АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по объекту РНУ в г. Новый Уренгой представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней измерительно-информационные комплексы (ИИК) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК).

АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по объекту РНУ в г. Новый Уренгой решает следующие задачи:

• - организация автоматизированного коммерческого учета электроэнергии в точках измерений ОАО «Сибнефтепровод» по объекту РНУ в г. Новый Уренгой;

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

• - формирования отчетных документов.

АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по объекту РНУ в г. Новый Уренгой включает в себя следующие уровни:

• 1- й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S ГОСТ Р 52323-2005 (в части измерений активной электроэнергии), класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части измерений реактивной электроэнергии), установленные на объекте.

• 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входит устройство сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначено для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на третий уровень.

• 3- 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 ОАО «Сибнефтепровод» по объекту РНУ в г. Новый Уренгой 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 актив-

ную мощность (Р=U•I•cosф) 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 каналам связи по инициативе ЦСОД. Каналы связи от счетчиков до УСПД организованы подключением по интерфейсу RS-485. УСПД взаимодействует с сервером ИВК через маршрутизатор АИИС КУЭ, подключенный к основному и резервному каналам сети передачи данных ОАО "Связьтранснетфть". В качестве основного канала связи используется сеть SDH, в качестве резервного - сеть SDH. Переход на резервный канал связи осуществляется автоматически 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 ОАО «Сибнефтепровод» по объекту РНУ в г. Новый Уренгой имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК и имеет нормированную погрешность. Синхронизация времени АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается GPS приемником встроенным в УСПД ЭКОМ-3000. При расхождении времени в УСПД и счетчике на величину ±1 с происходит автоматическая коррекция времени в счетчике с записью в журнале событий. ИВК синхронизируется от отдельного GPS приемника подключенного к серверу.

Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по объекту РНУ в г. Новый Уренгой 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 -113,7 суток;

• •  УСПД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - 200 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 5.

Таблица 5. Комплект поставки.

Состав измерительных каналов приведен в таблице 2

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 таблице 3.

Пределы допускаемых основных относительных погрешностей ИК (измерение электрической энергии), ⁵ э %.

Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК в рабочих условиях эксплуатации

Таблица 4 Технические характеристики.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения по-

лучасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (⁵ 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):

⁵ р     - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней полу

часовой мощности и энергии, в %;

⁵ э     -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:

5 _р   =—D--100%

^р.корр. _3600Тср         ^{, где}

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

Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).