Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Салават» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной отдельными технологическими объектами, сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней: Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя ИВК АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Госреестр № 54083-13), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (один раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
- 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 системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передача журналов событий счетчиков.
На первом уровне первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям
поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
На втором уровне цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется накопление, хранение измерительной информации и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На третьем уровне выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, 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.
Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы устройств синхронизации времени (УСВ), счетчиков, УСПД, ИВК. В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВК используются два сервера синхронизации времени ССВ-1Г, (Госреестр СИ № 39485-08), входящие в состав центра сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (Госреестр № 54083-13). 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. ССВ-1Г обеспечивает постоянное и непрерывное обновление данных на сервере уровня ИВК.
В качестве устройства синхронизации времени на уровне ИВКЭ используется УСПД ЭКОМ 3000 со встроенным GPS-модулем.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении УСПД к счетчикам, но не реже одного раза в 30 мин. Синхронизация часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО ) АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
| Идентификационные данные (признаки) | Метрологически значимая часть ПО |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 7.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | pso_metr.dll, версия 1.1.1.1 |
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблицах 3 - 7 .
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| 1 | Наименование объекта | Состав ИИ | К | Вид электро энергии |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | ИВК |
| 1 | ЛПДС «Салават», ЗРУ-6кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №1 | ТПОЛ -10 1000/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 20921; ф. В № 20922; ф. С № 21352. Г осреестр № 47958-11 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № ХУАВ. Госреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807131564; Госреестр № 36697-12 | ЭКОМ-3000 Зав. № 03134663 Госреестр № 17049-09 | HP Proliant DL360 G8 | активная реактивная |
| 2 | ЛПДС «Салават», ЗРУ-6кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. №23 | ТПОЛ -10 1000/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 22950; ф. В № 22951; ф. С № 22954. Госреестр № 47958-11 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № АУХТ. Госреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807131621; Госреестр № 36697-12 | активная реактивная |
| 3 | ЛПДС «Салават», ЗРУ-6кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №11 | ТПОЛ -10 300/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 23154; ф. В № 23155; ф. С № 23118. Госреестр № 47958-11 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № ХУАВ. Госреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109052034; Госреестр № 27524-04 | активная реактивная |
| 4 | ЛПДС «Салават», ЗРУ-6кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. №17 | ТПОЛ -10 300/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 23188; ф. В № 23189; ф. С № 23119. Госреестр № 47958-11 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № АУХТ. Госреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807131594; Госреестр № 36697-12 | активная реактивная |
| 5 | ЛПДС «Салават», ТП-3 250 кВА, секция 0,4 кВ, АХЗ, Узел связи «УПТУС», Гараж | ТОП-0,66 50/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 3065076; ф. В № 3064619; ф. С № 3065083. Госреестр № 47959-11 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807131714; Госреестр № 36697-12 | 3 6 '-■о 49 m О " § ° о № 17 ю' ^ Зр 0 т 00 с 0е 0е 3р -с ОГ Э | 8 О 0 6 3 н-1 Q С сЗ 15 и Рч й | активная реактивная |
| 6 | ЛПДС «Салават», ТП-3 250 кВА, секция 0,4 кВ, Узел связи ОАО «Телекомнефт епродукт» | ТОП-0,66 50/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 3060468; ф. В № 3062072; ф. С № 3062073. Госреестр № 47959-11 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807131756; Госреестр № 36697-12 | активная реактивная |
