Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части АО "Транснефть-Урал" по объекту ЛПДС "Травники"
Номер в ГРСИ РФ: | 60252-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "СпецЭнергоСервис", г.Уфа |
60252-15: Описание типа СИ | Скачать | 118.8 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Травники» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 60252-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части АО "Транснефть-Урал" по объекту ЛПДС "Травники" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 12 |
Производитель / Заявитель
ООО "СпецЭнергоСервис", г.Уфа
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
60252-15: Описание типа СИ | Скачать | 118.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Травники» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;
- периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным 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 пломб, паролей и т.п.);
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, установленные на объектах, указанных в таблице 2.
2 -й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство синхронизации времени (УСВ), входящее в состав устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) ЭКОМ-3000, каналообразующую аппаратуру.
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
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 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, а также передача накопленных данных в информационные системы организаций-участников оптового рынка электроэнергии через каналы связи.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) № 54083-13).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г (Рег. № 39485-08), входящими в состав входящими в состав «Центр сбора и обработки данных» (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть». ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере ИВК.
Устройство синхронизации времени, входящее в состав УСПД обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД и счетчиков. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на 1 мс. Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ 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 в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ, используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО указанное в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - высокий (в соответствии с Р 50.2.077-2014).
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
Не ниже 7.0 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Другие идентификационные данные (если имеются) |
pso_metr.dll, версия 1.1.1.1 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электро энергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Сервер |
Основ ная погрешность, % |
По-греш ность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
НПС «Травники» ЗРУ-6кВ 2 с.ш. 6 кВ яч.№ 5 |
ТЛО-10 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ.06-6У3 6000/\3/ 100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP Proliant DL360 G8 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,6 |
±2,7 ±4,2 |
2 |
НПС «Травники» ЗРУ-6кВ 2 с.ш. 6 кВ яч. № 7 |
ТЛО-10 50/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ.06-6У3 6000/03/ 100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP Proliant DL360 G8 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,6 |
±2,7 ±4,2 |
3 |
НПС «Травники» ЗРУ-6кВ 2 с.ш. 6 кВ яч. № 9 |
ТЛО-10 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ.06-6У3 6000/33/ 100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP Proliant DL360 G8 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,6 |
±2,7 ±4,2 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
4 |
НПС «Травники» ЗРУ-6кВ 1 с.ш. 6 кВ яч. № 10 |
ТЛО-10 100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ.06-6У3 6000/\3/ 100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP Proliant DL360 G8 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,6 |
±2,7 ±4,2 |
5 |
НПС «Травники» ЗРУ-6кВ 1 с.ш. 6 кВ яч. № 8 |
ТЛО-10 50/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11 |
ЗНОЛ.06-6У3 6000/03/ 100/V3 Кл. т. 0,5 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP Proliant DL360 G8 |
активная реактивная |
±1,0 ±2,6 |
±2,7 ±4,2 |
Серверы синхронизации времени ССВ-1Г (Рег. № 39485-08) | |||||||||
Погрешность СОЕВ, с ± 5 | |||||||||
Примечания: - 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 УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов. - 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. |
Примечание:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений 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 0,98-ином до 1,02-ином; ток: от 1,0-1ном до 1,2-1ном, cosф = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20±5) °С.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение: от 0,9-ином до 1,1-ином; ток: от 0,02-1ном до 1,2-1ном;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 20 до плюс 55 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С; и сервера от плюс 15 до плюс 35 °С;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,02 1ном cosф = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С;
6. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - параметры надежности: среднее время наработки на отказ Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв - не более 168 ч;
- УСПД ЭКОМ-3000 - параметры надежности: среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 264599 ч, среднее время восстановления работоспособности 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, параметрирова-нии:
- электросчетчик;
- УСПД;
- сервер.
Возможность коррекции 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:
- измерения приращений электроэнергии на интервалах 3 мин; 30 мин; 1 сутки (функция автоматизирована);
- сбор результатов измерений - не реже 1 раза в сутки (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии каждого массива профиля составляет 2712 часов (113 суток);
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- сервер БД - 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии по всем точкам измерений не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Травники».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование и тип |
Количество, шт. |
Трансформатор тока ТЛО-10 |
10 |
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6УЗ |
6 |
Счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М |
5 |
УСПД ЭКОМ-3000 |
1 |
Сервер HP Proliant DL360 G8 |
1 |
Программное обеспечение ПК «Энергосфера» |
1 |
Сервер синхронизации времени ССВ-1Г |
2 |
Методика поверки МП 60252-15 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 60252-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Травники». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 26 февраля 2015 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
- термогигрометр ИВА-6, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46434-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Травники».
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