Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Рязанская нефтеперерабатывающая компания"

Назначение

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

Областью применения данной АИИС КУЭ является коммерческий учёт электроэнергии на объектах ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания», г. Рязань по утвержденной методике выполнения измерений количества электрической энергии (МВИ КУЭ).

Описание

АИИС КУЭ ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» представляет собой многофункциональную, 2х-уровневую систему, которая состоит из 21 измерительного канала (далее - ИК) и информационно-вычислительного комплекса (далее - ИВК) с системой обеспечения единого времени (СОЕВ).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

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

Лист № 2 Всего листов 21

- 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).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные каналы (ИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счетчики Альфа А1800, класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии) и счетчики ЕвроАльфа, класса точности 0,5S по ГОСТ Р 30206-94 (в части активной электроэнергии) и 0,5 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), каналы сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутреннего канала связи, установленных ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания», указанные в таблице 1 (21 точка измерений).

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325 с функциями сервера сбора данных (СД), сервер базы данных (БД), аппаратуру передачи данных внутреннего и внешнего каналов связи, источники бесперебойного питания и специализированное программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР».

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.

Лист № 3 Всего листов 21 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 на интервале времени усреднения 30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электроэнергии.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает в модемный шкаф, далее через преобразователи интерфейсов RS-485/RS-232 ADAM-4520 и модем ZyXEL-336+ по выделенным телефонным линиям передается на УСПД уровня ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных через сегмент локальной вычислительной сети (ЛВС) ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» на сервер БД ИВК, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

В сервере БД системы выполняется обработка измерительной информации, получаемой с УСПД уровня ИВК, в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по внешнему каналу связи. В качестве внешнего канала связи используется выделенный канал доступа в Интернет по электронной почте. Данные передаются в формате XML-файлов.

Регламентированный доступ к информации сервера БД АИИС КУЭ с АРМ операторов осуществляется через сегмент локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия по интерфейсу Ethernet.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-35HVS, включающего в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Время УСПД синхронизировано со временем УССВ, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД автоматически осуществляет коррекцию времени сервера БД. Сличение времени сервера БД со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени УСПД и сервера БД ± 2 с и более. УСПД автоматически осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в 30 мин., корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД ± 1 с. и более. Погрешность системного времени не превышает предел допускаемой абсолютной погрешности измерения текущего времени, равный 5 с/сут.

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

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблицах 1.1 и 1.2.

Таблица 1.1 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ.

Продолжение таблицы 1.1

Продолжение таблицы 1.1

Продолжение таблицы 1.1

Продолжение таблицы 1.1

Продолжение таблицы 1.1

Продолжение таблицы 1.1

Продолжение таблицы 1.1

Продолжение таблицы 1.1

Продолжение таблицы 1.1

Продолжение таблицы 1.1

Примечание:

1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 и ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1.1, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом установленном на объекте ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. Порядок оформления замены измерительных компонентов, а так же других изменений, вносимых в АИИС КУЭ в процессе их эксплуатации после утверждения типа в качестве единичного экземпляра, осуществляется согласно МИ 2999-2006 (Приложение Б).

Таблица 1.2 - Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ.

Примечания:

1. В Таблице 1.2 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. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: диапазон напряжения - (0,99 ^ 1,01)UH; диапазон силы тока - (0,05 ^ 1,2)IK; диапазон коэффициента мощности cosy fsiny) - 0,5 ^ 1,0(0,6 ^ 0,87); частота (50 ± 0,15) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТН и ТТ - от - 40°С до + 40°С; счетчиков - от + 15°С до + 25 °С; ИВК - от + 15 С до + 25 °C;

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

3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)Un1; диапазон силы первичного тока -(0,05 ^ 1,2)1н1; коэффициент мощности cosy(sinq) - 0,5 ^ 1,0(0,6 ^ 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от - 40°С до + 40°С.

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока -(0,05 ^ 1,2)1 н2; коэффициент мощности cosyfsiny) - 0,5 ^ 1,0(0,6 ^ 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от + 5°С до + 35 °C;

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

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха - от + 10°C до + 35°C.

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

- атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.

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 Альфа А 1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более 1в=12 часов;

• Электросчетчик ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее Т=50000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более 1в=12 часов;

• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более tB=2,5 часов.

Оценка надежности АИИС в целом:

КГ_АИИС = 0,9928 - коэффициент готовности;

ТО_АИИС = 1658,4 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

• Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

• Стойкость к электромагнитным воздействиям;

• Ремонтопригодность;

• Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

• Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы;

• Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;

• Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

• журнал событий счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

• журнал событий УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчиков;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательных коробок;

- УСПД;

- серверов ИВК;

• 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 сут. ; при отключении питания - не менее 5 лет;

• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 сут.;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Лист № 18

Всего листов 21 ЗНАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 2

Таблица 2 - Комплектность АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

Поверка

Поверка АИИС КУЭ проводится по документу «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания». Методика поверки 02.04.РНПК-МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2009 г.

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»;

- Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- Счетчики типа «Альфа А1800» - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006, «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

Лист № 20

Всего листов 21

- Счетчики типа «Евро АЛЬФА» - в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИМ им. Д.И. Менделеева в феврале 1998 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)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- Термогигрометр «CENTER» (мод. 314): диапазон измерений температуры от -20.+60°С; диапазон измерений относительной влажности от 10. .100 %.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ 1983 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)».

ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс точности 0,2 S и 0,5 S)».

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 2999-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».

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 «Рязанская нефтеперерабатывающая компания».

Заключение

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