| 7 | ЛПДС «Салават», ТП-2 630 кВА, РУ-0,4 кВ, АВ №3, ООО «Газпром добыча Оренбург» | ТОП-0,66 50/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 3064610; ф. В № 3065074; ф. С № 3064600. Госреестр № 47959-11 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807130051; Госреестр № 36697-12 | активная реактивная |
| 8 | ЛПДС «Салават», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №6, Ишимбайские эл. сети ООО «БЭ» | ТПОЛ-10 150/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 2694; ф. В № 2708; ф. С № 2787. Госреестр № 1261-08 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № ХУАВ. Госреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0807131487; Госреестр № 36697-08 | активная реактивная |
| 9 | ЛПДС «Салават» Туймазинское НУ, ЗРУ-6кВ, яч. 1 | ТЛО-10 300/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 34923; ф. В № 34924; ф. С № 34925. Госреестр № 25433-11 | ЗНОЛ.06 6000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5 Зав. № ф. А № 14788; ф. В № 14380; ф. С № 13340. Госреестр № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108054137; Госреестр № 27524-04 | активная реактивная |
| 10 | ЛПДС «Салават» Туймазинское НУ, ЗРУ-6кВ, яч. 29 | ТЛО-10 300/5 Кл.т. 0,5S Зав. № ф. А № 34926; ф. В № 34927; ф. С № 34928. Госреестр № 25433-11 | ЗНОЛ.06 6000/V3/100/V3 Кл.т. 0,5 Зав. № ф. А № 17446; ф. В № 14489; ф. С № 14851. Госреестр № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0109053135; Госреестр № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Зав. № 03134663 Госреестр № 17049-09 | HP Proliant DL360 G8 | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Пределы допускаемой электрической эне | относительной погрешности ИИК при измерении активной ргии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | еоБф | §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| l1(2)£ I изм< I 5 % | I5 %£I изм< 20 % | I20 “/о^изм^ 100% | 1100 %£Iизм<I120% |
| 1 - 4, 8 - 10 | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 |
| (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,7 | ±3,5 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,5 | ±5,4 | ±3,0 | ±2,2 | ±2,2 |
| Пределы допускаемой с электрической эне | тносительной погрешности ИИК при измерении реактивной ргии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | sin9 | §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)£ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<! 20 % | I20 %£Iизм<I 100% | I100 %£Iизм<Il20% |
| 1, 2, 4, 8 | 0,9 | ±5,8 | ±3,8 | ±2,7 | ±2,7 |
| 0,8 | ±4,1 | ±2,9 | ±2,1 | ±2,1 |
| (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,7 | ±3,4 | ±2,5 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,5 | ±2,7 | ±2,1 | ±1,5 | ±1,5 |
| 3, 9, 10 | 0,9 | ±7,0 | ±3,5 | ±3,0 | ±2,6 |
| 0,8 | ±6,7 | ±2,5 | ±1,8 | ±1,8 |
| (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,7 | ±6,6 | ±2,0 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,5 | ±6,6 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | cos9 | §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)£ I изм< I 5 % | I '-Л % IA НЧ и w 2 A НЧ 2 0 % ©x | I20 %£Iизм<I 100% | Il00 %£Iизм<I120% |
| 1 - 4, 8 - 10 | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 |
| (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,7 | ±3,6 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | sin9 | §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)£ I изм< I 5 % | I '-Л % IA нн и з 2 Л нн 2 о % ©х | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм<1120% |
| 1, 2, 4, 8 | 0,9 | ±6,0 | ±4,0 | ±3,0 | ±3,0 |
| 0,8 | ±4,3 | ±3,1 | ±2,4 | ±2,4 |
| (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,7 | ±3,6 | ±2,8 | ±2,1 | ±2,1 |
| 0,5 | ±3,0 | ±2,4 | ±1,9 | ±1,9 |
| 3, 9, 10 | 0,9 | ±8,2 | ±3,8 | ±3,1 | ±2,7 |
| 0,8 | ±7,5 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 |
| (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 0,7 | ±7,3 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,5 | ±7,0 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | cos9 | §1(2)%, | §5 %, | §20 %■, | §100 %■, |
| I1(2)£ 1 изм< 1 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | !^20 %£1изм<1100% | 100 %£1изм<1120% |
| 5 - 7 | 1,0 | ±1,7 | ±0,9 | ±0,6 | ±0,6 |
| 0,9 | ±2,2 | ±1,1 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 | ±2,7 | ±1,4 | ±0,9 | ±0,9 |
| (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН -) | 0,7 | ±3,4 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,5 | ±5,3 | ±2,7 | ±1,8 | ±1,8 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | sin9 | §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)£ 1 изм< 1 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | !^20 %£1изм<1100% | 100 %£1изм<1120% |
| 5 - 7 | 0,9 | ±5,6 | ±3,5 | ±2,3 | ±2,3 |
