Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по объектам СОК «Фрегат», НПС «Подкумок», НПС «Карская» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии (мощности).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни.
Первый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
На уровне ИИК АИИС КУЭ реализуются следующие функции:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии (для ИК №№ 1-12), и приращений активной электроэнергии (ИК № 13), и нарастающим итогом на начало расчетного периода (день, месяц);
- автоматическую коррекцию времени в составе системы обеспечения единого времени;
- автоматическую регистрацию событий, сопровождающих процессы измерения, в «Журнале событий»;
- хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений;
- предоставление доступа к измеренным значениям и «Журналам событий» со стороны информационно-вычислительного комплекса АИИС КУЭ.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора и обработки данных (сервер БД), сервер точного времени; автоматизированные рабочие места на базе персональных компьютеров (АРМ); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных и программное обеспечение.
На втором уровне АИИС КУЭ реализуются следующие функции:
- автоматический сбор результатов измерений электроэнергии с заданной дискретностью (30 мин);
- сбор и передача «Журналов событий» с нижних уровней в базу данных ИВК;
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений;
- масштабирование долей именованных величин количества электроэнергии;
- расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановление питания;
- формирование и передача результатов измерений в ХМЬ-формате по электронной почте;
- организация дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ.
Первичные фазные 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 (для ИК №№ 1-12), и активной мощности (для ИК № 13), 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчика поступает на верхний уровень системы, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Данные хранятся в сервере БД. 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 счетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера БД. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть».
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭМ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются с ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК Транснефть» - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (Рег. № 54083-13), по точкам измерений, входящим в настоящую систему, и по точкам измерений АИИС КУЭ смежных субъектов в виде xml-файлов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием системы всемирного координированния времяни - UTC. Для его трансляции используются спутниковые системы глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается УССВ на основе двух серверов синхронизации времени ССВ-1Г (Рег.№ 39485-08). ССВ-1Г непрерывно получает и обрабатывает данные, поступающие от спутниковых навигационных систем. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/1Р согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.
Сравнение показаний часов счетчиков и ИВК происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков от ИВК осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и ИВК на величину более чем ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени.
В АИИС КУЭ обеспечена защита от несанкционированного доступа на физическом уровне путем пломбирования:
- сервера;
- счетчиков;
- всех промежуточных клеммников вторичных цепей.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера». ПО 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 |
| Идентификационное наименование ПО | ПК "Энергосфера", Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Программное обеспечение не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответсвии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 4.
| № ИК | Наименование | Состав измерительного канала |
| ТТ | ТН | Счетчик | Сервер БД | УССВ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ТП СЛ-20-954п 10/0,4 кВ СОК «Фрегат», РУ 0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ | TAR6E кл.т 0,5S Ктт = 1500/5 Рег. № 68110-17 | - | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | HP Pro-Liant ВЬ460 G6, HP Pro-Liant ВL460 G8 | ССВ-1Г Рег. № 39485-08 |
| 2 | ТП СЛ-20-954п 10/0,4 кВ СОК «Фрегат», РУ 0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ | TAR6E кл.т 0,5S Ктт = 1500/5 Рег. № 68110-17 | - | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 3 | ПС 35/6 кВ «Карская», РУ 6 кВ, 1 с. ш. 6 кВ, яч. 4 | ТЛК-СТ-10 кл.т 0,5S Ктт = 150/5 Рег. № 58720-14 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 4 | ПС 35/6 кВ «Карская», РУ 6 кВ, 1 с. ш. 6 кВ, яч. 3 | ТЛК-СТ-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 58720-14 | НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 5 | ПС 35/6 кВ «Карская», РУ 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 14 | ТЛК-СТ-10 кл.т 0,5S Ктт = 150/5 Рег. № 58720-14 | ЗНОЛП-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000V3/100V3 Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 6 | ПС НПС «Подкумок» 10/0,4 кВ, КРУН 10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 2 | ТЛК-СТ-10 кл.т 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 58720-14 | НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | ПС НПС «Подкумок» 10/0,4 кВ, КРУН 10 кВ, 2 с. ш. 10 кВ, яч. 13 | ТЛК-СТ-10 кл.т 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 58720-14 | НАМИТ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | HP Pro-Liant ВЬ460 G6, HP Pro-Liant ВL460 G8 | ССВ-1Г Рег. № 39485-08 |
| 8 | ПС НПС «Подкумок» 10/0,4 кВ, ЩСН-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ | ТТ-А кл.т 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 60939-15 | - | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 9 | ПС НПС «Подкумок» 10/0,4 кВ, ЩСН-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ | ТТ-А кл.т 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 60939-15 | - | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
