Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Сибнефтепровод" по ЛПДС "Самотлор" НПС-2. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Сибнефтепровод" по ЛПДС "Самотлор" НПС-2

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 48 п. 31 от 31.01.2013
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по ЛПДС «Самотлор» НПС-2 (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, потребленной отдельными технологическими объектами ЛПДС «Самотлор» НПС-2 (по присоединениям «Пожарное депо»), а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 2х-уровневую систему.

АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии на объекте ЛПДС «Самотлор» НПС-2 ЗРУ 6 кВ (по присоединениям «Пожарное депо»).

1- й уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.

2- й уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Госреестр № 38424-08) в составе:

- серверов баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть»,

- серверов приложений,

- системы обеспечения единого времени (далее - СОЕВ),

- аппаратуры передачи данных внутренних и внешних каналов связи,

- автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ) операторов,

- специализированное программное обеспечение (сертификат соответствия РОСС.ЯИ.МБ93.Н00261 на программно-информационный комплекс «Converge», Госреестр № 35053-07, для работы в составе автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета энергоресурсов).

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й и 2-й уровни АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по ЛПДС «Самотлор» НПС-2.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (АЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллера. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре. Счетчики имеют жидкокристаллический индикатор для отображения учетной энергии и измеряемых величин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков с помощью спутникового канала «Федеральной сети спутниковой связи» Altegro Sky поступает в ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть». В качестве резервного канала связи используется телефонная сеть ОАО «Связьтранснефть».

На уровне ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» выполняется обработка измерительной информации (с учетом коэффициентов ТТ и ТН), в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

Специальное программное обеспечение (далее - СПО) АИИС КУЭ на базе программноинформационного комплекса «Converge», версия 3.5.001.268 Rev. 64500 функционирует на нескольких уровнях:

- программное обеспечение АРМ;

- программное обеспечение ИВК.

СПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. СПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое СПО.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя сервер синхронизации времени ССВ-1Г со встроенным приемником ГЛОНАСС/GPS, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) и установленный на уровне ИВК. Время часов ИВК АИИС КУЭ синхронизировано со временем ССВ-1Г, корректировка времени часов ИВК АИИС КУЭ выполняется при расхождении времени часов ИВК и ССВ-1Г на ±1 с. Сличение часов счетчиков АИИС КУЭ с временем часов ИВК происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами ИВК на ± 2 с выполняется их корректировка, но не чаще чем один раз в сутки. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ СПО «Converge» версии 3.5.001.268 Rev. 64500, в состав которого входят программы указанные в таблице 1. СПО «Converge» версии 3.5.001.268 Rev. 64500 обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами СПО «Converge» версии 3.5.001.268 Rev. 64500.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Converge"

«ЭнергоМонитор »

«Генератор XML-отчетов»

«ЭМ Администратор»

«Ручной импорт в Converge»

Идентификационное наименование ПО

"Landis+Gyr

Converge 3.5.1"

«Energy Monitor»

«XML Report Generator»

«EM Admin»

«Manual Converge Import»

Номер      версии

(идентификационны й номер ПО)

3.5.001.268

Rev. 64500

1.8.0.0

Цифровой идентификатор ПО

B1E67B8256D

E

3F55 46A96054A206 2A1E

1E6CE427DAC

589A

FE884AB49063

2BC4B

9486BC5FC4B C

0D3 26752E133D12 5

F13D 37F58D0D9FB4 44D 085405EB4A16 E7A84

621E4F49FB74 E52F9

FFADA2A073 2

3FBD

ACA7D544FA D

3B16 6916B16BB993

59891

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4 нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-го уровня измерительных каналов (ИК) приведен в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблицах 3-4.

