Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Ванкорнефть"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (далее по тексту - АИИС КУЭ) АО «Ванкорнефть» предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени; сбора, хранения и обработки полученной информации; расчета учетных показателей данных учета электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ АО «Ванкорнефть» представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ состоит из следующих уровней:

1-ый уровень - уровень информационно-измерительного комплекса (далее - ИИК), обеспечивает измерение физических величин и преобразование их в информационные сигналы. ИИК включает в себя: измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности (КТ) 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (ТН) Кт=0,2 по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М с КТ = 0,2S для активной электроэнергии по ГОСТ 31819.22 и КТ = 0,5 для реактивной электроэнергии, устанавливающимися равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии классов точности КТ = 0,5S по ГОСТ 31819.22, вторичные электрические цепи.

2-ой уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ) состоит из устройств сбора и передачи данных (УСПД) типа ЭКОМ-3000, автоматизированных рабочих мест (АРМ) персонала и коммутационного оборудования.

3-ий уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК) состоит из сервера центра сбора и обработки информации (ЦСОД) на Ванкорской ГТЭС АО «Ванкорнефть» (г. Красноярск) и АРМ АО «ЕЭСнК» (г. Москва). ИВК также включает в себя аппаратуру приема-передачи данных и технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации. На сервере ЦСОД функционирует программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера».

Дополнительно на ИВК поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Мангазея» (номер по Государственному реестру (№ ГР) 54842-13, измерительные каналы (ИК) №№ 10^12, 14) и АИИС КУЭ Единой национальной электрической сети (№ ГР 59086-14) в виде XML-отчета формата 80020.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. Измерения электроэнергии выполняются путем интегрирования по времени мощности контролируемого присоединения.

Измерения активной мощности (Р) счетчиком выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

Счетчик производит измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U * I. Реактивная мощность (Q)

рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = S2>2 - P2 . Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на вход УСПД, где осуществляется перевод измеренных значений в именованные физические величины с учетом постоянной счетчика, а также умножение на коэффициенты трансформации ТТ (Ki), формирование и хранение измерительной информации.

Сервер опроса ИВК АИИС КУЭ АО «Ванкорнефть» автоматически опрашивает УСПД по интерфейсу Ethernet (является основным, резервный канал связи GSM/GPRS). Один раз в сутки сервер опроса формирует отчет с результатами измерений в формате 80020 и по средствам электронной почты направляет их на АРМ АО «ЕЭСнК». Далее отчеты, подписанные электронной цифровой подписью (ЭЦП) с АРМ АО «ЕЭСнК» передаются:

- в филиал ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ;

- в ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Западной Сибири;

- в ОАО «АТС»;

- другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).

Передача информации осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) выполняет законченную функцию измерения времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. Синхронизация часов сервера ИВК АО «Ванкорнефть» выполняется по таймеру УСПД Ванкорской ГТЭС.

Синхронизация часов УСПД Ванкорской ГТЭС и ПС № 33 «НПС-1» АО «Ванкорнефть» выполняется ежесекундно по сигналам УССВ-16HVS, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность синхронизации не более ±0,1 с.

Синхронизация внутренних таймеров счетчиков ИК производится ежесекундно при расхождении с часами УСПД, превышающем ±2 с.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

Программное обеспечение АИИС КУЭ представляет собой программный комплекс (ПК) «Энергосфера».

ПК «Энергосфера» позволяет собирать и обрабатывать данные, поступающие со счетчиков и УСПД. Метрологически значимой частью ПО является файл библиотеки pso_metr.dll, выполняющий функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от СИ, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.

ПО АИИС КУЭ обеспечивает:

- поддержку функционирования ИВК в составе локальной вычислительной сети (при необходимости);

- функционирование системы управления базами данных (формирование базы данных, управление файлами, их поиск, поддержку);

- формирование отчетов и их отображение, вывод на печатающее устройство;

- поддержку системы обеспечения единого времени;

- диагностику и мониторинг функционирования всех компонентов АИИС КУЭ и ПО.

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответст-

вии с Р 50.2.077-2014 высокий. Влияние ПО на метрологические характеристики измерения электрической энергии отсутствует.

Технические характеристики

Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 2, которая содержит перечень и состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ с указанием наименования присоединений и измерительных компонентов.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ АО «Ванкорнефть»

Метрологические характеристики ИК при измерении электроэнергии в рабочих усло-

виях эксплуатации приведены в табл. 3 и 4.

Таблица 3 - Доверительные границы допускаемых относительных погрешностей измерений

активной электроэнергии для рабочих условий измерений при P = 0,95

Таблица 4 - Доверительные границы допускаемых относительных погрешностей измерений реактивной электроэнергии для рабочих условий измерений при P = 0,95

где 6 [%] - доверительная граница допускаемой относительной погрешности измерений при

значении тока в сети, равном 2% (62%p, 62%q), 5% (65%?, 65%q) и 20% (62o%p, 620%q) относительно 1ном;

Wum - значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за часовой интервал времени в диапазоне измерений с границами 2% (WPI2%,WQI2%), 5% (WPI5%, WQI5%), 20% (WPI20%, WQI20%) и 120% (WPI120%, WQI120%).

