Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Пурнефтегаз» (3-я очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) класса точности 0,5S , напряжения (далее по тексту - ТН) класса точности 0,5 и счётчики активной и реактивной электроэнергии ЕвроАльфа классов точности 0,5S для активной электроэнергии 1,0 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (4 точки измерения).
2-й уровень - устройства сбора и передачи данных (далее по тексту - УСПД) ОМЬ-40 (Госреестр № 19815-05).
3-й уровень - информационно-измерительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее по тексту - БД) HP Proliant DL380G3 (заводской номер 801TLDN739), устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Устройства 2-го и 3 - о уровня 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 (1 раз в 30 мин) 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;
- 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 ;
- передача журналов событий АИИС КУЭ.
Принцип действия:
Первичные фазные 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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, осуществляется ее хранение, накопление и передача накопленных данных с помощью следующих каналов связи:
основной канал связи - радиоканал с использованием радиомодема INTEGRA-TR.
резервный канал связи - сотовый канал с использованием GSM модема Siemens ТС65;
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. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД (автоматически и по запросу) через выделенный канал Internet (основной канал) и с помощью модема ZyXEL U336 через телефонную сеть общего пользования.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, состоящей из устройства синхронизации системного времени радиочасов МИР РЧ-01 (Госреестр № 27008-04), предназначенных для приема сигналов GPS и выдачи последовательного импульсного временного кода; пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки переднего фронта импульса к шкале координированного времени составляют ±1 мкс. Шкала времени часов сервера БД синхронизировано со шкалой времени радиочасов МИР РЧ-01, сличение ежесекундное. Шкала время часов УСПД синхронизировано со шкалой времени часов сервера БД сличение не реже 1 раза в 4 часа, корректировка осуществляется при расхождении шкал времени ± 1 с. Сличение шкалы времени часов счетчиков со шкалой времени часов УСПД один раз в сутки, корректировка шкалы времени счетчиков при расхождении со шкалой времени УСПД ± 1 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО сервера сбора данных (далее по тексту - ССД) и сервера БД АИИС КУЭ. Программные средства ССД и сервера БД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» производства ООО НПО «МИР» г. Омск, ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1 - Состав ПО
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспече ния | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Идентиф икационное наименование файла программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУР СОВ | версия 1.0.3.26 от 9.03.2011 г. | 8e7929531cea524380d bcf500d35ab40 | CENTERSBOR.exe | MD5 |
| версия 2.10.0.591 от 11.04.2011 г. | 5322840006b6c082a00 d550d7a1d98f6 | Reports2.exe |
| версия 1.0.2.56 от 23.03.2011 г. | 278d176a0b9252bc388 1c5f21492b6f0 | Account.exe |
| версия R3.0.1.1 от 07.08.2012 г. | 3143e66976d1d9376f4 994381ad2eba4 | AtsImpExp.exe |
ПО «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Пурнефтегаз» (3-я очередь).
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3,4 нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты программного обеспечения системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Пурнефтегаз» (3-я очередь) от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав информационно-измерительных каналов (ИИК) АИИС КУЭ ООО «РН-Пурнефтегаз» (3-я очередь) приведен в таблице 2.
