Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по цифровой подстанции НПС «Десна» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень (основной) - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные цифровые трансформаторы тока и напряжения (далее - цТТ и цТН), устройства синхронизации времени СВ-04 (далее - УСВ), цифровые счетчики коммерческого учета электрической энергии - устройства измерительные многофункциональные (далее - Счетчики), каналообразующую аппаратуру.
1-й уровень (резервный) - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя электромагнитные трансформаторы тока и напряжения (далее - ТТ и ТН), устройства сопряжения с шиной процесса (далее - УСШ), УСВ, счетчики, каналообразующую аппаратуру.
На резервном ИИК используются те же счетчики, что и на основном того же присоединения.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ПАО «Транснефть», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера», серверы синхронизации времени типа ССВ-1Г (далее ССВ-1Г).
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из 2-х уровней, ИИК и ИВК.
Для резервных ИИК первичные токи и напряжения преобразуются электромагнитными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по вторичным цепям поступают на соответствующие входы УСШ. В УСШ мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой поток (SV поток) с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
Для основных ИИК первичные токи и напряжения преобразуются цТТ и цТН в цифровой поток (SV поток).
В АИИС КУЭ в целях резервирования при пропадании сигнала с цТТ и цТН (основного канала) счетчик автоматически переключается на прием цифрового потока с УСШ (резервного канала).
Значения силы электрического тока и напряжения в цифровом виде передаются в шину процесса, откуда каждый счетчик считывает SV-поток по соответствующему присоединению. В счетчике происходит обработка входных сигналов (деление на коэффициенты трансформации ТТ и ТН), с последующим вычислением значений результатов измерений активной (Втч) и реактивной (варч) электроэнергии и хранение вычисленных значений.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Хранение значений результатов измерений в счетчике производится с учетом коэффициентов преобразования к номинальным значениям 57,7 (100) В, 5 А.
Результаты измерений электроэнергии соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень, где осуществляется обработка, накопление и хранение поступающей информации с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, коммерческому оператору, системному оператору через каналы связи.
Данные хранятся в сервере БД. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные от ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа оператора 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 по каналам связи Internet. АИИС КУЭ имеет возможность обмена данными с другими АИИС КУЭ утвержденного типа.
Данные по группам точек поставки в организации - участники ОРЭ и РРЭ, АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются из ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК Транснефть» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую АИИС КУЭ и АИИС КУЭ смежных субъектов 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 оптового рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВК). Синхронизация часов сервера БД с единым координированным временем UTC обеспечивается сервером синхронизации времени ССВ-1Г, входящим в состав центра сбора и обработки данных (ЦСОД). 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 TCP/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 БД. В случае выхода из строя основного сервера синхронизации времени ССВ-1Г используется резервный.
Синхронизация часов счетчика с единым координированным временем UTC обеспечивается подключенным к шине процесса СВ-04. Сличение времени счетчиков с СВ-04 производится не реже 1 раза в сутки, а периодичность от 1 мин до 24 часов устанавливается в настройках счетчика, корректировка осуществляется независимо от величины расхождения. В случае неисправности, ремонта, пропадании синхронизации времени или поверки СВ-04 имеется возможность синхронизации часов счетчика от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
