Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Уралтранснефтепродукт" по объектам ЛПДС "Георгиевка", ЛПДС "Хохлы", ЛПДС &q, 51859-12

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Исилькуль» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Исилькуль» ОАО «Уралтранснефтепродукт»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ реализована в объеме первой пусковой очереди и представляет собой двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;

-    периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики электроэнергии класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице

2 (24 точки измерений), каналы связи и каналообразующее оборудование (маршрутизатор) сети передачи данных (СПД). Устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70, установленное на 1 уровне системы, поддерживает сквозной режим для опроса, диагностики, конфигурирования и получения данных со счетчиков с уровня ИВК.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя «Центр сбора и обработки данных» (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (регистрационный номер № 38424-08) и автоматизированные рабочие места (АРМы) диспетчеров (операторов АИИС КУЭ), программное обеспечение (ПО) «Converge».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика 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 на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

-    активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

-    средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на уровень ИВК, где

осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя два (основной и резервный) устройства синхронизации системного времени (УССВ) типа ССВ-1Г, входящих в состав ЦСОД, и таймеры счетчиков. Сличение времени таймеров счетчиков осуществляется непосредственно с уровня ИВК 1 раз в сутки, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем ИВК более чем на 1 с, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

Уровень ИВК содержит ПО «Converge», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Метрологические характеристики, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО. Защита программного обеспечения и измерительной информации обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты программного обеспечения используемого в АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С (в соответствии с МИ 3286-2010).

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Примечания

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3.    Нормальные условия:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) №ом; ток (1 - 1,2) !ном, cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды (23 ± 2) °С.

4.    Рабочие условия:

•    параметры сети: напряжение (0,9 1,1) №ом; ток (0,01(0,02) - 1,2) Ыом;

•    допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 50 °С, для счетчиков от минус 20 до плюс 55 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С; и сервера от плюс 10 до плюс 30 °С;

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для I=0,01(0,02) !ном cosj = 0,8 инд. и темпе-

ратуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии:

ЛПДС «Хохлы» и ЛПДС «Георгиевка» от минус 20 до плюс 35 °С;

ЛПДС «Исилькуль» от 10 до 35 °С.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8.    В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности (1в) 2 ч;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений передается в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию по основному и резервному каналам связи.

В журналах событий фиксируются факты: журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    несанкционированный доступ Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    испытательной коробки;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметриро-

вании:

-    электросчетчика;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД;

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    один раз в сутки (функция автоматизирована).

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 90 суток;

-    УСПД - хранение результатов измерений 35 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее

3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Исиль-куль».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Исилькуль» определяется в паспорте-формуляре № Г.0.000.12021-УТНП/ГТП-00.000.ПФ.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Исилькуль». Измерительные каналы. Методика поверки».

Поверка

осуществляется по методике поверки МП 51859-12 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Исилькуль». Измерительные каналы. Методика поверки» утвержденной ФГУП «ВНИИМС» 15 ноября 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

-    ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-01;

-    УСПД СИКОН С70 - по методике поверки ВЛСТ 220.00.000 И1.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Исилькуль».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по объектам ЛПДС «Г еоргиевка», ЛПДС «Хохлы», ЛПДС «Исилькуль»

ГОСТ 1983-2001    «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001    «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 34.601-90    «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

ГОСТ 22261-94

ГОСТ Р 8.596-2002

ГОСТ Р 52323-2005

ГОСТ Р 52425-2005

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.