Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Мостранснефтепродукт" по ЛПДС "Володарская". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Мостранснефтепродукт" по ЛПДС "Володарская"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 1042 п. 11 от 19.11.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 48793
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть»» в части ОАО «Мостранснефтепродукт» по ЛПДС «Володарская» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, измерений времени в координированной шкале времени UTC.

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Мостранснефтепродукт» по ЛПДС «Володарская» (далее - АИИС КУЭ) реализована в объеме первой пусковой очереди и представляет двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения 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;

- 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 XML 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.

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока и напряжения, счётчики активной и реактивной электрической энергии и мощности по каждому присоединению (точке измерений). Устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) «Сикон С70», установленное на уровне ИИК работает в «прозрачном» режиме при обращении сервера ИВК к счетчикам электроэнергии и выполняет функции шлюза-концентратора (каналообразующей аппаратуры).

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает «Центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» (№38424-08 в

Лист № 2

Всего листов 7 реестре средств измерений Федерального информационного фонда РФ), рабочие станции (АРМ).

Аналоговые сигналы от первичных преобразователей электрической энергии (трансформаторов тока и напряжения) поступают на счетчики электрической энергии. Счетчики электрической энергии являются измерительными приборами, построенными на принципе цифровой обработки входных аналоговых сигналов. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика формируется без учета коэффициентов трансформации тока и напряжения.

Данные со счетчиков поступают на уровень ИВК, где выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи интернет-провайдеров.

В счетчиках электрической энергии и на сервере ИВК ведутся журналы событий.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях и выполняет законченную функцию измерений времени и интервалов времени. В состав СОЕВ входит сервер ИВК с встроенными часами, время которого синхронизируется от источников частоты и времени/сервера синхронизации времени ССВ-1Г (№ 39485-08 в реестре средств измерений Федерального информационного фонда РФ) основного и резервного.

На уровне ИИК для защиты информации от несанкционированного доступа применяются следующие меры:

- пломбирование клеммных сборок электрических цепей трансформаторов тока и напряжения;

- пломбирование клеммных сборок электросчетчиков;

- пломбирование клеммных сборок линии передачи информации по интерфейсу RS-485;

- пломбирование клеммных сборок УСПД после выполнения монтажных работ;

На уровне ИВК защита информации организована с применением следующих мероприятий:

- ограничение доступа к серверу АИИС КУЭ;

- установление учетных записей пользователей и паролей доступа к серверу АИИС КУЭ.

В составе АИИС КУЭ обеспечена сохранность информации при авариях. Под авариями следует понимать потери питания и отказы (потери работоспособности) технических и программно-технических средств.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимых частей программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные

Наименование программы

Идентификационное наименование программного обеспечения (имя файла)

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового иденти фикатора ПО

Converge

Landis+Gyr Converge 3.5.1 (Converge.msi)

3.5.001.268

Rev. 64500

B1E67B8256DE3F55

46A96054A2062A1E

MD5

ЭнергоМонитор

Energy Monitor (Web Monitor Se-tup.msi)

1.8.0.0

1E6CE427DAC589A

FE884AB490632BC4B

MD5

Г енератор XML-отчетов

XML Report Generator

(XML Service Se-tup.msi;

XML Client Se-tup.msi)

_

9486BC5FC4BC0D3 26752E133D125F13D;

37F58D0D9FB444D 085405EB4A16E7A84

MD5

ЭМ Администратор

EM Admin (EM Admin Setup.msi)

621E4F49FB74E52F

9FFADA2A07323FBD

MD5

Ручной импорт в Converge

Manual Converge

Import

(Manual Converge Import.msi)

_

ACA7D544FAD3B166

916B16BB99359891

MD5

Влияние программного обеспечения на относительную погрешность измерений электрической энергии и мощности отсутствует.

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблице 2.

Номинальная функция преобразования при измерении электрической энергии

Wp(Wq)= Л• Ктн • Ктт

2 • A

где: N - число импульсов в регистре профиля мощности счетчика электрической энергии, имп;

А - постоянная счетчика электрической энергии, имп/кВт^ч (квар^ч);

Ктн - коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения (ТН);

Ктт - коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока (ТТ).

Лист № 4

Всего листов 7

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики измерительных каналов

Канал измерений

Состав измерительного канала

Погрешность, %

Номер ИК

Наименование присоединения

Вид

Класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра С1

ей й е

Обозначение

Вид электрической энергии

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ЛПДС Володарская ЗРУ-6 кВ ПС-210 «Наливная» яч. 26 ввод № 1 в ЗРУ № 2

ТТ

КлТ=0,58 Ктт=600/5 47959-11

A

ТОЛ

- активная прямая;

- активная обратная;

- реактивная прямая;

- реактивная обратная

З1 .а.о = ± 1,5;

З2 .а.о = ± 1,3; 51,р.о = ± 2,3; З2.р.о = ± 1,9;

З1 .а.р = ± 1,6;

З2 .а.р = ± 1,4; 51,р.р = ± 2,7; З2.р.р = ± 2,4.

