Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Центральная Сибирь" по объекту НПС "Парабель" и НПС "Молчаново"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Центральная Сибирь» по объекту НПС «Парабель» и НПС «Молчаново» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ является средством измерений единичного производства. Конструктивно АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1) первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений, выполняющие функцию измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности и включающие в себя:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001;

- измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 -2015;

- счетчики электрической энергии класса точности 0,2S в режиме измерений активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, класса точности 0,5 в режиме измерений реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005;

- вторичные электрические цепи;

- технические средства приёма-передачи данных;

2) второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора, серверы синхронизации времени и программное обеспечение ПК «Энергосфера» (далее - ПО ПК «Энергосфера»).

ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ. Перечень и состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 1.

Принцип действия АИИС КУЭ основан на измерении первичного тока и напряжения с использованием измерительных трансформаторов и масштабном преобразовании их в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков. В счетчиках осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой код и вычисление мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности. Тридцатиминутные приращения электрической энергии вычисляются, как интеграл по времени от средней мощности за интервал 30 мин.

Вычисленные значения приращений активной и реактивной электрической энергии, служебная информация в виде цифрового кода передаются в базу данных сервера. Связь между счетчиками и сервером осуществляется с использованием линий проводной и беспроводной связи. Сервер осуществляет автоматизированный сбор информации, вычисление приращений электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации, формирование отчетных документов, ведение журнала событий, конфигурирование и параметрирование технических и программных средств АИИС КУЭ, долговременное хранение и передачу данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи. Оперативный доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера, осуществляется с АРМ оператора с использованием ПО ПК «Энергосфера».

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 в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронноцифровой подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений № 54083-13).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). Синхронизация часов сервера БД с единым координированным временем UTC обеспечивается сервером синхронизации времени ССВ-1Г, входящим в состав ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть». 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. ССВ-1Г обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере уровня ИВК.

Сличение часов счетчиков с часами сервера БД происходит каждые шесть часов и при каждом обращении к счетчикам. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±1 с.

Погрешность системного времени АИИС КУЭ в рабочих условиях применения АИИС КУЭ не хуже ±5,0 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.

Таблица 1 - Перечень и состав ИК АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 1

Пломбирование средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, выполняется в соответствии с их эксплуатационной документацией.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ при измерении тридцатиминутных приращений активной и реактивной электрической энергии приведены в таблицах 3 и 4. В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК при измерении активной электроэнергии

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК при измерении реактивной электроэнергии

Примечание - В таблицах 3,4 приняты следующие обозначения: I5, I20, I100 И I120 - значения первичного тока, соответствующие 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения 1н; Зо -границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии; Зру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической энергии

Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Основные технические характеристики

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 сервера ИВК:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере 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;

- сервера ИВК;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика;

- сервера ИВК.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- сервере 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 печатным способом.

Комплектность

К омплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность средства измерений

Продолжение таблицы 6

Поверка

осуществляется по документу МП 326-18 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Центральная Сибирь» по объекту НПС «Парабель» и НПС «Молчаново». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» 22.02.2018 г.

Основные средства поверки:

- средства измерений в соответствии с нормативной и технической документацией по поверке измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии, устройства синхронизации времени, входящих в состав АИИС КУЭ;

- радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11);

- мультиметр «Ресурс-ПЭ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 33750-07), метрологические характеристики: пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения в диапазоне от 15 до 300 В ± 0,2 %; пределы допускаемой относительной погрешности измерений силы тока ± 0,3 %; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями основной частоты ± 0,1°; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц; пределы допускаемой относительной погрешности измерений мощности нагрузки ТТ от ±1,0 % до ±4,0 %; пределы допускаемой относительной погрешности измерений мощности нагрузки ТН от ±0,5 % до ±4,0 %.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Центральная Сибирь» по объекту НПС «Парабель» и НПС «Молчаново», аттестованной ФБУ «Томский ЦСМ», аттестат аккредитации № 01.00241-2013 от 11.12.2013.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения