Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН - Туапсинский НПЗ"

Назначение

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

Описание

АИИС КУЭ является иерархической, двухуровневой, интегрированной, автоматизированной измерительной системой с централизованным управлением и распределенной функцией измерения и состоит из 18 измерительных каналов (далее - ИК) и измерительно-вычислительного комплекса (далее - ИВК) АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- измерение календарного времени и интервалов времени;

- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с 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 результатов измерений в организации имеющие соглашения информационного обмена с ООО «РН - Туапсинский НПЗ»;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом уровне (установкой пломб) и программном уровне (установкой паролей);

- 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).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень:

- измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5;

- измерительные трансформаторы напряжения (далее - TH) класса точности 0,5;

- многофункциональные счетчики типа «СЭТ 4.ТМ2.02» активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,5S для активной электроэнергии и 1,0 для реактивной электроэнергии.

2-й уровень - ИВК выполнен на базе ИВК «Энергия +» версия 6.2, сборка № 2066 включающий в себя:

- каналообразующую аппаратуру;

- сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ;

- систему обеспечения единого времени (далее СОЕВ);

- автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ);

- программное обеспечение «Энергия +», версия 6.2 (далее - ПО).

Первичные фазные токи и напряжения преобразовываются 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, реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мгновенной мощности, вычисляется для 30 -минутных интервалов времени.

Импульсные сигналы с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступают на входы УСД, где осуществляется их преобразование в сигналы СИМ и ПДС, а также на входы преобразователя интерфейсов МИ, где они преобразуются в сигнал формата RS 485.

На верхнем уровне системы в сервере БД вычисляется количество электроэнергии и формируются отчётные и справочные формы, а также осуществляется хранение и передача информации по коммутируемым телефонным линиям.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), на базе устройства синхронизации системного времени УС-01, выполненного на основе приемника меток времени GPS , принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка времени сервера производится с периодичностью один раз в час. Время УСД и счетчиков электроэнергии синхронизируется с временем сервера при каждом сеансе связи. Допустимое рассогласование не превышает ±3с. Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±3 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Перечень ИК, входящих в состав АИИС КУЭ, с указанием измеряемой величины, диспетчерские наименования присоединений (точки измерений), типы и метрологические характеристики средств измерений, номера регистрации средств измерений (далее - СИ) в Государственном реестре СИ представлены в таблице 1.

Примечания:

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

2 . Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 1 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1 Замена оформляется актом в установленном на ООО «РН - Туапсинский НПЗ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица № 1. Состав измерительных каналов

Технические характеристики

Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ ООО «PH-Туапсинский НПЗ» представлены в таблице 2

Таблица 2. Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ ООО «РН-Туапсинский

НПЗ»

Продолжение таблицы 2

Нормальные условия эксплуатации:

- напряжение питающей сети :...........................................................(0,98... 1,02)UHOm,

■ ток......................................................................................................................(1... 1,2)1НОм, j

- cos Ф................................................................................................................................0,9ИНд

- частота питающей сети...............................................................(50 ± 0,15) Гц

- температура:......................................................от -40°С до +50°С (для TH и ТТ)

....................................................от +15°С до +25°С (для счетчиков)

............................................................от +15°С до +25°С (для ИВК)

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

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

- индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл.................................0,05

Рабочие условия эксплуатации:

- напряжение питающей сети :..............................................................(0,9... 1,1)UHOM

-ток........................................................................................................................(0,05...1,2)1НОМ

- частота питающей сети..................................................................(50 ±0,15) Гц

Описание типа для Государственного реестра

- температура:........................................................от - 40°С до +50°С (для TH и ТТ)

..........................от - 15°С до 45°С (для счетчиков, TH и ТТ в ИК № 8-18) .........................от +15°С ...+35°С (для счетчиков, ТТ и TH в ИК №1-7) ............................................................от +15°С до +35°С (для ИВК)

- относительная влажность воздуха..............................................................(80±5) %

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

- индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл........................не более 0,05.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч;

- УСД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 60000 ч.

Средний срок службы АИИС КУЭ 10 лет.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться по телефонной сети общего пользования.

Регистрация событий.

В журнале событий счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике.

В журнале событий ИВК:

- параметрирования сервера ИВК, а также конфигурирования и настройки АИИС КУЭ ООО «PH-Туапсинский НПЗ»;

- коррекции времени в ИВК и счетчиках электроэнергии.

Защищённость применяемых компонентов.

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- УСД.

Защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервере.

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

- УСД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу - не менее 35 суток (функция автоматизирована), сохранение информации при отключении питания - не менее 3,5 лет;

- ИВК - глубина хранения информации при отключении питания не менее 5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно - измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН - Туапсинский НПЗ»

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ 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 «РН - Туапсинский НПЗ». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Краснодарский ЦСМ» в декабре 2007 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;

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

- электросчётчики «СЭТ 4ТМ2.02»- по методике поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1 являющейся приложением к руководству по эксплуатации счетчика,

- Радиоприемник УКВ диапазона, принимающий сигналы службы точного времени.

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 «РН - Туапсинский НПЗ» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.