Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Сибур-Нефтехим"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сибур-Нефтехим» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

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 (далее - 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 (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RrU-325 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ).

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПО «АльфаЦЕНТР» и АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК 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 АО «Сибур-Нефтехим» 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» и всем заинтересованным субъектам.

Сервер БД и УСПД АИИС КУЭ входят в состав системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сибур-Нефтехим» (4-ая очередь) (свидетельство об утверждении типа средств измерений RU.E.34.004.A № 56862, Рег. № 58538-14).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ не более ±1 с. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и УСПД более чем на ±1 с. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УССВ более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени УССВ 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.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД и УСПД.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ АО «Сибур-Нефтехим» используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 14.0, 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

Идентификационные наименования модулей ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

14.03

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаТ ЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», зарегистрированы в Г осреестре СИ РФ (Рег. № 44595-10). ПО «АльфаТ ЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

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 « АльфаТ ЦЕНТР».

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.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2. Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

ме

о

Н

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

АО «Сибур-Нефтехим»

1

РП-300 РУ-6 кВ, 1 с.ш., ф. №7

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 149; Зав. № 59682

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 13346

A1805RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01186966

RTU-325 Зав. № 006513

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

2

РП-300 РУ-6 кВ, 2 с.ш., ф. №12

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 59656; Зав. № 61109

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 13226

A1805RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01186967

RTU-325 Зав. № 006513

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±4,1

±7,1

3

ТП-2 6/0,4 кВ, к-с 1225, ШР-1 0,4 кВ, гр.11

ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 5034795; Зав. № 5034756; Зав. № 5034812

-

A1805RL-P4GВ-DW-4

Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01180184

RTU-325 Зав. № 006513

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±4,1

±7,1

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) 1ном, частота - (50±0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от + 15 до + 35 °С; счетчиков - от + 21 до + 25 °С; УСПД - от + 10 до + 30 °С; ИВК - от + 10 до + 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:

а)    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9—1,1) Ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02—1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5—1,0 (0,87—0,5); частота - (50±0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от - 40 до + 70 °C.

б)    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9—1,1) Ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01—1,2) 1н2; 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:

-    для счётчиков электроэнергии A1805RAL-P4G-DW-4 от - 40 до + 65 °C;

-    для счётчиков электроэнергии A1805RL-P4GB-DW-4 от - 40 до + 65 °C;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

в)    для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

-    температура окружающего воздуха от + 10 до + 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 для ИК № 1 - 3 от - 40 до + 65 °C.

6)    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на УСПД того же утвержденного типа.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик A1805RAL-P4G-DW-4 — среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    электросчётчик A1805RL-P4GB-DW-4 — среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    УСПД RTO-325 — среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    сервер — среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 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, параметрировании:

-    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 45 суток; 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 45 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

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сибур-Нефтехим» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТПЛ-10

1276-59

4

Трансформатор тока

ТОП-0,66

47959-11

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1805RAL-Р4G-DW-4

31857-11

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1805RL-F4GB-DW-4

31857-11

1

Устройство сбора и передачи данных

RTO-325

19495-03

1

Устройство синхронизации системного времени

УССВ

-

1

Программное обеспечение

ПО «АльфаЦЕНТР»

-

1

Методика поверки

-

-

1

Паспорт-Формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-017-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сибур-Нефтехим». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2016 г.

Основные средства поверки:

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

-    для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков A1805RAL-F4G-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    счетчиков A1805RL-Р4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    УСПД RТU-325 - по документу «Комплексы аппартано-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 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 - 20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

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

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ АО «Сибур-Нефтехим», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сибур-Нефтехим»

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.

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

Развернуть полное описание