Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Уфаоргсинтез". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Уфаоргсинтез"

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Уфаоргсинтез» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя основной и резервный серверы, расположенные в центре обработки данных филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим» (серверы), с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места (АРМ), устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для измерительных каналов (ИК) №№ 1-4 цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование, хранение и передача полученных данных, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер. На сервере осуществляется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчётных документов.

Для остальных ИК вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется на счетчиках. Далее цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер.

На основном сервере осуществляется обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, перенос накопленных данных на резервный сервер посредством восстановления резервной копии базы данных основного сервера и доопроса приборов учета на глубину недостающего профиля.

Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭМ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭМ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы серверов и УCВ. УСВ обеспечивает коррекцию часов компонентов АИИС КУЭ по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS.

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется каждые 10 мин, корректировка часов сервера осуществляется при расхождении часов сервера с УСВ более ±1 с.

Сравнение часов УСПД с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний часов УСПД и часов сервера более ±2 с.

Для ИК №№ 1-4 сравнение показаний часов счетчика с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов счетчика производится при расхождении показаний часов счетчика и часов УСПД более ±2 с, не чаще 1 раза в сутки

Для остальных ИК сравнение показаний часов счётчика с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчика с часами сервера более ±2 с, не чаще 1 раза в сутки.

Журналы событий счетчика, УСПД, серверов отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Уфаоргсинтез».

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование

точки

измерений

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

УСВ

Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ПС НПЗ 220 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ НПЗ-220 - ГПП-2 УОС

ТВГ-110 Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 22440-07

VCU-123 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 53610-13

VCU-123 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 53610-13

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

СИКОН С70 Рег. № 28822-05

УСВ-2 Рег. № 41681-10

Актив

ная

Реактив

ная

0,6

1,1

1,5

3,0

2

ПС НПЗ 220 кВ, ОРУ-110 кВ, ОВ 1-3-110 кВ

ТВГ-УЭТМ® Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 52619-13

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

Актив

ная

Реактив

ная

0,6

1,1

1.5

2.5

3

ПС НПЗ 220 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ НПЗ-220 - ГПП-3 УОС

ТВГ-УЭТМ® Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 52619-13

НДКМ-110 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 60542-15

VCU-123 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 53610-13

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

Актив

ная

Реактив

ная

0,6 1, 1

1,5 3, 0

4

ПС НПЗ 220 кВ, ОРУ-110 кВ, ОВ 2-4-110 кВ

ТВГ-УЭТМ® Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 52619-13

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

Актив

ная

Реактив

ная

0,6

1,1

1,5

3,0

1

2

3

4

5

6

7

9

10

11

5

ПС №61, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. № 7

ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 2363-68

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70

ExpertMeter 720 (EM 720)

Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08

-

УСВ-2 Рег. № 41681-10

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2, 3

3,0 5, 6

6

ГПП-2 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 секция 6 кВ, яч. 19

ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53

ExpertMeter 720 (EM 720)

Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,3

3,0

5,6

7

ГПП-2 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 3 секция 6 кВ, яч. 25

ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 380-49

ExpertMeter 720 (EM 720)

Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,3

3,0

5,6

8

ГПП-2 110 кВ, Ввод 0,4 кВ ТСР-2

Т-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 22656-07

-

SATEC EM133 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 49923-12

Актив

ная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,2

5,5

9

ГПП-3 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 секция 6 кВ, яч. 39

ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 1423-60

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 380-49

ExpertMeter 720 (EM 720)

Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,3

3,0

5,6

10

ГПП-3 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 3 секция 6 кВ, яч. 40

ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 1423-60

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 380-49

ExpertMeter 720 (EM 720)

Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2, 3

3,0 5, 6

1

2

3

4

5

6

7

9

10

11

11

ГПП-3 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 7 секция 6 кВ, яч. 73

ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 1423-60

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70

ExpertMeter 720 (EM 720)

Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,3

3,0

5,6

12

ГПП-3 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 8 секция 6 кВ, яч. 70

ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 1423-60

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70

ExpertMeter 720 (EM 720)

Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08

-

УСВ-2 Рег. № 41681-10

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,3

3,0

5,6

13

ГПП-3 110 кВ, РУ-0,4 кВ, Щит собственного расхода, Панель 2

ТКЛМ-05ТЗ Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 3066-72

-

SATEC EM133 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 49923-12

Актив

ная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,2

5,5

Пределы допускаемой

абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях

±5 с

Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

3    Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 1-4 для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - 5% от 1ном; еоБф = 0,8инд.

4    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. Допускается замена УСВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО), замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в таблице 1. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

13

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от №ом

от 95 до 105

ток, % от !ном

для ИК №№ 1-4

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от ином

от 90 до 110

ток, % от !ном

для ИК №№ 1-4

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения

счетчиков, °С

от +8 до +38

температура окружающей среды в месте расположения УСПД и

серверов, °С

от +10 до +35

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типов ExpertMeter 720 (EM 720) и SATEC EM133:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

92000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСПД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для серверов:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165974

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

10

1

2

для счетчиков типа ExpertMeter 720 (EM 720):

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

240

при отключении питания, лет, не менее

20

для счетчиков типа SATEC EM133:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

180

при отключении питания, лет, не менее

30

для УСПД:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,

потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

10

для серверов:

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 по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени;

пропадание и восстановление связи со счетчиком.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени;

пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчиков электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

Трансформаторы тока встроенные

ТВГ-110

3

Трансформаторы тока встроенные

ТВГ-УЭТМ®

9

Трансформаторы тока

ТПЛМ-10

2

Трансформаторы тока

ТПШЛ-10

12

Трансформаторы тока

Т-0,66

3

Трансформаторы тока

ТКЛМ-05ТЗ

3

Трансформаторы напряжения емкостные

VCU-123

9

Трансформаторы напряжения емкостные

НДКМ-110

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

1

Счетчики многофункциональные и анализаторы качества электрической энергии

ExpertMeter 720 (EM 720)

7

Счетчики многофункциональные для измерения показателей качества и учета электрической энергии

SATEC EM133

2

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

1

Основной сервер ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим»

-

1

Резервный сервер ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим»

-

1

Паспорт-формуляр

ГДАР.411711.137-02 ПФ

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО «Уфаоргсинтез», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Уфаоргсинтез»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание