Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Уватнефтегаз" ПС 220/110/10 кВ "Пихтовая". 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-Уватнефтегаз" ПС 220/110/10 кВ "Пихтовая"

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Уватнефтегаз» ПС 220/110/10 кВ «Пихтовая» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным комплексом (ПК) «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», радиочасы, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по каналу связи сети Ethernet поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос счетчиков осуществляется сервером по каналу связи стандарта GSM.

Также сервер может принимать результаты измерений от прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, при этом результаты измерений представлены в виде xml-файлов установленного формата (регламентированы Положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности). Один раз в сутки (или по запросу в ручном режиме) сервер автоматически формирует файл отчёта с результатами измерений в виде xml-файлов установленного формата и передаёт их организациям в рамках согласованного регламента.

Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера, радиочасы. Сравнение показаний часов сервера с единым координированным временем UTC (обеспечивается подключенными к нему радиочасами) осуществляется ежесекундно, корректировка часов сервера производится при статистически накопленном стабильном отклонении более 32 мс. Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±1 с.

Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ». ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ». Метрологически значимая часть ПК указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

AlarmCfg.

dll

AlarmSrv.exe

AlarmView.

ocx

AlarmWor-

ker3.exe

aristo.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.20

3.0.6548.26261

1.1.1.11

1.1.1.3

1.0.0.3

Цифровой идентификатор ПО

CBC933F3

BD0759EA

81C5C2C7

B141494B

BE4F17683040

9255FC9C63B

F5E085702

80CEB45E6

905957F04E

48B14A3AF

F189

7F64CE2D1

91377ED5B

DFF0F2614

EFFE7

3C1842A7

D039715A

A4425D8B

EE980D5E

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

md5

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

AuthCnfg.dll

AuthServ.exe

starter.exe

Controller

CfgMir.exe

Account.exe

App Conf.dll

APPSERV.

DLL

AUTOUP

D.EXE

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.1.0.7

2.0.0.4

3.0.0.25

1.0.2.33

1.0.2.111

2.4.0.323

2.4.0.923

2.4.0.94

Цифровой идентификатор ПО

93EEA8BE

DC6EA6B7

937534BB12

E0281F

7D100896FF9

0DF7AF83665

2AC903CAE1

F6EAAE

95770B43

4920F547

8C50E66

DB7

35d83f7c37d

f5035876a1c

68e21d782c

8DF27ED5B1

E66E4FEB6F8

AB1979E56F9

689F8D38114

091981FCFDB

956CE2A87B

8A601EA2

075C46498

3630C82E2

70BC08

E89658E7

EC10FD9

D4DB9E0

9A78D661

C6

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

md5

Продолжение таблицы

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ENERGYA

DMMEXE

ImpExp

XML.dll

libc

url_ex.dll

Mir

ImpExp.

ReplSvc.

exe

Reports2.exe

sckt srvr.exe

SPECIFICN

ORM.DLL

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.3.123

2.4.1.11

7.20.0.0

exe

2.4.12.21

2.4.0.122

2.15.7.13

11.1.2902.10

492

1.0.0.136

Цифровой идентификатор ПО

96620CB0

580C6A24

7EF403D1

1EFA0C02

1FE7097426

89145E442D

39DE989CF

D6F

2BEE3F358

EFB6DC64C

9688939D08

10AE

4469F9AF

1E0371B4

8DF940F8

3DD95E67

382855E22

AA5EBDD

D2D6FA5C

59D8CCBE

6BF09C129BE

9F8AA5F8CB0

A579992A17

aed35de2c9e

8f84e59510c

777d9355dd

2E745DB886

22923CA4DF

AD8C5788A

644

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

md5

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

WatchDog.e

xe

GPSCnfg.dll

GPSService.

exe

MonitorGPS.e

xe

MirDrv.dll

ECchannel.d

ll

SchElecrtic

ServerOm3.e

xe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.4.0.32

1.0.0.4

1.0.0.5

1.0.0.3

2.2.273.248

3.6.7.0

4.8.10.0

3.3.0.66

Цифровой идентификатор ПО

46e707e743b

af8fc1ee0c69

e736364b2

b8d4809759

6ed2dd2802c

2736825503e

6e6e13330a5

704cb49d53d

9f69bcef2d

862099BBD9

4B3EF765197

4C047609352

29AD13C2

909FF8169

7F46538A

77CD7B9

F46512A80

E719A3E0D

F36F3CEAD

B25DE

D7589F7A

2B334BA7

86A5808D

E3C321F1

D190F4EA57

94A5150C56

ADDB7FFC5

E45

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

md5

Технические характеристики

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид

электри

ческой

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Устройство синхронизации времени

Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях

(±5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ПС 220 кВ «Пихтовая», ОРУ-220 кВ, яч.9, ВЛ-220 кВ Демьянская-Пихтовая-1

TG245N Кл.т. 0,2S 1000/5 Зав. №

Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С

1 сш: CPB245 Кл.т. 0,2 220000/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 Фазы: А; В; С

МИР С-03.02^ EQTLBMN-RG-1T-H Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14

МИР РЧ-01 Рег. № 27008-04

HP Proliant DL380 G6

Актив

ная

Реак

тивная

0,6

1,1

1.5

2.5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2

ПС 220 кВ «Пихтовая», ОРУ-220 кВ, яч.10, ВЛ-220 кВ Демьянская-Пихтовая-2

TG245N Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С

2сш: CPB245 Кл.т. 0,2 220000/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 Фазы: А; В; С

МИР С-03.02^ EQTLBMN-RR-1T-H Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14

МИР РЧ-01 Рег. № 27008-04

HP Proliant DL380 G6

Актив

ная

Реак

тивная

0,6

1,1

1.5

2.5

3

ПС 220 кВ «Пихтовая», ОРУ-220 кВ, яч.5, ОВ 220

TG245N Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 30489-09 Фазы: А; В; С

1    сш: CPB245 Кл.т. 0,2

220000/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 Фазы: А; В; С

2    сш: CPB245 Кл.т. 0,2

220000/V3/100/V3 Рег. № 47844-11 Фазы: А; В; С

МИР С-03.02^ EQTLBMN-RR-1T-H Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 58324-14

Актив

ная

Реак

тивная

0,6

1,1

1.5

2.5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени

30 мин.

3    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от !ном, cosj = 0,8инд.

4    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 2 метрологических характеристик. Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичное утвержденного типа. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

3

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Ином ток, % от 1ном

коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105 от 1 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от Ином ток, % от 1ном

коэффициент мощности СОБф частота, Гц

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +5 до +30 от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для устройства синхронизации времени:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

290000

4

55000

24

146116

0,5

Глубина хранения информации: для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

при отключении питания, лет, не менее для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

256

10

3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчика электрической энергии; сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

Трансформаторы тока

TG245N

9

Трансформаторы напряжения измерительные

CPB245

6

Счетчики электрической энергии трехфазные электронные

МИР С-03

3

Радиочасы

МИР РЧ-01

1

Сервер

HP Proliant DL380 G6

1

Методика поверки

МП ЭПР-204-2019

1

Формуляр

11845155.3Н53И.077.01.01.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-204-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Уватнефтегаз» ПС 220/110/10 кВ «Пихтовая». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 22.10.2019 г.

Основные средства поверки:

-    в    соответствии    с    методиками    поверки    средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);

-    вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РН-Уватнефтегаз» ПС 220/110/10 кВ «Пихтовая», свидетельство об аттестации № 233/RA.RU.312078/2019.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Уватнефтегаз» ПС 220/110/10 кВ «Пихтовая»

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

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

Развернуть полное описание