Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть-МНПЗ"
- ООО "Росэнергосервис", г.Владимир
-
Скачать
60499-15: Описание типа СИСкачать107.5 Кб
- 07.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть-МНПЗ"
Основные | |
Тип | |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-МНПЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Настоящее описание типа АИИС КУЭ ОАО «Г азпромнефть-МНПЗ» является дополнением к описанию типа АИИС КУЭ ОАО «Московский нефтеперерабатывающий завод», регистрационный № 44861-10 и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, приведенных в таблице 2.
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-327 (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 ОАО «Г азпромнефть-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 ОАО «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 заинтересованным 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 ОАО «Газпромнефть-МНПЗ» 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 Г осреестр 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
ИКр е ме о К | 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 |
ОАО «Г азпромнефть-МНПЗ» | ||||||||
1 | ПС 110/6 кВ «Нефтезавод» №303 ГПП-1, ЗРУ-110 кВ, яч.ВЛ-110 кВ «Нефтезавод-Красково 1» | VIS WI Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 1208053 10; Зав. № 1208053 11; Зав. № 1208053 12 | СРВ 123 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8827782; Зав. № 8827783; Зав. № 8827784; Зав. № 8827785; Зав. № 8827786; Зав. № 8827787 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810126084 | RTU-327 Зав. № 007065 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
2 | ПС 110/6 кВ «Нефтезавод» №303 ГПП-1, ЗРУ-110 кВ, яч.ВЛ-110 кВ «Нефтезавод-Красково 2» | VIS WI Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 1208053 13; Зав. № 1208053 14; Зав. № 1208053 15 | CPВ 123 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8827782; Зав. № 8827783; Зав. № 8827784; Зав. № 8827785; Зав. № 8827786; Зав. № 8827787 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810126043 | RTU-327 Зав. № 007065 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
3 | ПС 110/6 кВ «Нефтезавод» №303 ГПП-1, ЗРУ-110 кВ, яч.ВЛ-110 кВ «ТЭЦ-22-Нефтезавод 1» | VIS WI Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 1208053 18; Зав. № 1208053 17; Зав. № 1208053 16 | CPВ 123 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8827782; Зав. № 8827783; Зав. № 8827784; Зав. № 8827785; Зав. № 8827786; Зав. № 8827787 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810126111 | RTU-327 Зав. № 007065 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
4 | ПС 110/6 кВ «Нефтезавод» №303 ГПП-1, ЗРУ-110 кВ, яч.ВЛ-110 кВ «ТЭЦ-22-Нефтезавод 2» | VIS WI Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 1208053 19; Зав. № 1208053 20; Зав. № 1208053 21 | CPВ 123 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8827782; Зав. № 8827783; Зав. № 8827784; Зав. № 8827785; Зав. № 8827786; Зав. № 8827787 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810125994 | RTU-327 Зав. № 007065 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
5 | ПС 110/6 кВ «Нефтезавод» №303 ГПП-1, ЗРУ-110 кВ, ОСШ 110 кВ, ОВ-110 кВ | VIS WI Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 1208053 01; Зав. № 1208053 02; Зав. № 1208053 03 | СРВ 123 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8827782; Зав. № 8827783; Зав. № 8827784; Зав. № 8827785; Зав. № 8827786; Зав. № 8827787 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810127022 | RTU-327 Зав. № 007065 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
6 | ПС 110/6 кВ «Нефтезавод» №303 ГПП-1, ЗРУ-110 кВ, АТ-3 110/220 кВ | ТВ-ТМ-35-110 Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 12.298.01; Зав. № 12.298.03; Зав. № 12.298.02 | СРВ 123 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8827782; Зав. № 8827783; Зав. № 8827784; Зав. № 8827785; Зав. № 8827786; Зав. № 8827787 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810126215 | RTU-327 Зав. № 007065 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
7 | ПС 220/6 кВ «Капотня №775», КРУЭ-220 кВ, СШ 220 кВ, яч.КЛ-220 кВ «Чагино-Капотня №1» | JK ELK CN14 Кл. т. 0,2S 600/1 Зав. № 2012.1047.02/20; Зав. № 2012.1047.02/16; Зав. № 2012.1047.02/10 | SU 252/B34 Кл. т. 0,2 220000:V3/100:V3 Зав. № 12/116555; Зав. № 12/116552; Зав. № 12/116550; Зав. № 12/116553; Зав. № 12/116551; Зав. № 12/116554 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812121056 | RTU-327 Зав. № 007065 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
8 | ПС 220/6 кВ «Капотня №775», КРУЭ-220 кВ, СШ 220 кВ, яч.КЛ-220 кВ «Чагино-Капотня №2» | JK ELK CN14 Кл. т. 0,2S 600/1 Зав. № 2012.1047.02/23; Зав. № 2012.1047.02/13; Зав. № 2012.1047.02/17 | SU 252/B34 Кл. т. 0,2 220000:V3/100:V3 Зав. № 12/116555; Зав. № 12/116552; Зав. № 12/116550; Зав. № 12/116553; Зав. № 12/116551; Зав. № 12/116554 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810120095 | RTU-327 Зав. № 007065 | активная реактивная | ±0,6 ±1,3 | ±1,5 ±2,6 |
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 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 °С до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 °С 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:
- 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 °C до плюс 70 °C.
- 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: от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
- для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С 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 от 0 °С до плюс 40 °С.
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 ОАО «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 tв = 2 ч;
- УСПД RXU-327 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 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:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- 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) ОАО «Г азпромнефть-МНПЗ» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие 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 | VIS WI | 37750-08 | 15 |
Трансформатор тока | JK ELK CN14 | 41961-09 | 6 |
Трансформатор тока | ТВ-ТМ-35-110 | 44949-10 | 3 |
Трансформатор напряжения | CPВ 123 | 15853-06 | 6 |
Трансформатор напряжения | SU 252/B34 | 44734-10 | 12 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 5 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.16 | 36697-12 | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.16 | 36697-08 | 1 |
Устройство сбора и передачи данных | RTO-327 | 41907-09 | 1 |
Программное обеспечение | ПО «АльфаЦЕНТР» | - | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Формуляр | - | - | 1 |
Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 60499-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-МНПЗ». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 12 марта 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» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
• по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• 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 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RXU -327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 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 ОАО «Газпромнефть-МНПЗ», 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.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.