Журналы событий счетчиков и сервера БД отражают факты коррекции времени и время до и после коррекции и/или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0. Метрологически значимая часть содержится в модуле, указанном 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 таблицах 3, 4.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Порядковый номер | о, е S о Н | Наименование ИК | Состав ИК | Вид электро энергии |
| ТТ цТТ | ТН цТН | УСШ | Счетчик | Сервер УСВ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| ОРУ 110 кВ |
| 1 | 1 (осн.) | ПС 110 кВ Десна-2, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ Десна-2 -Почепская с отпайкой на ПС Красный Рог (основной) | ТТЭО-110 Кл. т. 0,2S 600 (W2G 2MU0103)4) Рег. № 63877-16 | ДНЕЭ-110 Кл. т. 0,2 110000 (TV2 2MU0118)4) Рег. № 64134-16 | - | ESM-SV3) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 ССВ-1Г Рег. № 39485-08 СВ-04 Рег. № 74100-19 | активная реактивная |
| 2 | 1 (рез) | ПС 110 кВ Десна-2, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ Десна-2 -Почепская с отпайкой на ПС Красный Рог (резервный) | ТОГФ-1ЮШ Кл. Т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15 | НКФ-110-06 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 37749-08 | ENMU Si усш1) - 0,2; 5и усш2) - 0,2; (W2G_3MU0101)4) Рег. № 73811-19 | активная реактивная |
| 3 | 2 (осн.) | ПС 110 кВ Десна-2, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ Новобрянская - Десна-2 (основной) | ТТЭО-110 Кл. т. 0,2S 600 (W3G 2MU0106)4) Рег. № 63877-16 | ДНЕЭ-110 Кл. т. 0,2 110000 (TV1 2MU0121)4) Рег. № 64134-16 | - | ESM-SV3) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | активная реактивная |
| 4 | 2 (рез) | ПС 110 кВ Десна-2, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ Новобрянская - Десна-2 (резервный) | ТОГФ-1ЮШ Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15 | НКФ-110-06 Кл. т. 0,2 110000:V3/100:V3 Рег. № 37749-08 | ENMU Si усш1) - 0,2; Su усш2) - 0,2; (W3G_3MU0102)4) Рег. № 73811-19 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 5 | 3 (осн.) | ПС 110 кВ Десна-2, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ Десна-2 - Плюсково (основной) | ТТЭО-110 Кл. т. 0,2S 600 (W1G 2MU0109)4) Рег. № 63877-16 | ДНЕЭ-110 Кл. т. 0,2 110000 (TV1 2MU0121)4) Рег. № 64134-16 | - | ESM-SV Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | HP ProLiant ВЕ460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 ССВ-1Г Рег. № 39485-08 СВ-04 Рег. № 74100-19 | активная реактивная |
| 6 | 4 (осн.) | ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч 39 (основной) | ТТЭО-Ш Кл. т. 0,2S 2000 (Q1T2H 2MU0134)4) Рег. № 63877-16 | ЭТН-6 Кл. т. 0,2 6000 (TV3H 2MU0130)4) Рег. № 69653-17 | - | ESM-SV3) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | активная реактивная |
| 7 | 4 (рез) | ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч 39 (резервный) | ТЛШ-10-5 Кл. т. 0,5S 3000/5 Рег. № 64182-16 | НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000:V3/100:V3 Рег. № 16687-02 | ENMU Si усш1) - 0,2; 5и усш2) - 0,2; (Q1T2H 3MU05)4) Рег. № 73811-19 | активная реактивная |
| 8 | 5 (осн.) | ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч 40 (основной) | ТТЭО-Ш Кл. т. 0,2S 2000 (Q2T2H 2MU0135)4) Рег. № 63877-16 | ЭТН-6 Кл. т. 0,2 6000 (TV4H 2MU0131)4) Рег. № 69653-17 | - | ESM-SV3) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | активная реактивная |
| 9 | 5 (рез) | ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч 40 (резервный) | ТЛШ-10-5 Кл. т. 0,5S 3000/5 Рег. № 64182-16 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,2 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04 | ENMU Si усш1) - 0,2; Su усш2) - 0,2; (Q2T2H_3MU06)4) Рег. № 73811-19 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 10 | 6 (осн.) | ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч 1 (основной) | ТТЭО-Ш Кл. т. 0,2S 2000 (Q1T1H 2MU0132)4) Рег. № 63877-16 | ЭТН-6 Кл. т. 0,2 6000 (TV1H 2MU0128)4) Рег. № 69653-17 | - | ESM-SV3) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | HP ProLiant ВЬ460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 ССВ-1Г Рег. № 39485-08 СВ-04 Рег. № 74100-19 | активная реактивная |
| 11 | 6 (рез) | ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч 1 (резервный) | ТЛШ-10-5 Кл. т. 0,5S 3000/5 Рег. № 64182-16 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,2 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04 | ENMU Si усш1 - 0,2; 5u усш2 - 0,2; (Q1T1H_3MU03)4) Рег. № 73811-19 | активная реактивная |
