Номер по Госреестру СИ: 72536-18
72536-18 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части ОАО "Рязаньтранснефтепродукт" по ППС "Плавск", ППС "Венев", ЛПДС "Рязань"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПАО «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» (далее-АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, измерений времени в координированной шкале времени UTC, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется 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 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 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится с помощью принтера на титульные листы (место нанесения - вверху, справа) эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПАО «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань».
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (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 частиОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по объектам ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань», аттестованной ФБУ «Ивановский ЦСМ» (аттестат об аккредитации № 01.00259-2013 от 24.12.2013 г.).
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части
ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 206.1-139-2018 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПАО «Транснефть» в части ОАО «Рязаньтранснефтепродукт» по ППС «Плавск», ППС «Венев», ЛПДС «Рязань» Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 09 июля 2018 г.
Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:
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.;
ССВ-1Г - в соответствии с документом «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
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 поверке.
Изготовитель
Акционерное общество «Транснефть -Верхняя Волга»
(АО «Транснефть-Верхняя Волга»)
ИНН 5260900725
Адрес: 603950, Россия, г. Нижний Новгород, переулок Гранитный, дом 4/1 ГСП 1504 Телефон: +7 (831) 438-22-00
Факс: +7 (831) 438-22-05
Web-сайт: uppervolga.transneft.ru
E-mail: referent@tvv.transneft.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)Адрес: 119361, Россия, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Телефон: +7 (495) 437-55-77
Факс: +7 (495) 437-56-66
Конструктивно АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
-
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений (привязанных к координированной шкале времени UTC) о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
-
- получение в формате ХМ1. результатов измерений с АИИС КУЭ Рязанского филиала ООО «Ново-Рязанская ТЭЦ» (№ 66881-17 в реестре средств измерений Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений);
-
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений на сервер и автоматизированные рабочие места (АРМ);
-
- подготовка результатов измерений в ХМЬ формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
-
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
- ведение времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1) первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений, выполняющие функцию измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности и включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электрической энергии, вторичные электрические цепи, технические средства приёма-передачи данных;
2) второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в
себя каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) АИИС КУЭ,
автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора, серверы синхронизации времени и программное обеспечение ПК «Энергосфера» (далее - ПО ПК «Энергосфера»).
ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ. Перечень и состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Принцип действия АИИС КУЭ основан на измерении первичного тока и напряжения с использованием измерительных трансформаторов и масштабном преобразовании их в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков. В счетчиках осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой код и вычисление мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности. Тридцатиминутные приращения электрической энергии вычисляются, как интеграл по времени от средней мощности за интервал 30 мин.
Вычисленные значения приращений активной и реактивной электрической энергии, служебная информация в виде цифрового кода передаются в базу данных сервера. Связь между счетчиками и сервером осуществляется с использованием линий проводной и беспроводной связи. Сервер осуществляет автоматизированный сбор информации, вычисление приращений электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации, формирование отчетных документов, ведение журнала событий, конфигурирование и параметрирование технических и программных средств АИИС КУЭ, долговременное хранение и передачу данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи. Оперативный доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера, осуществляется с АРМ оператора с использованием ПО ПК «Энергосфера».
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 с 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 АРМ к базе данных и сервера базы данных.
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 электронно-цифровой подписи 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» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (Рег.№) № 54083-13).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). Синхронизация часов сервера БД с единым координированным временем UTC обеспечивается серверами синхронизации времени ССВ-1Г, входящими в состав ИВК. Серверы синхронизации времени непрерывно обрабатывают 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). Серверы синхронизации времени 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. Серверы синхронизации времени обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере уровня ИВК.
Сличение часов счетчиков с часами сервера БД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±1 с.
Журналы событий счетчиков 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 5.