| 10 | ЩГП ЩСУ 0,4 кВ Узел связи «Карский» | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.24 кл.т 1,0/2,0 Рег. № 64450-16 |
| 11 | РЩ 0,4 кВ ООО «Надежда» | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.24 кл.т 1,0/2,0 Рег. № 64450-16 |
| 12 | РЩ-13 0,4 кВ пгт. Черноморский | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.24 кл.т 1,0/2,0 Рег. № 64450-16 |
| 13 | РЩ 0,4 кВ пгт. Черноморский | - | - | СЭБ-1ТМ.02Д.02 кл.т 1,0 Рег. № 39617-09 |
| П р и м е ч а н и е: 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 не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном в АО «Черномортанснефть» порядке, вносят изменения в эксплуатционные документы. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
| Номер ИК (класс точности Счетчик/ТТ/ТН) | Вид энерги | cos9 | Г раницы интервала относительной погрешности ИК в нормальных условиях (±5), % | Г раницы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), % |
| 51(2) | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | 51(2) %, | 55 %, | 520 %, | 5100 %, |
| I < 5 % | I 5-20 % | I 20-100 % | I 100-120 % | I < 5 % | I 5-20 % | I 20-100 % | I 100-120 % |
| 1, 2 (Счетчик 0,2S/0,5; ТТ 0,5s) | < | 1,0 | 1,7 | 0,9 | 0,6 | 0,6 | 1,8 | 1,0 | 0,8 | 0,8 |
| 0,8 | 2,4 | 1,4 | 0,9 | 0,9 | 2,5 | 1,5 | 1,1 | 1,1 |
| 0,5 | 4,6 | 2,7 | 1,8 | 1,8 | 4,7 | 2,8 | 1,9 | 1,9 |
| Рч | 0,8 | 3,8 | 2,3 | 1,5 | 1,5 | 4,0 | 2,7 | 2,0 | 2,0 |
| 0,5 | 2,3 | 1,4 | 1,0 | 1,0 | 2,6 | 1,9 | 1,6 | 1,6 |
| 3 - 7 (Счетчик 0,2S/0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | < | 1,0 | 1,8 | 1,1 | 0,9 | 0,9 | 1,9 | 1,2 | 1,0 | 1,0 |
| 0,8 | 2,5 | 1,6 | 1,2 | 1,2 | 2,6 | 1,7 | 1,4 | 1,4 |
| 0,5 | 4,8 | 3,0 | 2,2 | 2,2 | 4,8 | 3,0 | 2,3 | 2,3 |
| Рн | 0,8 | 4,0 | 2,5 | 1,9 | 1,9 | 4,2 | 2,9 | 2,3 | 2,3 |
| 0,5 | 2,4 | 1,5 | 1,2 | 1,2 | 2,7 | 2,0 | 1,7 | 1,7 |
| 8, 9 (Счетчик 0,2S/0,5; ТТ 0,5;-) | < | 1,0 | - | 1,7 | 0,9 | 0,6 | - | 1,8 | 1,0 | 0,8 |
| 0,8 | - | 2,7 | 1,4 | 0,9 | - | 2,8 | 1,5 | 1,1 |
| 0,5 | - | 5,3 | 2,6 | 1,8 | - | 5,3 | 2,7 | 1,9 |
| Рн | 0,8 | - | 4,3 | 2,2 | 1,5 | - | 4,5 | 2,6 | 2,0 |
| 0,5 | - | 2,4 | 1,3 | 1,0 | - | 2,7 | 1,8 | 1,6 |
| 10 - 12 (Счетчик 1,0/2,0;-;-) | < | 1,0 | - | 1,7 | 1,1 | 1,1 | - | 3,1 | 2,8 | 2,8 |
| 0,8 | - | 1,8 | 1,1 | 1,1 | - | 3,2 | 2,9 | 2,9 |
| 0,5 | - | 1,9 | 1,1 | 1,1 | - | 3,4 | 3,0 | 3,0 |
| Рн | 0,8 | - | 2,8 | 2,2 | 2,2 | - | 5,7 | 5,4 | 5,4 |
| 0,5 | - | 2,8 | 2,2 | 2,2 | - | 5,5 | 5,2 | 5,2 |
| 13 (Счетчик 1,0;-;-) | < | 1,0 | - | 1,7 | 1,1 | 1,1 | - | 3,1 | 2,8 | 2,8 |
| 0,8 | - | 1,8 | 1,1 | 1,1 | - | 3,2 | 2,9 | 2,9 |
| 0,5 | - | 1,9 | 1,1 | 1,1 | - | 3,4 | 3,0 | 3,0 |
| П р и м е ч а н и я: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95. 3 I < 5 % - область нагрузок до 5 %, I 5-20 % - область нагрузок 5-20 %, I 20-100 % - область нагрузок 20-100 %, I 100-120 % - область нагрузок 100-120 %. 4 Вид энергии: А - при измерениях активной электрической энергии, Р - при измерениях реактивной электрической энергии. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином, В | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - частота сети, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +18 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином, В | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2 до 120 |
| - частота сети, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +50 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| счетчиков, °С | от +10 до +30 |
| Харектеристики надежности применяемых в АИИС КУЭ | |
| компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 80000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Г лубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сут, не менее | 45 |
| Сервер БД: | |
| - результаты измерений, «Журналы событий», показания | |
| за расчетные периоды, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности СОЕВ, с/сут | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться во внешние организации (участники ОРЭМ) посредством нескольких каналов связи (проводная и GPRS (сотовая связь).
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Кол-во |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | TAR6E | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ТТ-А | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ТЛК-СТ | 12 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-6 | 3 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 9 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК | 3 шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчик активной энергии многофункциональный | СЭБ-1ТМ.02Д | 1 шт. |
| Источник частоты и времени/серверы синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 шт. |
| Сервер БД | HP ProLiant ВL460 | 2 шт. |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-5515-500-2018 | 1 экз. |
| Формуляр | 75.200.00-ЧТН-085-17 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-5515-500-2018 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по объектам СОК «Фрегат», НПС «Подкумок», НПС «Карская»». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 07.09.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GPS (регистрационный номер в федеральном информационном фонде 46656-11);
- приборы для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин Энергомонитор-3.3 Т1 (регистрационный номер в федеральном информационном фонде 39952-08);
- прибор комбинированный Testo 622 (регистрационный номер в федеральном информационном фонде 53505-13).
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 автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по объектам СОК «Фрегат», НПС «Подкумок», НПС «Карская».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Черномортранснефть» по объектам СОК «Фрегат», НПС «Подкумок», НПС «Карская».
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
73145-18: Описание типа СИСкачать108.2 Кб