Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС «Нижнеудинская» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2,3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя, контроллер сетевой индустриальный типа СИКОН- С70 (далее-УСПД), устройство синхронизации времени типа УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее 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.
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 с ИВК с учетом агрегации данных по всем точкам измерений системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» - АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Рег. № 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему 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 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВКЭ). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается 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 по протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Гформирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы GPS/ГЛОНАСС с учетом задержки на прием пакетов и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.
Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени типа 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. 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 ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть содержится в модуле, указанном в таблице 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 - Метрологически значимые модули ПО
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения АИИС КУЭ является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
ИКр е м о Я | Диспетчерское наименование | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счётчик | Д П О | УСВ уровня ИВКЭ | УСВ уровня ИВК | Основная погрешность (±) % | Погрешность в рабочих условиях, (±) % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
1 | НПС «Нижнеудинская» КРУ - 6 кВ, 1 СШ, яч. 7, Ввод № 1 | ТОЛ-СЭЩ Ктт= 2000/5 Кл.т. 0,2S Рег.№51623-12 | ЗНОЛ Ктн =6000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 Рег.№46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 0 ,рег.№ 28822-05 | УСВ-3, Рег.№ 651644-12 | Сервер синхронизации времени ССВ-1Г, рег.№ 39485-08 | активная реактивная | 0,9 1,3 | 1,0 1,8 |
2 | НПС «Нижнеудинская» КРУ - 6 кВ, 2 СШ, яч. 16, Ввод №2 | ТОЛ-СЭЩ Ктт= 2000/5 Кл.т. 0,2S Рег.№51623-12 | ЗНОЛ Ктн =150/5 Кл.т. 0,5 Рег.№46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | активная реактивная | 0,9 1,3 | 1,0 1,8 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
3 | НПС «Нижнеудинская» КРУ - 6 кВ, 3 СШ, яч. 41, Ввод №3 | ТОЛ-СЭЩ Ктт= 2000/5 Кл.т. 0,2S Рег.№51623-12 | ЗНОЛ Ктн =6000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 Рег.№46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 0 Рег.№ 39485-08 | УСВ-3, рег.№ 64242-16 | Сервер синхронизации времени ССВ-1Г, рег.№ 39485-08 | активная реактивная | 0,9 1,3 | 1,0 1,8 |
4 | НПС «Нижнеудинская» КРУ - 6 кВ, 4 СШ, яч. 24, Ввод №4 | ТОЛ-СЭЩ Ктт= 2000/5 Кл.т. 0,2S Рег.№51623-12 | ЗНОЛ Ктн =6000:V3/100:V3 Кл.т. 0,5 Рег.№46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | активная реактивная | 0,9 1,3 | 1,0 1,8 |
5 | НПС «Нижнеудинская» ЗРУ- 6 кВ, 2 СШ, яч. 36 «Жил. поселок» | ТЛО-10 Ктт= 150/5 Кл.т. 0,5S Рег.№25433-11 | НАЛИ-НТЗ-6 Ктн =6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№59814-15 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 36697-12 | активная реактивная | 1,0 1,6 | 1,1 2,0 |
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с. |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСВ,УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие -владелей АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть. я часть.
4 ТТ по ГОСТ 7746-2001, ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии .
5 В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в нормальных и рабочих условиях эксплуатации, приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,8 (sin9=0,6); токе ТТ, равном 100 % от 1ном, температуре окружающего воздуха в местах расположения счетчиков от 0 до +40 °С.
Наименование характеристики | Значение |
Количество измерительных каналов | 5 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от U^ | от 99 до101 |
- ток, % от !ном | от 100 до 120 |
- коэффициент мощности | 0,9 |
- температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +21 до +25 |
- частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
- ток, % от !ном | от 1 до 120 |
- коэффициент мощности cosj(sinj) | от 0,5 инд. до 1 емк |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С: | от -40 до +70 |
- температура окружающей среды для счетчиков, °С: | от - 40 до + 60 |
- температура окружающей среды для сервера, °С: | от +10 до + 30 |
- температура окружающей среды для контроллера | |
сетевого индустриального СИКОН С70, °С: | от -10 до +50 |
- температура окружающей среды для УСВ-3: | от -50 до +70 |
- атмосферное давление, кПа | от 80 до 106,7 кПа |
- относительная влажность, не более ,% | 98 % |
- частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
Счетчики СЭТ- 4ТМ.03М: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165 000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
УСВ-3: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
Сервер синхронизации времени ССВ-1Г: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 22 000 |
Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
Сервер БД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
Глубина хранения информации | |
Счетчики СЭТ- 4ТМ.03М: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сутки, не менее | 113 |
Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 | |
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях | |
электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, | |
потребленной за месяц, суток, не менее | 45 |
Сервер БД: | |
- хранение результатов измерений и информации | |
состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 счетчике;
- журнал УСПД:
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в УСПД;
- журнал ИВК:
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике, УСПД и ИВК;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика, УСПД, ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках, УСПД, ИВК (функция автоматизирована);
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована). Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Формуляра на систему автоматизированную информационно -измерительную коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС «Нижнеудинская».
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Обозначение | Количество |
Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ | 12 шт. |
Трансформаторы тока | ТЛО 10 | 3 шт. |
Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ | 12 шт. |
Трансформаторы напряжения заземляемые | НАЛИ-НТЗ-6 | 1 шт. |
Наименование | Обозначение | Количество |
Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 шт. |
Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 шт. |
Сервер БД | HP ProLiant ВL460 | 2 шт. |
Сервер с программным обеспечением | ПК «Энергосфера» | 1 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 5 шт. |
Контроллер сетевой индустриальный | СИКОН - С70 | 1 шт. |
Документация |
Формуляр | ФО 4222-01-2462208102-2017 | 1экз. |
Методика поверки | МП 4222-01-2462208102-2017 | 1экз. |
Руководство по эксплуатации | РЭ 4222-01-2462208102-2017 | 1экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-01-2462208102-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС «Нижнеудинская». Методика поверки». Измерительные каналы», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 20.12.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- сервер синхронизации времени ССВ-1Г - в соответствии с методикой поверки «Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-80 МП, утвержденной ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- устройство синхронизации системного времени УСВ-3 - в соответствии с методикой поверки «Устройства синхронизации времени УСВ-3, ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
- контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 220.00.000. И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» 17.01.2005 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS ) (рег.№ 27008-04);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (рег.№ 28134-04);
- термогигрометр CENTER 314 (рег.№ 22129-04);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (рег.№ 5738-76);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (рег.№ 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрихкодом и заверяется подписью поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС «Нижнеудинская». МВИ 4222-01-2462208102-2017, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС «Нижнеудинская»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения