|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО "ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ" (ОАО "Татнефть" - управление "Татнефтегазпереработка") |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "ЭнергоТехПроект", г.Набережные Челны |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 01 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО «Татнефть» - управление «Татнефтегазпереработка»), (в дальнейшем - АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ») предназначена для измерений, коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
|
| Описание | АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» представляет собой информационно-измерительную систему, состоящую из трех функциональных уровней.
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК) состоит из установленных на объекте контроля трансформаторов тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчика активной электроэнергии и реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей, технических средств каналов передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входят устройства сбора и передачи данных (УСПД) или промконтроллер, обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначены для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на уровень ИВК (АРМ).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении, далее - сервер); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.
АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
- активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу электроэнергии;
- средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
- календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируется в базе данных УСПД и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и сервере сбора данных может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=U·I·cosφ) и полную мощность (S=U·I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется в устройство сбора и передачи данных (УСПД). В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на сервер ИВК, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента к другому, используются проводные линии связи, каналы сотовой связи, телефонные линии связи.
АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Коррекция часов производится не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от устройства синхронизации системного времени (УСВ-2), подключенного к ИВК. Сличение времени сервера БД со временем УСПД осуществляется каждые 60 минут, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД более 1 с. Сличение времени счётчиков электрической энергии со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счётчиков электрической энергии выполняется при расхождении со временем УСПД ±2 с.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Основные функции и эксплуатационные характеристики ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» соответствуют техническим требованиям ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ», трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Организация каналов связи для отправки XML макетов 80020, 80040 и 80050 в ОАО «АТС»: рабочий канал - через GSM канал по технологии CSD, модемы Teleofis RX-100 R4 с RS-232 на ИВК. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с последующей передачей данных на АРМ.
В АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5 года. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
|
| Программное обеспечение | Программное обеспечение «Пирамида 2000. Сервер» (далее - ПО) строится 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 электрической энергии и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Пирамида 2000. Сервер» и определяются классом применяемых электросчетчиков.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в ИВК «Пирамида 2000. Сервер», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ», приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000. Сервер»
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | модуль, объединяющий драйвера счетчиков | BLD.dll | 20.05/ 2010 | 6C511FE0149ED8D46B7B7C2B023DB475 | MD5 | | драйвер работы с БД | dbd.dll | 20.05/ 2010 | 02A4BA1C9833668EF5139252ADAFB807 | MD5 | | драйвер работы с БД | CfgDlgs.dll l | 20.05/ 2010 | D784B903DC21ABCBBEF992021874AE2C | MD5 | | драйвер работы с макетами форматов 800х0 | DD800x0.dll | 20.05/ 2010 | 4F356F356A5037024762198E277BDE8E | MD5 | | драйвера кэширования и опроса данных контроллеров и счетчиков | cacheS1.dll | 20.05/ 2010 | 49CFB5D88050ACFD8009F86EA90559E0 | MD5 | | cacheS10.dll | 20.05/ 2010 | DBFF7BA9DF0B728B6637A9F6E33AB3BB | MD5 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | sicon1.dll | 20.05/ 2010 | B468BADC57F6B61C8275DB462CE519B0 | MD5 | | sicons10.dll | 20.05/ 2010 | 613ABA96D62A9069258C7F336A1DA06A | MD5 | | sicons102.dll | 20.05/ 2010 | E05B10321674419F0665AAFE2DDD28EF | MD5 | | sicons50.dll | 20.05/ 2010 | CC111665356931EA8D296A1B6EAD576A | MD5 | | SET4TM02.dll | 20.05/ 2010 | 4364FF153589A056725948BFBCE03163 | MD5 |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует «среднему» уровню по Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики
| параметр | значение | | Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электрической энергии. | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 5 | | Параметры питающей сети переменного тока:
напряжение, В
частота, Гц | 220 ( 22
50 ( 0,4 | | Температурный диапазон окружающей среды для:
- счетчиков электрической энергии, (С
- трансформаторов тока и напряжения, (С | от +10 до +35
от - 40 до +70 | | Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 | | Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | от 25 до 100 | | Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 | | Первичные номинальные напряжения, кВ | 6; 0,4 | | Первичные номинальные токи, кА | 3; 2; 0,6; 0,4; 0,3; 0,1 | | Номинальное вторичное напряжение, В | 100 | | Номинальный вторичный ток, А | 5 | | Количество точек учета, шт | 14 | | Интервал задания границ тарифных зон, мин | 30 | | Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, не более, секунд | (5 | | Средний срок службы системы, лет | 15 |
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, , %
| № ИК | cos φ
(sin φ) | δ 1(2)%I
I1(2) %≤Iδ 5%I
I5 %≤Iδ 20%II20 %≤I| δ 100%I
I100 %≤I≤I120 % | | | | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1-10,13,14 | 1 | Не нормируется | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | | 11,12 | 1 | Не нормируется | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
, где
- пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
-пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 при измерении электроэнергии, в %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
- внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт•ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
- величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
, где
- величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
|
| Комплектность | В комплект поставки входят:
- средства измерения, приведенные в таблицах 4 и 5;
- документация и ПО, представлены в таблице 6.
