Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Дружба" по цифровой подстанции НПС "Десна"
| Номер в ГРСИ РФ: | 76298-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО НПП "ЭКРА", г.Чебоксары |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по цифровой подстанции НПС «Десна» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 76298-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть - Дружба" по цифровой подстанции НПС "Десна" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ООО НПП "ЭКРА", г.Чебоксары
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 76298-19: Описание типа СИ | Скачать | 129.1 КБ | |
| 76298-19: Методика поверки МП 206.1-088-2019 | Скачать | 1.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по цифровой подстанции НПС «Десна» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень (основной) - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные цифровые трансформаторы тока и напряжения (далее - цТТ и цТН), устройства синхронизации времени СВ-04 (далее - УСВ), цифровые счетчики коммерческого учета электрической энергии - устройства измерительные многофункциональные (далее - Счетчики), каналообразующую аппаратуру.
1-й уровень (резервный) - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя электромагнитные трансформаторы тока и напряжения (далее - ТТ и ТН), устройства сопряжения с шиной процесса (далее - УСШ), УСВ, счетчики, каналообразующую аппаратуру.
На резервном ИИК используются те же счетчики, что и на основном того же присоединения.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ПАО «Транснефть», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера», серверы синхронизации времени типа ССВ-1Г (далее ССВ-1Г).
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из 2-х уровней, ИИК и ИВК.
Для резервных ИИК первичные токи и напряжения преобразуются электромагнитными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по вторичным цепям поступают на соответствующие входы УСШ. В УСШ мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой поток (SV поток) с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
Для основных ИИК первичные токи и напряжения преобразуются цТТ и цТН в цифровой поток (SV поток).
В АИИС КУЭ в целях резервирования при пропадании сигнала с цТТ и цТН (основного канала) счетчик автоматически переключается на прием цифрового потока с УСШ (резервного канала).
Значения силы электрического тока и напряжения в цифровом виде передаются в шину процесса, откуда каждый счетчик считывает SV-поток по соответствующему присоединению. В счетчике происходит обработка входных сигналов (деление на коэффициенты трансформации ТТ и ТН), с последующим вычислением значений результатов измерений активной (Вт^ч) и реактивной (вар^ч) электроэнергии и хранение вычисленных значений.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Хранение значений результатов измерений в счетчике производится с учетом коэффициентов преобразования к номинальным значениям 57,7 (100) В, 5 А.
Результаты измерений электроэнергии соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень, где осуществляется обработка, накопление и хранение поступающей информации с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, коммерческому оператору, системному оператору через каналы связи.
Данные хранятся в сервере БД. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные от ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа оператора к базе данных и сервера БД.
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. АИИС КУЭ имеет возможность обмена данными с другими АИИС КУЭ утвержденного типа.
Данные по группам точек поставки в организации - участники ОРЭ и РРЭ, АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются из ИВК с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК Транснефть» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 54083-13) с учетом полученных данных по точкам измерений, входящим в настоящую АИИС КУЭ и АИИС КУЭ смежных субъектов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, в том числе с использованием ЭЦП субъекта оптового рынка.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВК). Синхронизация часов сервера БД с единым координированным временем UTC обеспечивается сервером синхронизации времени ССВ-1Г, входящим в состав центра сбора и обработки данных (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 TCP/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 времени на сервере БД. В случае выхода из строя основного сервера синхронизации времени ССВ-1Г используется резервный.
Синхронизация часов счетчика с единым координированным временем UTC обеспечивается СВ-04. Сличение времени счетчиков с СВ-04 производится не реже 1 раза в сутки, а периодичность от 1 мин до 24 часов устанавливается в настройках счетчика, корректировка осуществляется независимо от величины расхождения. В случае неисправности, ремонта, пропадании синхронизации времени или поверки СВ-04 имеется возможность синхронизации часов счетчика от уровня ИВК ПАО «Транснефть».
