| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
Первый уровень – измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), который включает в себя устройство сбора и обработки данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу на верхний уровень.
Третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя серверы сбора, обработки и хранения баз данных (основной и резервный), расположенные в центре обработки данных (ЦОД) филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим» (далее по тексту – серверы АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места операторов ЦОД и филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Новойл», технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, обработку и хранение еe, передачу отчетных документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности (КО) и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:
активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;
средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.
На выходе счетчиков ИК №№ 1-9, 12-14 измерительная информация присутствует с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, на выходе счетчиков ИК №№ 10, 11, 15, 16 – без учета коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
УСПД автоматически c заданной периодичностью или по запросу по линиям связи интерфейса RS-485 опрашивает счетчики опрашивает счетчики ИК №№ 10, 11 и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) программный комплекс (ПК) «Энергосфера» автоматически с заданной периодичностью или по запросу выполняет считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий счетчиков ИК №№ 10, 11, опрашивает счетчики ИК №№ 1-9, 12-16 и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН (только для счетчиков ИК №№ 15, 16), перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Считывание сервером АИИС КУЭ данных из УСПД осуществляется посредством сотовой сети связи стандарта GSM 900/1800 и глобальной сети Internet; из счетчиков – при помощи проводных линий интерфейса RS-485 и Ethernet или пакетной передачи данных GPRS и оптических линий связи локальной вычислительной ПАО АНК «Башнефть». При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт.
Сервер АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьего лица – АИИС КУЭ ООО «БГК», регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 65847-16 (далее –Рег.№). Измерительная информация поступает в формате XML-макетов 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.
Сервер АИИС КУЭ объединяет измерительную информацию от ИК, перечисленных в таблице 2, и полученную от АИИС КУЭ ООО «БГК», выполняет хранение поступившей информации, производит формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передачу КО, смежным субъектам ОРЭМ и в региональные подразделения АО «СО ЕЭС» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с московским временем. Единое время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят NTP-сервер времени «Метроном-200» (далее – NTP-сервер), часы сервера АИИС КУЭ, УСПД, счетчиков. Шкала московского времени в СОЕВ формируется NTP-сервером, укомплектованным антенной, принимающей информацию от спутниковых систем GPS и ГЛОНАСС о календарной дате и времени на основе шкал UTC и UTC (SU) соответственно, при этом время шкалы UTC приводится NTP-сервером к московскому времени.
Сличение часов сервера АИИС КУЭ с часами NTP-сервера осуществляется каждые 10 мин, корректировка часов сервера происходит независимо от величины расхождения с часами NTP-сервера. Сличение показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к УСПД, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с. Сличение показаний часов счетчиков ИК №№ 10, 11 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±2 с.
Сличение показаний часов счетчиков ИК №№ 1-9, 12-16 и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ± 2 с.
|
| Метрологические и технические характеристики |
Состав 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 | ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | ИВК | | № ИК | Наимено-вание ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 1 | ГПП-4 110 кВ, РУ-35 кВ, ввод 35 кВ 2Т | ТПОЛ-35
Кл. т. 0,5
КТТ = 1000/5
Рег. № 5717-76 | ЗНОМ-35-65
Кл. т. 0,5
КТН = (35000/√3)/(100/√3)
Рег. № 912-70 | EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08 | – | Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.) | | 2 | ГПП-4 110 кВ, РУ-6 кВ, 4 секция, ввод 6 кВ 2Т | ТПШЛ-10
Кл. т. 0,5
КТТ = 3000/5
Рег. № 1423-60 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
КТН = 6000/100
