Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Дальнефтепровод» по НПС-34 с резервуарным парком (1-ая пусковая очередь) с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут использоваться для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ реализована в объеме первой пусковой очереди и представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера», устройство синхронизации системного времени.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Каждые 30 минут УСПД производит опрос цифровых счетчиков, установленных на объекте. Сервер сбора данных производит опрос УСПД не реже 1 раза в сутки.
УСПД в автоматическом режиме осуществляет сбор данных со счетчиков, а также передачу данных посредством каналообразующей аппаратуры на Сервер БДАИИС КУЭ. В Сервере БДАИИС КУЭ выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭ) через каналы связи интернет-провайдеров.
ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ОАО «АК «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» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (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 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы, погрешность часов компонентов системы. Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени (или всемирного скоординированного времени) UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация времени 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 (NetworkTimeProtocol). 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 обновление данных на сервере ИВК постоянно и непрерывно. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.
Синхронизация времени в УСПД ИВКЭ осуществляется от устройства синхронизации системного времени (приемник, встроенный в УСПД) по сигналам единого календарного времени, передаваемым со спутников системы GPS/ГЛОНАСС. Пределы допускаемой абсолютной погрешности внутренних часов (с коррекцией времени по источнику точного времени с использованием PPS сигнала) не превышают ±0,001 с. При отказе устройства синхронизации системного времени УСПД, возможна синхронизация УСПД от ИВК. Сличение времени счетчиков от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится один раз в сутки при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5 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. Журналы событий счетчиков, УСПД отображают факты автоматической диагностики. Журнал событий УСПД отображает факт ввода расчетных коэффициентов.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1.
Состав и идентификационные данные ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 7.1 |
| Цифровой идентификатор ПО(по MD5) | CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B |
| Наименование программного модуля ПО | pso_ metr.dll |
ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту полученной измерительной информации от несанкционированного доступа и изменения путём многоуровневой системы паролей в соответствии с правами доступа.
Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений -высокий (по Р 50.2.077-2014).
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, приведенные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 5.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование | Состав измерительных каналов АИИС КУЭ | Вид энергии |
| Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, Рег. № | Обозначение, тип | Ктт •Ктн •Ксч | УСПД | СОЕВ |
| 1 | присоединения | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1—н | ПС 220/10 кВ НПС-34 ОРУ-220 кВ, Ввод Т-1 | ТТ | КТ = 0,2S Ктт = 200/1 № 30489-09 | А | TG245N | о о о о | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | ССВ-1Г Рег. № 39485-08 | Активная Реактивная |
| В | TG245N |
| С | TG245N |
| ТН | КТ = 0,2 Ктн = 220000:^3/100:^3 № 20344-05 | А | НАМИ-220 УХЛ1 |
| В | НАМИ-220 УХЛ1 |
| С | НАМИ-220 УХЛ1 |
| Счетчик | КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.16 |
| ci | ПС 220/10 кВ НПС-34 ОРУ-220 кВ, Ввод Т-2 | ТТ | КТ = 0,2S Ктт = 200/1 № 30489-09 | А | TG245N | о о о о | Активная Реактивная |
| В | TG245N |
| С | TG245N |
| ТН | КТ = 0,2 Ктн = 220000:^3/100:^3 № 20344-05 | А | НАМИ-220 УХЛ1 |
| В | НАМИ-220 УХЛ1 |
| С | НАМИ-220 УХЛ1 |
| Счетчик | КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.16 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| СТ) | ЗРУ-10 кВ НПС-34 1сш-10 кВ, яч.№1 | ТТ | КТ = 0,5S Ктт = 400/5 № 25433-11 | А | ТЛО-10 | о о о 00 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | ССВ-1Г Рег. № 39485-08 | Активная Реактивная |
| В | ТЛО-10 |
| С | ТЛО-10 |
| ТН | КТ = 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 № 23544-07 | А | ЗНОЛП |
| В | ЗНОЛП |
| С | ЗНОЛП |
| Счетчик | КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 |
| ЗРУ-10 кВ НПС-34 2сш-10 кВ, яч.№41 | ТТ | КТ = 0,5S Ктт = 400/5 № 25433-11 | А | ТЛО-10 | о о о 00 | Активная Реактивная |