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Наименование объекта | Состав инф | юрмационно-измерительного канала | Вид электро-энергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСП Д) | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 72 | ПС 110/35/6 кВ "Комсомольская", ЗРУ-6 кВ Подстанционное ТСН-1 6/0.4 кВ ввод 0.4 кВ | ТОП-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 01479; 01096; 01090 Госреестр № 1517406 | - | EA05RAL-P3B-4W кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1032898 Госреестр № 16666-07 | ОМЬ-40 Зав.№ 291 Госреестр № 19815-05 | HP Proliant DL380G3 Зав.№801TLDN739 | активная реактивная |
| 73 | ПС 110/35/6 кВ "Комсомольская", ЗРУ-6 кВ Подстанционное 1СШ яч.5 | ТШЛП-10 кл.т 0,5S Ктт = 3000/5 Зав. № 0564110000030; 0564110000028; 0564110000023 Госреестр № 1919805 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 7006 Госреестр № 20186-05 | EA05RALX-P3BF-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1032906 Госреестр № 16666-07 | активная реактивная |
| 74 | ПС 110/35/6 кВ "Комсомольская", ЗРУ-6 кВ Подстанционное ТСН-2 6/0.4 кВ ввод 0.4 кВ | ТОП-0,66 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 Зав. № 06424; 01452; 00296 Госреестр № 1517406 | - | EA05RAL-P3C-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1032925 Госреестр № 16666-07 | активная реактивная |
| 75 | ПС 110/35/6 кВ "Комсомольская", ЗРУ-6 кВ Подстанционное 2СШ яч.6 | ТШЛП-10 кл.т 0,5S Ктт = 3000/5 Зав. № 0564110000026; 0564110000029; 0564110000027 Госреестр № 1919805 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 7003 Госреестр № 20186-05 | EA05RALX-P3BF-4 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1032888 Госреестр № 16666-07 | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК (активная энергия)
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % |
| Номер ИИК | COSф | 51(2)%, | 55 , | 520 %, | 51оо %, |
| I1(2)— I изм< I 5 % | I5 %— I изм< I 20 % | I 20 %— I изм< I 100 % | I100 %— I изм— I 120 % |
| 72, 74 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5) | 1,0 | - | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±1,9 | ±1,6 |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,2 | ±1,8 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,0 | ±2,3 |
| 73, 75 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,7 | ±3,9 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,6 | ±2,6 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК (реактивная энергия)
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % |
| Номер ИИК | COSф | 51(2)%, | 55 - | 520 %, | 51оо %, |
| I1(2)— I изм< I 5 % | I5 %— I изм< I 20 % | I 20 %— I изм< I 100 % | I100 %— I изм— I 120 % |
| 72, 74 (Сч. 1,0; ТТ 0,5) | 0,9 | - | ±7,3 | ±5,0 | ±4,0 |
| 0,8 | - | ±5,6 | ±3,9 | ±3,6 |
| 0,7 | - | ±4,9 | ±3,7 | ±3,5 |
| 0,5 | - | ±4,3 | ±3,4 | ±3,3 |
| 73, 75 (Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±7,4 | ±5,2 | ±4,6 | ±4,2 |
| 0,8 | ±5,7 | ±4,5 | ±3,8 | ±3,8 |
| 0,7 | ±5,0 | ±4,2 | ±3,6 | ±3,6 |
| 0,5 | ±4,4 | ±3,9 | ±3,4 | ±3,4 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений Si(2)%P и Si(2)%q для cosc 1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02-Uhom;
- сила тока от Ihom до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 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 °С 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 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.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" - среднее время наработки на отказ не менее
80000 часов;
- 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 электроэнергии Тв < 2 часа;
- для УСПД Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
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, УССВ, УСПД, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
- фактов параметрирования счетчика электроэнергии;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции шкалы времени.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД, сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА - до 5 лет при температуре 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
Знак утверждения типа наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУ
| Наименование | Обозначение (Тип) | Кол-во, шт. |
| Трансформаторы тока опорные | ТОП-0,66 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ТШЛП-10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ЕвроАльфа | 4 |
| Контроллер УСПД | ОМЬ-40 | 1 |
| Методика поверки | МП 1917/550-2014 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 51648151.411711.044.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1917/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Пурнефтегаз» (3-я очередь). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в сентябре 2014 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- счётчиков ЕвроАЛЬФА - в соответствии с документом «Многофункциональные счетчики электроэнергии типа ЕвроАльфа. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева»;
- УСПД ОМЬ-40- по документу «М99.073.00.000 РЭ. Контроллер ОМЬ-40. Руководство по эксплуатации» раздел 11, согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г;
- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Пурнефтегаз». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений 1398/550-01.00229-2014 от 24.09.2014 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.
