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)/ГЛОНАСС. 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.
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 «Альфа!ЦЕНТР» 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.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е м о К | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД / УССВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих усло-виях,% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ВЛ 10кВ ф. 5 ПС 110 кВ Мазунино, отп. в сторону РП-10кВ Ялыкское, оп. №528.2, ПКУ-10кВ | Т0Л-НТЗ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 69606-17 | ЗН0ЛП-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:V3/100:V3 Рег. № 51676-12 | A1805RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | / УСВ-3 Рег. № 64242-16 | активная реактивная | ±1,15 ±2,74 | ±3,71 ±6,45 |
| 2 | ВЛ 10кВ ф. 9 ПС 110 кВ Мазунино, отп. в сторону РП-10кВ Ялыкское, оп. №529.2, ПКУ-10кВ | Т0Л-НТЗ-10 Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 69606-17 | ЗН0ЛП-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:V3/100:V3 Рег. № 51676-12 | A1805RL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | ±1,15 ±2,74 | ±3,71 ±6,45 |
| 3 | ВЛ 10кВ ф. 10 ПС 110 кВ Каракулино, отп. в сторону скважины, оп. №246-1, ПКУ-10кВ | Т0Л-10 Кл. т. 0,5 Ктт 10/5 Рег. № 47959-16 | ЗН0Л-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:V3/100:V3 Рег. № 55024-13 | Меркурий 234 ARTM-00 PB.G Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | активная реактивная | ±1,15 ±2,74 | ±3,85 ±6,72 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | ВЛ 10кВ ф. 9 ПС 110 кВ Мостовое, отп. в сторону кустовых площадок, оп. №526.1, ПКУ-10кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 51623-12 | ЗНОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:V3/100:V3 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 | ±1,15 ±2,74 | ±3,85 ±6,72 |
| 5 | ПС 110 кВ Уральская, КРУН 10кВ, 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 | ±1,15 ±2,74 | ±3,24 ±5,59 |
| 6 | ПС 110 кВ Уральская, КРУН 10кВ, 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 | ±1,00 ±2,44 | ±3,17 ±5,52 |
| 7 | ВЛ 6кВ ф. 1 ПС 110 кВ Нефтяная, отп. в сторону БКТП 2*630, оп. №9, ПКУ-6кВ | ТОЛ-10 III Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 47959-16 | НОЛ-6 III 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 | ±1,15 ±2,74 | ±3,06 ±5,26 |
| 8 | ВЛ 6кВ ф. 11 ПС 110 кВ Нефтяная, отп. в сторону БКТП 2*630, оп. №21, ПКУ-6кВ | ТОЛ-10 III Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 47959-16 | НОЛ-6 III 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 | ±1,15 ±2,74 | ±3,06 ±5,26 |
| 9 | ПС 35 кВ Бараны, КРУН 10кВ, 1 СШ, яч. 5 | ТОЛ-ЭС-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 34651-07 | НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±1,15 ±2,74 | ±3,85 ±6,72 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 10 | ПС 35 кВ Бараны, КРУН 10кВ, 2 СШ, яч. 6 | ТОЛ-ЭС-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 34651-07 | НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | / УСВ-3 Рег. № 64242-16 | активная реактивная | ±1,15 ±2,74 | ±3,85 ±6,72 |
| 11 | ПС 35 кВ Ельниково, КРУН 6кВ, 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 | ±1,15 ±2,74 | ±3,24 ±5,59 |
| 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 | ±1,15 ±2,74 | ±3,24 ±5,59 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
| 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 cosj = 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 минус 30 до плюс 30 °C, для ИК №№ 5-8, 11, 12 от плюс 5 до плюс 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. |
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 12 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | 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, С | |
| 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, С | от +15 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01 | |
| - 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 |
| 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 титульные листы эксплуатационной документации 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.
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 III | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-ЭС-10 | 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 III | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RL-P4G-DW-4 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RLXQ-P4GB-DW-4 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RL-P4GB-DW-3 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1805RLQ-P4GB-DW-4 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 234 ARTM-00 PB.G | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 4 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-3 | 1 |
| Программное обеспечение | АльфаЦЕНТР | 1 |
| Методика поверки | МП СМО-008-2020 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | ПНГТ.411734.038.ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП СМО-008-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «УДС Нефть». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 02.03.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;
- счетчиков Меркурий 234 ARTM-00 PB.G - по документу АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счетчик электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», с изменением №2, утвержденному ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2017 г.;
- счетчиков A1805RL-P4G-DW-4, A1805RLXQ-P4GB-DW-4, A1805RL-P4GB-DW-3, A1805RLQ-P4GB-DW-4 - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа 1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДИЯМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.
- устройство синхронизации времени УСВ-3 по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
- устройство синхронизации времени УСВ-2, Рег. № 41681-10;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;
- миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;
- термогигрометр «Ива-6Н-КП-Д», Рег. № 46434-11;
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 257-49.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
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 ФБУ «Ивановский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311260 от 17.08.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
78285-20: Методика поверки МП СМО-008-2020Скачать12.3 Мб