Таблица 4 - Состав ИИК АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ»
| Канал учета | Средство измерений | | № ИК |
Наименование объекта учета (измеритель-ного канала) | Вид СИ | Обозначение, тип, метрологические характеристики | | 1 | 2 | 3 | 4 | | 1 | ПС 110/6 кВ "110", ЗРУ 6 кВ, яч. №19 | ТН | НТМИ-6, № 1119 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5
№ Гос.р. 380-49 | | 2 | ПС 110/6 кВ "110", ЗРУ 6 кВ, яч. №22 | ТН | НТМИ-6, № 3370 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5
№ Гос.р. 380-49 | | 3 |
ПС 110/6 кВ "110", ЗРУ 6 кВ, яч. №43 | ТН | НТМИ-6, № 1267 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5
№ Гос.р. 380-49 | | 4 |
ПС 110/6 кВ "110", ЗРУ 6 кВ, яч. №46 | ТН | НТМИ-6-66-У1, № 3134 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5
№ Гос.р. 2611-70 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | | 5 | ПС 110/6 кВ "98", ЗРУ 6 кВ, яч. №11 | ТН | НТМИ-6, № 316 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5
№ Гос.р. 380-49 | | 6 | ПС 110/6 кВ "98", ЗРУ 6 кВ, яч. №12 | ТН | НТМИ-6, № 671 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5
№ Гос.р. 380-49 | | 7 | ПС 110/6 кВ "98", ЗРУ 6 кВ, яч. №37 | ТН | НТМК-6, № 215 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5
№ Гос.р. 323-49 | | 8 | ПС 110/6 кВ "98", ЗРУ 6 кВ, яч. №48 | ТН | НТМК -6, № 405 Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5
№ Гос.р. 323-49 | | 9 | ПС 6кВ "ЗАЙ", ЗРУ-6кВ, яч. №8А | ТН | ЗНИОЛ-6-100, № 3861140000001/1, 3861140000001/2, 3861140000001/3, Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5,
№ Гос.р. 25927-09 | | 10 | Тяговая подстанция №1 6/0,4 кВ, ЗРУ 6 кВ, Основной ввод 6 кВ | ТН | ЗНИОЛ-6-100, № 3861140000003/1, 3861140000003/2, 3861140000003/3, Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5,
№ Гос.р. 25927-09 | | 11 | ТП 2*250 6/0,4 Кв, ООО «Татнефть-АЗС Центр», Т1, РУ-0,4 кВ | ТН | - |
| 1 | 2 | 3 | 4 | | 12 | ТП 2*250 6/0,4 Кв, ООО «Татнефть-АЗС Центр», Т2, РУ-0,4 кВ | ТН | - | | 13 | ПС 6кВ "ЗАЙ", ЗРУ-6кВ, яч. №15 | ТН | ЗНИОЛ-6-100, № 3861140000001/1, 3861140000001/2, 3861140000001/3, Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5,
№ Гос.р. 25927-09 | | 14 | ПКУ 6 кВ на Оп. №1 АЭС, от ВЛ-6 кВ ф. ЦРП-06 | ТН | 3НОЛП-НТЗ-6, № 00069, 00070, 00071, Коэфф.тр. 6000/100
Кл.т. 0,5, № Гос.р. 51676-12 |
Таблица 5 - Перечень оборудования, входящего в состав АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ»
| Тип, № Госреестра | зав. № | Номер измерительного канала | | «ИКМ-Пирамида» № Гос.р. 45270-10 | 477 | 1 - 14 | | Устройство синхронизации времени УСВ-2 № 41681-10 | 2901 | 1 - 14 | | УСПД СИКОН С70, № Гос.р. 28822-05 | 7451 | 1 - 2 | | УСПД СИКОН С70, № Гос.р. 28822-05 | 7452, 7453 | 3 - 5 | | УСПД СИКОН С70, № Гос.р. 28822-05 | 7454 | 6 - 14 |
Таблица 6
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации | Необходимое количество для
АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» | | Программный пакет «Пирамида 2000. Сервер». | Один | | Программное обеспечение электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М | Один | | Формуляр (ЭТП 278.234.00.05 ФО) | 1(один) экземпляр | | Методика поверки (ЭТП 278.234.00.07 МП) | 1(один) экземпляр | | Эксплуатационная документация (ЭТП 278.234.00.04 ЭД) | 1(один) экземпляр |
В процессе эксплуатации АИИС КУЭ возможны замены измерительных компонентов - на измерительные компоненты того же, или более высокого класса точности, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на изменение (улучшение) метрологических характеристик ИК указанных в описании типа АИИС КУЭ. Замена оформляется актом, акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
|
| Поверка |
осуществляется по документу ЭТП 278.234.00.07 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО «Татнефть» - управление «Татнефтегазпереработка»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 15.03.2015 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003,
МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- средства поверки УСВ-2 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИФТРИ в 2004 г.
- средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С70» в соответствии с методикой поверки «Контроллеры сетевые индустриальные. СИКОН С70. Методика поверки» ВЛСТ 166.00.000 И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в мае 2008 г;
- радиочасы «МИР РЧ-01», пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта выходного импульса к шкале координированного времени UTC, ±1мкс, № Госреестра 27008-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится в виде наклейки или оттиска клейма поверителя на свидетельство о поверке.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО «ТАТНЕФТЬ-ЭНЕРГОСБЫТ» (ОАО «Татнефть» - управление «Татнефтегазпереработка»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
|
| Заявитель |
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоТехПроект» (ООО «ЭнергоТехПроект»)
ИНН 1650149225
Адрес: 423810, Россия, Республика Татарстан, г. Набережные Челны, проспект Московский, 118
Тел.: (855) 259-95-33, 59-89-31, 59-95-08 |
| Испытательный центр |
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел (495) 437-55-77
факс: (495) 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
|