Таблица 5 - Комплектность
Наименование |
Обозначение |
Кол-во, шт./экз. |
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
15 |
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
9 |
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
12 |
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
3 |
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 |
4 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ |
6 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОМ-35 |
3 |
Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
9 |
Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
4 |
Сервер синхронизации времени |
ССВ-1Г |
2 |
Сервер с программным обеспечением |
ПК «Энергосфера» |
1 |
Методика поверки |
МП 206.1-139-2018 |
1 |
Формуляр |
ИЦЭ 1264РД-18.00.ФО |
1 |
Руководство по эксплуатации |
- |
1 |
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
1 £ |
Наименование точки измерений |
Состав АИИС КУЭ |
Вид энергии | |||
Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Рег. №, тип | ||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | ||
1 |
ППС "Плавск" КРУН-10 кВ, Ввод №1, 1 СШ 10 кВ, яч. №2 |
н н |
Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 Рег. № 48923-12 |
А |
ТЛМ-10 |
Активная Реактивная |
В |
ТЛМ-10 | |||||
С |
ТЛМ-10 | |||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 10000^3/100^3 Рег. № 16687-07 |
А |
НАМИТ-10 | |||
В |
НАМИТ-10 | |||||
С |
НАМИТ-10 | |||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||
2 |
РП-10 кВ ППС "Плавск", СШ 10 кВ, яч. №1 |
н н |
Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 Рег. № 48923-12 |
А |
ТЛМ-10 |
Активная Реактивная |
В |
ТЛМ-10 | |||||
С |
ТЛМ-10 | |||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 10000^3/100^3 Рег. № 16687-07 |
А |
НАМИТ-10 | |||
В |
НАМИТ-10 | |||||
С |
НАМИТ-10 | |||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 £ |
Наименование точки измерений |
Состав АИИС КУЭ |
Вид энергии | |||
Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № СИ, Обозначение, тип | ||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | ||
3 |
ППС «Плавск», КРУН-10 кВ яч.21, ввод №2 от РП-10 кВ Ф-3 |
н н |
Кт = 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 48923-12 |
А |
ТЛМ-10 |
Активная Реактивная |
В |
ТЛМ-10 | |||||
С |
ТЛМ-10 | |||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 10000^3/100^3 Рег. № 16687-07 |
А |
НАМИТ-10 | |||
В |
НАМИТ-10 | |||||
С |
НАМИТ-10 | |||||
Счетчи к |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||
4 |
ППС «Венев», ПС "Нефтяная" 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. №2 |
н н |
Кт = 0,5S Ктт = 600/5 Рег. № 48923-12 |
А |
ТЛМ-10 |
Активная Реактивная |
В |
ТЛМ-10 | |||||
С |
ТЛМ-10 | |||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 10000^3/100^3 Рег. № 16687-07 |
А |
НАМИТ-10 | |||
В |
НАМИТ-10 | |||||
С |
НАМИТ-10 | |||||
Счетчи к |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 £ |
Наименование точки измерений |
Состав АИИС КУЭ |
Вид энергии | |||
Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № СИ, Обозначение, тип | ||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | ||
5 |
ППС «Венев», ПС "Нефтяная" 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. №13 |
н н |
Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 Рег. № 48923-12 |
А |
ТЛМ-10 |
Активная Реактивная |
В |
ТЛМ-10 | |||||
С |
ТЛМ-10 | |||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 10000^3/100^3 Рег. № 16687-07 |
А |
НАМИТ-10 | |||
В |
НАМИТ-10 | |||||
С |
НАМИТ-10 | |||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||
6 |
ППС «Венев», ПС "Нефтяная" 110/10 кВ, ТСН-1, ввод 0,4 кВ |
н н |
Кт = 0,5 S Ктт = 50/5 Рег. № 22656-07 |
А |
Т-0,66 |
Активная Реактивная |
В |
Т-0,66 | |||||
С |
Т-0,66 | |||||
К н |
- |
А |
- | |||
В |
- | |||||
С |
- | |||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
1 £ |
Наименование точки измерений |
Состав АИИС КУЭ |
Вид энергии | |||
Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № СИ, Обозначение, тип | ||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | ||
7 |
ППС «Венев», ПС "Нефтяная" 110/10 кВ, ТСН-2, ввод 0,4 кВ |
н н |
Кт = 0,5S Ктт = 50/5 Рег. № 22656-07 |
А |
Т-0,66 |
Активная Реактивная |
В |
Т-0,66 | |||||
С |
Т-0,66 | |||||
К н |
- |
А |
- | |||
В |
- | |||||
С |
- | |||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 | ||||
8 |
ЛПДС Рязань, ЗРУ-6 кВ яч.1, ввод №1 |
н н |
Кт = 0,5S Ктт = 1500/5 Рег. № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
Активная Реактивная |
В |
ТЛО-10 | |||||
С |
ТЛО-10 | |||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ | |||
В |
ЗНОЛ | |||||
С |
ЗНОЛ | |||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 £ |
Наименование точки измерений |
Состав АИИС КУЭ |
Вид энергии | |||
Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № СИ, Обозначение, тип | ||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | ||
9 |
ЛПДС Рязань, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.5 |
н н |
Кт = 0,5S Ктт = 1500/5 Рег. № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
Активная Реактивная |
В |
ТЛО-10 | |||||
С |
ТЛО-10 | |||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ | |||
В |
ЗНОЛ | |||||
С |
ЗНОЛ | |||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||
10 |
ЛПДС Рязань, ЗРУ-6 кВ яч.15, ввод №2 |
н н |
Кт = 0,5S Ктт = 1500/5 Рег. № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
Активная Реактивная |
В |
ТЛО-10 | |||||
С |
ТЛО-10 | |||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 6000^3/100^3 Рег. № 46738-11 |
А |
ЗНОЛ | |||
В |
ЗНОЛ | |||||
С |
ЗНОЛ | |||||
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 £ |
Наименование точки измерений |
Состав АИИС КУЭ |
Вид энергии | |||
Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № СИ, Обозначение, тип | ||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | ||
11 |