| 12 | 7 (осн.) | ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч 2 (основной) | ТТЭО-Ш Кл. т. 0,2S 2000 (Q2T1H 2MU0133)4) Рег. № 63877-16 | ЭТН-6 Кл. т. 0,2 6000 (TV2H 2MU0129)4) Рег. № 69653-17 | - | ESM-SV3) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 | активная реактивная |
| 13 | 7 (рез) | ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч 2 (резервный) | ТЛШ-10-5 Кл. т. 0,5S 3000/5 Рег. № 64182-16 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,2 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04 | ENMU Si усш1) - 0,2; Su усш2) - 0,2; (Q2T1H_3MU04)4) Рег. № 73811-19 | активная реактивная |
Примечание:
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические ха | рактеристики ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (±5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), % |
| cos j = 1,0 | cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 | cos j = 1,0 | cos j = 0,9 | cos j = 0,8 | cos j = 0,5 |
| 1 (осн.), 2 (осн.), 3 (осн.), 4 (осн.), 5 (осн.), 6 (осн.), 7 (осн.) (цТТ 0,2S; цТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,021н < I < 0,051н | 0,9 | 1,0 | 1,1 | 1,8 | 1,0 | 1,0 | 1,2 | 1,9 |
| 0,051н < I < 0,21н | 0,6 | 0,6 | 0,8 | 1,2 | 0,7 | 0,7 | 1,0 | 1,3 |
| 0,21н < I < 1н | 0,4 | 0,4 | 0,6 | 0,9 | 0,4 | 0,5 | 0,6 | 1,0 |
| 1н < I < 1,21н | 0,4 | 0,4 | 0,6 | 0,9 | 0,4 | 0,5 | 0,6 | 1,0 |
| 1 (резХ 2 (рез) (ТТ 0,2S; ТН 0,2; УСШ(У) 0,2 Сч 0,2S) | 0,021н < I < 0,051н | 0,9 | 1,0 | 1,2 | 1,8 | 1,0 | 1,1 | 1,3 | 1,9 |
| 0,051н < I < 0,21н | 0,7 | 0,6 | 0,9 | 1,2 | 0,8 | 0,8 | 1,0 | 1,3 |
| 0,21н < I < 1н | 0,4 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,5 | 0,5 | 0,7 | 1,0 |
| 1н < I < 1,21н | 0,4 | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,5 | 0,5 | 0,7 | 1,0 |
| 4 (рез.) (ТТ 0,5S; ТН 0,5; УСШ(У) 0,2 Сч 0,2S) | 0,021н < I < 0,051н | 1,6 | 2,1 | 2,6 | 4,8 | 1,7 | 2,1 | 2,6 | 4,8 |
| 0,051н < I < 0,21н | 1,1 | 1,3 | 1,6 | 3,0 | 1,2 | 1,4 | 1,7 | 3,0 |
| 0,21н < I < 1н | 0,8 | 1,0 | 1,2 | 2,2 | 0,9 | 1,0 | 1,3 | 2,2 |
| 1н < I < 1,21н | 0,8 | 1,0 | 1,2 | 2,2 | 0,9 | 1,0 | 1,3 | 2,2 |
| 5 (рез.), 6 (рез.), 7 (рез) (ТТ 0,5S; ТН 0,2; УСШ(У) 0,2 Сч 0,2S) | 0,021н < I < 0,051н | 1,5 | 2,0 | 2,5 | 4,7 | 1,6 | 2,0 | 2,5 | 4,7 |
| 0,051н < I < 0,21н | 1,0 | 1,2 | 1,5 | 2,8 | 1,1 | 1,3 | 1,6 | 2,8 |
| 0,21н < I < 1н | 0,7 | 0,8 | 1,0 | 1,9 | 0,7 | 0,9 | 1,1 | 1,9 |
| 1н < I < 1,21н | 0,7 | 0,8 | 1,0 | 1,9 | 0,7 | 0,9 | 1,1 | 1,9 |
| Порядковый номер | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (±5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), % |
| cos j = 0,9 (sin j = 0,43) | cos j = 0,8 (sin j = 0,6) | cos j = 0,5 (sin j = 0,87) | cos j = 0,9 (sin j = 0,43) | cos j = 0,8 (sin j = 0,6) | cos j = 0,5 (sin j = 0,87) |
| 1 (осн.), 2 (осн.), 3 (осн.), 4 (осн.), 5 (осн.), 6 (осн.), 7 (осн.) (цТТ 0,2S; цТН 0,2; Сч 0,5) | 0,021н < I < 0,051н | - | 1,7 | 1,3 | - | 1,8 | 1,5 |
| 0,051н < I < 0,21н | - | 1,2 | 0,8 | - | 1,5 | 0,9 |
| 0,21н < I < 1н | 1,3 | 0,9 | 0,7 | 1,5 | 1,0 | 0,8 |
| 1н < I < 1,21н | 1,3 | 0,9 | 0,7 | 1,5 | 1,0 | 0,8 |
| 1 (резХ 2(рез) (ТТ 0,2S; ТН 0,2; УСШ(У) 0,2 Сч 0,5) | 0,021н < I < 0,051н | - | 1,7 | 1,3 | - | 1,8 | 1,5 |
| 0,051н < I < 0,21н | - | 1,3 | 0,8 | - | 1,5 | 1,0 |
| 0,21н < I < 1н | 1,3 | 0,9 | 0,7 | 1,6 | 1,0 | 0,9 |
| 1н < I < 1,21н | 1,3 | 0,9 | 0,7 | 1,6 | 1,0 | 0,9 |
| 4 (рез.) (ТТ 0,5S; ТН 0,5; УСШ(У) 0,2 Сч 0,5) | 0,021н < I < 0,051н | | 3,9 | 2,3 | | 4,0 | 2,5 |
| 0,051н < I < 0,21н | | 2,5 | 1,5 | | 2,6 | 1,6 |
| 0,21н < I < 1н | 2,7 | 1,8 | 1,2 | 2,8 | 1,9 | 1,3 |
| 1н < I < 1,21н | 2,7 | 1,8 | 1,2 | 2,8 | 1,9 | 1,3 |
| 5 (рез.), 6 (рез.), 7 (рез) (ТТ 0,5S; ТН 0,2; УСШ(У) 0,2 Сч 0,5) | 0,021н < I < 0,051н | | 3,8 | 2,3 | | 3,9 | 2,4 |
| 0,051н < I < 0,21н | | 2,3 | 1,3 | | 2,5 | 1,4 |
| 0,21н < I < 1н | 2,3 | 1,6 | 1,0 | 2,5 | 1,7 | 1,1 |
| 1н < I < 1,21н | 2,3 | 1,6 | 1,0 | 2,5 | 1,7 | 1,1 |
| 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 Р = 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков и УСШ электроэнергии для всех ИК от 0 до плюс 40 °C.
4 Допускается замена ТТ, цТТ, ТН, цТН, УСШ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что ПАО «Транснефть» не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
5 Допускается замена и ССВ-1Г и СВ-04 на аналогичные утвержденных типов.
6 Замена оформляется техническим актом в установленном на ПАО «Транснефть» порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5. Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК_
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 7 |
| 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 cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| - параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, °С | от +10 до +30 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 264599 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Счетчик: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| УСШ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 280000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| СВ-04: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 110000 |
| ССВ-1Г: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 15000 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 20 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации | |
| состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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.
- резервирование ИК: информация о результатах измерений может передаваться в счетчик с основного и резервного канала.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- сервера времени;
- УСШ;
- цТТ и цТН;
- коммутатора и промежуточных компонентов (кросс оптический, коммутационная
панель);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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 на 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 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Цифровой трансформатор тока | ТТЭО-110 | 3 |
| Цифровой трансформатор тока | ТТЭО-Ш | 4 |
| Цифровой трансформатор напряжения | ДНЕЭ-110 | 2 |
| Цифровой трансформатор напряжения | ЭТН-6 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОГФ-1ЮШ | 6 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10-5 | 12 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-06 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 1 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6У3 | 9 |
| Устройство измерительное многофункциональное | ESM-SV | 7 |
| УСШ | ENMU | 6 |
| Устройства синхронизации времени | СВ-04 | 3 |
| Сервер синхронизации системного времени | ССВ-1Г | 2 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-088-2019 | 1 |
| Паспорт | ЭКРА.425510.023.ПС | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-088-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по цифровой подстанции НПС «Десна». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС»
08.07.2019 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/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- цифровых трансформаторов напряжения ДНЕЭ-110 - по документу МП 2203-0292-2015 «Делители напряжения емкостные электронные ДНЕЭ с цифровым выходом. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» в ноябре 2015 г.;
- цифровых трансформаторов напряжения ЭТН-6 - по документу МП 69653-17 «Трансформаторы напряжения электронные ЭТН. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 27.09.2017 г.;
- цифровых трансформаторов тока ТТЭО-Ш, ТТЭО-110 - по документу МП 2203-0293-2015 «Трансформаторы тока электронные оптические ТТЭО с цифровым выходом. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в ноябре 2015 г.;
- УСШ ENMU - по документу ENMU/422100/001 МП «Устройства сопряжения с шиной процесса ENMU. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 10.08.2018 г.;
- счетчиков ESM-SV - по документу ESM.422160.001 МП «Многофункциональные измерительные устройства ESM. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 8 декабря 2016 г.;
- МИ 3195-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- МИ 3196-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденному ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- СВ-04 - по документу ЭКРА.426472.003 МП «Устройства синхронизации единого времени серии СВ. Методика поверки», утвержденному ФГУП «:ВНИИФТРИ» 10.09.2018 г.;
- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): 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
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по цифровой подстанции НПС «Десна», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по цифровой подстанции НПС «Десна»
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
76298-19: Методика поверки МП 206.1-088-2019Скачать1.3 Мб