Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Лукойл-Волгограднефтепереработка"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электричес-кой энергии (АИИС КУЭ) ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка» (далее-АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

-    периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

-    диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень- измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измеритель-ные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-01, многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии ЕвроАльфа (модификации EA05RL-F2-B-3, EA05RL-B-3, EA05RL-B-4, EA05RL-F2B-4 (ГР № 16666-07) класса точности (КТ) 0,5S/0,5 и A1802RL-P4G-DW-4 (ГР № 31857-11) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (46 точек измерения). В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 .

2-й уровень- измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее-УСПД) типа RTU-325 (модификация RTU 325-E-256-M3-B04-M00-G и RTU 325-E-512-Mll-Q-i2-G) в ГР №37288-08, каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень- представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включающий в себя сервер, расположенный в ЦРП-2 , локально-вычислительную сеть, программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.

Первичные фазные 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям 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 с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН), и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в энергоснабжающие организации осуществляется с УСПД, установленного в ЦРП-2, по коммутируемым телефонным линиям и с сервера ИВК АИИС КУЭ через интернет-провайдер.

Результаты измерений и состояние средств измерений (журналы счетчиков) по точкам измерения относящихся к диспетчерским наименованиям приведенным в таблице 2.1, организационно входящих в состав системы учета смежного субъекта, транслируются в адрес ИВК ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка» в виде ХМЬ-макетов 80020 и 80030 записываются на сервер ИВК АИИС КУЭ ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка» .

Автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой компании подключен к ИВК АИИС КУЭ ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка» и формирует отчеты в формате ХМЬ, подписывает электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по выделенному каналу связи сети Ethernet Коммерческому оператору, региональному филиалу ОАО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субьектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя GPS-приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS типа Gamin 35, установленного в ЦРП-2. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. GPS- приемник обеспечивает автоматическую синхронизацию времени УСПД RTU 325, установленного в ЦРП-2, с погрешностью синхронизации времени не более ±1 мс. УСПД ЦРП-2 осуществляет коррекцию времени сервера, УСПД RTU 325, установленного на ТЭЦ-2 и счетчиков ЦРП-2. Сличение времени УСПД RTU 325 (ЦРП-2) с временем сервера осуществляется каждые 30 минут, корректировка выполняется при расхождении времени на ±1 с. Сличение времени счетчиков (ЦРП-2) с временем УСПД RTU 325 (ЦРП-2) осуществляется каждые 30 минут, корректировка осуществляется при

расхождении времени на ±2 с. Сличение времени УСПД RTU 325 (ЦРП-2) с временем УСПД RTU 325 (ТЭЦ-2) осуществляется каждые 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении времени на ±2 с. УСПД (ТЭЦ-2) осуществляет коррекцию времени в счетчиках установленных на точках учета ТЭЦ-2. Сличение времени УСПД RTU 325 (ТЭЦ-2) с временем счетчиков (ТЭЦ-2) осуществляется каждые 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении времени на ±2 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки. Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера 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 на уровне ИВК используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Версия 14.02.01

Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014-высокий.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Технические характеристики

Перечень компонентов АИИС КУЭ , с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК), представлен в таблице 2

Таблица 2 -Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ

Перечень измерительных каналов (диспетчерские наименования), результаты измерений которых передаются в виде ХМЬ-макетов 80020 и 80030 в объединенную базу данных ИВК АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» приведен в таблице 2.1.

Таблица 2.1- Перечень измерительных каналов (диспетчерские наименования), результаты измерений которых передаются в виде ХМЪ-макетов 80020 и 80030 в объединенную базу данных ИВК АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка»

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ток (0,01-1,2) !ном, 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической энергии от минус 20 до плюс 70°С, для УСПД от минус 10 до плюс 50°С, для сервера от 10 до 35 °С ) приведены в таблице 3.

Таблица 3 -Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Шом; ток (0,01-1,2) !ном, , cos ф=0,9 инд; температура окружающей среды (20±5) °С ) приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации

Надежность применяемых в системе компонентов: счетчик электрической энергии многофункциональный ЕвроАльфа

-    среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч; счетчик электрической энергии многофункциональный Альфа

-    среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 ч;

трансформатор тока (напряжения)

-среднее время наработки на отказ не менее 40-105 часов,

УСПД RTU-325

-среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 часов,

-средний срок службы -30 лет, сервер

-среднее время наработки на отказ не менее Т = 20000 часов,

-среднее время восстановления работоспособности tв = 1 час.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

Регистрация событий:

журнал событий счетчика и УСПД:

-    параметрирования;

-    воздействия внешнего магнитного поля;

-    вскрытие счетчика;

-пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике; журнал сервера:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывов электропитания;

-    потери и восстановления связи со счётчиками;

-    программных и аппаратных перезапусков;

-    корректировки времени в счетчике и сервере;

-    изменения ПО.

Защищенность применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    сервера ИВК;

УСПД;

защита информации на программном уровне:

- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 4222-06-7714348389-2016. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка». Методика поверки, утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 25.04.2016.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003.

-трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011.

-    счетчики электрической энергии многофункциональные электросчетчики ЕвроАльфа в соответствии с документом «ГСИ счетчики электрической энергии многофункциональные ДЯИМ.411152.018». Методика поверки, утвержденная ГЦИ СИ «Ростест-Москва» в 2007 г.

-    счетчики электрической энергии многофункциональные А1802 в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.411152.018.

-УСПД RTU 325 в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU- 325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП, утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.

-радиочасы МИР РЧ-01, ГР №27008-04.

-мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12 .

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в автоматизированной информационноизмерительной системе коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ)

ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка» приведены в документе Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ)

ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка». Свидетельство об аттестации № 86-01.00203-2016 от 28.03.2016 г.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

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

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

ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.

ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии (ГЕС 62053-23:2003, MOD).