Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1-ая пусковая очередь) (далее - АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1-ая пусковая очередь) предназначена для измерений электроэнергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
Описание
АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1-ая пусковая очередь) представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из измерительных каналов (ИК) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК).
АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1-ая пусковая очередь) решает следующие задачи:
- организация автоматизированного коммерческого учета электроэнергии в точках измерений ООО «Транснефть-Восток» на НПС-16;
- обмен информацией с заинтересованными участниками ОРЭ по согласованному формату и регламенту;
- формирования отчетных документов.
АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1-ая пусковая очередь) включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,5S ГОСТ Р 52323-2005 (в части измерений активной электроэнергии), класса точности 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части измерений реактивной электроэнергии), установленные на НПС-16, 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 ОАО «АК «Транснефть» и включает в себя сервер опроса и баз данных (СБД), программное обеспечение (ПО) 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.
В АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1-ая пусковая очередь) измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=UTcosф) и полную мощность (S=U-I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени.
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 (рег. № 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 часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1-ая пусковая очередь) соответствуют техническим требованиям ОРЭ к АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные автоматизированные измерения следующих величин: приращений активной и реактивной электрической энергии, и мощности, измерений календарного времени, интервалов времени и коррекцию часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального контроля и учета энергопотребления. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам через оптопорт (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного инженерного пульта на базе NoteBook с последующей передачей данных на верхний уровень.
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -113 суток;
• ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет; Для целей предотвращения физического доступа к токовым цепям и цепям напряжения счетчика и защиты метрологических характеристик системы предусмотрено выполнение следующих мероприятий: пломбирование корпусов счетчиков; испытательных коробок; клемм измерительных трансформаторов тока; установка прозрачной крышки из органического стекла на промежуточных клеммниках токовых цепей с последующим пломбированием. На программном уровне предусмотрена организация системы паролей с разграничением прав пользователей.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: 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.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | ТН | ТТ | Счетчик | ИВКЭ | СОЕВ |
| 1 | НПС-16, ЗРУ-10 кВ, Ввод №1, 1С 10 кВ, яч.№3 | ЗНОЛП U1/U2 = 10000/100 класс точности 0,5 Рег.№ 23544-07 | ТЛШ-10 I1/I2 = 3000/5 класс точности 0,5S Рег.№ 11077-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 класс точности 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 | СИКОН С 70 Рег.№ 28822-05 | ССВ-1Г Рег.№ 39485-08 |
| 2 | НПС-16, ЗРУ-10 кВ, Ввод №2, 2С 10 кВ, яч.№27 | ЗНОЛП U1/U2 = 10000/100 класс точности 0,5 Рег.№ 23544-07 | ТЛШ-10 I1/I2 = 3000/5 класс точности 0,5S Рег.№ 11077-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 класс точности 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 |
Примечание: Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом, который хранится совместно с настоящим описанием типа, как его неотъемлемая часть.
Метрологические характеристики ИК приведены в таблицах 3 и 4.
Пределы допускаемых основных относительных погрешностей ИК (измерение электрической энергии), 5 э %.
Таблица 3 - Пределы допускаемых основных относительных погрешностей ИК в нормальных условиях
| № ИК | Состав ИИК | cos ф (sin ф) | 5 1(2)%I 1|(2)%<1<15% | 5 5%I I5%—I<I20% | 5 20%I I20%<I—I100% | 5 100%I I100%<I—I120% |
| 1-2 | ТТ класс точности 0,5S ТН класс точности 0,5 Счётчик-класс точности 0,5S (активная энергия) | 1 | ±2,1 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | ±3,0 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,1 | ±2,3 | ±2,3 |
| ТТ класс точности 0,5S ТН класс точности 0,5 Счётчик-класс точности 1,0 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | Не нормируется | ±2,9 | ±2,1 | ±2,1 |
| 0,5 (0,87) | Не нормируется | ±1,9 | ±1,5 | ±1,5 |
Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК в рабочих условиях эксплуатации
| № ИК | Состав ИИК | cos ф (sin ф) | 5 1(2)%I I1(2)%—I<I5% | 5 5%I I5%—I<I20% | 5 20%I I20%<I—I100% | 5 100%I I100%<I—I120% |
| 1-2 | ТТ класс точности 0,5S ТН класс точности 0,5 Счётчик-класс точности 0,5S (активная энергия) | 1 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,3 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,4 | ±2,6 | ±2,6 |
| ТТ класс точности 0,5S ТН класс точности 0,5 Счётчик-класс точности 1,0 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | Не нормируется | ±4,2 | ±3,7 | ±3,7 |
| 0,5 (0,87) | Не нормируется | ±3,5 | ±3,3 | ±3,3 |
Технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Технические характеристики ИК
| параметр | значение |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц | 220±22 50±1 |
| Нормальная температура окружающей среды, °С | 23±2 |
| Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С | от +15 до +25 от +15 до +25 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25-100 |
| Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 10 |
| Первичные номинальные токи, кА | 3 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек измерения, шт. | 2 |
| Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, с | ±5 |
| Средний срок службы системы, лет | 15 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (5 р), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
KKe -100%
ч 1000РТср )
5 р - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
5 э -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3
при измерении электроэнергии, в %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Кe - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт^ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах; ____________ ______________х ________х _____________ ____________ _____________ _____________________ - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
Л t
•100%
, где
3600ТСР ср
Лt - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК» Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1-ая пусковая очередь) типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы определяется проектной документацией на систему.
В комплект поставки входит техническая и эксплуатационная документация, указанная в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование (обозначение) изделия | Кол. (шт.) |
| Трансформатор тока ТЛШ-10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения ЗНОЛП | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М.01 | 2 |
| Устройства сбора и передачи данных «СИКОН С 70» | 1 |
| Серверы синхронизации времени ССВ-1Г | 2 |
| Наименование (обозначение) изделия | Кол. (шт.) |
| Методика поверки ИФУГ.4252009.303МП с изменением № 1 | 1 |
| Формуляр ИФУГ.4252009.303ФО | 1 |
| Инструкция по эксплуатации ИФУГ.4252009.303.РЭ.05.1 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу ИФУГ.4252009.303МП с изменением № 1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1-ая пусковая очередь). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 26.01.2017 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки. ИЛГШ.411152.145РЭ1 приложение Д, утвержденной Нижегородским ЦСМ в 2007г;
- радиочасы МИР РЧ-01;
- вольтамперфазометр «Парма ВАФ®-А(М)»;
- мультиметр «Ресурс - ПЭ».
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 и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1-ая пусковая очередь). ИФУГ.4252009.303МИ.
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
