Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Воротынец» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документови 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), включающие 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- 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора, передачи данных и синхронизации времени (далее - УСПД) ЭКОМ 3000 со встроенным источником точного времени ГЛОНАСС/GPS и каналообразующую аппаратуру.
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 (Рег. № 39485-08) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера»
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 В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.
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 ОРЭ 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 АИИС КУЭ 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 (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого 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. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.
Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (УССВ), реализованного на ГЛОНАСС/GPS-приемнике в составе УСПД. Время УСПД периодически сличается со временем ГЛОНАСС/GPS (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов УСПД проводится независимо от величины расхождения времени.
В случае неисправности, ремонта или поверки УССВ имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
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.
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». 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 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 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационное наименование программного обеспечения | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | MD5 |
Уровень защиты ПО - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| 1 2 | | Состав АИИС КУЭ | |
| | | | Вид СИ, | | | |
| Диспетчерское наименование | | Класс точности, коэффициент трансформации, Рег. № СИ, тип | УСПД | Сервер | Вид энергии |
| 1 | присоединения | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| | | | Кт = 0,5 S | А | ТОЛ-СЭЩ | | | |
| | | н н | Ктт = 2000/5 | В | ТОЛ-СЭЩ | | | |
| | ЛПДС "Воротынец", ЗРУ-6кВ, яч. 1-3, Ввод №1 | | Рег. № 51623-12 | С | ТОЛ-СЭЩ | | | |
| | К н | Кт = 0,5 | А | НАМИ-10-95УХЛ2 | | | Активная |
| 1 | Ктн = 6000V3/100V3 | В | НАМИ- 10-95УХЛ2 | | |
| Рег. № 20186-05 | С | НАМИ- 10-95УХЛ2 | | | Реактивная |
| | Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | ЭКОМ 3000, Рег. номер | HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 | |
| | | | Кт = 0,5 S | А | ТОЛ-СЭЩ | № 17049-14 | |
| | | н н | Ктт = 2000/5 | В | ТОЛ-СЭЩ | | |
| | ЛПДС «Воротынец», ЗРУ-6кВ, яч.2-8, Ввод №2 | | Рег. № 51623-12 | С | ТОЛ-СЭЩ | | |
| | К н | Кт = 0,5 | А | НАМИ-10-95УХЛ2 | | Активная |
| 2 | Ктн = 6000V3/100V3 | В | НАМИ- 10-95УХЛ2 | | |
| Рег. № 20186-05 | С | НАМИ- 10-95УХЛ2 | | | Реактивная |
| | Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | | | |
| 1 2 | | Состав АИИС КУЭ | |
| | | | Вид СИ, | | | |
| Диспетчерское наименование | | Класс точности, коэффициент трансформации, Рег. № СИ, тип | УСПД | Сервер | Вид энергии |
| 1 | присоединения | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| | | | Кт = 0,5 S | А | ТОЛ-СЭЩ | | | |
| | | н н | Ктт = 2000/5 | В | ТОЛ-СЭЩ | | | |
| | ЛПДС «Воротынец», ЗРУ-6кВ, яч.3-3, Ввод №3 | | Рег. № 51623-12 | С | ТОЛ-СЭЩ | | | |
| | К н | Кт = 0,5 | А | НАМИ-10-95УХЛ2 | | | Активная |
| 3 | Ктн = 6000V3/100V3 | В | НАМИ- 10-95УХЛ2 | | |
| Рег. № 20186-05 | С | НАМИ- 10-95УХЛ2 | | | Реактивная |
| | Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 | ЭКОМ 3000, Рег. номер | HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 | |
| | | | Кт = 0,5 S | А | ТОЛ-СЭЩ | № 17049-14 | |
| | | н н | Ктт = 2000/5 | В | ТОЛ-СЭЩ | | |
| | ЛПДС «Воротынец», ЗРУ-6кВ, яч.4-8, Ввод №4 | | Рег. № 51623-12 | С | ТОЛ-СЭЩ | | |
| | К н | Кт = 0,5 | А | НАМИ-10-95УХЛ2 | | Активная |
| 4 | Ктн = 6000V3/100V3 | В | НАМИ- 10-95УХЛ2 | | |
| Рег. № 20186-05 | С | НАМИ- 10-95УХЛ2 | | | Реактивная |
| | Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 | | | |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК (активная энергия) |
| Границы основной относительной погрешности ИК, (±^), % | Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±^), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 - 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5 | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05I^ | 1,82 | 2,88 | 5,24 | 1,91 | 2,94 | 5,45 |
| °,051л1 < ^ < °,21н1 | 1,06 | 1,66 | 2,96 | 1,20 | 1,77 | 3,03 |
| °,21н1 < ^ < ^1 | 0,86 | 1,24 | 2,18 | 1,03 | 1,38 | 2,27 |
| 1^н1 < < 1,2^1 | 0,86 | 1,24 | 2,18 | 1,03 | 1,38 | 2,27 |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) |
| Границы основной относительной погрешности ИК, (±^), % | Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±^), % |
| cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05Iнl | 4,44 | 2,68 | 4,58 | 2,92 |
| 0,05Iнl < I1 < 0,2I^ | 2,58 | 1,76 | 2,82 | 2,11 |
| 0,2Iнl < I1 < I^ | 1,87 | 1,25 | 2,19 | 1,70 |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 1,87 | 1,25 | 2,19 | 1,70 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ± 5 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 17 до плюс 30°С.
3 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
4 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
5 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2015, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2015, счетчик электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ 52425-2005 в части реактивной электроэнергии.
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2, УСПД на однотипные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на АО «Транснефть - Верхняя Волга» порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 4 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100- до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,8 |
| температура окружающей среды °C: | |
| - для счетчиков активной энергии: | |
| ГОСТ Р 52323-2005 | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии: | |
| ГОСТ Р 52425-2005 | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности. | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -60 до +35 |
| - для счетчиков | от -40 до +65 |
| - УСПД | от -30 до +50 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Рег. №36697-12): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не | 2 |
| более | |
| счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 (Рег. №27524-04): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД ЭКОМ 3000: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 100000 |
| ССВ-1Г: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 15000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| HP ProLiant BL 460c Gen8: | |
| - среднее время наработки на отказ Т, ч | 261163 |
| - среднее время восстановления работоспособности tв, ч; | 0,5 |
| HP ProLiant BL 460c G6: | |
| - среднее время наработки на отказ Т, ч | 264599 |
| - среднее время восстановления работоспособности tв, ч. | 0,5 |
| Глубина хранения информации | |
| счётчики электрической энергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, суток, не более | 113,7 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться 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.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на электросчетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (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 учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Воротынец» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Воротынец»_
| Наименование | Обозначение | Кол-во, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ | 12 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95УХЛ2 | 4 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 2 |
| УСПД | ЭКОМ 3000 | 1 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| Сервер с программным обеспечением | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-128-2018 | 1 |
| Формуляр | ИЦЭ 1263РД-18ЖФО | 1 |
| Руководство по эксплуатации | | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-128-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Воротынец». Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» 11 июня 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» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М- в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М,СЭТ-4ТМ.02М Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- ARIS MT200 - по документу ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 13 мая 2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS)), Рег. № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со 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, дискретность 0,1; 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.
Сведения о методах измерений
«Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Воротынец», аттестованной ФБУ «Ивановский ЦСМ» (аттестат об аккредитации № 01.00259-2013 от 24.12.2013 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Верхняя Волга» по объекту ЛПДС «Воротынец»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72145-18: Методика поверки МП 206.1-128-2018Скачать823.1 Кб