Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по ЛПДС (НПС) «Сызрань» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
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), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), 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 сетевого индустриального СИКОН С70, устройство синхронизации времени УСВ-3 и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных АИИС КУЭ (сервер БД), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», серверы синхронизации времени ССВ-1Г (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) 39485-08), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ. Перечень и состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, её накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется 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 от 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 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 ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются из ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (рег. № 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую АИИС КУЭ и 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, в том числе с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, ИВКЭ и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1 Г, входящими в состав ЦСОД. ССВ-1 Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP 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. В случае выхода из строя основного сервера синхронизации времени ССВ-1Г, используется резервный.
Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему УСВ-3. Сличение часов УСПД с УСВ-3 производится не реже 1 раза в сутки. Синхронизация часов УСПД с УСВ-3 проводится независимо от величины расхождения времени.
В случае неисправности, ремонта или поверки УСВ-3 имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение 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, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | СВЕВ6Е6СА69318ВЕБ976Е08А2ВВ7814В (для файла pso metr.dll) |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, основные метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| И№ 2 | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счетчик | Д С О У | УСВ уровня ИВКЭ | УСВ уровня ИВЭ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ЛПДС (НПС) «Сызрань» ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.2 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 1500/5 Рег. № 25433-03 | ЗНОЛП-6 У2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | УСВ-3 Рег. № 51644-12 | ССВ-1Г Рег. № 39485-08 | Активная Реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 2 | ЛПДС (НПС) «Сызрань» ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.19 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 1500/5 Рег. № 25433-03 | ЗНОЛП-6 У2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 | УСВ-3 Рег. № 51644-12 | ССВ-1Г Рег. № 39485-08 | Активная Реактивная |
| 3 | ПС 110 кВ «Дружба» ЗРУ-6кВ НПС «Сызрань» 1 с.ш. 6 кВ яч. 6 | ТЛП-10-3 ф. А, ф. С Кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. № 30709-05 ТПОЛ 10 ф. В Кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. № 1261-02 | ЗНОЛП-6 У2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | Активная Реактивная |
| 4 | ПС 110 кВ «Дружба» ЗРУ-6 кВ НПС «Сызрань» 2 с.ш. 6 кВ яч. 16 | ТЛП-10-3 ф. А, ф. С Кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. № 30709-05 ТПОЛ 10 ф. В Кл.т. 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. № 1261-02 | ЗНОЛП-6 У2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | Активная Реактивная |
| 5 | ЛПДС (НПС) «Сызрань» ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 21 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 25433-08 | ЗНОЛП-6 У2 Кл.т. 0,5 Ктн = 6000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | Активная Реактивная |
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что АО «Транснефть - Дружба» не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на АО «Транснефть - Дружба» порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
| Метрологические характеристики ИК (активная энергия) |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы основной относительной погрешности ИК (±^), % | Границы относительной погрешности ИК 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 - 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05I^ | 1,8 | 2,5 | 4,8 | 1,9 | 2,6 | 4,8 |
| 0,05I^ < I1 < 0,2I^ | 1,1 | 1,6 | 3,0 | 1,2 | 1,7 | 3,0 |
| °,21н1 < ^ < ^1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 |
| Ll < ^ < 1,2Ia1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 |
| 5 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,05Iн1 < ^ < 0,2Ia1 | 1,8 | 2,8 | 5,4 | 1,9 | 2,9 | 5,5 |
| 0,2Ia1 < ^ < Ll | 1,1 | 1,6 | 2,9 | 1,2 | 1,7 | 3,0 |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 |
| Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы основной относительной погрешности ИК (±^), % | Границы относительной погрешности ИК 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 - 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,01(0,02)Iнl < I1 < 0,05Ie1 | 4,0 | 2,4 | 4,2 | 2,8 |
| 0,05Iн1 < I1 < 0,2Iн1 | 2,5 | 1,5 | 2,9 | 2,0 |
| 0,2Iн1 < I1 < Iн1 | 1,9 | 1,2 | 2,4 | 1,8 |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 1,9 | 1,2 | 2,4 | 1,8 |
| 5 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,05Iнl < I1 < 0,2Iнl | 4,4 | 2,5 | 4,7 | 2,9 |
| 0,2Iнl < I1 < Iнl | 2,4 | 1,5 | 2,8 | 2,0 |
| Iн1 < I1 < 1,2Iн1 | 1,9 | 1,2 | 2,4 | 1,8 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±Д), с | 5 |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С. |
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 5 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8емк. |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды, °С: | |
| - для ТТ и ТН | от -45 до +40 |
| - для счетчиков | от -40 до +60 |
| - для УСПД | от -10 до +50 |
| - для УСВ-3 | от -25 до +60 |
| - для ССВ-1Г | от +5 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| УСВ-3: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| сервер синхронизации времени ССВ-1Г: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 15000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| ИВК: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за | |
| месяц, сут, не менее | 45 |
| сервер: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
| лет, не менее | 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 счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере БД (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 АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 9 шт. |
| Трансформаторы тока | ТЛП-10-3 | 4 шт. |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ 10 | 2 шт. |
| Трансформаторы напряжения заземляемые | ЗНОЛП-6 У2 | 6 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 5 шт. |
| У стройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 шт. |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 1 шт. |
| Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 шт. |
| Сервер | HP ProLiant ВГ460 | 2 шт. |
| Методика поверки | МП-312235-031-2018 | 1 экз. |
| Формуляр | 2018.АСКУЭ.03/05 ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП-312235-031-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по ЛПДС (НПС) «Сызрань». Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 31.07.2018 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 и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки. ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- УСВ-3 - в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
- ССВ-1Г - в соответствии с документом ЛЖАР.468150.003-08 МП «Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по ЛПДС (НПС) «Сызрань», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по ЛПДС (НПС) «Сызрань»
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
73345-18: Методика поверки МП-312235-031-2018Скачать1.6 Мб