Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-КОМСОМОЛЬСКИЙ НПЗ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 76288-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "РН-Энерго", г.Москва |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 76288-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-КОМСОМОЛЬСКИЙ НПЗ" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 0890-06-17 |
Производитель / Заявитель
ООО "РН-Энерго", г.Красногорск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 76288-19: Описание типа СИ | Скачать | 118 КБ | |
| 76288-19: Методика поверки МП 206.1-056-2019 | Скачать | 8 MБ |
Описание типа
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 Xml. 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 XML 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».
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК
|
Канал измерений |
Состав измерительного канала |
Ктт •Ктн •Ксч | |||||
|
№№ ИК |
Диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) |
Обозначение, тип |
УССВ | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
1 |
ПС «НПЗ-110» 110/6 кВ, ВЛ-110 кВ, Т-1 С-102 |
II |
Кт = 0,2 Ктт = 150/5 Рег. № 15651-96 |
А |
TG 145 |
УСВ-1 Рег. № 28716-05 |
33000 |
|
В |
TG 145 | ||||||
|
С |
TG 145 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 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 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 | |||||
|
2 |
ПС «НПЗ-110» 110/6 кВ, ВЛ-110 кВ, Т-2 С-98 |
II |
Кт = 0,2 Ктт = 150/5 Рег. № 15651-96 |
А |
TG 145 |
33000 | |
|
В |
TG 145 | ||||||
|
С |
TG 145 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн= 110000:^3/100:^3 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 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 | |||||
|
3 |
Автокооператив «Нефтяник», ВРУ-0,4кВ, Ввод № 1 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 52667-13 |
А |
Т-0,66 У3 |
о | |
|
В |
Т-0,66 У3 | ||||||
|
С |
Т-0,66 У3 | ||||||
|
ТН |
- | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
4 |
Автокооператив «Нефтяник», ВРУ-0,4кВ, Ввод № 2 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 52667-13 |
А |
Т-0,66 У3 |
УСВ-1 Рег. № 28716-05 |
о |
|
В |
Т-0,66 У3 | ||||||
|
С |
Т-0,66 У3 | ||||||
|
ТН |
- | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-06 |
A1805RALQ-P4GB-DW-4 | |||||
|
5 |
Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110 кВ, С-113 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 Рег. № 46101-10 |
А |
ТВ-110-1-5 ХЛ2 |
220000 | |
|
В |
ТВ-110-1-5 ХЛ2 | ||||||
|
С |
ТВ-110-1-5 ХЛ2 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 Рег. № 39263-11 |
А |
НКФА-110 II УХЛ1 | ||||
|
В |
НКФА-110 II УХЛ1 | ||||||
|
С |
НКФА-110 II УХЛ1 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 | |||||
|
6 |
Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110 кВ, С-114 |
II |
Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 Рег. № 46101-10 |
А |
TB-110-I-5 ХЛ2 |
132000 | |
|
В |
TB-110-I-5 ХЛ2 | ||||||
|
С |
TB-110-I-5 ХЛ2 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 Рег. № 39263-11 |
А |
НКФА-110 II УХЛ1 | ||||
|
В |
НКФА-110 II УХЛ1 | ||||||
|
С |
НКФА-110 II УХЛ1 | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 | |||||
|
7 |
ПС «КНПЗ-2» 110/6 кВ, ВЛ-110 кВ, Т-1 С-113 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 37102-08 |
А В С |
AMT 145/3 |
22000 | |
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 Рег. № 37114-08 |
А В С |
SUD 145 | ||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 31857-11 |
A1802RL-P4GB-DW-4 | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
8 |
ПС «КНПЗ-2» 110/6 кВ, ВЛ-110 кВ, Т-2 С-114 |
II |
Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 37102-08 |
А В С |
AMT 145/3 |
УСВ-1 Рег. № 28716-05 |
220000 |
|
ТН |
Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 Рег. № 37114-08 |
А В С |
SUD 145 | ||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 31857-11 |
A1802RL-P4GB-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 |
Границы основной погрешности (±6), % |
Г раницы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
|
1, 2 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
2,1 1,5 |
|
3, 4 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
5,5 3,2 |
|
5, 6 |
Активная Реактивная |
1,0 2,2 |
4,9 3,8 |
|
7, 8 |
Активная Реактивная |
0,5 1,1 |
1,9 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)% 1ном cos9 = 0,5инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 16 до плюс 25 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности, cos9 |
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, cos9 |
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-110-1-5 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
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
Смотрите также