Журналы событий счетчиков и сервера БД отражают факты коррекции времени и время до и после коррекции и/или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0. 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 - Метрологические значимые модули ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
Порядковый номер |
Номер ИК |
Наименование ИК |
Состав ИК |
Вид электроэнергии | |||||
|
ТТ цТТ |
ТН цТН |
УСШ |
Счетчик |
Сервер УСВ | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | |
|
ОРУ 110 кВ | |||||||||
|
1 |
1 (осн.) |
ПС 110 кВ Десна-2, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ Десна-2 - Почепская с отпайкой на ПС Красный Рог (основной) |
ТТЭО-110 Кл. т. 0,2S 600 (W2G_2MU0103)4) Рег. № 63877-16 |
ДНЕЭ-110 Кл. т. 0,2 110000 (TV2_2MU0118)4) Рег. № 64134-16 |
- |
ESM-SV3) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 ССВ-1Г Рег. № 39485-08 СВ-04 Рег. № 74100-19 |
активная реактивная | |
|
2 |
1 (рез.) |
ПС 110 кВ Десна-2, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ Десна-2 - Почепская с отпайкой на ПС Красный Рог (резервный) |
ТОГФ-110Ш Кл. Т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15 |
НКФ-110-06 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 37749-08 |
ENMU 5i УСШ1) - 0,2; 5и усш2) - 0,2; (W2G_3MU0101)4) Рег. № 73811-19 |
активная реактивная | |||
|
3 |
2 (осн.) |
ПС 110 кВ Десна-2, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ Новобрянская - Десна-2 (основной) |
ТТЭО-110 Кл. т. 0,2S 600 (W3G_2MU0106)4) Рег. № 63877-16 |
ДНЕЭ-110 Кл. т. 0,2 110000 (TV1_2MU0121)4) Рег. № 64134-16 |
- |
ESM-SV3) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
активная реактивная | ||
|
4 |
2 (рез.) |
ПС 110 кВ Десна-2, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ Новобрянская - Десна-2 (резервный) |
ТОГФ-110Ш Кл. т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15 |
НКФ-110-06 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 37749-08 |
ENMU 5i УСШ1) - 0,2; 5и УСШ2) - 0,2; (W3G_3MU0102)4) Рег. № 73811-19 |
активная реактивная | |||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
3 (осн.) |
ПС 110 кВ Десна-2, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ Десна-2 - Плюсково (основной) |
ТТЭО-110 Кл. т. 0,2S 600 (W1G_2MU0109)4) Рег. № 63877-16 |
ДНЕЭ-110 Кл. т. 0,2 110000 (TV1_2MU0121)4) Рег. № 64134-16 |
- |
ESM-SV3) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
HP ProLiant EL460 G6, HP ProLiant EL460 Gen8 ССВ-1Г Рег. № 39485-08 СВ-04 Рег. № 74100-19 |
активная реактивная |
|
6 |
3 (Рез.) |
ПС 110 кВ Десна-2, ОРУ 110 кВ, ВЛ 110кВ Десна-2 - Плюсково (резервный) |
ТОГФ-110Ш Кл. Т. 0,2S 600/5 Рег. № 61432-15 |
НКФ-110-06 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3 Рег. № 37749-08 |
ENMU 5i УСШ1) — 0,2; 5и усш2) — 0,2; (W1G_3MU0107)4) Рег. № 73811-19 |
активная реактивная | ||
|
7 |
4 (осн.) |
ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч 39 (основной) |
ТТЭО-Ш Кл. т. 0,2S 2000 (Q1T2H_2MU0134)4) Рег. № 63877-16 |
ЭТН-6 Кл. т. 0,2 6000 (TV3H_2MU0130)4) Рег. № 69653-17 |
- |
ESM-SV3) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
активная реактивная | |
|
8 |
4 (Рез.) |
ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч 39 (резервный) |
