Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого электрической энергии ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" на присоединениях ОВ-220кВ, ВЛ 282, ВЛ 283 (ПС 220/35/6 кВ "Харьягинская")

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ОВ-220кВ, ВЛ 282, ВЛ 283 (ПС 220/35/6 кВ «Харьягинская») -(далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

• периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к

е диному календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

• автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

• предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным 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 функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

1-ый уровень системы - информационно-измерительный комплекс (ИИК) состоит из измерительных трансформаторов тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746 - 2001, измерительных трансформаторов напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии Альфа класса точности 0,2S/0,5 и 0,5S/1,0 в ГР № 31857-06 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии для ИК№2,3. Для ИК№1 в режиме измерения реактивной электроэнергии, в виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу), указанных в таблице 2 (3 точки измерения).

2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) состоит из устройства сбора и передачи данных RTU 325 в ГР №37288-08, технических средств приема-передачи данных, каналов связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из сервера базы данных HP ProLiant ML370, с установленным ПО «АльфаЦЕНТР», УСПД RTU 327 в ГР№41907-09, GPS- приемника, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS, коммуникаторов, автоматизированного рабочего места (АРМ) HP Compaq D530, а также совокупности аппаратных, каналообразующих и

программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение по точкам измерения, перечисленным в таблице № 2, а так же по точкам измерения, которые входят в Систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» (ГР № 47435-11).

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД (где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы, а также отображение информации   по подключенным к

УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Данные об энергопотреблении с УСПД RTU 325 поступают на УСПД RTU 327 и сервер БД.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя GPS- приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Время в УСПД RTU 327 синхронизировано с временем GPS - приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1с. УСПД RTU 327 осуществляет коррекцию времени сервера, УСПД RTU 325, счетчиков. Сличение времени УСПД RTU 327 с временем сервера БД осуществляется каждые 30 минут, корректировка выполняется при расхождении времени на ±0,01 с. Сличение времени УСПД RTU 327  с временем УСПД RTU 325  осуществляется

каждые 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении времени на ± 2 с. Сличение времени счетчиков ИИК с временем УСПД RTU 325 осуществляется каждые 30, корректировка осуществляется при расхождении времени на ± 2 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Передача информации в организации - участникам оптового и розничного рынков электроэнергии осуществляется с сервера по основному и резервному каналам связи.

Программное обеспечение

В аИиС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ОВ-220кВ, ВЛ 282, ВЛ 283 (ПС 220/35/6 кВ «Харьягинская») установлено программное обеспечение (ПО)- «АльфаЦЕНТР».

идентификационные данные (признаки) приведены в таблице 1.

Таблица 1

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014- высокий.

Конструкция АииС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АииС КУЭ и измерительную информацию.

На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений считанных из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность). Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа - паролем и опломбированием сервера.

Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты ( разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.

Технические характеристики

Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в таблице 2

Таблица 2

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) иНОМ,   ток (0,01 + 1,2) 1НОМ, cos9 = 0,9 инд.;

температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) иНОМ , ток (0,01 + 1,2) 1НОМ , cos9 от 0,5 инд до 0,8 емк;

допускаемая температура окружающей среды для:

измерительных трансформаторов от (- 40) до + 70 °С, электросчетчики от минус 20 до + 55 °С, УСПД RTU 325 от 1 °С до + 50 °С, УСПД RTU 327 от минус10 °С до + 50 °С, сервера от + 10 до + 35 °С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана при 1=0,01 1ном, cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5 до +30 °С., основная погрешность указана при 1=0,1 1ном, cos9 = 0,8 инд .

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001; счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии

Лист № 5

Всего листов 7 для ИК№2,3. Для ИК№1 в режиме измерения реактивной электроэнергии, в виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу) .

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не ниже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом в установленном в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» порядке. Акт хранится с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

Электросчётчик Альфа:

- среднее время наработки на отказ не менее Тср =120000 часов,

- средний срок службы - не менее 30 лет,

Сервер:

среднее время наработки на отказ не менее Тср = 50000 ч,

с реднее время восстановления работоспособности не более te = 6 ч;

Трансформатор тока (напряжения):

- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч,

- среднее время восстановления работоспособности не более 1в = 2 ч;

УСПД RTU 325 (RTU 327):

- среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =100000ч,

- средний срок службы, -30 лет;

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты.

Регистрация событий:

в журнале счётчика:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени;

в журнале 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:

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

- установка пароля на счётчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер;

Глубина хранения информации:

Лист № 6

Всего листов 7

- электросчетчики Альфа - глубина хранения информации при отключенном питании - не менее 5 лет.

- УСПД RTU 325 (RTU 327) - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу за месяц - не менее 45;

- сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ОВ-220кВ, ВЛ 282, ВЛ 283 (ПС 220/35/6 кВ «Харьягинская»).

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ОВ-220кВ, ВЛ 282, ВЛ 283 (ПС 220/35/6 кВ «Харьягинская») приведена в таблице№3.

Таблица№3

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 4222-01-7702575147-2015”Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ОВ-220кВ, ВЛ 282, ВЛ 283 (ПС 220/35/6 кВ «Харьягинская»). Методика поверки”, утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 13.01.2015г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

-электросчетчики Альфа в соответствии с методикой поверки МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800.Методика поверки.» - УСПД RTU 327 в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU 327   1. Методика поверки ДИЯМ.466215.007 МП», утвержденным

ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 году;

- УСПД RTU 325 в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 RTU-325L. ДЯИМ.466453.005 МП

- радиочасы МИР РЧ-01принимающие сигналы спутниковой навигационной системы G1oba1 Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04, ПГ±1 мкс;

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ОВ-220кВ, ВЛ 282, ВЛ 283 (ПС 220/35/6 кВ «Харьягинская») приведены в документе - «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ОВ-220кВ, ВЛ 282, ВЛ 283   (ПС 220/35/6 кВ «Харьягинская»). Методика аттестована

ЗАО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 71-01.00203-2015 от 12.01.2015 г.

Нормативные документы

■ ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

■ ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.

■ ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

■ ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.

■ ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования .Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)