Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ППС «Песь» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;
- периодический (1 раз в 30 минут) и /или по запросу автоматический сбор результатов измерений о приращениях электрической энергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы обеспечения единого времени (СОЕВ), с помощью которой осуществляется введение поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC в АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ); измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счётчики электрической энергии.
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий контроллер сетевой индустриальный, устройство синхронизации времени и автоматизированные рабочие места (АРМ) диспетчеров.
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), реализованный на основе сервера с программным обеспечением ПК «Энергосфера», сервер синхронизации времени.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электрической энергии, с помощью которого производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности. На основании средних значений электрической мощности измеряются приращения электрической энергии за интервалы времени 30 мин.
Цифровые сигналы с выходов счетчиков поступают на второй уровень АИИС КУЭ -в контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70, с помощью которого происходит хранение, накопление, подготовка и передача данных на третий уровень АИИС КУЭ - в сервер с ПК «Энергосфера», с помощью которого осуществляются вычисление электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, архивирование и передача данных с использованием средств электронной цифровой подписи в заинтересованные организации, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ.
АИИС КУЭ оснащена СОЕВ, предусматривающей поддержание единого времени на всех уровнях АИИС КУЭ (счетчики, контроллер сетевой индустриальный, сервер). Синхронизация в ИВК АИИС КУЭ с шкалой координированного времени UTC обеспечивается с помощью сервера синхронизации времени ССВ-1Г, который формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную отметку координированного времени UTC, полученного по сигналам спутниковых навигационных систем ГЛОНАСС/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика.
Устройство синхронизации времени УСВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 и счетчиков. Коррекция часов контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 от устройства синхронизации времени УСВ-2 проводится ежесекундно. Часы счетчиков синхронизируются от часов контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 с периодичностью 1 раз в 30 минут. Коррекция часов счетчиков проводится при их расхождении с часами контроллера сетевого индустриального СИКОН С70 более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. В итоге расхождение часов любого компонента АИИС КУЭ с шкалой координированного времени UTC не превышает ±5 с.
Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- испытательной коробки;
- сервера.
Защита информации на программном уровне обеспечивается:
- установкой пароля на счетчик;
- установкой паролей на сервер, предусматривающих разграничение прав доступа к результатам измерений для различных групп пользователей;
- возможностью применения электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0. 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. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):
- периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);
- автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;
- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;
- автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;
- использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));
- конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспечения;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;
- сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- передача данных по присоединениям в сервера ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ и другим субъектам ОРЭ, заинтересованным в получении результатов измерений;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ.
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- обработка результатов измерений;
- автоматическая синхронизация времени.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| 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 | CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B |
| 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 соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4, 5.
| Таблица 2 - Состав И | К АИИС КУЭ |
| Канал измерений | Средства измерений |
| Номер ИК | Наименование присоединения | Вид | Фаза | Обозначение | № в реестре СИ | Класс точности | Коэффициент трансформации |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 уровень - ИИК |
| 1 | ВЛ-10 кВ №1 водозабор-1, оп.1 ПКУ-1 | ТТ | A | ТОЛ-НТЗ-10 | 51679-12 | 0,5S | 50/5 |
| B | ТОЛ-НТЗ-10 |
| C | ТОЛ-НТЗ-10 |
| ТН | A | ЗНОЛП-НТЗ-10 | 51676-12 | 0,5 | 10000^3/100^3 |
| B | ЗНОЛП-НТЗ-10 |
| C | ЗНОЛП-НТЗ-10 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 0,2S/0,5 | _ |
| 2 | ВЛ-10 кВ №5 вдольтрассовая Песь-Быково, оп.1 ПКУ-2 | ТТ | A | ТОЛ-НТЗ-10 | 51679-12 | 0,5S | 50/5 |
| B | ТОЛ-НТЗ-10 |
| C | ТОЛ-НТЗ-10 |
| ТН | A | ЗНОЛП-НТЗ-10 | 51676-12 | 0,5 | 10000^3/100^3 |
| B | ЗНОЛП-НТЗ-10 |
| C | ЗНОЛП-НТЗ-10 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 0,2S/0,5 | _ |
