Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-18 (1-ая пусковая очередь) (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 трёхуровневою 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) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера СИКОН С70 и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы «Транснефть» и включает в себя сервер опроса и баз данных (СБД), программное обеспечение на базе программного комплекса (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г (регистрационный № 39485-08), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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. Измерительная информация со счетчика электроэнергии передается без учета коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения. Счетчик электроэнергии на выходе формирует результаты измерений:
- активной и реактивной электрической энергии, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.;
- среднюю на интервале времени 30 мин активную (реактивную) электрическую мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, накопление, хранение и передача полученных данных на верхний уровень, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Передача данных от УСПД на СБД осуществляется по резервируемой транспортной сети АО «Связьтранснефть». В качестве основного канала связи используется сеть SDH, в качестве резервного - спутниковая связь. Переход на резервный канал связи осуществляется автоматически при отсутствии связи по основному каналу. Измеренные значения активной (реактивной) электроэнергии в автоматическом режиме фиксируются в СБД. В СБД 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.
Также, в СБД может поступать измерительная информация по всем АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» от смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, по каналам связи сети Internet в формате xml-файлов.
Данные хранятся в сервере базы данных. 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 электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных. 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.
Передача информации от СБД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» (с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» и АИИС КУЭ смежных субъектов) с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Синхронизация времени часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается серверами синхронизации времени ССВ-1Г (регистрационный № 39485-08). 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 TCP/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы GPS/ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакеты и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных времени на сервере ИВК.
Сравнение показаний часов УСПД с часами СБД производится при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и СБД на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счётчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и УСПД на величину более ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Передача информации от счётчика до УСПД, от УСПД до СБД реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Погрешность СОЕВ компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 2. 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».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 7.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2, метрологические характеристики - в таблицах 3 и 4.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Состав измерительных каналов | Наименование измеряемой величины | Вид энергии |
| Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, Рег. № СИ | Обозначение, тип | Ктт •Ктн •Ксч | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1—н | НПС-18, ЗРУ-10 кВ, Ввод №1, 1С 10 кВ, яч.№3 | II | КТ = 0,5S Ктт = 3000/5 Рег. № 37544-08 | А | ТШЛ-СЭЩ-10 | о о о о о | СИКОН С 70 Рег. № 28822-05 | Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная | Активная Реактивная |
| В | ТШЛ-СЭЩ-10 |
| С | ТШЛ-СЭЩ-10 |
| ТН | КТ = 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 Рег. № 35956-07 | А | ЗНОЛ-СЭЩ-10 |
| В | ЗНОЛ-СЭЩ-10 |
| С | ЗНОЛ-СЭЩ-10 |
| Счетчик | КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 |
| ci | НПС-18, ЗРУ-10 кВ, Ввод №2, 2С 10 кВ, яч.№27 | II | КТ = 0,5S Ктт = 3000/5 Рег. № 37544-08 | А | ТШЛ-СЭЩ-10 | о о о о о | Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная | Активная Реактивная |
| В | ТШЛ-СЭЩ-10 |
| С | ТШЛ-СЭЩ-10 |
| ТН | КТ = 0,5 Ктн = 10000:^3/100:^3 Рег. № 35956-07 | А | ЗНОЛ-СЭЩ-10 |
| В | ЗНОЛ-СЭЩ-10 |
| С | ЗНОЛ-СЭЩ-10 |
| Счетчик | КТ = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.01 |
аблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (± 5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях |
| эксплуатации, | (± 5), % |
| | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,5 |
| 1 - 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,01(0,02)Ihi < Ii < 0,05Ihi | 2,1 | 2,4 | 4,9 | 2,4 | 2,7 | 5,1 |
| 0,051н1 < 11 < 0,21н1 | 1,2 | 1,5 | 3,1 | 1,7 | 2,0 | 3,4 |
| 0,21н1 < 11 < 1н1 | 1,0 | 1,2 | 2,3 | 1,6 | 1,7 | 2,7 |
| 1н1 < 11 < 1,21н1 | 1,0 | 1,2 | 2,3 | 1,6 | 1,7 | 2,7 |
аблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (± 5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 5), % |
| cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
| 1 - 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,021н1 < 11 < 0,051н1 | 5,1 | 2,5 | 6,0 | 3,9 |
| 0,051н1 < 11 < 0,21н1 | 3,4 | 1,9 | 4,6 | 3,5 |
| 0,21н1 < 11 < 1н1 | 2,5 | 1,5 | 4,0 | 3,4 |
| 1н1 < 11 < 1,21н1 | 2,5 | 1,5 | 4,0 | 3,4 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. Измерительные каналы включают измерительные ТТ по ГОСТ 7746-2001, измерительные ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии.
3. 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.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cosф - температура окружающей среды, °С | 98 до 102 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,87 от +21 до +25 |
Окончание таблицы 5
| Наименование характеристики | Значение |
| 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. |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C | от -40 до +50 |
| - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С: | от +10 до +30 |
| - температура окружающей среды в месте расположения Сервера БД, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 168 |
| УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Г лубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений передается по основному (коммутируемому) и резервному (спутниковому) каналам связи;
В журнале событий счетчика фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
- несанкционированный доступ.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование :
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (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 «Востокнефтепровод» по НПС-18 (1-ая пусковая очередь) 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 «Востокнефтепровод» по НПС-18 (1-ая пусковая очередь) представлена в таблице6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-18 (1-ая пусковая очередь)
| Наименование (обозначение) изделия | Количество, шт. |
| Трансформатор тока ТШЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Устройства сбора и передачи данных «СИКОН С70» | 1 |
| Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г | 2 |
| Методика поверки МП 51402-12 с изменением № 1 | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 51402-12 с изменением № 1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-18 (1-ая пусковая очередь). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 26.01.2017 г.
Основные средства поверки:
- Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- Трансформаторы напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «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 ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- УСПД «СИКОН С 70» - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2005 году.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений 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 -20 до +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 электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-18 (1-ая пусковая очередь)».
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
