| Номер в госреестре | 87158-22 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Арланского НУ, Туймазинского НУ, Курганского НУ, Черкасского НУ, СУПЛАВ" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Акционерное общество "Транснефть-Урал" (АО "Транснефть- Урал"), г. Уфа |
| Год регистрации | 2022 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Арланского НУ, Туймазинского НУ, Курганского НУ, Черкасского НУ, СУПЛАВ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счётчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД) со встроенным приемником точного времени и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), серверы синхронизации времени ССВ-1Г (далее - УСВ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) №№ 1-11, 14 состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Измерительные каналы №№ 12, 13, 15 состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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.
Для ИК №№ 12, 13, 15 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Для ИК №№ 1-11, 14 цифровой сигнал с выходов счетчиков по каналам связи поступает на верхний уровень системы.
На уровне ИВК системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», смежным субъектам ОРЭМ и иным заинтересованным организациям.
Данные хранятся в ИВК. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных счетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера БД. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ПАО «Транснефть».
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов и сторонних организаций по каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭМ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую систему 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 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC(SU). 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). ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC(SU) 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 данных на сервере ИВК. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.
Коррекция внутренних часов УСПД осуществляется по сигналу точного времени ГЛОНАСС/GPS-модуля, встроенного в УСПД. В случае неисправности ГЛОНАСС/GPS-модуля имеется возможность коррекции внутренних часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
Сличение часов счетчиков с часами УСПД/ИВК АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД/сервера ИВК более чем на ±1 с.
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.
Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Заводской номер АИИС КУЭ: 01105.1
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», 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 ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные 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 | CBEB6F6CA693 18BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2-3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | УСВ/ Сервер | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| 1 | КТП 2х630 кВА ТП 10/0,4 кВ №У-1-2 Водовод Курган-Юргамыш, 1 сш 0,4кВ, Ввод 0,4 кВ №1 | ТШЛ-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 800/5 Рег. № 6418216 | _ | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | 1 | ССВ-1Г Рег. № 39485-08/ HP ProLiant |
| 2 | КТП 2х630 кВА ТП 10/0,4 кВ №У-1-2 Водовод Курган-Юргамыш, 2 сш 0,4кВ, Ввод 0,4 кВ №2 | ТШЛ-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 800/5 Рег. № 6418216 | _ | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | ||
| 3 | ПС 110/35/6кВ «Субханкулово », РУ-6кВ, 1 сек. ш. 6кВ, яч. №21, ф.10-10 | ТПОЛ Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 4795816 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | ||
| 4 | ПС 110/35/6кВ «Субханкулово », РУ-6кВ, 2 сек.ш. 6кВ, яч. №4, ф.10-04 | ТПОЛ Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 4795816 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | ||
| 5 | ПС «Телепаново» 110/35/6кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 сш. 6 кВ, яч. №14, ф.38-14 | ТПЛ Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 4795816 | НТМИА Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 67814-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | ||
| 6 | КТП 2х400 кВА ПСП «Уфа» 6/0,4 кВ, 1 сш 0,4кВ, яч. №1, Ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТН-Ш Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 7534519 | _ | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| 7 | КТП 2х400 кВА ПСП «Уфа» 6/0,4 кВ, 2 сш 0,4кВ, яч. №21, Ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТН-Ш Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 7534519 | _ | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | 1 | ССВ-1Г Рег. № 39485-08/ HP ProLiant |
| 8 | ВЛ-10 кВ от яч. №10 ЗРУ-10 кВ ЛПДС «Нурлино» МН УБКУА оп.14А, ПКУЭ-10 кВ | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 15/5 Рег. № 2543311 | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 68841-17 | Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 7575519 | ||
| 9 | ВЛ-10 кВ от яч. №27 ЗРУ-10 кВ ЛПДС «Нурлино» МН УБКУА оп.15А, ПКУЭ-10 кВ | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 15/5 Рег. № 2543311 | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 68841-17 | Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 7575519 | ||
| 10 | ВЛ-10 кВ Ф.27 от яч. №27 ЗРУ-10 кВ ЛПДС «Нурлино» МН УБКУА, оп.112 Отпайка ВЛ-10 кВ в сторону СНТ «Лабиринт», ПКУЭ-10 кВ | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 2543311 | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 68841-17 | Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 7575519 | ||
| 11 | ВЛ-10 кВ Ф.27 «Нурлино-Восток» от яч.№27 ЗРУ-10 кВ ЛПДС «Нурлино» МН УБКУА, оп.22 Отпайка Л-10 кВ, ПКУЭ-10 кВ | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 2543311 | ЗНОЛП-СВЭЛ Кл. т. 0,5 Ктн 10000:^3/100:^3 Рег. № 67628-17 | Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.R Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 7575519 | ||
| 12 | ЩСУ-0,4 кВ, ЛПДС «Черкассы-1», 1 сш 0,4 кВ, шкаф №5 панель 1 | ТШЛ-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 6418216 | _ | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| 13 | ЩСУ-0,4 кВ, ЛПДС «Черкассы-1», 2 сш 0,4 кВ шкаф №10 панель 1 | ТШЛ-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 6418216 | _ | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | ССВ-1Г Рег. № 39485-08/ HP ProLiant |
| 14 | КТП 2х630 кВА УБКУА НПС «Черкассы-2» 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 сш-0,4 кВ, яч. №16 «ИП Кочарян» | ТШЛ-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 250/5 Рег. № 6418216 | _ | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | 1 | |
| 15 | ТП-2 «ПБ Суплав» 6/0,4 кВ, РУ-0.4 кВ, сш-0,4 кВ, яч. №14 QS-14 | ТШЛ-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 6418216 | _ | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 | ССВ-1Г Рег. № 39485-08/ HP ProLiant |
Примечания
1 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 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД и серверов синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. Допускается замена сервера БД при условии сохранения цифрового идентификатора ПО.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на АО «Транснефть-Урал» порядке, все изменения вносятся в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
4 Кл. т. - класс точности, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±3), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±3), % |
| 1-2, 6-7, 12-15 | Активная Реактивная | 0,8 2,2 | 2,9 4,6 |
| 3-4 | Активная Реактивная | 0,9 2,4 | 2,9 4,6 |
| 5, 8-11 | Активная Реактивная | 1,1 2,7 | 3,0 4,7 |
| Пределы допускаемой погрешности (±Д) СОЕВ АИИС КУЭ, с | 5 | ||
| Примечания 1 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5 до +35°С для ИК № 1-15, при oos ф=0,8 инд !=0,02-1ном 2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой). 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95 | |||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 15 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Г ц | 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, Г ц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от - 45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| счетчиков, оС | от +5 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера°,оС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для счётчика СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08 | 220000 |
| для счётчика Меркурий 234 ARTM | 320000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| ЭКОМ-3000: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| ССВ-1Г: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 15000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер HP ProLiant: - среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее | 261163 |
| - среднее время восстановления работоспособности tв не более, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| 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 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.
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:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (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).
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./Экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТШЛ-0,66 | 18 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ | 6 |
| Трансформатор тока | ТПЛ | 3 |
| Трансформатор тока | ТТН-Ш | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 12 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИА | 1 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 9 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-СВЭЛ | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О8 | 8 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.ОЗМ | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Mеркурий 234 ARTM2-OO pbr.r | 4 |
| УСПД | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Сервер | HP ProLiant | 2 |
| Паспорт-Формуляр | НОВА.2021.АСКУЭ.01105 ФО | 1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Арланского НУ, Туймазинского НУ, Курганского НУ, Черкасского НУ, СУПЛАВ», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312236.
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».
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
