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».