Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по объекту РНУ в г. Новый Уренгой (далее - АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по объекту РНУ в г. Новый Уренгой) предназначена для измерений электроэнергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
Описание
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 активную мощность (Р=иТсо8ф) и полную мощность (S=UI). Реактивная мощность (Q) рассчи-
2 2 0 5
тывается в счетчике по алгоритму Q=(S -P ) ’ . 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.
Программное обеспечение
Программное обеспечение ПК «Энергосфера» (далее - ПО) обеспечивает косвенные измерения и учет электрической энергии мощности при сборе данных со счетчиков, синхронизацию времени подчиненных счетчиков, имеющих встроенные часы.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов и определяются классом применяемых ТТ, ТН и электросчетчиков.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по объекту РНУ в г. Новый Уренгой, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационное наименование ПО | Название файлов | Номер версии (иден- тифика- цион- ный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм цифрового иденти фикатора ПО |
| ПК «Энергосфера» | pso_metr.dll | версия 1.1.1.1 | CBEB6F6CA69318BED 976E08A2BB7814B | MD5 |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2 Таблица 2 - Состав ИИК и СОЕВ
| № ИИК | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | ТН | ТТ | счетчик | УСПД | СОЕВ |
| 3 | РНУ в г. Новый Уренгой, КТП 2х1000 кВА 10/0,4 кВ, Ввод №1 0,4 кВ, ф.^ | — | ТСН-10 I1/I2 = 1500/5 класс точности 0,2S ф.А № 174289, фВ № 174288, ф.С № 174279 № ГР 26100-03 | СЭТ-4ТМ.03М.08 класс точности 0,2S/0,5 Зав.№ 0808140092 № ГР 36697-12 | ЭКОМ 3000 Заводской №09135148 Госреестр №17049-09 | В составе УСПД |
| 4 | РНУ в г. Новый Уренгой, КТП 2х1000 кВА 10/0,4 кВ, Ввод №2 0,4 кВ, ф.2QF; | — | ТСН-10 I1/I2 = 1500/5 класс точности 0,2S ф. А № 174285 ф. B № 174286 ф. С № 174287 № ГР 26100-03 | СЭТ-4ТМ.03М.08 класс точности 0,2S/0,5 Зав.№ 0808140008 № ГР 36697-12 |
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
| № | Состав ИИК | cos ф | 5 1(2)%I | 5 5%I | 5 20%I | 5 100%I |
| ИК | | (sin ф) | 11 (2)%<I<I5 % | I5%<I<I20% | I20%<I<I100% | I100%<I<I120% |
| | ТТ класс точности 0,2S | 1 | ±1,1 | ±0,7 | ±0,7 | ±0,7 |
| | Счётчик класс точности 0,2S | 0,8 | ±1,4 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 |
| | (активная энергия) | 0,5 | ±2,0 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,9 |
| 3, 4 | ТТ класс точности 0,2S | 0,8 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| | Счётчик класс точности 0,5 | (0,6) |
| | (реактивная энергия) | 0,5 (0,87) | ±2,0 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
Таблица 4 Технические характеристики.
| Параметр | Значение |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц | 220 ± 22 50 ± 1 |
| Нормальная температура окружающей среды, °С | 23±2 |
| Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С | от +10 до +35 от +10 до +35 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25-100 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 0,4 |
| Первичные номинальные токи, кА | 1,5 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 0,4 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек измерения, шт. | 2 |
| Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, с | ± 5 |
| Средний срок службы системы, лет | 15 |
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 (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):
Y
52 э +
5 р =±,
где
V
KKe -100%
1000PT
5
р - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
d э -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 при измерении 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:
d vkovv =--100% где
р.шрр. 3600ТСР ’ где
- величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнеф-тепровод» по объекту РНУ в г. Новый Уренгой типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая и эксплуатационная документация, указанная в таблице 5.
Таблица 5. Комплект поставки.
| Наименование документации | Необходимое количество для АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по объекту РНУ в г. Новый Уренгой |
| Формуляр (ВКПЕ.421457.160.500ФО) | 1(один) экземпляр |
| Методика поверки (ВКПЕ.421457.160.500МП) | 1(один) экземпляр |
| Руководство по эксплуатации (ВКПЕ.421457.160.500ИЭ) | 1(один) экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу: ВКПЕ.421457.160.500МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по объекту РНУ в г. Новый Уренгой. Методика поверки» , утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки. ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.
- средства поверки комплексов программно-технических измерительных ЭКОМ-3000 "ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП", утвержденной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в мае 2009 г
- Радиочасы МИР РЧ-01;
- Вольтамперфазометр «Парма ВАФ®-А(М)»;
- Мультиметр «Ресурс - ПЭ».
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе: «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по объекту РНУ в г. Новый Уренгой. (ВКПЕ.421457.160.500МВИ).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по объекту РНУ в г. Новый Уренгой
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
осуществление торговли.
59730-15: Описание типа СИСкачать110.6 Кб