![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Газпромнефть-Восток" – ПС Урманская, Шингинская](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Газпромнефть-Восток" – ПС Урманская, Шингинская")
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Газпромнефть-Восток" – ПС Урманская, Шингинская
- ООО "Газпромнефть-Восток", г.Томск
-
Скачать
67503-17: Методика поверки МП 270-16Скачать10.8 Мб
67503-17: Описание типа СИСкачать130.7 Кб
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Газпромнефть-Восток» - ПС Урманская, Шингинская предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности.
Описание
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Газпромнефть-Восток» - ПС Урманская, Шингинская (далее АИИС КУЭ) является средством измерений единичного производства. Конструктивно АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1) первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК), выполняющие функцию измерений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности и включающие в себя:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001;
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-77;
- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М (счетчики) класса точности 0,5S в режиме измерений активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и 1,0 в режиме измерений реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;
- вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2) второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» (УСПД), технические средства приема-передачи данных;
3) третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя: автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора, технические средства приема-передачи данных.
ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ. Перечень и состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице .
Принцип действия АИИС КУЭ основан на измерении первичного тока и напряжения с использованием измерительных трансформаторов и масштабном преобразовании их в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков. В счетчиках осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой код и вычисление мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности. Тридцатиминутные приращения электрической энергии вычисляются, как интеграл по времени от средней мощности. Вычисленные значения приращений активной и реактивной электрической энергии, служебная информация в виде цифрового кода передаются в УСПД. Связь между счетчиками и УСПД осуществляется по интерфейсу RS-485. УСПД осуществляют автоматизированный сбор, накопление, хранение и передачу результатов измерений и служебной информации на АРМ оператора.
АРМ оператора с периодичностью один раз в сутки или по запросу считывают данные из УСПД. Оперативный доступ к информации, хранящейся в базе данных, осуществляется с использованием программного комплекса (ПК) «Энергосфера», предназначенного для автоматизированного сбора информации, вычисления приращений электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации, формирования отчетных документов, ведения журнала событий, конфигурирования и параметрирования технических и программных средств АИИС КУЭ, долговременного хранения и передачи данных в центры сбора информации.
В АИИС КУЭ реализован информационный обмен данными со смежной системой: АИИС КУЭ АО «Межрегионэнергосбыт». УСПД в автоматическом режиме один раз в сутки или по запросу передают информацию о тридцатиминутных приращениях электрической энергии, состоянии средств измерений в базу данных сервера сбора данных (ССД) АИИС КУЭ АО «Межрегионэнергосбыт». Передача информации в ССД, АО «АТС» и другие организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности осуществляется по выделенному каналу связи с протоколом TCP/IP сети Интернет в виде файлов xml-формата, установленных Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), предусматривающей поддержание единого времени на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ выполняет измерение интервалов времени и обеспечивает синхронизацию шкал времени внутренних часов компонентов СОЕВ (счетчики и УСПД). Измерение интервалов времени осуществляется таймерами счетчиков. По результатам измерений формируются тридцатиминутные интервалы, для которых осуществляется вычисление приращений электрической энергии.
