Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Пурнефтегаз» (2-я очередь) (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую многофункциональную ав-томатизи-рованную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту -ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики) и вторичные измерительные цепи.
2-й уровень - устройства сбора и передачи данных (УСПД) ОМЬ-40.
3-й уровень (ИВК) - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ИВК на базе сервера Proliant DL380G3 с установленным серверным программным обеспечением «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», устройство синхронизации системного времени радиочасов МИР РЧ-01 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04 (госреестр № 27008-04), автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.
Устройства 2-го и 3 -го уровней АИИС КУЭ (ОМЬ-40, HP Proliant DL380G3) входят в состав АИИС КУЭ ООО "РН-Пурнефтегаз" (Госреестр № 44910-10).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (не реже 1 раза 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 результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности;
предоставление дистанционного доступа к результатам и средствам измерений по запросу Коммерческого оператора торговой системы оптового рынка электроэнерии и мощности;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, осуществляется ее хранение, накопление и передача накопленных данных с помощью сотовой GSM связи.
На верхнем третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Информация с сервера ИВК может быть получена на автоматизированные рабочие места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.
Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в формате XML. Файл с результатами измерений подписывается электронной цифровой подписью уполномоченного сотрудника ООО «РН-Энерго» и передается в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и организациям-участникам оптового рынка электроэнергии и мощности. Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входят радиочасы МИР РЧ-01. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени радиочасов МИР РЧ-01 происходит ежесекундно. Сличение шкалы времени УСПД и шкалы времени сервера ИВК происходит не реже 1 раза в 4 часа, корректировка осуществляется при расхождении ±1 с. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в сутки осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и УСПД, корректировка осуществляется при расхождении ±1 с.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика и сервера ИВК.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков и ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».
Идентификационные данные ПО АИИС КУЭ указаны в таблицах 1.1 -1.4.
Таблица 1.1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.3.26 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 8e7929531cea524380dbcf500d35ab40 |
| Другие идентификационные данные | CENTERSBOR.exe |
Таблица 1.2 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.10.0.591 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 5322840006b6c082a00d550d7a1d98f6 |
| Другие идентификационные данные | Reports2.exe |
Таблица 1.3 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.2.56 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 278d176a0b9252bc3881c5f21492b6f0 |
| Другие идентификационные данные | Account.exe |
Таблица 1.4 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | R3.0.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 3143e66976d1d9376f4994381ad2eba4 |
| Другие идентификационные данные | AtsImpExp.exe |
Границы интервалов допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.
ПО «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ООО «РН-Пурнефтегаз» (2-я очередь) приведен в таблице 2.
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК измерений активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
аблица 2
| № ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 722070003314102 | ПС 110/35/6 кВ «Комсомольская» ШМ-6 кВ 1Т | ТОЛ-10-1-8 У2 кл. т 0,5S Ктт = 1500/5 Зав. № 12858; 12859; 12860 Г осреестр № 15128-07 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0079100000002; 0079100000002; 0079100000002 Г осреестр № 16687-07 | EA05RAL-P3C-3 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 01032906 Г осреестр № 16666-97 | ОМЬ-40 Зав.№ 291 Г осреестр № 1981505 | HP Proliant DL380G3 Зав.№801TLDN739 |
| 722070003314202 | ПС 110/35/6 кВ «Комсомольская» ШМ-6 кВ 2Т | Тол-10-1-8 У2 кл. т 0,5S Ктт = 1500/5 Зав. № 19947; 19948; 19949 Г осреестр № 15128-07 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 0079100000001; 0079100000001; 0079100000001 Г осреестр № 16687-07 | EA05RAL-P3C-3 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 01032888 Г осреестр № 16666-97 | ОМЬ-40 Зав.№ 291 Г осреестр № 1981505 | HP Proliant DL380G3 Зав.№801TLDN739 |
| 722070009208202 | ПС 110/35/6 кВ «Южно-Харампурская» 2СШ ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ "Таежная-2" | ТОЛ-35 III-IV 5 УХЛ1 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 51; 48 Г осреестр № 34016-07 | НАМИ-35 УХЛ1 кл. т 0,5 Ктн = (35000/^3)/(100/ V3) Зав. № 1276 Г осреестр № 19813-09 | СЭТ-4ТМ.03М кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 0803161051 Г осреестр № 36697-12 | ОМЬ-40 Зав.№ 283 Г осреестр № 1981505 |
Таблица 3
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК измерений активной |
| электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС | КУЭ |
| Номер ИК | COSф | 51(2)%, I1(2)—1изм<15% | 55 %, I5%—1изм<120% | 520 %, I20%—1изм<1100% | 5100 %, I100%—1изм—I120% |
| 722070003314102, | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 722070003314202, | 0,9 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 |
| 722070009208202 | 0,8 | ±3,0 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,7 | ±3,5 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,5 | ±5,1 | ±3,4 | ±2,6 | ±2,6 |
Продолжение таблицы 3
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК измерений реактивной |
| электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС ' | КУЭ |
| Номер ИК | cosф | §1(2)%, 11(2)—1изм<15% | §5 %, 15%^1изм<120% | §20 %, 120%^1изм<1100% | §100 %, 1100%—1изм—1120% |
| 722070003314102, | 0,9 | ±6,8 | ±4,1 | ±2,9 | ±2,9 |
| 722070003314202, 722070009208202 | 0,8 | ±4,4 | ±2,7 | ±2,0 | ±1,9 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,7 | ±3,7 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,5 | ±2,8 | ±1,8 | ±1,4 | ±1,4 |
Примечания:
1. Погрешность измерений §1(2)%P и §1(2)%q для coso=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений §1(2)%P и §1(2)%q для coso 1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
напряжение от 0,98/Лном до 1,02^Uhom;
сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, coso=0,9 инд;
температура окружающей среды от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,
сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom;
температура окружающей среды:
для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ 52425-2005.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
счетчик электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" - среднее время наработки на отказ
не менее 80000 часов;
счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ
не менее 165000 ч;
УСПД ОМЬ-40 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;
сервер - среднее время наработки на отказ не менее 23612 часа.
Среднее время восстановления при выходе из строя оборудования для счетчика Тв не более 2 часов, для УСПД Тв не более 2 часа, для сервера Тв не более 1 часа, для компьютера АРМ Тв не более 1 часа и для модема Тв не более 1 часа.
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, сервере, АРМ и организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей, эксплуатационного персонала и защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий фактов параметрирования счетчика, фактов пропадания напряжения и фактов коррекции шкалы времени.
Возможность коррекции шкалы времени в счетчиках, УСПД и сервере.
Глубина хранения информации:
счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА - до 5 лет при температуре плюс 25 °С;
УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, -не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
аблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-1-8 У2 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-35 III-IV 5 УХЛ1 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 1 |
| Счетчик электрической энергии | EA05RAL-P3C-3 | 2 |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М | 1 |
| ПО (комплект) | Программный комплекс учет энергоресурсов | 1 |
| Контроллер | ОМЬ-40 | 2 |
| Радиочасы | МИР РЧ-01 | 1 |
| Методика поверки | МП 1404/446-2012 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 51648151.411711.044.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1404/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Пурнефтегаз» (2-я очередь). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в сентябре 2012 года.
Основные средства поверки:
для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
счетчик ЕвроАЛЬФА - в соответствии с документом «Многофункциональные счетчики электроэнергии типа ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2007 г.;
СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 4 мая 2012 г.;
МИР РЧ-01 - по методике поверки М01.063.00.000 РЭ, согласованной с ФГУП «ВНИИФТРИ» в марте 2004 г.;
контроллер «ОМЬ-40» - по методике поверки «Контроллер ОМЬ-40. Руководство по эксплуатации» М99.073.00.000 РЭ, согласованной с ФГУП «ВНИИМС» в 2000 г.;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Пурнефтегаз» (2-я очередь). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений 1141/446-01.00229-2012.
Нормативные документы
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
