Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "АК" Транснефть" в части ООО "Востокнефтепровод" по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь), 51701-12

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК» Транснефть» в части ООО «Восток-нефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) (далее - АИИС КУЭ ОАО «АК» Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь)) 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 ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней измерительноинформационные комплексы (ИИК) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК).

АИИС КУЭ ОАО «АК» Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) решает следующие задачи:

-    организация автоматизированного коммерческого учета электроэнергии в точках измерений ООО «Востокнефтепровод» на объекте НПС-20;

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

-    формирования отчетных документов.

АИИС КУЭ ОАО «АК» Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) 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, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, 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 НПС-20. Контроллер сетевой индустриальный Сикон С70, установленный на НПС, работает в «прозрачном» режиме при обращении сервера ИВК к счетчикам электроэнергии и выполняет функции шлюза-концентратора.

2-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 ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) 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) рассчиты-

2 2 0 5

вается 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". УСПД работает в режиме шлюза-концентратора. В качестве основного канала связи используется сеть SDH, в качестве резервного - спутниковая связь. 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 ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, ИВК и имеет нормированную погрешность. Синхронизация времени АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г, входящими в состав ЦСОД. Сервер синхронизации времени обеспечивает обновление данных на сервере ИВК по протоколу NTP (Network Time Protocol) 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 с записью в журнале событий. Резервный сервер синхронизации времени используется при выходе из строя основного сервера.

Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ОАО «АК» Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) 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 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 «Converge» (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 ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь), приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

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

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 таблицах 3 и 4.

Пределы допускаемых основных относительных погрешностей ИК (измерение электрической энер

гии), ds %.

Таблица 3 - Пределы допускаемых основных относительных погрешностей ИК в нормальных условиях

Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК в рабочих условиях эксплуатации

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 (d 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):

)2 з +

d р =±

, где

' KKe -100% л2 1000РТ

V    с

d р - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;

d з -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 VKOVn =——--100%

ркорр■ 3600Тср ’ где

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

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК» Транснефть» в части ООО «Востокнеф-тепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь) типографским способом.

Комплектность

Комплектность системы определяется проектной документацией на систему.

В комплект поставки входит техническая и эксплуатационная документация, указанная в таблице 6.

Таблица 6.

Поверка

осуществляется по документу: «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК» Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь). Методика поверки» (СТАД 421458.015 МП), утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2012г.

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 приложение Д, утвержденной Нижегородским ЦСМ в 2007г;

-    Радиочасы МИР РЧ-01;

-    Вольтамперфазометр «Парма ВАФ®-А(М)»;

-    Мультиметр «Ресурс - ПЭ».

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе: «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК» Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь). (СТАД 421458.015 МИ).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК» Транснефть» в части ООО «Востокнефтепровод» по объекту НПС-20 (1-ая пусковая очередь)

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».

5.    ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

6.    ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статистические счетчики реактивной энергии».

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.