Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-КОМСОМОЛЬСКИЙ НПЗ» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают 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 электроэнергии (счетчики), а также аппаратуру для передачи/приема данных по линиям связи; источники бесперебойного питания для каналообразующей аппаратуры.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) АИИС КУЭ с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени УСВ-1 (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей.
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 линиям связи поступает на сервер
ООО «РН-КОМСОМОЛЬСКИЙ НПЗ», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных.
Сервер базы данных, с периодичностью один раз в 30 минут. производит опрос уровня ИИК. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в формате ХМЬ. Файл с результатами измерений в формате XML по электронной почте автоматически направляется на почтовый сервер энергосбытовой организации ООО «РН-Энерго». На сервере ООО «РН-Энерго» файл с результатами измерений в формате ХМL подписывается электронно-цифровой подписью ООО «РН-Энерго» и направляется в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», в АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации времени УСВ-1, в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС/GPS).
Сличение часов сервера с часами УСВ-1 происходит не реже, чем 1 раз в сутки. Коррекция часов сервера выполняется при расхождении с показаниями УСВ-1 более чем на ±1 с.
Время счетчиков сличается со временем сервера не реже одного раза в сутки, коррекция времени счетчиков проводится при расхождении времени счетчика и сервера более чем на ±1 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программные модули, 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 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.07.05 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно Р 50.2.077-2014 соответствует уровню «средний».
Таблица 2 - Состав ИК
| Канал измерений | Состав измерительного канала | Б я Н Н н К |
| 1 № | Диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) | Обозначение, тип | В о о У |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС «НПЗ-110» 110/6 кВ, ВЛ-110 кВ, Т-1 С-102 | н н | Кт = 0,2 Ктт = 150/5 Рег. № 15651-96 | А | TG 145 | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | 33000 |
| В | TG 145 |
| С | TG 145 |
| К н | Кт = 0,2 Ктн = 110000:V3/100:V3 Рег. № 53343-13 | А | ЗНГ-УЭТМ®-110 У1 |
| В | ЗНГ-УЭТМ®-110 У1 |
| С | ЗНГ-УЭТМ®-110 У1 |
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 31857-06 | А1802RALQ-P4GB-DW-4 |
| 2 | ПС «НПЗ-110» 110/6 кВ, ВЛ-110 кВ, Т-2 С-98 | н н | Кт = 0,2 Ктт = 150/5 Рег. № 15651-96 | А | TG 145 | 33000 |
| В | TG 145 |
| С | TG 145 |
| К н | Кт = 0,2 Ктн= 110000:V3/100:V3 Рег. № 53343-13 | А | ЗНГ-УЭТМ®-110 У1 |
| В | ЗНГ-УЭТМ®-110 У1 |
| С | ЗНГ-УЭТМ®-110 У1 |
| Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 31857-06 | А1802RALQ-P4GB-DW-4 |
| 3 | *01 к Н А « ев И О рив « кй 5 я , ке4 О нн Н О в«- <1 PQ | н н | Кт = 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 52667-13 | А | Т-0,66 У3 | 0 |
| В | Т-0,66 У3 |
| С | Т-0,66 У3 |
| К н | - |
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 31857-06 | А1805RALQ-P4GB-DW-4 |
Продолжение таблицы 2
Автокооператив «Нефтяник», ВРУ-0,4кВ, Ввод № 2
ПС «КНПЗ-2» 110/6 кВ, BJI-110 кВ, Т-1 С-113
Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110 кВ, С-114
Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110 кВ, С-113
Счетчик
Счетчик
Счетчик
Счетчик
ТН
ТТ
ТН
тт
ТН
тт
ТН
тт
н
X
| TI | | |
| <т> | | |
| .►i i? | Ктт | Кт |
| -Р*. | II | II |
| Ov | Ov | JO |
| 0 1 | о о | сг> |
| | | |
| о | | |
| TI | | |
| <т> | | |
| 1? | Ктт | Кт |
| -р*. | II | II |
| Ov | Ov | JO |
| 0 1 | о о | сг> |
| | | |
| о | | |
| TI <т> | W |
| ю* | 3 |
| | II |
| ю | ю |
| Ov | о |
| Ov | о |
| ^1 ■ | |
| OJ | |
W
н
II
JO
TI
и Л Я
II ю оо 11 сл
LT, ^
■о
' ^
TI
О
Ч
iо* LtJ ^1
TI
о
TI
<т>
►I
Tf
<т>
ч
ю*
LtJ
VO
ю
Ov
LtJ
TI
о
►i
Tf
<т>
ч
ю*
LtJ
VO
ю
TI
о
н
« п
л Я
11 £
н
н
н
о
-С
о
-С
LtJ
0 ю
1
о
00
LtJ
On
Ov
VO
^1
i
О
оо
LtJ
Ov
Ov
VO
^1
i
О
оо
о
СЛ
00
^1
I
о
Ov
ГтгК>
о
оо
о
о
о и >
О й >
И
ю
И
ю
О й >
>
>
>
>
о
О
о
о
>
оо
0
О
1
TI
-р*.
