Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО АНК "Башнефть" "Башнефть-УНПЗ"
- ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть", г.Уфа
-
Скачать
84843-22: Методика поверкиСкачать12.2 Мб84843-22: Описание типа СИСкачать330.1 Кб
- 22.12.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО АНК "Башнефть" "Башнефть-УНПЗ"
Основные | |
Тип | |
Зарегистрировано поверок | 1 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Найдено поверителей | 1 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-УНПЗ» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами Филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-УНПЗ», сбора, хранения и обработки полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), который включает в себя устройство сбора и обработки данных (далее - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу на верхний уровень.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя серверы сбора, обработки и хранения баз данных (основной и резервный), расположенные в центре обработки данных (далее - ЦОД) филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим» (далее - серверы АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места операторов ЦОД и филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-УНПЗ», технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), программное обеспечением ПК «Энергосфера», а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, обработку и хранение ее, передачу отчетных документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (далее - ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:
- активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;
- средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.
На выходе счетчиков ИК №№ 1, 2, 4, 5, 7-10, 12, 13, 15-28 измерительная информация присутствует с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, на выходе счетчиков ИК № 3,
6, 11, 14, 29-32 - без учета коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
УСПД автоматически с заданной периодичностью или по запросу по линиям связи интерфейса RS-485 опрашивает счетчики ИК № 29-32 и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) программный комплекс (ПК) «Энергосфера» автоматически с заданной периодичностью или по запросу выполняет считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий счетчиков ИК № 29-32, опрашивает счетчики ИК № 1-28 и считывает 30минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН (только для счетчиков ИК № 3, 6, 11, 14), перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Считывание сервером АИИС КУЭ данных из УСПД осуществляется посредством сотовой сети связи стандарта GSM 900/1800 и глобальной сети Internet; из счетчиков - при помощи проводных линий интерфейса RS-485 и Ethernet или пакетной передачи данных GPRS и оптических линий связи локальной вычислительной ПАО АНК «Башнефть». При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet в формате XML-макетов в соответствии с Приложением № 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Сервер АИИС КУЭ объединяет измерительную информацию от ИК, перечисленных в таблице 2, и полученную от АИИС КУЭ третьих лиц, выполняет хранение поступившей информации, производит формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передачу в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с московским временем.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ и ИВК.
В состав СОЕВ входят УССВ, часы сервера АИИС КУЭ, УСПД, счетчиков.
Шкала времени в СОЕВ формируется УССВ на основе приемника сигналов точного времени от глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера АИИС КУЭ проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ более чем на ±1 с.
Сличение показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к УСПД, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.
Сличение показаний часов счетчиков ИК № 29-32 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±2 с.
Сличение показаний часов счетчиков ИК № 1 -28 и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
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 ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные признаки | Значение |
Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
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.
аблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
о, е ем о Я | Измерительные компоненты | Метрологические характеристики ИК | ||||||
Наименование ИК | ТТ | ТН | Счётчик | УУ | Вид электро энергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
1 | 1ГПП 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 | ExpertMeter 720 (EM 720) | активная | ±1,1 | ±3,1 | |
секция, ввод 6 кВ Т-1 | Ктт 3000/5 | Ктн 6000/100 | Кл. т. 0,2S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±7,1 | ||
Рег. № 1423-60 | Рег. № 2611-70 | Рег. № 39235-08 | ||||||
2 | 1ГПП 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 3 | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 | ExpertMeter 720 (EM 720) | активная | ±1,1 | ±3,1 | |
секция, ввод 6 кВ Т-1 | Ктт 3000/5 | Ктн 6000/100 | Кл. т. 0,2S/1,0 | реактивная | ±2,8 | ±7,1 | ||
Рег. № 1423-60 | Рег. № 2611-70 | Рег. № 39235-08 | ||||||
3 | 1ГПП 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | ТТН-Ш Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 41260-09 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,9 ±6,8 |
4 | 1ПШ 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 | ExpertMeter 720 (EM 720) | активная | ±1,1 | ±3,1 | |
секция, ввод 6 кВ Т-2 | Ктт 3000/5 Рег. № 1423-60 | Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | реактивная | ±2,8 | ±7,1 | ||
5 | 1ПШ 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 4 | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 | ExpertMeter 720 (EM 720) | активная | ±1,1 | ±3,1 | |
секция, ввод 6 кВ Т-2 | Ктт 3000/5 Рег. № 1423-60 | Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | реактивная | ±2,8 | ±7,1 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
6 | 1ГПП 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-2 | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 47959-11 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±± |
7 | 1ГПП 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.22 | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | активная реактивная | ±1,1 ±2,8 | m" t''" ±± | |
8 | 1ГПП 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.47 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59 ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | активная реактивная | ±1,1 ±2,8 | ±± | |
9 | 2ГПП 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 секция, ввод 6 кВ Т-1 | ТЛШ10 Кл. т. 0,5 Ктт 3000/5 Рег. № 11077-89 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87 | ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | активная реактивная | ±0,9 ±2,5 | ±3,0 ±7,1 | |
10 | 2Г1Ш 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 3 секция, ввод 6 кВ Т-1 | ТЛШ10 Кл. т. 0,5 Ктт 3000/5 Рег. № 11077-89 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87 | ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | активная реактивная | ±0,9 ±2,5 | ±3,0 ±7,1 | |
11 | 2ГПП 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | Т-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 29482-07 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±± |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
12 | 2Г1Ш 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 | ТЛШ10 Кл. т. 0,5 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 | ExpertMeter 720 (EM 720) | активная | ±0,9 | ±3,0 | |
секция, ввод 6 кВ Т-2 | Ктт 3000/5 Рег. № 11077-89 | Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87 | Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | реактивная | ±2,5 | ±7,1 | ||
13 | 2Г1Ш 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 4 | ТЛШ10 Кл. т. 0,5 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 | ExpertMeter 720 (EM 720) | активная | ±0,9 | ±3,0 | |
секция, ввод 6 кВ Т-2 | Ктт 3000/5 Рег. № 11077-89 | Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87 | Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | реактивная | ±2 ,5 | ±7 ,1 | ||
14 | 2ГПП 110 кВ, ввод 0,4 кВ | Т-0,66 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08 | активная | ±1,0 | ±4,1 | ||
ТСН-2 | Ктт 100/5 Рег. № 36382-07 | УСВ-2 | реактивная | ±2,4 | ±7,1 | |||
15 | ГПП-2х 110 кВ, ЗРУ-110 кВ, | ТФЗМ 110Б-УХЛ1 Кл. т. 0,5 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 | ExpertMeter 720 (EM 720) | Рег. № 41681-10 | активная | ±1,1 | ±3,1 |
ввод 110 кВ Т-1 | Ктт 300/5 Рег. № 32825-06 | Ктн 110000/V3:100/V3 Рег. № 14205-94 | Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | реактивная | ±2,8 | ±7,1 | ||
16 | ГПП-2х 110 кВ, ЗРУ-110 кВ, | ТФЗМ 110Б Кл. т. 0,5 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 | ExpertMeter 720 (EM 720) | активная | ±1,1 | ±3,1 | |
ввод 110 кВ Т-2 | Ктт 300/5 Рег. № 24811-03 | Ктн 110000/V3:100/V3 Рег. № 14205-94 | Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | реактивная | ±2,8 | ±7,1 | ||
17 | ГПП-2х 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 | ExpertMeter 720 (EM 720) | активная | ±1,1 | ±3,1 | |
яч.22, КЛ-6 кВ ф. ТП-52х-1 | Ктт 200/5 Рег. № 1276-59 | Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | реактивная | ±2,8 | ±7 ,1 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