ТЛШ-10-5 Кл. т. 0,5S 3000/5 Рег. № 64182-16 |
НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Рег. № 16687-02 |
ENMU 5i УСШ1) — 0,2; 5и усш2) — 0,2; (Q1T2H_3MU05)4) Рег. № 73811-19 |
активная реактивная | ||
|
9 |
5 (осн.) |
ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч 40 (основной) |
ТТЭО-Ш Кл. т. 0,2S 2000 (Q2T2H_2MU0135)4) Рег. № 63877-16 |
ЭТН-6 Кл. т. 0,2 6000 (TV4H_2MU0131)4) Рег. № 69653-17 |
- |
ESM-SV3) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
активная реактивная | |
|
10 |
5 (Рез.) |
ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч 40 (резервный) |
ТЛШ-10-5 Кл. т. 0,5S 3000/5 Рег. № 64182-16 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,2 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 |
ENMU 5i УСШ1) — 0,2; 5u усш2) — 0,2; (Q2T2H_3MU06)4) Рег. № 73811-19 |
активная реактивная |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
11 |
6 (осн.) |
ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч 1 (основной) |
ТТЭО-Ш Кл. т. 0,2S 2000 (Q1T1H_2MU0132)4) Рег. № 63877-16 |
ЭТН-6 Кл. т. 0,2 6000 (TV1H_2MU0128)4) Рег. № 69653-17 |
- |
ESM-SV3) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
HP ProLiant ВL460 G6, HP ProLiant ВL460 Gen8 ССВ-1Г Рег. № 39485-08 СВ-04 Рег. № 74100-19 |
активная реактивная |
|
12 |
6 (рез.) |
ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч 1 (резервный) |
ТЛШ-10-5 Кл. т. 0,5S 3000/5 Рег. № 64182-16 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,2 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 |
ENMU 5i усш1) - 0,2; 5и УСШ2) - 0,2; (Q1T1H_3MU03)4) Рег. № 73811-19 |
активная реактивная | ||
|
13 |
7 (осн.) |
ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч 2 (основной) |
ТТЭО-Ш Кл. т. 0,2S 2000 (Q2T1H_2MU0133)4) Рег. № 63877-16 |
ЭТН-6 Кл. т. 0,2 6000 (TV2H_2MU0129)4) Рег. № 69653-17 |
- |
ESM-SV3) Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 66884-17 |
активная реактивная | |
|
14 |
7 (рез.) |
ПС 110 кВ Десна-2, ЗРУ 6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч 2 (резервный) |
ТЛШ-10-5 Кл. т. 0,5S 3000/5 Рег. № 64182-16 |
ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,2 6000:^3/100:^3 Рег. № 3344-04 |
ENMU 5i УСШ1) - 0,2; 5и УСШ2) - 0,2; (Q2T1H_3MU04)4) Рег. № 73811-19 |
активная реактивная |
Примечание
1 5i усш - пределы допускаемой основной относительной погрешности преобразований среднеквадратического значения силы переменного тока, %;
2 5и усш - пределы допускаемой основной относительной погрешности преобразований среднеквадратического значения фазного (линейного) напряжения переменного тока, %;
3 Счетчики имеют возможность работы как на основном (цТТ и цТН), так и на резервном (ТТ, ТН, УСШ) ИИК;
4 SV ID - идентификатор SV потока.
Метрологические характеристики ИК определяются метрологическими характеристиками, представленными в таблицах 3, 4
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||||
|
Основная относительная погрешность ИК, (±5), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±6), % | ||||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 1 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,9 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
