Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» (далее - АИИС КУЭ) представляет двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

• - периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений (привязанных к координированной шкале времени UTC) о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

• - получение в формате ХМ1. результатов измерений с АИИС КУЭ НРТЭЦ-02 (№ 46397-11 в реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений);

• - хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• - передача результатов измерений на сервер и автоматизированные рабочие места (АРМ);

• - подготовка результатов измерений в ХМЬ формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;

• - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);

Лист № 2

Всего листов 6

• - диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• - конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• - ведение времени (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни.

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока и напряжения, счётчики активной и реактивной электрической энергии и мощности по каждому присоединению (точке измерений). Устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) «Сикон С70», установленное на уровне ИИК работает в «прозрачном» режиме при обращении сервера ИВК к счетчикам электроэнергии и выполняет функции шлюза-концентратора (каналообразующей аппаратуры).

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает «Центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (№38424-08 в реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений), рабочие станции (АРМ).

Аналоговые сигналы от первичных преобразователей электрической энергии (трансформаторов тока и напряжения) поступают на счетчики электрической энергии. Счетчики электрической энергии являются измерительными приборами, построенными на принципе цифровой обработки входных аналоговых сигналов. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика формируется без учета коэффициентов трансформации тока и напряжения.

Данные со счетчиков поступают на уровень ИВК, где выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, сбор и хранение данных, поступающих с АИИС КУЭ НРТЭЦ-02, 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 интернет-провайдеров.

В счетчиках электрической энергии и на сервере ИВК ведутся журналы событий.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях и выполняет законченную функцию измерений времени и интервалов времени. В состав СОЕВ входит сервер ИВК с встроенными часами, время которого синхронизируется от источников частоты и времени/сервера синхронизации времени ССВ-1Г (№ 39485-08 в реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений) основного и резервного.

На уровне ИИК для защиты информации от несанкционированного доступа применяются следующие меры:

• - пломбирование клеммных сборок электрических цепей трансформаторов тока и напряжения;

• - пломбирование клеммных сборок электросчетчиков;

• - пломбирование клеммных сборок линии передачи информации по интерфейсу RS-485;

• - пломбирование клеммных сборок УСПД после выполнения монтажных работ;

На уровне ИВК защита информации организована с применением следующих мероприятий:

• - ограничение доступа к серверу АИИС КУЭ;

• - установление учетных записей пользователей и паролей доступа к серверу АИИС

КУЭ.

Лист № 3 Всего листов 6

В составе АИИС КУЭ обеспечена сохранность информации при авариях . Под авариями следует понимать потери питания и отказы (потери работоспособности) технических и программно-технических средств.

Комплектность добавленной части системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» с Изменением № 1 приведена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность

Состав дополнительного измерительного канала и его основные метрологические и технические характеристики приведены в таблице 2.

Номинальная функция преобразования при измерении электрической энергии

Wp (Wq ) = 2^ ■ Ктн • Ктт

где: N - число импульсов в регистре профиля мощности счетчика электрической энергии, имп;

А - постоянная счетчика электрической энергии, имп/кВт^ч (квар^ч);

Ктн - коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения (тН); Ктт - коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока (тт).

Лист № 4

Всего листов 6 Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики измерительного канала

Примечания:

• 1 В столбце 8 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:

51,а.о  -  границы  допускаемой  основной  погрешности  измерений  активной

электрической энергии при I = 0,1-1_ном и cosф = 0,8;

З₂.а._о  -  границы  допускаемой  основной  погрешности  измерений  активной

электрической энергии при I = 1_ном и cosф = 0,8;

51,р.о  -  границы  допускаемой  основной  погрешности  измерений  реактивной

электрической энергии при I = 0,1-1_ном и sinф = 0,6;

З₂._р._о  -  границы  допускаемой  основной  погрешности  измерений  реактивной

электрической энергии при I = 1_ном и sinф = 0,6;

• 3₁. а._р - границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 0,1-Ihom и cosф = 0,8;

• 3₂. а._р - границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = Х_ном и cosф = 0,8;

• 3₁. _р._р - границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии при в рабочих условиях применения I = 0,1-Х_ном и sinф = 0,6;

• 3₂. _р._р - границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = Х_ном и sinф = 0,6;

• 2  Измерительные каналы включают измерительные ТТ по ГОСТ 7746-2001, измерительные ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии.

Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC                                                        ± 5 с.

Нормальные условия применения:

Лист № 5 Всего листов 6

• - температура (для ТН и ТТ), °С                              минус 30 ... 40

• - температура (для счетчиков, УСПД)                               5 ... 35

• - температура (для сервера, АРМ, каналообразующего

и вспомогательного оборудования), °С                                    10 . 30

• - индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл         0 .  0,5