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Номе р ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счетчик

1

ЗРУ-6кВ НПС-2 ЛПДС «Самотлор» Яч. № 27 «Пожарное депо IV типа»

ТЛК-10 Госреестр № 9143-06 Кл. т. 0,5 300/5

ЗНОЛ.06-6УЗ Г осреестр № 3344-04; 3344-72 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М Г осреестр № 36697-12 Кл. т. 0,2S/0,5

активная, реактивная

2

ЗРУ-6кВ НПС-2 ЛПДС «Самотлор» Яч. № 28 «Пожарное депо IV типа»

ТЛК-10 Госреестр № 9143-06 Кл. т. 0,5 300/5

ЗНОЛ.06-6УЗ Г осреестр № 3344-72; 46738-11 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М Г осреестр № 36697-08 Кл. т. 0,2S/0,5

активная, реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы

тока

Пределы относительной погрешности ИК

Основная относительная погрешность ИК, (±6), %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±6), %

cos ф = 1,0

cos ф = 0,87

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 1,0

cos ф = 0,87

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1, 2

0,051н1<11<0,21н1

1,8

2,4

2,8

5,4

1,9

2,5

2,9

5,5

0,21н1<11<1н1

1,1

1,4

1,6

2,9

1,2

1,5

1,7

3,0

1н1<11<1,21н1

0,9

1,1

1,2

2,2

1,0

1,2

1,4

2,3

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы

тока

Пределы относительной погрешности ИК

Основная относительная погрешность ИК, (±6), %

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±6), %

cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

1, 2

0,051н1<11<0,21н1

5,6

4,4

2,5

5,7

4,6

2,8

0,21н1<11<1н1

3,0

2,4

1,5

3,3

2,7

1,9

1н1<11<1,21н1

2,3

1,9

1,2

2,6

2,2

1,7

Таблица 5 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

1

2

Нормальные условия:

- параметры сети:

диапазон напряжения, % от ином

диапазон силы тока, % от 1ном

частота, Г ц

- коэффициент мощности cos ф (sin ф)

- температура окружающей среды, °С

от 98 до 102

от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,87 (0,5) от +15 до +25

Рабочие условия:

для ТТ и ТН:

- параметры сети:

диапазон напряжения, % от ином

диапазон силы тока, % от 1ном

частота, Г ц

- коэффициент мощности cos ф (sin ф)

- температура окружающей среды, °С

от 90 до 110

от 5 до 120

от 49,6 до 50,4 от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87) от - 40 до + 60

Продолжение таблицы 5

1

2

Для электросчетчиков:

- параметры сети:

диапазон вторичного напряжения

диапазон силы вторичного тока

- коэффициент мощности cos ф (sin ф)

- частота, Гц

- температура окружающего воздуха, °С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети:

напряжение, В

частота, Г ц

- температура окружающего воздуха, °С

- относительная влажность воздуха, %

- атмосферное давление, кПа

(0,9 - 1,1)ин2 (0,02 - 1,2)1н2 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87) от 49,6 до 50,4 от + 15 до + 30 0,5

от 210 до 230 от 49,5 до 50,5 от + 5 до + 30 от 65 до 75 от 96 до 104

Надежность применяемых в системе компонентов: - счетчик СЭТ-4ТМ.03М среднее время наработки на отказ То, ч, не менее время восстановления работоспособности Тв, ч - сервер среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности Тв, ч

140000 2

100000 24

Примечания:

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

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

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

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «АК «Транснефть» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

5. В качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (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 3 5 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- Сервер АИИС КУЭ - 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 учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по ЛПДС «Самотлор» НПС-2 типографским способом.

Комплектность

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по ЛПДС «Самотлор» НПС-2

1 экз.

«Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную     коммерческого     учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по ЛПДС «Самотлор» НПС-2»

1 экз.

«ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по ЛПДС «Самотлор» НПС-2. Методика поверки»

МП 52581-13

1 экз.

Сведения о методах измерений

«ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по ЛПДС «Самотлор» НПС-2». Свидетельство об аттестации методики измерений № 1615/01.00248-2014/2021 от 29.06.2021 г.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

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

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

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

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».

Развернуть полное описание