|
1 (осн.), 2 (осн.), 3 (осн.), 4 (осн.), 5 (осн.), 6 (осн.), 7 (осн.) (цТТ 0,2S; цТН 0,2; Сч 0,2S) |
0,021н < I < 0,051н |
0,9 |
1,0 |
1,1 |
1,8 |
1,0 |
1,0 |
1,2 |
1,9 |
|
0,051н < I < 0,21н |
0,6 |
0,6 |
0,8 |
1,2 |
0,7 |
0,7 |
1,0 |
1,3 | |
|
0,21н < I < 1н |
0,4 |
0,4 |
0,6 |
0,9 |
0,4 |
0,5 |
0,6 |
1,0 | |
|
1н < I < 1,21н |
0,4 |
0,4 |
0,6 |
0,9 |
0,4 |
0,5 |
0,6 |
1,0 | |
|
1 (рез.), 2 (рез-) 3 (рез.) (ТТ 0,2S; ТН 0,2; УСШ(У) 0,2 Сч 0,2S) |
0,021н < I < 0,051н |
0,9 |
1,0 |
1,2 |
1,8 |
1,0 |
1,1 |
1,3 |
1,9 |
|
0,051н < I < 0,2!н |
0,7 |
0,6 |
0,9 |
1,2 |
0,8 |
0,8 |
1,0 |
1,3 | |
|
0,2!н < I < 1н |
0,4 |
0,5 |
0,6 |
0,9 |
0,5 |
0,5 |
0,7 |
1,0 | |
|
1н < I < 1,21н |
0,4 |
0,5 |
0,6 |
0,9 |
0,5 |
0,5 |
0,7 |
1,0 | |
|
4 (рез.) (ТТ 0,5S; ТН 0,5; УСШ(У) 0,2 Сч 0,2S) |
0,021н < I < 0,051н |
1,6 |
2,1 |
2,6 |
4,8 |
1,7 |
2,1 |
2,6 |
4,8 |
|
0,051н < I < 0,2!н |
1,1 |
1,3 |
1,6 |
3,0 |
1,2 |
1,4 |
1,7 |
3,0 | |
|
0,2!н < I < 1н |
0,8 |
1,0 |
1,2 |
2,2 |
0,9 |
1,0 |
1,3 |
2,2 | |
|
1н < I < 1,21н |
0,8 |
1,0 |
1,2 |
2,2 |
0,9 |
1,0 |
1,3 |
2,2 | |
|
5 (рез.), 6 (рез.), 7 (рез.) (ТТ 0,5S; ТН 0,2; УСШ(У) 0,2 Сч 0,2S) |
0,021н < I < 0,051н |
1,5 |
2,0 |
2,5 |
4,7 |
1,6 |
2,0 |
2,5 |
4,7 |
|
0,051н < I < 0,2!н |
1,0 |
1,2 |
1,5 |
2,8 |
1,1 |
1,3 |
1,6 |
2,8 | |
|
0,2!н < I < 1н |
0,7 |
0,8 |
1,0 |
1,9 |
0,7 |
0,9 |
1,1 |
1,9 | |
|
1н < I < 1,21н |
0,7 |
0,8 |
1,0 |
1,9 |
0,7 |
0,9 |
1,1 |
1,9 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)
|
Порядковый номер |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
Основная относительная погрешность ИК, (±5), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), % | ||||||
|
cos ф = 0,9 (sin ф = 0,43) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
cos ф = 0,9 (sin ф = 0,43) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||
|
1 (осн.), 2 (осн.), 3 (осн.), 4 (осн.), 5 (осн.), 6 (осн.), 7 (осн.) (цТТ 0,2S; цТН 0,2; Сч 0,5) |
0,02Ih <I< 0,05Ih |
- |
1,7 |
1,3 |
- |
1,8 |
1,5 |
|
0,05Ih <I< 0,2Ih |
- |
1,2 |
0,8 |
- |
1,5 |
0,9 | |
|
0,2Ih < I < Ih |
1,3 |
0,9 |
0,7 |
1,5 |
1,0 |
0,8 | |
|
Ih < I < 1,2Ih |
1,3 |
0,9 |
0,7 |
1,5 |
1,0 |
0,8 | |
|
1 (рез.), 2(рез.) 3 (рез.) (ТТ 0,2S; ТН 0,2; УСШ(У) 0,2 Сч 0,5) |
0,02Ih <I< 0,05Ih |
- |
1,7 |
1,3 |
- |
1,8 |
1,5 |
|
0,05Ih <I< 0,2Ih |
- |
1,3 |
0,8 |
- |
1,5 |
1,0 | |
|
0,2Ih < I < Ih |
1,3 |
0,9 |
0,7 |
1,6 |
1,0 |
0,9 | |
|
Ih < I < 1,2Ih |
1,3 |
0,9 |
0,7 |
1,6 |
1,0 |
0,9 | |
|
4 (рез.) (ТТ 0,5S; ТН 0,5; УСШ(У) 0,2 Сч 0,5) |
0,02Ih <I< 0,05Ih |
- |
3,9 |
2,3 |
- |
4,0 |
2,5 |
|
0,05Ih <I< 0,2Ih |
- |
2,5 |
1,5 |
- |
2,6 |
1,6 | |
|
0,2Ih < I < Ih |
2,7 |
1,8 |
1,2 |
2,8 |
1,9 |
1,3 | |
|
Ih < I < 1,2Ih |
2,7 |
1,8 |
1,2 |
2,8 |
1,9 |
1,3 | |
|
5 (рез.), 6 (рез.), 7 (рез.) (ТТ 0,5S; ТН 0,2; УСШ(У) 0,2 Сч 0,5) |
0,02Ih <I< 0,05Ih |
- |
3,8 |
2,3 |
- |
3,9 |
2,4 |
|
0,05Ih <I< 0,2Ih |
- |
2,3 |
1,3 |
- |
2,5 |
1,4 | |
|
0,2Ih < I < Ih |
2,3 |
1,6 |
1,0 |
2,5 |
1,7 |
1,1 | |
|
Ih < I < 1,2Ih |
2,3 |
1,6 |
1,0 |
2,5 |
1,7 |
1,1 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | ||||||
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков и УСШ электроэнергии для всех ИК от 0 до плюс 40 °C.