Привязку к шкале координированного времени государственного первичного эталона Российской Федерации UTC (SU) осуществляют устройства, выполненные на основе GPS-приемников в составе УСПД. GPS-приемники осуществляют приём сигналов точного времени и формируют собственную шкалу времени часов УСПД. Синхронизация шкал времени внутренних часов счетчиков осуществляется во время сеанса связи, но не чаще одного раза в сутки, при достижении расхождения со шкалой времени УСПД более 1 с. Расхождение шкалы времени часов любого компонента СОЕВ со шкалой координированного времени UTC (SU) не превышает 5 с. Журналы событий счетчиков и УСПД отражают время коррекции и расхождение шкал времени корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Таблица 1 - Перечень и состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование присоединения | Средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ | |||||
| Вид СИ | Фаза | Обозначение | Регистрационный номер в ФИФ ОЕИ* | Класс точности | Коэффициент трансформации | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| Измерительно-информационные комплексы | |||||||
| 1 | ВЛ 35 кВ ПС «Останинская» 1 ЦЛ ПС «Урманская» | ТТ | А | ТОЛ-35 III | 47959-11 | 0,2S | 400/5 |
| В | ТОЛ-35 III | ||||||
| С | ТОЛ-35 III | ||||||
| ТН | А | ЗНОМ-35-65 | 912-70 | 0,5 | 35000:V3/100:V3 | ||
| В | ЗНОМ-35-65 | ||||||
| С | ЗНОМ-35-65 | ||||||
| Счетчик | СЭ! | Г-4ТМ.03М.01 | 36697-12 | 0,5S/1,0 | - | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 2 | ВЛ 35 кВ ПС «Останинская» 6 ЦЛ ПС «Урманская» | ТТ | А | ТОЛ-35 III | 47959-11 | 0,2S | 400/5 |
| В | ТОЛ-35 III | ||||||
| С | ТОЛ-35 III | ||||||
| ТН | А | ЗНОМ-35-65 | 912-70 | 0,5 | 35000:V3/100:V3 | ||
| В | ЗНОМ-35-65 | ||||||
| С | ЗНОМ-35-65 | ||||||
| Счетчик | СЭ! | Г-4ТМ.03М.01 | 36697-12 | 0,5S/1,0 | - | ||
| 3 | ВЛ 35 кВ ПС «Лугинецкая» 1 ЦЛ ПС «Шингинская» | ТТ | А | ТОЛ-35 III | 47959-11 | 0,5S | 300/5 |
| В | ТОЛ-35 III | ||||||
| С | ТОЛ-35 III | ||||||
| ТН | А | ЗНОМ-35-65 | 912-70 | 0,5 | 35000:V3/100:V3 | ||
| В | ЗНОМ-35-65 | ||||||
| С | ЗНОМ-35-65 | ||||||
| Счетчик | СЭ! | Г-4ТМ.03М.01 | 36697-12 | 0,5S/1,0 | - | ||
| 4 | ВЛ 35 кВ ПС «Лугинецкая» 2 ЦЛ ПС «Шингинская» | ТТ | А | ТОЛ-35 III | 47959-11 | 0,5S | 300/5 |
| В | ТОЛ-35 III | ||||||
| С | ТОЛ-35 III | ||||||
| ТН | А | ЗНОМ-35-65 | 912-70 | 0,5 | 35000:V3/100:V3 | ||
| В | ЗНОМ-35-65 | ||||||
| С | ЗНОМ-35-65 | ||||||
| Счетчик | СЭ! | Г-4ТМ.03М.01 | 36697-12 | 0,5S/1,0 | - | ||
| Информационно-вычислительный комплекс электроустановки | |||||||
| 1, 2 | ПС 110/35/6 кВ «Останинская» | УСПД | «ЭКОМ-3000» | 17049-09 | - | - | |
| 3, 4 | ПС 110/35/6 кВ «Лугинецкая» | УСПД | «ЭКОМ-3000» | 17049-09 | - | - | |
| И | нформационно-вычислительный комплекс | ||||||
| 1-4 | Все присоединения | АРМ | АРМ оператора с установленным ПК «Энергосфера» | ||||
| Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в настоящей таблице. Замена оформляется актом в установленном на ООО «Газпромнефть-Восток» порядке, который хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть. * ФИФ ОЕИ - Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений | |||||||
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение тридцатиминутных приращений активной и реактивной электрической энергии;
- автоматическое измерение средних на тридцатиминутных интервалах времени значений активной и реактивной электрической мощности;
- периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии и средней мощности с заданной дискретностью и данных о состоянии средств измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и данных о состоянии средств измерений АИИС КУЭ в базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации и от несанкционированного доступа;
- хранение в счетчиках тридцатиминутных приращений электрической энергии в двух направлениях не менее 114 суток, а при отключении питания - не менее 12 лет;
- формирование, ведение и хранение журнала событий АИИС КУЭ;
- формирование и передача в автоматическом режиме и/или по запросу отчетных документов в центры сбора информации, в том числе осуществление обмена информацией с ИВК смежных АИИС КУЭ в виде макетов файлов в xml-формате;
- обеспечение защиты с использованием электронной цифровой подписи при передаче измерительной информации в центры сбора;
- предоставление пользователям и персоналу, эксплуатирующему АИИС КУЭ, регламентированного доступа к результатам измерений и данным о состоянии средств измерений АИИС КУЭ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных АИИС КУЭ от несанкционированного доступа на аппаратном (пломбирование счетчиков, испытательных коробок, УСПД) и программном уровне (авторизация пользователей, регистрация событий в журнале);
- диагностика, мониторинг функционирования, конфигурирование и настройка параметров технических и программных средств АИИС КУЭ;
- ведение системы обеспечения единого времени АИИС КУЭ.
Пломбирование средств измерений, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, выполняется в соответствии с их эксплуатационной документацией.
