Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО "ЕЭСнК" для энергоснабжения ОАО "Оренбургнефть" - АИИС КУЭ ЗАО "ЕЭСнК" для энергоснабжения ОАО "Оренбургнефть"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть» (далее АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть») предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, времени и интервалов времени.

Область применения АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть» - коммерческий учёт электрической энергии на энергообъектах ОАО «Оренбургнефть» г. Бузулук, в том числе для взаимных расчетов на оптовом рынке электрической энергии (ОРЭ).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3-х уровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из 42 измерительных каналов (далее - ИК), измерительно-вычислительного комплекса энергоустановки (ИВКЭ) и измерительно-вычислительного комплекса (ИВК) АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- автоматическую регистрация событий, сопровождающих процессы измерения;

- автоматическое выполнение измерений времени;

- периодический автоматический сбор привязанных к единому времени измеренных данных о приращениях электроэнергии;

хранение данных об измеренных величинах и служебной информации в памяти

- хранение данных об измеренных величинах и служебной информации в памяти счетчиков ИИК, УСПД ИВКЭ и сервера ИВК;

- передача результатов измерений и состояний средств измерений в ОАО «АТС», РДУ и другие субъекты ОРЭ;

- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений со стороны ИАСУ КУ ОАО «АТС»;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

- диагностика, мониторинг к сбор статистики ошибок функционирования технических средств АИИС;

- ведение журналов событий;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС;

- измерение и синхронизация времени в АИИС;

- хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений в стандартной базе данных в течении не менее 3,5 лет.

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

- передача в организации - участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и смежным субъектам результатов измерений;

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

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени). Точность ведения времени составляет ± 5,0 с/сут.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5; 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,2; 0,5 и счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.02, счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,2S/0,5; 0,5/0,5; 0,5/1; 0,5S/0,5; 0,5S/l; вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.

2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы энергоустановок (ИВКЭ), включают в себя локальные устройства сбора и передачи данных (УСПД), аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, источники бесперебойного питания и специализированное программное обеспечение (ПО).

3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включает в себя центральное устройство сбора и передачи данных (УСПД), выполняющего функции сервера сбора данных (сервер СД), сервер базы данных (сервер БД), устройство синхронизации системного времени, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, источник бесперебойного питания и специализированное программное обеспечение (ПО). На этом уровне так же установлены автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов, созданные на базе персональных компьютеров типа IBM PC.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы локального УСПД (уровень - ИВКЭ), установленного на каждом энергообъекте, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по внутренним каналам связи на верхний уровень системы (уровень - ИВК), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Информация из АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» на объектах ОАО «Оренбургнефть» передается в ИАСУ КУ НП «АТС» через ИВК ЗАО «ЕЭСнК». В ИАСУ КУ передаются получасовые измерения приращений активной и реактивной электроэнергии по точкам учета ОАО «Оренбургнефть». Результаты измерений передаются в виде электронных документов XML-формата.

Для обеспечения единого времени в АИИС в состав ИВКЭ входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе модуля GPS- приемника, встроенного в УСПД. Модуль GPS обеспечивает прием сигналов точного времени и синхронизацию времени УСПД. Точность синхронизации не более 100 мс.

Синхронизация (коррекция) времени в счетчиках ИК производится от УСПД при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков от времени УСПД на величину более 4 с.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВКЭ. Протяженность каналов связи и скорость передачи данных влияют только на задержку времени при синхронизации.

Таким образом, система обеспечения единого времени (СОЕВ) в данной АИИС обеспечивает синхронизацию времени с точностью не хуже ± 5,0 с/сут.

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1 Таблица 1 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики ______________

д

§

о я S

Таблица 1.

Таблица 1. Продолжение

Таблица 1.

