Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» на присоединениях ООО СМНП «Усть-Луга» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора и обработки информации в ПАК АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений. Включают в себя измерительные трансформаторы тока и напряжения, счётчики активной и реактивной электрической энергии и мощности по каждому присоединению (точке измерений) и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (далее - ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть», регистрационный номер 54083-13) включает в себя серверы баз данных (СБД) АИИС КУЭ, серверы приложений, автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов и энергосбытовых организаций, сервер синхронизации системного времени, программное обеспечение ПК «Энергосфера» (далее - ПО ПК «Энергосфера»), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с первого уровня, ее обработку, хранение и передачу данных результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- подготовка и передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени в АИИС КУЭ);
- формирование журналов событий АИИС КУЭ.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. 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. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Данные со счетчиков поступают на уровень ИВК, где выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.
Передача данных в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, осуществляется с ИВК, в том числе АРМ энергосбытовой компании через каналы связи по протоколу TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Допускается, в случае возникновения технических проблем, передача данных с задержкой, но на срок не более трех рабочих дней. Передача результатов измерений с первого уровня АИИС КУЭ в ИВК и команд синхронизации часов от ИВК с первым уровнем АИИС КУЭ организованы с использованием основного и резервного каналов связи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему.
Синхронизация часов устройств АИИС КУЭ с единым календарным временем обеспечивается источником частоты и времени/сервером синхронизации времени ССВ-1Г основного и резервного.
Сличение часов счетчиков и ИВК АИИС КУЭ происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка осуществляется не реже одного раза в сутки и при расхождении показаний часов счетчиков и сервера ИВК АИИС КУЭ на величину более ±1 с. в формате «ММ:СС». Время на счетчиках может соответствовать часовому поясу региона, при этом приведение результатов измерений к московскому времени осуществляется на уровне ИВК автоматически.
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
На уровне ИИК для защиты информации от несанкционированного доступа применяются следующие меры:
- пломбирование клеммных сборок электрических цепей трансформаторов тока и напряжения;
- пломбирование клеммных сборок электросчетчиков;
- пломбирование клеммных сборок линии передачи информации по интерфейсу RS-485.
На уровне ИВК защита информации организована с применением следующих мероприятий:
- ограничение доступа к серверу АИИС КУЭ;
- установление учетных записей пользователей и паролей доступа к серверу АИИС КУЭ.
В АИИС КУЭ обеспечена сохранность информации при авариях. Под авариями следует понимать потери питания и отказы (потери работоспособности) технических и программнотехнических средств.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1. 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 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| 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 |
Программное обеспечение не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Ц/Ц q\f | № ИК | Наименование объекта | Состав измерительно-информационных комплексов | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | 1 | ЗРУ-10 кВ, секция 1, Ввод №1, яч.11 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S 1000/5 Г осреестр № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-10-0,5-75 У2 Кл. т. 0,5 10000/100 Г осреестр № 35955-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 | ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» Госреестр № 54083-13 | Активная Реактивная |
| 2 | 2 | ЗРУ-10 кВ, секция 2, Ввод №2, яч.41 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S 1000/5 Г осреестр № 32139-06 | НОЛ-СЭЩ-10-0,5-75 У2 Кл. т. 0,5 10000/100 Г осреестр № 35955-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-08 | Активная Реактивная |
| 3 | 4 | ЗРУ-10 кВ, секция 1, ТСН-1 0,4 кВ, яч.17 | Т-0,66 МУ3 Кл. т. 0,5S 150/5 Г осреестр № 50733-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 | Активная реактивная |
| 4 | 5 | ЗРУ-10 кВ, секция 2, ТСН-2 0,4 кВ, яч.35 | Т-0,66 МУ3 Кл. т. 0,5S 200/5 Г осреестр № 50733-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 | Активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИК | cosф | §1(2)%, I1(2)% — I изм< I 5 % | §5 %, I5 %— I изм<1 20 % | §20 %, I20 %—1изм<1100% | §100 %, I100 %—1изм—I120% |
| 1, 2 TT-0,5S; ТН-0,5; C4-O,5S | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,9 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,0 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,7 | ±3,5 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,1 |
| 0,5 | ±5,1 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 |
| 4, 5 ТТ-0,5; C4-O,2S | 1,0 | - | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 |
| 0,9 | - | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 |
| 0,8 | - | ±2,8 | ±1,5 | ±1,2 |
| 0,7 | - | ±3,5 | ±1,8 | ±1,4 |
| 0,5 | - | ±5,3 | ±2,7 | ±1,9 |
| Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИК | cosф | §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)% — I изм< I 5 % | I5 %—I изм<1 20 % | I20 %—1изм<1100% | I100 %—1изм—I120% |
| 1, 2 TT-0,5S; ТН-0,5 Сч-1,0 | 0,9 | ±6,8 | ±4,1 | ±2,9 | ±2,9 |
| 0,8 | ±4,3 | ±2,7 | ±2,0 | ±1,9 |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,5 | ±2,7 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,3 |
| 4, 5 ТТ-0,5; Сч-0,5 | 0,9 | - | ±6,8 | ±3,4 | ±2,3 |
| 0,8 | - | ±4,2 | ±2,1 | ±1,5 |
| 0,7 | - | ±3,4 | ±1,7 | ±1,2 |
| 0,5 | - | ±2,4 | ±1,2 | ±0,9 |
Ход часов компонентов системы не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1 Погрешность измерений §1(2)%P и §1(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от 11%, погрешность измерений §1(2)%P и §1(2)%Q для cos9<1,0 нормируется от 12%.
2 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения
электроэнергии и средней мощности (30 мин).
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95.
4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98^ином до 1,02-ином;
- сила тока от 1ном до 1,2’!ном, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,1-UH0M,
- сила тока от 0,01 IH0M до 1,2-IH0M для ИК 1, 2, от 0,05 IH0M до 1,2-1ном для ИК 4, 5;
- температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- серверы ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10-21 | 6 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 МУ3 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НОЛ-СЭЩ-10-0,5-75 У2 | 6 |
| Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М | 4 |
| Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 1063/446-2012 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЛАМТ.424359.168.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1063/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» на присоединениях ООО СМНП «Усть-Луга». Методика поверки с изменением № 1», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.12.2016 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя »;
- для счетчиков 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 ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком;
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39937-08);
- термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена
деления 1 °С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» на присоединениях ООО СМНП «Усть-Луга». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 889/446-01.00229-2012 от 22 февраля 2012 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
