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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-КОМСОМОЛЬСКИЙ НПЗ"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-КОМСОМОЛЬСКИЙ НПЗ» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), а также аппаратуру для передачи/приема данных по линиям связи; источники бесперебойного питания для каналообразующей аппаратуры.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) АИИС КУЭ с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени УСВ-1 (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей.

Первичные фазные 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 по линиям связи поступает на сервер

ООО «РН-КОМСОМОЛЬСКИЙ НПЗ», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных.

Сервер базы данных, с периодичностью один раз в 30 минут. производит опрос уровня ИИК. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.

На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в формате ХМЬ. Файл с результатами измерений в формате XML по электронной почте автоматически направляется на почтовый сервер энергосбытовой организации ООО «РН-Энерго». На сервере ООО «РН-Энерго» файл с результатами измерений в формате ХМL подписывается электронно-цифровой подписью ООО «РН-Энерго» и направляется в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», в АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации времени УСВ-1, в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС/GPS).

Сличение часов сервера с часами УСВ-1 происходит не реже, чем 1 раз в сутки. Коррекция часов сервера выполняется при расхождении с показаниями УСВ-1 более чем на ±1 с.

Время счетчиков сличается со временем сервера не реже одного раза в сутки, коррекция времени счетчиков проводится при расхождении времени счетчика и сервера более чем на ±1 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программные модули, 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 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

АльфаЦЕНТР

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 15.07.05

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно Р 50.2.077-2014 соответствует уровню «средний».

Таблица 2 - Состав ИК

Канал

измерений

Состав измерительного канала

Б

я

Н

Н

н

К

1

Диспетчерское

наименование

присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №)

Обозначение, тип

В

о

о

У

1

2

3

4

5

6

1

ПС «НПЗ-110» 110/6 кВ, ВЛ-110 кВ, Т-1 С-102

н

н

Кт = 0,2 Ктт = 150/5 Рег. № 15651-96

А

TG 145

УСВ-1 Рег. № 28716-05

33000

В

TG 145

С

TG 145

К

н

Кт = 0,2 Ктн = 110000:V3/100:V3 Рег. № 53343-13

А

ЗНГ-УЭТМ®-110 У1

В

ЗНГ-УЭТМ®-110 У1

С

ЗНГ-УЭТМ®-110 У1

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 31857-06

А1802RALQ-P4GB-DW-4

2

ПС «НПЗ-110» 110/6 кВ, ВЛ-110 кВ, Т-2 С-98

н

н

Кт = 0,2 Ктт = 150/5 Рег. № 15651-96

А

TG 145

33000

В

TG 145

С

TG 145

К

н

Кт = 0,2 Ктн= 110000:V3/100:V3 Рег. № 53343-13

А

ЗНГ-УЭТМ®-110 У1

В

ЗНГ-УЭТМ®-110 У1

С

ЗНГ-УЭТМ®-110 У1

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 31857-06

А1802RALQ-P4GB-DW-4

3

*01

к

Н А « ев И О рив « кй 5 я ,

ке4

О нн Н О в«-

<1

PQ

н

н

Кт = 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 52667-13

А

Т-0,66 У3

0

В

Т-0,66 У3

С

Т-0,66 У3

К

н

-

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-06

А1805RALQ-P4GB-DW-4

Продолжение таблицы 2

Автокооператив «Нефтяник», ВРУ-0,4кВ, Ввод № 2

ПС «КНПЗ-2» 110/6 кВ, BJI-110 кВ, Т-1 С-113

Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110 кВ, С-114

Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110 кВ, С-113

Счетчик

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

тт

ТН

тт

ТН

тт

н

X

TI

<т>

.►i

i?

Ктт

Кт

-Р*.

II

II

Ov

Ov

JO

0

1

о

о

сг>

о

TI

<т>

1?

Ктт

Кт

-р*.

II

II

Ov

Ov

JO

0

1

о

о

сг>

о

TI

<т>

W

ю*

3

II

ю

ю

Ov

о

Ov

о

^1

OJ

W

н

II

JO

TI

и Л Я

II ю оо 11 сл

LT, ^

■о

' ^

TI

О

Ч

iо* LtJ ^1

TI

о

TI

<т>

►I

Tf

<т>

ч

ю*

LtJ

VO

ю

Ov

LtJ

TI

о

►i

Tf

<т>

ч

ю*

LtJ

VO

ю

TI

о

н

« п

л Я

11 £

н

н

н

о

о

LtJ

0 ю

1

о

00

LtJ

On

Ov

VO

^1

i

О

оо

LtJ

Ov

Ov

VO

^1

i

О

оо

о

СЛ

00

^1

I

о

Ov

ГтгК>

о

оо

о

о

о и >

О й >

И

ю

И

ю

О й >

>

>

>

>

о

О

о

о

>

оо

0

О

1

TI

-р*.

