Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части ООО "Транснефть - Порт Приморск"
| Номер в ГРСИ РФ: | 70835-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Транснефть - Порт Приморск", Ленинградская обл. |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Порт Приморск» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 70835-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части ООО "Транснефть - Порт Приморск" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ООО "Транснефть - Порт Приморск", г.Приморск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 24.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 70835-18: Описание типа СИ | Скачать | 129.8 КБ | |
| 70835-18: Методика поверки МП 206.1-016-2018 | Скачать | 883.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Порт Приморск» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), 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 - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (УСПД), каналы связи и технические средства приема-передачи данных.
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), серверы синхронизации времени ССВ-1Г (Рег. № 39485-08) и программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера».
Первичные фазные 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 преобразуют 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.
Лист № 2
Всего листов 13
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.
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 отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи. 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 в формате xml-файлов.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 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 с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» - АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Рег. № 54083-13).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие время спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС/GPS.
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. Резервный сервер синхронизации ИВК используется при выходе из строя основного сервера.
Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам единого календарного времени, принимаемым через устройство синхронизации системного времени (УССВ), реализованного на ГЛОНАСС/GPS-приемнике в составе УСПД. Время УСПД периодически сличается со временем ГЛОНАСС/GPS (не реже 1 раза в сутки), синхронизация часов УСПД проводится независимо от величины расхождения времени.
Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с.
В случае неисправности, ремонта УССВ имеется возможность синхронизации часов УСПД от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера». 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 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-5.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
№ ИК |
Диспетчерское наименование присоединения |
Состав АИИС КУЭ |
Вид электроэнер гии | |||||
|
Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Рег. № СИ, Обозначение, тип |
УСПД |
Сервер | ||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
1 |
Нефтебаза №1,2 ЗРУ-10 кВ, 1 секция 10 кВ, яч.4 (в сторону Ввод №1 на ЗРУ-10 кВ №1а, яч.4) |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 |
Активная Реактивная |
|
В |
ТЛО-10 | |||||||
|
С |
ТЛО-10 | |||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95УХЛ2 | |||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
|
2 |
Нефтебаза №1,2 ЗРУ-10 кВ, 2 секция 10 кВ, яч.30 (в сторону Ввод №2 на ЗРУ-10 кВ №1а, яч.8) |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
Активная Реактивная | ||
|
В |
ТЛО-10 | |||||||
|
С |
ТЛО-10 | |||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 |
А В С |
НАМИ-10-95УХЛ2 | |||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
3 |
Нефтебаза №2 ЗРУ-10 кВ №1а, 1 секция 10 кВ, яч.12 (в сторону ЗРУ-10 кВ №2, 1 секция 10 кВ, яч.3) |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 |
Активная Реактивная |
|
В |
ТЛО-10 | |||||||
|
С |
ТЛО-10 | |||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000^3/100^3 Рег. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ | |||||
|
В |
ЗНОЛ | |||||||
|
С |
ЗНОЛ | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
|
4 |
Нефтебаза №2 ЗРУ-10 кВ №1а, 2 секция 10 кВ, яч.13 (в сторону ЗРУ-10 кВ №2, 2 секция 10 кВ, яч.10) |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
Активная Реактивная | ||
|
В |
ТЛО-10 | |||||||
|
С |
ТЛО-10 | |||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000^3/100^3 Рег. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ | |||||
|
В |
ЗНОЛ | |||||||
|
С |
ЗНОЛ | |||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
|
5 |
Нефтебаза №2 ЗРУ-10 кВ №3, 2 секция 10 кВ, яч.24 (в сторону ВЛ-10 кВ) |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 75/5 Рег. № 15128-07 |
А |
ТОЛ-10-I |
Активная Реактивная | ||
|
В |
- | |||||||
|
С |
ТОЛ-10-I | |||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 18178-99 |
А В С |
НАМИТ-10-2 | |||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
6 |
Нефтебаза №2 214КТП 10/0,4 кВ, 1 секция 0,4 кВ, яч.6 (в сторону ПКУ СОД Ввод №1) |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 26100-03 |
А |
ТСН 6 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 |
Активная Реактивная |
|
В |
ТСН 6 | |||||||
|
С |
ТСН 6 | |||||||
|
ТН |
- |
А В С |
- | |||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 | ||||||
|
7 |
Нефтебаза №2 214КТП 10/0,4 кВ, 2 секция 0,4 кВ, яч.20 (в сторону ПКУ СОД Ввод №2) |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 26100-03 |
А |
ТСН 6 |
Активная Реактивная | ||
|
В |
ТСН 6 | |||||||
|
С |
ТСН 6 | |||||||
|
ТН |
- |
А В С |
- | |||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 | ||||||
|
8 |
Нефтебаза №2 1ШЩ, 1 секция 0,4 кВ, QF №8 (в сторону Ввод №1 на СИКН №740) |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 47959-11 |
А |
ТОП |
Активная Реактивная | ||
|
В |
ТОП | |||||||
|
С |
ТОП | |||||||
|
ТН |
- |
А В С |
- | |||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 | ||||||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
|
9 |
Нефтебаза №2 1ШЩ, 2 секция 0,4 кВ, QF №12 (в сторону Ввод №2 на СИКН №740) |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 26100-03 |
