Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" на присоединениях ПС "Промысловая", яч.12, яч.13, КВЛ-35 кВ

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ПС «Промысловая», яч.12, яч.13, КВЛ-35 кВ (далее- АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, 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 автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой 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 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 (внешние пользователи) результатов измерений;

предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей); 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).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень- информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа (модификация A1802RALX-P4GB-DW-4) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 (регистрационный номер 31857-06), указанные в таблице 2 (2 точки измерения).

2-ой уровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ), включающие в себя устройство сбора и передачи данных RTU 325 (регистрационный номер 37288-08), технических средств приема-передачи данных, каналов связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных HP ProLiant ML370, с установленным ПО «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени на базе GPS- приемника, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS, коммуникаторы, автоматизированного рабочего места (АРМ) HP ('oimpaq D530, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации, обработку и хранение с нижних уровней АИИС КУЭ по точкам измерений, которые перечислены в таблице 2.

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.

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 на сервер БД. Результаты измерений электрической энергии с ИВК АИИС КУЭ поступают на ИВК АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» (регистрационный номер 64984-16).

Отчеты в формате XML сформированные на ИВК АИИС КУЭ ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС» и на ИВК ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ПС «Промысловая», яч.12, яч.13, КВЛ-35 кВ подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляются по выделенному каналу связи сети Ethernet в АО «АТС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

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 325 синхронизировано с временем GPS - приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1с. УСПД RTU 325 осуществляет коррекцию времени сервера, счетчиков. Сличение времени УСПД RTU 325 с временем сервера БД осуществляется каждые 30 минут, корректировка выполняется при расхождении времени на ± 1 с. Сличение времени УСПД Сличение времени счетчиков ИИК с временем УСПД RTU 325 осуществляется каждые 30 минут, корректировка осуществляется при расхождении времени на ± 1 с.

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

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ на уровне ИВК используется программное обеспечение (далее-ПО)-«АльфаЦЕНТР» (Версия 15.07.04).

Идентификационные данные (признаки) ПО приведены в таблице 1.

Таблица1 - Идентификационные данные (признаки) ПО

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014- средний.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Технические характеристики

Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК) представлен в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в ИК АИИС КУЭ

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ином; ток (0,01-1,2) 1ном; 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для ТТ и ТН от минус 40 до плюс 60 °С; для счетчиков электрической энергии от минус 20 до плюс 55 °С, УСПД RTU 325 от плюс 1 до плюс 50 °С, сервера от плюс 10 до плюс 35 °С приведены в таблице 3. Температура воздуха в местах расположения счетчиков от плюс 5 до плюс 30 °С.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении

активной (реактивной) электрической энергии рабочих условиях

Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином; ток (0,01-1,2) 1ном; 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк; температура окружающей среды (23+ 2) °С приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии

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,

среднее 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, tв = 2 ч,

УСПД RTU 325:

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

средний срок службы 30 лет.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа: клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

наличие защиты на программном уровне- возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД и сервере;

организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

передача данных по электронной почте с электронной подписью XML 80020,

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

фактов параметрирования счетчика;

фактов пропадания напряжения;

фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

счетчике (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчик при отключенном питании, не менее, 5 лет;

УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу, не менее, 45 суток;

ИВК - 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 типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 4222-18-7714348389-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ПС  «Промысловая»,  яч.  12,  яч.13.  КВЛ-35  кВ».  Методика  поверки,  утвержденным

ФБУ «Самарский ЦСМ» 27.03.2017 г.

Основные средства поверки- по НД на измерительные компоненты:

трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные А1802 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные А1800 Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г;

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

радиочасы МИР РЧ-01 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);

мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер Федеральном информационном фонде 33750-12).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» на присоединениях ПС «Промысловая», яч. 12, яч.13. КВЛ-35 кВ». Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 181/RA.RU 311290/2015/2017 от 13.02.2017 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 Р 52323-2005. (МЭК 62053-22:2003) Аппаратура для измерений электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S

ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии