Работы

за собой.

С.С.Голубев

Приложение

к приказу Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «26» декабря 2016 г. №1989

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Ставропольнефтегаз» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• - измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• - периодический (1 раз в сутки) 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 в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

• - предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций

• - участников 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 (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

• 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные

трансформаторы напряжения (TH) по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии                                                                      и

ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

• 2- й уровень - устройства сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» со встроенным устройством синхронизации времени на GPS-приемнике и технические средства приема-передачи данных.

• 3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

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.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

• - активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

• - средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям либо с использованием стационарных терминалов сотовой связи на верхний уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенному каналу передачи данных через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя устройство синхронизации времени на GPS-приемнике, входящее в состав УСПД, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Время часов УСПД синхронизировано с сигналами точного времени от GPS-приемника. Погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сличение времени часов сервера БД с временем часов УСПД осуществляется каждый час. Коррекция времени часов сервера выполняется один раз в сутки при достижении допустимого расхождения времени часов сервера и УСПД ± 2 с.

Корректировка времени в счетчиках, подключенных к УСПД, проводится автоматически при рассогласовании времени часов счетчиков со временем УСПД более чем на ±1 с. Периодичность проверки - каждые 30 минут.

Корректировка времени в счетчиках, подключенных к серверу ИВК, проводится автоматически при рассогласовании времени собственных часов счетчиков со временем сервера более чем на ±2 с. Периодичность проверки - 1 раз в сутки. Коррекция происходит не более чем на 2 минуты и не чаще чем 1 раз в сутки.

Погрешность системы обеспечения единого времени не превышает ±5 с.

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

В системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «PH-Ставропольнефтегаз» используется программно-технический комплекс (ПТК) «ЭКОМ», представляющий собой совокупность технических устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых из УСПД ИВКЭ в ИВК по интерфейсу Ethernet, является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Таблица 1- Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)

Метрологические и технические характеристики

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

Продолжение таблицы 2

Примечания:

• 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

• 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

• 3 Нормальные условия:

-параметры сети: напряжение от 0,95 Uhom до 1,05*Uhom; ток от 1,01ном до 1,21ном; coscp = 0,9 инд.;

• - температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

• 4 Рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение от 0,9Uhom до 1,1 Uhom; ток от 0,05*1ном до 1,21ном; 0,5 инд.<со8ф<0,8 емк.;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °C, для счетчиков СЭТ-4ТМ.02.2, ЦЭ6850М от минус 40 до плюс 55 °C; СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М - от минус 40 до плюс 60 °C; для УСПД от минус 10 до плюс 50 °C, для сервера от плюс 10 до плюс 35 °C.

• 5 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 Ihom, costp = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °C.

• 6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

• 7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как неотъемлемая часть.

• 8. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измерений.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• - электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 168 ч;

• - электросчётчик СЭТ-4ТМ.02.2 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 168 ч;

• - электросчётчик ЦЭ6850М - среднее время наработки на отказ не менее 160000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 168 ч;

• - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности 24 ч;

- ИВК - коэффициент готовности - не менее 0,99; среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.

Надежность системных решений:

• - защита от кратковременных сбоев питания 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;

• - выключение и включение УСПД;

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 шкалы времени в:

• - электросчетчиках (функция автоматизирована);

• - УСПД (функция автоматизирована);

• - ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

• - о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

• - о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

• - измерений - 30 мин (функция автоматизирована);

• - сбора - 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• - электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток;

• - УСПД - хранение информации не менее 35 суток; хранение информации при отключении питания не менее 1 года;

• - сервер БД - хранение информации не менее 3,5 лет.

наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на АЛИС КУЭ.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на

комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

осуществляется по документу МП 50215-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Ставропольнефтегаз». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2012 году.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;

- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

-Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1;

• - Счетчик СЭТ-4ТМ.02.2 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки»;

• - Счетчик ЦЭ6850М - по документу «Счетчики электрической энергии ЦЭ685О. Методика поверки ИНЕС.411152.034 Д1»;

• - УСПД «ЭКОМ-ЗООО» - по методике поверки МП 26-262-99.

Средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и TH и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой TH и счетчиком - по методике поверки на АИИС КУЭ.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

приведены в документе «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Ставропольнефтегаз». Руководство по эксплуатации».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5 S

ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГОСТ Р 8.596-2002ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

ООО «Автоматизированные системы и технологии

ИНН 7726528315

Юридический адрес: 113152, г. Москва, Загородное шоссе, д.1, стр.2 Почтовый адрес: 113152, г. Москва, Загородное шоссе, д.1, стр.2 Тел.:+7 (495) 995-18-01 Факс: +7 (495) 626-47-25

ГЦИ СИ ФГУП «вниимс»

Адрес: 119361, Москва, ул. Озерная, 46

Тел.: 8 (495) 437 55 77

Факс: 8 (495) 437 56 66

Электронная почта: office@vniims.ru Аттестат аккредитации № 30004-08 от 27.06.2008 г.

В части внесения изменений

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»). Адрес: 117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31

Тел.: +7 (495) 544-00-00

Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310639 от 16.04.2015 г.