А |
ТОП |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 |
Активная Реактивная |
|
В |
ТОП | |||||||
|
С |
ТОП | |||||||
|
ТН |
- |
А В С |
- | |||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 | ||||||
|
10 |
Нефтебаза №2 ЩС-1, 1 секция 0,4 кВ, QF №5 (в сторону 210 ЩСУ Ввод №1) |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 56994-14 |
А |
ТТК |
Активная Реактивная | ||
|
В |
ТТК | |||||||
|
С |
ТТК | |||||||
|
ТН |
- |
А В С |
- | |||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 | ||||||
|
11 |
Нефтебаза №2 ЩС-2, 2 секция 0,4 кВ, QF №10 (в сторону 210 ЩСУ Ввод №2) |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 56994-14 |
А |
ТТК |
Активная Реактивная | ||
|
В |
ТТК | |||||||
|
С |
ТТК | |||||||
|
ТН |
- |
А В С |
- | |||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 | ||||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± д), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± »), % | ||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
|
1 - 5 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
0,011н<1<0,051н |
± 1,8 |
± 2,5 |
± 4,8 |
± 1,9 |
± 2,6 |
± 4,8 |
|
0,051н<1<0,11н |
± 1,1 |
± 1,6 |
± 3,0 |
± 1,2 |
± 1,7 |
± 3,0 | |
|
0,11н<1<0,21н |
± 1,1 |
± 1,6 |
± 3,0 |
± 1,2 |
± 1,7 |
± 3,0 | |
|
0,21н<1<1н |
± 0,9 |
± 1,2 |
± 2,2 |
± 1,0 |
± 1,4 |
± 2,3 | |
|
1н<1<1,21н |
± 0,9 |
± 1,2 |
± 2,2 |
± 1,0 |
± 1,4 |
± 2,3 | |
|
6 -11 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S) |
0,011н<1<0,051н |
± 1,7 |
± 2,4 |
± 4,6 |
± 1,8 |
± 2,5 |
± 4,7 |
|
0,051н<1<0,11н |
± 0,9 |
± 1,4 |
± 2,7 |
± 1,0 |
± 1,5 |
± 2,7 | |
|
0,11н<1<0,21н |
± 0,9 |
± 1,4 |
± 2,7 |
± 1,0 |
± 1,5 |
± 2,7 | |
|
0,21н<1<1н |
± 0,6 |
± 0,9 |
± 1,8 |
± 0,8 |
± 1,1 |
± 1,9 | |
|
1н<1<1,21н |
± 0,6 |
± 0,9 |
± 1,8 |
± 0,8 |
± 1,1 |
± 1,9 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
Основная относительная погрешность ИК, (± д), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, | ||||
|
(± » |
, % | ||||
|
sin ф = 0,6 |
sin ф = 0,87 |
sin ф = 0,6 |
sin ф = 0,87 | ||
|
1 - 5 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,011н<1<0,051н |
± 4,0 |
± 2,4 |
± 4,1 |
± 2,7 |
|
0,051н<1<0,11н |
± 2,5 |
± 1,5 |
± 2,8 |
± 1,9 | |
|
0,11н<1<0,21н |
± 2,5 |
± 1,5 |
± 2,8 |
± 1,9 | |
|
0,21н<1<1н |
± 1,9 |
± 1,2 |
± 2,2 |
± 1,7 | |
|
1н<1<1,21н |
± 1,9 |
± 1,2 |
± 2,2 |
± 1,7 | |
|
6 - 11 (ТТ 0,5S; Сч 0,5) |
0,011н<1<0,051н |
± 3,8 |
± 2,3 |
± 4,0 |
± 2,6 |
|
0,051н<1<0,11н |
± 2,3 |
± 1,4 |
± 2,6 |
± 1,8 | |
|
0,11н<1<0,21н |
± 2,3 |
± 1,4 |
± 2,6 |
± 1,8 | |
|
0,21н<1<1н |
± 1,5 |
± 1,0 |
± 2,0 |
± 1,5 | |
|
1н<1<1,21н |
± 1,5 |
± 1,0 |
± 2,0 |
± 1,5 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ не превышает |
±5с | ||||
Примечания
1 Погрешность измерений Si(2)%p и 8i(2)%q для cos^.p 1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений §i(2)%p и 81(2)%q для cos<p<1,0 нормируется от 12%.
2 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 17 до плюс 30°С для ИК №№ 1-ii.
3 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
4 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
5 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в ООО «Транснефть - Порт Приморск» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
11 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 - частота, Гц - температура окружающей среды °C |
от 99 до 101 от 100 до 120 0,8 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - УСПД -для сервера |
от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд. до 0,8, емк. от 49,6 до 50,4 от -5 до +40 от -40 до +60 от -10 до +50 от +10 до +35 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08 СЭТ-4ТМ.03М.08 - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч ССВ-1Г: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч HP ProLiant BL 460c Gen8: - среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности tв не более, ч; HP ProLiant BL 460c G6: - среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности tв не более, ч. |
140000 220000 2 100000 24 45000 2 261163 0,5 264599 0,5 |
|
Глубина хранения информации счётчики электрической энергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, суток, не более УСПД: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее Сервер: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
113,7 45 10 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Порт Приморск» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Кол-во, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
12 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10-I |
2 |
|
Трансформатор тока |
ТСН 6 |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОП |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТТК |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95УХЛ2 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ |
6 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
1 |
|
Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
5 |
|
Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
6 |
|
УСПД |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
2 |
|
Сервер БД |
HP ProLiant BL 460c |
2 |
|
Сервер с программным обеспечением |
ПК «Энергосфера» |
1 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-016-2018 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
СТМ 1703РД-17.ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МП 206.1-016-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Порт Приморск». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС», утвержденной в январе 2018 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 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3598-18 «ГСИ. Методика измерения потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.08 - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20 апреля 2014 г.;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени/ серверы точного времени ССВ-1Г. Методика поверки.» ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- блок коррекции времени ЭНКС-2, Рег. № 37328-15.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Порт Приморск», аттестованном ООО «Спецэнергопроект» (аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.).
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