Программное обеспечение
Структура и функции программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ:
- встроенное ПО счетчиков, предназначенное для вычисления приращений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности;
- встроенное ПО УСПД, предназначенное для автоматизированного сбора, накопления, хранения и передачи измерительной и служебной информации на АРМ оператора;
- ПК «Энергосфера», разработанный ООО «Прософт-Системы» и предназначенный для автоматизированного сбора, обработки и отображения результатов измерений электрической энергии, ведения журнала событий, формирования отчетных документов, хранения и передачи информации в центры сбора.
Основные программы в составе ПК «Энергосфера», установленные на АРМ оператора:
- «Сервер опроса» (автоматизированный сбор информации с УСПД);
- «Консоль администратора» (конфигурирование и настройка базы данных, прав пользователей, параметров резервного копирования);
- «Редактор расчетных схем» (создание и редактирование структуры объекта учета, настройка и отображение свойств средств измерений ИИК АИИС КУЭ);
- «АРМ Энергосфера» (отображение результатов измерений и журнала событий, формирование отчетных документов);
- «Центр экспорта/импорта» (формирование и передача в автоматическом режиме в центры сбора информации, в том числе передача «стандартных» макетов);
- «Ручной ввод» (ввод данных в базу при нарушении связи со счетчиками);
- «Конфигуратор УСПД» (конфигурирование и настройка УСПД);
- «Алармер» (ведение журнала событий).
Метрологически значимой частью ПК «Энергосфера» является библиотека «pso_metr.dll», предназначенная для обработки информации, поступающей от УСПД. Идентификация выполняется по команде оператора. Идентификационные данные приведены в таблице . Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ нормированы с учётом влияния программного обеспечения АИИС КУЭ.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 6.5 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B для файла «pso metr.dll» |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Защита программного обеспечения АИИС КУЭ и данных от непреднамеренных и преднамеренных изменений осуществляется на аппаратном и программном уровне. Для защиты ПО АИИС КУЭ и данных реализован алгоритм авторизации и разграничения полномочий пользователей. Для защиты передаваемых данных осуществляется их кодирование, обеспечиваемое ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО АИИС КУЭ «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ при измерении тридцатиминутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности приведены в таблицах 3 и 4. В качестве характеристик относительной погрешности ИК АИИС КУЭ указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 5.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК при измерении активной электроэнергии
| Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК | cos9 | Г раницы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности | |||||||
| для диапазона I2(1*) < I < I5 | для диапазона I5 < I < I20 | для диапазона I20 < I < I100 | для диапазона I100 < I < I120 | ||||||
| 5о, % | 5ру, % | 5о, % | 5ру, % | 5о, % | 5ру, % | 5о, % | 5ру, % | ||
| 1 - 2 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5S | 1,0 | ±1,6 | - | ±1,0 | ±1,7 | ±0,9 | ±1,6 | ±0,9 | ±1,6 |
| 0,8 | ±1,8 | - | ±1,5 | ±2,1 | ±1,1 | ±1,8 | ±1,1 | ±1,8 | |
| 0,5 | ±2,4 | - | ±2,0 | ±2,6 | ±1,6 | ±2,3 | ±1,6 | ±2,3 | |
| 3 - 4 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 0,5S | 1,0 | ±2,1 | - | ±1,2 | ±1,8 | ±1,0 | ±1,7 | ±1,0 | ±1,7 |
| 0,8 | ±2,8 | - | ±2,0 | ±2,4 | ±1,4 | ±2,0 | ±1,4 | ±2,0 | |
| 0,5 | ±4,9 | - | ±3,2 | ±3,6 | ±2,3 | ±2,8 | ±2,3 | ±2,8 | |
| Примечание - В таблице приняты следующие обозначения: I2(1), I5, I20, I100 И I120 - значения первичного тока, соответствующие 2 (1), 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения !н; (1*) - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности для коэффициента мощности cos9, равного 1, нормируется в диапазоне первичного тока I1 < I < I5; 5о - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии и средней мощности; 5ру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической энергии и средней мощности | |||||||||
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК при измерении реактивной электроэнергии
| Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК | БШф | Г раницы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности | |||||||
| для диапазона I2 < I < I5 | для диапазона I5 < I < I20 | для диапазона I20 < I < I100 | для диапазона I100 < I < I120 | ||||||
| 5о, % | 5ру, % | 5о, % | 5ру, % | 5о, % | 5ру, % | 5о, % | 5ру, % | ||
| 1 - 2 КТ ТТ 0,2S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0 | 0,6 | ±2,4 | - | ±2,1 | ±3,9 | ±1,6 | ±3,7 | ±1,6 | ±3,7 |
