АИИС КУЭ ОАО «АК» Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1ая пусковая очередь) представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из измерительно-информационных каналов (ИИК) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК).

АИИС КУЭ ОАО «АК» Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1ая пусковая очередь) решает следующие задачи:

• - организация автоматизированного коммерческого учета электроэнергии в точках измерений ООО «Востокнефтепровод» на НПС-16;

• - обмен информацией с заинтересованными участниками ОРЭ по согласованному формату и регламенту;

• - формирования отчетных документов.

АИИС КУЭ ОАО «АК» Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1ая пусковая очередь) включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,5S ГОСТ Р 52323-2005 (в части измерений активной электроэнергии), класса точности 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части измерений реактивной электроэнергии), установленные на НПС-16. Контроллер сетевой индустриальный Сикон С70, установленный на НПС, работает в «прозрачном» режиме при обращении сервера ИВК к счетчикам электроэнергии и выполняет функции шлюза-концентратора.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя «Центр сбора и обработки данных» (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (номер в Государственном реестре средств измерений 38424-08) и автоматизированные рабочие места (АРМы) диспетчеров (операторов АИИС КУЭ).

В АИИС КУЭ ОАО «АК» Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1-ая пусковая очередь) измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=UTcosф) и полную мощность (S=U-I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S²-P²)^0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени. Передача данных о результатах измерений от счетчиков в серверы производится по кана-

Лист № 2 Всего листов 7 лам связи по инициативе ЦСОД. Каналы связи от счетчиков до УСПД организованы подключением по интерфейу RS-485. УСПД взаимодействует с сервером ИВК через маршрутизатор АИИС КУЭ, подключенный к основному и резервному каналам сети передачи данных ОАО "Связьтранснетфть". УСПД работает в режиме шлюза-концентратора. В качестве основного канала связи используется сеть SDH, в качестве резервного - спутниковая связь. Переход на резервный канал свзяи осуществляется автомаитически при отсутствии связи по основному каналу. Измеренные значения активной (реактивной) электроэнергии в автоматическом режиме фиксируются в базе данных ИВК. В ИВК выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение поступающей информации, формирование справочных и отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи интернет-провайдеров.

Данные хранятся в сервере базы данных. 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 электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.

АИИС КУЭ ОАО «АК» Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1ая пусковая очередь) имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, ИВК и имеет нормированную погрешность. Синхронизация времени АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г, входящими в состав ЦСОД. Сервер синхронизации времени обеспечивает обновление данных на сервере ИВК по протоколу NTP (Network Time Protocol) постоянно и непрерывно. Сервер приложений «Converge» автоматически передает счетчикам сформированные метки времени с периодичностью раз в сутки. При расхождении времени в сервере ИВК и счетчике на величину ±1 с происходит автоматическая коррекция времени в счетчике с записью в журнале событий. Резервный сервер синхронизации времени используется при выходе из строя основного сервера.

Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ОАО «АК» Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по НПС-16 (1-ая пусковая очередь) соответствуют техническим требованиям ОРЭ к АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные автоматизированные измерения следующих величин: приращений активной и реактивной электрической энергии и мощности, измерений календарного времени, интервалов времени и коррекцию часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального контроля и учета энергопотребления. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам через оптопорт (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного инженерного пульта на базе NoteBook с последующей передачей данных на верхний уровень.

Глубина хранения информации:

• •  электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - 113 суток;

• •  ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет;

Для целей предотвращения физического доступа к токовым цепям и цепям напряжения счетчика и защиты метрологических характеристик системы предусмотрено выполнение следующих мероприятий: пломбирование корпусов счетчиков; испытательных коробок; клемм измерительных трансформаторов тока; установка прозрачной крышки из органического стекла на промежуточных клеммниках токовых цепей с последующим пломбированием. На программном уровне предусмотрена организация системы паролей с разграничением прав пользователей.

Комплектность системы определяется проектной документацией на систему.

В комплект поставки входит техническая и эксплуатационная документация , указанная в таблице 6.

Таблица 6.

Состав измерительных каналов приведен в таблице 2

Таблица 2 - Состав ИИК и СОЕВ

Примечание: Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, который хранится совместно с настоящим описанием типа, как его неотъемлемая часть.

Метрологические характеристики ИК приведены в таблицах 3 и 4.

Пределы допускаемых основных относительных погрешностей ИК (измерение электрической энергии), d₃ %.

Таблица 3 - Пределы допускаемых основных относительных погрешностей ИК в нормальных условиях

Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК в рабочих условиях эксплуатации

Технические характеристики приведены в таблице 5. Таблица 5

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (^d р), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):

' KK_e -100%

1000РТ_ср

ср

^dр     - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней полу

часовой мощности и энергии, в %;

^d₃     -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 при из

мерении электроэнергии, в %;

К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;

^Ke - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт^ч);

Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;

^R - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.

Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:

^Dt - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);

Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).