| 3 | ЗРУ-10 кВ ППС «Песь», 1 с.ш. 10 кВ яч.3 | ТТ | A | ТОЛ 10-I | 15128-03 | 0,5 | 600/5 |
| B | ТОЛ 10-I |
| C | ТОЛ 10-I |
| ТН | A B C | НАМИТ-10-2 | 16687-02 | 0,5 | 10000^3/100^3 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 0,2S/0,5 | _ |
| 4 | ЗРУ-10 кВ ППС «Песь», 2 с.ш. 10 кВ яч.19 | ТТ | A | ТОЛ 10-I | 15128-03 | 0,5 | 600/5 |
| B | ТОЛ 10-I |
| C | ТОЛ 10-I |
| ТН | A B C | НАМИТ-10-2 | 16687-02 | 0,5 | 10000^3/100^3 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 0,2S/0,5 | _ |
| 5 | ВЛ-10 кВ №4 вдольтрассовая Песь-Кириши, оп.1 ПКУ-3 | ТТ | A | ТОЛ-НТЗ-10 | 51679-12 | 0,5S | 50/5 |
| B | ТОЛ-НТЗ-10 |
| C | ТОЛ-НТЗ-10 |
| ТН | A | ЗНОЛП-НТЗ-10 | 51676-12 | 0,5 | 10000/100 |
| B | ЗНОЛП-НТЗ-10 |
| C | ЗНОЛП-НТЗ-10 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 0,2S/0,5 | _ |
| 6 | ВЛ-10 кВ №6 водозабор-2, оп.1 ПКУ-4 | ТТ | A | ТОЛ-НТЗ-10 | 51679-12 | 0,5S | 50/5 |
| B | ТОЛ-НТЗ-10 |
| C | ТОЛ-НТЗ-10 |
| ТН | A | ЗНОЛП-НТЗ-10 | 51676-12 | 0,5 | 10000/100 |
| B | ЗНОЛП-НТЗ-10 |
| C | ЗНОЛП-НТЗ-10 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 0,2S/0,5 | _ |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 2 уровень - ИВКЭ |
| Контроллер сетевой индустриальный | СИКОН С70 | 28822-05 | _ | _ |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 41681-10 | | |
| 3 уровень - ИВК |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 39485-08 | _ | _ |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы допускаемой отн с доверительной ве | юсительной погрешности роятностью 0,95, % |
| В нормальных условиях эксплуатации | В рабочих условиях эксплуатации |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 - 2, 5 - 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,01Ih< I < 0,02Ih | ±1,82 | _ | _ | _ | _ | _ |
| 0,02Ih < I < 0,05Ih | ±1,63 | ±2,56 | ±4,79 | _ | _ | _ |
| 0,05Ih < I < 0,2Ih | ±1,05 | ±1,66 | ±2,96 | ±1,20 | ±1,77 | ±3,03 |
| 0,21н < I < 1н | ±0,85 | ±1,24 | ±2,18 | ±1,04 | ±1,59 | ±2,28 |
| Ih< I< 1,2Ih | ±0,85 | ±1,24 | ±2,18 | ±1,04 | ±1,38 | ±2,28 |
| 3 - 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,05Ih< I < 0,2Ih | ±1,78 | ±2,88 | ±5,42 | ±1,87 | ±2,94 | ±5,46 |
| 0,2Ih < I < Ih | ±1,05 | ±1,60 | ±2,93 | ±1,20 | ±1,71 | ±3,00 |
| Ih < I< 1,2Ih | ±0,85 | ±1,24 | ±2,18 | ±1,04 | ±1,38 | ±2,28 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы допускаемой относительной погрешности с доверительной вероятностью 0,95, % |
| В нормальных условиях эксплуатации | В рабочих условиях эксплуатации |
| cos ф = 0,8 sin ф = 0,6 | cos ф = 0,5 sin ф = 0,87 | cos ф = 0,8 sin ф = 0,6 | cos ф = 0,5 sin ф = 0,87 |
| 1 - 2, 5 - 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,01Ih < I < 0,02Ih | _ | ±2,68 | _ | _ |
| 0,02Ih < I < 0,05Ih | ±3,95 | ±2,43 | _ | _ |
| 0,05Ih < I < 0,2Ih | ±2,58 | ±1,49 | ±2,90 | ±1,93 |
| 0,2Ih < I < Ih | ±1,86 | ±1,21 | ±2,27 | ±1,73 |
| Ih < I < 1,2Ih | ±1,86 | ±1,21 | ±2,27 | ±1,73 |
| 3 - 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,05Ih< I < 0,2Ih | ±4,44 | ±2,51 | ±4,63 | ±2,80 |
| 0,2Ih < I < Ih | ±2,42 | ±1,49 | ±2,75 | ±1,93 |
| Ih < I< 1,2Ih | ±1,86 | ±1,21 | ±2,27 | ±1,73 |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 6 |
| Нормальные условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, В - частота, Гц - температура окружающего воздуха: - ТТ и ТН, °С - счетчиков, ° С - относительная влажность воздуха, % - атмосферное давление, мм рт.ст. (кПа) | от 215,6 до 224,4 от 49,5 до 50,5 от -40 до +50 от +21 до +25 от 65 до 75 от 720 до 780 (от 96 до 104) |
| Условия эксплуатации: для ТТ и ТН: параметры сети: - напряжение, % от ином - частота, Гц - температура окружающего воздуха, °С для счетчиков электрической энергии: параметры сети: - напряжение, % от ином - частота, Гц - индукция внешнего магнитного поля, мТл - температура окружающего воздуха, °С | от 0,9 до 1,1 от 49,5 до 50,5 от -40 до +50 от 0,9 до 1,1 от 49,5 до 50,5 от 0,05 до 0,5 от +10 до +35 |
3нак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 12 |
| Трансформатор тока | ТОЛ 10-I | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-НТЗ-10 | 12 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 6 |
| Контроллер сетевой индустриальный | СИКОН С70 | 1 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| Сервер с ПК «Энергосфера» | - | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Формуляр | ВЛСТ 912.04.000.ФО | 1 |
| Методика поверки | МП 55509-13 с изменением № 2 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 55509-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ППС «Песь». Методика поверки с изменением № 2», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 24 октября 2018 г.
Основные средства поверки:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ» (регистрационный номер 33750-07 в Федеральном информационном фонде);
- радиочасы РЧ-011/2 (регистрационный номер 35682-07 в Федеральном
информационном фонде);
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу: Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г;
- СИКОН С70 - по документу: ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденному ВНИИМС в 2005 г.;
- ССВ-1Г - по документу: ЛЖАР.468150.003-08 МП «Источники частоты и времени /серверы синхронизации времени ССВ-1 Г. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- УСВ-2 - по документу: ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ППС «Песь», регистрационный номер ФР.1.34.2013.16137 в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
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
