Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная контроля качества электроэнергии (АИИС ККЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Север» по объекту НПС «Ухта-1» (далее - АИИС ККЭ) предназначена для измерений показателей качества электроэнергии (далее - ПКЭ) (среднеквадратическое значение напряжения, положительное и отрицательное отклонение напряжения, отклонение частоты, коэффициент несимметрии напряжения по обратной и нулевой последовательности, длительность провала и прерывания напряжения, остаточное напряжение при провале напряжения, длительность перенапряжения, максимальное значение напряжения при перенапряжении) за установленные интервалы времени, а также сбора, контроля, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС ККЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС ККЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформатора тока (далее - ТТ) и счетчики-измерители показателей качества электрической энергии многофункциональные (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС ККЭ приведены в таблицах 2 - 7.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС ККЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программного обеспечения (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Счетчики, используемые в АИИС ККЭ, измеряют ПКЭ в соответствии с методами, приведенными в ГОСТ 30804.4.30 для класса характеристик процесса измерений А.
Блоки согласования напряжений, входящие в состав счетчиков, предназначены для сопряжения измеряемого сигнала напряжения с диапазоном измерений шестиканального аналого-цифрового преобразователя. Аналого-цифровой преобразователь преобразует, измеренные входные напряжения с постоянной частотой дискретизации 64 кГц, в цифровой код и передаёт результаты в цифровой сигнальный процессор по последовательному интерфейсу. Цифровой сигнальный процессор производит спектральный анализ входных сигналов, основанный на быстром преобразовании Фурье. По результатам быстрого преобразования Фурье рассчитываются действующие значения напряжений. Центральный процессор получает от цифрового сигнального процессора данные, обрабатывает их и накапливает в энергонезависимом запоминающем устройстве. Обработанные данные передаются в сервер БД АИИС ККЭ для автоматизированного сбора, хранения, обработки и отображения.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.
Синхронизация счетчиков обеспечивается с помощью модуля приёма сигнала точного времени, предназначенного для приёма радиосигналов времени, передаваемых глобальными навигационными спутниковыми системами ГЛОНАСС/GPS. Пределы допускаемой погрешности измерения текущего времени по отношению к времени «Национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU)» составляют ±0,02 с. Данное требование к измерению текущего времени выполняется с применением синхронизации, периодически проводимой во время измерений.
Если синхронизация с помощью приемника систем GPS и ГЛОНАСС невозможна, допустимое отклонение текущего времени должно быть менее 1 с в сутки.
В случае неисправности приемника систем GPS и ГЛОНАСС Измерителя ПКЭ имеется возможность синхронизации часов счетчиков от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
В журнале событий счетчиков фиксируются следующие события:
- включение/выключение электропитания счетчика;
- вскрытие/закрытие крышки зажимов;
- изменение паролей первого и второго уровней;
- изменение исходных данных;
- установка времени и даты;
- коррекция времени;
- пуск счетчика в работу;
- выключение и включение фазного напряжения при наличии тока в соответствующей
фазе.
