Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Уралтранснефтепродукт" по ЛПДС "Черкассы", ЛПДС "Субханкулово", ЛПДС "Языково", ЛПДС "Салават", БПО
Номер в ГРСИ РФ: | 55227-13 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург |
55227-13: Описание типа СИ | Скачать | 168.3 КБ |
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 55227-13 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Уралтранснефтепродукт" по ЛПДС "Черкассы", ЛПДС "Субханкулово", ЛПДС "Языково", ЛПДС "Салават", БПО |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2013 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1212 п. 31 от 17.10.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 55227-13 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 7 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 7 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
55227-13: Описание типа СИ | Скачать | 168.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по ЛПДС «Черкассы», ЛПДС «Субханкулово», ЛПДС «Языково», ЛПДС «Салават», БПО (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) по 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 таблицах 2-5.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИ-ИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ), входящее в состав УСПД.
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), сервер точного времени ССВ-1Г и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные 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 справочных и отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК. Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛО-НАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г, (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений № 39485-08), входящими в состав 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 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.
Устройство синхронизации времени, входящее в состав УСПД, обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД и счетчиков. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сличение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии не ниже 8.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. 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 программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Наименование программного обеспечения |
ПК «Энергосфера» |
Идентификационное наименование ПО |
Библиотека pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB 7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-5.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
Сервер | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
ЛПДС «Субханкулово» | |||||||
19 |
ЛПДС «Субханкулово», ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.1, Ввод №1 |
ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S 1000/5 Рег. № 47959-11 |
НАМИТ-10-1 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP ProLiant BL46O G6, HP ProLiant BL46O Gen8 |
активная реактивная |
20 |
ЛПДС «Субханкулво», ЗРУ-10 кВ, яч.3, ТСН-1, 0,4кВ |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 47959-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP ProLiant BL46O G6, HP ProLiant BL46O Gen8 |
активная реактивная |
21 |
ЛПДС «Субханкулово», ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.2, Ввод №2 |
ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S 1000/5 Рег. № 47959-11 |
ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10000:73/100:73 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP ProLiant BL46O G6, HP ProLiant BL46O Gen8 |
активная реактивная |
22 |
ЛПДС «Субханкулово», ЗРУ-10 кВ, яч.4, ТСН-2, 0,4кВ |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 47959-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP ProLiant BL46O G6, HP ProLiant BL46O Gen8 |
активная реактивная |
23 |
ЛПДС «Субханкулово», ЗРУ-10 кВ, 3 |
ТОЛ-10-I |
ЗНОЛ.06-10 |
СЭТ-4ТМ.03М |
ЭКОМ-3000 Рег. № |
HP ProLiant BL46O G6, HP ProLiant BL46O Gen8 |
активная реактивная |
с.ш. 10 кВ, яч.49, Ввод №3 |
Кл. т. 0,5S 1000/5 Рег. № 47959-11 |
Кл. т. 0,5 10000:73/100:73 Рег. № 3344-04 |
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
17049-09 | |||
24 |
ЛПДС «Субханкулово», ЗРУ-10 кВ, яч.47, ТСН-3, 0,4 кВ |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 47959-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
25 |
ЛПДС «Субханкулово», ЗРУ-10 кВ, 4 с.ш.10 кВ, яч.40, Ввод №4 |
ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S 1000/5 Рег. № 47959-11 |
ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 10000:73/100:73 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 |
активная реактивная |
26 |
ЛПДС «Субханкулово», ЗРУ-10 кВ, яч.38, ТСН-4, 0,4 кВ |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 47959-11 |
- |
СЭТ- 4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 |
активная реактивная |
27 |
