Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС «ВОЛНА» ЗАО «Таманьнефтегаз» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий серверы баз данных (БД) АИИС КУЭ со специализированным программным обеспечением (СПО), систему обеспечения единого времени (СОЕВ) на базе устройств синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ) и каналообразующую аппаратуру.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы электронного счетчика электроэнергии. 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средние значения активной (реактивной) электрической мощности вычисляются как средние мгновенных значений на интервале усреднения 30 мин.Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется для интервалов 30 мин.
Цифровой сигнал со счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер БД АИИС КУЭ.
Сервер АИИС КУЭ осуществляет опрос УСПД, расположенного на объекте. На верхнем уровне системы (ИВК) выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов и передача полученной информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ, АО «Таманьнефтегаз», ПАО «Россети Кубань» и прочим заинтересованным организациям. По запросу измерительная информация поступает на АРМы, где предусмотрены автоматизированный и оперативный режимы работы и выполняется оформление справочных и отчетных документов. Полученные данные и результаты измерений используются для оперативного управления энергопотреблением на ПС «Волна».
АИИС КУЭ осуществляет обмен полученной информацией с АИИС КУЭ утвержденных типов организаций-участников оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), получаемой в виде XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ. Формирование и передача макетов в ПАК КО АО «АТС» и прочим участникам ОРЭМ осуществляется ежедневно оператором через сеть Интернет от АРМ по протоколу TCP/IP с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему и в АИИС КУЭ утвержденных типов смежных субъектов с использованием электронной подписи (ЭП) субъекта ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, функционирующей на всех уровнях, которая выполняет задачу синхронизации времени АИИС КУЭ с помощью УССВ на основе приемника сигналов глобальных спутниковых систем позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Сервер БД не реже раза в час сличает и синхронизирует свои часы от УССВ. УСПД не реже раза в сутки сличает свои часы с часами сервера БД и синхронизирует при расхождении 1 с и более. При каждом сеансе связи происходит сравнение часов УСПД и счетчиков. Коррекция часов счетчиков происходит от УСПД при расхождении 1 с и более. Факты коррекции внутренних часов с фиксацией даты и времени до и после коррекции и величины коррекции часов счетчика, УСПД и сервера отражаются в их журналах событий.
Нанесение заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измререний присвоен заводской номер 015.09.21. Заводской номер АИИС КУЭ и сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ, указаны в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит специализированное ПО сервера сбора и БД АИИС КУЭ ПО «Пирамида 2000». ПО и конструкция счетчиков, УСПД и сервера сбора и БД после конфигурирования и настройки обеспечивают защиту от несанкционированного доступа и изменения его параметров. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти счетчиков, УСПД и сервера, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и базы данных. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами СПО. Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1:
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Пирамида 2000» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование программного модуля ПО | metrology.dll - общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Наименование программного модуля ПО | сalcClients.dll - модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
| Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Наименование программного модуля ПО | са1с1 .eakage.dll - модуль расчета небаланса энергии/мощности |
| Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac |
| Наименование программного модуля ПО | сalcLosses.dll - модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
| Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Наименование программного модуля ПО | рагаеВтЛП - модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Наименование программного модуля ПО | рагаеХЕСЛП - модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
| Цифровой идентификатор ПО | c391d64271 acf4055bb2a4d3fe 1f8f48 |
| Наименование программного модуля ПО | рarseModbus.dU - модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
| Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Наименование программного модуля ПО | рarsePiramida.dll - модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
| Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Наименование программного модуля ПО | synchroNSI.dll - модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
| Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Наименование программного модуля ПО | verifyTime.dll - модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | MD5 |
Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и базы данных от преднамеренных изменений являются:
- средства обнаружения и фиксации событий, изменений, ошибок (журнал событий);
- средства управления доступом и правами пользователей (пароли);
- средства проверки целостности ПО (несанкционированная модификация метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы для метрологически значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением);
- средства защиты на физическом уровне (пломбирование и аппаратные ключи).
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» (по Р 50.2.077-2014).
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4:
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД/ УССВ/ сервер |
| 1 | ПС 110 кВ Волна, ОРУ 110 кВ, 1 СШ 110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 | TG145N КТ 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 75894-19 | СРВ 123 КТ 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 15853-06 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | СИКОН С70 рег. № 28822-05 УСВ-2 рег. № 41681-10 «ИКМ-Пира-мида» рег. № 4527010 |
| 2 | ПС 110 кВ Волна, ОРУ 110 кВ, 2 СШ 110 кВ, ввод 110 кВ Т-2 | TG145N КТ 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 75894-19 | СРВ 123 КТ 0,2 Ктн 110000/^3/100/^3 Рег. № 15853-06 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 3 | ПС 110 кВ Волна, ОРУ 35 кВ, ВЛ 35 кВ Волна-Черноморская | ТВЭ-35 УХЛ2 Кл.т. 0,58 Ктт 600/5 Рег. № 44359-10 | GEF-40,5 Кл.т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 30373-10 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т.0,58/1 Рег. № 36697-08 |
| 4 | В-10-Т1 | ТШЛП-10-2 Кл.т. 0,58 Ктт 3000/5 Рег. № 19198-05 | ЗНОЛ.06.4-10У3 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т.0,58/1 Рег. № 36697-08 |
| 5 | В-10-1СШ-ЦРП | ТШЛП-10-2 Кл.т. 0,58 Ктт 2000/5 Рег. № 19198-05 | ЗНОЛ.06.4-10У3 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т.0,58/1 Рег. № 36697-08 |
| 6 | В-10-3СШ-ЦРП | ТШЛП-10-1 Кл.т. 0,58 Ктт 2000/5 Рег. № 19198-05 | ЗНОЛ.06.4-10У3 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т.0,58/1 Рег. № 36697-08 |
| 7 | В-10-1СШ-ТП-1 (Ж/Д) | ТЛК-5 Кл.т. 0,58 Ктт 1000/5 Рег. № 9143-06 | ЗНОЛ.06.4-10У3 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т.0,58/1 Рег. № 36697-08 |
| 8 | В-10-ДК-1СШ | ТЛК-5 Кл.т. 0,58 Ктт 100/5 Рег. № 9143-06 | ЗНОЛ.06.4-10У3 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т.0,58/1 Рег. № 36697-08 |
| 9 | В-10-1СШ-ЗРУ-10-ЭКНК | ТШЛП-10-1 Кл.т. 0,58 Ктт 2000/5 Рег. № 19198-05 | ЗНОЛ.06.4-10У3 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т.0,58/1 Рег. № 36697-08 |
| 10 | В-10-Т2 | ТШЛП-10-2 Кл.т. 0,58 Ктт 3000/5 Рег. № 19198-05 | ЗНОЛ.06.4-10У3 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т.0,58/1 Рег. № 36697-08 |
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД/ УССВ/ сервер |
| 11 | В-10-2СШ-ТП-1 (Ж/Д) | ТЛК-5 Кл.т. 0,58 Ктт 1000/5 Рег. № 9143-06 | ЗНОЛ.06.4-10У3 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т.0,58/1 Рег. № 36697-08 | |
| 12 | В-10-ДК-2СШ | ТЛК-5 Кл.т. 0,58 Ктт 100/5 Рег. № 9143-06 | ЗНОЛ.06.4-10У3 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т.0,58/1 Рег. № 36697-08 | СИКОН С70 рег. № 28822-05 УСВ-2 рег. № 41681-10 «ИКМ-Пира-мида» рег. № 4527010 |
| 13 | В-10-2СШ-ЦРП | ТШЛП-10-1 Кл.т. 0,58 Ктт 2000/5 Рег. № 19198-05 | ЗНОЛ.06.4-10У3 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т.0,58/1 Рег. № 36697-08 |
| 14 | В-10-4СШ-ЦРП | ТШЛП-10-1 Кл.т. 0,58 Ктт 2000/5 Рег. № 19198-05 | ЗНОЛ.06.4-10У3 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т.0,58/1 Рег. № 36697-08 |
| 15 | В-10-2СШ-ЗРУ-10-ЭКНК | ТШЛП-10-1 Кл.т. 0,58 Ктт 2000/5 Рег. № 19198-05 | ЗНОЛ.06.4-10У3 Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т.0,58/1 Рег. № 36697-08 |
| П р и м е ч а н и я: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице, при условии, что предприятие-Владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД на аналогичный утвержденного типа. 3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4 Допускается изменение наименований ИК. 5 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-Владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности ±&сн, % | Границы погрешности в рабочих условиях ±&умм, % |
| 1, 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; счетчик 0,2S/0,5) | активная реактивная | 0,5 1,3 | 1,4 2,2 |
| 3 - 15 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; счетчик 0,5S/1) | активная реактивная | 1,1 3,4 | 3,0 5,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5,0 |
| П р и м е ч а н и я: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений 30-минутных приращений электроэнергии и средней мощности. 2 В качестве показателей точности указаны границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана при cos <^=0,8инд (sin ф=0,6), I=0,02(0,05)-1ном и колебаниях температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в процессе выполнения измерений от плюс 5 до плюс 35 °C. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 15 |
| Нормальные условия: - параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cos у - температура окружающей среды, оС - магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,8 до 50,2 0,9 от +21 до +25 0,05 |
| Рабочие условия эксплуатации: - параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды в месте расположения: - ТТ и ТН, оС - счетчиков, оС - УСПД, оС - УССВ, оС - сервера, оС - магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5инд до 0,8емк от 49,6 до 50,4 от -25 до +50 от -40 до +65 от -30 до +50 от -40 до +55 от -10 до +30 0,5 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - для электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М | 220000 |
| - для электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - для УСПД СИКОН С70 | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| УСПД: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях, сут, не менее | 45 |
| - 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 питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания (ИБП), а счетчиков с помощью дополнительного питания; резервирование каналов связи от ИИК к ИВКЭ (резервный канал связи интерфейса RS-485); резервирование каналов связи от ИВКЭ к ИВК (резервный канал связи - коммутируемое соединение Ethernet); резервирование информации с помощью наличия резервных баз данных, перезагрузки и средств контроля зависания. Информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте, по резервным каналам связи;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ с помощью удаленного доступа (возможность съема информации со счетчика автономным способом и визуальный контроль информации на счетчике);
- наличие ЗИП, эксплуатационной документации.
Защищённость применяемых компонентов: пломбирование электросчётчиков, промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения, испытательных коробок счетчиков, УСПД, УССВ и сервера БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Кол-во, шт. |
| Трансформаторы тока | TG | 6 |
| ТВЭ-35 УХЛ2 | 3 |
| ТШЛП-10-1 | 15 |
| ТШЛП-10-2 | 9 |
| ТЛК-5 | 12 |
| Трансформаторы напряжения | СРВ 123 | 6 |
| GEF-40,5 | 3 |
| ЗНОЛ.06.4-10У3 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| СЭТ-4ТМ.03М.01 | 13 |
| Контроллер сетевой индустриальный | СИКОН С70 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | 1 |
| Сервер БД | ИВК «ИКМ-Пирамида» | 1 |
| Паспорт-формуляр АИИС КУЭ | 015.09.21-ТХ5-ФО | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «МЕТОДИКА ИЗМЕРЕНИЙ количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПС «Волна» ЗАО «Таманьнефтегаз», аттестованном ООО «Комп-лексные энергетические решения», аттестат об аккредитации № RA.RU.312835 от 29.11.2019.
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.