| В | ТЛО-10 |
| С | ТЛО-10 |
| ТН | КТ = 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 № 23544-07 | А | ЗНОЛП |
| В | ЗНОЛП |
| С | ЗНОЛП |
| Счетчик | КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы допускаемой относительной погрешности ИК |
| Основная относительная погрешность ИК (± д), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % |
| cosф = 1,0 | cosф = 0,87 | cosф = 0,5 | cosф = 1,0 | cosф = 0,87 | cosф = 0,5 |
| 1 - 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)1нк Ii< 0,051н1 | 1,0 | 1,1 | 1,8 | 1,2 | 1,2 | 1,9 |
| 0,051нк Ii< 0,21н1 | 0,6 | 0,7 | 1,3 | 0,8 | 0,9 | 1,4 |
| 0,21нк I1< 1н1 | 0,5 | 0,5 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | 1,2 |
| 1н1< !к 1,21н1 | 0,5 | 0,5 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | 1,2 |
| 3 - 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)1нк I1< 0,051н1 | 2,1 | 2,4 | 4,9 | 2,4 | 2,7 | 5,1 |
| 0,051н1< I1< 0,21н1 | 1,2 | 1,5 | 3,1 | 1,7 | 2,0 | 3,4 |
| 0,21н1< I1< 1н1 | 1,0 | 1,2 | 2,3 | 1,6 | 1,7 | 2,7 |
| 1н1< I1< 1,21н1 | 1,0 | 1,2 | 2,3 | 1,6 | 1,7 | 2,7 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Г раницы допускаемой относительной погрешности ИК |
| Основная относительная погрешность ИК (± д), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % |
| cosф = 0,87 ^тф = 0,5) | cosф = 0,5 ^тф = 0,87) | cosф = 0,87 ^тф = 0,5) | cosф = 0,5 ^тф = 0,87) |
| 1 - 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,021н1< I1< 0,051н1 | 2,1 | 1,5 | 2,5 | 1,9 |
| 0,051н1< I1< 0,21н1 | 1,6 | 0,9 | 2,1 | 1,5 |
| 0,21н1< I1< 1н1 | 1,1 | 0,8 | 1,7 | 1,4 |
| 1н1< I1< 1,21н1 | 1,1 | 0,8 | 1,7 | 1,4 |
| 3 - 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,021н1< I1< 0,051н1 | 5,1 | 2,5 | 6,0 | 3,9 |
| 0,051н1< I1< 0,21н1 | 3,4 | 1,9 | 4,6 | 3,5 |
| 0,21н1< I1< 1н1 | 2,5 | 1,5 | 4,0 | 3,4 |
| 1н1< I1< 1,21н1 | 2,5 | 1,5 | 4,0 | 3,4 |
Примечания
1 В Таблицах 3, 4 в графе «Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±6), %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95 и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С
2 Допускается замена УСПД, измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
3 Измерительные каналы включают измерительные ТТ по ГОСТ 7746-2001, измерительные ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от UH0M | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности cos9 | 0,87 |
| 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 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 +40 |
| - для счетчиков | от -40 до +60 |
| - для УСПД | от -10 до +50 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, сутки | 7 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УСПД ЭКОМ-3000: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 75000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее | 113 |
| ИВКЭ: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, не менее: | 35 |
| 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 счетчика и УСПД фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК;
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Дальнефтепровод» по НПС-34 с резервуарным парком (1-ая пусковая очередь) с Изменением № 1 типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Дальнефтепровод» по НПС-34 с резервуарным парком (1-ая пусковая очередь) с Изменением № 1 представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование (обозначение) изделия | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока серии TG | 6 |
| Трансформатор тока ТЛО-10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения НАМИ-220 УХЛ1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения ЗНОЛП | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М | 4 |
| Устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» | 1 |
| Сервер синхронизации времени ССВ-1Г | 2 |
| Сервер с ПО ПК «Энергосфера» | 1 |
| Паспорт-формуляр ТНДВ.422231.034 ФО | 1 |
| Методика поверки МП 51025-13 с изменением № 1 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 51025-13 с изменением № 1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Дальнефтепровод» по НПС-34 с резервуарным парком (1-ая пусковая очередь) с Изменением № 1. Методика поверки с изменением № 1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 03.05.2017 г.
Основные средства поверки:
- Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- УСПД «ЭКОМ-3000» - в соответствии с документом «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- ССВ-1Г - в соответствии с документом «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- Средства измерений по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- Средства измерений по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314), Рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в эксплуатационной документации.
Нормативные документы
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