ЛПДС «Субханкулово», ВРЩ-0,4 кВ, Шкаф учета, Узел связи ОАО «Теле-комнефтепродукт» |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 50/5 Рег. № 47959-11 |
- |
СЭТ- 4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 |
активная реактивная |
БПО | |||||||
41 |
ТП-27 БПО УПО, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.17, УПТУС-1 ОАО «Связьтранснефть» (субабонент) |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 47959-11 |
- |
СЭТ- 4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 |
активная реактивная |
42 |
ТП-27 БПО УПО, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч.38, УПТУС-2 ОАО «Связьтранснефть» (субабонент) |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 47959-11 |
- |
СЭТ- 4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 1704909 |
HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 |
активная реактивная |
43 |
ТП-27 БПО УПО, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч.9, Черкасское НУ ОАО «Урал-сибнефтепровод» |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 |
активная реактивная |
Рег. № 47959-11 |
Рег. № 36697-08 | ||||||
44 |
ТП-27 БПО УПО, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, яч.14, Столовая (субабонент) |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 47959-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 |
активная реактивная |
45 |
ТП-27 БПО УПО, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.23, Черкасское НУ ОАО «Урал-сибнефтепровод» |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 47959-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 |
активная реактивная |
Окончание таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
46 |
ТП-27 БПО УПО, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.5, Ввод №1 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 47959-11 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 |
активная реактивная |
47 |
ТП-27 БПО УПО, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.12, Ввод №2 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 47959-11 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Рег. № 11094-87 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 |
активная реактивная |
48 |
ТП-27 БПО УПО, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.6, Черкасское НУ ОАО «Урал-сибнефтепровод» |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5S 50/5 Рег. № 47959-11 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-69 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 |
активная реактивная |
49 |
ТП-2, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.15, ОАО «Башкирнефтепродукт» |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL460 Gen8 |
активная реактивная |
100/5 Рег. № 47959-11 |
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | ||||||
50 |
ТП-27 БПО УПО, ЗРУ-6 кВ, яч.0, ТСН 1, 0,4 кВ |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 47959-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP ProLiant BL460 G6, HP ProLiant BL46O Gen8 |
активная реактивная |
51 |
ТП-27 БПО УПО, ЗРУ-6 кВ, яч.10, ТСН-2, 0,4 кВ |
ТОП-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Рег. № 47959-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 |
HP ProLiant BL46O G6, HP ProLiant BL46O Gen8 |
активная реактивная |
Серверы синхронизации времени ССВ-1Г Рег. № 39485-08 | |||||||
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 2 метрологических характеристик. 2. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов. 3. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлимая часть. |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Г раницы основной погрешности, (± 5), % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (± 5), % | ||||||
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
19, 21, 23, 25, 46, 48 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
1,1 |
1,3 |
2,2 |
1,2 |
1,4 |
2,3 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
1,1 |
1,3 |
2,2 |
1,2 |
1,4 |
2,3 | |
0,05lH1<I1<0,2lH1 |
1,4 |
1,6 |
3,0 |
1,5 |
1,8 |
3,1 | |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 |
2,4 |
2,9 |
5,5 |
2,4 |
3,0 |
5,5 | |
20, 22, 24, 26, 27, 41, 42, 43, 44, 45, 49, 50, 51 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
0,8 |
1,0 |
1,8 |
1,0 |
1,2 |
2,0 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
0,8 |
1,0 |
1,8 |
1,0 |
1,2 |
2,0 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 |
1,2 |
1,4 |
2,7 |
1,3 |
1,6 |
2,8 | |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 |
2,2 |
2,8 |
5,3 |
2,3 |
2,9 |
5,4 | |
47 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,2S) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
0,9 |
1,1 |
1,9 |
1,1 |
1,3 |
2,1 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
0,9 |
1,1 |
1,9 |
1,1 |
1,3 |
2,1 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 |
1,2 |
1,5 |
2,8 |
1,4 |
1,6 |
2,9 | |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 |
2,3 |
2,8 |
5,3 |
