Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Оренбургнефть" - ПС 110/35/6 кВ "Росташинская"
| Номер в ГРСИ РФ: | 68582-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Оренбургнефть", г.Бузулук |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Оренбургнефть» — ПС 110/35/6 кВ «Росташинская» (далее — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 68582-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Оренбургнефть" - ПС 110/35/6 кВ "Росташинская" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Оренбургнефть", г.Бузулук
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 12.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 68582-17: Описание типа СИ | Скачать | 112.6 КБ | |
| 68582-17: Методика поверки МП ЭПР-018-2017 | Скачать | 11.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Оренбургнефть» - ПС 110/35/6 кВ «Росташинская» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
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) и 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 устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера E-422.GSM и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «ТЕЛЕСКОП+», радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 40586-12), автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), 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 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется накопление, хранение и передача полученных данных на сервер по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На сервере осуществляется обработка полученных данных, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера информация в виде xml-макетов установленных форматов передается в АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК» по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК» в программноаппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется 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, состояния 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена радиосервером точного времени РСТВ-01-01, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение часов сервера с РСТВ-01-01 осуществляется ежесекундно, корректировка часов сервера от РСТВ-01-01 производится независимо от величины расхождения.
Сравнение часов сервера с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи (1 раз в 30 минут), корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±2 с.
Сравнение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более ±2 с. Передача информации от счетчика до УСПД, от УСПД до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+» версии 4.0.4. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «ТЕЛЕСКОП+»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
Server MZ4.dll |
PD MZ4.dll |
ASCUE MZ4.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0.1.1 | ||
|
Цифровой идентификатор ПО |
f851b28a924da7cde6a57eb2 ba15af0c |
2b63c8c01bcd61c4f5b15 e097f1ada2f |
cda718bc6d123b63a882 2ab86c2751ca |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 | ||
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Г раницы 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 110/35/6 кВ «Росташинская», ОРУ-110 кВ, 1сш-110 кВ, ВЛ-110 кВ Южная-Росташинская-1 цепь |
ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 44640-10 |
НКФ-110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
HP ProLiant ML350 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
2 |
ПС 110/35/6 кВ «Росташинская», ОРУ-110 кВ, 2сш-110 кВ, ВЛ-110 кВ Южная-Росташинская-2 цепь |
ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 44640-10 |
НКФ-110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
HP ProLiant ML350 |
Активная Реактивная |
0,9 1,6 |
1,6 2,6 |
|
3 |
ПС 110/35/6 кВ «Росташинская», ОРУ-110 кВ, 1сш-110 кВ, ВЛ-110 кВ Соро-чинская-Ростоши |
ТФМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | |
|
4 |
ПС 110/35/6 кВ «Росташинская», ОРУ-110 кВ, осш-110 кВ, ОМВ-110 кВ |
ТФМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,2 | |
|
5 |
ПС 110/35/6 кВ «Росташинская», ОРУ-110 кВ, 2сш-110 кВ, ВЛ-110 кВ Бузу-лукская-Ростоши |
ТФМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-83У1 Кл.т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 1188-84 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | |
|
6 |
ПС 35/6 кВ «Первомайская», РУ-6 кВ, 1сш 6 кВ, яч.1 |
ТОЛ-10 УТ2 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 6009-77 |
ЗНОЛ-06 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,3 |
3,3 4,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
7 |
ПС 35/6 кВ «Первомайская», РУ-6 кВ, 2сш 6 кВ, яч.18 |
ТОЛ-10 УТ2 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 6009-77 |
ЗНОЛ-06 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
HP ProLiant ML350 |
Активная Реактивная |
1,3 2,3 |
3,3 4,6 |
|
8 |
ПС 35/6 кВ «Первомайская», РУ-6 кВ, 2сш 6 кВ, яч.7 |
ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 7069-79 |
ЗНОЛ-06 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-72 |
СЭТ-4ТМ.02.2-13 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег. № 20175-01 |
E-422.GSM Рег. № 46553-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,3 |
3,3 4,6 |
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 минут.
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1, 2 указана для тока 2 % от 1ном, для ИК №№ 3-8 - для тока 5 % от 1ном.
4 ТТ по ГОСТ 7746-2001, ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83. Но ввиду отсутствия в ГОСТ Р 52425-2005 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5 устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005.
5 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 РСТВ-01 на аналогичные утвержденного типа. 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 |
8 |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном для ИК №№ 1, 2 для ИК №№ 3-8 коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды, °С |
от 95 до 105 от 1 до 120 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном для ИК №№ 1, 2 для ИК №№ 3-8 коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +15 до +35 от +15 до +25 от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч, для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч, для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.02: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч, для УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для РСТВ-01: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч |
165000 2 90000 2 90000 2 55000 24 55000 1 100000 1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчика: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее |
113 5 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
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 |
5 |
|
для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и 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 счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и УСПД;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность 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,
параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (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).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
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 |
ТОГФ-110 |
6 |
|
Трансформаторы тока измерительные |
ТФМ-110Б-1У1 |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 УТ2 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-83У1 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-06 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 |
|
Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические, многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02 |
3 |
|
Контроллер |
E-422.GSM |
2 |
|
Радиосерверы точного времени |
РСТВ-01 |
1 |
|
Сервер |
HP ProLiant ML350 |
1 |
|
Методика поверки |
МП ЭПР-018-2017 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ОН.411711.001.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-018-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Оренбургнефть» -ПС 110/35/6 кВ «Росташинская». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 15.08.2017 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1
«Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- счетчик СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1,
являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчик СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.087 РЭ1
«Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации», раздел «Методика поверки», согласованным ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;
- контроллер E-422.GSM - в соответствии с документом АВБЛ.468212.062 МП
«Контроллеры E-422.GSM. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- РСТВ-01 - в соответствии с документом ПЮЯИ.468212.039МП «Радиосерверы
точного времени РСТВ-01. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.11.11 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
