Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Дальнефтепровод" по объекту НПС-34 с резервуарным парком (1-ая пусковая очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут использоваться для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ реализована в объеме первой пусковой очереди и представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М.16 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 в части реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Устройство сбора и передачи данных (далее -УСПД) «ЭКОМ-3000» , установленное на уровне ИИК работает в «прозрачном» режиме при обращении сервера ИВК к счетчикам электроэнергии и выполняет функции шлюза-концентратора.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Данный уровень 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).
Уровень ИВК включает в себя:
- серверное оборудование, обеспечивающее сбор, обработку, хранение данных и формирование отчетных документов;
- оборудование приема-передачи информации, обеспечивающие приём и выдачу информации;
- вспомогательное оборудование, обеспечивающее бесперебойное питание основного оборудования, размещение, защиту и коммутацию оборудования;
- оборудование АРМ обслуживающего персонала;
- программное обеспечение (далее - ПО) «Converge»;
- устройство синхронизации системного времени.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика
Всего листов 9 вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Измерительная информация со счетчика электроэнергии передается без учета коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения. Счетчик электроэнергии на выходе формирует результаты измерений:
- активной и реактивной электрической энергии, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.;
- среднюю на интервале времени 30 мин активную (реактивную) электрическую мощность.
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, 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.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы, погрешность часов компонентов системы не превышает ± 5 с. Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени (или всемирного скоординированного времени) UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация времени АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г (номер в Государственном реестре средств измерений 39485-08), входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер
синхронизации времени обеспечивает обновление данных на сервере ИВК 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. Резервный сервер используется при выходе из строя основного сервера.
Минимальная скорость передачи информации в АИИС КУЭ по выделенным каналам корпоративной сети составляет 9600 бит/с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Программное обеспечение
Уровень ИВК содержит ПО «Converge», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Название файлов | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентиф икатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм цифрового идентификатора ПО |
| "Converge" | "Landis+Gyr Converge 3.5.1" | Converge. msi | 3.5.001.268 Rev. 64500 | B1E67B8256DE3 F5546A96054A2 062A1E | MD5 |
| "ЭнергоМонитор" | "Energy Monitor" | Web Monitor Setup.msi | 1.8.0.0 | 1E6CE427DAC5 89AFE884AB490 632BC4B | MD5 |
| " Г енератор XML-отчетов " | " XML Report Generator" | XML Service Setup.msi XML Client Setup.msi | -- | 9486BC5FC4BC 0D326752E133D 125F13D 37F58D0D9FB44 4D085405EB4A1 6E7A84 | MD5 |
| «ЭМ Администратор» | «EM Admin» | EM Admin Setup.msi | - | 621E4F49FB74E 52F9FFADA2A0 7323FBD | MD5 |
| «Ручной импорт в Converge» | «Manual Converge Import» | Manual Converge Import.ms i | - | ACA7D544FAD3 B166916B16BB9 9359891 | MD5 |
• Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО;
• Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительно-информационных комплексов приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИИК
| Номер ИИК | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Состав измерительно-информационных комплексов | Наименование измеряемой величины | Вид энергии |
| Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ | Обозначение, тип | Ктт •Ктн •Ксч | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1—н | ПС 220/10кВ ВЛ 220 кВ №1 | II | КТ = 0,2S Ктт = 200/1 Госреестр № 30489-09 | А | TG245N | о о о о | ЭКОМ-3000 Г осреестр № 17049-09 | Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная | Активная Реактивная |
| В | TG245N |
| С | TG245N |
| ТН | КТ = 0,2 Ктн = 220000:^3/100:^3 Госреестр № 20344-05 | А | НАМИ-220 УХЛ1 |
| В | НАМИ-220 УХЛ1 |
| С | НАМИ-220 УХЛ1 |
| Счетчик | КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Госреестр № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.16 |
| ci | ПС 220/10кВ ВЛ 220 кВ №2 | II | КТ = 0,2S Ктт = 200/1 Госреестр № 30489-09 | А | TG245N | о о о о | Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная | Активная Реактивная |
| В | TG245N |
| С | TG245N |
| ТН | КТ = 0,2 Ктн = 220000:^3/100:^3 Госреестр № 20344-05 | А | НАМИ-220 УХЛ1 |
| В | НАМИ-220 УХЛ1 |
| С | НАМИ-220 УХЛ1 |
| Счетчик | КТ = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Госреестр № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М.16 |
Таблица 3. - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (± 5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 5), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,5 |
| 1-2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 | 1,0 | 1,1 | 1,8 | 1,2 | 1,2 | 1,9 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 0,6 | 0,7 | 1,3 | 0,8 | 0,9 | 1,4 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,5 | 0,5 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | 1,2 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,5 | 0,5 | 0,9 | 0,8 | 0,8 | 1,2 |
Таблица 4. - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (± 5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 5), % |
| cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
| 1-2 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 0,021н1 < I1 < 0,051н1 | 2,1 | 1,5 | 2,5 | 1,9 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,6 | 0,9 | 2,1 | 1,5 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,1 | 0,8 | 1,7 | 1,4 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,1 | 0,8 | 1,7 | 1,4 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. Нормальные условия:
- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)UH; диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)1н;
диапазон коэффициента мощности cos9 (миф) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С;ТН- от минус 40 °С до
50 °С; счетчиков: (23±2) °С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,02) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 °С до 50 °С ;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^пф) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от 10°С до 35°С;
- относительная влажность воздуха (40-60) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220±11) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от 10 °С до 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа
4. 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;
5. Допускается замена УСПД, измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М - не менее 140000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168 часов;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений передается по основному (коммутируемому) и резервному (спутниковому) каналам связи;
- в журнале событий счетчика фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
- несанкционированный доступ.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток ,
- сервер - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Дальнефтепровод" по объекту НПС-34 с резервуарным парком (1-ая пусковая очередь) типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Дальнефтепровод" по объекту НПС-34 с резервуарным парком(1-ая пусковая очередь) представлена в таблице 3.
Таблица 5. Комплектность АИИС КУЭ ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Дальнефтепровод" по объекту НПС-34 с резервуарным парком(1-ая пусковая очередь)
| Наименование (обозначение) изделия | Кол. (шт) |
| Трансформатор тока TG245N | 6 |
| Трансформаторы напряжения НАМИ-220 УХЛ1 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 51025-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Дальнефтепровод" по объекту НПС-34 с резервуарным парком (1-ая пусковая очередь). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2012 года.
Перечень основных средств поверки:
- Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- Трансформаторы напряжения в соответствии с ГОСТ 8.216-88
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- УСПД «ЭКОМ-3000» - в соответствии с документом «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Дальнефтепровод" по объекту НПС-34 с резервуарным парком(1-ая пусковая очередь)». Свидетельство об аттестации № 01.00225/206-153-12 от 17.08.2012 г.
Нормативные документы
электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Дальнефтепровод» по объекту НПС-34 с резервуарным парком(1-ая пусковая очередь)
| ГОСТ 22261-94 | «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия». |
| ГОСТ 1983-2001 ГОСТ 7746-2001 ГОСТ Р 52323-2005 | «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». «Трансформаторы тока. Общие технические условия». «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S». |
| ГОСТ Р 52425-2005 | «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии». |
| ГОСТ 34.601-90 | «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания». |
| ГОСТ Р 8.596-2002 | «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения». |
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.
