Номер по Госреестру СИ: 69752-17
69752-17 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Черномортранснефть" по ЛПДС "Крымская"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по ЛПДС «Крымская» (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 документови передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1. 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
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, представленные в таблицах 3, 4.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист Формуляра на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по ЛПДС «Крымская» типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по ЛПДС «Крымская», аттестованной ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.3112236 от 20.07.2017 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по ЛПДС «Крымская»
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».
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 206.1-280-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть» по ЛПДС «Крымская». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 8 ноября 2017 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»;
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М- 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.;
-
- 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.;
-
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), Рег. № 27008-04;
-
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 , дискретность 0,1 ; 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 поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Изготовитель
Акционерное общество «Черномортранснефть» (АО «Черномортранснефть»)
ИНН: 7726030449
Адрес: 353911, Краснодарский край, г. Новороссийск, Шесхарис
Тел: +7 (8617) 60-34-51
Факс: +7 (8617) 60-92-00
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»
(ООО «Спецэнергопроект»)
ИНН 7722844084
Адрес: 111024, г. Москва, ул. Авиамоторная, д. 50, к. 2
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Телефон: +7 (495) 437-55-77
Факс: +7 (495) 437-56-66
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 (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ 52425-2005 в части реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2- 4.
-
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее -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 (далее - 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.
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 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). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г, входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, 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.
В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВКЭ используется УСПД ЭКОМ 3000 со встроенным ГЛОНАСС/GPS-модулем. Пределы допускаемой абсолютной погрешности внутренних часов (с коррекцией времени по источнику точного времени с использованием PPS сигнала) ±1 мс.
Коррекция внутренних часов УСПД осуществляется по сигналу точного времени ГЛОНАСС/GPS-модуля.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при обращении к счетчикам. Коррекция показаний часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут. В случае неисправности, ремонта или поверки 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.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части АО «Черномортранснефть»
по ЛПДС «Крымская»
Наименование |
Обозначение |
Кол-во, шт. |
1 |
2 |
3 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-СЭЩ |
18 |
Трансформатор напряжения |
НАЛИ-СЭЩ |
2 |
Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
6 |
Продолжение таблицы 6
1 |
2 |
3 |
УСПД |
ЭКОМ-3000 |
1 |
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
2 |
Сервер с программным обеспечением |
ПК «Энергосфера» |
1 |
Методика поверки |
МП 206.1-280-2017 |
1 |
Формуляр |
СТМ 1425РД-17.00.ФО |
1 |
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее -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 (далее - 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.
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 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). Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования ГЛОНАСС/GPS. Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ с единым координированным временем обеспечивается двумя серверами синхронизации времени ССВ-1Г, входящими в состав ЦСОД. ССВ-1Г непрерывно обрабатывает данные, поступающие от антенного блока и содержащие точное время UTC спутниковой навигационной системы. Информация о точном времени распространяется устройством в сети ТСР/IP согласно протоколу NTP (Network Time Protocol). ССВ-1Г формирует сетевые пакеты, содержащие оцифрованную метку всемирного координированного времени, полученного по сигналам спутниковой навигационной системы ГЛОНАСС, 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.
В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВКЭ используется УСПД ЭКОМ 3000 со встроенным ГЛОНАСС/GPS-модулем. Пределы допускаемой абсолютной погрешности внутренних часов (с коррекцией времени по источнику точного времени с использованием PPS сигнала) ±1 мс.
