Номер по Госреестру СИ: 87047-22
87047-22 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ ООО "РН-Энерго" (АО "НГПЗ") 2я очередь (Акционерное общество "Нефтегорский газоперерабатывающий завод")
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (АО «НГПЗ») 2я очередь (Акционерное общество «Нефтегорский газоперерабатывающий завод») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
1 |
2 |
Идентификационное наименование ПО |
Библиотека pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РН-Энерго» (АО «НГПЗ») 2я очередь (Акционерное общество «Нефтегорский газоперерабатывающий завод»), аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312078.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (АО «НГПЗ») 2я очередь (Акционерное общество «Нефтегорский газоперерабатывающий завод»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ПравообладательАкционерное общество «Нефтегорский газоперерабатывающий завод» (АО «НГПЗ») ИНН 6377005317
Адрес: 446600, Самарская обл., г. Нефтегорск, АО «НГПЗ»
Телефон: (84670) 2-11-30
Факс: (84670) 3-01-94
Web-сайт: www.rosneft.ru
E-mail: sekr@ngpz.rosneft.ru
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «РН-Энерго» (ООО «РН-Энерго») ИНН 7706525041Адрес: 143440, Московская обл., г.о. Красногорск, д. Путилково, территория Гринвуд, стр. 23, эт. 2, пом. 129
Телефон: (495) 777-47-42
Факс: (499) 576-65-96
Web-сайт: www.m-energo.ru
E-mail: rn-energo@rn-energo.ru
Испытательный центр
ответственностью«ЭнергоПромРесурс»
Общество с ограниченной (ООО «ЭнергоПромРесурс»)
ИНН 5024145974
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, оф. 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
Правообладатель
Акционерное общество «Нефтегорский газоперерабатывающий завод» (АО «НГПЗ») ИНН 6377005317Адрес: 446600, Самарская обл., г. Нефтегорск, АО «НГПЗ»
Телефон: (84670) 2-11-30
Факс: (84670) 3-01-94
Web-сайт: www.rosneft.ru
E-mail: sekr@ngpz.rosneft.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает 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 электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ПАО «Россети Волга» с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места (АРМ), АРМ энергосбытовой организации, устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД, где осуществляется накопление и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее информация при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер ПАО «Россети Волга», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов и передача на АРМ энергосбытовой организации в виде xml-файлов.
Передача информации от АРМ энергосбытовой организации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ производится по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера ПАО «Россети Волга» и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера ПАО «Россети Волга» с УСВ осуществляется не реже одного раза в сутки. Корректировка часов сервера ПАО «Россети Волга» производится независимо от величины расхождений.
Синхронизация часов УСПД происходит от встроенного приемника точного времени.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами УСПД более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ПАО «Россети Волга» отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 002 указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (АО «НГПЗ») 2я очередь (Акционерное общество «Нефтегорский газоперерабатывающий завод»).
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
3 |
Трансформаторы тока измерительные |
ТВЛМ-10 |
11 |
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
1 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-СВЭЛ-6 |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
7 |
Устройства сбора и передачи данных |
ЭКОМ-ЗООО |
1 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
Сервер ПАО «Россети Волга» |
HP ProLiant DL380 G7 |
1 |
Формуляр |
ЭНПР.411711.О65.2.ФО |
1 |
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер/УСВ |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
ПС 110 кВ «Нефтегорская-2», ЗРУ-6 кВ, III с.ш. 6 кВ, яч.6, КЛ-6 кВ ф.6 |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-13 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Per. № 17049-14 |
HP ProLiant DL380 G7 УСВ-2 Per. № 41681-10 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,7 |
2 |
ПС 110 кВ «Нефтегорская-2», ЗРУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч.13, КЛ-6 кВ ф.13 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,7 | ||
3 |
ПС 110 кВ «Нефтегорская-2», ЗРУ-6 кВ, III с.ш. 6 кВ, яч.16, КЛ-6 кВ ф.16 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-13 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,7 | ||
4 |
ПС 110 кВ «Нефтегорская-2», ЗРУ-6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, яч.28, КЛ-6 кВ ф.28 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С |
ЗНОЛ-СВЭЛ-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 42661-09 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
5 |
ПС 110 кВ «Нефтегорская-2», ЗРУ-6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, яч.30, КЛ-6 кВ ф.ЗО |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С |
ЗНОЛ-СВЭЛ-6 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 42661-09 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,7 | ||
6 |
ПС 110 кВ «Нефтегорская-2», ЗРУ-6 кВ, II с.ш. 6 кВ, яч.ЗЗ, КЛ-6 кВ ф.ЗЗ |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2473-69 Фаза: А ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1856-63 Фаза: С |
НТМИ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
HP ProLiant DL380 G7 УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,7 |
7 |
ПС 110 кВ «Нефтегорская-2», ЗРУ-6 кВ, IV с.ш. 6 кВ, яч.З6, КЛ-6 кВ ф.З6 |
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А; С |
ЗНОЛ-СВЭЛ-6 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 42661-09 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Активная Реактивная |
1, 3 2,5 |
3, 3 5,7 | ||
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях времени UTC(SU) |
относительно шкалы |
±5 с |
Примечания:
-
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
-
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
-
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
-
4. 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 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ, УСПД на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество ИК |
7 |
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Ином |
от 95 до 105 |
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cos^ |
0,9 |
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °C |
от +15 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Ином |
от 90 до 110 |
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cos^ |
от 0,5 до 1,0 |
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °C |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и | |
УСПД, °C |
от 0 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °C |
от +15 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в | |
Федеральном информационном фонде 36697-08): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в | |
Федеральном информационном фонде 36697-12): среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
75000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
для УСВ-2: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
для сервера: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: | |
для счетчиков: | |
тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее |
113 |
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
для УСПД: | |
суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
для сервера: | |
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 по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.
-
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
сервера.
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии; сервера.
Возможность коррекции времени в: счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).