Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Арланского НУ, Туймазинского НУ, Курганского НУ, Черкасского НУ, СУПЛАВ"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

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.

Описание

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

Программное обеспечение

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

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

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.

УСВ/

Сервер

Номер и наименование ИК

Счетчик

УСПД

ТТ

ТН

3

1

2

5

6

4

КТП 2х630 кВА ТП 10/0,4 кВ №У-1-2 Водовод Курган-Юргамыш, 1 сш 0,4кВ, Ввод 0,4 кВ №1

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

ТШЛ-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 800/5 Рег. № 6418216

1

2

8

0

-

5

8

4

9

3

№.

е

Р

й

ей

Д

О

3

КТП 2х630 кВА ТП 10/0,4 кВ №У-1-2 Водовод Курган-Юргамыш, 2 сш 0,4кВ, Ввод 0,4 кВ №2

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

ТШЛ-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 800/5 Рег. № 6418216

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

ПС 110/35/6кВ «Субханкулово », РУ-6кВ, 2 сек.ш. 6кВ, яч. №4, ф.10-04

4

ТПОЛ Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 47958

16

НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697

В

С

С

17

ПС

«Телепаново» 110/35/6кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 сш. 6 кВ, яч. №14, ф.38-14

5

ТПЛ Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 47958

16

НТМИА Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 67814-17

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697

17

КТП 2х400 кВА ПСП «Уфа» 6/0,4 кВ,

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

ТТН-Ш Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 7534519

1 сш 0,4кВ, яч. №1, Ввод 0,4 кВ Т-1

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:V3/100:V3 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:V3/100:V3 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:V3/100:V3 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:V3/100:V3 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

0 009 04 30 -7

S -О№

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

0 009 04 30 -7

S -О№

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

0 009 04 30 -7

S -

О№

К.

^ fc Рч

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._

Номера ИК

Вид электроэнергии

Г раницы основной погрешности (±^), %

Г раницы погрешности в рабочих условиях (±^), %

1-2, 6-7, 12-15

Активная

0,8

2,9

Реактивная

2,2

4,6

3-4

Активная

0,9

2,9

Реактивная

2,4

4,6

5, 8-11

Активная

1,1

3,0

Реактивная

2,7

4,7

Пределы допускаемой погрешности (±Л) 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 ^s ф=0,8 инд 1=0,02Тном

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

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 СОБф

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).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ 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 5.

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.03М.08

8

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 234 ARJM2-00 РBR.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

Сведения о методах измерений

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.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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».

Правообладатель

Акционерное общество «Транснефть-Урал»

(АО «Транснефть-Урал»)

ИНН 0278039018

Адрес: 450008, г. Уфа, ул. Крупской, 10 Телефон: +7 (347) 279-25-25 Факс: +7 (347) 272-96-44 E-mail: tnural@ufa.transneft.ru

Развернуть полное описание