4 Допускается замена ТТ, цТТ, ТН, цТН, УСШ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что ПАО «Транснефть» не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
5 Допускается замена и ССВ-1Г и СВ-04 на аналогичные утвержденных типов.
6 Замена оформляется техническим актом в установленном на ПАО «Транснефть» порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
7 |
|
Нормальные условия: - параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, °C |
99 до 101 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: - параметры сети: - напряжение, % От Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности - температура окружающей среды в месте расположения сервера, °C |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от +10 до +30 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчик: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее УСШ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч СВ-04: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее ССВ-1Г: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
264599 0,5 220000 280000 1 110000 15000 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
45 20 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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.
- резервирование ИК: информация о результатах измерений может передаваться в счетчик с основного и резервного канала.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- сервера времени;
- коммутатора и промежуточных компонентов (кросс оптический, коммутационная панель);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Цифровой трансформатор тока |
ТТЭО-110 |
3 |
|
Цифровой трансформатор тока |
ТТЭО-Ш |
4 |
|
Цифровой трансформатор напряжения |
ДНЕЭ-110 |
2 |
|
Цифровой трансформатор напряжения |
ЭТН-6 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОГФ-110Ш |
9 |
|
Трансформатор тока |
ТЛШ-10-5 |
12 |
Окончание таблицы 5
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
НКФ-110-06 |
9 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
1 |
|
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-6У3 |
9 |
|
Устройство измерительное многофункциональное |
ESM-SV |
7 |
|
УСШ |
ENMU |
7 |
|
Устройства синхронизации времени |
СВ-04 |
3 |
|
Сервер синхронизации системного времени |
ССВ-1Г |
2 |
|
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
|
Методика поверки |
МП 206.1-088-2019 |
1 |
|
Паспорт |
ЭКРА.425510.023.ПС |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-088-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по цифровой подстанции НПС «Десна». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 08.07.2019 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 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- цифровых трансформаторов напряжения ДНЕЭ-110 - по документу МП 2203-0292-2015 «Делители напряжения емкостные электронные ДНЕЭ с цифровым выходом. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им Д.И. Менделеева» в ноябре 2015 г.;
- цифровых трансформаторов напряжения ЭТН-6 - по документу МП 69653-17 «Трансформаторы напряжения электронные ЭТН. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 27.09.2017 г.;
- цифровых трансформаторов тока ТТЭО-Ш, ТТЭО-110 - по документу МП 2203-0293-2015 «Трансформаторы тока электронные оптические ТТЭО с цифровым выходом. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в ноябре 2015 г.;
- УСШ ENMU - по документу ENMU/422100/001 МП «Устройства сопряжения с шиной процесса ENMU. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 10.08.2018 г.;
- счетчиков ESM-SV - по документу ESM.422160.001 МП «Многофункциональные измерительные устройства ESM. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 28 декабря 2016 г.;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- ССВ-1Г - по документу «Источники частоты и времени / серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденному ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
- СВ-04 - по документу ЭКРА.426472.003 МП «Устройства синхронизации единого
времени серии СВ. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 10.09.2018 г.;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60°С, дискретность 0,1°С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
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
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по цифровой подстанции НПС «Десна», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы
ЭКРА.425510.023 ТУ Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Дружба» по цифровой подстанции НПС «Десна»
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
Смотрите также