8

>

оо

о

ю

О

(J

Н

н

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

о

OJ

е

е

е

>

1

>

1

>

1

о

о

о

нн

нн

НН

НН

нн

нн

X

е

>

Н

о

Ov

Ov

OJ

СЛ

Tf

8

-р*.

УСВ-1 Рег. №28716-05

22000

132000

40

Ov

220000

1

2

3

4

5

6

ПС «КНПЗ-2» 110/6 кВ, ВЛ-110 кВ, Т-2 С-114

н

н

Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 37102-08

А

В

С

AMT 145/3

УСВ-1 Рег. № 28716-05

8

К

н

Кт = 0,2 Ктн = 110000:V3/100:V3 Рег. № 37114-08

А

В

С

SUD 145

220000

Счетчик

Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 31857-11

А1802RL-P4 GB -DW-4

Примечания:

1    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 3 метрологических характеристик.

2    Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.

3    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Номера однотипных ИК

Вид электроэнергии

Г раницы основной погрешности (±5), %

Границы погрешности в рабочих условиях

(±5), %

Активная

0,5

2,1

1, 2

Реактивная

1,1

1,5

Активная

1,0

5,5

3, 4

Реактивная

2,1

3,2

Активная

1,0

4,9

5, 6

Реактивная

2,2

3,8

Активная

0,5

1,9

7, 8

Реактивная

1,1

1,9

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±А), с

5

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК

даны для измерений электроэнергии

(получасовая).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности Р = 0,95.

3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% !ном cosj = 0,5инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от

плюс 16 до плюс 25 °С.

Наименование характеристики

Значение

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- коэффициент мощности, cosj

0,87

температура окружающей среды, □:

- для счетчиков активной энергии:

ГОСТ Р 52323-2005

от +21 до +25

- для счетчиков реактивной энергии:

ГОСТ 26035-83

от +18 до +22

ГОСТ Р 52425-2005, ТУ 4228-011-29056091-11

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, cosj

от 0,5 инд до 0,8 емк

температура окружающей среды, □ :

- для ТТ и ТН

от -30 до +40

- для счетчиков

от -40 до +60

- для УССВ

от -10 до +50

магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

0,5

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики Альфа А1800:

- среднее время наработки до отказа, ч,

120000

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

72

Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки до отказа, ч,

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

2

УССВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

ИВК:

- коэффициент готовности, не менее

0,99

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

45

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств

измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться по двум каналам связи;

Журналы событий счетчиков электроэнергии фиксируют время и даты наступления событий:

-    факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;

-    факты коррекции времени с фиксацией времени до и после коррекции, величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

-    формирование обобщенного события по результатам автоматической самодиагностики;

-    отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;

-    перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.

Журнал событий ИВК фиксирует:

-    изменение значений результатов измерений;

-    изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;

-    факт и величину синхронизации (коррекции) времени;

-    пропадание питания;

-    замена счетчика.

Защищенность применяемых компонентов:

-    наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных измерительных цепей;

-    испытательной коробки;

-    ИВК.

- наличие защиты на программном уровне:

-    пароль на счетчике;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;

-    ИВК.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

1

2

3

Трансформаторы тока

ТВ-110-I-5 ХЛ2

6 шт.

Трансформаторы тока

TG 145

6 шт.

Трансформаторы тока

AMT 145/3

2 шт.

Трансформаторы тока

Т-0,66 У3

6 шт.

Трансформаторы напряжения

НКФА-110 II УХЛ1

6 шт.

1

2

3

Трансформаторы напряжения антирезонансные элегазовые

ЗНГ-УЭТМ®-110 У1

6 шт.

Трансформаторы напряжения

SUD 145

2 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

2 шт.

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

6 шт.

Устройства синхронизации времени

УСВ-1

1 шт.

Методика поверки

МП 206.1-056-2019

1 экз.

Паспорт-формуляр

0890-06-17-ТЗ-ПФ

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-056-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-КОМСОМОЛЬСКИЙ НПЗ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 29.07.2019 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 и/или по МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;

-    по МИ 3195-2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации;

-    по МИ 3196-2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации;

-    по МИ 3598-2018 ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации;

-    счетчики Альфа А1800 (рег. № 31857-06) - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева»

19.05.2006 г.;

-    счетчики Альфа А1800 (рег. № 31857-11) - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

-    УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2004 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;

-    термогигрометр «:CENTER» (мод. 315), рег. № 22129-04.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ, с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-КОМСОМОЛЬСКИЙ НПЗ», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-КОМСОМОЛЬСКИЙ НПЗ»

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

Развернуть полное описание