QO

ПС 110/35/10 кВ "Каликино" ВЛ-35 кВ "Каликино-Родниковка"

Счетчик TH ТТ

Таблица 1. Продолжение

21000

Мощность и энергия активная

Мощность и энергия реактивная

О ае е а I S I е

н- н-

Счетчик

14

ПС 110/35/6 кВ "Ленинская Ввод 35 кВ 2Т

TH

Таблица 1. Продолжение

7000

Мощность и энергия активная Мощность и энергия реактивная

e w

2

I

CD

e w g

I

Л) ЧТ e я

oe

H- H-

Таблица 1. Продолжение

ПС 35/10 кВ "Грачёвская" ВЛ-35 кВ "Промысловая-Грачевка"

19

к»

Таблица 1. Продолжение

5250      »

н- н-

Таблица 1. Продолжение

Таблица 1. Продолжение

Таблица 1. Продолжение

Таблица 1. Продолжение

Таблица 1. Продолжение

Таблица 1, Продолжение

Таблица 1. Продолжение

Примечания:

1. В Таблице 1 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);

2. В Таблице 1 в графе «Основная погрешность ИК, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos<p=0,87 (sin<p=0,5) и токе ТТ, равном 1ном.

3. В Таблице 1 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos<p=0,5 (sin<p=0,87) ) и токе ТТ, равном 10 % от 1ном.

4. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры питающей сети: напряжение - (220+4,4) В; частота - (50 ±0,5) Гц;

- параметры сети: диапазон напряжения - (0,99 + l,01)U„; диапазон силы тока - (1,0 + 1,2)1„; диапазон коэффициента мощности cos<p (sin(p) — 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц ;

— температура окружающего воздуха: ТТ-от +15°С до +35°С;ТН- от +10°Сдо +35°С; счетчиков: в части активной энергии - от +21 °C до +25°С,

в части реактивной энергии - от +18°С до +22°С; УСПД-от+15°С до+25°С;

- относительная влажность воздуха - (70±5) %;

- атмосферное давление - (750+30) мм рт.ст.

5. Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и TH:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 + l,l)U„i; диапазон силы первичного тока (0,01 1,2)/„;,' коэффициент мощности costp (sincp) - 0,5 1,0(0,6 + 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха - от -30 °C до +35 °C;

- относительная влажность воздуха - (70+5) %;

- атмосферное давление-(750+30) ммрт.ст.

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения -   (0,9   -е-   1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока - тока (0,01   -s-   1,2)1н2;

диапазон коэффициента мощности coscp (sin<p) - 0,5 + 1,0(0,6 -е- 0,87); частота - (50 ±0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения -0,5 мТл;

— температура окружающего воздуха -от +15°С до +30 °C;

- относительная влажность воздуха - (40-60) %;

- атмосферное давление - (750+30) мм рт. ст.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение - (220+10) В; частота - (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха - от +15 °C до +30 °C;

- относительная влажность воздуха - (70+5) %;

- атмосферное давление - (750+30) мм рт.ст.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типаАИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть» как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

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

- Электросчетчик Евро Альфа - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000ч., среднее время восстановления работоспособности tB=l 68 ч.;

- Электросчетчик СЭТ-4ТМ.02 и СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000ч., среднее время восстановления работоспособности tB=l 68 ч.;

- УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т=75000 ч., среднее время восстановления работоспособности tB=24 часов.;

- Сервер Сервер HP Proliant Server ML350G3- среднее время наработки на отказ не менее Т=50000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более tB= 1ч.

Надежность системных решений:

• резервирование электрического питания сервера с помощью 2-х источников бесперебойного питания включенных по схеме резервирования от 2-х независимых источников.

Регистрация событий:

• журнал событий счетчика:

- параметрирования;

- воздействия внешнего магнитного поля;

- вскрытие счетчика;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

• журнал событий УСПД:

- даты начала регистрации измерений;

- перерывов электропитания;

- потери и восстановления связи со счётчиками;

- программных и аппаратных перезапусков;

- корректировки времени в УСПД и каждом счетчике;

- изменения ПО и перепараметрирования УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчиков;

- испытательных коробок;

- УСПД;

- сервера БД;

• 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.

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток;

• ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -не менее 3,5 года.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Поверка

Поверка АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть» проводится по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35 ... 330/^3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- счетчики ЕвроАльфа - в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ ФГУП «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;

- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с документом «Счетчика активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки». Методика поверки согласована ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;

- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.4.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

- средства поверки УСПД в соответствии с разделом 8 «Поверка» Руководства по эксплуатации 106-АТХ-000 РЭ, согласованным с ФГУП «УНИИМ» в апреле 2005 г.;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS).

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

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

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

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) «Статические счетчики реактивной энергии».

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

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

МИ 3000-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Техническая документация на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть».

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «ЕЭСнК» для энергоснабжения ОАО «Оренбургнефть» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.