Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Сызранский НПЗ", 2 очередь
| Номер в ГРСИ РФ: | 80441-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "РН-Энерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сызранский НПЗ», 2 очередь (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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 80441-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Сызранский НПЗ", 2 очередь |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 02 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "РН-Энерго" (ООО "РН-Энерго"), Московская область, г. Красногорск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 80441-20: Описание типа СИ | Скачать | 479 КБ | |
| 80441-20: Методика поверки МП ЭПР-279-2020 | Скачать | 12.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сызранский НПЗ», 2 очередь (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 под управлением гипервизора VMware на базе закрытой облачной системы (сервер) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), 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 проводным линиям связи поступает в локальную вычислительную сеть (ЛВС) и далее на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от АРМ ООО «РН-Энерго» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с использованием электронной цифровой подписи 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 установленных форматов 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS.
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется каждые 60 мин, корректировка часов сервера производится при обнаружении расхождения часов сервера с УСВ.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время каждого сеанса связи со счетчиками, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину не менее ±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 ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» 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 «Энергосфера»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСВ |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
ПС 110 кВ ГПП-1, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 43 |
ТШЛ-10У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 3972-73 Фазы: А; В; С |
НТМИ-6 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-12 Фазы: АВС |
ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,0 4,4 |
|
2 |
ПС 110 кВ ГПП-1, РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч. 56 |
ТШЛ-10У3 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 3972-73 Фазы: А; В; С |
НТМИ-6 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-12 Фазы: АВС |
ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,0 4,4 | ||
|
3 |
ПС 110 кВ ГПП-1, ТСН-2 0,4 кВ |
ТОП-0,66 Кл.т. 0,2S 100/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С |
- |
ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07 |
Активная Реактивная |
0,5 0,7 |
1,5 1,8 | ||
|
4 |
ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 11 |
ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 S 2000/5 Рег. № 51679-12 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-НТЗ-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С |
ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,0 4,4 | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
5 |
ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч. 24 |
ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 S 2000/5 Рег. № 51679-12 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-НТЗ-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С |
ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,0 4,4 |
|
6 |
ПС 6 кВ ТП-90а от ГПП-2, РУ-6 кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 12, ф.12 |
ТЛК10-5 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 9143-01 Фазы: А; С |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-97 Фазы: АВС |
ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,0 4,4 | ||
|
7 |
ПС 6 кВ ТП-52а от ГПП-2, РУ-6 кВ, II с.ш. 6кВ, яч. 12, КВЛ-6 кВ ф.12 |
ТОЛ 10-1 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 15128-96 Фазы: А; С |
НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: АВС |
ION7330 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07 |
Активная Реактивная |
1,1 1,9 |
3,3 4,3 | ||
|
8 |
ПС 110 кВ ГПП-1, РУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч. 28 |
ТЛШ10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 11077-89 Фазы: А; В; С |
НТМИ-6 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-12 Фазы: АВС |
ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,0 4,4 | ||
|
9 |
ПС 110 кВ ГПП-1, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 17 |
ТЛШ10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 11077-89 Фазы: А; В; С |
НТМИ-6 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-12 Фазы: АВС |
ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,0 4,4 | ||
|
10 |
ПС 110 кВ ГПП-1, ТСН-1 0,4 кВ |
ТОП-0,66 Кл.т. 0,2S 100/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С |
- |
ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07 |
Активная Реактивная |
0,5 0,7 |
1,5 1,8 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
11 |
ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 37 |
ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 S 2000/5 Рег. № 51679-12 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-НТЗ-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С |
ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,0 4,4 |
|
12 |
ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч. 56 |
ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 S 2000/5 Рег. № 51679-12 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛП-НТЗ-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С |
ION7650 Кл.т. 0,2S/0,2 Рег. № 22898-07 |
Активная Реактивная |
1,1 2,2 |
3,0 4,4 | ||
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях |
±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 для ИК №№ 3-5, 10-12 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cos9 = 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 УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также 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.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
12 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном | |
|
для ИК №№ 3-5, 10-12 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: | |
|
параметры сети: |
от 90 до 110 |
|
напряжение, % от ином | |
|
ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
|
для ИК №№ 3-5, 10-12 |
от 5 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 0,5 до 1,0 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 49,6 до 50,4 |
|
частота, Гц |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от -4 до +40 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
72 |
|
для УСВ: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для сервера: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
|
не менее |
45 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
9 |
|
для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний | |
|
средств измерений, лет, не менее |
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 счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков 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 |
ТШЛ-10У3 |
6 |
|
Трансформаторы тока опорные |
ТОП-0,66 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-НТЗ-10 |
12 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛК10-5 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ 10-1 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛШ10 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 У3 |
4 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛП-НТЗ-6 |
12 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ION |
11 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Сервер на базе закрытой облачной системы |
VMware |
1 |
|
Методика поверки |
МП ЭПР-279-2020 |
1 |
|
Формуляр |
ЭНПР.411711.044.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-279-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Сызранский НПЗ», 2 очередь. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 04.09.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы
напряжения. Методика поверки»;
- счетчиков ION - по документу МП 2203-0066-2006 «Счетчики электрической энергии многофункциональные ION. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в декабре 2006 г.;
- УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);
- 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 АО «Сызранский НПЗ», 2 очередь», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Смотрите также
