Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части
ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь)
(далее - АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь)) предназначена для измерений электроэнергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) представляет собой многофункциональную, трёхуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней: измерительно-информационные комплексы (ИИК), информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) и информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) решает следующие задачи:
- организация автоматизированного коммерческого учета электроэнергии в точках
измерений ООО «Транснефть-Восток» на объекте НПС-20;
- обмен информацией с заинтересованными участниками ОРЭ по согласованному
формату и регламенту;
- формирование отчетных документов.
АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части измерений активной электроэнергии), класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 (в режиме измерений реактивной электроэнергии), установленные на объекте НПС-20, 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.
В АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Первичные 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
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.
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 ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК и имеет нормированную погрешность. Синхронизация часов СБД с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г. 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. ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС/GPS, с учётом задержки на приём пакета и выдачу ответного отклика. ССВ-1Г обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных времени на СБД. В случае выхода из строя основного сервера синхронизации времени ССВ-1Г используется резервный.
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 составляет не более ±5 с.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счётчика, УСПД и СБД отражаются в соответствующих журналах событий.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) используется программное обеспечение на базе программного комплекса (ПК) «Энергосфера». Уровень защиты ПК 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, а также с помощью специальных программных средств, что соответствует уровню «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПК указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 7.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-5.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь)
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД |
| 1 | ПС 220/10 кВ НПС-20 ОРУ 220 кВ Т-1 | ТРГ-220 II* Ктт=300/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 33677-07 | НАМИ-220 УХЛ1 Ктн=220000/^3/100/^ 3 Кл.т. 0,2 Рег. № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
| 2 | ПС 220/10 кВ НПС-20 ОРУ 220 кВ Т-2 | ТРГ-220 II* Ктт=300/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 33677-07 | НАМИ-220 УХЛ1 Ктн=220000/^3/100/^ 3 Кл.т. 0,2 Рег. № 20344-05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
Продолжение таблицы 2_____________________________________________________________
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной
электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.
3 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части
ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) не претендует на
улучшение указанных в таблицах 3-4 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и ССВ-1Г на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Пределы допускаемых основных относительных погрешностей ИК в нормальных условиях
| Номер ИК | Состав ИИК | cos ф (sin ф) | 61(2)%I I1(2)%—1—I5% | ^5%I I5%—1—I20% | ^20%I I20%—1—I100% | 5100%i I100%—1—I120% |
| 1, 2 | ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) | 1 | ±1,0 | ±0,57 | ±0,47 | ±0,47 |
| 0,8 | ±1,3 | ±0,87 | ±0,63 | ±0,63 |
| 0,5 | ±2,0 | ±1,3 | ±0,94 | ±0,94 |
| ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | ±2,0 | ±1,4 | ±0,98 | ±0,98 |
| 0,5 (0,87) | ±1,5 | ±1,3 | ±0,82 | ±0,82 |
Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК в рабочих условиях эксплуатации
| Номер ИК | Состав ИИК | cos ф (sin ф) | 61(2)%I I1(2)%—1—I5% | ^5%I I5%—1—I20% | ^20%I I20%—1—I100% | 5100%i I100%—1—I120% |
| 1, 2 | ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) | 1 | ±1,2 | ±0,81 | ±0,75 | ±0,75 |
| 0,8 | ±1,4 | ±1,1 | ±0,89 | ±0,89 |
| 0,5 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 |
| ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | ±2,3 | ±1,9 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 (0,87) | ±2,0 | ±1,8 | ±1,5 | ±1,5 |
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 1 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности: - COSф - simp - частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110 от 1 до 120 0,5 до 1,0 от 0,5 до 0,87 от 49,8 до 50,2 от -45 до +40 от +15 до +25 от +15 до +25 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) компонентов: счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч У СПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч ССВ-1Г: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000 2 70000 2 15000 0,5 100000 0,5 |
| Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее У СПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее - при отключении питания, лет, не менее сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113 5 45 3,5 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счётчике.
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счётчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счётчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
- счётчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (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 титульные листы эксплуатационной документации на системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь)
| Наименование компонента | Тип компонента | Количество |
| Трансформаторы тока элегазовые | ТРГ-220 II* | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-220 УХЛ1 | 6 шт. |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 2 шт. |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 1 шт. |
| Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 шт. |
| Сервер | Hewlett Packard Proliant | 1 шт. |
| Методика поверки | СТАД 421458.015 МП с изменением № 1 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | ЭНСТ.411711.134.ПФ | 1 экз. |
| Руководство пользователя | ЭНСТ.411711.134.РЭ | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу СТАД 421458.015 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь). Методика поверки с изменением № 1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 27.01.2017 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- контроллер СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 г;
- ССВ-1Г - в соответствии с документом ЛЖАР.468150.003-08 МП «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», утверждённым ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), регистрационный № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314), регистрационный № 22129-01.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь).
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
