МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИЙ (Госстандарт)

12 января 2018 г.

Москва

’Овнесении Изменений в описание типа на систему автоматизированную й Информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЗ) ООО «РН-Пурнефтегаз» (2 очередь)

Во исполнение Административного регламента по предоставлению

• • ‘ 7? Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утверждённого приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 25 июня 2013 г. № 970 (зарегистрирован й в Министерстве юстиции Российской Федерации 12 сентября 2013 г. № 29940) (далее — Административный регламент) и в связи с обращением ООО «АЭР» б/д № 4921/-550-2017 приказываю:

• 1. Внести изменения в описание типа на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Пурнефтегаз» (2 очередь), зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 52211-12, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Управлению метрологии (Е.Р. Лазаренко), ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю.Кузин) оформить новое описание типа средства измерений.

• 3. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

Заместитель Руководителя                                    С.С. Голубев

г                             """"        ......>

’ ■                                                       Подлинник электронного документа, подписанного ЭП,

хранится в системе электронного документооборота Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии.

СБЕ'ДГНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП

Сертификат; OOE1036ECDC011E780DAC0071B1B53CD41

Кому выдан: Голубев Сергей Сергеевич

Действителен: с 20.11.2017 до 20.11.2018

I           -        .......J

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АЛИС КУЭ) ООО «PH-Пурнефтегаз» (2-я очередь) (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую многофункциональную ав-томатизи-рованную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

• 1- й уровень - измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту -TH), многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики) и вторичные измерительные цепи.

• 2- й уровень - устройства сбора и передачи данных (УСПД) ОМЬ-40.

• 3- й уровень (ИВК) - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ИВК на базе сервера Proliant DL380G3 с установленным серверным программным обеспечением «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», устройство синхронизации системного времени радиочасов МИР РЧ-01 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04 (госреестр № 27008-04), автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.

Устройства 2-го и 3 -го уровней АИИС КУЭ (ОМЬ-40, HP Proliant DL380G3) входят в состав АИИС КУЭ ООО "PH-Пурнефтегаз" (Госреестр № 44910-10).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

периодический (не реже 1 раза 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 результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности;

предоставление дистанционного доступа к результатам и средствам измерений по запросу Коммерческого оператора торговой системы оптового рынка электроэнерии и мощности;

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 (синхронизация часов АИИС КУЭ); передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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 сотовой GSM связи.

На верхнем третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Информация с сервера ИВК может быть получена на автоматизированные рабочие места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.

Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в формате XML. Файл с результатами измерений подписывается электронной цифровой подписью уполномоченного сотрудника ООО «PH-Энерго» и передается в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и организациям-участникам оптового рынка электроэнергии и мощности. 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). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входят радиочасы МИР РЧ-01. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени радиочасов МИР РЧ-01 происходит ежесекундно. Сличение шкалы времени УСПД и шкалы времени сервера ИВК происходит не реже 1 раза в 4 часа, корректировка осуществляется при расхождении ±1 с. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в сутки осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и УСПД, корректировка осуществляется при расхождении ±1 с.

Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика и сервера ИВК.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков и ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ».

Идентификационные данные ПО АИИС КУЭ указаны в таблицах 1.1 -1.4.

Таблица 1.1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Таблица 1.2- Идентификационные данные программного обеспечения

Таблица 1.3 - Идентификационные данные программного обеспечения

Таблица 1.4 - Идентификационные данные программного обеспечения

Границы интервалов 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 счетчиков и измерительных трансформаторов.

ПО «Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ООО «PH-Пурнефтегаз» (2-я очередь) приведен в таблице 2.

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК измерений активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

аблица 2

Таблица 3

Продолжение таблицы 3__________________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК измерений реактивной

Примечания:

• 1. Погрешность измерений 5ц2)%р и 8i<2)%q для cos(p=l,0 нормируется от Ii%, а погрешность измерений 5ц2)%р и 6i(2)%q для coscp<l,0 нормируется от 12%.

• 2. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).

• 3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95.

• 4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение от 0,98 Uhom до 1,02-Uhom;

сила тока от 1ном до 1,2Тном, coscp=0,9 инд; температура окружающей среды от плюс 15 до плюс 25 °C.

• 5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение питающей сети 0,9-Uhom до 1,1 Uhom,

сила тока от 0,011ном до 1,2 1ном;

температура окружающей среды:

для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °C;

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. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

• 8. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счетчик  электроэнергии  "ЕвроАЛЬФА”  -  среднее  время  наработки  на  отказ

не менее 80000 часов;

счетчик  электроэнергии  СЭТ-4ТМ.03М  -  среднее  время  наработки  на  отказ

не менее 165000 ч;

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 не более 2 часов, для УСПД Тв не более 2 часа, для сервера Тв не более 1 часа, для компьютера АРМ Тв не более 1 часа и для модема Тв не более 1 часа.

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, УСПД, сервере, АРМ и организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей, эксплуатационного персонала и защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий фактов параметрирования счетчика, фактов пропадания напряжения и фактов коррекции шкалы времени.

Возможность коррекции шкалы времени в счетчиках, УСПД и сервере.

Глубина хранения информации:

счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА - до 5 лет при температуре плюс 25 °C;

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 титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

аблица 4 - Комплектность средства измерений

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:

для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

счетчик ЕвроАЛЬФА - в соответствии с документом «Многофункциональные счетчики электроэнергии типа Евро Альфа. Методика поверки», согласованным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2007 г.;

СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 4 мая 2012 г.;

МИР РЧ-01  - по методике поверки М01.063.00.000 РЭ, согласованной с

ФГУП «ВНИИФТРИ» в марте 2004 г.;

контроллер «ОМЬ-40» - по методике поверки «Контроллер ОМЬ-40. Руководство по эксплуатации» М99.073.00.000 РЭ, согласованной с ФГУП «ВНИИМС» в 2000 г.;

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 «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «PH-Пурнефтегаз» (2-я очередь). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений 1141/446-01.00229-2012.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «PH-Пурнефтегаз» (2-я очередь)

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

ООО «РН-Энерго»

ИНН 7706525041

Адрес: 119071 г. Москва, ул. Малая Калужская, д.19

Телефон: +7 (495) 777-47-42; Факс: +7 (499) 576-65-96

ООО «Престиж Групп»

Адрес: 119180, г. Москва, Старомонетный пер., д. 12 стр. 1

Телефон: +7 (495) 681-15-52

Федеральное бюджетное учреждение «Г осударственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, д. 31

Телефон/факс: +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.