Журнал событий сервер БД отражают время и дату коррекции времени и фиксирует время до коррекции, а также величину коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС ККЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | СБЕБ6Е6СЛ69318БЕВ976Е08Л2ББ7814Б |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС ККЭ, указанные в таблицах 3-6.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС ККЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 6.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС ККЭ
| о, е ме о К | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | Измеряемые физические величины |
| ТТ | ТН | Счётчик |
| 1 | ЗРУ-10кВ НПС «Ухта-1», 1 сш 10 кВ, яч.4, Ввод №1 | ТЛО-10 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 25433-11 | НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | Б1ШМ3 Класс А Рег. № 60113-15 | среднеквадратическое значение напряжения; отрицательное отклонение напряжения; положительное отклонение напряжения; отклонение частоты; коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности; коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности; длительность провала и прерывания напряжения; длительность перенапряжения; |
| 2 | ЗРУ-10кВ НПС «Ухта-1», 2 сш 10 кВ, яч.23, Ввод №2 | ТЛО-10 600/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 25433-11 | НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 11094-87 | Б1ШМ3 Класс А Рег. № 60113-15 |
| Номер ИИК | Границы интервала относительной основной погрешности измерений в диапазоне напряжений (0,8 - 1,2) U ном, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации в диапазоне напряжений (0,8 - 1,2) U ном, соответствующие вероятности Р=0,95 (±5), % |
| 1; 2 | 0,63 | 0,64 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (положительное и отрицательное отклонение напряжения)_
| Номер ИИК | Границы интервала абсолютной основной погрешности измерений в диапазоне напряжений (0,8 - 1,2)ином, соответствующие вероятности Р=0,95 (±Д), % | Границы интервала абсолютной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации в диапазоне напряжений (0,8 - 1,2) U ном, соответствующие вероятности Р=0,95 (±Д), % |
| 1; 2 | 0,62 | 0,65 |
Таблица 5 - Метрологические характеристики ИК (коэффициент несимметрии напряжения по обратной и нулевой последовательности)__
| Номер ИИК | Границы интервала абсолютной основной погрешности измерений в диапазоне напряжений (0,8 - 1,2)ином, соответствующие вероятности Р=0,95 (±Д), % | Границы интервала абсолютной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации в диапазоне напряжений (0,8 - 1,2) U ном, соответствующие вероятности Р=0,95 (±Д), % |
| 1; 2 | 0,67 | 0,71 |
Таблица 6 - Метрологические характеристики ИК
| Номер ИИК | Измеряемый параметр | Диапазон измерений | Пределы допускаемой погрешности: абсолютной А | Примечание |
| | Отклонение частоты Df, Гц | от -7,5 до +7,5 | ±0,01 (А) | - |
| | Длительность провала и прерывания напряжения Dt п , с | от 0,02 до 60 | ±Т (А) | Т = -1, f где f - частота, Гц |
| 1; 2 | Длительность перенапряжения Dt mFU, с | от 0,02 до 60 | ±Т (А) | Т = -1, f где f - частота, Гц |
| | Доза фликера (кратковременная Prt и длительная Plt) отн. ед. | Не нормируется |
Примечания:
1 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р=0,95.
2 Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от плюс 17 до плюс 30 °С.
3 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
4 Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС ККЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС ККЭ как его неотъемлемая часть.
5 Погрешность АИИС ККЭ при измерении дозы фликера (кратковременной Prt и
длительной Plt ) не нормируется, так как погрешность данного параметра не нормируется у ТН.
Пределы допускаемой основной погрешности счетчика при измерении дозы фликера соответствует описанию типа на БГЫОМ3, регистрационный № 60113-15.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 7.
Таблица 7 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: | |
| - напряжение, % от ином | от 80 до 120 |
| - температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| - относительная влажность, % | от 30 до 80 |
| - атмосферное давление, кПа | от 70 до 106,7 |
| Условия эксплуатации: | |
| - напряжение, % от ином | от 80 до 120 |
| - температура окружающей среды для ТН, °С | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| счетчиков многофункциональных, °С | от +17 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС ККЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 150000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
| HP Proliant БЬ 460c Gen8 | 264599 |
| HP Proliant БЬ 460c G6 | 261163 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - результаты измерений ПКЭ, записей, не менее | 65535 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал ИВК:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и ИВК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера (серверных шкафов);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную контроля качества электроэнергии (АИИС ККЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Север» по объекту НПС «Ухта-1» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС ККЭ представлена в таблице 8.
Таблица 8 - Комплектность АИИС ККЭ
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 2 |
| Счетчики-измерители показателей качества электрической энергии | BINOM3 | 2 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-029-2019 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | НС.2019.АСККЭ.00423 ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-029-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная контроля качества электроэнергии (АИИС ККЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Север» по объекту НПС «Ухта-1». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС 15.03.2019 г. Основные средства поверки:
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- БШОМ3 - по документу ТЛАС.411152.002 ПМ «Счетчики - измерители показателей качества электрической энергии многофункциональные серии «fiINOM3» с изменением № 1. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» 15.05.2016 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 27008-04);
- 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 %;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений показателей качества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной контроля качества электроэнергии (АИИС ККЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Север» по объекту НПС «Ухта-1», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной контроля качества электроэнергии (АИИС ККЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Север» по объекту НПС «Ухта-1».
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
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
75007-19: Методика поверкиСкачать6.9 Мб