Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Урал" по ЛПДС "Исилькуль"
Номер в ГРСИ РФ: | 70944-18 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "УралЭнергоСервис", г.Уфа |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по ЛПДС «Исилькуль» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 70944-18 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Урал" по ЛПДС "Исилькуль" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 7305 |
Производитель / Заявитель
ООО "УралЭнергоСервис", г.Уфа
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
70944-18: Описание типа СИ | Скачать | 108 КБ | |
70944-18: Методика поверки МП 206.1-067-2018 | Скачать | 2.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по ЛПДС «Исилькуль» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ, трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, 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 СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-2.
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, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
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 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 - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть».
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются с ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» (Госреестр № 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую АИИС КУЭ и АИИС КУЭ смежных субъектов в виде xml-файлов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, в том числе с использованием ЭЦП субъекта рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы счетчиков, УСПД, СБД АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВК используются два сервера синхронизации времени ССВ-1Г (основной и резервный), входящие в состав центра сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ПАО «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/GPS, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. Сервер синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление времени на сервере ИВК.
Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени, реализованного посредствам подключеного к УСПД УСВ-2. Время УСПД периодически сличается со временем ГЛОНАСС/GPS (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов УСПД проводится независимо от величины расхождения времени.
Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
В случае неисправности, ремонта или поверки УСВ-2 имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК 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 ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения АИИС КУЭ является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
УСВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условии-ях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
ЛПДС «Исилькуль», КРУН-6кВ, 1 с.ш. 6кВ, яч. 2, Ввод №1 |
ТЛК Кл. т. 0,5S 400/5 Госреестр № 42683-09 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Г осреестр № 3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05 |
ССВ-1Г Г осрестр № 39485-08 УСВ-2 Г осреестр № 41681-09 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,7 |
2 |
ЛПДС «Исилькуль», КРУН-6кВ,2 с.ш. 6кВ, яч. 13, Ввод №2 |
ТЛК Кл. т. 0,5S 400/5 Госреестр № 42683-09 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Г осреестр № 3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,0 ±4,7 | |
3 |
ЛПДС «Исилькуль», КРУН-6кВ, Шкаф АВР и СН 0,4кВ |
Т-0,66 Кл. т. 0,5S 75/5 Госреестр № 22656-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,9 ±4,6 | |
4 |
ЛПДС «Исилькуль», РУ-0,4 кВ ЩС-3, 1 секция 0,4 кВ, QF3, Резервный ввод от КТП «5Ю-40» ТМ-160 10 кВ |
ТШ-0,66 Кл. т. 0,5S 300/5 Госреестр № 22657-12 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,9 ±4,6 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
5 |
ЛПДС «Исилькуль», РУ-0,4кВ, ЩС-3, 1 с.ш. 0,4кВ, QF15 (Жил. Поселок) |
Т-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Г осреестр № 22656-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05 |
ССВ-1Г Г осрестр № 39485-08 УСВ-2 Г осреестр № 41681-09 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,9 ±4,6 |
7 |
ЛПДС «Исилькуль», РУ-0,4кВ, ЩС-4, 0,4кВ, (Омскоблво-доканал) |
Т-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Г осреестр № 22656-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,9 ±4,6 | |
9 |
ЛПДС «Исилькуль», РУ-0,4кВ, ЩС, 0,4кВ, QF (Узел связи) |
Т-0,66 Кл. т. 0,5S 50/5 Г осреестр № 22656-07 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 |
СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05 |
активная реактивная |
±0,8 ±2,2 |
±2,9 ±4,6 | |
10 |
ЛПДС «Исилькуль», ОРУ-35кВ, Ввод 35кВ Т-1 |
ТВ Кл. т. 0,5S 100/5 Г осреестр № 19720-05 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,2 35000:^3/100:^3 Г осреестр № 19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12 |
СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±2,9 ±4,6 | |
11 |
ЛПДС «Исилькуль», ОРУ-35кВ, Ввод 35кВ Т-2 |
ТВ Кл. т. 0,5S 100/5 Г осреестр № 19720-05 |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,2 35000:^3/100:^3 Г осреестр № 19813-09 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12 |
СИКОН С70 Г осреестр № 28822-05 |
активная реактивная |
±0,9 ±2,4 |
±2,9 ±4,6 | |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд,_ 1=0,02(0,05)1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 5, 7, 9 -11 от плюс 5 до плюс 35 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСВ и УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется в установленном на АО «Транснефть-Урал» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество измерительных каналов |
9 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
- температура окружающей среды, оС |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
- частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС - температура окружающей среды в месте расположения |
от -45 до +40 |
электросчетчиков, оС: |
от -40 до +60 |
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +30 |
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, оС |
от +5 до +35 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
Электросчетчики: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08 |
140000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: |
2 |
- среднее время наработки на отказ не менее, ч для УСПД СИКОН С70 |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
114 |
- при отключении питания, лет, не менее |
40 |
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
45 |
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее |
10 |
Сервер: - 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 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:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Формуляра на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по ЛПДС «Исилькуль» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
ТЛК |
6 |
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
12 |
Трансформатор тока |
ТШ-0,66 |
3 |
Трансформатор тока |
ТВ |
6 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
6 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-35 УХЛ1 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
5 |
Устройство сбора и передачи данных |
СИКОН С70 |
1 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
Серверы синхронизации времени |
ССВ-1Г |
2 |
Сервер БД |
HP ProLiant BL460 |
2 |
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
Методика поверки |
МП 206.1-067-2018 |
1 |
Формуляр |
7305-Ф.АСКУЭ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-067-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по ЛПДС «Исилькуль». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 19 марта 2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя »;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальный СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2005 г.;
- - УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.001И «Устройство синхронизации времени
УСВ-2. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- - ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени/ серверы точного времени
ССВ-1Г. Методика поверки.» ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.311): 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%.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по ЛПДС «Исилькуль», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
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