Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "УДС Нефть". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "УДС Нефть"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «УДС Нефть» (далее по тексту - 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 по тексту - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, 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 по тексту - ИВК) включает в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (далее по тексту - УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР».

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам.

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

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 верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

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 оптового рынка.

АРМ субъекта оптового рынка (сервер БД) по сети Internet с использованием электронной подписи (далее по тексту - 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 уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS)/^OHACC. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД АИИС КУЭ. Коррекция часов сервера БД АИИС КУЭ проводится при расхождении часов сервера БД АИИС КУЭ и времени УССВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД АИИС КУЭ более чем на ±2 с.

АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, 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 01 средства измерений указывается в паспорте-формуляре. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.01

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм    вычисления    цифрового

идентификатора ПО

MD5

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.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

УСПД /

УССВ

Вид электроэне ргии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ВЛ 10 кВ ф. 5 ПС 110 кВ Мазунино, отп. в сторону РП-10 кВ Ялыкское, оп. №528.2, ПКУ-10 кВ

ТОЛ-НТЗ-1О

Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 51679-12

ЗНОЛП-НТЗ-10

Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3

Рег. № 51676-12

A1805RL-P4G-DW-4

Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 31857-11

-

/ УСВ-3 Рег. № 64242-16

активная

реактивная

1,2

2,5

3,8

6,7

2

ВЛ 10 кВ ф. 9 ПС 110 кВ Мазунино, отп. в сторону РП-10 кВ Ялыкское, оп. №529.2, ПКУ-10 кВ

ТОЛ-НТЗ-1О

Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 51679-12

ЗНОЛП-НТЗ-10

Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3

Рег. № 51676-12

A1805RL-P4G-DW-4

Кл. т. 0,5S/1,0

Рег. № 31857-11

активная

реактивная

1,2

2,5

3,8

6,7

3

ВЛ 10 кВ ф. 10 ПС 110 кВ Каракулино, отп. в сторону скважины, оп.

№246-1, ПКУ-10 кВ

ТОЛ

Кл. т. 0,5 Ктт 10/5 Рег. № 47959-16

ЗНОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 55024-13

Меркурий 234 ARTM-00 PB.G Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

активная

реактивная

1,2

2,5

3,8

6,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

ВЛ 10 кВ ф. 9 ПС 110 кВ Мостовое, отп. в сторону кустовых площадок, оп. №526.1, ПКУ-10 кВ

ТОЛ-НТЗ Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 69606-17

ЗНОЛ-СЭЩ-1О-21

Кл. т. 0,5

Ктн 10000:^3/100:^3

Рег. № 55024-13

Меркурий 234 ARTM-00 PB.G Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

-/ УСВ-3 Рег. № 64242-16

активная

реактивная

1,2

2,5

3,7

6,4

5

ПС 110 кВ Уральская, КРУН 10 кВ, 1 СШ, яч. 7

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 2473-69

НАМИ-10-95 УХЛ2

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 20186-00

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

1,2

2,5

3,2

5,6

6

ПС 110 кВ Уральская, КРУН 10 кВ, 2 СШ, яч. 10

ТЛМ-10

Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 2473-69

НАМИ-10

Кл. т. 0,2 Ктн 10000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

1,0

2,2

3,2

5,5

7

ВЛ 6 кВ ф. 1 ПС 110 кВ Нефтяная, отп. в сторону БКТП 2*630, оп. №9, ПКУ-6 кВ

ТОЛ Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 47959-16

НОЛ

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 49075-12

A1805RLXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

1,2

2,5

3,1

5,2

8

ВЛ 6 кВ ф. 11 ПС 110 кВ Нефтяная, отп. в сторону БКТП 2*630, оп. №21, ПКУ-6 кВ

ТОЛ

Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 47959-16

НОЛ

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 49075-12

A1805RLXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

1,2

2,5

3,1

5,2

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

9

ПС 35 кВ Бараны, КРУН 10 кВ, 1 СШ, яч. 5

ТОЛ-ЭС-10

Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 34651-07

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

-

/ УСВ-3 Рег. № 64242-16

активная

реактивная

1,2

2,5

3,8

6,7

10

ПС 35 кВ Бараны, КРУН 10 кВ, 2 СШ, яч. 6

ТОЛ-ЭС-10

Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 34651-07

НАМИТ-10

Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 16687-02

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

1,2

2,5

3,8

6,7

11

ПС 35 кВ Ельниково, КРУН 6 кВ, I СШ, яч. 1

ТЛК-СТ

Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 58720-14

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

A1805RL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

1,2

2,5

3,2

5,6

12

ПС 35 кВ Ельниково, КРУН 6кВ, II СШ, яч. 33

ТЛК-СТ

Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 58720-14

НТМИ-6-66

Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

A1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

1,2

2,5

3,2

5,6

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ

±5 с.

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 cos9 = 0,8 инд 1=0,02 (0,05)-1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-4, 9, 10 от -30 до +30 °C, для ИК №№ 5-8, 11, 12 от +5 до +30 °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 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.

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

12

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от Uhom

от 99 до 101

- ток, % От Ihom

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cos9

0,9

- температура окружающей среды, ОС

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % От Uhom

от 90 до 110

- ток, % От 1ном

от 2(5) до 120

- коэффициент мощности

От 0,5 инд дО 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС

для ИК №№ 5,6,11,12

от +5 до +30

для ИК №№ 1-4,7-10

от -30 до +30

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, ОС

для ИК №№ 5-8,11,12

от +5 до +30

для ИК №№ 1-4,9,10

от -30 до +30

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера, ОС

от +15 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О1

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для электросчетчика A1805RL-P4G-DW-4, A1805RLXQ-P4GB-DW-4, A1805RL-P4GB-DW-3, A1805RLQ-P4GB-DW-4

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для электросчетчика Меркурий 234 ARTM-00

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

УССВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Продолжение таблицы 3

1

2

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

40

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 счётчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчётчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

электросчетчика;

сервера.

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).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра на систему АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ-1О

4

Трансформатор тока

ТОЛ

8

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ

2

Трансформатор тока

ТЛМ-10

4

Трансформатор тока

ТОЛ-ЭС-1О

4

Трансформатор тока

ТЛК-СТ

4

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-НТЗ-10

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-10-21

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

1

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

1

Трансформатор напряжения

НОЛ

6

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2

Счётчик электрической многофункциональный

энергии

A1805RL-P4G-DW-4

2

Счётчик электрической многофункциональный

энергии

A1805RLXQ-P4GB-DW-4

2

Счётчик электрической многофункциональный

энергии

A1805RL-P4GB-DW-3

1

Счётчик электрической многофункциональный

энергии

A1805RLQ-P4GB-DW-4

1

Счётчик электрической многофункциональный

энергии

Меркурий 234 ARTM-00

PB.G

2

Счётчик электрической многофункциональный

энергии

СЭТ-4ТМ.03М.01

4

Устройство синхронизации времени

системного

УСВ-3

1

Программное обеспечение

АльфаЦЕНТР

1

Паспорт-Формуляр

ПНГТ.411734.038.ПФ

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «УДС Нефть», аттестованном ООО «Энергокомплекс», г. Москва, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312235.

Нормативные документы

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

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

Развернуть полное описание