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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Газпромнефть-МНПЗ"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

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

Настоящее описание типа АИИС КУЭ ОАО «Г азпромнефть-МНПЗ» является дополнением к описанию типа АИИС КУЭ ОАО «Московский нефтеперерабатывающий завод», регистрационный № 44861-10 и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, приведенных в таблице 2.

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-327 (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 ОАО «Г азпромнефть-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 ОАО «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 заинтересованным 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 ОАО «Газпромнефть-МНПЗ» 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 Г осреестр 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

ИКр

е

ме

о

К

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

ОАО «Г азпромнефть-МНПЗ»

1

ПС 110/6 кВ «Нефтезавод» №303 ГПП-1, ЗРУ-110 кВ, яч.ВЛ-110 кВ «Нефтезавод-Красково 1»

VIS WI Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 1208053 10; Зав. № 1208053 11; Зав. № 1208053 12

СРВ 123 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8827782; Зав. № 8827783; Зав. № 8827784; Зав. № 8827785; Зав. № 8827786; Зав. № 8827787

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810126084

RTU-327 Зав. № 007065

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2

ПС 110/6 кВ «Нефтезавод» №303 ГПП-1, ЗРУ-110 кВ, яч.ВЛ-110 кВ «Нефтезавод-Красково 2»

VIS WI Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 1208053 13; Зав. № 1208053 14; Зав. № 1208053 15

CPВ 123 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8827782; Зав. № 8827783; Зав. № 8827784; Зав. № 8827785; Зав. № 8827786; Зав. № 8827787

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810126043

RTU-327 Зав. № 007065

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

3

ПС 110/6 кВ «Нефтезавод» №303 ГПП-1, ЗРУ-110 кВ, яч.ВЛ-110 кВ «ТЭЦ-22-Нефтезавод 1»

VIS WI Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 1208053 18; Зав. № 1208053 17; Зав. № 1208053 16

CPВ 123 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8827782; Зав. № 8827783; Зав. № 8827784; Зав. № 8827785; Зав. № 8827786; Зав. № 8827787

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810126111

RTU-327 Зав. № 007065

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

4

ПС 110/6 кВ «Нефтезавод» №303 ГПП-1, ЗРУ-110 кВ, яч.ВЛ-110 кВ «ТЭЦ-22-Нефтезавод 2»

VIS WI Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 1208053 19; Зав. № 1208053 20; Зав. № 1208053 21

CPВ 123 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8827782; Зав. № 8827783; Зав. № 8827784; Зав. № 8827785; Зав. № 8827786; Зав. № 8827787

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810125994

RTU-327 Зав. № 007065

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

ПС 110/6 кВ «Нефтезавод» №303 ГПП-1, ЗРУ-110 кВ, ОСШ 110 кВ, ОВ-110 кВ

VIS WI Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 1208053 01; Зав. № 1208053 02; Зав. № 1208053 03

СРВ 123 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8827782; Зав. № 8827783; Зав. № 8827784; Зав. № 8827785; Зав. № 8827786; Зав. № 8827787

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810127022

RTU-327 Зав. № 007065

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

6

ПС 110/6 кВ «Нефтезавод» №303 ГПП-1, ЗРУ-110 кВ, АТ-3 110/220 кВ

ТВ-ТМ-35-110 Кл. т. 0,2S 1000/5 Зав. № 12.298.01; Зав. № 12.298.03; Зав. № 12.298.02

СРВ 123 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8827782; Зав. № 8827783; Зав. № 8827784; Зав. № 8827785; Зав. № 8827786; Зав. № 8827787

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810126215

RTU-327 Зав. № 007065

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

7

ПС 220/6 кВ «Капотня №775», КРУЭ-220 кВ, СШ 220 кВ, яч.КЛ-220 кВ «Чагино-Капотня №1»

JK ELK CN14 Кл. т. 0,2S 600/1 Зав. № 2012.1047.02/20;

Зав. № 2012.1047.02/16;

Зав. № 2012.1047.02/10

SU 252/B34 Кл. т. 0,2 220000:V3/100:V3 Зав. № 12/116555; Зав. № 12/116552; Зав. № 12/116550; Зав. № 12/116553; Зав. № 12/116551; Зав. № 12/116554

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812121056

RTU-327 Зав. № 007065

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

8

ПС 220/6 кВ «Капотня №775», КРУЭ-220 кВ, СШ 220 кВ, яч.КЛ-220 кВ «Чагино-Капотня №2»

JK ELK CN14 Кл. т. 0,2S 600/1 Зав. № 2012.1047.02/23;

Зав. № 2012.1047.02/13;

Зав. № 2012.1047.02/17

SU 252/B34 Кл. т. 0,2 220000:V3/100:V3 Зав. № 12/116555; Зав. № 12/116552; Зав. № 12/116550; Зав. № 12/116553; Зав. № 12/116551; Зав. № 12/116554

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810120095

RTU-327 Зав. № 007065

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

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 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 °С до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 °С 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:

-    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 °C до плюс 70 °C.

-    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: от минус 40 °C до плюс 60 °C;

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

-    для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

-    температура окружающего воздуха от плюс 10 °С 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 от 0 °С до плюс 40 °С.

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 ОАО «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 tв = 2 ч;

-    УСПД RXU-327 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 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:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

-    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) ОАО «Г азпромнефть-МНПЗ» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие 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

VIS WI

37750-08

15

Трансформатор тока

JK ELK CN14

41961-09

6

Трансформатор тока

ТВ-ТМ-35-110

44949-10

3

Трансформатор напряжения

CPВ 123

15853-06

6

Трансформатор напряжения

SU 252/B34

44734-10

12

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-08

5

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.16

36697-12

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.16

36697-08

1

Устройство сбора и передачи данных

RTO-327

41907-09

1

Программное обеспечение

ПО «АльфаЦЕНТР»

-

1

Методика поверки

-

-

1

Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 60499-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпромнефть-МНПЗ». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 12 марта 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» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

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

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

•    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 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RXU -327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 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 ОАО «Газпромнефть-МНПЗ», 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.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание