| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую 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), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2– 4.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее – ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ARIS MT200 (далее – УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее – сервер БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г, программное обеспечение (далее – ПО) ПК «Энергосфера».
Первичные фазные 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 преобразуют 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 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 ОРЭМ и 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» (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 (далее - 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 времени в УСПД осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), реализованного на ГЛОНАСС/GPS-приемнике в составе УСПД. Время УСПД пере-одически сличается со временем ГЛОНАСС/GPS (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов УСПД 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.
В случае неисправности или ремонта УССВ, встроенного в УСПД, синхронизация УСПД осуществляется с уровня ИВК ПАО «Транснефть». Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже 1 раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков 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.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ.
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | НПС «Кузьмичи-1», НПС «Кузьмичи-2» | | 1 | НПС «Кузьмичи-1», ЗРУ- 6кВ, яч.3, Ввод №1 | ТЛО-10
Кл. т. 0,5S
Ктт=1000/5
Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6
Кл. т. 0,5
Ктт=6000: √3/100: √3
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. №
36697-17 | ARIS MT200, Рег. № 53992-13 | ССВ-1Г, Рег. № 39485-08 | Сервер HP ProLiant ВL460 | | 2 | НПС «Кузьмичи-1», ЗРУ- 6кВ,
яч20, Ввод №2 | ТЛО-10
Кл. т. 0,5S
Ктт=1000/5
Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6
Кл. т. 0,5
Ктт=6000: √3/100: √3
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. №
36697-17 | | 3 | НПС «Кузьмичи-2», ЗРУ-6кВ,
яч.13, Ввод №1 | ТЛО-10
Кл. т. 0,5S
Ктт=400/5
Рег. № 25433-11 | ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
Ктт=6000: √3/100: √3
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | | 4 | НПС «Кузьмичи-2», ЗРУ-6кВ,
яч.14, Ввод №2 | ТЛО-10
Кл. т. 0,5S
400/5
Рег. № 25433-11 | ЗНОЛ.06-6
Кл. т. 0,5
Ктт=6000: √3/100: √3
Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 |
Продолжении таблицы 2
| Примечания:
1Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что АО «Транснефть – Приволга» АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3Замена оформляется техническим актом в установленном на АО «Транснефть – Приволга» АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть | | Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности, (±), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±),% | | 1 - 4 | Активная | 1,2
2,3 | 4,9
2,8 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | | Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosφ=0,87 (sinφ=0,5), токе ТТ, равном 100 % от Iном для нормальных условий, и при cosφ=0,5 (sinφ=0,87), токе ТТ, равном 5 % от Iном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до + 40 °С. |
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности, (±), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±),% | | 1 - 4 | Активная | 1,2
2,3 | 4,9
2,8 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | | Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosφ=0,87 (sinφ=0,5), токе ТТ, равном 100 % от Iном для нормальных условий, и при cosφ=0,5 (sinφ=0,87), токе ТТ, равном 5 % от Iном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до + 40 °С. |
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество измерительных каналов | 4 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности cos(
температура окружающей среды °C:
- для счетчиков активной и реактивной энергии | от 99 до 101
от 100 до 120
0,8
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности.
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- температура окружающей среды для ТТ, °С
- температура окружающей среды для ТН, °С
- температура окружающей среды для счетчиков, °С
- температура окружающей среды для УСПД, °С | от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5 инд до 0,8 емк
от -60 до +60
от -45 до +40
от -40 до +60
от -30 до +50 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М:
- среднее время наработки на отказ, ч,
- среднее время восстановления работоспособности, ч,
УСПД ARIS MT200:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
ССВ-1Г:
- среднее время наработки на отказ, ч,
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер БД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000
2
88 000
15000
2
264599
0,5 | | Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113,7
10
45
5
3,5 |
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера БД и УСПД 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 счетчика:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике;
– журнал УСПД:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и УСПД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– счетчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– УСПД;
– сервера БД;
– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
– счетчика;
– УСПД;
– сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
– счетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована);
– о состоянии средств измерений.
Цикличность:
– измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 минут (функция автоматизирована);
– сбора результатов измерений – не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерения
| Наименование | Обозначение | Количество | | Трансформатор тока | ТЛО-10 | 12 шт. | | Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-6 | 6 шт. | | Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6 | 6 шт. | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M | 4 шт. | | Устройство сбора и передачи данных | ARIS MT200 | 1 шт. | | Сервер синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 шт. | | Сервер | Hewlett Packard | 2 шт. | | Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 шт. | | Методика поверки | МП 206.1-132-2018 | 1 экз. | | Паспорт-Формуляр | НС.2017.АСКУЭ.00385 ФО | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 206.1-132-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по объектам НПС «Кузьмичи-1» и НПС «Кузьмичи-2». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 28.06.2018 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 СЭТ-4ТМ.03М, Рег. № 36697-17 – в соответствии с документом «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» 03 апреля 2017г.;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, Рег. № 36697-12 – в соответствии с документом «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 2012г.;
ARIS MT200, Рег. № 53992-13 – в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 13 мая 2013 г.;
ССВ-1Г, Рег. № 39485-08 – в соответствии с документом «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, Рег. № 27008-04;
термогигрометр «CENTER» (мод. 315), Рег. № 22129-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ, с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Приволга» по объектам НПС «Кузьмичи-1» и НПС «Кузьмичи-2»
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
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»
|
| Заявитель | Акционерное общество «Транснефть - Приволга» (АО «Транснефть - Приволга»)
ИНН 6317024749
Адрес: 443020, Самарская область, г. Самара, ул. Ленинская, д. 100
Телефон: +7 (846) 250-02-01
E-mail: privolga@sam.transneft.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Телефон: +7 (495) 437-55-77
Факс: +7 (495) 437-56-66
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 29.03.2018 г.
|
|
