Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО "ЕЭСнК" на объектах ОАО "Оренбургнефть" (3 очередь)

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО «ЕЭСнК» на объектах ОАО «Оренбургнефть» (3 очередь) (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

•    измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

•    периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (3 0 мин);

•    автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

•    передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

•    предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

•    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

•    диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

•    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

•    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

1-ый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S; 0,5 по ГОСТ 7746 - 2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2; 0,5; 1,0 по ГОСТ 1983 -2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии EA05RL-P1BN-4, EA05RL-P1BN-3, EA05RАLХ-P4BF-3 класса точности (КТ) 0,5S/1,0 в ГР №16666-97, СЭТ-4ТМ.03.09, СЭТ-4ТМ.03.01 класса точности (КТ) 0,5S/1,0 в ГР№ 27524-04, СЭТ-4ТМ.03М класса точности (КТ) 0,5S/1,0 в ГР № 36697-12, EPQS 111.21.18LL класса точности (КТ) 0,2S/0,5 в ГР№25971-06 по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S для ГОСТ 31819.22-2012.

2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) Шлюз E-422.GSM - (3шт) в ГР №46553-11, УСПД «ЭКОМ-3000» в ГР №17079-09 - (2шт), радиочасы РЧ-011 в ГР №35682-07, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя:

•    сервер базы данных (БД) Hewlett Packard ProLiant DL380 («ИВК Телескоп+» в ГР №19393-07) для сбора данных с УСПД «Шлюз-Е422.GSM» (ИК№1-6) ;

•    сервер опроса Hewlett Packard ProLiant ML 350G3 (ПК "Энергосфера" в составе ПТК ЭКОМ в ГР №19542-05) для сбора данных с УСПД «ЭКОМ-3000 (ИК№7-14),

•    радиосервер точного времени РСТВ-01-01 ГР№ 40586-09 (далее- устройство синхронизации системного времени (УССВ);

•    автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), технические средства приема-передачи данных.

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. 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.

Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД «Шлюз E-422.GSM» (ИК№1-6) осуществляется по интерфейсу RS-485. На уровне ИВКЭ осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на уровень ИВК. Сервер БД АИИС КУЭ «Телескоп+» автоматически опрашивает УСПД «Шлюз E-422.GSM» (ИК№1-6) посредством беспроводного канала связи GSM, выполняет вычисление электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение поступающей информации. Сервер БД формирует XML-файл формата 80020 с результатами измерений и передает его по локальной сети на сервер опроса ПК «Энергосфера».

Данные от ИИК (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) ПС «Сорочинская» и ПС «Бузулукская» ОАО «ФСК ЕЭС» (ИК№7-14) поступают на Сервер опроса «ПК Энергосфера», который собирает данные с УСПД «ЭКОМ-3000» посредством беспроводного канала связи GSM. С помощью специализированного ПО ПК «Энергосфера» Сервер опроса формирует полный XML-файл формата 80020 и осуществляет передачу его по электронной почте субъекту ОРЭ ЗАО «ЕЭСнК».

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. В ИК №1-6 АИИС КУЭ в качестве УССВ используется радиосервер точного времени РСТВ-01-01. Радиосервер точного времени РСТВ-01-01 подключен к серверу «Телескоп+», установленному в центре сбора и обработки информации в помещении ООО «Оренбургэнергонефть». РСТВ-01-01 синхронизирует собственное системное время к единому координированному времени по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.

В ИК№7-14 (уровень ИВКЭ) синхронизация времени организована посредством радиочасов РЧ-011(далее УССВ) при помощи специализированного ПО «TIMESYNС». Радиочасы формируют собственную шкалу времени - последовательность минутных и секундных импульсов на разъемах «1 сек» и «1 мин», синхронизированных метками шкалы времени UTC России с погрешностью не более ±10 мс. Контроль меток времени во всех компонентах ИК (счетчик, УСПД на ПС «Бузулукская» и ПС «Сорочинская») осуществляется каждые 30минут. Корректировка времени УСПД «ЭКОМ-3000» выполняется при расхождении времени часов УСПД и УССВ на ±2 с. Коррекция времени в счетчиках производится при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков и УСПД на ±2с, но не чаще чем раз в сутки.

Часы сервера опроса Hewlett Packard ProLiant ML 350G3 и сервера базы данных (БД) Hewlett Packard ProLiant DL380 периодически (1 раз в 1 с) синхронизирует свое системное время со временем в РСТВ-01-01, вне зависимости от наличия расхождения.

Сличение времени между часами сервера базы данных (БД) Hewlett Packard ProLiant DL380 и часами УСПД Шлюз Е-422.GSM производится во время каждого сеанса связи. В программном обеспечении установлена настройка по умолчанию порога срабатывания синхронизации времени устройством Шлюз Е-422.GSM от сервера АИИС ±2с. Связь УСПД Шлюз Е-422.GSM с сервером АИИС КУЭ осуществляется по GSM-каналу.

Устройство Шлюз Е-422.GSM во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин) сличает время в счетчиках электроэнергии. В программном обеспечении установлена настройка по умолчанию порога срабатывания синхронизации времени счетчиков от устройства Шлюз Е-422.GSM ±2 с. При обнаружении расхождения больше ±2 секунд внутреннего времени в счетчике электроэнергии от времени в устройстве Шлюз Е-422.GSM производится коррекция времени часов счетчика.

Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ для ИК №1-6 использовано аппаратно - программный комплекс (АПК) для автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП», включающий в себя сервер базы данных (СБД), программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+».

Программные средства СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Телескоп+» версия 4.04, ПО СОЕВ.

