Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту НП ССН (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), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), 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 (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г, программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. 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 минут.
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 вход 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, 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.
Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), реализованного на ГЛОНАСС/GPS-приемнике в составе УСПД. Время УСПД переодически сличается со временем ГЛОНАСС/GPS (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов УСПД проводится независимо от величины расхождения времени.
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.
В случае неисправности или ремонта УССВ УСПД имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
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». 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 - Метрологически значимые модули ПО
Идентификационные 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 |
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.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2. Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ_
о, е м о я | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счётчик | Д П С | § | УСВ уровня ИВК |
Основная погрешность, (±) % | Погрешность в рабочих условиях, (±) % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
1 | НП ССН, ЗРУ-6кВ РП-3, яч.9, Ввод №1 | ТЛО-10 Ктт=1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6У2 Ктт=6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | 4 - 9 4 0 i г. е Р 0 0 о 3 - М О К Э | HP ProLiant ВL460 | 8 0 - 5 00 9 3 % г. е Р и В-1 С о | активная реактивная | 1,2 1,9 | ,8 ,0 13 |
2 | НП ССН, ЗРУ-6кВ РП-3, яч.55, Ввод №2 | ТЛО-10 Ктт=1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6У2 Ктт=6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | 1,2 1,9 | ,8 ,0 13 |
3 | НП ССН, ЗРУ-6кВ РП-3, яч.4, Ввод №3 | ТЛО-10 Ктт=1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6У2 Ктт=6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | 1,2 1,9 | 1,8 3,0 |
4 | НП ССН, ЗРУ-6кВ РП-3, яч.52, Ввод №4 | ТЛО-10 Ктт=1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6У2 Ктт=6000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | 1,2 1,9 | 1,8 3,0 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| НП ССН, ЗРУ-6кВ КТП | ТШЛ-0,66 Ктт=800/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 64182-16 | | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | | | | активная | 1,0 | 1,6 |
5 | "Столовая", Шкаф №7, ЩСУ, Ввод №2 | | 4 - 9 4 0 7 s U V Р 0 0 0 3 - М О К Э | HP ProLiant ВL460 | 8 0 - in 8 4 9 3 % u е Р u pq С С | реактивная | 1,5 | 2,8 |
6 | НП ССН, ЗРУ-6кВ КТП "Столовая", Шкаф №1, ЩСУ, ф-6 | ТШП-0,66 Ктт=200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 64182-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | 1,0 1,5 | ,6 ,8 1, 2, |
| НП ССН, ЗРУ-6кВ КТП | ТШП-0,66 Ктт=200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 64182-16 | | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная | 1,0 | 1,6 |
7 | "Столовая", Шкаф №7, ЩСУ, ф-14 | | | | | реактивная | 1,5 | 2,8 |
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с. |
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. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие -владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
4. ТТ по ГОСТ 7746-2001, ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-12 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-12 в режиме измерений реактивной электроэнергии.
5. В таблице 2 в графах 10 и 11, приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,8 (sin9=0,6); токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и при cos9=0,8 (sin9=0,6); токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до 40 °С.
Таблица 3 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики | Значение |
1 | 2 |
Количество измерительных каналов | 7 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином | от 99 до101 |
- ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
- коэффициент мощности | 0,9 |
- температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином | |
- ток, % от 1ном | от 90 до 110 |
- коэффициент мощности cos9(sin9) | от 2 до 120 |
- температура окружающей среды для УСПД, °С | от 0,5 инд. до 0,8 емк |
- температура окружающей среды для счетчиков, °С | от -30 до +50 |
- температура окружающей среды для ТТ, °С | от -60 до +60 |
- температура окружающей среды для ТН, °С | от -45 до +40 |
- атмосферное давление, кПа | от 80 до 106,7 |
- относительная влажность, не более ,% | 98 |
- частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: | |
- среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03М, ч, не менее | 165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
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 | 264599 |
- 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 |
1 | 2 |
УСПД: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сутки, не менее | 35 |
- 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 на титульный лист формуляра на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту НП ССН типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Обозначение | Количество |
Трансформатор тока | ТЛО-10 | 12 шт. |
Трансформатор тока | ТШЛ-0,66 | 3 шт. |
Трансформатор тока | ТШЛ-0,66 | 6 шт. |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-6У2 | 12 шт. |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 4 шт. |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 3 шт. |
Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 шт. |
Сервер точного времени | ССВ-1Г | 2 шт. |
Сервер БД | HP ProLiant ВL460 | 1 шт. |
Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 шт. |
Методика поверки | МП 26.51.43-06-3329074523-2018 | 1 экз. |
Формуляр | АСВЭ 171.00.000 ФО | 1 экз. |
Руководство по эксплуатации. | - | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-06-3329074523-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту НП ССН. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 21.02.2018 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.;
- ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному 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), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-07).
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 поверителяи заверяется подписью поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту НП ССН, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ» 21.02.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту НП ССН
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
ГОСТ 31819.22-12 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S
ГОСТ 31819.23-12 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Счетчики статические реактивной энергии.