коррекция внутренних часов УСПД осуществляется по сигналу точного времени ГЛОНАСС/GPS-модуля, встроенного в УСПД. В случае неисправности ГЛОНАСС/GPS-модуля имеется возможность коррекции внутренних часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при обращении к счетчикам. Коррекция показаний часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
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» 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 | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительныхканалов и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
| Таблица 2 - Состав ИК АИ | ИС КУЭ АУП АО «Транснефть - Приволга» |
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/УССВ/ ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ТП 2077 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч. 3 | ТШП-0,66 Ктт=2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 64182-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 ССВ-1Г, Рег. № 39485-08 HP ProLiant ВГ460 |
| 2 | ТП 2077 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч. 7 | ТШП-0,66 Ктт=2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 64182-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 3 | ТП 2077 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч. 4 | ТОП-0,66 Ктт=100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47959-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 4 | ТП 2077 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч. 6 | ТОП-0,66 Ктт=100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47959-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 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 - Приволга» не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на АО «Транснефть - Приволга» АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть |
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Г раницы основной погрешности, (±5), % | Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±5),% |
| 1, 2, 3, 4 | Активная Реактивная | 0,8 2,2 | 2,9 4,7 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд, 1=0,02 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 4 от 0 до плюс 40 °C. |
| Таблица 4 - Основные технические характеристики |
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 4 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cosj - температура окружающей среды, С | от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, С: - температура окружающей среды в месте расположения сервера, С | от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +70 от -40 до +60 от +10 до +30 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ АУП АО «Транснефть - | |
| Приволга» компонентов: | |
| счетчики СЭТ-4ТМ.03М.08: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| сервер синхронизации времени ССВ-1Г: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 15000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 2264599 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Глубина хранения информации | |
| счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 113,7 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| сервер БД: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД 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 счетчика:
- 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:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится с помощью принтера на титульные листы (место нанесения - вверху, справа) эксплуатационной документации АИИС КУЭ АУП АО «Транснефть - Приволга».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ АУП АО «Транснефть - Приволга» представлена в таблице 5.
| Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ АУП АО «Транснефть - Приволга» |
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТШП-0,66 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 6 |
| Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 4 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ 3000 | 1 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| Сервер | HP ProLiant ВL460 | 2 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Руководство по эксплуатации | НС.2018.АСКУЭ.00525 РЭ | 1 |
| Руководство пользователя | НС.2018.АСКУЭ.00525 РП | 1 |
| Формуляр | НС.2018.АСКУЭ.00525 ФО | 1 |
| Методика поверки | МП 095-2018 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 095-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по АУП АО «Транснефть - Приволга». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнегопроект» «16» октября 2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.08 - 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 ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», согласованному с ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 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), Рег. № 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%.
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 электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по АУП АО «Транснефть - Приволга», аттестованной ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по АУП АО «Транснефть - Приволга»
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
74290-19: Методика поверки МП 095-2018Скачать812.4 Кб