Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Сургутнефтегаз» в п. Витим (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (сервер ИВК), сервер системы управления базой данных (СУБД), автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора, устройство синхронизации системного времени (УССВ) и программное обеспечение (ПО) «ОКО ЦИТС Энергетика».
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале UTC;
- автоматическое выполнение измерений;
- автоматическое ведение системы единого времени;
- сбор информации на сервер ИВК и АРМ;
- передача данных с сервера ИВК или АРМ владельца АИИС КУЭ, или от АРМ энергосбытовой организации с электронно-цифровой подписью заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии с использованием электронной почты через сеть Internet в форматах, предусмотренных регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности;
- обеспечивает прием данных от АИИС КУЭ третьих лиц, в форматах, предусмотренных регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности посредством электронной почты через сеть Internet.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер ИВК, 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 и их последующую передачу с использованием средств электронно-цифровой подписи в организации-участники оптового рынка электроэнергии, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС». Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМы, установленные в соответствующих службах и на сервер СУБД, по сети Ethernet. Хранение данных оскществляется на сервере СУБД.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя часы сервера ИВК, сервера СУБД, часы счетчиков электрической энергии, а таже УССВ на основе приемника сигналов точного времени (Серверы точного времени PPS200/1U19GNSS-NTP (основной и резервный), регистрационный номер 70727-18 в Федеральном информационном фонде), принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС. Время сервера ИВК и сервера СУБД синхронизировано с временем приемника, корректировка осуществляется по протоколу NTP (Network Time Protocol). Сличение показаний часов сервера ИВК с показаниями часов счетчиков происходит каждые 30минут. Коррекция времени часов счетчиков происходит при расхождении показаний на ± 2 с.
Журналы событий счетчиков 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 «ОКО ЦИТС Энергетика». 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 с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «ОКО ЦИТС Энергетика» Библиотека lib orp metrology.so |
| Цифровой идентификатор ПО | 547700a5ece53440a134d9a031ae6c58 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2,3 4, 5.
Таблица 2 - Состав ИК_
| Номер и наименование ИК | Измерительные компоненты |
| ТТ | ТН | Счётчик | УССВ/Сервер |
| 1 | ПС 35 кВ №266, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ Л-331 | ТОЛ-СЭЩ-35-IV КТ 0,5S Ктт=100/5 Рег. № 47124-11 | НАМИ-35 УХЛ1 КТ 0,5 Ктн=35000/100 Рег. № 19813-00 | Альфа А1800 КТ 0,5S/1 Рег. № 31857-06 | Сервер точного времени PPS200/1U19GN SS-NTP Рег. №70727-18 |
| 2 | ПС 35 кВ №266, ОРУ-35 кВ, ВЛ 35 кВ Л-332 | ТФЗМ-35А-ХЛ1 КТ 0,5 Ктт=100/5 Рег. № 26418-08 | НАМИ-35 УХЛ1 КТ 0,5 Ктн=35000/100 Рег. № 19813-00 | Альфа А1800 КТ 0,5S/1 Рег. № 31857-06 |
| 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 ПАО «Сургутнефтегаз» не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 2. Замена оформляется техническим актом в установленном на ПАО «Сургутнефтегаз» порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная электрическая энергия и средняя мощность)___
| Номер ИК | Значение силы тока | Г раницы допускаемой относительной погрешности измерения при доверительной вероятности 0,95, (±5) % |
| В нормальных условиях эксплуатации | В рабочих условиях эксплуатации |
| СОБф = 1,0 | cosф = 0,5 | cosф = 1,0 | cosф = 0,5 |
| 1 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1=0,Ын | 1,1 | 2,7 | 1,6 | 3,1 |
| 1=1,0-1н | 1,0 | 2,3 | 1,6 | 2,7 |
| 2 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1=0,Ын | 1,6 | 4,6 | 2,0 | 4,8 |
| !=1,0-!н | 1,0 | 2,3 | 1,6 | 2,7 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность) __
| Номер ИК | Значение силы тока | Границы допускаемой относительной погрешности измерения при доверительной вероятности 0,95, (±5) % |
| В нормальных условиях эксплуатации | В рабочих условиях эксплуатации |
| s^ = 0,87 | s^ = 0,6 | s^ = 0,87 | s^ = 0,6 |
| 1 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1) | 1=0,Ын | 1,8 | 2,5 | 2,4 | 3,0 |
| 1=1,0-1н | 1,5 | 2,1 | 2,1 | 2,5 |
| 2 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1) | 1=0,Ын | 2,9 | 4,6 | 3,4 | 5,1 |
| !=1,0-!н | 1,5 | 2,1 | 2,1 | 2,5 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 2 |
| Нормальные условия: | |
| - температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С | от -40 до +50 |
| - температура окружающего воздуха (для счетчиков), °С | от +21 до +25 |
| - температура окружающего воздуха (для ИВК), °С | от +10 до +30 |
| - напряжение питающей сети переменного тока, В | (0,99 - 1,01) ином |
| - частота питающей сети переменного тока, Г ц | от 49,85 до 50,15 |
| - диапазон силы тока, А | (0,01 - 1,2) 1ном |
| - диапазон коэффициента мощности соБф (БШф) | от 0,8 до 1,0 (от 0,6 до 0,5) |
| - магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не | |
| более | 0,05 |
| Условия эксплуатации: | |
| Для ТТ и ТН: | |
| - параметры сети: | |
| а) диапазон первичного напряжения, В | (от 0,9 до 1,1) ином1 |
| б) диапазон силы первичного тока, А | (от 0,01до 1,2) 1ном1 |
| - коэффициент мощности cos9(sin9) | от 0,8 до 1,0 (от 0,6 до 0,5) |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,04 |
| - температура окружающего воздуха, °С | от -40 до +50 |
| Для счетчиков электроэнергии: | |
| - параметры сети: | |
| а) диапазон вторичного напряжения, В | (от 0,9 до 1,1) ином2 |
| б) диапазон силы вторичного тока, А | (от 0,01 до 1,2) 1ном2 |
| - коэффициент мощности СОБф (БШф) | от 0,8 до 1,0 (от 0,6 до 0,5) |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,04 |
| - температура окружающего воздуха, °С | от +10 до +30 |
| - магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не | 0,5 |
| более | |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 120 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер PPS200/1U19GNSS-NTP: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 25 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 10 |
| Сервер ИВК: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 43 811 |
| Сервер СУБД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 43 811 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 120 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| Сервер СУБД: | |
| - хранение результатов измерений и информации | |
| состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ± 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;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- серверов ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора не реже 1 раз в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-35-IV | 2 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-35А-ХЛ1 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 2 |
| Сервер точного времени | PPS200/1U19GNSS-NTP | 2 |
| Сервер ИВК | Виртуальный сервер | 1 |
| Сервер СУБД | Виртуальный сервер | 1 |
| Методика поверки | МП 510-2020 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | 17438-Л266-ПФ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Сургутнефтегаз» в п. Витим», аттестующая организация ФБУ «Пензенский ЦСМ», аттестат аккредитации № 01.00230-2013 от 17.04.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии
ПАО «Сургутнефтегаз» в п. Витим
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
80947-21: Методика поверки МП 510-2020Скачать3.1 Мб