Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Газпромнефть-МНПЗ» 2-я очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTO-325L (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) GPS-35HVS.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК АО «Газпромнефть-МНПЗ» при помощи удаленного доступа по сети INTERNET.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 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.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК АО «Г азпромнефть-МНПЗ» при помощи удаленного доступа по
сети Internet в автоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ и всем заинентерованным субъектам.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени GPS-35HVS, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ± 1 с. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 14.5, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки | Значение |
Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 14.5.01 |
Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Госреестр СИ РФ № 44595
10.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2 Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная по-грешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
е н м о р п аз U О А Э У К о | )ть-МНПЗ» 2-я очередь |
1 | ПС 110/6 кВ «Нефтезавод» №303, ГПП-1, РУ-2 6 кВ, VII с.ш. 6 кВ, яч.705 | АВ12 Кл. т. 0,2S 200/5 Зав. № 20121000232314; Зав. № 20121000232309; Зав. № 20121000232312 | 4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 12/06486 04; Зав. № 12/06486 06; Зав. № 12/06486 05 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804122439 | RTU-325L Зав. № 005001 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,6 ±2,8 |
2 | ПС 220/6 кВ «Крекинг №557», ГПП-2, РУ-1 6 кВ, II с. ш. 6 кВ, яч.212 | АВ12 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 2012/1000229855; Зав. № 2012/1000275076; Зав. № 2012/1000230889 | 4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 12/06484 05; Зав. № 12/06484 07; Зав. № 12/06484 08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807126132 | RTU-325L Зав. № 005473 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,6 ±2,8 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
3 | ПС 220/6 кВ «Крекинг №557», ГПП-2, РУ-1 6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, яч.407 | АВ12 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 2012/1000229832; Зав. № 2012/1000229833; Зав. № 2012/1000262622 | 4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 12/06483 01; Зав. № 12/06483 02; Зав. № 12/06483 03 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804120817 | RTU-325L Зав. № 005473 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,6 ±2,8 |
4 | ПС 220/6 кВ «Крекинг №557», ГПП-2, РУ-1 6 кВ, III с.ш. 6 кВ, яч.303 | АВ12 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 2012/1000230891; Зав. № 2012/1000230890; Зав. № 2012/1000230892 | 4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 12/06484 09; Зав. № 12/06484 06; Зав. № 12/06484 01 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804120665 | RTU-325L Зав. № 005473 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,6 ±2,8 |
5 | ПС 220/6 кВ «Крекинг №557», ГПП-2, РУ-1 6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.115 | АВ12 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 2012/1000231240; Зав. № 2012/1000231242; Зав. № 2012/1000231241 | 4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 12/06484 02; Зав. № 12/06484 03; Зав. № 12/06484 04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805126821 | RTU-325L Зав. № 005473 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,6 ±2,8 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
6 | ПС 220/6 кВ «Крекинг №557», ГПП-2, РУ-2 6 кВ, V с.ш. 6 кВ, яч.513 | АВ12 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 20121000232348; Зав. № 20121000232350; Зав. № 20121000232349 | 4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 12/06772 01; Зав. № 12/06772 02; Зав. № 12/06772 03 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803122787 | RTU-325L Зав. № 005473 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,6 ±2,8 |
7 | ПС 220/6 кВ «Крекинг №557», ГПП-2, РУ-2 6 кВ, VI с.ш. 6 кВ, яч.611 | АВ12 Кл. т. 0,2S 200/5 Зав. № 20121000233189; Зав. № 20121000233196; Зав. № 20121000233180 | 4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 12/06780 01; Зав. № 12/06780 02; Зав. № 12/06780 03 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805120178 | RTU-325L Зав. № 005473 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,6 ±2,8 |
8 | ПС 220/6 кВ «Крекинг №557», ГПП-2, РУ-2 6 кВ, VII с.ш. 6 кВ, яч.711 | АВ12 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 20121000232345; Зав. № 20121000232346; Зав. № 20121000232347 | 4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 12/06778 01; Зав. № 12/06778 02; Зав. № 12/06778 03 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803122438 | RTU-325L Зав. № 005473 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,6 ±2,8 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
9 | ПС 220/6 кВ «Крекинг №557», ГПП-2, РУ-2 6 кВ, VIII с.ш. 6 кВ, яч.809 | АВ12 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 20121000231413; Зав. № 20121000231414; Зав. № 20121000232342 | 4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 12/06776 02; Зав. № 12/06777 03; Зав. № 12/06487 06 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804122383 | RTU-325L Зав. № 005473 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,6 ±2,8 |
10 | РП-11 6 кВ, РУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.13 | ТЛ0-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 7596; Зав. № 7598; Зав. № 7597 | ЗНОЛПМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 3000391; Зав. № 3000343; Зав. № 3000340 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0822125745 | RTU-325L Зав. № 005473 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
11 | РП-11 6 кВ, РУ-6 кВ, II с. ш. 6 кВ, яч.10 | ТЛ0-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 7613; Зав. № 7611; Зав. № 7605 | ЗНОЛПМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 3000341; Зав. № 3000342; Зав. № 3000386 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805126846 | RTU-325L Зав. № 005473 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1,0 - 1,2) Ьюм, частота - (50 ±
0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков - от плюс 21 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
а) для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) I^; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
б) для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) !н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота
- (50 ± 0,4) Гц;
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
в) для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 11 от 0 до плюс 40 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на АО «Газпромнефть-МНПЗ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: -электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
-УСПД RTO-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
а)журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
б) журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
б) защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-
нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- 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 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
1 | 2 | 3 | 4 |
Трансформатор тока | АВ12 | 41566-09 | 27 |
Трансформатор тока | ТЛО-10 | 25433-08 | 6 |
Трансформатор напряжения | 4MR12 ZEK | 61300-15 | 27 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛПМИ-6 | 46738-11 | 6 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M | 36697-08 | 9 |
Счётчик электрической энер | СЭТ-4ТM.03M.01 | 36697-12; | 2 |
гии многофункциональный | 36697-08 |
Устройство сбора и передачи данных | RXU-325L | 37288-08 | 2 |
Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | - | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Паспорт-Формуляр | - | - | 1 |
Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 61679-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Г азпромнефть-МНПЗ» 2-я очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
-трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСПД RXU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466453.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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 с 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 АИИС КУЭ АО «Газпромнефть-МНПЗ» 2-я очередь, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.