Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Балтика» по объекту ГПС «Кириши» (далее - 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), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее -ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3, 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, сервер приложений, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), серверы синхронизации времени ССВ 1 Г, 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 чис-лах и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнер-гии 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 ОРЭМ 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 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.
Сличение часов счетчиков и ИВК АИИС КУЭ происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера ИВК АИИС КУЭ на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | СВЕВ6Е6СА69318ВЕБ976Е08А2ВВ7814В |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала |
| ТТ | ТН | Счётчик | УССВ/ Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ЗРУ-6 кВ "Север" ГПС "Кириши", 1 сш 6 кВ, яч.5 | ф.А. ТОЛ-10 ф.В. ТОЛ-10 ф.С. ТОЛ-10 1500/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-11 | НАМИТ-10-2 ф.А,В,С. 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ССВ-1Г, Рег. № 39485-08/ HP ProLiant ВГ460 |
| 2 | ЗРУ-6 кВ "Север" ГПС "Кириши", 2 сш 6 кВ, яч.30 | ф.А. ТОЛ-10 ф.В. ТОЛ-10 ф.С. ТОЛ-10 1500/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-11 | НАМИТ-10-2 ф.А,В,С. 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 3 | ЗРУ-6 кВ "Север" ГПС "Кириши", 1 сш 6 кВ, яч.2, ТСН-1 Ввод 0,4 кВ | ф.А. Т-0,66 ф.В. Т-0,66 ф.С. Т-0,66 50/5, КТ 0,5S Рег. № 22656-07 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 4 | ЗРУ-6 кВ "Север" ГПС "Кириши", 2 сш 6 кВ, яч.33, ТСН-2 Ввод 0,4 кВ | ф.А. Т-0,66 ф.В. Т-0,66 ф.С. Т-0,66 50/5, КТ 0,5S Рег. № 22656-07 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
| 5 | ЗРУ-6 кВ "Север" ГПС "Кириши", 1 сш 6 кВ, яч.9 | ф.А. ТПОЛ 10 ф.С. ТПОЛ 10 1500/5, КТ 0,5S Рег. № 1261-02 | НАМИТ-10-2 ф.А,В,С. 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что ООО «Транснефть - Балтика» не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на ООО «Транснефть - Балтика» порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Г раницы основной погрешности, (±5), % | Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±5),% |
| 1, 2 | Активная | 1,2 | 1,8 |
| Реактивная | 1,9 | 3,0 |
| 3, 4 | Активная | 1,0 | 1,6 |
| Реактивная | 1,5 | 2,8 |
| 5 | Активная | 1,4 | 2,4 |
| Реактивная | 2,1 | 4,3 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
| Примечания: | | | |
| 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). |
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, |
| соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, |
| равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, рав |
| ном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте распо |
| ложения счетчиков от 0 до +40 °С. | | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 5 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от 99 до101 от 100 до 120 0,9 от -40 до +60 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cosj(sinj) - температура окружающей среды для счетчиков, °С - температура окружающей среды для ТТ, °С - температура окружающей среды для ТН, °С - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, %, не более - частота, Гц | от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк от 0 до +40 от -10 до +40 от -10 до +40 от 80 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер синхронизации времени ССВ-1Г: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 15000 |
| - 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 | 110 |
| - 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 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 событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ 10 | 2 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4 ТМ.03М.08 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4 ТМ.03М.01 | 1 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| Сервер БД | HP ProLiant ВL460 | 2 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 26.51.43-14-3329074523-2018 | 1 |
| Формуляр | АСВЭ 185.00.000 ФО | 1 |
| Руководство по эксплуатации | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-14-3329074523-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Балтика» по объекту ГПС «Кириши». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 20.07.2018 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 3195-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018 «Методика измерения потерь напряжения в линиях связи счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 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), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 27008-04;
- измеритель влажности и температуры ИВТМ-7 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 15500-12);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ-04 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28134-04).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих-кодом и заверяется подписью 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 - Балтика» по объекту ГПС «Кириши» МВИ 26.51.43-14-3329074523-2018, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ» 11.07.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Балтика» по объекту ГПС «Кириши»
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
72653-18: Методика поверки МП 26.51.43-14-3329074523-2018Скачать922.2 Кб