| 0,8 | ±4,0 | ±2,7 | ±1,8 | ±1,8 |
| (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН -) | 0,7 | ±3,3 | ±2,3 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,5 | ±2,6 | ±2,0 | ±1,3 | ±1,3 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | cos9 | §1(2)%, | §5 %, | §20 %■, | §100 %, |
| I1(2)£ 1 изм< 1 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | !^20 %£1изм<1100% | 100 %£1изм<1120% |
| 5 - 7 | 1,0 | ±1,8 | ±1,0 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | ±2,3 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | ±2,8 | ±1,5 | ±1,1 | ±1,1 |
| (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН -) | 0,7 | ±3,5 | ±1,9 | ±1,3 | ±1,3 |
| 0,5 | ±5,3 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,9 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | sin9 | §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)£ 1 изм< 1 5 % | I5 %£I изм<1 20 % | !^20 %£1изм<1100% | 0 0 % IA 1 я з 2 Л 1 2 о ''ч ох |
| 5 - 7 | 0,9 | ±5,8 | ±3,7 | ±2,7 | ±2,7 |
| 0,8 | ±4,2 | ±2,9 | ±2,2 | ±2,2 |
| (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН -) | 0,7 | ±3,5 | ±2,6 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,5 | ±2,9 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,8 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики погрешности ИИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая);
3. В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95;
4. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение: от 0,98^ном до 1,02•Uном; ток: от 1,0!ном до 1,2•Iном, cosj = 0,9 инд.;
температура окружающей среды от + 15 до + 25 °С.
5. Рабочие условия:
- напряжение питающей сети 0,9^ном до 1,1 •ином;
- сила тока от 0,011ном до 1,21ном; температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от + 5 до + 35 °С;
- для УСПД от + 5 до + 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, для ИИК № 3, 9, 10 по ГОСТ 30206-94;в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005, для ИИК № 3, 9, 10 по ГОСТ 26035-83.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчики СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 264599 ч, среднее время восстановления работоспособности 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД 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 счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике; журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение УСПД;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчик;
- УСПД;
- сервер.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерения приращений электроэнергии на интервалах 3 мин; 30 мин; 1 сутки (функция автоматизирована);
- сбор результатов измерений - не реже 1 раза в сутки (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики - 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии каждого массива профиля составляет 2712 часов (113 суток);
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу и электропотребления (выработки) за месяц по каждому каналу и по группам измерительных каналов не менее - 60 суток; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- сервер БД - 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии по всем точкам измерений не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол., шт |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 15 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 9 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 4 |
| СЭТ-4ТМ.03М.08 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 3 |
| УСПД (УССВ) | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Радиомодем | RMD400-1-PR5 | 4 |
| Радиомодем | Невод-5 | 2 |
| Маршрутизатор | Cisco 881 | 1 |
| Модем | ZyXEL U-336 | 1 |
| ИБП шкаф КУУиА | APC Smart-UPS 420 | 1 |
| GSM-модем | PGC.02 | 4 |
| ИБП шкаф КУУиА | APC Smart-UPS 420 | 1 |
| Сервер БД ОАО «АК «Транснефть» | HP Proliant DL360 G8 | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-3320-500-2016 | 1 |
| Паспорт | П-047-АИИС КУЭ. ПТ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-3320-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Салават». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в июне 2016 года.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, часть 2 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по методике поверки по методике ПБКМ.421459.003 МП, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2009 г.;
Сведения о методах измерений
Метод измерений приведен в документе: СЭС-011-МИ «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Салават».
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части АО «Транснефть-Урал» по объекту ЛПДС «Салават»
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.
64872-16: Методика поверки РТ-МП-3320-500-2016Скачать1,012.2 Кб