Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Дальний Восток» по объекту НПС №29 (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), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2015, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2015 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики) 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 - 4.
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 точного времени ССВ-1Г и 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 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 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 периодически 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» версии не ниже 7.1. 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, указанные в таблицах 3 - 4.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| о, е S о Н | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ПС 220 кВ НПС-29, ОРУ-220 кВ, КВЛ 220 кВ Нижне-Бурейская ГЭС -НПС-29 | ТОГФ-220 Кл. т. 0,2S 1000/1 Рег. № 61432-15 | ЗНОГ-220 Кл. т. 0,2 220 000/V3:100/V3 Рег. № 61431-15 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | HP ProLiant ВL460; ССВ-1Г Рег. № 39485-08 | активная реактивная |
| 2 | ПС 220 кВ НПС-29, ОРУ-220 кВ, ВЛ 220 кВ Архара - НПС-29 | ТОГФ-220 Кл. т. 0,2S 1000/1 Рег. № 61432-15 | ЗНОГ-220 Кл. т. 0,2 220 000/V3:100/V3 Рег. № 61431-15 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная |
| 3 | ПС 220 кВ НПС-29, ОРУ-220 кВ, Ввод Т1 220 кВ | ТОГФ-220 Кл. т. 0,2S 100/1 Рег. № 46527-11 | ЗНОГ-220 Кл. т. 0,2 220 000/V3:100/V3 Рег. № 61431-15 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная |
| 4 | ПС 220 кВ НПС-29, ОРУ-220 кВ, Ввод Т2 220 кВ | ТОГФ-220 Кл. т. 0,2S 100/1 Рег. № 46527-11 | ЗНОГ-220 Кл. т. 0,2 220 000/V3:100/V3 Рег. № 61431-15 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 5 | НПС-29 ЗРУ-10кВ, яч. 1, Ввод №1 | ТЛК-СТ-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Рег. № 58720-14 | ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10 000/V3:100/V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | HP ProLiant ВL460; ССВ-1Г Рег. № 39485-08 | активная реактивная |
| 6 | НПС-29 ЗРУ-10кВ, яч. 27, Ввод №2 | ТЛК-СТ-10 Кл. т. 0,5S 1500/5 Рег. № 58720-14 | ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10 000/V3:100/V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная |
| Пределы допускаемой погрешности компонентов СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная погрешность, (±5), % | Погрешность в рабочих условиях, (±5), % |
| cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1-4 | | 0,6 | 0,6 | 0,9 | 1,0 | 1,0 | 1,2 |
| | 0,2Iн1<I1<Iн1 | 0,6 | 0,6 | 0,9 | 1,0 | 1,0 | 1,2 |
| (Сч 0,2S; | 0,05!н1<!1<0,2!н1 | 0,7 | 0,8 | 1,2 | 1,0 | 1,1 | 1,4 |
| ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,02Iн1<I1<0,05Iн1 | 1,2 | 1,3 | 2,0 | 1,4 | 1,5 | 2,2 |
| 5-6 | | 1,0 | 1,2 | 2,2 | 1,3 | 1,5 | 2,3 |
| | 0,2Iн1<I1<Iн1 | 1,0 | 1,2 | 2,2 | 1,3 | 1,5 | 2,3 |
| (Сч 0,2S; | 0,05Iн1<I1<0,2Iн1 | 1,3 | 1,6 | 2,9 | 1,5 | 1,8 | 3,0 |
| ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,02Iн1<I1<0,05Iн1 | 2,3 | 2,9 | 5,4 | 2,5 | 3,0 | 5,5 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная погрешность, (±5), % | Погрешность в рабочих условиях, (±5), % |
| cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1-4 | Iн1<I1<1,2Iн1 | 1,2 | 1,0 | 0,8 | 2,1 | 2,0 | 1,9 |
| | 0,2Iн1<I1<Iн1 | 1,2 | 1,0 | 0,8 | 2,1 | 2,0 | 1,9 |
| (Сч 0,5; ТТ 0,2S; | 0,05Iн1<I1<0,2Iн1 | 1,5 | 1,1 | 0,9 | 2,3 | 2,1 | 2,0 |
| ТН 0,2) | 0,02Iн1<I1<0,05Iн1 | 2,5 | 2,0 | 1,5 | 3,1 | 2,6 | 2,3 |
| 5-6 | Iн1<I1<1,2Iн1 | 2,6 | 1,9 | 1,2 | 3,1 | 2,6 | 2,1 |
| | 0,2Iн1<I1<Iн1 | 2,6 | 1,9 | 1,2 | 3,1 | 2,6 | 2,1 |
| (Сч 0,5; ТТ 0,5S; | 0,05Iн1<I1<0,2Iн1 | 3,5 | 2,4 | 1,5 | 3,9 | 3,0 | 2,3 |
| ТН 0,5) | 0,02Iн1<I1<0,05Iн1 | 6,4 | 4,4 | 2,7 | 6,7 | 4,8 | 3,2 |
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. Замена оформляется актом в установленном в ООО «Транснефть
- Дальний Восток» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
4. Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °C.
Таблица 5 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 6 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 99 до 101 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,9 |
| - температура окружающей среды для ТТ, °С | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды для ТН, °С | от -60 до +40 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| - температура окружающей среды для УСПД | от -30 до +50 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj(sinj) | от 0,5 инд. до 0,8 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ, ТН в ОРУ-220кВ °С | от -43 до +33 |
| - температура окружающей среды для ТТ, ТН, в ЗРУ-10кВ °С | от 0 до +40 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от 0 до +40 |
| - температура окружающей среды для УСПД | от 0 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 48 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| СОЕВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - 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 |
| 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 на титульный лист Формуляра на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Дальний Восток» по объекту НПС №29 типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОГФ-220 | 12 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛК-СТ-10 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОГ-220 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-10 | 6 шт. |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.16 | 4 шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 2 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 шт. |
| Сервер точного времени | ССВ-1Г | 2 шт. |
| Сервер БД | HP ProLiant ВL460 | 2 шт. |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 шт. |
| Методика поверки | МП 206.1-018-2018 | 1 экз. |
| Паспорт - Формуляр | АСВЭ 167.00.000 ФО | 1 экз. |
| Руководство по эксплуатации | - | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-018-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Дальний Восток» по объекту НПС №29. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 26.01.2018 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), 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 поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Дальний Восток» по объекту НПС №29 (АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Дальний Восток» по объекту НПС №29)», 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 - Дальний Восток» по объекту НПС №29
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
70541-18: Методика поверки МП 206.1-018-2018Скачать2.6 Мб