Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК "Башнефть" "Башнефть-УНПЗ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 71965-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть", г.Уфа |
| 71965-18: Описание типа СИ | Скачать | 130.7 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-УНПЗ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-УНПЗ», сбора, хранения и обработки полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 71965-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК "Башнефть" "Башнефть-УНПЗ" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть", г.Уфа
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 | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 71965-18: Описание типа СИ | Скачать | 130.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-УНПЗ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-УНПЗ», сбора, хранения и обработки полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), который включает в себя устройство сбора и обработки данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу на верхний уровень.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя серверы сбора, обработки и хранения баз данных (основной и резервный), расположенные в центре обработки данных (ЦОД) филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим» (далее по тексту - серверы АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места операторов ЦОД и филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-УНПЗ», технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, обработку и хранение ее, передачу отчетных документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности (КО) и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные 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 преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:
активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;
средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.
На выходе счетчиков ИК №№ 1, 2, 4-7, 9-22 измерительная информация присутствует с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, на выходе счетчиков ИК №№ 3, 8, 23-26 - без учета коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
УСПД автоматически c заданной периодичностью или по запросу по линиям связи интерфейса RS-485 опрашивает счетчики ИК №№ 23-26 и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) программный комплекс (ПК) «Энергосфера» автоматически с заданной периодичностью или по запросу выполняет считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий счетчиков ИК №№ 23-26, опрашивает счетчики ИК №№ 1-22 и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН (только для счетчиков ИК №№ 3, 8), перевод измеренных значений в именованные физические величины), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Считывание сервером АИИС КУЭ данных из УСПД осуществляется посредством сотовой сети связи стандарта GSM 900/1800 и глобальной сети Internet; из счетчиков - при помощи проводных линий интерфейса RS-485 и Ethernet или пакетной передачи данных GPRS и оптических линий связи локальной вычислительной ПАО АНК «Башнефть». При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт.
Сервер АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьего лица - АИИС КУЭ ООО «БГК», регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 65847-16 (далее - Рег.№). Измерительная информация поступает в формате XML-макетов в соответствии Приложением № 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Сервер АИИС КУЭ объединяет измерительную информацию от ИК, перечисленных в таблице 2, и полученную от АИИС КУЭ ООО «БГК», выполняет хранение поступившей информации, производит формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передачу КО, смежным субъектам ОРЭМ и в региональные подразделения АО «СО ЕЭС» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с московским временем. Единое время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят NTP-сервер времени «Метроном-200» (далее - NTP-сервер), часы сервера АИИС КУЭ, УСПД, счетчиков. Шкала московского времени в СОЕВ формируется NTP-сервером, укомплектованным антенной, принимающей информацию от спутниковых систем GPS и ГЛОНАСС о календарной дате и времени на основе шкал UTC и UTC (SU) соответственно, при этом время шкалы UTC приводится NTP-сервером к московскому времени.
Сличение часов сервера АИИС КУЭ с часами NTP-сервера осуществляется каждые 10 мин, корректировка часов сервера происходит независимо от величины расхождения с часами NTP-сервера. Сличение показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к УСПД, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с. Сличение показаний часов счетчиков ИК №№ 23-26 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±2 с.
