Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ НПС ОАО "Черномортранснефть"
Номер в ГРСИ РФ: | 63542-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ЕРСМ Сибири", г.Красноярск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ НПС ОАО «Черномортранснефть» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 63542-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ НПС ОАО "Черномортранснефть" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ П1100532.063 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЕРСМ Сибири", г.Красноярск
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
63542-16: Описание типа СИ | Скачать | 100.7 КБ | |
63542-16: Методика поверки | Скачать | 1015.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ НПС ОАО «Черномортранснефть» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325 (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени УССВ и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (регистрационный № 45048-10), состоящий из сервера СПО «Метроскоп», радиосервера точного времени РСТВ-01, автоматизированного рабочего места (далее - АРМ), каналообразующей аппаратуры, технических средств для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где происходит обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на верхний уровень системы. Опрос УСПД
сервером СПО «Метроскоп» выполняется с помощью волоконно-оптической линии связи (ВОЛС) (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети стандарта GSM. В сервере СПО «Метроскоп» осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, её формирование и хранение в базе данных АИИС КУЭ, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «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 охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УССВ, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, и радиосервером точного времени РСТВ-01, принимающим радиосигналы времени, передаваемые ГНСС ГЛОНАСС/GPS.
Часы сервера СПО «Метроскоп» синхронизированы с радиосервером РСТВ-01, корректировка часов сервера выполняется автоматически при расхождении показаний часов с РСТВ-01 на величину более ± 1 с.
Синхронизация часов УСПД с УССВ осуществляется 1 раз в час, корректировка часов УСПД выполняется при расхождении показаний часов с УССВ на величину более ± 1 с. Погрешность хода внутренних часов УСПД ± 2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи со счётчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД на величину более ± 1 с. Передача информации от счётчиков электрической энергии до УСПД, от УСПД до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД и сервера 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 программное обеспечение (ПО) на базе СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). ПО построено на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков, обрабатывать их, хранить в базе данных (БД), предоставлять пользователям по их запросам.
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации (механическая - пломбы, защитные марки, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и БД, электронные пароли на доступ к данным в счетчике, УСПД, сервере, предупредительные сообщения об испорченной или скорректированной информации).
Уровень доступа к данным измерений предоставляется в соответствии с правами доступа для всех заинтересованных пользователей и определяется встроенной системой аутентификации.
Таблица 1 - Идентификационные данные СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.00 |
Цифровой идентификатор ПО |
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ПС 110 кВ НПС ОАО «Черномортранснефть» и их метрологические характеристики
Измерительные компоненты |
Метрологические характеристики ИК* | |||||||
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
УСПД |
Вид электро-энергии |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности, % |
Пределы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % |
НПС 5-2 ТП ОАО |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 10786-15 Зав. № 10990-15 Зав. № 10891-15 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1839 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
активная |
± 1,1 |
± 3,0 | ||
1 |
«Черно-мортранс-нефть» |
Кл.т.0,28/0,5 Зав. № 01291899 |
RTU- 325 |
реактив ная |
± 2,3 |
± 4,7 | ||
НПС 5-1 ТП ОАО |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 300/5 Зав. № 11004-15 Зав. № 11040-15 Зав. № 10782-15 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1567 |
A1802RALQ-P4GB-DW-4 |
Зав. № 001414 |
активная |
± 1,1 |
± 3,0 | |
2 |
«Черно-мортранс-нефть» |
Кл.т.0,28/0,5 Зав. № 01291898 |
реактив ная |
± 2,3 |
± 4,7 |
*Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности указаны границы интервала
(соответствующие вероятности 0,95) относительной погрешности измерения активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале усреднения 0,5 ч.
2 Основная погрешность рассчитана для следующих условий:
- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.;
частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающей среды: (20 ± 5) °С.
3 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,01 - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^пф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 65 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 10 до плюс 60 °С;
- относительная влажность воздуха не более 95 % при плюс 30 °С;
- атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.
4 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % 1ном cos9 = 0,8 инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, как указаны в таблице 2. Допускается замена сервера, УСПД, УССВ и РСТВ-01 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
6 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в
Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее вре
мя восстановления работоспособности tв = 1 ч;
- УССВ - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- РСТВ-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
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 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.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях не менее 300 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- RTU-325 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее
90 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не ме
нее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ НПС ОАО «Черномортранснефть» типографским способом.
Комплектность
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
Наименование компонента |
Тип компонента |
№ Г осреестра |
Количество, шт |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ |
51623-12 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
2 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А1800 |
31857-11 |
2 |
Устройство сбора и передачи данных |
RTU-325 |
37288-08 |
1 |
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ |
_ |
1 |
Радиосерверы точного времени |
РСТВ-01 |
40586-12 |
1 |
Сервер |
IBM System x3650 M3 |
_ |
1 |
Методика поверки |
_ |
_ |
1 |
Паспорт-формуляр |
П1100532.063-АУЭ.ФО |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 63542-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ НПС ОАО «Черномортранснефть». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в феврале 2016 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Документы на поверку измерительных компонентов:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчик Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- RTU-325 - в соответствии с документом ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- радиосервер РСТВ-01 - в соответствии с документом «Радиосерверы точного времени РСТВ-01. Методика поверки» ПЮЯИ.468212.039МП, утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.11.2011 г.
Перечень основных средств поверки:
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчи
ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ НПС ОАО «Черномортранснефть». Руководство пользователя» П1100532.063-АУЭ.ЭД.И3.
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.