Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Пурнефтегаз" (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) ООО "РН-Пурнефтегаз" (2-я очередь)

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 1178 п. 08 от 26.12.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 49287
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Пурнефтегаз» (2-я очередь) (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую многофункциональную ав-томатизи-рованную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту -ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики) и вторичные измерительные цепи.

2-й уровень - устройства сбора и передачи данных (УСПД) ОМЬ-40.

3-й уровень (ИВК) - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ИВК на базе сервера Proliant DL380G3 с установленным серверным программным обеспечением «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», устройство синхронизации системного времени радиочасов МИР РЧ-01 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04 (госреестр № 27008-04), автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.

Устройства 2-го и 3 -го уровней АИИС КУЭ (ОМЬ-40, HP Proliant DL380G3) входят в состав АИИС КУЭ ООО "РН-Пурнефтегаз" (Госреестр № 44910-10).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности;

предоставление дистанционного доступа к результатам и средствам измерений по запросу Коммерческого оператора торговой системы оптового рынка электроэнерии и мощности;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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 проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, осуществляется ее хранение, накопление и передача накопленных данных с помощью сотовой GSM связи.

На верхнем третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Информация с сервера ИВК может быть получена на автоматизированные рабочие места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.

Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в формате XML. Файл с результатами измерений подписывается электронной цифровой подписью уполномоченного сотрудника ООО «РН-Энерго» и передается в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и организациям-участникам оптового рынка электроэнергии и мощности. 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). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входят радиочасы МИР РЧ-01. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени радиочасов МИР РЧ-01 происходит ежесекундно. Сличение шкалы времени УСПД и шкалы времени сервера ИВК происходит не реже 1 раза в 4 часа, корректировка осуществляется при расхождении ±1 с. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в сутки осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и УСПД, корректировка осуществляется при расхождении ±1 с.

Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика и сервера ИВК.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков и ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».

Идентификационные данные ПО АИИС КУЭ указаны в таблицах 1.1 -1.4.

Таблица 1.1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

ПО «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.3.26

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

8e7929531cea524380dbcf500d35ab40

Другие идентификационные данные

CENTERSBOR.exe

Таблица 1.2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

ПО «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.10.0.591

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

5322840006b6c082a00d550d7a1d98f6

Другие идентификационные данные

Reports2.exe

Таблица 1.3 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

ПО «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.2.56

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

278d176a0b9252bc3881c5f21492b6f0

Другие идентификационные данные

Account.exe

Таблица 1.4 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

ПО «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

R3.0.1.1

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

3143e66976d1d9376f4994381ad2eba4

Другие идентификационные данные

AtsImpExp.exe

Границы интервалов допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.

ПО «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ООО «РН-Пурнефтегаз» (2-я очередь) приведен в таблице 2.

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК измерений активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

аблица 2

№ ИК

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

ИВКЭ (УСПД)

Сервер

1

2

3

4

5

6

7

722070003314102

ПС 110/35/6 кВ «Комсомольская»

ШМ-6 кВ 1Т

ТОЛ-10-1-8 У2

кл. т 0,5S

Ктт = 1500/5

Зав. № 12858; 12859; 12860

Г осреестр № 15128-07

НАМИТ-10-2 УХЛ2 кл. т 0,5

Ктн = 6000/100

Зав. № 0079100000002; 0079100000002; 0079100000002 Г осреестр № 16687-07

EA05RAL-P3C-3 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 01032906

Г осреестр № 16666-97

ОМЬ-40 Зав.№ 291 Г осреестр № 1981505

HP Proliant DL380G3 Зав.№801TLDN739

722070003314202

ПС 110/35/6 кВ «Комсомольская»

ШМ-6 кВ 2Т

Тол-10-1-8 У2

кл. т 0,5S

Ктт = 1500/5

Зав. № 19947; 19948; 19949

Г осреестр № 15128-07

НАМИТ-10-2 УХЛ2 кл. т 0,5

Ктн = 6000/100

Зав. № 0079100000001; 0079100000001; 0079100000001 Г осреестр № 16687-07

EA05RAL-P3C-3 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 01032888

Г осреестр № 16666-97

ОМЬ-40 Зав.№ 291 Г осреестр № 1981505

HP Proliant DL380G3 Зав.№801TLDN739

722070009208202

ПС 110/35/6 кВ «Южно-Харампурская»

2СШ ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ "Таежная-2"

