Untitled document

Приложение к свидетельству № 57605

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрической энергии ЗАО «ЕЭСнК» на объектах ОАО «Оренбургнефть»

(3 очередь)

Назначение средства измерений

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета

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 средства измерений

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 (30 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

средствизмеренийсосторонысервераорганизаций–участниковоптовогорынка

электроэнергии;

обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот

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-ойуровень – 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:

Лист № 2

Всего листов 11

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

законченнуюфункциюизмерениявремени,имеетнормированныеметрологические

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 времениорганизованапосредством

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

Лист № 3

Trial листов 11

±2 с. Коррекция времени в счетчикахпроизводится 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 серверабазы данных (БД) Hewlett Packard ProLiant

DL380 и часами УСПД Шлюз Е-422.GSM производится во время каждого сеанса связи. В

программном обеспеченииустановлена настройка поумолчанию 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)Значения

1.Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Сервер сбора данных

Server_MZ4.dll

1.0.1.1

Цифровой идентификатор ПО

2.Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

3.Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c

Пульт диспетчера

PD_MZ4.dll

1.0.1.1

2b63c8c01bcd61c4f5b15e097f1ada2f

АРМ Энергетика

ASCUE_MZ4.dll

1.0.1.1

cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca

md5

Лист № 4

Всего листов 11

обеспечения ПК «ЭНЕРГОСФЕРА»

Идентификационные данные (признаки) программного

приведены в Таблице 2.

Таблица 2

Идентификационные данные (признаки)

Значения

1.Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Сервер опроса

PSO.exe

6.3.86.925

Цифровой идентификатор ПОd5618e5e06be65a60cccaeae26c3bac5

2.Наименование ПО Экспорт-импорт

Идентификационное наименование ПОexpimp.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО6.3.86.925

Цифровой идентификатор ПО6febe2989c362c9ea0903ca877b6cd4e

3.Наименование ПО АРМ-Энергосфера

Идентификационное наименование ПОControlAge.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО6.3.86.925

Цифровой идентификатор ПОcbe39e15b6e3dce68a149e813548f5fb

4.Наименование ПО Консоль администратора

Идентификационное наименование ПОAdCenter.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО6.3.86.925

Цифровой идентификатор ПОe3968e3294bbb13476e38e30fbf236b9

5.Наименование ПО Редактор расчетных схем

Идентификационное наименование ПОAdmTool.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО6.3.86.925

Цифровой идентификатор ПО4eb19744c89a322ddda507f46028bdf9

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОmd5

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

возможностьнесанкционированноймодификации,загрузки(втомчислезагрузки

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.

