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

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

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

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.

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

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.