Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нижнекамскнефтехим" с Изменением № 1, 44695-12

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменением № 1, является обязательным дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижнекамскнефтехим», свидетельство об утверждении типа Ки.Е.34.004.А № 40203 от 08.08.2010 г., регистрационный № 44695-10 , и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 1 - 19.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменением № 1 (далее - АИ-ИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Нижнекамскнефтехим», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 2х-уровневую систему. АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии в ОАО «Нижнекамскнефтехим».

1-й    уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ-03М по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), и по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.

2-й    уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя сервер опроса и базы данных (Сервер БД) на базе промышленного компьютера Hewlett-Packard DL360, каналообразующую аппаратуру, сервер резервного копирования фирмы DELL PoweEdge R200; конвертеры интерфейсов DMC-920T; конвертеров интерфейсов Moxa Nport 5232I, систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала и программное обеспечение (ПО) ПК ЭКОМ.

Измерительные каналы АИИС КУЭ включают в себя 1-й и 2-й уровни АИИС КУЭ ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменением № 1

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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, подключенных к одноканальной проводной кодовой линии связи RS-485, через конвертер интерфейсов Moxa Nport 5150 идет на конвертер DMC-920T далее через каналообразующую аппаратуру передается в Сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, отображение информации по подключенным к Серверу БД устройствам, а также передача информации на АРМ ОАО «Нижнекамскнефтехим» и в организации-участники оптового рынка электроэнергии.

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от центрального сервера БД по выделенному каналу через сеть Интернет.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) включающей в себя устройство синхронизации времени со встроенным приемником сигналов точного времени, передаваемых спутниковой системой GPS. Сверка показаний часов Сервера БД с приемником сигналов точного времени осуществляется ежесекундно, корректировка осуществляется при расхождении часов на ±1 с. Сверка часов счетчиков с часами Сервера БД осуществляется каждые 30 мин, корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении с временем часов Сервера БД на ±1 с. Таким образом, погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменением № 1 используется программно-технический комплекс (ПТК) «ЭКОМ», Госреестр № 19542-05, представляющий собой совокупность технических устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.

Уровень защиты программного обеспечения используемого в АИИС КУЭ ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменением № 1 от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С (в соответствии с МИ 3286-2010). Метрологические характеристики (МХ) ПТК «ЭКОМ» учтены в метрологических характеристиках ИК системы, таблицы 3 и 4.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.

Безопасность хранения информации и программного обеспечения в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 и ГОСТ Р 51275.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-го уровня измерительных каналов (ИК) приведен в табл. 2, метрологические характеристики ИК в табл. 3 - 4 Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)

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: диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Ином; диапазон силы тока (1 ^ 1,2) 1ном, коэффициент мощности cosj (sinj) = 0,87 (0,5) инд.); частота (50 ± 0,15) Гц;

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

4.    Рабочие условия: для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 г 1,1) Цном; диапазон силы первичного тока (0,05 (0,02) - 1,2) 1ном1; коэффициент мощности cosj (sinj) - 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до 50 °С.

Для электросчетчиков:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)Цн2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 - 1,2)1н2; коэффициент мощности cosj (sinj) - 0,5 - 1,0(0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 20 °С до 30 °С;

-    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 °С до 35 °С.

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

-    атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.

5.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Нижнекамскнефтехим» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

Кг_Аиис = 0,98 - коэффициент готовности;

ТО_ИК (АИИС) = 4990 ч - среднее время наработки на отказ.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М- среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 84000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 22 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания электросчетчика, сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;

-    визуальный контроль информации на счетчике;

-    возможность получения информации со счетчиков автономным и удаленным способами;

Регистрация событий:

-    в журнале событий счётчика:

-параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    в журнале сервер БД:

-параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в сервер БД.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    трансформаторов тока;

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера БД;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметриро-

вании:

-    электросчетчика;

-    сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована);

-    АРМ - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменением № 1 типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Поверка

осуществляется по документу МП 44695-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    Счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 года;

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

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01

Сведения о методах измерений

Изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменением № 1.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменением № 1

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

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

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

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

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменением № 1.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.