Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпромнефть-Хантос"

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 14 от 25.12.08 п.108
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 33784
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Газпромнефть - Хантос» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной 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-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового рынка электроэнергии;

- 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).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 S и 0,5 по ГОСТ 7746, напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 классов точности 0,2S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (14 точек измерений).

2-й уровень - устройства сбора и передачи данных (УСПД) МИР УСПД-01.

3-й уровень (ИВК) - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, осуществляется ее хранение, накопление и передача накопленных данных по основному каналу связи с помощью следующих каналов связи:

- RS-485;

- радиоканал с использованием радиомодема INTEGRA-TR;

- основной и резервный каналы связи с использованием сотового терминала Siemens МС35;

- Резервный канал связи с использованием спутникового терминала GSP1620.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД (автоматически и по запросу) через выделенный канал Internet (основной канал).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, состоящей из устройства синхронизации системного времени радиочасов МИР РЧ-01, предназначенных для приема сигналов GPS и выдачи последовательного импульсного временного кода; пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки переднего фронта импульса к шкале координированного времени составляют ±1 мкс. Время сервера БД синхронизировано с временем радиочасов МИР РЧ-01, сличение ежесекундное. Время УСПД синхронизировано с временем сервера БД, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1 с. Для УСПД, основными каналами которых являются радиоканал или канал RS-485 сличение не реже 1 раза в 6 ч. Для остальных УСПД не реже 1 раза в сутки. Сличение времени счетчиков с временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счетчиков при расхождении со временем УСПД ±1 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1. Метрологические характеристики ИК

Номера точек измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешно сть в рабочих условиях, %

ПС 110/35/6кВ «Фоминская»

1

Обходная система шин ПО кВ

ТВГ-110

Кл. т. 0,5 500/5

Зав.№ б/н Зав.№ б/н Зав.№ б/н

НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000/100 Зав.№ ФВ 4506

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 1008076191

МИР УСПД-01 Зав.№ 0702012

Активная, реактивная

±1,0

±2,6

±3,0

±4,6

2

ВЛ-110кВ

"Снежная-Фоминская-1"

ТВГ-110

Кл. т. 0,5 500/5

Зав.№ б/н Зав.№ б/н Зав.№ б/н

НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000/100

Зав.№ ФА 1489585

Зав.№ ФВ 1489587

Зав.№ ВС 1489588

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0108077222

Активная, реактивная

±1,0

±2,6

±3,0

±4,6

3

ВЛ-110кВ "Снежная-Фоминская-2"

ТВГ-110 Кл. т. 0,5 500/5

Зав.№ б/н Зав.№ б/н Зав.№ б/н

НКФ-110

Кл. т. 0,5 110000/100

Зав.№

ФА 1489585 Зав.№

ФВ 1489587 Зав.№

ВС 1489588

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0108075636

Активная, реактивная

+1,0

±2,6

±3,0

±4,6

4

ВЛ-110кВ "Фоминская-Югра-1"

ТВГ-110

Кл. т. 0,5 500/5

Зав.№ б/н Зав.№ б/н Зав.№ б/н

НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000/100 Зав.№ ФА 1489586 Зав.№ ФВ 1489583 Зав.№ ВС 1489584

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0108077012

Активная, реактивная

±1,0

±2,6

+3,0

±4,6

5

ВЛ-110кВ "Фоминская-Югра-2"

ТВГ-110 Кл. т. 0,5 600/5 Зав.№ б/н Зав.№ б/н Зав.№ б/н

НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000/100 Зав.№ ФА 1489586 Зав.№ ФВ 1489583 Зав.№ ВС 1489584

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0108072749

Активная, реактивная

±1,0

±2,6

±3,0

±4,6

Номера точек измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешно сть в рабочих условиях, %

ПС 110/35/6кВ «КНС-3»

6

ВЛ-110кВ "Правдинская -Росляковская-1" (отпайка на ПС ПО кВ «КНС-3»)

ТВГ-ПО Кл. т. 0,5 300/5

Зав.№ б/н Зав.№ б/н Зав.№ б/н

СРВ 123 Кл. т. 0,5 110000/100 Зав.№ ФА 1HSE8680 720

Зав.№ ФВ 1HSE8680 721

Зав.№ ВС 1HSE8680 722

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0108077257

МИР УСПД-01 Зав.№ 0802204

Активная, реактивная

±1,0

±2,6

±3,0

±4,6

7

ВЛ-11 ОкВ "Правдинская -Росляковская-2" (отпайка на ПС ПО кВ «КНС-3»)

ТВГ-ПО Кл. т. 0,5 300/5 Зав.№ б/н Зав.№ б/н Зав.№ б/н

СРВ 123 Кл. т. 0,5 110000/100 Зав.№ ФА 1HSE8680 972

Зав.№ ФВ 1HSE8680 973

Зав.№ ВС 1HSE8680 974

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0108075619

Активная, реактивная

±1,0

±2,6

±3,0

±4,6

ПС 110/35/1 ОкВ «Выкатная»

8

Яч 35 кВ №3 ВЛп 35 кВ "УПН-1")

ТФЗМ-35

Кл. т. 0,5 150/5

Зав.№ 45636 Зав.№ 43626

НАМИ-35 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав.№ 195

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0108062028

МИР УСПД-01 Зав.№ 0711141

Активная, реактивная

±1,0

±2,6

±3,0

±4,6

9

Яч 35 кВ №3 ВЛ35 кВ "УПН-2")

ТФЗМ-35 Кл. т. 0,5 150/5

Зав.№ 42552 Зав.№ 43634

НАМИ-35 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав.№ 200

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0108061086

Активная, реактивная

±1,0

±2,6

±3,0

±4,6

ПС 110/35/6кВ «Ем-Еговская»

10

ДНС-5-1

ТФЗМ-35

Кл. т. 0,5 400/5

Зав.№ 31810

Зав.№

31818

3HOM-35 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав.№ 1230015 Зав.№ 1253868 Зав.№ 1291984

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0108075618

МИР УСПД-01 Зав.№ 0711132

Активная, реактивная

±1,0

±2,6

±3,0

±4,6

11

ДНС-5-2

ТФЗН-35 Кл. т. 0,5 300/5 Зав.№ 51230 Зав.№ 51194

3HOM-35 Кл. т. 0,5 35000/100

Зав.№ 1285413 Зав.№ 1285493 Зав.№ 1285495

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0108077173

Активная, реактивная

±1,0

±2,6

±3,0

±4,6

Окончание таблицы 1

Номера точек измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешно сть в рабочих условиях, %

ТП 6/0,4кВ«ДНУ»

12

Ячейка 2 ЗРУ-бкВ

ТШН-0,66 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав.№ 0917 Зав.№ 0987 Зав.№ 0924

-

СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав.№ 0108078974

МИР УСПД-01 Зав.№ 0711146

Активная, реактивная

+1,0

±2,3

±3,2

±5,1

13

Ячейка 4 ЗРУ-бкВ

ТШН-0,66 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав.№ 0927 Зав.№ 0920 Зав.№ 0950

-

СЭТ-4ТМ.03.09

Кл. т. 0,5S/l,0 Зав.№ 0108079003

Активная, реактивная

+1,0

±2,3

±3,2

±5,1

ЗРУ 6 кВ ПС «Карьер-69»

14

Ячейка 4 ЗРУ-бкВ

АВК-10

Кл. т. 0,5 100/5 Зав.№ 24372/94

Зав.№ 24372/94 Зав.№ 24372/94

VSK1-106 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав.№ 7923А Зав.№ б/н

Зав.№ б/н

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,28/0,5 Зав.№ 0108077062

МИР УСПД-01 Зав.№ 0704019

Активная, реактивная

±1,0

±2,6

±3,0

±4,6

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 -s- 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.;

температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) Uhom; ток (0,05+ 1,2) 1ном; 0,5 инд.<созф<0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С, для счетчиков от минус 40 до + 70С; для сервера и УСПД от +15 до +35 °C;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °C до +40 °C;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию 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;

- выключение и включение УСПД;

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 состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

э лектросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 45 сут (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;

- сервер - 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 учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпромнефть - Хантос».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ООО «Газпромнефть - Хантос» определяется проектной документацией на систему.

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

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпромнефть - Хантос». Измерительные каналы. Методика поверки», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2008 года.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- Счетчик СЭТ-4ТМ.03 по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1;

- МИР РЧ-01 - по методике поверки М01.063.00.000 РЭ, раздел 8;

- МИР УСПД-01 - по методике поверки «Устройство сбора и передачи данных МИР УСПД-01. Руководство по эксплуатации» М02.109.00.000 РЭ.

Приемник сигналов точного времени от системы GPS.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

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

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

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпромнефть - Хантос» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.

Развернуть полное описание