Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Энерго" (АО "Куйбышевский НПЗ"), 2 очередь
| Номер в ГРСИ РФ: | 84076-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "РН-Энерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (АО «Куйбышевский 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 | 84076-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Энерго" (АО "Куйбышевский НПЗ"), 2 очередь |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 001 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "РН-Энерго" (ООО "РН-Энерго"), Московская обл., г. Красногорск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 19.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 84076-21: Описание типа СИ | Скачать | 298.2 КБ | |
| 84076-21: Методика поверки | Скачать | 11.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (АО «Куйбышевский 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), 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 обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, передача информации на АРМ энергоснабжающей организации.
От АРМ энергоснабжающей организации информация направляется в программноаппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ производится 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 с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется не реже одного раза в сутки, корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождения часов сервера с УСВ.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи (не реже 1 раз в сутки), корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±2 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.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (АО «Куйбышевский НПЗ»), 2 очередь.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Метрологически значимая часть ПО и данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 15.07 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
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 электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСВ |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±3), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±3), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
ПС 35 кВ ГПП-1 КНПЗ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 1 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т 0,5 1500/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 35956-07 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
УСВ-2 Рег. № 82570-21 |
HP Proliant DL360 Gen9 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 |
|
2 |
ПС 35 кВ ГПП-1 КНПЗ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 17 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т 0,5 1500/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 35956-07 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 | ||
|
3 |
ПС 35 кВ ГПП-1 КНПЗ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 24, КЛ-6 кВ ф. 2 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т 0,5 300/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т 0,5 6000/^3/100/^3 Рег.№ 35956-07 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 | ||
|
4 |
ПС 35 кВ ГПП-1 КНПЗ, РУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. 37, КЛ-6 кВ ф. 5 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т 0,5 300/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; В; С |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 35956-07 Фазы: А; В; С |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
5 |
ПС 110 кВ ГПП-2 КНПЗ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. ввод № 1 Т-1 |
ТЛШ-10 Кл.т 0,5S 1500/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
УСВ-2 Рег. № 82570-21 |
HP Proliant DL360 Gen9 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
|
6 |
ПС 110 кВ ГПП-2 КНПЗ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. ввод № 2 Т-2 |
ТЛШ-10 Кл.т 0,5S 1500/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
7 |
ПС 110 кВ ГПП-2 КНПЗ, РУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. ввод № 3 Т-1 |
ТЛШ-10 Кл.т 0,5S 1500/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
8 |
ПС 110 кВ ГПП-2 КНПЗ, РУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. ввод № 4 Т-2 |
ТЛШ-10У3 Кл.т 0,5S 1500/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
9 |
ПС 110 кВ ГПП-3 КНПЗ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. ввод № 1 Т-1 |
ТЛШ-10У3 Кл.т 0,5S 2000/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
10 |
ПС 110 кВ ГПП-3 КНПЗ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. ввод № 2 Т-2 |
ТЛШ-10 Кл.т 0,5S 2000/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
11 |
ПС 110 кВ ГПП-3 КНПЗ, РУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. ввод № 3 Т-1 |
ТЛШ-10 Кл.т 0,5S 2000/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
УСВ-2 Рег. № 82570-21 |
HP Proliant DL360 Gen9 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
|
12 |
ПС 110 кВ ГПП-3 КНПЗ, РУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. ввод № 4 Т-2 |
ТЛШ-10 Кл.т 0,5S 2000/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А; В; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
13 |
ТП-39 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону РУ-0,4 кВ СВГК |
ТТЭ-А Кл.т 0,5S 10/5 Рег. № 67761-17 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | ||
|
14 |
ТП-58 6 кВ, РУ-0,4 кВ Реагентное хозяйство, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону РУ-0,4 кВ Швейник |
ТТН-Ш Кл.т 0,5S 75/5 Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
15 |
ПС 110 кВ ГПП-3 (новая) КНПЗ, РУ-110 кВ, КЛ-110кВ Утес-2 |
ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S 400/5 Рег. № 44640-11 Фазы: А; В; С |
ЗНОГ-110 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 23894-12 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,4 2,4 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
16 |
ПС 110 кВ ГПП-3 (новая) КНПЗ, РУ-110 кВ, КЛ-110кВ Утес-1 |
ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S 400/5 Рег. № 44640-11 Фазы: А; В; С |
ЗНОГ-110 Кл.т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 23894-12 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
УСВ-2 Рег. № 82570-21 |
HP Proliant DL360 Gen9 |
Активная Реактивная |
0,6 1,1 |
1,4 2,4 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) |
±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 №№ 5-16 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК указана 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 |
16 |
|
Нормальные условия: | |
|
параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином ток, % от 1ном |
от 95 до 105 |
|
для ИК №№ 5-16 |
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: | |
|
напряжение, % от ином ток, % от 1ном |
от 90 до 110 |
|
для ИК №№ 5-16 |
от 1 до 120 |
|
для остальных ИК |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
|
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от +10 до +30 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +20 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
|
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УСВ: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
|
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 |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
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;
сервера.
- 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. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
12 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛШ-10 |
24 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТТЭ-А |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТТН-Ш |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТОГФ-110 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 |
9 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
8 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОГ-110 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
14 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
|
Сервер |
HP Proliant DL360 Gen9 |
1 |
|
Формуляр |
72122884.4252103.17- 0546.ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РН-Энерго» (АО «Куйбышевский 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
