Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части АО "Транснефть-Урал" по объекту ЛПДС "Салават"
| Номер в ГРСИ РФ: | 64872-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "СпецЭнергоСервис", г.Уфа |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Салават» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной отдельными технологическими объектами, сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 64872-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части АО "Транснефть-Урал" по объекту ЛПДС "Салават" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 17 |
Производитель / Заявитель
ООО "СпецЭнергоСервис", г.Уфа
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 64872-16: Описание типа СИ | Скачать | 114.8 КБ | |
| 64872-16: Методика поверки РТ-МП-3320-500-2016 | Скачать | 1012.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Салават» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной отдельными технологическими объектами, сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Госреестр № 54083-13), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (один раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передача журналов событий счетчиков.
На первом уровне первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям
поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
На втором уровне цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется накопление, хранение измерительной информации и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На третьем уровне выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации -участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Результаты измерений электроэнергии (W, кВт^ч, Q, квар^ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы устройств синхронизации времени (УСВ), счетчиков, УСПД, ИВК. В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВК используются два сервера синхронизации времени ССВ-1Г, (Госреестр СИ № 39485-08), входящие в состав центра сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Госреестр № 54083-13). 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, с учетом задержки на прием пакета и выдачу ответного отклика. ССВ-1Г обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере уровня ИВК.
В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВКЭ используется УСПД ЭКОМ 3000 со встроенным GPS-модулем.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении УСПД к счетчикам, но не реже одного раза в 30 мин. Синхронизация часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО ) АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
|
Идентификационные данные (признаки) |
Метрологически значимая часть ПО |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 7.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
pso_metr.dll, версия 1.1.1.1 |
Программное обеспечение не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблицах 3 - 7 .
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№ ИИК |
Наименование объекта |
Состав ИИ |
К |
Вид электроэнергии | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ |
ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1 |
ЛПДС «Салават», ЗРУ-6кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №1 |
ТПОЛ -10 1000/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 20921; ф. В № 20922; ф. С № 21352. Г осреестр № 47958-11 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № ХУАВ. Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807131564; Г осреестр № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Зав. № 03134663 Госреестр № 17049-09 |
HP Proliant DL360 G8 |
активная реактивная |
|
2 |
ЛПДС «Салават», ЗРУ-6кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. №23 |
ТПОЛ -10 1000/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 22950; ф. В № 22951; ф. С № 22954. Г осреестр № 47958-11 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № АУХТ. Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807131621; Г осреестр № 36697-12 |
активная реактивная | ||
|
3 |
ЛПДС «Салават», ЗРУ-6кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №11 |
ТПОЛ -10 300/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 23154; ф. В № 23155; ф. С № 23118. Г осреестр № 47958-11 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № ХУАВ. Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109052034; Г осреестр № 27524-04 |
активная реактивная | ||
|
4 |
ЛПДС «Салават», ЗРУ-6кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. №17 |
ТПОЛ -10 300/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 23188; ф. В № 23189; ф. С № 23119. Г осреестр № 47958-11 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № АУХТ. Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807131594; Г осреестр № 36697-12 |
активная реактивная | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
5 |
ЛПДС «Салават», ТП-3 250 кВА, секция 0,4 кВ, АХЗ, Узел связи «УПТУС», Гараж |
ТОП-0,66 50/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 3065076; ф. В № 3064619; ф. С № 3065083. Г осреестр № 47959-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807131714; Г осреестр № 36697-12 |
