| Номер в госреестре | 52211-12 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Пурнефтегаз" (2-я очередь) |
| Изготовитель | ООО "РН-Энерго", г.Москва |
| Год регистрации | 2012 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Пурнефтегаз» (2-я очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S , напряжения (ТН) класса точности 0,5 и счётчики активной и реактивной электроэнергии ЕвроАльфа классов точности 0,5S для активной электроэнергии 1,0 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (3 точки измерения).
2-й уровень - устройства сбора и передачи данных (УСПД) ОМЬ-40 (Госреестр № 19815-05).
3-й уровень (ИВК) - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) HP Proliant DL380G3 (Зав.№801ТЬБК739), устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Устройства 2-го и 3 -го уровня 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 (1 раз в 30 мин) 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;
- 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 ;
- передача журналов событий АИИС КУЭ.
Принцип действия:
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 проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, осуществляется ее хранение, накопление и передача накопленных данных с помощью следующих каналов связи:
основной канал связи - радиоканал с использованием радиомодема INTEGRA-TR.
резервный канал связи - сотовый канал с использованием GSM модема Siemens ТС65;
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. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД (автоматически и по запросу) через выделенный канал Internet (основной канал) и с помощью модема ZyXEL U336 через телефонную сеть общего пользования.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, состоящей из устройства синхронизации системного времени радиочасов МИР РЧ-01 (Госреестр № 27008-04), предназначенных для приема сигналов GPS и выдачи последовательного импульсного временного кода; пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки переднего фронта импульса к шкале координированного времени составляют ±1 мкс. Время часов сервера БД синхронизировано с временем радиочасов МИР РЧ-01, сличение ежесекундное. Время часов УСПД синхронизировано с временем часов сервера БД сличение не реже 1 раза в 4 часа, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов УСПД один раз в сутки, корректировка времени счетчиков при расхождении со временем УСПД ±1 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД и СБД АИИС КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» производства ООО НПО «МИР» г. Омск, ПО сОеВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наимено- | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
| «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУР | ЦЕНТР СБОРА ДАННЫХ | CENTERSBO R.exe | версия 1.0.3.26 от 9.03.2011 г. | 8e7929531cea524380dbcf 500d35ab40 | MD5 |
| СОВ» | РАСЧЕТНЫИ ЦЕНТР. | Reports2.exe | версия 2.10.0.591 от 11.04.2011 г. | 5322840006b6c082a00d5 50d7a1d98f6 | |
| ЦЕНТР КОНТРОЛЯ | Account.exe | версия 1.0.2.56 от 23.03.2011 г. | 278d176a0b9252bc3881c 5f21492b6f0 | ||
| Библиотека модулей ИМПОРТ-ЭКСПОРТ. | AtsImpExp.exe | версия R3.0.1.1 от 07.08.2012 г. | 3143e66976d1d9376f499 4381ad2eba4 |
ПО «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ООО «РН-Пурнефтегаз» (2-я очередь).
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ООО «РН-Пурнефтегаз» (2-я очередь) от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Состав информационно-измерительных каналов (ИИК) АИИС КУЭ ООО «РН-Пурнефтегаз» (2-я очередь) приведен в Таблице 2.
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
| № ИИК | Наименование объекта | Состав информационно-измерительного канала | Вид элек- тро- энер гии | ||||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСП Д) | Сер вер | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 722070003314102 | ПС 110/35/6 кВ «Комсомольская» ШМ-6 кВ 1Т | ТОЛ-Ю-Т-В 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 Госреестр № 1668707 | EA05RAL-P3C-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01032906 Г осреестр № 16666-97 | ОМЬ-40 Зав.№ 291 Госре-естр № 1981505 | 8 ^ о оо ^ Э Q Q £ н Я о — оо о «4! £ ^ Рц .Я К ет | активная реактив ная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 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 Госреестр № 1668707 | EA05RAL-P3C-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01032888 Г осреестр № 16666-97 | 0МЬ-40 Зав.№ 291 Госре-естр № 1981505 | HP Proliant DL380G3 Зав№>80ПЪ0№39 | активная реактив ная |
| 722070009208202 | ПС 110/35/6 кВ «Южно-Харампурская» ВЛ-35 кВ "Таежная-2" | ТОЛ-35 III-IV 5 УХЛ1 кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 51; 48 Госреестр № 34016-07 | ЗНОМ-35-65-У1 кл.т 0,5 Ктн = (35000/V3)/(100/V3) Зав. № 1410353; 1410053; 1412123 Госреестр № 912-07 | EA05RAL-P3C-3 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01032875 Г осреестр № 16666-97 | 0 - 5-4 -ер 1 -.3 ртр 85 | S3 8 8 2° о" ^ % | активная реактив ная |
Таблица 3
| Пр еделы допускаемой относительной погр ешности ИИК измер е ния активной электрич е-ской энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
| Номер ИИК | cos9 | §1(2)%, Ь(2)< I изм< I 5 % | §5 %, I5 %< I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %< I изм< I 100 % | §100 %, I100 %< I изм< I 120 % |
| 722070003314102, 722070003314202, 722070009208202 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,8 | ±3,0 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,7 | ±3,5 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,5 | ±5,1 | ±3,4 | ±2,6 | ±2,6 | |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
| Номер ИИК | cos9 | §1(2)%, I1(2)< I изм< I 5 % | §5 %, I5 %< I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %< I изм< I 100 % | §100 %, I100 %< I изм< I 120 % |
| 722070003314102, 722070003314202, 722070009208202 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | ±6,8 | ±4,1 | ±2,9 | ±2,9 |
| 0,8 | ±4,4 | ±2,7 | ±2,0 | ±1,9 | |
| 0,7 | ±3,7 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,5 | ±2,8 | ±1,8 | ±1,4 | ±1,4 | |
Примечания:
1. Погрешность измерений Si(2)%p и Si(2)%q для cosj=1,0 нормируется от Ii%, а погрешность измерений Si(2)%p и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98-ином до 1,02-ином;
• сила тока от 1ном до 1,2Тном, cosj=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9Ином до 1,1-Ином,
• сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С 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. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" - среднее время наработки на отказ не менее 80000 часов;
• 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 < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
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, УССВ, УСПД, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД, сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА - до 5 лет при температуре 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 титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4 Таблица 4
| Наименование | Тип | Кол. |
| 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 | ЗНОМ-35-65-У1 | 3 |
| Счётчик электрической энергии | EA05RAL-P3C-3 | 3 |
| Контроллер УСПД | ОМЬ-40 | 2 |
| Методика поверки | МП 1404/446-2012 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 51648151.411711.044.ФО | 1 |
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:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- счётчиков ЕвроАЛЬФА - в соответствии с документом «Многофункциональные счетчики электроэнергии типа ЕвроАльфа. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева»
- УСПД ОМЬ-40- по документу «М99.073.00.000 РЭ. Контроллер ОМЬ-40. Руководство по эксплуатации» раздел 11, согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной 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, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ООО «РН-Пурнефтегаз» (2-я очередь)
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
лист № 7 Всего листов 7
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности
0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Осуществление торговли и товарообменных операций.