Сличение показаний часов счетчиков ИК №№ 1-22 и сервера АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчику, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», установленное на серверах АИИС КУЭ. Уровень защиты ПО ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии Р 50.2.0772014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ПК «Энергосфера» представлены в таблице 1
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
|
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 программного обеспечения |
MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4, 5
Таблица 2 - Состав ИК
|
Номер и наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВКЭ |
ИВК | |
|
№ ИК |
Наименование ИК | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
1ГПП 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 секция, яч.17, Ввод 6 кВ Т-1 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 КТТ = 3000/5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 КТН = 6000/100 Рег. № 2611-70 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 |
1 |
Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.) |
|
2 |
1ГПП 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 3 секция, яч.14, Ввод 6 кВ Т-1 |
ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт = 3000/5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | ||
|
3 |
1ГПП 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1 |
ТТН-Ш Кл. т. 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № 41260-09 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
4 |
1ГПП 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.22, КЛ-6 кВ ф. Будяков-1 |
ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 2363-68 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 |
1 |
Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.) |
|
5 |
1ГПП 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.47, КЛ-6 кВ ф. Будяков-2 |
Ф. А ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 1276-59 Ф. С ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 2363-68 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 КТН = 6000/100 Рег. № 2611-70 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | ||
|
6 |
2ГПП 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 секция, яч.33, Ввод 6 кВ Т-2 |
ТЛШ10 Кл. т. 0,5 КТТ = 3000/5 Рег. № 11077-89 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 КТН = 6000/100 Рег. № 11094-87 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | ||
|
7 |
2ГПП 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, 4 секция, яч.46, Ввод 6 кВ Т-2 |
ТЛШ10 Кл. т. 0,5 КТТ = 3000/5 Рег. № 11077-89 |
НАМИ-10 Кл. т. 0,2 КТН = 6000/100 Рег. № 11094-87 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | ||
|
8 |
2ГПП 110 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-2 |
Т-0,66 (мод. Т-066 М У3) Кл. т. 0,5 КТТ = 100/5 Рег. № 36382-07 |
_ |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | ||
|
9 |
ГПП-2Х 110 кВ, ЗРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-1 |
ТФЗМ 110Б Кл. т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 24811-03 |
НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 14205-94 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | ||
|
10 |
ГПП-2Х 110 кВ, ЗРУ-110 кВ, ввод 110 кВ Т-2 |
ТФЗМ 110Б Кл. т. 0,5 КТТ = 300/5 Рег. № 24811-03 |
НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 КТН = (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 14205-94 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