ТОЛ-35 III-IV 5

УХЛ1 кл. т 0,5S

Ктт = 300/5

Зав. № 51; 48

Г осреестр № 34016-07

НАМИ-35 УХЛ1 кл. т 0,5 Ктн = (35000/^3)/(100/

V3)

Зав. № 1276

Г осреестр № 19813-09

СЭТ-4ТМ.03М

кл. т 0,2S/0,5

Зав. № 0803161051

Г осреестр № 36697-12

ОМЬ-40

Зав.№ 283 Г осреестр № 1981505

Таблица 3

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК измерений активной

электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС

КУЭ

Номер ИК

COSф

51(2)%, I1(2)—1изм<15%

55 %, I5%—1изм<120%

520 %, I20%—1изм<1100%

5100 %, I100%—1изм—I120%

722070003314102,

1,0

±2,4

±1,7

±1,5

±1,5

722070003314202,

0,9

±2,6

±1,9

±1,7

±1,7

722070009208202

0,8

±3,0

±2,1

±1,8

±1,8

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)

0,7

±3,5

±2,4

±2,0

±2,0

0,5

±5,1

±3,4

±2,6

±2,6

Продолжение таблицы 3

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК измерений реактивной

электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС '

КУЭ

Номер ИК

cosф

§1(2)%, 11(2)—1изм<15%

§5 %, 15%^1изм<120%

§20 %, 120%^1изм<1100%

§100 %, 1100%—1изм—1120%

722070003314102,

0,9

±6,8

±4,1

±2,9

±2,9

722070003314202, 722070009208202

0,8

±4,4

±2,7

±2,0

±1,9

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,7

±3,7

±2,3

±1,7

±1,7

0,5

±2,8

±1,8

±1,4

±1,4

Примечания:

1. Погрешность измерений §1(2)%P и §1(2)%q для coso=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений §1(2)%P и §1(2)%q для coso 1,0 нормируется от I2%.

2. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).

3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95.

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение от 0,98/Лном до 1,02^Uhom;

сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, coso=0,9 инд;

температура окружающей среды от плюс 15 до плюс 25 °С.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,

сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom;

температура окружающей среды:

для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ 52425-2005.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счетчик  электроэнергии  "ЕвроАЛЬФА"  -  среднее  время  наработки  на  отказ

не менее 80000 часов;

счетчик  электроэнергии  СЭТ-4ТМ.03М  -  среднее  время  наработки  на  отказ

не менее 165000 ч;

УСПД ОМЬ-40 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;

сервер - среднее время наработки на отказ не менее 23612 часа.

Среднее время восстановления при выходе из строя оборудования для счетчика Тв не более 2 часов, для УСПД Тв не более 2 часа, для сервера Тв не более 1 часа, для компьютера АРМ Тв не более 1 часа и для модема Тв не более 1 часа.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа - клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования, панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами, наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ и организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей, эксплуатационного персонала и защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий фактов параметрирования счетчика, фактов пропадания напряжения и фактов коррекции шкалы времени.

Возможность коррекции шкалы времени в счетчиках, УСПД и сервере.

Глубина хранения информации:

счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА - до 5 лет при температуре плюс 25 °С;

УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, -не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

аблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-10-1-8 У2

6

Трансформатор тока

ТОЛ-35 III-IV 5 УХЛ1

2

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2 УХЛ2

2

Трансформатор напряжения

НАМИ-35 УХЛ1

1

Счетчик электрической энергии

EA05RAL-P3C-3

2

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М

1

ПО (комплект)

Программный комплекс учет энергоресурсов

1

Контроллер

ОМЬ-40

2

Радиочасы

МИР РЧ-01

1

Методика поверки

МП 1404/446-2012

1

Паспорт-формуляр

51648151.411711.044.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1404/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Пурнефтегаз» (2-я очередь). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в сентябре 2012 года.

Основные средства поверки:

для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

счетчик ЕвроАЛЬФА - в соответствии с документом «Многофункциональные счетчики электроэнергии типа ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2007 г.;

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

МИР РЧ-01 - по методике поверки М01.063.00.000 РЭ, согласованной с ФГУП «ВНИИФТРИ» в марте 2004 г.;

контроллер «ОМЬ-40» - по методике поверки «Контроллер ОМЬ-40. Руководство по эксплуатации» М99.073.00.000 РЭ, согласованной с ФГУП «ВНИИМС» в 2000 г.;

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

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Пурнефтегаз» (2-я очередь). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений 1141/446-01.00229-2012.

Нормативные документы

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