| Номер в госреестре | 67032-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ГАЗПРОМНЕФТЬ-ХАНТОС" |
| Изготовитель | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ХАНТОС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных МИР УСПД-01 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени МИР РЧ-02 (далее - МИР РЧ-02).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ХАНТОС», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» и АРМ АО «Межрегионэнергосбыт», подключенный к базе данных ИВК АИИС КУЭ ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ХАНТОС» при помощи удаленного доступа по сети Internet.
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. АРМ АО «Межрегионэнергосбыт», подключенный к серверу БД ИВК АИИС КУЭ при помощи удаленного доступа по сети Internet в автоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным сторонам.
В АИИС КУЭ реализован информационный обмен данными макетами XML формата 80020, 80030 со смежной системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Межрегионэнергосбыт» (регистрационный номер № 65280-16 Свидетельство об утверждении типа средств измерений № RU.E.34.004.A № 63721 от 05.10.2016 г).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена МИР РЧ-02, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов МИР РЧ-02 не более ±1 с. МИР РЧ-02 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени МИР РЧ-02 более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени МИР РЧ-02 не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с в сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» 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 ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».
| Идентификационные признаки | Значение | ||
| Идентификационное наименование ПО | Программный комплекс СЕРВЕР СБОРА ДАННЫХ MirServsbor.msi | Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ EnergyRes.msi | Программа ПУЛЬТ ЧТЕНИЯ ДАННЫХ MirReaderS etup. m si |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0.0.1 | 2.5 | 2.0.9.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 7d30b09bbf536b7f45db 352b0c7b7023 | 55a532c7e6a3c30405d7 02554617f7bc | 6dcfa7d8a621420f8a52 b8417b5f7bbc |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | MD5 | MD5 |
Системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета энергоресурсов МИР, в состав которых входит ПО, внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений за № 36357-13.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ме о К | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих усло-виях,% | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 110/35/6 кВ «Фоминская», ОРУ-110 кВ, яч. «ВЛ 110 кВ Снежная-Фоминская 1» | ТВГ-110 Кл. т. 0,5 500/5 | НКФ-110-57ХЛ1 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | МИР УСПД-01 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
| 2 | ПС 110/35/6 кВ «Фоминская», 0РУ-110 кВ, яч. «ВЛ 110 кВ Снежная-Фоминская 2» | ТВГ-110 Кл. т. 0,5 500/5 | НКФ-110-57ХЛ1 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | МИР УСПД-01 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
| 3 | ПС 110/35/6 кВ «Фоминская», 0РУ-110 кВ, яч. «ВЛ 110 кВ Югра-1» | ТВГ-110 Кл. т. 0,5 500/5 | НКФ-110-57ХЛ1 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | МИР УСПД-01 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
| 4 | ПС 110/35/6 кВ «Фоминская», 0РУ-110 кВ, яч. «ВЛ 110 кВ Югра-2» | ТВГ-110 Кл. т. 0,5 500/5 | НКФ-110-57ХЛ1 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | МИР УСПД-01 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
| 5 | ПС 110/35/6 кВ «Фоминская», 0РУ-110 кВ, ОВ 110 кВ | ТВГ-110 Кл. т. 0,5 500/5 | НКФ-110-57ХЛ1 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | МИР УСПД-01 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
| 1111 110 кВ «Хантос», 1 СШ | ТВГ-110 | СРВ-123 | A1802RALXV | активная | ±0,8 | ±1,6 | ||
| 6 | 110 кВ, яч. «ВЛ-110 кВ | Кл. т. 0,2 | Кл. т. 0,5 | -P4GB-DW-4 | МИР УСПД-01 | |||
| «ЮП ГТЭС-Хантос» 1 цепь | 500/5 | 110000:V3/100:V3 | Кл. т. 0,2S/0,5 | реактивная | ±1,8 | ±2,7 | ||
| 1111 110 кВ «Хантос», 2 СШ | ТВГ-110 | СРВ-123 | A1802RALXV | активная | ±0,8 | ±1,6 | ||
| 7 | 110 кВ, яч. «ВЛ-110 кВ | Кл. т. 0,2 | Кл. т. 0,5 | -P4GB-DW-4 | МИР УСПД-01 | |||
| «ЮП ГТЭС-Хантос» 2 цепь | 500/5 | 110000:V3/100:V3 | Кл. т. 0,2S/0,5 | реактивная | ±1,8 | ±2,7 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 8 | ПС 110/35/10 кВ Выкатная, ОРУ 35 кВ, ВЛ 35 кВ К-30-1 | ТФЗМ-35 А-ХЛ1 Кл. т. 0,5 150/5 | НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | МИР УСПД-01 Зав. № 11141 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 9 | ПС 110/35/10 кВ Выкатная, ОРУ 35 кВ, ВЛ 35 кВ К-30-2 | ТФЗМ-35 А-ХЛ 1 Кл. т. 0,5 150/5 | НАМИ-35 УХЛ 1 Кл. т. 0,5 35000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | МИР УСПД-01 Зав. № 11141 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 9 от минус 40 до плюс 65 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 9 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 98 до 102 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков,°С: | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| УСПД, °С | от -40 до +55 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| - СЭТ-4ТM.03 | 90000 |
| - СЭТ-4ТM.03M | 120000 |
| - A1802RALХV-Р4GB-DW-4 | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ не менее, ч | 82500 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
| месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не | |
| менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ХАНТОС» типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
| Наименование | Тип | Рег. № | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТВГ-110 | 22440-02 | 15 |
| Трансформатор тока | ТВГ-110 | 22440-07 | 6 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-35 А-ХЛ1 | 26418-04 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57ХЛ1 | 14205-05 | 6 |
| Трансформатор напряжения | СРВ-123 | 15853-06 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 19813-05 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03 | 27524-04 | 5 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALХV-Р4GB-DW-4 | 31857-06 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M | 36697-12 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | MOT УСПД-01 | 27420-04 | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | MOT УСПД-01 | 27420-08 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | Радиочасы МИР РЧ-02 | 46656-11 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» | - | 1 |
| Сервер | HP ProLiant DL380G5 | - | 1 |
| Методика поверки | - | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | - | - | 1 |
осуществляется по документу МП 206.1-028-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ХАНТОС». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 03.02.2017 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 МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ 1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков A1802RALХV-Р4GB-DW-4 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03M - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- MOT УСПД-01 - по документу «Устройства сбора и передачи данных МИР УСПД-01. Руководство по эксплуатации» М02.109.00.000 РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2004 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ХАНТОС», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ХАНТОС»
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
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Поверителей | 4 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