11 |
ГПП-2Х 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.22, КЛ-6 кВ ф. ТП-52х-1 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 |
1 |
Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.) |
|
12 |
ГПП-2Х 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.47, КЛ-6 кВ ф. ТП-52х-2 |
Ф. А ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 1276-59 Ф. С ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 2363-68 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 КТН = 6000/100 Рег. № 2611-70 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | ||
|
13 |
ГПП-2Х 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.7, КЛ-6 кВ ф. ТП-55х-1 |
ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | ||
|
14 |
ГПП-2Х 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.45, КЛ-6 кВ ф. ТП-55х-2 |
ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 КТТ = 200/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 КТН = 6000/100 Рег. № 2611-70 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | ||
|
15 |
ГПП-2Х 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.10, КЛ-6 кВ ф. ТП-16х-1 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 2611-70 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | ||
|
16 |
ГПП-2Х 110 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч.46, КЛ-6 кВ ф. ТП-16х-2 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 КТТ = 600/5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 КТН = 6000/100 Рег. № 2611-70 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | ||
|
17 |
ГПП-1х 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 секция, яч.37, КЛ-6 кВ ф. ТП-9х-1 |
ТПК-10 Кл. т. 0,5 КТТ = 150/5 Рег. № 22944-02 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 КТН = 6000/100 Рег. № 831-53 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
18 |
ГПП-1х 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 4 секция, яч.28, КЛ-6 кВ ф. ТП-9х-2 |
ТПК-10 Кл. т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 22944-02 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 |
1 |
Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.) |
|
19 |
ГПП-1х 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 секция, яч.41, КЛ-6 кВ ф. ТП-53х-1 |
ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 КТТ = 150/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 КТН = 6000/100 Рег. № 831-53 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | ||
|
20 |
ГПП-1х 6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 4 секция, яч.32, КЛ-6 кВ ф. ТП-53х-2 |
ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | ||
|
21 |
ТП-12 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 секция, яч.5, КЛ-6 кВ ф. 45-1 |
ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 КТТ = 100/5 Рег. № 1276-59 |
НОМ-6 Кл. т. 0,5 КТН = 6000/100 Рег. № 159-49 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | ||
|
22 |
ТП-12 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 секция, яч.4, КЛ-6 кВ ф. 45-2 |
ТПФ Кл. т. 0,5 КТТ = 100/5 Рег. № 517-50 |
НОМ-6 Кл. т. 0,5 КТН = 6000/100 Рег. № 159-49 |
EM 720 Кл. т. 0,2S/1,0 Рег. № 39235-08 | ||
|
23 |
ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ НПЗ - УНПЗ «желтая» |
ТВГ-110 Кл. т. 0,2S КТТ = 1000/5 Рег. № 22440-02 |
Осн.: VCU (мод. VCU-123) Кл. т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 53610-13 Рез.: НДКМ (мод. НКДМ-110) Кл. т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 60542-15 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
24 |
ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, ОВ 2-4 |
ТВГ-УЭТМ® (мод. ТВГ-УЭТМ®-110) Кл. т. 0,2S Ктт = 1000/5 Рег. № 52619-13 |
Осн.: VCU (мод. VCU-123) Кл. т. 0,2 КТН = (110000/^3)7(100/^3) Рег. № 53610-13 Рез.: НДКМ (мод. НКДМ-110) Кл. т. 0,2 Ктн = (110000/^3)/(100/^3) Рег. № 60542-15 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Серверы АИИС КУЭ (осн. и рез.) |
|
25 |
ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ НПЗ - 2 ГПП УНПЗ |
ТВГ-110 Кл. т. 0,2S КТТ = 1000/5 Рег. № 22440-07 |
Осн.: VCU (мод. VCU-123) Кл. т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 53610-13 Рез.: VCU (мод. VCU-123) Кл. т. 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 53610-13 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | ||
|
26 |
ПС 220 кВ НПЗ, ОРУ-110 кВ, ОВ 1-3 |
ТВГ-УЭТМ® (мод. ТВГ-УЭТМ®-110) Кл. т. 0,2S КТТ = 1000/5 Рег. № 52619-13 |
Осн.: VCU (мод. VCU-123) Кл. т. 0,2 КТН = (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 53610-13 Рез.: VCU (мод. VCU-123) Кл. т. 0,2 КТН = (110000/V3)/(100/V3) Рег. № 53610-13 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
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 владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик ИК АИИС КУЭ.
2. Допускается изменение наименований ИК без изменения технологического объекта, на котором проводятся измерения, а также уменьшение числа ИК.
3. Изменения по п.п. 1 и 2 примечаний оформляются техническим актом (ТА) в произвольной форме, утвержденным руководителем предприятия-владельца АИИС КУЭ и составленным с участием метрологической службы предприятия-владельца АИИС КУЭ, внесением изменений в эксплуатационную документацию на АИИС КУЭ.
4. ТА хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ. Срок действия ТА не может превышать срока действия свидетельства о поверке на АИИС КУЭ.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении активной электроэнергии и мощности
|
Номер ИК |
Коэф. мощности cos ф |
Г раницы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении активной электроэнергии и мощности (5), % | |||||||
|
51( I1(2)%< |
2)%, изм<15% |
55%, 15%<1изм<120% |
520%, 120%<1изм<1100% |
5100%, 1100%<1изм<1120% | |||||
|
5оР |
5р |
5ор |
5р |
5ор |
5р |
5оР |
5р | ||
|
23-26 |
1,0 |
±1,0 |
±1,2 |
±0,6 |
±0,8 |
±0,5 |
±0,8 |
±0,5 |
±0,8 |
|
0,9 |
±1,0 |
±1,2 |
±0,7 |
±0,9 |
±0,5 |
±0,8 |
±0,5 |
±0,8 | |
|
0,8 |
±1,2 |
±1,3 |
±0,8 |
±1,0 |
±0,6 |
±0,9 |
±0,6 |
±0,9 | |
|
0,7 |
±1,3 |
±1,5 |
±0,9 |
±1,1 |
±0,7 |
±0,9 |
±0,7 |
±0,9 | |
|
0,5 |
±1,8 |
±2,0 |
±1,3 |
±1,4 |
±0,9 |
±1,2 |
±0,9 |
±1,2 | |
|
6, 7 |
1,0 |
не норм. |
не норм. |
±1,7 |
±1,8 |
±0,9 |
±1,1 |
±0,7 |
±0,9 |
|
0,9 |
не норм. |
не норм. |
±2,2 |
±2,3 |
±1,2 |
±1,3 |
±0,9 |
±1,0 | |
|
0,8 |
не норм. |
не норм. |
±2,8 |
±2,8 |
±1,5 |
±1,6 |
±1,0 |
±1,2 | |
|
0,7 |
не норм. |
не норм. |
±3,4 |
±3,5 |
±1,8 |
±1,9 |
±1,3 |
±1,4 | |
|
0,5 |
не норм. |
не норм. |
±5,3 |
±5,4 |
±2,7 |
±2,8 |
±1,9 |
±2,0 | |
|
1, 2, 4, 5, 9-22 |
1,0 |
не норм. |
не норм. |
±1,8 |
±1,9 |
±1,1 |
±1,2 |
±0,9 |
±1,0 |
|
0,9 |
не норм. |
не норм. |
±2,3 |
±2,4 |
±1,3 |
±1,4 |
±1,0 |
±1,2 | |
|
0,8 |
не норм. |
не норм. |
±2,8 |
±2,9 |
±1,6 |
±1,7 |
±1,2 |
±1,4 | |
|
0,7 |
не норм. |
не норм. |
±3,5 |
±3,6 |
±1,9 |
±2,0 |
±1,5 |
±1,6 | |
|
0,5 |
не норм. |
не норм. |
±5,4 |
±5,5 |
±2,9 |
±3,0 |
±2,2 |
±2,3 | |
|
3 |
1,0 |
±2,0 |
±2,3 |
±1,0 |
±1,6 |
±0,8 |
±1,5 |
±0,8 |