ЭКОМ-3000 Зав. № 03134663 Госреестр № 17049-09 |
HP Proliant DL360 G8 |
активная реактивная |
|
6 |
ЛПДС «Салават», ТП-3 250 кВА, секция 0,4 кВ, Узел связи ОАО «Телекомнефт епродукт» |
ТОП-0,66 50/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 3060468; ф. В № 3062072; ф. С № 3062073. Г осреестр № 47959-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807131756; Г осреестр № 36697-12 |
активная реактивная | ||
|
7 |
ЛПДС «Салават», ТП-2 630 кВА, РУ-0,4 кВ, АВ №3, ООО «Г азпром добыча Оренбург» |
ТОП-0,66 50/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 3064610; ф. В № 3065074; ф. С № 3064600. Г осреестр № 47959-11 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807130051; Г осреестр № 36697-12 |
активная реактивная | ||
|
8 |
ЛПДС «Салават», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №6, Ишимбайские эл. сети ООО «БЭ» |
ТПОЛ-10 150/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 2694; ф. В № 2708; ф. С № 2787. Г осреестр № 1261-08 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № ХУАВ. Г осреестр № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807131487; Г осреестр № 36697-08 |
активная реактивная | ||
|
9 |
ЛПДС «Салават» Туймазинское НУ, ЗРУ-6кВ, яч. 1 |
ТЛО-10 300/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 34923; ф. В № 34924; ф. С № 34925. Г осреестр № 25433-11 |
ЗНОЛ.06 6000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5 Зав. № ф. А № 14788; ф. В № 14380; ф. С № 13340. Г осреестр № 3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108054137; Г осреестр № 27524-04 |
активная реактивная |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
10 |
ЛПДС «Салават» Туймазинское НУ, ЗРУ-6кВ, яч. 29 |
ТЛО-10 300/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 34926; ф. В № 34927; ф. С № 34928. Г осреестр № 25433-11 |
ЗНОЛ.06 6000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5 Зав. № ф. А № 17446; ф. В № 14489; ф. С № 14851. Г осреестр № 3344-08 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109053135; Г осреестр № 27524-04 |
ЭКОМ-3000 Зав. № 03134663 Госреестр № 17049-09 |
HP Proliant DL360 G8 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
|
Пределы допускаемой электрической эне |
относительной погрешности ИИК при измерении активной ргии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||||
|
Номер ИИК |
COSф |
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, |
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
1100 %—1изм<1120% | ||
|
1 - 4, 8 - 10 |
1,0 |
±1,8 |
±1,1 |
±0,9 |
±0,9 |
|
0,9 |
±2,3 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,7 |
±3,5 |
±1,9 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,5 |
±5,4 |
±3,0 |
±2,2 |
±2,2 | |
|
Пределы допускаемой с электрической эне |
тносительной погрешности ИИК при измерении реактивной ргии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||||
|
Номер ИИК |
sinp |
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, |
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм<1120% | ||
|
1, 2, 4, 8 |
0,9 |
±5,8 |
±3,8 |
±2,7 |
±2,7 |
|
0,8 |
±4,1 |
±2,9 |
±2,1 |
±2,1 | |
|
(Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,7 |
±3,4 |
±2,5 |
±1,8 |
±1,8 |
|
0,5 |
±2,7 |
±2,1 |
±1,5 |
±1,5 | |
|
3, 9, 10 |
0,9 |
±7,0 |
±3,5 |
±3,0 |
±2,6 |
|
0,8 |
±6,7 |
±2,5 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
(Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,7 |
±6,6 |
±2,0 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,5 |
±6,6 |
±1,6 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
|
Номер ИИК |
cosф |
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, |
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм<1120% | ||
|
1 - 4, 8 - 10 |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,9 |
±2,4 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,7 |
±3,6 |
±2,1 |
±1,6 |
±1,6 |
|
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 |
±2,3 | |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
|
Номер ИИК |
simp |
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, |
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм<1120% | ||
|
1, 2, 4, 8 |
0,9 |
±6,0 |
±4,0 |
±3,0 |
±3,0 |
|
0,8 |
±4,3 |
±3,1 |
±2,4 |
±2,4 | |
|
(Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,7 |
±3,6 |
±2,8 |
±2,1 |
±2,1 |
|
0,5 |
±3,0 |
±2,4 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
3, 9, 10 |
0,9 |
±8,2 |
±3,8 |
±3,1 |
±2,7 |
|
0,8 |
±7,5 |
±2,8 |
±2,0 |
±2,0 | |
|
(Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,7 |
±7,3 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,7 |
|
0,5 |
±7,0 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,4 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
|
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
|
Номер ИИК |
cosф |
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, |
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
120 %—1изм<1100% |
100 %—1изм<1120% | ||
|
5 - 7 |
1,0 |
±1,7 |
±0,9 |
±0,6 |
±0,6 |
|
0,9 |
±2,2 |