2,4 |
2,9 |
5,4 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Г раницы основной погрешности, (± 5), % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (± 5), % | ||||||
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
19, 21, 23, 25, 46, 48 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
2,7 |
1,9 |
1,2 |
3,1 |
2,4 |
1,9 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
2,7 |
1,9 |
1,2 |
3,1 |
2,4 |
1,9 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 |
3,6 |
2,6 |
1,6 |
4,0 |
3,0 |
2,1 | |
0,02Ihi<Ii<0,05Ihi |
6,5 |
4,5 |
2,7 |
6,7 |
4,7 |
3,0 | |
20, 22, 24, 26, 27, 41, 42, 43, 44, 45, 49, 50, 51 (ТТ 0,5S; Сч 0,5) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
2,2 |
1,6 |
1,0 |
2,8 |
2,2 |
1,7 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
2,2 |
1,6 |
1,0 |
2,8 |
2,2 |
1,7 | |
0,05Ih1<I1<0,2Ih1 |
3,3 |
2,3 |
1,4 |
3,7 |
2,8 |
2,0 | |
0,02Ihi<Ii<0,05Ihi |
6,3 |
4,4 |
2,6 |
6,5 |
4,6 |
3,0 | |
47 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5) |
Ih1<I1<1,2Ih1 |
2,4 |
1,7 |
1,1 |
2,9 |
2,3 |
1,8 |
0,2Ih1<I1<Ih1 |
2,4 |
1,7 |
1,1 |
2,9 |
2,3 |
1,8 | |
0,05Ihi<Ii<0,2Ihi |
3,4 |
2,4 |
1,5 |
3,8 |
2,8 |
2,0 | |
0,02Ih1<I1<0,05Ih1 |
6,3 |
4,4 |
2,7 |
6,5 |
4,6 |
3,0 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95;
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cosф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °C.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности, cosф |
от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 |
температура окружающей среды, °С: - для ТТ и ТН - для счетчиков электрической энергии - для УСПД - для ИВК магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
от -40 до +50 от +21 до +25 от +10 до +30 от +10 до +30 0,05 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности, cosф ^тф) температура окружающего воздуха: - для ТТ и ТН, °С - для счетчиков электрической энергии магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
от 90 до 110 от 2 до 120 от 49,6 до 50,4 от 0,5 до 1,0 (от 0,87 до 0,5) от -40 до +70 от -40 до +60 0,5 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электрической энергии: - среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.03/СЭТ-4ТМ.03М (№ в ФИФ ОЕИ 36697-08)/ СЭТ-4ТМ.03М (№ в ФИФ ОЕИ 36697-12), ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч сервер: - среднее время наработки на отказ (TG6), ч, не менее - среднее время наработки на отказ (TG8), ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
90000/140000/165000 2 75000 2 261163 264599 0,5 |
Продолжение таблицы 5
1 |
2 |
Глубина хранения информации: счетчики электрической энергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
90 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, 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 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±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;
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по ЛПДС «Черкассы», ЛПДС «Субханкулово», ЛПДС «Языково», ЛПДС «Салават», БПО типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
Трансформатор тока опорный |
ТОЛ-10 |
9 |
Трансформатор тока опорный |
ТОП-0,66 |
39 |
Трансформатор тока опорный |
ТОЛ-10-I |
12 |
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 |
1 |
Трансфоматор напряжения заземляемый |
ЗНОЛ.06-10 |
9 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
1 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
7 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
13 |
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
2 |
Сервер точного времени |
ССВ-1Г |
2 |
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
Методика поверки |
МП 55227-13 |
1 |
Формуляр |
- |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 55227-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по ЛПДС «Черкассы», ЛПДС «Субханкулово», ЛПДС «Языково», ЛПДС «Салават», БПО. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИ-ИМС» 28 августа 2013 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»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.08 - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки», согласованному с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - 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 ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений № 46656-11;
- термогигрометр CENTER (мод.314), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений 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 АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по ЛПДС «Черкассы», ЛПДС «Субханкулово», ЛПДС «Языково», ЛПДС «Салават», БПО, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2008 от 25.09.2008 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Уралтранснефтепродукт» по ЛПДС «Черкассы», ЛПДС «Субханкулово», ЛПДС «Языково», ЛПДС «Салават», БПО
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