| 0,87 | ±2,0 | - | ±1,9 | ±3,7 | ±1,4 | ±3,5 | ±1,4 | ±3,5 | |
| Номера ИК, классы точности СИ в составе ИК | sin9 | Г раницы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности | |||||||
| для диапазона I2 < I < I5 | для диапазона I5 < I < I20 | для диапазона I20 < I < I100 | для диапазона I100 < I < I120 | ||||||
| 5о, % | 5ру, % | 5о, % | 5ру, % | 5о, % | 5ру, % | 5о, % | 5ру, % | ||
| 3 - 4 КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5; КТ счетчика 1,0 | 0,6 | ±4,2 | - | ±2,9 | ±4,4 | ±2,1 | ±3,9 | ±2,1 | ±3,9 |
| 0,87 | ±2,8 | - | ±2,2 | ±3,8 | ±1,6 | ±3,5 | ±1,6 | ±3,5 | |
| Примечание - В таблице приняты следующие обозначения: I2, I5, I20, I100 И I120 - значения первичного тока, соответствующие 2, 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения !н; 5о -границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии и средней мощности; 5ру - границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении электрической энергии и средней мощности | |||||||||
Таблица 5 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия измерений: - температура окружающего воздуха трансформаторов, °С - температура окружающего воздуха счетчиков, °С - температура окружающего воздуха УСПД, ИВК, °С - относительная влажность воздуха, % - атмосферное давление, кПа - параметр сети: напряжение, в долях от номинального значения U - параметр сети: сила тока, в долях от номинального значения !н - параметр сети: частота, Гц | от +10 до +35 от +21 до +25 от +15 до +25 от 65 до 75 от 96 до 104 от 0,98 до 1,02 от 0,01 до 1,20 от 49,5 до 50,5 |
| Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ: - температура окружающего воздуха трансформаторов, °С - температура окружающего воздуха счетчиков, °С - температура окружающего воздуха УСПД, °С - температура окружающего воздуха ИВК, °С - относительная влажность воздуха при 30 °С, %, не более - атмосферное давление, кПа | от -40 до +40 от 0 до +35 от +10 до +35 от +15 до +25 90 от 70,0 до 106,7 |
| Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ - параметры сети: - напряжение, в долях от номинального значения U - сила тока, в долях от номинального значения !н - частота, Гц - коэффициент мощности (cos9) - индукция магнитного поля внешнего происхождения, мТл, не более | от 0,9 до 1,1 от 0,01 до 1,20 от 49 до 51 от 0,5 до 1,0 0,5 |
| Среднее время наработки на отказ компонентов АИИС КУЭ, ч, не менее - трансформаторов тока опорных ТОЛ - трансформаторов напряжения ЗНОМ-35-65 - счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М - устройств сбора и передачи данных «ЭК0М-3000» | 4000000 440000 165000 75000 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра печатным способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входят основные технические средства, приведенные в таблице , и документация, приведённая в таблице .
| Наименование характеристики | Обозначение | Количество |
| ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Газпромнефть-Восток» - ПС Урманская, Шингинская. Методика поверки | МП 270-16 | 1 экз. |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Газпромнефть-Восток» - ПС Урманская, Шингинская. Формуляр | - | 1 экз. |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Газпромнефть-Восток» - ПС Урманская, Шингинская. Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электрической энергии (мощности) ООО «Газпромнефть-Восток» - ПС Урманская, Шингинская. Технический проект | АИИС.411711.3145 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 270-16 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Газпромнефть-Восток» -ПС Урманская, Шингинская. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» 27.12.2016 г.
Основные средства поверки:
- средства измерений в соответствии с нормативной и технической документацией по поверке измерительных трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии, устройств сбора и передачи данных, входящих в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 33750-07), метрологические характеристики: пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения в диапазоне от 15 до 300 В ±0,2 %; пределы допускаемой относительной погрешности измерений силы тока ±0,3 %; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями основной частоты ±0,1°; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ±0,02 Гц; пределы допускаемой относительной погрешности измерений мощности нагрузки ТТ от ±1,0 % до ±4,0 %; пределы допускаемой относительной погрешности измерений мощности нагрузки ТН от ±0,5 % до ±4,0 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ООО «Газпромнефть-Восток» - ПС Урманская, Шингинская».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ООО «Газпромнефть-Восток» - ПС Урманская, Шингинская
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения