Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части ОАО "Рязаньтранснефтепродукт" по ППС "Плавск", ППС "Венев", ЛПДС "Рязань"

АО "Транснефть - Верхняя Волга", г. Нижний Новгород
Скачать

72536-18: Методика поверки МП 206.1-139-2018

Скачать
806.9 Кб

72536-18: Описание типа СИ

Скачать
136.8 Кб

21.11.24
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части ОАО "Рязаньтранснефтепродукт" по ППС "Плавск", ППС "Венев", ЛПДС "Рязань"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок	1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки	4 года
Найдено поверителей	1

Назначение

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.

Описание

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 ХМЬ 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.

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.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

1 2		Состав АИИС КУЭ
1 2	Наименование точки измерений	Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Рег. №, тип				Вид энергии
1	2	3		4		5
			Кт = 0,5 S	А	ТЛМ-10
		н н	Ктт = 600/5	В	ТЛМ-10
			Рег. № 48923-12	С	ТЛМ-10
	ППС "Плавск" КРУН-10	К н	Кт = 0,5	А	НАМИТ-10	Активная
1	кВ, Ввод №1, 1 СШ 10 кВ, яч. №2		Ктн = 10000V3/100V3	В	НАМИТ-10	Активная
1	кВ, Ввод №1, 1 СШ 10 кВ, яч. №2		Рег. № 16687-07	С	НАМИТ-10	Реактивная
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М
			Кт = 0,5 S	А	ТЛМ-10
		н н	Ктт = 600/5	В	ТЛМ-10
			Рег. № 48923-12	С	ТЛМ-10
	РП-10 кВ ППС "Плавск",	К н	Кт = 0,5	А	НАМИТ-10	Активная
2	РП-10 кВ ППС "Плавск",		Ктн = 10000V3/100V3	В	НАМИТ-10	Активная
2	СШ 10 кВ, яч. №1		Рег. № 16687-07	С	НАМИТ-10	Реактивная
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М

1 2		Состав АИИС КУЭ
1 2	Наименование точки измерений	Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № СИ, Обозначение, тип				Вид энергии
1	2	3		4		5
			GO ,5 о" II т К	А	ТЛМ-10
		н н	Ктт = 600/5	В	ТЛМ-10
			Рег. № 48923-12	С	ТЛМ-10
	1ШС «Плавск»,	К н	Кт = 0,5	А	НАМИТ-10	Активная
3	КРУН-10 кВ яч.21,		Ктн = 10000V3/100V3	В	НАМИТ-10	Активная
3	ввод №2		Рег. № 16687-07	С	НАМИТ-10	Реактивная
	от РП-10 кВ Ф-3	и ч ё * ч С	Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М
			S ,5 о" II т К	А	ТЛМ-10
		н н	Ктт = 600/5	В	ТЛМ-10
			Рег. № 48923-12	С	ТЛМ-10
	1!^!С «Венев», ПС	К н	Кт = 0,5	А	НАМИТ-10	Активная
4	"Нефтяная" 110/10 кВ,		Ктн = 10000V3/100V3	В	НАМИТ-10	Активная
4	ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10		Рег. № 16687-07	С	НАМИТ-10	Реактивная
	кВ, яч. №2	и ч Н ч Ск	Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М

1 2		Состав АИИС КУЭ
1 2	Наименование точки измерений	Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № СИ, Обозначение, тип				Вид энергии
1	2	3		4		5
			Кт = 0,5 S	А	ТЛМ-10
		н н	Ктт = 600/5	В	ТЛМ-10
			Рег. № 48923-12	С	ТЛМ-10
	ППС «Венев», ПС "Нефтяная" 110/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. №13	К н	Кт = 0,5	А	НАМИТ-10	Активная
5			Ктн = 10000V3/100V3	В	НАМИТ-10	Активная
5			Рег. № 16687-07	С	НАМИТ-10	Реактивная
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М
			Кт = 0,5 S	А	Т-0,66
		н н	Ктт = 50/5	В	Т-0,66
			Рег. № 22656-07	С	Т-0,66
	ППС «Венев», ПС "Нефтяная" 110/10 кВ, ТСН-1, ввод 0,4 кВ	К н		А	-	Активная
6			-	В	-	Активная
6				С	-	Реактивная
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М.08

1 2		Состав АИИС КУЭ
1 2	Наименование точки измерений	Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № СИ, Обозначение, тип				Вид энергии
1	2	3		4		5
			S ,5 0, II т К	А	Т-0,66
		н н	Ктт = 50/5	В	Т-0,66
			Рег. № 22656-07	С	Т-0,66
	ППС «Венев», ПС "Нефтяная" 110/10 кВ, ТСН-2, ввод 0,4 кВ	К н		А	-	Активная
7			-	В	-	Активная
7				С	-	Реактивная
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М.08
			Кт = 0,5S	А	ТЛО-10
		н н	Ктт = 1500/5	В	ТЛО-10
			Рег. № 25433-11	С	ТЛО-10
	ЛПДС Рязань,	К н	Кт = 0,5	А	ЗНОЛ	Активная
8	ЛПДС Рязань,		Ктн = 6000V3/100V3	В	ЗНОЛ	Активная
8	ЗРУ-6 кВ яч.1, ввод №1		Рег. № 46738-11	С	ЗНОЛ	Реактивная
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М

1 2		Состав АИИС КУЭ
1 2	Наименование точки измерений	Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № СИ, Обозначение, тип				Вид энергии
1	2	3		4		5
			S ,5 0, II т К	А	ТЛО-10
		н н	Ктт = 1500/5	В	ТЛО-10
			Рег. № 25433-11	С	ТЛО-10
	ЛПДС Рязань, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.5	К н	Кт = 0,5	А	ЗНОЛ	Активная
9			Ктн = 6000V3/100V3	В	ЗНОЛ	Активная
9			Рег. № 46738-11	С	ЗНОЛ	Реактивная
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М
			Кт = 0,5S	А	ТЛО-10
		н н	Ктт = 1500/5	В	ТЛО-10
			Рег. № 25433-11	С	ТЛО-10
	ЛПДС Рязань, ЗРУ-6 кВ яч.15, ввод №2	К н	Кт = 0,5	А	ЗНОЛ	Активная
10			Ктн = 6000V3/100V3	В	ЗНОЛ	Активная
10			Рег. № 46738-11	С	ЗНОЛ	Реактивная
		Счетчик	Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М

1 2		Состав АИИС КУЭ				Вид энергии
1 2	Наименование точки измерений	Вид СИ, Класс точности, коэффициент трансформации, Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № СИ, Обозначение, тип
1	2	3		4		5
			S ,5 0, II т К	А	Т-0,66
		н н	Ктт = 150/5	В	Т-0,66
	ЛПДС Рязань,		Рег. № 22656-07	С	Т-0,66	Активная
11	ЛПДС Рязань,	К н		А	-	Активная
11	Щитовое помещение		-	В	-	Реактивная
	ввод №1 0,4 кВ			С	-	Реактивная
		& Й F К о	Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М.08
			Кт = 0,5S	А	Т-0,66
		н н	Ктт = 150/5	В	Т-0,66
			Рег. № 22656-07	С	Т-0,66
	ЛПДС Рязань,	К н		А	-	Активная
12	Щитовое помещение		-	В	-
	ввод №2 0,4 кВ			С	-	Реактивная
		К ч ё * ч о	Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М.08
			Кт = 0,5	А	ТПОЛ-35
		н н	Ктт = 600/5	В	ТПОЛ-35
	ПС 110/35/6 кВ		Рег. № 5717-76	С	ТПОЛ-35	Активная
13	«Факел»	К н	Кт = 0,5	А	ЗНОМ-35	Активная
13	ЗРУ-35 кВ		Ктн = 35000V3/100V3	В	ЗНОМ-35	Реактивная
	Ввод Т-1		Рег. № 912-70	С	ЗНОМ-35	Реактивная
	Ввод Т-1	& * о	Кт = 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М

Номер ИК	Диапазон значений силы тока	Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
		Г раницы основной относительной погрешности ИК, (±^), %				Границы относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±^), %
		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 < 0,05Iнl	1,7	2,8		5,3	1,8	2,8		5,3
	0,05Iнl < I1 < 0,2Iнl	0,9	1,5		2,7	1,1	1,6		2,8
	0,2Iнl < I1 < Iнl	0,7	1,0		1,8	0,9	1,2		1,9
	1«1 < ^ < 1,2Ia1	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)Iнl < Il < 0,05Iнl	2,08	3,03		5,50	2,40	3,29		5,66
	0,05Iн1 < Jl < 0,2Ia1	1,17	1,92		3,11	1,68	2,31		3,39
	0,2Iн1 < Jl < 3^н1	1,00	1,37		2,26	1,56	1,88		2,63
	Ll < ^ < 1,2Ia1	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, (±^), %
		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)^1 < Il < 0,05Iнl	4,4		2,7		4,6		2,9
	0,05Iнl < I1 < 0,2I^	2,6		1,8		2,8		2,1
	0,2Iнl < Il < Iri	1,9		1,3		2,2		1,7
	Iн1 < Il < 1,2Iн1	1,9		1,3		2,2		1,7
6-7,11-12 (ТТ 0,5S; Сч 0,2S/0,5	0,01(0,02)Iнl < Il < 0,05Iнl	4,3		2,6		4,5		2,8
	0,05Iнl < Il < 0,2I^	2,4		1,6		2,6		2,0
	0,2Iнl < Il < Iri	1,6		1,1		2,0		1,6
	Iн1 < Il < 1,2Iн1	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)1н1 < I1 < 0,051н1	4,61	2,95	4,79	3,27
	0,051н1 < I1 < 0,21н1	2,86	2,15	3,15	2,57
	0,21н1 < ^ < 1н1	2,06	1,53	2,45	2,08
	1н1 < 1 < 1,21н1	2,06	1,53	2,45	2,08
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с		±5

Примечания:

Пределы допускаемой погрешности измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от 12%.

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

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности

- температура окружающей среды, °С

от 98 до 102 от 100 до 120

0,9

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

от 90 до 110 от 2 до 120

от 0,5 инд. до 0,8 емк

от -45 до +40 от -40 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч,

- среднее время восстановления работоспособности, ч, Сервер синхронизации времени ССВ-1Г:

- среднее время наработки на отказ, ч,

- среднее время восстановления работоспособности, ч,

140000

15000

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).

Знак утверждения типа

наносится 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».

Комплектность

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

Поверка

осуществляется 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/V3... 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.

Сведения о 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 части ОАО «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 документы

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание

Скачать