Метрологические и 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

Лист № 5

Всего листов 11

Счетчик

УСПД

ТЛМ-10-2

200/5, КТ 0,5

№ 4099

№ 8675

EA05RL-

P1BN-4

КТ 0,5S/1,0

№01081648

ТЛМ-10-2

400/5, КТ 0,5

№ 2840

№ 2866

ТЛМ-10-2

200/5, КТ 0,5

№ 4091

№ 1375

Шлюз Е-422GSM,

№110514

ПС 110/35/10кВ

"Пономарёвка",

ОМВ-35кВ

ТФЗМ 35А-

У1

300/5,КТ 0,5

№ 55574

№ 55587

Состав измерительного канала

Метрологи-

ческие харак-

теристики ИК

Таблица 3

Номер точки

измерений и

наименование

объекта

ТТТН

Вид электроэнергии

Основная пог-

решность, %

Погрешность

в рабочих

условиях, %

5678

ПС 35/10кВ

"Промбаза", РУ-

10кВ, 1СШ-10кВ,

яч. 12

НАМИТ-10

10000/100, КТ 0,5

№ 2434

Шлюз Е-422GSM

№110514

±1,3 ±3,0

±2,1 ±5,0

ПС 35/10кВ

"Промбаза", РУ-

10кВ, 1СШ-10кВ,

яч. 16

±1,3 ±3,0

±2,1 ±5,0

ПС 35/10кВ

"Промбаза",РУ-

10кВ, 1СШ-10кВ,

яч. 10

ТЛМ-10-2

200/5, КТ 0,5

№ 3945

№ 4093

НАМИТ-10

EA05RL-

P1BN-3

КТ 0,5S/1,0

10000/100, КТ 0,5

№ 01081684

№ 2434

EA05RАLХ-

P4BF-3

КТ 0,5S/1,0

№ 01072392

±1,3 ±3,0

±2,1 ±5,0

ПС 35/10кВ

"Промбаза",РУ-

10кВ, 2СШ-10кВ,

яч. 5

№ 6029

P1BN-3

±1,3 ±2,9

±2,1 ±4,9

№ 1338989

4ТМ.03.01

НАМИ-10

EA05RL-

10000/100,КТ 0,2

КТ 0,5S/1,0

№01081689

ЗНОМ-35-65У1

СЭТ-

35000/100,КТ 0,5

КТ 0,5S/1,0

№1449734

№0111080492

№1449727

±1,3 ±3,0

±2,1 ±5,0

ПС 110/35/6кВ

"Савельевская",

ТСН-2 ввод 0,4

кВ

Т-0,66 У3

300/5,КТ0,5

№ 037805-

№ 037810

№ 038116

СЭТ-

4ТМ.03.09

КТ 0,5S/1,0

№011081046

Шлюз Е-422 Шлюз Е-422GSM,

GSM,№110509№110516

Активная, Реактивная

/Реактивная

±1,1 ±2,9

±1,8 ±4,9

Лист № 6

Всего листов 11

ПС

220/110/35/10/6кВ

"Бузулукская",

ВЛ-110кВ

Бузулукская-

Ростоши

ПС

220/110/35/10/6кВ

"Бузулукская",

ОВМ-110кВ

ЭКОМ-3000,№8082219

ТФЗМ-110Б- I

600/5,КТ 0,5

№47315

№ 47363

№47361

ТФЗМ-110Б-1

600/5, КТ 0,5

№ 43341

№ 44249

№ 44274

ЭКОМ-3000,№8082209

ТФЗМ-110Б-1

300/5, КТ 0,5

№ 217

№229

№ 224

ТФНД-35М

300/5, КТ 0,5

№ 12324

№ 12987

№12296

ЗНОМ-35-65

35000/100,КТ 0,5

№2133377

№ 1258930

№1239407

Активная ,Реактивная

ТФЗМ-110Б IV

№13949

№ 913332

№902244

4ТМ.03М.01

ЭКОМ-3000,№8082219

2345678

ТФНД-110М ±1,9 ±3,3

300/5, КТ 0,5 ±2,7 ±5,3

№8769

НКФ-110-57СЭТ-

300/5, КТ 0,5

10000/100, КТ 1,0

КТ 0,5S/1,0

ТФНД-110М

№

902272 № 0805090405

300/5, КТ 0,5

№8763

ТФНД-110М

600/5, КТ 0,5

№15164

ТФЗМ-110Б- I

600/5, КТ 0,2S

№62633

ТФНД-110М

600/5, КТ 0,5

№15193

НКФ-110-57

110000/100,КТ1,0

№ 902208СЭТ-

НКФ-110-83 4ТМ.03М.01

110000/100,КТ0,5 КТ 0,5S/1,0

№ 58068№ 0805090389

НКФ-110-57

110000/100,КТ1,0

№ 902241

±1,9 ±3,3

±2,7 ±5,3

1,8 3,2

2,6 4,8

EPQS

111.21.18LL

КТ 0,2S/0,5

НКФ-110-57№ 587540

110000/100,КТ1,0

№913384

№ 902165EPQS

№902253 111.21.18LL

КТ 0,2S/0,5

№ 577378

1,8 3,2

2,6 4,8

ПС

9220/110/35/10кВ

"Сорочинская",

ВЛ-110 кВ

"Сорочинская -

Никольская-1ц"

10ПС

220/110/35/10/кВ

"Сорочинская",

ВЛ-110 кВ

"Сорочинская-

Ростоши"

ПС

220/110/35/10/кВ

"Сорочинская",

ОВМ-110 кВ

ТФНД-110М

600/5, КТ 0,5

№ 15169

№ 15184

№14905

НКФ-110-II У1EPQS

110000/100,КТ0,5 111.21.18LL

№4687КТ 0,2S/0,5

№ 4685 № 578063

№4688

1,2 2,9

1,9 4,4

ПС

220/110/35/10/кВ

"Сорочинская",

ВЛ-110кВ

"Сорочинская-

Никольская-2ц"

НКФ-110-II У1EPQS

110000/100,КТ0,5 111.21.18LL

№4687КТ 0,2S/0,5

№ 4685 №577557

№4688

1,2 2,9

1,9 4,4

13ПС

220/110/35/10/кВ

"Сорочинская",

ВЛ-35кВ

"Сорочинская-

Промбаза №1"

ЭКОМ-3000,№8082209

EPQS

111.21.18LL 1,2 2,9

КТ 0,2S/0,5 1,9 4,4

№ 587617

Лист № 7

Всего листов 11

ТФЗМ-35Б-1

200/5, КТ 0,5

№30428

№30386

№30414

ЗНОМ-35-54

35000/100, КТ

0,5

№849495

№943392

№943384

45678

ПС

220/110/35/10/кВ

"Сорочинская",

ВЛ-35кВ

"Сорочинская-

Промбаза №2 "

ЭКОМ-

3000,№8082209

EPQS

111.21.18LL А 1,2 2,9

КТ 0,2S/0,5 Р 1,9 4,4

№ 587553

Примечание к таблице 3.

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности

(получасовая);

2.Вкачествехарактеристикотносительнойпогрешностиуказаныграницыинтервала,

соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98

1,02) U

НОМ

, ток (0,05

1,2) I

НОМ

, cos

= 0,9 инд.; температура

окружающей среды (20

С.

Значе-

ние

№ ИКcosφ

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9

1,1) U

НОМ

, ток (0,05

1,2) I

НОМ

, cos

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 ЭКОМ-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 Iном, cos φ = 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

Предел допускаемой относительной погрешности ИК при измерении

активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях (при значении

рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), ± (%)

5≤ I

раб

<20 20≤ I

раб

<100 100≤ I

раб

<120

АРАРАР

1234 56 78

0,5±5,5±3,3±3,1±2,6±2,3±2,5

1,2,3,50,8±3,0±5,0±1,7±3,3±1,4±2,9

1±1,9Не норм±1,2Не норм±1,5Не норм