8
>
оо
о
ю
О
(J
Н
■
н
о
OJ
0
(J
н
1
-р*.
н
о
OJ
| е | е | е |
| > 1 | > 1 | > 1 |
| о | о | о |
| нн нн | НН НН | нн нн |
| | | |
| | X | |
| | | |
е
>
Н
■
о
Ov
Ov
OJ
СЛ
Tf
8
-р*.
УСВ-1 Рег. №28716-05
22000
132000
40
Ov
220000
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| | ПС «КНПЗ-2» 110/6 кВ, ВЛ-110 кВ, Т-2 С-114 | н н | Кт = 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 37102-08 | А В С | AMT 145/3 | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | |
| 8 | К н | Кт = 0,2 Ктн = 110000:V3/100:V3 Рег. № 37114-08 | А В С | SUD 145 | 220000 |
| | Счетчик | Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 31857-11 | А1802RL-P4 GB -DW-4 | |
Примечания:
1 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 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номера однотипных ИК | Вид электроэнергии | Г раницы основной погрешности (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| | Активная | 0,5 | 2,1 |
| 1, 2 | | | |
| | Реактивная | 1,1 | 1,5 |
| | Активная | 1,0 | 5,5 |
| 3, 4 | | | |
| | Реактивная | 2,1 | 3,2 |
| | Активная | 1,0 | 4,9 |
| 5, 6 | | | |
| | Реактивная | 2,2 | 3,8 |
| | Активная | 0,5 | 1,9 |
| 7, 8 | | | |
| | Реактивная | 1,1 | 1,9 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±А), с | 5 |
| Примечания: | | |
| 1 Характеристики погрешности ИК | даны для измерений электроэнергии |
| (получасовая). | | | |
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, |
| соответствующие вероятности Р = 0,95. | | |
| 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% !ном cosj = 0,5инд и |
| температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от |
| плюс 16 до плюс 25 °С. | | |
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности, cosj | 0,87 |
| температура окружающей среды, □: | |
| - для счетчиков активной энергии: | |
| ГОСТ Р 52323-2005 | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии: | |
| ГОСТ 26035-83 | от +18 до +22 |
| ГОСТ Р 52425-2005, ТУ 4228-011-29056091-11 | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности, cosj | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| температура окружающей среды, □ : | |
| - для ТТ и ТН | от -30 до +40 |
| - для счетчиков | от -40 до +60 |
| - для УССВ | от -10 до +50 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики Альфа А1800: | |
| - среднее время наработки до отказа, ч, | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | 72 |
| Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - среднее время наработки до отказа, ч, | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | 2 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| ИВК: | |
| - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 45 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться по двум каналам связи;
Журналы событий счетчиков электроэнергии фиксируют время и даты наступления событий:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с фиксацией времени до и после коррекции, величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
Журнал событий ИВК фиксирует:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величину синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных измерительных цепей;
- испытательной коробки;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТВ-110-I-5 ХЛ2 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | TG 145 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | AMT 145/3 | 2 шт. |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НКФА-110 II УХЛ1 | 6 шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные элегазовые | ЗНГ-УЭТМ®-110 У1 | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения | SUD 145 | 2 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 2 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 6 шт. |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-1 | 1 шт. |
| Методика поверки | МП 206.1-056-2019 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | 0890-06-17-ТЗ-ПФ | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-056-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-КОМСОМОЛЬСКИЙ НПЗ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 29.07.2019 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 по МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
- по МИ 3195-2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации;
- по МИ 3196-2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации;
- по МИ 3598-2018 ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации;
- счетчики Альфа А1800 (рег. № 31857-06) - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева»
19.05.2006 г.;
- счетчики Альфа А1800 (рег. № 31857-11) - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2004 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;
- термогигрометр «:CENTER» (мод. 315), рег. № 22129-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ, с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-КОМСОМОЛЬСКИЙ НПЗ», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-КОМСОМОЛЬСКИЙ НПЗ»
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
76288-19: Методика поверки МП 206.1-056-2019Скачать8.0 Мб