Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть-Восток» по НПС «Тулун» (далее по тексту - 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, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики) по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70, каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-3 на базе GPS-приемника.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) серверы синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (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.
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 входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.
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 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 оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и розничного рынка электроэнергии (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 № 54083-13) с учетом агрегации 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, УСПД 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-1Г, входящими в состав ЦСОД. 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 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, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.
Синхронизация часов УСПД с единым координированным временем UTC обеспечивается подключенным к нему устройством синхронизации времени УСВ-3. Сравнение показаний часов УСПД с УСВ-3 производится не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов УСПД проводится независимо от величины расхождения времени.
В случае неисправности, ремонта или поверки УСВ-3 имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Трансфнефть».
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более ±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» версии не ниже 8.0. 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».
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.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ПК «Энергосфера»
| Идентификационные 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 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Л е 2 й о К К | Наименова | Состав ИК |
| ние измеритель ного канала | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/УССВ/ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110/6 кВ «Тулун», ОРУ-110 кВ, ввод Т1 110 кВ | ТБМО-110 УХЛ1 100/1 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С Рег. №23256-11 | НАМИ-110 УХЛ1 110000: V3/100:V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В , С Рег. №24218-08 | A1802RLXQV -P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №3185711 | |
| 2 | ПС 110/6 кВ «Тулун», ОРУ-110 кВ, ввод Т2 110 кВ | ТБМО-110 УХЛ1 100/1 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В , С Рег. №23256-11 | НАМИ-110 УХЛ1 110000:V3/100:V3 Кл. т. 0,2 Фазы: А, В , С Рег. №24218-08 | A1802RLXQV -P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №3185711 | СИКОН С70 Рег. №28822-05 УСВ-3 |
| 3 | НПС «Тулун» ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. 27, ТСР №1 ввод 6 кВ | ТОЛ-10-I 5/5 Кл. т. 0,5S Фазы: А, В , С Рег. №47959-16 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Фазы: А, В , С Рег. №35956-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. №3669712 | Рег. №51644-12 ССВ-1Г Рег. №39485-08 HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 |
| 4 | НПС «Тулун» ЗРУ-6 кВ, 2 СШ, яч.5, ТСР №2 ввод 6 кВ | ТОЛ-10-I 5/5 Кл. т. 0,5S Фазы: А, В , С Рег. №47959-16 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Фазы: А, В , С Рег. №35956-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. №3669712 | |
| 5 | НПС «Тулун» ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. 25 | ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В , С Рег. №51623-12 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Фазы: А, В , С Рег. №35956-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. №3669712 | |
| 6 | НПС «Тулун» ЗРУ-6 кВ, 2 СШ, яч. 7 | ТОЛ-СЭЩ-10 1500/5 Кл. т. 0,2S Фазы: А, В, С Рег. №51623-12 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Фазы: А, В, С Рег. №35956-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №3669712 | СИКОН С70 Рег. №28822-05 УСВ-3 Рег. №51644-12 ССВ-1Г Рег. №39485-08 HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 |
| 7 | НПС «Тулун» ЗРУ-6 кВ, 2 СШ, яч. 2 | ТОЛ-СЭЩ-10 150/5 Кл. т. 0,5S Фазы: А, В, С Рег. №51623-12 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Фазы: А, В, С Рег. №35956-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. №3669712 |
| 8 | НПС «Тулун» ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. 34 | ТОЛ-СЭЩ-10 150/5 Кл. т. 0,5S Фазы: А, В, С Рег. №51623-12 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Фазы: А, В, С Рег. №35956-12 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №2752404 |
| 9 | НПС «Тулун» ЗРУ-6 кВ, 1 СШ, яч. 36 | ТОЛ-СЭЩ-10 150/5 Кл. т. 0,5S Фазы: А, В, С Рег. №51623-12 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:V3/100:V3 Кл. т. 0,5 Фазы: А, В, С Рег. №35956-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. №3669712 |
| Примечание: 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 Предприятие-владелец АИИС КУЭ 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 Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменение в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Г раницы основной погрешности, (±5) % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1, 2 | Активная Реактивная | 1,2 2,0 | 1.4 2.4 |
| 3, 4, 7, 9 | Активная Реактивная | 2,6 4,5 | 2,8 5,2 |
| 5 | Активная | 1,7 | 2,2 |
| Реактивная | 3,5 | 4,8 |
| 6 | Активная | 1,3 | 1,5 |
| Реактивная | 2,3 | 2,8 |
| 8 | Активная | 2,3 | 2,5 |
| Реактивная | 4,4 | 4,6 |
| Примечание: В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут. Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 2(5) % от 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК №№ 1-9 от плюс 17 до плюс 30 °C. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 9 |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до102 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - коэффициент мощности cosj | 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 | |
| электросчетчиков, °С | от +17 до +30 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от +17 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| Альфа А1800 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| СЭТ-4ТМ.03М | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| СЭТ-4ТМ.03 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 264599 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| УСПД: | |
| СИКОН С70 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ: | |
| УСВ-3 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| ССВ-1Г | 15000 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 10 |
| - средний срок службы, лет, не менее | |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| Альфа А1800 | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 1200 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| СЭТ-4ТМ.03М | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| СЭТ-4ТМ.03 | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - график средних мощностей за интервал 30 мин, сутки | 45 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ± 5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, 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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД.
- журнал ИВК:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и ИВК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера (серверных шкафов);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервале 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть-Восток» по НПС «Тулун» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТБМО-110 УХЛ1 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 15 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 6 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-6 | 6 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 1 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 1 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Серверы синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| Сервер | HP ProLiant BL 460c Gen8 | 1 |
| HP ProLiant BL 460c G6 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП-007-17 | 1 |
| Паспорт-формуляр | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-007-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Транснефть» в части
ООО «Транснефть-Восток» по НПС «Тулун». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «МетроСервис» от «24» июля 2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов 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;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «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» мая 2012 г.;
- СИКОН С70 - по документу ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- УСВ-3 - по документу «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденному руководителем ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- термогигрометр «Ива-6А-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 % до 98 %, дискретность 0,1 %;
- миллитесламетр Ш1-15У: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 199,9 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть-Восток» по НПС «Тулун», аттестованной ООО «Метросервис», аттестат об аккредитации № RA.RU.311779 от 10.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть-Восток» по НПС «Тулун»
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
73334-18: Методика поверки МП 007-17Скачать2.8 Мб