Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие»; сбора, обработки, хранения и передачи 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 территориально-распределенную информационно-измерительную систему.

1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S, 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии ЕвроАльфа и СЭТ-4ТМ.03 классов точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии, 0,5 и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (44 точки измерений).

2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) TK16L, каналообразующая аппаратура.

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, систему обеспечения единого времени (СОЕВ), 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 на интервале времени усреднения 30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электроэнергии.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.

3 .2 АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-приемника, внутренние часы УСПД, счетчиков и сервера АИИС КУЭ. Устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) обеспечивает автоматическую синхронизацию времени сервера АИИС КУЭ с абсолютной погрешностью не более ± 16 мс с периодичностью один раз в 30 мин. Корректировка времени в момент синхронизации осуществляется сервером АИИС КУЭ автоматически при обнаружении рассогласования времени УСПД и сервера АИИС КУЭ более чем на ± 1 с. Периодичность синхронизации счетчика не реже одного раза в 30 минут. Корректировка времени в момент синхронизации каждого счетчика осуществляется от УСПД автоматически при обнаружении рассогласования времени счетчика и УСПД более чем на ± 1 с. Для этого при сеансе связи УСПД со счетчиком считывается время счетчика и фиксируется время рассогласования УСПД - счетчик. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Технические характеристики

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

Таблица 1

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

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 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °С;

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) Uhom; ток (0,02ч- 1,2) Ihom для ИК № 2, 5, 15-18, 2326, 31, 34, 39, 43, 44 и ток (0,05ч- 1,2) Ihom для остальных ИК; 0,5 инд.<cosф<0,8 емк.;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С, для счетчиков от минус 40 до +55°С; для УСПД от минус 20 до +60°С и сервера от + 15 до + 35°С;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до +35°С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.

Параметры надежности применяемых в системе измерительных компонентов:

- счётчик ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 ч, среднее время восстановления работоспособности (te) не более 2 ч;

- счетчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности (te) не более 2 ч;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности Ов) не более 24 ч;

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

Надежность системных решений:

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в электроснабжающую организацию с помощью резервного GSM канала связи;

- резервирование баз данных производится в двух независимых серверах АИИС и Баз данных;

- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- попытки несанкционированного доступа;

- коррекции времени;

- перезапуск УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- серверов;

- наличие защиты на программном уровне:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД;

- пароль на серверах;

- пароль на АРМ.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- Сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации

- состояний средств измерений (функция автоматизирована);

- результатов измерений (функция автоматизирована);

- результатов измерений и состояний средств измерений автономным способом;

- с целью контроля - визуальным способом со счетчика и с УСПД.

Цикличность:

- измерений: 30 минутные приращения (функция автоматизирована);

- сбора информации: 1 раз в сутки (функция автоматизирована).

лист № 10

всего листов 11

Глубина хранения информации (профиля нагрузки):

- счетчик ЕвроАльфа - тридцатиминутные приращения активной и реактивной электроэнергии по точкам измерений не менее 35 суток; хранение данных 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 4 лет (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания не менее 10 лет;

- Сервера АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за период не менее 4 лет.

3НАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной    информационно-измерительной

коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» 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) ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2009 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты.

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

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

- счетчики ЕвроАльфа - по методике поверки «Многофункциональные электронные счетчики электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА. Методика поверки»;

- счетчики СЭТ.4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1;

- УСПД TK16L - по методике поверки АВБЛ.468212.041 МП «Устройства сбора и передачи данных TK16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки».

Приемник сигналов 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.

Приложение к свидетельству № об утверждении типа средств измерений

лист № 11

всего листов 11

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.