Коррекция внутренних часов УСПД осуществляется по сигналу точного времени ГЛОНАСС/GPS-модуля.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при обращении к счетчикам. Коррекция показаний часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут. В случае неисправности, ремонта или поверки 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 обеспечениеВ АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1. 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
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, представленные в таблицах 3, 4.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2-5.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
№ ИК |
Диспетчерское наименование |
Состав АИИС КУЭ |
Вид энергии | |||||
Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Рег. № СИ, Обозначение, тип |
УСПД |
Сервер | ||||||
1 |
присоединения |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
1 |
ПС 110/6 кВ «Крымская» ЗРУ-6 кВ 1 с.ш. 6 кВ яч.102 |
н н |
Кт = 0,5 S Ктт = 800/5 Рег. № 51623-12 |
А |
ТОЛ-СЭЩ |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049 14 |
HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 |
Активная Реактивная |
В |
ТОЛ-СЭЩ | |||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ | |||||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 51621-12 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ | |||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
2 |
ПС 110/6 кВ «Крымская» ЗРУ-6 кВ 1 с.ш. 6 кВ яч.104 |
н н |
Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 Рег. № 51623-12 |
А |
ТОЛ-СЭЩ |
Активная Реактивная | ||
В |
ТОЛ-СЭЩ | |||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ | |||||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 51621-12 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ | |||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 £ |
Диспетчерское наименование |
Состав АИИС КУЭ |
Вид энергии | |||||
Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Рег. № СИ, Обозначение, тип |
УСПД |
Сервер | ||||||
1 |
присоединения |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
3 |
ПС 110/6 кВ «Крымская» ЗРУ-6 кВ 1 с.ш. 6 кВ яч.106 |
н н |
Кт = 0,5 S Ктт = 1000/5 Рег. № 51623-12 |
А |
ТОЛ-СЭЩ |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049 14 |
HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 |
Активная Реактивная |
В |
ТОЛ-СЭЩ | |||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ | |||||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 51621-12 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ | |||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
4 |
ПС 110/6 кВ «Крымская» ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. 6 кВ яч.202 |
н н |
Кт = 0,5 S Ктт = 800/5 Рег. № 51623-12 |
А |
ТОЛ-СЭЩ |
Активная Реактивная | ||
В |
ТОЛ-СЭЩ | |||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ | |||||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 51621-12 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ | |||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 £ |
Диспетчерское наименование |
Состав АИИС КУЭ |
Вид энергии | |||||
Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Рег. №, Обозначение, тип |
УСПД |
Сервер | ||||||
1 |
присоединения |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 | ||
5 |
ПС 110/6 кВ «Крымская» ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. 6 кВ яч.204 |
н н |
Кт = 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 51623-12 |
А |
ТОЛ-СЭЩ |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
HP ProLiant BL 460c Gen8, HP ProLiant BL 460c G6 |
Активная Реактивная |
В |
ТОЛ-СЭЩ | |||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ | |||||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 51621-12 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ | |||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
6 |
ПС 110/6 кВ «Крымская» ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. 6 кВ яч.206 |
н н |
Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. № 51623-12 |
А |
ТОЛ-СЭЩ |
Активная Реактивная | ||
В |
ТОЛ-СЭЩ | |||||||
С |
ТОЛ-СЭЩ | |||||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 51621-12 |
А В С |
НАЛИ-СЭЩ | |||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
СЭТ-4ТМ.03М |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Основная относительная погрешность ИК, (±J), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±J), % | ||||||
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 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 - 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) |
0,011н<1<0,051н |
±1,8 |
±2,8 |
±5,3 |
±1,9 |
±2,9 |
±5,4 |
0,051н<1<0,11н |
±1,0 |
±1,6 |
±2,8 |
±1,2 |
±1,7 |
±3,0 | |
0,11н<1<0,21н |
±1,0 |
±1,5 |
±2,8 |
±1,2 |
±1,7 |
±2,9 | |
0,21н<1<1н |
±0,8 |
±1,1 |
±2,1 |
±1,0 |
±1,3 |
±2,3 | |
1н<1<1,21н |
±0,8 |
±1,1 |
±2,1 |
±1,0 |
±1,3 |
±2,3 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
Основная относительная погрешность ИК, (±J), % |
Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±J), % | ||||
sin ф = 0,6 |
sin ф = 0,87 |
sin ф = 0,6 |
sin ф = 0,87 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 - 6 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5) |
0,011н<1<0,051н |
±4,4 |
±2,5 |
±4,6 |
±2,8 |
0,051н<1<0,11н |
±2,6 |
±1,5 |
±2,8 |
±1,9 | |
0,11н<1<0,21н |
±2,6 |
±1,5 |
±2,8 |
±1,9 | |
0,21н<1<1н |
±2,1 |
±1,2 |
±2,4 |
±1,7 | |
1н<1<1,21н |
±2,1 |
±1,2 |
±2,4 |
±1,7 |
Примечания:
-
1. Погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений d1(2)%P и d1(2)%Q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
-
2. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 17 до плюс 30°С.
-
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 и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2, УСПД на однотипные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном в АО «Черномортранснефть» 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 |
6 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- коэффициент мощности cosj |
0,8 |
температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 |
от +21 до +25 |
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ Р 52425-2005 |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
- коэффициент мощности. |
от 0,5 инд. до 0,8, емк. |
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН |
от -60 до +35 |
- для счетчиков |
от -40 до +65 |
- УСПД |
от -30 до +50 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счётчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
2 |
УСПД ЭКОМ-3000: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100 000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
ССВ-1Г: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
HP ProLiant BL 460c Gen8: - среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее |
261163 |
- среднее время восстановления работоспособности tв не более, ч; |
0,5 |
HP ProLiant BL 460c G6: - среднее время наработки на отказ Т, ч, не менее |
264599 |
- среднее время восстановления работоспособности tв не более, ч. |
0,5 |
Глубина хранения информации счётчики электрической энергии: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, суток, не более |
113,7 |
Продолжение таблицы 5
1 |
2 |
УСПД: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
направлениях, сутки, не менее |
45 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
Сервер: | |
- результаты измерений, состояние объектов и средств | |
измерений, лет, не менее |
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).