±1,1 |
±0,8 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±2,7 |
±1,4 |
±0,9 |
±0,9 | |
|
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН -) |
0,7 |
±3,4 |
±1,7 |
±1,2 |
±1,2 |
|
0,5 |
±5,3 |
±2,7 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
|
Номер ИИК |
sinip |
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, |
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
100 %—1изм<1120% | ||
|
5 - 7 |
0,9 |
±5,6 |
±3,5 |
±2,3 |
±2,3 |
|
0,8 |
±4,0 |
±2,7 |
±1,8 |
±1,8 | |
|
(Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН -) |
0,7 |
±3,3 |
±2,3 |
±1,5 |
±1,5 |
|
0,5 |
±2,6 |
±2,0 |
±1,3 |
±1,3 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
|
Номер ИИК |
cosф |
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, |
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
120 %—1изм<1100% |
100 %—1изм<1120% | ||
|
5 - 7 |
1,0 |
±1,8 |
±1,0 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,9 |
±2,3 |
±1,3 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,8 |
±2,8 |
±1,5 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
(Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН -) |
0,7 |
±3,5 |
±1,9 |
±1,3 |
±1,3 |
|
0,5 |
±5,3 |
±2,8 |
±1,9 |
±1,9 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
|
Номер ИИК |
sinip |
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, |
|
I1(2)— I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
100 %—1изм<1120% | ||
|
5 - 7 |
0,9 |
±5,8 |
±3,7 |
±2,7 |
±2,7 |
|
0,8 |
±4,2 |
±2,9 |
±2,2 |
±2,2 | |
|
(Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН -) |
0,7 |
±3,5 |
±2,6 |
±2,0 |
±2,0 |
|
0,5 |
±2,9 |
±2,3 |
±1,8 |
±1,8 | |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cosc 1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики погрешности ИИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая);
3. В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95;
4. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение: от 0,98-ином до 1,02-ином; ток: от 1,0-1ном до 1,2-1ном, cos9 = 0,9 инд.;
температура окружающей среды от + 15 до + 25 °С.
5. Рабочие условия:
- напряжение питающей сети 0,9-Uhom до 1,1-Uhom;
- сила тока от 0,01-1ном до 1,2-1ном;
температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от + 5 до + 35 °С;
- для УСПД от + 5 до + 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, для ИИК № 3, 9, 10 по ГОСТ 30206-94;в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005, для ИИК № 3, 9, 10 по ГОСТ 26035-83.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчики СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 264599 ч, среднее время восстановления работоспособности 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания 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;
- выключение и включение УСПД;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчик;
- УСПД;
- сервер.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерения приращений электроэнергии на интервалах 3 мин; 30 мин; 1 сутки (функция автоматизирована);
- сбор результатов измерений - не реже 1 раза в сутки (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики - 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии каждого массива профиля составляет 2712 часов (113 суток);
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу и электропотребления (выработки) за месяц по каждому каналу и по группам измерительных каналов не менее - 60 суток; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- сервер БД - 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии по всем точкам измерений не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Кол., шт |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
15 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОП-0,66 |
9 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 |
|
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
3 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
3 |
|
УСПД (УССВ) |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
Радиомодем |
RMD400-1-PR5 |
4 |
|
Радиомодем |
Невод-5 |
2 |
|
Маршрутизатор |
Cisco 881 |
1 |
|
Модем |
ZyXEL U-336 |
1 |
|
ИБП шкаф КУУиА |
APC Smart-UPS 420 |
1 |
|
GSM-модем |
PGC.02 |
4 |
|
ИБП шкаф КУУиА |
APC Smart-UPS 420 |
1 |
|
Сервер БД ОАО «АК «Транснефть» |
HP Proliant DL360 G8 |
1 |
|
Методика поверки |
РТ-МП-3320-500-2016 |
1 |
|
Паспорт |
П-047-АИИС КУЭ.ПТ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-3320-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Салават». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в июне 2016 года.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, часть 2 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по методике поверки по методике ПБКМ.421459.003 МП,
утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2009 г.;
Сведения о методах измерений
Метод измерений приведен в документе: СЭС-011-МИ «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Салават».
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
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.
Смотрите также