ЛПДС Рязань, Щитовое помещение ввод №1 0,4 кВ |
н н |
Кт = 0,5S Ктт = 150/5 Рег. № 22656-07 |
А |
Т-0,66 |
Активная Реактивная |
В |
Т-0,66 | |||||
С |
Т-0,66 | |||||
К н |
- |
А |
- | |||
В |
- | |||||
С |
- | |||||
Счетч ик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 | ||||
12 |
ЛПДС Рязань, Щитовое помещение ввод №2 0,4 кВ |
н н |
Кт = 0,5S Ктт = 150/5 Рег. № 22656-07 |
А |
Т-0,66 |
Активная Реактивная |
В |
Т-0,66 | |||||
С |
Т-0,66 | |||||
К н |
- |
А |
- | |||
В |
- | |||||
С |
- | |||||
Счетчи к |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.08 | ||||
13 |
ПС 110/35/6 кВ «Факел» ЗРУ-35 кВ Ввод Т-1 |
н н |
Кт = 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 5717-76 |
А |
ТПОЛ-35 |
Активная Реактивная |
В |
ТПОЛ-35 | |||||
С |
ТПОЛ-35 | |||||
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 35000^3/100^3 Рег. № 912-70 |
А |
ЗНОМ-35 | |||
В |
ЗНОМ-35 | |||||
С |
ЗНОМ-35 | |||||
Счетч ик |
Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК (активная энергия) | |||||||
Границы основной относительной погрешности ИК, (±^), % |
Границы относительной погрешности 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 | ||
1-5, 8-10 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5 |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,8 |
2,9 |
5,4 |
1,9 |
2,9 |
5,5 | ||
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
1,1 |
1,7 |
2,9 |
1,2 |
1,8 |
3,0 | |||
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |||
1н1 < I1 < 1,21н1 |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |||
6-7,11-12 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S/0,5 |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
1,7 |
2,8 |
5,3 |
1,8 |
2,8 |
5,3 | ||
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
0,9 |
1,5 |
2,7 |
1,1 |
1,6 |
2,8 | |||
0,21н1 < I1 < 1н1 |
0,7 |
1,0 |
1,8 |
0,9 |
1,2 |
1,9 | |||
1н1 < 11 < 1,21н1 |
0,7 |
1,0 |
1,8 |
0,9 |
1,2 |
1,9 | |||
13 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5 |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
2,08 |
3,03 |
5,50 |
2,40 |
3,29 |
5,66 | ||
0,051н1 < 11 < 0,21н1 |
1,17 |
1,92 |
3,11 |
1,68 |
2,31 |
3,39 | |||
0,21н1 < 11 < 1н1 |
1,00 |
1,37 |
2,26 |
1,56 |
1,88 |
2,63 | |||
1н1 < 11 < 1,21н1 |
1,00 |
1,37 |
2,26 |
1,56 |
1,88 |
2,63 | |||
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) | |||||||
Границы основной относительной погрешности ИК, (±^), % |
Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±J), % | ||||||||
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||||
1-5, 8-10 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5 |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
4,4 |
2,7 |
4,6 |
2,9 | ||||
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
2,6 |
1,8 |
2,8 |
2,1 | |||||
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,9 |
1,3 |
2,2 |
1,7 | |||||
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,9 |
1,3 |
2,2 |
1,7 | |||||
6-7,11-12 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S/0,5 |
0,01(0,02)1н1 < I1 < 0,051н1 |
4,3 |
2,6 |
4,5 |
2,8 | ||||
0,051н1 < I1 < 0,21н1 |
2,4 |
1,6 |
2,6 |
2,0 | |||||
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,6 |
1,1 |
2,0 |
1,6 | |||||
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,6 |
1,1 |
2,0 |
1,6 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
13 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S/0,5 |
0,01(0,02)^1 < I1 < 0,051н1 |
4,61 |
2,95 |
4,79 |
3,27 |
0,051н1 < 11 < 0,-1||| |
2,86 |
2,15 |
3,15 |
2,57 | |
0,21н1 < 11 < 1н1 |
2,06 |
1,53 |
2,45 |
2,08 | |
1н1 < 11 < 1,21н1 |
2,06 |
1,53 |
2,45 |
2,08 | |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Примечания:
Пределы допускаемой погрешности 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%.
Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С.
Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов, с метрологическими характеристиками не хуже, чем указанные в настоящем описании типа АИИС КУЭ (при условии, что предприятие-владелец не претендует на улучшение метрологических характеристик). Допускается замена УССВ на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в ООО «Транснефть -Верхняя Волга» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
13 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 98 до102 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- коэффициент мощности |
0,9 |
- температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 0,8 емк |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
- температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от -40 до +60 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, |
140000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
Сервер синхронизации времени ССВ-1Г: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, |
15000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
Наименование характеристики |
Значение |
Глубина хранения информации | |
электросчетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сутки, не менее |
45 |
ИВК: | |
- результаты измерений, состояние объектов и средств | |
измерений, лет, не менее |
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.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счётчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике;
-
- журнал сервера ИВК:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике и сервере ИВК;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- сервера ИВК;
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-
- электросчетчика;
-
- сервера ИВК.
Возможность коррекции времени в:
-
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
-
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
-
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
-
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция
автоматизирована);
-
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция
автоматизирована).