±1,5 |
|
0,9 |
±2,2 |
±2,5 |
±1,3 |
±1,8 |
±0,9 |
±1,6 |
±0,9 |
±1,6 | |
|
0,8 |
±2,6 |
±2,9 |
±1,6 |
±2,0 |
±1,1 |
±1,7 |
±1,1 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±3,1 |
±3,4 |
±1,9 |
±2,3 |
±1,3 |
±1,9 |
±1,3 |
±1,9 | |
|
0,5 |
±4,7 |
±4,9 |
±2,8 |
±3,2 |
±1,9 |
±2,4 |
±1,9 |
±2,4 | |
|
8 |
1,0 |
не норм. |
не норм. |
±1,7 |
±2,1 |
±1,0 |
±1,6 |
±0,8 |
±1,5 |
|
0,9 |
не норм. |
не норм. |
±2,3 |
±2,6 |
±1,2 |
±1,8 |
±0,9 |
±1,6 | |
|
0,8 |
не норм. |
не норм. |
±2,8 |
±3,1 |
±1,5 |
±2,0 |
±1,1 |
±1,7 | |
|
0,7 |
не норм. |
не норм. |
±3,5 |
±3,7 |
±1,8 |
±2,2 |
±1,3 |
±1,9 | |
|
0,5 |
не норм. |
не норм. |
±5,4 |
±5,5 |
±2,7 |
±3,1 |
±1,9 |
±2,4 | |
Примечание:
5оР - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и мощности;
5Р - границы допускаемой относительной погрешности при измерении активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электроэнергии и мощности
|
Номер ИК |
Коэф. мощности cos ф |
Г раницы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении реактивной электроэнергии и мощности (5), % | |||||||
|
52%, I2%—1изм<15% |
55%, I5%—1изм<120% |
520%, I20%—1изм<1100% |
5100%, I100%—I-изм—I120% | ||||||
|
5oq |
5q |
5oq |
5q |
5oq |
5q |
5oq |
5q | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
23-25 |
0,9 |
±2,7 |
±3,6 |
±1,6 |
±2,1 |
±1,2 |
±1,5 |
±1,2 |
±1,4 |
|
0,8 |
±2,0 |
±2,8 |
±1,3 |
±1,7 |
±0,9 |
±1,2 |
±0,9 |
±1,2 | |
|
0,7 |
±1,7 |
±2,4 |
±1,1 |
±1,6 |
±0,8 |
±1,1 |
±0,8 |
±1,1 | |
|
0,5 |
±1,5 |
±2,1 |
±1,0 |
±1,4 |
±0,7 |
±1,1 |
±0,7 |
±1,0 | |
|
26 |
0,9 |
±2,3 |
±2,6 |
±1,5 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,7 |
±1,2 |
±1,7 |
|
0,8 |
±1,8 |
±2,2 |
±1,2 |
±1,8 |
±0,9 |
±1,6 |
±0,9 |
±1,6 | |
|
0,7 |
±1,6 |
±2,1 |
±1,2 |
±1,8 |
±0,9 |
±1,6 |
±0,9 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±1,5 |
±2,1 |
±1,3 |
±1,9 |
±0,8 |
±1,7 |
±0,8 |
±1,7 | |
|
6, 7 |
0,9 |
не норм. |
не норм. |
±6,4 |
±7,0 |
±3,4 |
±4,4 |
±2,5 |
±3,4 |
|
0,8 |
не норм. |
не норм. |
±4,5 |
±5,2 |
±2,4 |
±3,6 |
±1,9 |
±3,3 | |
|
0,7 |
не норм. |
не норм. |
±3,6 |
±4,5 |
±2,0 |
±3,3 |
±1,6 |
±3,1 | |
|
0,5 |
не норм. |
не норм. |
±2,7 |
±3,7 |
±1,7 |
±3,0 |
±1,4 |
±2,9 | |
|
1, 2, 4, 5, 9-22 |
0,9 |
не норм. |
не норм. |
±6,5 |
±7,1 |
±3,6 |
±4,6 |
±2,8 |
±3,9 |
|
0,8 |
не норм. |
не норм. |
±4,6 |
±5,3 |
±2,6 |
±3,7 |
±2,1 |
±3,4 | |
|
0,7 |
не норм. |
не норм. |
±3,7 |
±4,5 |
±2,2 |
±3,4 |
±1,8 |
±3,2 | |
|
0,5 |
не норм. |
не норм. |
±2,8 |
±3,8 |
±1,8 |
±3,1 |
±1,5 |
±3,0 | |
|
3 |
0,9 |
не норм. |
не норм. |
±3,5 |
±4,5 |
±2,4 |
±3,7 |
±2,4 |
±3,7 |
|
0,8 |
не норм. |
не норм. |
±2,6 |
±3,7 |
±1,8 |
±3,2 |
±1,8 |
±3,2 | |
|
0,7 |
не норм. |
не норм. |
±2,2 |
±3,4 |
±1,6 |
±3,1 |
±1,6 |
±3,1 | |
|
0,5 |
не норм. |
не норм. |
±1,7 |
±3,1 |
±1,4 |
±2,9 |
±1,4 |
±2,9 | |
|
8 |
0,9 |
не норм. |
не норм. |
±6,4 |
±7,0 |
±3,3 |
±4,3 |
±2,4 |
±3,7 |
|
0,8 |
не норм. |
не норм. |
±4,4 |
±5,2 |
±2,4 |
±3,6 |
±1,8 |
±3,2 | |
|
0,7 |
не норм. |
не норм. |
±3,6 |
±4,4 |
±2,0 |
±3,3 |
±1,6 |
±3,1 | |
|
0,5 |
не норм. |
не норм. |
±2,7 |
±3,7 |
±1,6 |
±3,0 |
±1,4 |
±2,9 | |
Примечание:
50q - границы допускаемой основной относительной погрешности при измерении реактивной электроэнергии и мощности;
5q - границы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной
электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ___________________
Примечание к таблицам 3, 4:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для интервала интегрирования 30 мин.
2. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
26 |
|
Периодичность сбора результатов измерений и журналов событий (функция автоматизирована), сут, не реже |
1 |
|
Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности cos ф - частота, Гц - температура окружающей среды, °С: - для счетчиков - для других компонентов |
от 98 до 102 от 100 до 120 от 0,8 до 1 50 от +20 до +25 от +20 до +25 |
|
Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: напряжение, % от ином сила тока, % от 1ном: - для ИК №№ 3, 23-26 - для ИК №№ 1, 2, 4-22 коэффициент мощности cos ф частота, Гц температура окружающей среды, °С: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД и серверов |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1 от 49,8 до 50,2 от -40 до +70 от +8 до +38 от +10 до +35 |
|
Надежность применяемых в системе компонентов: счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: счетчики СЭТ-4ТМ.03М счетчики СЭТ-4ТМ.03М.09 счетчики СЭТ-4ТМ.03 счетчики EM 720 УСПД (контроллер сетевой универсальный) СИКОН С70 - время восстановления работоспособности, сут, не более серверы: - коэффициент готовности, не менее - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - время восстановления работоспособности, ч, не более |
165000 140000 90000 92000 70000 3 0,99 165974 1 |
|
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее: счетчики СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.09 счетчики EM 720 УСПД (контроллер сетевой универсальный) СИКОН С70 - при отключении питания, лет, не менее счетчики СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М.09 счетчики СЭТ-4ТМ.03М счетчики EM 720 УСПД (контроллер сетевой универсальный) СИКОН С70 сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113 365 45 3 40 20 3 3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ не превышает, с |
±5 |
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа обеспечена следующими мерами:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК и ИВКЭ посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
В журнале событий счетчика фиксируются следующие события:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электропитания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
В журнале событий ИВКЭ и ИВК фиксируются следующие события:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факты и величина коррекции времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные из счетчиков журналы событий.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ способом цифровой печати.
Комплектность
К омплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
Т-0,66 (мод. Т-0,66 М У3) |
3 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВГ-110 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТВГ-УЭТМ® (мод. ТВГ-УЭТМ®-110) |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТЛШ10 |
6 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПК-10 |
4 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
4 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10У3 |
10 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
4 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
4 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПФ |
2 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТПШЛ-10 |
6 шт. |
Продолжение таблицы 6
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТТН-Ш |
2 шт. |
|
Трансформатор тока |
ТФЗМ 110Б |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
VCU (мод. VCU-123) |
9 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 У1 |
6 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НОМ-6 |
4 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
7 шт. |
|
Трансформатор напряжения |
НДКМ (мод. НКДМ-110) |
3 шт. |
|
Счетчик многофункциональный и анализатор качества электрической энергии |
ExpertMeter 720 (EM 720) |
20 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03 |
3 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 шт. |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
2 шт. |
|
УСПД (контроллер сетевой универсальный) |
СИКОН С70 |
1 шт. |
|
Сервер АИИС КУЭ (осн. и рез.) |
Сервер совместимый с платформой х86 |
2 шт. |
|
NTP-сервер |
Метроном-200 |
1 шт. |
|
Прикладное ПО на серверах |
ПК «Энергосфера» |
2 компл. |
|
Паспорт-формуляр |
ГДАР.411711.137-01/2 ПФ |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МИ 3000-2018 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» 28.02.2018 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики ExpertMeter 720 (EM 720) - по методике поверки МП 39235-08, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М.09 - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012;
- контроллер сетевой универсальный СИКОН С70 - по методике поверки ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), (рег. № 27008-04).
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
Методы измерений приведены в документе «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-УНПЗ». Методика измерений. ГДАР.411711.137-01/2 МВИ.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем Основные положения
Смотрите также
