Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Диаскан» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, измерения и синхронизации времени, формирования отчетных документов и передачи информации в АО «АТС», АО СО «ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
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-информационный комплекс (ИИК), который включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчик активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-5.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе ЭКОМ-3000, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер БД АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), сервер точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Первичные 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 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков измерительных каналов №3-8 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. Измерительные каналы №1, 2 функционируют с использованием прямого опроса сервером баз данных (БД) счетчиков электроэнергии посредством GPRS- модема и не используют уровень ИВКЭ. Вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН происходит на уровне ИВК.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии 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 от 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 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 из ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК Транснефть» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 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 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ, ИВК). Синхронизация часов сервера БД с национальной шкалой времени UTC(SU) обеспечивается сервером синхронизации времени ССВ-1Г, входящим в состав центра сбора и обработки данных (ЦСОД). ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC(SU) спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети TCP/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку национальной шкалы времени, полученную по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянную и непрерывную синхронизацию времени сервера БД. В случае выхода из строя основного сервера синхронизации времени ССВ-1Г используется резервный.
Синхронизация шкалы времени УСПД осуществляется по сигналам единого времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (УССВ), реализованного на ГЛОНАСС/GPS-приемнике в составе УСПД. Шкала времени УСПД переодически сравнивается со временем ГЛОНАСС/GPS (не реже 1 раза в сутки), синхронизация шкалы времени УСПД проводится независимо от величины расхождения шкал времени.
Сличение шкалы времени счетчиков измерительных каналов №1, 2 со шкалой времени сервера БД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация шкалы времени счетчиков проводится при расхождении шкал времени счетчика и сервера более чем на ±1 с. Сличение шкалы времени счетчиков измерительных каналов №3-8 со шкалой времени УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация шкалы времени счетчиков проводится при расхождении шкал времени счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
Синхронизация шкалы времени УСПД осуществляется по сигналу точного времени ГЛОНАСС/GPS-модуля, встроенного в УСПД. В случае неисправности, ГЛОНАСС/GPS-модуля имеется возможность синхронизации шкалы времени УСПД от ИВК ПАО «Транснефть».
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени до и после коррекции и величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0. 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 | 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 и СОЕВ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2-5.
| к а <D о К | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала |
| ТТ | ТН | Счётчик | У СПД/Сервер синхронизаци и времени/ Сервер БД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС №588 "Ива" 110/10кВ, КРУН-10кВ, 1 сек. 10кВ, яч.3 Фидер №14 | ТЛО -10 Кл. т. 0,2s 400/5 Рег № 25433-11 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ССВ-1Г Рег № 5830114, HP Pro-Liant ВЬ460 Gen8, HP Pro-Liant ВL460 Gen6 |
| 2 | ПС №588 "Ива" 110/10кВ, КРУН-10кВ, 2 сек. 10кВ, яч.31, Фидер №25 | ТЛО -10 Кл. т. 0,2s 400/5 Рег № 25433-11 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег № 16678-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 3 | Научнопроизводственная база АО «Транснефть-Диаскан», ЗРУ-10кВ, 1 сек. 10 кВ, яч. 17, Ввод №1 10 кВ | ТЛО-10 Кл. т. 0,2s 400/5 Рег №25433-11 | ЗНОЛП-ЭК Кл. т. 0,2 10000:V3/100:V3 Рег № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | 6 fi eG 0 § rn 0 , t 7 4, na 1 11- Li ^ О О r • СО С ег 58 rP Р 5 P о % Я 8 S3 =§ -3 Р ne S U О o 'V § Й m Э С L M 5 1 1 Рч H |
| 4 | Научнопроизводственная база АО «Транснефть-Диаскан», ЗРУ-10кВ, 2 сек. 10 кВ, яч. 18, Ввод №2 10 кВ | ТЛО-10 Кл. т. 0,2s 400/5 Рег №25433-11 | ЗНОЛП-ЭК Кл. т. 0,2 10000:V3/100:V3 Рег № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 5 | Научнопроизводственная база АО «Транснефть-Диаскан», ЗРУ-10кВ, 1 сек. 10 кВ, яч. 23 | ТЛО-10 Кл. т. 0,2s 600/5 Рег №25433-11 | ЗНОЛП-ЭК Кл. т. 0,2 10000:V3/100:V3 Рег № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 6 | Научнопроизводственная база АО «Транснефть-Диаскан», ЗРУ-10кВ, 2 сек. 10 кВ, яч. 24 | ТЛО-10 Кл. т. 0,2s 600/5 Рег №25433-11 | ЗНОЛП-ЭК Кл. т. 0,2 10000:V3/100:V3 Рег № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 7 | АО «Транснефть-Диаскан», ТП-78 10/0,4 кВ, РУ-10кВ, 1 сек. 10кВ, яч.4, Основной ввод №1 10 кВ | ТЛК-СТ-10 Кл. т. 0,2s 100/5 Рег № 58720-14 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 8 | АО «Транснефть-Диаскан», ТП-78 10/0,4 кВ, РУ-10кВ, сек. 10кВ, яч.7, Основной ввод №2 10 кВ | ТЛК-СТ-10 Кл. т. 0,2s 100/5 Рег № 58720-14 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| Примечания: 1. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, ССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец не претендует на улучшение метрологических характеристик. 2. Замена оформляется в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
| Номер ИК | Вид электрической энергии (мощности) | Границы основной погрешности, % | Границы погрешности в рабочих условиях, % |
| 1, 2, 7, 8 | Активная Реактивная | ±1,3 ±2,1 | ±1,9 ±3,6 |
| 3, 4, 5, 6 | Активная Реактивная | ±0,6 ±1,0 | ±1,1 ±2,1 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
| Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовой). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3. Границы погрешности в рабочих условиях указаны для соБф = 0,8, 0,21н<Мн и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчика электроэнергии для ИК № 1-8 от плюс 5 до плюс 35 °C. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 8 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 5 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, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, оС: | от +5 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, УСПД и ССВ-1Г, оС | от +15 до +35 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, сут, не | 3 |
| более | |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не | 24 |
| более | |
| Сервер БД АИИС КУЭ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 264599 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не | 2 |
| более | |
| ССВ-1Г: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 15000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не | |
| более | 2 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации о состоянии | |
| средств измерений, лет, не менее | 3, 5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- 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.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
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 титульные листы эксплутационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
| Наименование | Тип | Количество, шт./экз |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 14 |
| Трансформатор тока | ТЛК-СТ-10 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 4 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК | 12 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 8 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Сервер БД | Proliant HP BL460 | 2 |
| Методика поверки | МП ТНЭ-018-2020 | 1 |
| Формуляр | ТНЭ.ФО.018.М | 1 |
Сведения о методиках (методах) измерений количества электрической энергии, измерения и синхронизации времени
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 - Диаскан», аттестованном ООО «Транснефтьэнерго», аттестат аккредитации № RA.RU.311308 от 29.10.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Диаскан»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
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.
81382-21: Методика поверки МП ТНЭ-018-2020Скачать1,018.9 Кб