Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) НФК "Салым Петролеум Девелопмент Н.В."

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1377 п. 22 от 25.09.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) НФК «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени yCCB-35HVS (далее - УССВ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух 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 верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Сервер баз данных ИВК раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ энергосбытовой организации -субъекта оптового рынка. АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка отправляет с использованием ЭП данные отчеты в формате XML по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP в АО «АТС». Сервер баз данных ИВК раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в филиал АО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ, всем заинтересованным субъектам и другим заинтересованным лицам в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ не более ±1 с. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ НФК «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» используется ПО «Альфа-ЦЕНТР» версии не ниже 12, в состав которого входят программы, 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 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.01

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО «АльфаЦентр» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

НФК «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.»

1

ПС 110/35/6 кВ «Эвихон», ОРУ-110 кВ, ввод Т-1 110 кВ

TG-145

Кл. т. 0,5S 600/5

СРВ-123

Кл. т. 0,2 110000/^3:100/^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±2,9

±4,7

2

ПС 110/35/6 кВ «Эвихон», ОРУ-110 кВ, ввод Т-2 110 кВ

TG-145

Кл. т. 0,5S 600/5

СРВ-123

Кл. т. 0,2 110000/^3:100/^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±2,9

±4,7

3

ПС 110/35 кВ «Западно-Салымская», ОРУ-110 кВ, ввод Т-1 110 кВ

IMB-123

Кл. т. 0,2S 400/1

СРА-123

Кл. т. 0,2 110000/^3:100/^3

СЭТ-4ТМ.03М.16

Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

ПС 110/35 кВ «Западно-Салымская», ОРУ-110 кВ, ввод Т-2 110 кВ

IMB-123

Кл. т. 0,2S 400/1

СРА-123

Кл. т. 0,2 110000/^3:100/^3

СЭТ-4ТМ.03М.16

Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

5

2КТПНУ-2500/35/0,4 «УКПГ», ЗРУ-35 кВ, яч. 2

ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S 100/5

TJP7

Кл. т. 0,5 35000/^3:100/^3

А1805 RALX-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

6

2КТПНУ-2500/35/0,4 «УКПГ», ЗРУ-35 кВ, яч. 3

ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5S 100/5

TJP7

Кл. т. 0,5 35000/^3:100/^3

А1805 RALX-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±5

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 cos9 = 0,8 инд, 1=0,021ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С.

4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на НФК «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

10

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 98 до 102

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cos9

0,9

- температура окружающей среды, оС

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд. до 1,0 емк.

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС:

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М

165000

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.16

165000

для электросчетчика A1805 RALX-P4GB-DW-4

120000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

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

Сервер:

- 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 с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал сервера БД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере БД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) НФК «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

Трансформатор тока

TG-145

15651-06

6

Трансформатор тока

IMB-123

32002-06

6

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ

40086-08

6

Трансформатор напряжения

СРВ-123

15853-96

6

Трансформатор напряжения

СРА-123

15852-96

6

Трансформатор напряжения

TJP7

25432-08

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.16

36697-12

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1805 RALX-P4GB-DW-4

31857-11

2

Программное обеспечение

«АльфаЦЕНТР»

-

1

Методика поверки

МП 58499-14

-

1

Паспорт - формуляр

РЭСС.411711.АИИС.254 ПФ

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 58499-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) НФК «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 25.07.2014 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»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.16 - 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.;

- счетчиков A1805 RALX-P4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 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%.

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.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ НФК «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 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.

Развернуть полное описание