| Номер в госреестре | 62201-15 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части АО "Транснефть-Урал" по объекту ЛПДС "Нурлино" |
| Изготовитель | ООО "СпецЭнергоСервис", г.Уфа |
| Год регистрации | 2015 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Нурлино» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной отдельными технологическими объектами, сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
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:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 (счетчики) класса точности 0,2S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии; класса точности 0,5 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) СИКОН С70, устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-2 (Госреестр № 41681-10), каналообразующую аппаратуру.
Третий 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 (Госреестр СИ № 38424-08) 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.
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 показаний часов компонентов уровня ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г, (Госреестр СИ № 39485-08), входящими в состав центра 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.
В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВКЭ используется УСВ-2 к которому подключен GPS-приемник. УСВ-2 осуществляют прием сигналов точного времени непрерывно.
Сравнение показаний часов УСВ-2 и УСПД происходит непрерывно. Синхронизация часов УСВ-2 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов УСВ-2 и УСПД на величину более чем ±1 мс.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.
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 нормированы с учетом ПО.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
| Идентификационные данные (признаки) | Метрологически значимая часть ПО |
| 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 |
Состав ИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| 1 | Наименование объекта | Состав ИК | Вид электро энергии | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | ИВК | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ЛПДС «Нурлино», ЗРУ-10кВ, 1с.ш., яч. №7, Разъединитель ввода №1 | ТОЛ-СЭЩ-10 2000/5 Кл.т. 0,5S Зав. ф. А №14239-14; ф. В №14245-14; ф. С №14241-14. Г осреестр № 32139-11 | НОЛ-СЭЩ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. ф. А№ 01302-14; ф. В №01303-14; ф. С №01304-14. Г осреестр № 35955-12 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108051055; Г осреестр № 27524-04 | СИКОН С70 Зав. № 06101 Госреестр № 28822-05 | HP Proliant DL360 G8 | активная реактивна я |
| 2 | ЛПДС «Нурлино», ЗРУ-10кВ, 2с. ш., яч. №39, Разъединитель ввода №2 | ТОЛ-СЭЩ-10 2000/5 Кл.т. 0,5S Зав. ф. А №14246-14; ф. В №14240-14; ф. С №14236-14. Г осреестр № 32139-11 | НОЛ-СЭЩ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. ф. А№ 01293-14; ф. В №01294-14; ф. С №01295-14. Г осреестр № 35955-12 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109051050; Г осреестр № 27524-04 | активная реактивна я | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 3 | ЛПДС «Нурлино», ЗРУ-10кВ, 1с.ш., яч. №12, Ввод №1 РП жил. поселок | ТОЛ-СЭЩ-10 150/5 Кл.т. 0,5S Зав. ф. А №28256-13; ф. В №28242-13; ф. С №28114-13. Госреестр № 32139-11 | НОЛ-СЭЩ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. ф. А№ 01302-14; ф. В №01303-14; ф. С №01304-14. Госреестр № 35955-12 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109053119; Госреестр № 27524-04 | СИКОН С70 Зав. № 06101 Госреестр № 28822-05 | HP Proliant DL360 G8 | активная реактивна я |
| 4 | ЛПДС «Нурлино», ЗРУ-10кВ, 2с. ш., яч. №36, Ввод №2 РП жил. поселок | ТОЛ-СЭЩ-10 150/5 Кл.т. 0,5S Зав. ф. А №28247-13; ф. В №28117-13; ф. С №28151-13. Госреестр № 32139-11 | НОЛ-СЭЩ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. ф. А№ 01293-14; ф. В №01294-14; ф. С №01295-14. Госреестр № 35955-12 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109051058; Госреестр № 27524-04 | активная реактивна я |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
| Номер ИК | cos9 | §5 %, | §20 “/с» | §100 %, | |
| Ik2)£ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм<1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 4 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 | |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,7 | ±3,5 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 0,5 | ±5,4 | ±3,0 | ±2,2 | ±2,2 | |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
| Номер ИК | sin9 | d1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)£ 1 изм< 1 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм<1120% | ||
| 1 - 4 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±7,0 | ±3,5 | ±2,6 | ±2,6 |
| 0,8 | ±6,7 | ±2,5 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,7 | ±6,6 | ±2,0 | ±1,5 | ±1,5 | |
| 0,5 | ±6,6 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 | |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
| Номер ИК | cos9 | d1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)£ 1 изм< 1 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм<1120% | ||
| 1 - 4 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 | |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
| Номер ИК | sin9 | §5 %, | §20 “/с» | §100 %■, | |
| Ik2)£ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм<1120% | ||
| 1 - 4 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,9 | ±8,1 | ±3,8 | ±2,7 | ±2,7 |
| 0,8 | ±7,5 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,7 | ±7,2 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,5 | ±7,0 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
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 Uном до 1,02•Uном; ток: от 1,0-1ном до 1,2-1ном,
cosj = 0,9 инд.;
температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение: от 0,9 Uном до 1,1 Uном; сила тока: 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 I=0,02 !ном cosj = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от плюс 10 до плюс 30 °С;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
7. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
- устройство синхронизации времени УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- 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 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;
- выключение и включение УСПД;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчик;
- 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:
- счетчик - 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии каждого массива профиля составляет 2712 часов (113 суток);
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу и электропотребления (выработки) за месяц по каждому каналу и по группам измерительных каналов не менее - 60 суток; 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).
наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол., шт |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 12 |
| Трансформатор напряжения | НОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 4 |
| Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 Зав. № 3102 | 1 |
| GSM Модем | iRZ MC52iT | 1 |
| Маршрутизатор | Cisco 1800 | 1 |
| Модем | ZyXEL U-336E | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 1000 RT | 1 |
| Сервер БД ОАО «АК «Транснефть» | HP Proliant DL360 G8 | 1 |
Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-2477-500-2015 | 1 |
| Паспорт формуляр | Г.0.0020.14018-УСМН/ГТП-00.032-АИИСКУЭ .ПФ | 1 |
В комплект поставки входит техническая и эксплуатационная документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
осуществляется по документу РТ-МП-2477-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Нурлино». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 03.09.2015 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- УСВ-2 - по документу 237 00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки» утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2010 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
Метод измерений приведен в документе СЭС-008-МИ «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» АО «Транснефть-Урал» в границах Республики Башкортостан ЛПДС «Нурлино». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 1505/500-01.00229-2015 от 07.09.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Нурлино»
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 17.11.2024 |
