|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Урал" по ЛПДС "Исилькуль" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "УралЭнергоСервис", г.Уфа |
| 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.№ 7305 |
| 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 автоматизи-рованную 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 | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B | | 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.
|
| Метрологические и 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 электро-энергии | Метрологические характеристики ИК | | 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
Госреестр
№ 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Госреестр
№ 36697-08 | СИКОН С70
Госреестр
№ 28822-05 | ССВ-1Г
Госрестр № 39485-08
УСВ-2
Госреестр № 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
Госреестр
№ 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Госреестр
№ 36697-08 | СИКОН С70
Госреестр
№ 28822-05 | | 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
Госреестр
№ 36697-08 | СИКОН С70
Госреестр
№ 28822-05 | | 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
Госреестр
№ 36697-08 | СИКОН С70
Госреестр
№ 28822-05 |
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
Госреестр
№ 22656-07 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08
Кл. т. 0,2S/0,5
Госреестр
№ 36697-08 | СИКОН С70
Госреестр
№ 28822-05 | ССВ-1Г
Госрестр № 39485-08
УСВ-2
Госреестр № 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
Госреестр
№ 22656-07 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08
Кл. т. 0,2S/0,5
Госреестр
№ 36697-08 | СИКОН С70
Госреестр
№ 28822-05 | | 9 | ЛПДС «Исилькуль»,
РУ-0,4кВ, ЩС, 0,4кВ, QF
(Узел связи) | Т-0,66
Кл. т. 0,5S
50/5
Госреестр
№ 22656-07 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08
Кл. т. 0,2S/0,5
Госреестр
№ 36697-08 | СИКОН С70
Госреестр
№ 28822-05 | | 10 | ЛПДС «Исилькуль», ОРУ-35кВ,
Ввод 35кВ Т-1 | ТВ
Кл. т. 0,5S
100/5
Госреестр
№ 19720-05 | НАМИ-35 УХЛ1
Кл. т. 0,2
35000:√3/100:√3
Госреестр № 19813-09 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Госреестр
№ 36697-12 | СИКОН С70
Госреестр
№ 28822-05 | | 11 | ЛПДС «Исилькуль», ОРУ-35кВ,
Ввод 35кВ Т-2 | ТВ
Кл. т. 0,5S
100/5
Госреестр
№ 19720-05 | НАМИ-35 УХЛ1
Кл. т. 0,2
35000:√3/100:√3
Госреестр № 19813-09 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Госреестр
№ 36697-12 | СИКОН С70
Госреестр
№ 28822-05 | | 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 cos( = 0,8 инд, I=0,02(0,05)Iном 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 Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
- температура окружающей среды, оС | от 99 до 101
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС:
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, оС | от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от -40 до +60
от +10 до +30
от +5 до +35 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики: | | | - среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика СЭТ-4ТM.03M, СЭТ-4ТM.03M.08 | 140000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | | УСПД:
- 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
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 70000
1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 114
40
45
10
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). |
| 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-4ТM.03M | 4 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M.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 ВL460 | 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 информационно-измерительная 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/√3 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-4ТM.03M - 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-4ТM.03M - 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.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по ЛПДС «Исилькуль»
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
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «УралЭнергоСервис»
(ООО «УралЭнергоСервис»)
ИНН 0275041202
Юридический адрес: 450022, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Ст. Злобина, д. 6
Адрес: 450022, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Ст. Злобина, д. 6
Тел./факс: (347) 248-12-28 /(347) 248-10-04
E-mail: ues@ues-ufa.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Тел./факс: (495) 437-55-77 / 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru
Web-сайт: www.vniims.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
|
