Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оренбургнефть" (ПС 110/35/6 кВ "Росташинская")

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оренбургнефть» (ПС 110/35/6 кВ «Росташинская») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «ТЕЛЕСКОП+», радиосервер точного времени (РСТВ), автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных на сервер по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На сервере осуществляется обработка полученных данных, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ). От сервера информация в виде xml-макетов установленных форматов передается в АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК» по каналу связи сети Internet.

Передача информации от АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с действующими требованиями ОРЭ к предоставлению информации.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера и РСТВ. РСТВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение часов сервера с РСТВ осуществляется ежесекундно, корректировка часов сервера от РСТВ производится независимо от величины расхождения.

Сравнение часов УСПД с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится независимо от величины расхождения.

Сравнение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД более ±2 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оренбургнефть» (ПС 110/35/6 кВ «Росташинская»).

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+». Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Server MZ4.dll

ASCUE MZ4.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.0.1.1

Цифровой идентификатор ПО

f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c

cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

РСТВ

Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

ПС 110/35/6 кВ Росташинская, ОРУ-110 кВ, ВЛ 110 кВ Южная-Росташинская 1 цепь

ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 44640-10 Фазы: А; В; С

НКФ-110-83У1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 1188-84 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

E-422.GSM Рег. № 46553-11

РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12

HP

Pro

Liant

ML350

Актив

ная

Реак

тивная

0,9

1,6

1,6

2,6

9‘S

£‘£

S‘Z

£‘l

кетаих

-ЯЕЭД

КЕН

-аихяу

о$гш

jueiq

-OJd

<ffl

2I-98S0l7

оЛГ

то-то

-8X3d

II-ESS917

оЛГ

WSQZZt

-a

г i-/.699 e sjsr хэд 0‘l/SS‘0 то т^ео РЧХ17 -хеэ

Э -а -У :иевф

178-8811 sjsr хэд

e/v/ooi/e/v/ooooii s‘o Х1ГЯ тлев-оп-ФЖ

э v :и£Вф U-£6ZZ sjsr s/ooe s‘o Х1ГЯ

IAI-ЗОЦ-ИФХ

ктаоаэчиэа^з - ктаониш

-ехэод а» ОН к а

‘а» OTi-AdO ‘ктаэнипгахэод

а» 9/s е/о п эп

S

Z‘S

£‘£

S‘Z

£‘l

кетаих

-ЯЕЭД

КЕН

-аихму

n-ess9i7

оЛГ

WSQZZt

-a

WmSZZ 5JST 0‘l/SS‘0

io'eomi7-xG3

Э ‘.q V :иевф 178-8811 sjsr хэд

e/v/ooi/e/v/oooon s‘o Х1ГЯ

1Л£8-0П-ФЯН

Э V :иевф 178-8811 sjsr хэд

e/v/ooi/e/v/oooon s‘o Х1ГЯ тлев-оп-ФЖ

э v :и£Вф \L-£6LZ 5JST S/009 S‘0 Х1ГЯ IAI-ЗОЦ-ИФХ

а» он аж) ‘а» OII-AdO

‘ктаэнипгахэод

а» 9/s е/о п эп

17

9‘S

£‘£

S‘Z

£‘l

кетаих

-ЯЕЭД

КЕН

-аихму

II-ESS917

оЛГ

WSQZZt

-a

г Г-L699 £ 5JST 0‘l/SS‘0 то т^ео РЧХ17

-хеэ

Э V :н£Вф 178-8811 sjsr хэд

e/v/ooi/e/v/oooon s‘o Х1ГЯ тлев-оп-ФЖ

э v :н£Вф IL~£6LZ °ЛГ S/009 S‘0 Х1ГЯ ТАТ-ЗОП-ИФХ

ктз.монигтзхоос! -ктаэниh

-odoo а» ОН If а

‘а» OII-AdO ‘ктаэнипгахэод

а» 9/s е/о п эп

е

9‘Z

9‘1

9‘1

6‘0

кетаих

-ЯТОД

КЕН

-аихму

n-ess9i7

оЛГ

WSO'ZZfr

-a

г Г-L699 £ 5JST S‘0/SZ‘0 '-ь^Л

шоткьеэ

Э V :н£Вф 178-8811 sjsr хэд

e/v/ooi/e/v/oooon s‘o Х1ГЯ тлев-оп-ФЖ

э v :н£Вф

01-01791717 5JST ХЭД

S/009 SZ‘0 •■ь'1ГЛ ОП-ФХОХ

чиэй 1 ктз.монигтзхоос! -кетжэд

а51 он ка ‘а» di-Ado

‘ктаэнипгахэод а» 9/SC/0II ЭП

Z

II

01

6

8

L

9

s

р

е

г

I

1 мйиидщ. эинэжхгоЬ'оёц

6 аохоии охээд р ojsf XOHIf

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ПС 35/6 кВ Первомайская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.1

ТОЛ-10 УТ2

ЗНОЛ.06

E-422.GSM Рег. № 46553-11

Актив-

6

Кл.т. 0,5 600/5

Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5 S/0,5

ная

1,3

3,3

Рег. № 6009-77

Рег. № 3344-72

Рег. № 20175-01

Реак-

2,3

4,6

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

ПС 35/6 кВ Первомайская, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.18

ТОЛ-10 УТ2

ЗНОЛ.06

E-422.GSM Рег. № 46553-11

РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12

HP

Pro

Liant

ML350

Актив-

7

Кл.т. 0,5 100/5

Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5 S/0,5

ная

1,3

3,3

Рег. № 6009-77 Фазы: А; С

Рег. № 3344-72 Фазы: А; В; С

Рег. № 20175-01

Реак

тивная

2,3

4,6

ПС 35/6 кВ Первомайская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.7

ТОЛ-10

ЗНОЛ.06

E-422.GSM Рег. № 46553-11

Актив-

8

Кл.т. 0,5 100/5

Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5 S/0,5

ная

1,3

3,3

Рег. № 7069-79

Рег. № 3344-72

Рег. № 20175-01

Реак-

2,3

4,6

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU), с

±5

Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени

30 мин.

3    Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1, 2 указана для тока 2 % от ^ом, для ИК №№ 3-8 - для тока 5 % от ^ом, cos9 = 0,8инд.

4    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. Допускается замена УСПД и РСТВ на аналогичные утвержденного типа. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

8

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от ином

от 95 до 105

ток, % от 1ном

для ИК №№ 1, 2

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +15 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от ином

от 90 до 110

ток, % от 1ном

для ИК №№ 1, 2

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

от +15 до +35

температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С

от +15 до +25

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

для УСПД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

55000

среднее время восстановления работоспособности, ч

24

для РСТВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

55000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

5

для УСПД:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для сервера:

45

5

3,5

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

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени;

пропадание и восстановление связи со счетчиками.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

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

счетчиков электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки 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.

Трансформаторы тока

ТОГФ-110

6

Трансформаторы тока измерительные

ТФМ-110Б-1У1

9

Трансформаторы тока

ТОЛ-10 УТ2

4

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

2

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-83У1

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-06

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

1

Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические, многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02

3

Контроллер

E-422.GSM

2

Радиосерверы точного времени

РСТВ-01-01

1

Сервер

HP ProLiant ML350

1

Паспорт-формуляр

ОН.411711.002.ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Оренбургнефть» (ПС 110/35/6 кВ «Росташинская»), аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оренбургнефть» (ПС 110/35/6 кВ «Росташинская»)

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