Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нижнекамскнефтехим" с Изменениями №№ 1, 2, 44695-13

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменениями №№ 1, 2, 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 дополнительного измерительного канала, соответствующего точке измерений № 1.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменениями №№ 1, 2 (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии на объектах 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, Зх-уровневую систему. АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии в ОАО «Нижнекамскнефтехим».

1-й    уровень включает в себя измерительные 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 электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее -УСПД), устройство синхронизации времени и коммутационное оборудование.

УСПД типа СИКОН С70 (Госреестр № 28822-05) обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК). Полученная информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при конфигурировании УСПД.

3-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 (далее - АРМ) персонала и программное обеспечение (далее -ПО) ПК «Энергосфера».

Измерительный канал АИИС КУЭ включает в себя 1-й, 2-й и 3-й уровни АИИС КУЭ ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменениями №№ 1, 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. Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналогоцифрового преобразователя (АЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллера. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока активной и полной мощности в каждой фазе сети, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре. Счетчики имеют жидкокристаллический индикатор для отображения учетной энергии и измеряемых величин.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений о состояние средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Цифровой сигнал с выходов УСПД, по коммутируемому каналу связи ТФССОП передается в Сервер БД, где осуществляется 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.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменениями №№ 1, 2, свидетельство об утверждении типа Яи.Е.34.004.А № 49797 от 05.03.2013 г., регистрационный №44695-13 имеет возможность взаимодействовать с системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «ТГК-16», свидетельство об утверждении типа Яи.Е.34.004.А № 40893 от 01.11.2010 г., регистрационный № 45275-10, посредством информационного обмена по электронной почте. Полученные данные в xml формате от сервера АИИС КУЭ ОАО «ТГК-16», импортируются в БД АИИС КУЭ ОАО «Нижнекамскнефтехим».

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. Синхронизация часов Сервера БД/УСПД выполняется автоматически по сигналам устройствао синхронизации времени ежесекундно, погрешность синхронизации не более 0,1 сек.

Сверка часов счетчиков с часами УСПД осуществляется каждые 30 мин, корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении с временем часов УСПД на ±1 с. При отключении устройства синхронизации времени, подключенного к УСПД происходит сверка часов УСПД с часами Сервера БД осуществляется каждые 30 мин, корректировка часов УСПД 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 Изменениями №№ 1, 2 используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО. ПК «Энергосфера» входит в программно-технический комплекс (ПТК) «ЭКОМ», Госреестр № 29542-05. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.

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 измерительного канала (ИК) приведен в табл. 2, метрологические характеристики ИК в табл. 3 - 4

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

ристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)

Примечания:

Таблица 4 - Метрологические характе

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 - 1,1) Ином; 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 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 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 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, УСПД на однотипный утвержденного типа. 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 tв = 2 ч;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

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

Надежность системных решений:

-    резервирование питания электросчетчика, УСПД, 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 УСПД:

-параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в УСПД;

-    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;

-    УСПД;

-    сервера БД;

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

вании:

-    электросчетчика;

-    УСПД

-    сервера БД.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - С.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    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;

-    ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;

-    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

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменениями №№ 1, 2 типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменениями №№ 1, 2_

Поверка

осуществляется по документу МП 44695-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменениями №№ 1, 2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2012 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»,

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»,

-    по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»,

-    по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»,

-    счетчика типа СЭТ-4ТМ.03М.16 - 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,

-    УСПД СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.,

-    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,

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменениями №№ 1, 2.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижнекамскнефтехим» с Изменениями №№ 1, 2

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 Изменениями №№ 1, 2.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.