18 | ГПП-2х 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.47, КЛ-6 кВ ф. ТП-52х-2 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 1276-59 ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | активная реактивная | ±1,1 ±2,8 | m" t''-" ±± |
19 | ГПП-2х 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.7, КЛ-6 кВ ф. ТП-55х-1 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | активная реактивная | ±1,1 ±2,8 | ±± | |
20 | ГПП-2х 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.45, КЛ-6 кВ ф. ТП-55х-2 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | активная реактивная | ±1,1 ±2,8 | ±± | |
21 | ГПП-2х 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.10, КЛ-6 кВ ф. ТП-16х-1 | ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | активная реактивная | ±1,1 ±2,8 | ±± | |
22 | ГПП-2х 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.46, КЛ-6 кВ ф. ТП-16х-2 | ТП0Л-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | активная реактивная | ±1,1 ±2,8 | ±3,1 ±7 ,1 | |
23 | ГПП-1х 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 секция, яч.37, КЛ-6 кВ ф. ТП-9х-1 | ТПК-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 22944-02 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53 | ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | активная реактивная | ±1,1 ±2,8 | ±3,1 ±7 ,1 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
24 | ГПП-1х 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 4 секция, яч.28, КЛ-6 кВ ф. ТП-9х-2 | ТПК-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 22944-02 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53 | ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | активная реактивная | ±1,1 ±2,8 | ±3,1 ±7,1 | |
25 | ГПП-1х 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 секция, яч.41, КЛ-6 кВ ф. ТП-53х-1 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53 | ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | активная реактивная | ±1,1 ±2,8 | ±3,1 ±7 ,1 | |
26 | ГПП-1х 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 4 секция, яч.32, КЛ-6 кВ ф. ТП-53х-2 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53 | ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | активная реактивная | ±1,1 ±2,8 | ±3,1 ±7,1 |
27 | ТП-12 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 секция, яч.5, КЛ-6 кВ ф. 45-1 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 1276-59 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 159-49 | ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | активная реактивная | ±1,1 ±2,8 | ±3,1 ±7,1 | |
28 | ТП-12 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция, яч.4, КЛ-6 кВ ф. 45-2 | ТПФ Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 517-50 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 159-49 | ExpertMeter 720 (EM 720) Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | активная реактивная | ±1,1 ±2,8 | ±3,1 ±7,1 | |
29 | ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ НПЗ - УНПЗ | ТВГ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 22440-02 | VCU-123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3:100/V3 Рег. № 53610-13 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 / | активная | ±0,6 | ±1,7 |
«желтая» | НДКМ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3:100/V3 Рег. № 60542-15 | Рег. № 27524-04 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | реактивная | ±1,2 | ±5,0 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
30 | ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, ОВ 2-4 | ТВГ-УЭТМ®-110 Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 52619-13 | VCU-123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3:100/V3 Рег. № 53610-13 НДКМ-110 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3:100/V3 Рег. № 60542-15 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 / УСВ-2 Рег. № 41681-10 | активная реактивная | ±0,6 ±1,2 | ±1,7 ±5,0 |
31 | ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ НПЗ - 2 Г НИ УНПЗ | ТВГ-110 Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 22440-07 | VCU-123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3:100/V3 Рег. № 53610-13 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±0,6 ±1,2 | ±1,7 ±5,0 | |
32 | ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, ОВ 1-3 | ТВГ-УЭТМ®-110 Кл. т. 0,2S Ктт 1000/5 Рег. № 52619-13 | VCU-123 Кл. т. 0,2 Ктн 110000/V3:100/V3 Рег. № 53610-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | ±0,6 ±1 ,3 | ±1,7 ±3,9 | |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 |
1
3
4
5
6
7
8
9
2
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 ИК №1, 2, 4, 5, 7-10, 12, 13, 15-28 - при cos ф = 0,8 инд, 1=0,05Тном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 до +70 °C;
- для ИК №6, 11, 14 - при cos ф = 0,8 инд, 1=0,05Тном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 до +60 °C;
- для ИК №3, 29-32 - при cos ф = 0,8 инд, 1=0,02Тном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 до +60 °C.
4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5. 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 2 метрологических характеристик.
6. Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденного типа.
7. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
8. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть._
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики | Значение |
1 | 2 |
Количество измерительных каналов | 32 |
Нормальные условия: - параметры сети: | |
- напряжение, % от ином | 99 до 101 |
- ток, % от 1ном | 100 до 120 |
- частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cos ф | 0,9 |
- температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: - параметры сети: | |
- напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном: | |
для ИК №1, 2, 4-28 | от 5 до 120 |
для ИК №3, 29-32 | от 2 до 120 |
- коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
- частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, С | от -40 до +70 |
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков электроэнергии, С: | |
для ИК №1, 2, 4, 5, 7-10, 12, 13, 15-28 | от -40 до +70 |
для ИК №3, 6, 11, 14, 29-32 | от -40 до +60 |
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, С | от +10 до +35 |
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, С | от +10 до +35 |
- температура окружающей среды в месте расположения УССВ, С | от +10 до +35 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: - Счетчики электроэнергии: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
счетчики типа ExpertMeter 720 (EM 720), рег. № 39235-08 | 92000 |
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03, рег. № 27524-04 | 90000 |
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М.09, рег. № 36697-08 | 140000 |
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М, рег. № 36697-12 | 165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
- УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
- Сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165974 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
- УССВ: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
1 | 2 |
Глубина хранения информации: | |
- Счетчики электроэнергии: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее | |
счетчики типа ExpertMeter 720 (EM 720), рег. № 39235-08 | 365 |
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03, рег. № 27524-04 | 113 |
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М.09, рег. № 36697-08 | 113 |
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М, рег. № 36697-12 | 114 |
- при отключении питания, лет, не менее | |
счетчики типа ExpertMeter 720 (EM 720), рег. № 39235-08 | 20 |
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03, рег. № 27524-04 | 30 |
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М.09, рег. № 36697-08 | 30 |
счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М, рег. № 36697-12 | 40 |
- УСПД: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, не менее | 45 |
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее | 10 |
- 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.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей измерительных трансформаторов;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании (возможность установки многоуровневых паролей):
- счётчика электроэнергии;
- УСПД;
- сервера;
- кодирование результатов измерений при передаче.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электропитания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления;
- журнал УСПД:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков ИВКЭ;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания;
- полученные с уровней ИИК журналы событий;
- журнал сервера:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- перерывы электропитания;
- программные и аппаратные перезапуски;
- установка и корректировка времени;
- переход на летнее/зимнее время;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИИК и ИВКЭ журналы событий.
Возможность коррекции времени в:
- счётчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Обозначение | Количест во |
Трансформаторы тока встроенные | ТВГ-110 | 6 шт. |
Трансформаторы тока встроенные | ТВГ-УЭТМ®-110 | 6 шт. |
Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б | 3 шт. |
Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б-УХЛ1 | 3 шт. |
Трансформаторы тока | ТЛШ10 | 12 шт. |
Трансформаторы тока | ТПК-10 | 4 шт. |
Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 14 шт. |
Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 4 шт. |
Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 4 шт. |
Трансформаторы тока | ТПФ | 2 шт. |
Трансформаторы тока | ТПШЛ-10 | 12 шт. |
Трансформаторы тока | Т-0,66 | 6 шт. |
Трансформаторы тока | ТОП-0,66 | 2 шт. |
Трансформаторы тока | ТТН-Ш | 2 шт. |
Трансформаторы напряжения емкостные | VCU-123 | 9 шт. |
Трансформаторы напряжения емкостные | НДКМ-110 | 3 шт. |
Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 6 шт. |
Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 4 шт. |
Трансформаторы напряжения | НОМ-6 | 4 шт. |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 2 шт. |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 8 шт. |
Счетчики многофункциональные и анализаторы качества электрической энергии | ExpertMeter 720 (EM 720) | 24 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.09 | 4 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 3 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 1 шт. |
УСПД (Контроллеры сетевые индустриальные) | СИКОН С70 | 1 шт. |
Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 1 шт. |
Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 шт. |
Паспорт-формуляр | РЭСС.411711.АИИС.905 ПФ | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-УНПЗ», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
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.