Рег. № 2611-70 | EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08 | | 3 | ГПП-4 110 кВ, РУ-6 кВ, 3 секция, ввод 6 кВ 2Т | ТПШЛ-10
Кл. т. 0,5
КТТ = 3000/5
Рег. № 1423-60 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
КТН = 6000/100
Рег. № 2611-70 | EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 4 | ГПП-4 110 кВ, ввод 6 кВ ТСН-2 | ТПЛМ-10
Кл. т. 0,5
КТТ = 200/5
Рег. № 2363-68 | НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5
КТН = 6000/100
Рег. № 2611-70 | EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08 | – | Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.) | | 5 | ЦРП-2 35 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция, яч. 29, КЛ-6 кВ ф. 29 | ТЛО-10
Кл. т. 0,5
КТТ = 600/5
Рег. № 25433-11 | ЗНОЛ
(мод. ЗНОЛПМИ-6)
Кл. т. 0,5
КТН = (6000/√3)/(100/√3)
Рег. № 46738-11 | EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08 | | 6 | ЦРП-РМБ 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 секция, яч. 3, КЛ-6 кВ ф. 3 | ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
КТТ = 200/5
Рег. № 1276-59 | НТМК-6-48
Кл. т. 0,5
КТН = 6000/100
Рег. № 323-49 | EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08 | | 7 | ЦРП-РМБ 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 секция, яч. 1, КЛ-6 кВ ф. 1 | ТПЛ
(мод. ТПЛ-10-М)
Кл. т. 0,5S
КТТ = 100/5
Рег. № 47958-11 | НТМК-6-48
Кл. т. 0,5
КТН = 6000/100
Рег. № 323-49 | EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08 | | 8 | ЦРП-РМБ 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция, яч. 2, КЛ-6 кВ ф. 2 | ТПЛ
(мод. ТПЛ-10-М)
Кл. т. 0,5S
КТТ = 100/5
Рег. № 47958-11 | НТМК-6-48
Кл. т. 0,5
КТН = 6000/100
Рег. № 323-49 | EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08 | | 9 | ПС-121 6 кВ, 1 секция 6 кВ, яч.12, КЛ-6 кВ ф. МУЭСП «Уфагорсвет» | ТПОЛ 10
Кл. т. 0,5
КТТ = 50/5
Рег. № 1261-02 | НОМ-6
Кл. т. 0,5
КТН = 6000/100
Рег. № 159-49 | EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08 | | 10 | ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, яч. 4, ВЛ-110 кВ НПЗ - ГПП-4 НУНПЗ | SB 0,8
Кл. т. 0,2S
КТТ = 1000/5
Рег. № 20951-08 | Осн.:
VCU (мод. VCU-123)
Кл. т. 0,2
КТН = (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 53610-13
Рез.:
VCU (мод. VCU-123)
Кл. т. 0,2
КТН = (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 53610-13 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 11 | ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, ОВ 1-3 | ТВГ-УЭТМ®
(мод.
ТВГ-УЭТМ®-110)
Кл. т. 0,2S
КТТ = 1000/5
Рег. № 52619-13 | Осн.:
VCU (мод. VCU-123)
Кл. т. 0,2
КТН = (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 53610-13
Рез.:
VCU (мод. VCU-123)
Кл. т. 0,2
КТН = (110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 53610-13 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.) | | 12 | ПС ЦРП-РМБ 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция, яч.4, КЛ-6 кВ ф. 4 | ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
КТТ = 50/5
Рег. № 1276-59 | НТМК-6-48
Кл. т. 0,5
КТН = 6000/100
Рег. № 323-49 | EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08 | – | | 13 | ПС ЦРП-РМБ 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 секция, яч.9, КЛ-6 кВ ф. 9 | ТПЛ-10
Кл. т. 0,5
КТТ = 75/5
Рег. № 1276-59 | НТМК-6-48
Кл. т. 0,5
КТН = 6000/100
Рег. № 323-49 | EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08 | | 14 | ПС ЦРП-РМБ 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция,яч.10, КЛ-6 кВ ф. 10 | ТПЛ
(мод. ТПЛ-10-М)
Кл. т. 0,5S
КТТ = 100/5
Рег. № 47958-11 | НТМК-6-48
Кл. т. 0,5
КТН = 6000/100
Рег. № 323-49 | EM 720
Кл. т. 0,2S/1,0
Рег. № 39235-08 | | 15 | ПС-124 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция, яч.10 | ТПОЛ 10
Кл. т. 0,5
КТТ = 100/5
Рег. № 1261-02 | ЗНОЛ-06
Кл. т. 0,5
КТН = (6000/√3)/(100/√3)
Рег. № 3344-72 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08 | | 16 | ПС-124 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 секция, яч.13 | ТПОЛ 10
Кл. т. 0,5
КТТ = 100/5
Рег. № 1261-02 | ЗНОЛ-06
Кл. т. 0,5
КТН = (6000/√3)/(100/√3)
Рег. № 3344-72 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08 | | 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 владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик ИК АИИС КУЭ.
2. Допускается изменение наименований ИК без изменения технологического объекта, на котором проводятся измерения, а также уменьшение числа ИК.
3. Изменения по п.п. 1 и 2 примечаний оформляются техническим актом (ТА) в произвольной форме, утвержденным руководителем предприятия-владельца АИИС КУЭ и составленным с участием метрологической службы предприятия-владельца АИИС КУЭ, внесением изменений в эксплуатационную документацию на АИИС КУЭ.