Примечания.

1 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения приращения активной и реактивной электроэнергии и средней мощности за 30 минут.

2 Метрологические характеристики нормированы с учетом влияния ПО.

3 Нормальные условия эксплуатации АИИС КУЭ:

- температура окружающего воздуха, °С                         от + 15 до + 25

- сила тока, единицы относительно 1ном                            от 1,0 до 1,2

- напряжение, единицы относительно ином                        от 0,98 до 1,02

- коэффициент мощности cos (ф) \ sin (ф)

0,866 инд. \ 0,5 инд.

от 49,5 до 50,5

от минус 30 до +55

от минус 30 до +50

от минус 40 до +60

от минус 10 до +50

от 1 до 120

от 90 до 110

0,5 инд. - 1 - 0,5 емк.

от 25 до 100

от 47,5 до 52,5

- частота питающей сети, Гц

4 Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:

- температура окружающего воздуха для ТТ, °С

- температура окружающего воздуха для ТН, °С

- температура окружающего воздуха для счетчиков, °С

- температура окружающего воздуха для устройств сбора и передачи данных (УСПД) , °С

- сила тока, % от номинального (1ном)

- напряжение, % от номинального (ином)

- коэффициент мощности [cos (ф)]

- вторичная нагрузка ТТ и ТН, % от номинального [SHOM при cos(ф 2)= 0,8 инд.]

- частота питающей сети, Гц

5 Погрешность в рабочих условиях указана:

- для силы тока 1изм относительно 1ном = 0,02; 0,05; 0,020^1,2;

- для cos (ф) [sin (ф)] = 0,5; 0,8; 1,0 и

- для температуры окружающего воздуха в точках измерений от +10 до +30 °С.

6 Допускается замена измерительных компонентов ИК на аналогичные СИ (утвержденного типа), с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

- трансформаторы тока - среднее время наработки до отказа не менее Т = 300 000 ч, средний срок службы tCJ > 25 лет;

- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, средний срок службы tCJ > 30 лет, среднее время восстановления te = 2 ч;

- УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75 000 ч, средний срок службы tCJ > 20 лет.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ посредством сети сотовой связи стандарта GSM. В случае аварийного отсутствия связи предусмотрен сбор информации непосредственно со счетчиков, посредством переносного инженерного пульта (ноутбук), с последующей загрузкой ее в базу данных ИВК с помощью ПК «Энергосфера»;

Регистрация событий:

а) в журнале событий счетчика:

- параметрирования,

- корректировки системного времени,

- отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

б) в журнале событий УСПД:

- параметрирования,

- отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях,

- входа в режим и выхода из режима подчинения устройствe точного времени;

в) в журнале событий ИВК:

- несанкционированного изменения ПО и параметрирования АИИС КУЭ,

- потери и восстановления связи со счетчиками,

- корректировки системного времени (расписание).

Защищенность применяемых компонентов:

- путем пломбирования счетчиков СЭТ-4ТМ.03М спереди в 3-х местах 2-мя пломбами сервисной организации и пломбой ОТК, а также предусмотрено электронное пломбирование крышки зажима;

- путем пломбирования трансформаторов тока и напряжения пломбой в 2-х местах на месте крепления задней крышки;

- путем пломбирования УСПД сбоку пломбой;

- путем пломбирования пломбой крышки испытательного клеммника;

- путем наклеивания полос пломбирования на разветвительную коробку в 2-х местах.

Глубина хранения информации в счетчике:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 114 дней;

- при отключении питания - не менее 40 лет.

Глубина хранения информации и непрерывной работы часов в УСПД при отключении питания - не менее 10 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации каналов измерительных АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ АО «Ванкорнефть» приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ АО «Ванкорнефть»

Поверка

осуществляется в соответствии с документом 18-18/010 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Ванкорнефть». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Красноярский ЦСМ» 25.08.2015 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

- вольтамперфазометр Парма ВАФ-А по методике поверки, изложенной в разделе «7 Поверка прибора» руководства по эксплуатации РА 1.007.001 РЭ и согласованной с ГЦИ СИ Тест-С.-Петербург в декабре 2004 г.;

- переносной компьютер с ПО «Электроколлектор» ПК «Энергосфера».

Сведения о методах измерений

Методика измерений содержится в документе «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Ванкорнефть». Методика аттестована ФБУ «Красноярский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 18.01.00291.012-2015 от 30.07.2015 г.

Нормативные документы

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

2. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

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

5. ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 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».

6. Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».