Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оренбургнефть» (2-я очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК «Телескоп+» (Госреестр под № 19393-07), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ ОАО «Оренбургнефть» (2-я очередь) состоят из трех уровней:
1-ый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) ШЛЮЗ Е-422 (Госреестр № 36638-07), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер АИИС (сервер сбора) и сервер базы данных (СБД) ОАО «Оренбургнефть» (2-я очередь), автоматизированные рабочие места (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
ИВК представляет собой сервер сбора АИИС и сервер БД на платформе Intel S5520HCR, на котором установлена клиентская часть программного обеспечения (ПО) «Телескоп+», подключённый к локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия и считывающий данные об энергопотреблении по сети Ethernet. Для этого в настройках коммуникационных параметров ПО «Телескоп+» указывается IP-адрес сервера.
Сервера ИВК ОАО «Оренбургнефть» (2-я очередь) и УСПД уровня ИВКЭ включены в локальную сеть ОАО «Оренбургнефть».
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);
лист № 2
Всего листов 7
- 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 (коррекция времени);
- передача журналов событий АИИС КУЭ.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим календарным временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК 1,2 посредством линий связи RS - 485 каждые 30 минут поступает в УСПД (Шлюз Е-422), где производится сбор, хранение результатов измерений и далее через линии связи информация передается на сервер БД ОАО «Оренбургнефть» (2-я очередь).
АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет сбор, обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС», и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений 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 (счетчики, сервер). Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым РСТВ-01-01. Коррекция часов в РСТВ-01-01 происходит от эталонных сигналов частоты и времени радиостанции Государственной службы времени РБУ. Часы сервера синхронизируются с часами устройства радиосервера точного РСТВ-01-01. Синхронизация часов сервера происходит непрерывно, коррекция часов сервера с часами РСТВ-01-01 осуществляется независимо от расхождения времени с часами РСТВ-01-01 каждую секунду. В качестве базового прибора СОЕВ используются РСТВ-01-01 (сертификат RU.C.33.OO2.A № 36348, зарегистрировано в Государственном реестре средств измерений под № 40586-09).
Сличение часов счетчиков с часами сервера происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени ±2,0 с.
Ход часов компонентов системы не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО УСПД, ПО Сервера АИИС (СС) и ПО Сервера БД. Программные средства Сервера АИИС (СС) и Сервера БД содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Телескоп+», ПО СОЕВ.
ПО «НПФ Прорыв» Телескоп + Версия 4.04 № 2696-7035-2865-2001 v.11.05.01.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| «НПФ Прорыв» Телескоп + Версия 4.04 | Описатель оборудования | Descript_view. exe | 4.0.4.1375 | 7ffaf11915fe9f657e db7ef66de5c800 | MD5 |
| Сервер сбора данных, | Server_Telesc ope_GUI.exe | 4.0.4.1971 | 3e5f1f2cd8a5c11c7 65333876277638d | MD5 |
| АРМ АИИС КУЭ, | ascue.exe | 4.0.4.4055 | 482d860ce28ae0f12 71c34150105f301 | MD5 |
ПО «Телескоп +» не влияет на метрологические характеристики АИИС ОАО «Оренбургнефть» (2-я очередь). Комплексы аппаратно программные для автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП+», включающие в себя ПО, внесены в Госреестр под № 19393-07.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оренбургнефть» (2-я очередь) от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК АИИС КУЭ при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
| № ИИК | Наименование объекта | Состав ИИК (1 - 2 уровень) | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 110/35/6 "Родинская" Ввод С2Т 110 кВ "Никольская" | ТАТ 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № GD9/P66702 GD9/P66701 GD9/P66706 Госреестр № 2983805 | СРА 123 кл. т 0,2 Ктт = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № Зав. № 1HSE8790999 1HSE8791001 1HSE8791000 Госреестр № 1585206 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0812113798 Госреестр № 3669708 | Шлюз Е-422 GSM Г осреестр № 36638-07 Зав.№ 110902 | активная реактивная |
| 2 | ПС 110/35/6 "Родинская" Ввод С1Т 110 кВ "Промысловая" | ТАТ 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № GD9/P66704 GD9/P66703 GD9/P66705 Госреестр № 2983805 | СРА 123 кл. т 0,2 Ктт = (110000А'3)/(100/\'3) Зав. № 1HSE8790997 1HSE8790996 1HSE8790998 Госреестр № 1585206 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 0812113980 Госреестр № 3669708 | Шлюз Е-422 Г осреестр № 36638-07 Зав.№ 110902 | активная реактивная |
Таблица 3
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК АИИС КУЭ (измерение активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ) |
| Номер ИИК (Кл. т. СИ) | COSф | §1(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % | §5 - I5 %— I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %— I изм< I 100 % | §100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 1, 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±3,0 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,7 | ±3,5 | ±2,4 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,5 | ±5,0 | ±3,3 | ±2,5 | ±2,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК АИИС КУЭ (измерение реактив- |
| ной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС | КУЭ) |
| Номер ИИК (Кл. т. СИ) | COSф | §1(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % | §5 %, I5 %— I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %— I изм< I 100 % | §100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 1, 2 | 0,9 | ±8,2 | ±4,7 | ±3,1 | ±2,9 |
| 0,8 | ±5,6 | ±3,4 | ±2,3 | ±2,2 |
| (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 1,0) | 0,7 | ±4,9 | ±3,0 | ±2,1 | ±2,1 |
| 0,5 | ±4,0 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,9 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 8i(2)%p и 81(2)%q для cosy=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 8ц2)<%р и 8i(2)<%q для cosq<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-ином до 1,02-ином;
• сила тока от 1ном до 1,21ном, cos <р 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 0,011ном до 1,21ном;
• 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 19832001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 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. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. 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 СЭТ -4 ТМ .03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
• УСПД Шлюз Е-422- среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов.
• РСТВ-01-01 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема 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;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД, сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
лист № 6
Всего листов 7
• 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 всего срока эксплуатации.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
| № п/п | Наименование | Тип | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1 | Трансформатор тока | ТАТ | 6 |
| 2 | Трансформатор тока | СРА 123 | 6 |
| 3 | Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 2 |
| 4 | Контроллер УСПД | Шлюз Е-422 GSM | 1 |
| 5 | Сервер | NMO2400 X*2/12Gb 342.11 на платформе Intel S5520HCR | 1 |
| 6 | Устройство синхронизации системного времени | РСТВ-01-01 | 1 |
| 7 | Специализированное программное обеспечение | ПО «Телескоп+» | 1 |
| 8 | Методика поверки | МП 1307/446-2012 | 1 |
| 9 | Паспорт - формуляр | ЦПА.424340.01 - ПРН.ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1307/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оренбургнефть» (2-я очередь). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в июле 2012 года.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счётчик СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
• УСПД ШЛЮЗ Е-422- по методике поверки АВБЛ.468212.036 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.
• ПО «Телескоп+» - по документу «Комплексы аппаратно-программные для автоматизации учета энергоресурсов Телескоп+». Методика поверки. АВБЛ 002.002 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;
• РСТВ-01-01 - по документу «ПЮЯИ.468212.039РЭ», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в январе 2009 г.;
• Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе: «АИИС КУЭ ОАО «Оренбургнефть». Пояснительная записка ЦПА.424340.01
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.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
