| 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), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), 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 – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени УСВ-2 (УСВ).
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (сервер БД), сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера».ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации на подключенных к УСПД автоматических рабочих местах.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации – участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть».
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.
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 Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» - 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 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется глобальная навигационная спутниковая система (ГЛОНАСС). Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г, входящими в состав «Центр сбора и обработки данных» (ЦСОД) ПАО «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 глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС), с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление времени на сервере ИВК. В случае выхода из строя основного сервера синхронизации времени ССВ-1Г используется резервный.
Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого времени, принимаемым через УСВ, реализованного на ГЛОНАСС-приемнике. Время УСПД периодически сличается с временем УСВ (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов УСПД проводится независимо от величины расхождения времени.
В случае неисправности УСВ, имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
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.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД АИИС КУЭ 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 ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 1 | ПС 110 кВ Барабинская ЛПДС, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 2 | ТОЛ 10-1
Кл. т. 0,5S
Ктт 1000/5
Рег.
№ 15128-03 | ЗНОЛ.06
Кл. т. 0,5
Ктн 6000:√3/100:√3
Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | HP ProLiant ВL460 | ССВ-1Г, Рег. № 39485-08
УСВ-2, Рег. № 41681-10 | | 2 | ПС 110 кВ Барабинская ЛПДС, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 28 | ТОЛ 10-1
Кл. т. 0,5S
Ктт 1000/5
Рег.
№ 15128-03 | ЗНОЛ.06
Кл. т. 0,5
Ктн 6000:√3/100:√3
Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 3 | ПС 110 кВ Барабинская ЛПДС, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | ТОП-0,66
Кл. т. 0,5S
Ктт 100/5
Рег. № 15174-06 | - | СЭТ-4ТМ.03.08
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | HP ProLiant ВL460 | ССВ-1Г, Рег. № 39485-08
УСВ-2, Рег. № 41681-10 | | 4 | ПС 110 кВ Барабинская ЛПДС, ввод 0,4 кВ ТСН-2 | ТОП-0,66
Кл. т. 0,5S
Ктт 100/5
Рег. № 15174-06 | - | СЭТ-4ТМ.03.08
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 27524-04 | | 5 | ПС 110 кВ Барабинская ЛПДС, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 9 | ТОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 50/5
Рег. № 47959-11 | ЗНОЛ.06
Кл. т. 0,5
Ктн 6000:√3/100:√3
Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | | 6 | ПС 110 кВ Барабинская ЛПДС, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 14 | ТОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 100/5
Рег. № 47959-11 | ЗНОЛ.06
Кл. т. 0,5
Ктн 6000:√3/100:√3
Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | | 7 | ПС 110 кВ Барабинская ЛПДС, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 15 | ТОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 150/5
Рег. № 47959-11 | ЗНОЛ.06
Кл. т. 0,5
Ктн 6000:√3/100:√3
Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | | 8 | ПС 110 кВ Барабинская ЛПДС, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 17 | ТОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 20/5
Рег. № 47959-11 | ЗНОЛ.06
Кл. т. 0,5
Ктн 6000:√3/100:√3
Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | | 9 | ПС 110 кВ Барабинская ЛПДС, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 20 | ТОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 100/5
Рег. № 47959-11 | ЗНОЛ.06
Кл. т. 0,5
Ктн 6000:√3/100:√3
Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | | 10 | ПС 110 кВ Барабинская ЛПДС, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 23 | ТОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 150/5
Рег. № 47959-11
Рег. № 47959-16
Рег. № 47959-11 | ЗНОЛ.06
Кл. т. 0,5
Ктн 6000:√3/100:√3
Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 |
Окончание таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | | 12 | ПС 110 кВ Барабинская ЛПДС, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 29 | ТОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 150/5
Рег. № 47959-11 | ЗНОЛ.06
Кл. т. 0,5
Ктн 6000:√3/100:√3
Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | СИКОН С70
Рег. № 28822-05 | HP ProLiant ВL460 | ССВ-1Г, Рег. № 39485-08
УСВ-2, Рег. № 41681-10 | | 13 | ПС 110 кВ Барабинская ЛПДС, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 33 | ТОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 40/5
Рег. № 47959-11 | ЗНОЛ.06
Кл. т. 0,5
Ктн 6000:√3/100:√3
Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | | 14 | ПС 110 кВ Барабинская ЛПДС, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 35 | ТОЛ-10
Кл. т. 0,5S
Ктт 50/5
Рег. № 47959-11 | ЗНОЛ.06
Кл. т. 0,5
Ктн 6000:√3/100:√3
Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-12 | | 15 | ПС 110 кВ Барабинская ЛПДС, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т1 | ТОГФ-110
Кл. т. 0,2S
Ктт 100/5
Рег. № 61432-15 | ЗНОГ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000:√3/100:√3
Рег. № 61431-15 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | | 16 | ПС 110 кВ Барабинская ЛПДС, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т2 | ТОГФ-110
Кл. т. 0,2S
Ктт 100/5
Рег. № 61432-15 | ЗНОГ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000:√3/100:√3
Рег. № 61431-15 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17 | | 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 АО «Транснефть - Западная Сибирь» не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на АО «Транснефть - Западная Сибирь» АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности,
(±), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±),% | | 1, 2 | Активная | 1,1 | 3,0 | | 3, 4 | Активная | 0,8 | 2,9 | | 5 - 10, 12 - 14 | Активная | 1,1 | 3,0 | | 15, 16 | Активная | 0,6 | 1,5 | | 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 Погрешность в рабочих условиях указана для cos( = 0,8 инд, I=0,02 Iном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 16 от 0 до плюс 40 °C. |
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных каналов | 15 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
- температура окружающей среды для счётчиков СЭТ-4ТМ.03.М, °C
- температура окружающей среды для счётчиков СЭТ-4ТМ.03, °C | от 99 до 101
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25
от +18 до +22 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС:
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5 инд до 0,8 емк
от 49,6 до 50,4
от -40 до +70
от -40 до +65
от +10 до +30 |
Окончание таблицы 4
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики: | | | - среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03, СЭТ-4ТM.03.08
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M | 90000
165000
220000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | | УСПД:
- среднее время наработки на отказ не менее, ч
для УСПД СИКОН С70 | 70000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | | Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000
1 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 114
45
45
10
3,5 |
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 счётчика:
– 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:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– УСПД;
– сервера;
– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
– электросчетчика;
– УСПД;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
|
