Назначение
Настоящее описание типа Системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть»» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» с Изменением № 1 является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть»» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань», свидетельство об утверждении типа RU.E.34.033.A № 48791, регистрационный № 51828-12, и включает в себя описание дополнительного измерительного канала, соответствующего точке измерений № 17.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, измерений времени в координированной шкале времени UTC.
Описание
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» (далее - АИИС КУЭ) представляет двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений (привязанных к координированной шкале времени UTC) о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- получение в формате XML результатов измерений с АИИС КУЭ НРТЭЦ-02 (№ 46397-11 в реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений на сервер и автоматизированные рабочие места (АРМ);
- подготовка результатов измерений в XML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
Лист № 2
Всего листов 6
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока и напряжения, счётчики активной и реактивной электрической энергии и мощности по каждому присоединению (точке измерений). Устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) «Сикон С70», установленное на уровне ИИК работает в «прозрачном» режиме при обращении сервера ИВК к счетчикам электроэнергии и выполняет функции шлюза-концентратора (каналообразующей аппаратуры).
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает «Центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (№38424-08 в реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений), рабочие станции (АРМ).
Аналоговые сигналы от первичных преобразователей электрической энергии (трансформаторов тока и напряжения) поступают на счетчики электрической энергии. Счетчики электрической энергии являются измерительными приборами, построенными на принципе цифровой обработки входных аналоговых сигналов. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика формируется без учета коэффициентов трансформации тока и напряжения.
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, сбор и хранение данных, поступающих с АИИС КУЭ НРТЭЦ-02, 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 интернет-провайдеров.
В счетчиках электрической энергии и на сервере ИВК ведутся журналы событий.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях и выполняет законченную функцию измерений времени и интервалов времени. В состав СОЕВ входит сервер ИВК с встроенными часами, время которого синхронизируется от источников частоты и времени/сервера синхронизации времени ССВ-1Г (№ 39485-08 в реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений) основного и резервного.
На уровне ИИК для защиты информации от несанкционированного доступа применяются следующие меры:
- пломбирование клеммных сборок электрических цепей трансформаторов тока и напряжения;
- пломбирование клеммных сборок электросчетчиков;
- пломбирование клеммных сборок линии передачи информации по интерфейсу RS-485;
- пломбирование клеммных сборок УСПД после выполнения монтажных работ;
На уровне ИВК защита информации организована с применением следующих мероприятий:
- ограничение доступа к серверу АИИС КУЭ;
- установление учетных записей пользователей и паролей доступа к серверу АИИС
КУЭ.
Лист № 3
Всего листов 6
В составе АИИС КУЭ обеспечена сохранность информации при авариях. Под авариями следует понимать потери питания и отказы (потери работоспособности) технических и программно-технических средств.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимых частей программного обеспечения (ПО) приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные
| Наименование программы | Идентификационное наименование ПО (имя файла) | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового иденти фикатора ПО |
| Converge | Landis+Gyr Converge 3.5.1 (Converge.msi) | 3.5.001.268 Rev. 64500 | B1E67B8256DE3F55 46A96054A2062A1E | MD5 |
| ЭнергоМонитор | Energy Monitor (Web Monitor Setup.msi) | 1.8.0.0 | 1E6CE427DAC589A FE884AB490632BC4B | MD5 |
| Генератор XML-отчетов | XML Report Generator (XML Service Setup.msi; XML Client Setup.msi) | _ | 9486BC5FC4BC0D3 26752E133D125F13D 37F58D0D9FB444D 085405EB4A16E7A84 | MD5 |
| ЭМ Администратор | EM Admin (EM Admin Setup.msi) | | 621E4F49FB74E52F 9FFADA2A07323FBD | MD5 |
| Ручной импорт в Converge | Manual Converge Import (Manual Converge Im-port.msi) | _ | ACA7D544FAD3B166 916B16BB99359891 | MD5 |
Влияние программного обеспечения на относительную погрешность измерений электрической энергии и мощности отсутствует.
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав дополнительного измерительного канала и его основные метрологические и технические характеристики приведены в таблице 2.
Номинальная функция преобразования при измерении электрической энергии
Wp(Wq)= Л• Ктн • Ктт
2 • A
где: N - число импульсов в регистре профиля мощности счетчика электрической энергии, имп;
А - постоянная счетчика электрической энергии, имп/кВт^ч (квар^ч);
Ктн - коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения (ТН);
Ктт - коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока (ТТ).
Лист № 4
Всего листов 6
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики измерительного канала
| Канал измерений | Состав измерительного канала | Погрешность, % |
| Номер ИК | Наименование присоединения | Вид | Класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ | Фаза | Обозначение | Вид электрической энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 17 | ПС 110/35/6 кВ «Факел» ЗРУ-35 кВ Ввод Т-1 | ТТ | КТ=0,5 Ктт=600/5 5717-76 | A | ТПОЛ-35 | — активная прямая; — активная обратная; — реактивная прямая; — реактивная обратная | йТ с<-Г >Т> ’Т о сТ гТ сТ ’’t' сТ -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II QOOOQ.Q.Q.Q. ЯЯО-О-ЯЯО-О-- rq - rq - rq - rq |
| B | ТПОЛ-35 |
| C | ТПОЛ-35 |
| ТН | КТ=0,5 Ктн=35000/100 912-70 | A | ЗНОМ-35 |
| B | ЗНОМ-35 |
| C | ЗНОМ-35 |
| Счет чик | КТ 0,2S/0,5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
Примечания:
1 В столбце 8 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:
51,а.о — границы допускаемой основной погрешности измерений активной
электрической энергии при I = 0,1-1ном и cosф = 0,8;
З2.а.о — границы допускаемой основной погрешности измерений активной
электрической энергии при I = 1ном и cosф = 0,8;
51,р.о — границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной
электрической энергии при I = 0,1-1ном и simp = 0,6;
З2.р.о — границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной
электрической энергии при I = 1ном и sinф = 0,6;
51,а.р — границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 0,1-Хном и cosф = 0,8;
З2.а.р — границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = Хном и cosф = 0,8;
81.р.р — границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии при в рабочих условиях применения I = 0,1-ХнОм и sinф = 0,6;
З2.р.р — границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = ^ом и sinф = 0,6;
2 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.
Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC ± 5 с.
| Нормальные условия применения: |
| — температура окружающего воздуха, °С | 21 ... | 25; |
| — относительная влажность воздуха, % | 30 ... | 80; |
| — атмосферное давление, кПа (от 630 до 795 мм рт. Ст.) | 84 . | 106; |
| — напряжение питающей сети переменного тока, В | 215,6 | . 224,4; |
| — частота питающей сети переменного тока, Гц — индукция внешнего магнитного поля, мТл не более Рабочие условия применения: | 49,85 0,05. | . 50,15; |
| — напряжение питающей сети переменного тока, В | 198 . | 242 |
| — частота питающей сети, Гц | 49 . | 51 |
Лист № 5
Всего листов 6
- температура (для ТН и ТТ), °С минус 30 ... 40
- температура (для счетчиков, УСПД) 5 ... 35
- температура (для сервера, АРМ, каналообразующего
и вспомогательного оборудования), °С 10 . 30
- индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл 0 . 0,5
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место нанесения - вверху, справа) эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии
ОАО «АК «Транснефть».
Комплектность
Комплектность добавленной части системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» с Изменением № 1 приведена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность
| Наименование изделия | Кол-во шт. | Примечание |
| Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М | 1 | |
| Трансформатор тока ТПОЛ-35 | 3 | |
| Трансформатор напряжения ЗНОМ-35 | 3 | |
| Методика поверки | 1 | |
| Инструкция по эксплуатации ИЭН 1956РД-12.ЭСУ.ИЭ | 1 | |
| Формуляр ИЭН 1956РД-12.03 ЭСУ.ФО | 1 | |
Поверка
осуществляется по документу МП 51828-14 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» с Изменением № 1. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 7 февраля 2014 г.
Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 °. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Сведения о методах измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» с Изменением № 1. Методика измерений электрической энергии.
Лист № 6
Всего листов 6
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
