Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Газпромнефть-МНПЗ" 2-я очередь. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Газпромнефть-МНПЗ" 2-я очередь

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Газпромнефть-МНПЗ» 2-я очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTO-325L (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) GPS-35HVS.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК АО «Газпромнефть-МНПЗ» при помощи удаленного доступа по сети INTERNET.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК АО «Г азпромнефть-МНПЗ» при помощи удаленного доступа по

сети Internet в автоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ и всем заинентерованным субъектам.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени GPS-35HVS, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ± 1 с. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ 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 используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 14.5, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

14.5.01

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Госреестр СИ РФ № 44595

10.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2 Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная по-грешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

е

н

м

о

р

п

аз

U

О

А

Э

У

К

о

)ть-МНПЗ» 2-я очередь

1

ПС 110/6 кВ «Нефтезавод» №303, ГПП-1, РУ-2 6 кВ, VII с.ш. 6 кВ, яч.705

АВ12 Кл. т. 0,2S 200/5 Зав. № 20121000232314; Зав. № 20121000232309; Зав. № 20121000232312

4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 12/06486 04; Зав. № 12/06486 06; Зав. № 12/06486 05

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804122439

RTU-325L Зав. № 005001

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

2

ПС 220/6 кВ «Крекинг №557», ГПП-2, РУ-1 6 кВ,

II с. ш. 6 кВ, яч.212

АВ12 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 2012/1000229855;

Зав. № 2012/1000275076;

Зав. № 2012/1000230889

4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 12/06484 05; Зав. № 12/06484 07; Зав. № 12/06484 08

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807126132

RTU-325L Зав. № 005473

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3

ПС 220/6 кВ «Крекинг №557», ГПП-2, РУ-1 6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, яч.407

АВ12 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 2012/1000229832;

Зав. № 2012/1000229833;

Зав. № 2012/1000262622

4MR12 ZEK Кл. т. 0,5

6000/V3/100/V3

Зав. № 12/06483 01; Зав. № 12/06483 02; Зав. № 12/06483 03

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804120817

RTU-325L Зав. № 005473

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

4

ПС 220/6 кВ «Крекинг №557», ГПП-2, РУ-1 6 кВ,

III с.ш. 6 кВ, яч.303

АВ12 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 2012/1000230891;

Зав. № 2012/1000230890;

Зав. № 2012/1000230892

4MR12 ZEK Кл. т. 0,5

6000/V3/100/V3

Зав. № 12/06484 09; Зав. № 12/06484 06; Зав. № 12/06484 01

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804120665

RTU-325L Зав. № 005473

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

5

ПС 220/6 кВ «Крекинг №557», ГПП-2, РУ-1 6 кВ,

I с.ш. 6 кВ, яч.115

АВ12 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 2012/1000231240;

Зав. № 2012/1000231242;

Зав. № 2012/1000231241

4MR12 ZEK Кл. т. 0,5

6000/V3/100/V3

Зав. № 12/06484 02; Зав. № 12/06484 03; Зав. № 12/06484 04

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805126821

RTU-325L Зав. № 005473

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

ПС 220/6 кВ «Крекинг №557», ГПП-2, РУ-2 6 кВ,

V с.ш. 6 кВ, яч.513

АВ12 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 20121000232348; Зав. № 20121000232350; Зав. № 20121000232349

4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 12/06772 01; Зав. № 12/06772 02; Зав. № 12/06772 03

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803122787

RTU-325L Зав. № 005473

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

7

ПС 220/6 кВ «Крекинг №557», ГПП-2, РУ-2 6 кВ,

VI с.ш. 6 кВ, яч.611

АВ12 Кл. т. 0,2S 200/5 Зав. № 20121000233189; Зав. № 20121000233196; Зав. № 20121000233180

4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 12/06780 01; Зав. № 12/06780 02; Зав. № 12/06780 03

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805120178

RTU-325L Зав. № 005473

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

8

ПС 220/6 кВ «Крекинг №557», ГПП-2, РУ-2 6 кВ, VII с.ш. 6 кВ, яч.711

АВ12 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 20121000232345; Зав. № 20121000232346; Зав. № 20121000232347

4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 12/06778 01; Зав. № 12/06778 02; Зав. № 12/06778 03

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803122438

RTU-325L Зав. № 005473

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

9

ПС 220/6 кВ «Крекинг №557», ГПП-2, РУ-2 6 кВ, VIII с.ш. 6 кВ, яч.809

АВ12 Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 20121000231413; Зав. № 20121000231414; Зав. № 20121000232342

4MR12 ZEK Кл. т. 0,5 6000/V3/100/V3 Зав. № 12/06776 02; Зав. № 12/06777 03; Зав. № 12/06487 06

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804122383

RTU-325L Зав. № 005473

активная

реактивная

±0,8

±1,8

±1,6

±2,8

10

РП-11 6 кВ, РУ-6 кВ,

I с.ш. 6 кВ, яч.13

ТЛ0-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 7596; Зав. № 7598; Зав. № 7597

ЗНОЛПМИ-6 Кл. т. 0,5

6000/V3/100/V3

Зав. № 3000391; Зав. № 3000343; Зав. № 3000340

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0822125745

RTU-325L Зав. № 005473

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

11

РП-11 6 кВ, РУ-6 кВ, II с. ш. 6 кВ, яч.10

ТЛ0-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 7613; Зав. № 7611; Зав. № 7605

ЗНОЛПМИ-6 Кл. т. 0,5

6000/V3/100/V3

Зав. № 3000341; Зав. № 3000342; Зав. № 3000386

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0805126846

RTU-325L Зав. № 005473

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

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.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1,0 - 1,2) Ьюм, частота - (50 ±

0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков - от плюс 21 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

а)    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) I^; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

б)    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) !н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота

-    (50 ± 0,4) Гц;

-    относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

-    температура окружающего воздуха:

-    для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до плюс 60 °C;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

в)    для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 11 от 0 до плюс 40 °C.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на АО «Газпромнефть-МНПЗ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: -электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-УСПД RTO-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

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 с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

а)журнал    счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

б)    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

а)    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

б)    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

АВ12

41566-09

27

Трансформатор тока

ТЛО-10

25433-08

6

Трансформатор напряжения

4MR12 ZEK

61300-15

27

Трансформатор напряжения

ЗНОЛПМИ-6

46738-11

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M

36697-08

9

Счётчик электрической энер

СЭТ-4ТM.03M.01

36697-12;

2

гии многофункциональный

36697-08

Устройство сбора и передачи данных

RXU-325L

37288-08

2

Программное обеспечение

«АльфаЦЕНТР»

-

1

Методика поверки

-

-

1

Паспорт-Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 61679-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Г азпромнефть-МНПЗ» 2-я очередь. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2015 г.

Перечень основных средств 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»;

-по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    УСПД RXU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466453.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до -100%, дискретность 0,1%.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ АО «Газпромнефть-МНПЗ» 2-я очередь, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ

1    ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

2    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

3    ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Развернуть полное описание