Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ОЙЛГАЗТЭТ» 3-я очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
Первичные токи и напряжения трансформируются 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 поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и оформление отчетных документов.
Сервер БД обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц (предприятий потребителей, сетевых организаций, смежных субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ) и др.), получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта ОРЭМ.
АРМ субъекта ОРЭМ по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от глобальных навигационных спутниковых систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа!ЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Альфа.!ЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средств измерений исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО__
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ем о К | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | УССВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 35 кВ Борискино, КРУН-10 кВ, с.ш. 10 кВ, Яч. №1, ВЛ 10 кВ Л-10 кВ Бр-5 | ТЛМ-10-1 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2473-05 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±± |
| 2 | ВЛ 10 кВ Л-10 кВ Аз-3, Опора №3, ПУС-10 кВ | ТОЛ-НТЗ-10-01А УХЛ2 Кл. т. 0,5 S Ктт 300/5 Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-НТЗ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3/100/V3 Рег. № 69604-17 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 |
| 3 | ВЛ-10 кВ ф. Рз-4, оп. №80, отпайка в сторону КТП 10 кВ МБСНУ, ПКУ-10 кВ | ТОЛ-НТЗ-10-01А УХЛ2 Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-НТЗ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000V3/100V3 Рег. № 69604-17 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,0 ±6,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | ВЛ-10 кВ ф. Рз-4, оп. №72, отпайка в сторону КТП 10 кВ Скв.1, 1001, ПКУ-10 кВ | ТОЛ-НТЗ-10-01А УХЛ2 Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-НТЗ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000V3/100V3 Рег. № 69604-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±2,8 ±5,3 |
| 5 | ВЛ-10 кВ ф. Рз-6, оп. №1, ПКУ-10 кВ | ТОЛ-НТЗ-10-02А УХЛ2 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-НТЗ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000V3/100V3 Рег. № 69604-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±2,8 ±5,3 |
| 6 | ВЛ-10 кВ ф. Рз-1, оп. №51, отпайка в сторону КТП 10 кВ Скв.2, 1002, ПКУ-10 кВ | ТОЛ-НТЗ-10-01А УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-НТЗ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000V3/100V3 Рег. № 69604-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,1 ±5,6 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана:
ИК №№ 2-5 - для соБф = 0,8инд, 1=0,02 1ном;
ИК №№ 1, 6 - для cosф = 0,8инд, 1=0,05Тном;
и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК №№ 1-6 от - 40°C до + 60°C.
4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
6. Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа.
7. Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
8. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
9. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 6 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | |
| для ИК №№ 2-5 | от 2 до 120 |
| для ИК №№ 1, 6 | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8емк |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| ТТ и ТН, оС | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| счетчиков, оС: | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| УССВ, оС: | от -10 до +55 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера БД, оС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| - для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 (рег. № 36697-12) | 165000 |
| - для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.00 (рег. № 50460-18) | 165000 |
| - для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.01 (рег. № | |
| 36697-17) | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 74500 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| Сервер БД: | |
| - хранение результатов измерений и данных о состоянии | 3,5 |
| средств измерений, лет, не менее |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени:
- счетчиков (функция автоматизирована);
- сервера БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10-1 У3 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10-01А УХЛ2 | 8 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10-02А УХЛ2 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-НТЗ-10 УХЛ2 | 15 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.1005 ПФ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ОЙЛГАЗТЭТ» 3-я очередь, аттестованном ООО «МЦМО», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц № 01.00324-2011.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Правообладатель
Акционерное общество «ОЙЛГАЗТЭТ»
(АО «ОЙЛГАЗТЭТ»)
ИНН 5638015430
Адрес: 460038, г. Оренбург, проспект Дзержинского, дом 2/2 каб.209
86098-22: Методика поверкиСкачать12.0 Мб