Для ИК №7-14 используется программно-технический комплекс ПТК «ЭНЕРГОСФЕРА», включающий в себя сервер опроса (СО), программное обеспечение (ПО) ПК «ЭНЕРГОСФЕРА». Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения «ТЕЛЕСКОП+» версия 4.0.4 приведены в Таблице 1.

Таблица 1

Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения ПК «ЭНЕРГОСФЕРА» приведены в Таблице 2.

Таблица 2

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014- высокий.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию.

На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений считанных из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность). Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа -паролем и фиксацией изменений в журнале событий.

Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты ( разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа паролем и опломбированием УСПД .

Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.

Технические характеристики

Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в таблице 3

н

рэ

04

U

К

С

рэ

Всего листов 11

Примечание к таблице 3.

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: напряжение (0,98 ^ 1,02) Uhom, ток (0,05 ^ 1,2) Ihom, cosj = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4.    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) Uhom , ток (0,05 ^ 1,2) Ihom , cosj от 0,5 инд до 0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для:

измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 °С до + 50 °С, для счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03.09 от минус 40 °С до +60 °С; для счетчиков EA05RALX-P4BF-3, EA05RL-P1BN-3, EA05RL-P1BN-4 от минус 40 °С до +70 °С; EPQS 111.21.18LL от минус 40 °С до + 60 °С; для УСПД ЭК0М-3000 от 0°С до плюс 50°С, шлюз E-422 GSM от минус 40 °С до +60 °С; для сервера от +10 °С до + 30 °С;

5.Погрешность    в рабочих условиях указана для I = 0,05 1ном, cos ф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +35°С);

6.    Технические параметры и метрологические характеристики трансформаторов тока отвечают требованиям ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения - ГОСТ 1983-2001, счетчиков электрической энергии - ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии. В виду отсутствия в указанном стандарте класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S для ГОСТ 31819.22-2012.

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.

Доверительные границы погрешности результата измерений активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях АИИС КУЭ представлены в таблице 4.

Таблица 4

Надежность применяемых в системе компонентов:

•    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03:

-среднее время наработки на отказ Т = 90000 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности - не более 2 ч;

•    электросчётчик EPQS 111.21.18LL -среднее время наработки на отказ Т = 70000 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности - не более 2 ч;

•    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М

-    среднее время наработки на отказ Т = 140000 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности - не более 2 ч;

•    электросчётчик ЕвроАльфа

-    среднее время наработки на отказ Т = 50000 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности - не более 2 ч;

•    устройство Шлюз Е-422

-    среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч,

-среднее время восстановления работоспособности - 2 ч;

•    УСПД (ЭКОМ- 3000)

-    среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =75000 ч,

-    время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;

•    радиосервер точного времени РСТВ-01-01

-    среднее время наработки на отказ не менее 55000 ч;

•    радиочасы РЧ -011

-    среднее время наработки на отказ не менее 55000 ч;

•    сервер

-    среднее время восстановления работоспособности -1 ч,

-    среднее время наработки на отказ не менее 75000 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания с помощью устройства АВР;

Защищённость применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-УСПД;

-    сервера;

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

-    установка пароля на счётчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер;

Глубина хранения информации:

-электросчетчики СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, ЕвроАльфа, EPQS111.21.18LL -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

-устройство Шлюз Е-422, УСПД (ЭКОМ-3000) суточные данные о потреблении электроэнергии по каждому каналу учета за сутки - не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» на обьектах ОАО «Оренбургнефть» (3 очередь).

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ЗАО «ЕЭСнК» на объектах ОАО «Оренбургнефть» (3 очередь) приведена в таблице 5.

Таблица 5.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 4222-2014АС003-5040099482-2014"Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ЗАО «ЕЭСнК» на объектах ОАО «Оренбургнефть» (3 очередь). Методика поверки ", утвержденная ФБУ «Самарский ЦСМ» 15 октября 2014г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2011;

-    трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

-электросчетчики СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1; -электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой ИЛГШ.411152.145 РЭ1; -электросчетчики ЕвроАльфа в соответствии с методикой поверки «Многофункциональный счетчик электрической энергии ЕвроАльфа. Методика поверки»;

-    электросчетчики EPQS в соответствии с методикой поверки РМ 1039597-26:2002 «Счётчик электрической энергии многофункциональный EPQS», утвержденной Государственной службой метрологии Литовской Республики;

-    Шлюз Е-422- в соответствии с методикой поверки АВБЛ.468212.036 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;

-ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой поверки МП.26-262-99, утвержденной УНИИМ в 1999г.;

-радиосервер точного времени РСТВ-01-01 - в соответствии с разделом 5 Руководства по эксплуатации «ПЮЯИ.468212.039РЭ», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г. -радиочасы РЧ-011 - соответствии с разделом «Методика поверки» руководства по эксплуатации ИТЦА.468731.001РЭ, согласованным ФГУП «ВНИИФТРИ» 28.05.2007 г.

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учёта электрической энергии ЗАО «ЕЭСнК» на обьектах ОАО «Оренбургнефть» (3 очередь) приведены в документе - «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учёта электрической энергии ЗАО «ЕЭСнК» на обьектах ОАО «Оренбургнефть» (3 очередь). МВИ 4222-2014АС003-5040099482-2014. Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 78/01.00181-2013/2014 от 10.10.2014 г

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ЗАО «ЕЭСнК» на объектах ОАО «Оренбургнефть» (3 очередь)

■    ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия..

■    ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.

■    ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

■    Технорабочий проект. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО «ЕЭСнК» на объектах ОАО «Оренбургнефть» (Третья очередь). ЦПА.424340.01-ОРН.

■    ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.

■ ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 6205323:2003, MOD)

Рекомендации к применению

-осуществление торговли.