4. ТА хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ. Срок действия ТА не может превышать срока действия свидетельства о поверке на АИИС КУЭ. |
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении активной электроэнергии и мощности
| Номер ИК | Коэф. мощнос-ти
cos ( | Границы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении активной электроэнергии и мощности ( % | | 10, 11 | 1,0 | ±1,0 | ±1,2 | ±0,6 | ±0,8 | ±0,5 | ±0,8 | ±0,5 | ±0,8 | | 7, 8, 14 | 1,0 | ±1,8 | ±1,9 | ±1,1 | ±1,2 | ±0,9 | ±1,0 | ±0,9 | ±1,0 | | 1-6, 9, 12, 13 | 1,0 | не норм. | не норм. | ±1,8 | ±1,9 | ±1,1 | ±1,2 | ±0,9 | ±1,0 | | 15, 16 | 1,0 | не норм. | не норм. | ±1,8 | ±1,9 | ±1,1 | ±1,3 | ±0,9 | ±1,1 | | Примечание:
(оР – границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и мощности;
(Р – границы допускаемой относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электроэнергии и мощности
| Номер ИК | Коэф. мощнос-ти
cos ( | Границы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении реактивной электроэнергии и мощности ( % | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | | 10, 11 | 0,9 | ±2,3 | ±2,6 | ±1,5 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,7 | | 15, 16 | 0,9 | не норм. | не норм. | ±6,4 | ±6,6 | ±3,5 | ±3,8 | ±2,6 | ±3,1 | | 7, 8, 14 | 0,9 | не норм. | не норм. | ±3,8 | ±4,7 | ±2,8 | ±3,9 | ±2,8 | ±3,9 | | 1-6, 9, 12, 13 | 0,9 | не норм. | не норм. | ±6,5 | ±7,1 | ±3,6 | ±4,6 | ±2,8 | ±3,9 | | Примечание:
(оQ – границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной электроэнергии и мощности;
(Q – границы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
Примечание к таблицам 3, 4:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для интервала интегрирования 30 мин.
2. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество ИК | 16 | | Периодичность сбора результатов измерений и журналов событий (функция автоматизирована), сут, не реже | 1 | | Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ:
– напряжение, % от Uном
– сила тока, % от Iном
– коэффициент мощности cos φ
– частота, Гц
– температура окружающей среды, °С:
– для счетчиков
– для других компонентов | от 98 до 102
от 100 до 120
от 0,8 до 1
50
от +20 до +25
от +20 до +25 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | | Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ:
напряжение, % от Uном
сила тока, % от Iном:
– для ИК №№ 7, 8, 10, 11, 14
– для ИК №№ 1-6, 9, 12, 13, 15, 16
коэффициент мощности cos φ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С:
– для ТТ и ТН
– для счетчиков ИК №№ 15, 16
– для счетчиков ИК №№ 1-14
– для УСПД и серверов | от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
от 0,5 до 1
от 49,8 до 50,2
от -40 до +70
от +8 до +38
от +10 до +35 | | Надежность применяемых в системе компонентов:
счетчики:
– среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. номер 36697-08)
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. номер 36697-12)
счетчики EM 720
УСПД (контроллер сетевой универсальный) СИКОН С70
– время восстановления работоспособности, сут, не более
серверы:
– коэффициент готовности, не менее
– среднее время наработки на отказ, ч, не менее
– время восстановления работоспособности, ч, не более | 140000
165000
92000
70000
3
0,99
165974
1 | | Глубина хранения информации:
счетчики:
– тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее:
счетчики СЭТ-4ТМ.03М
счетчики EM 720
УСПД (контроллер сетевой универсальный) СИКОН С70
– при отключении питания, лет, не менее
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. номер 36697-08)
счетчики СЭТ-4ТМ.03М (рег. номер 36697-12)
счетчики EM 720
УСПД (контроллер сетевой универсальный) СИКОН С70
сервер:
– хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113
365
45
3
40
20
3
3,5 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ не превышает, с | (5 |
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа обеспечена следующими мерами:
– клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
– панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
– наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;
– организация доступа к информации ИВК и ИВКЭ посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
– защита результатов измерений при передаче.
В журнале событий счетчика фиксируются следующие события:
– факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
– факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
– формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
– отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
– перерывы питания электропитания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
В журнале событий ИВКЭ и ИВК фиксируются следующие события:
– изменение значений результатов измерений;
– изменение коэффициентов ТТ и ТН;
– факты и величина коррекции времени;
– пропадание питания;
– замена счетчика;
– полученные из счетчиков журналы событий.
|