B

ТОЛ

C

ТОЛ

ТН

КлТ=0,5 Ктт=6000/100 16687-07

A

B

C

НАМИТ-10

Счет чик

КлТ=0,28/0,5 36697-08

СЭТ-4ТМ.03М

2

ЛПДС Володарская ЗРУ-6 кВ ПС-210 «Наливная» яч.4 ввод № 2 в ЗРУ № 2

ТТ

КлТ=0,58

Ктт=600/5 47959-11

A

ТОЛ

- активная прямая;

- активная обратная;

- реактивная прямая;

- реактивная обратная

З1.а.о = ± 1,5;

§2.а.о = ± 1,3;

51,р.о = ± 2,3;

З2.р.о = ± 1,9;

З1.а.р = ± 1,6;

§2.а.р = ± 1,4;

З1 .р.р = ± 2,7;

З2 .р.р = ± 2,4.

B

ТОЛ

C

ТОЛ

ТН

КлТ=0,5 Ктт=6000/100 16687-07

A

B

C

НАМИТ-10

Счет чик

КлТ=0,28/0,5 36697-08

СЭТ-4ТМ.03М

3

ЛПДС Володарская ПС210 «Наливная» панель СН

ТТ

КлТ=0,58

Ктт=100/5 22656-07

A

Т-0,66

- активная прямая;

- активная обратная;

- реактивная прямая;

- реактивная обратная

З1 .а.о = ± 1,3;

З2 .а.о = ± 1,0;

51,р.о = ± 2,0;

З2 .р.о = ± 1,6;

З1 .а.р = ± 1,5;

З2 .а.р = ± 1,2;

51,р.р = ± 2,5;

З2 .р.р = ± 2,2.

B

Т-0,66

C

Т-0,66

ТН

_

A

B

C

_

Счет чик

КлТ=0,28/0,5 36697-08

СЭТ-4ТМ.03М

4

ЛПДС Володарская ЗРУ-6 кВ ПС-210 «Наливная» яч. 29 ввод от Т-1

ТТ

КлТ=0,58

Ктт=1000/5 2473-05

A

ТЛМ-10

- активная прямая;

- активная обратная;

- реактивная прямая;

- реактивная обратная

З1.а.о = ± 1,5;

§2.а.о = ± 1,3;

51,р.о = ± 2,3;

З2.р.о = ± 1,9;

З1.а.р = ± 1,6;

§2.а.р = ± 1,4;

З1 .р.р = ± 2,7;

З2 .р.р = ± 2,4.

B

ТЛМ-10

C

ТЛМ-10

ТН

КлТ=0,5 Ктт=6000/100 16687-07

A

B

C

НАМИТ-10

Счет чик

КлТ=0,28/0,5 36697-08

СЭТ-4ТМ.03М

5

ЛПДС Володарская ЗРУ-6 кВ ПС-210 «Наливная» яч. 3 ввод от Т-2

ТТ

КлТ=0,58

Ктт=1000/5 2473-05

A

ТЛМ-10

- активная прямая;

- активная обратная;

- реактивная прямая;

- реактивная обратная

51ЖС = ± 1,5;

З2 .а.о = ± 1,3; 51,р.о = ± 2,3; З2.р.о = ± 1,9;

З1 .а.р = ± 1,6;

З2 .а.р = ± 1,4; 51,р.р = ± 2,7; З2.р.р = ± 2,4.

B

ТЛМ-10

C

ТЛМ-10

ТН

КлТ=0,5 Ктт=6000/100 16687-07

A

B

C

НАМИТ-10

Счет чик

КлТ=0,28/0,5 36697-08

СЭТ-4ТМ.03М

Примечания:

1 В столбце 8 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:

51,а.о  —  границы  допускаемой  основной  погрешности  измерений  активной

электрической энергии при I = 0,1-1ном и cosф = 0,8;

З2.а.о  —  границы  допускаемой  основной  погрешности  измерений  активной

электрической энергии при I = 1ном и cosф = 0,8;

51,р.о  —  границы  допускаемой  основной  погрешности  измерений  реактивной

электрической энергии при I = 0,1-1ном и simp = 0,6;

З2.р.о  —  границы  допускаемой  основной  погрешности  измерений  реактивной

электрической энергии при I = 1ном и simp = 0,6;

З1.а.р — границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 0,1-!ном и cosф = 0,8;

З2.а.р — границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = ^ом и cosф = 0,8;

З1.р.р — границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии при в рабочих условиях применения I = 0,1-!ном и sinф = 0,6;

З2.р.р — границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = !ном и sinф = 0,6;

2 Измерительные каналы включают измерительные ТТ по ГОСТ 7746-2001, измерительные ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии.

3 Допускается замена УСПД, измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ.

Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы време-

ни UTC

Нормальные условия применения:

± 5 с.

- температура окружающего воздуха, °С

- относительная влажность воздуха, %

- атмосферное давление, кПа (от 630 до 795 мм рт. Ст.)

- напряжение питающей сети переменного тока, В

- частота питающей сети переменного тока, Гц

- индукция внешнего магнитного поля, мТл не более Рабочие условия применения:

21 ... 25;

30 ... 80;

84 . 106;

215,6 . 224,4;

49,85 . 50,15; 0,05.

- напряжение питающей сети переменного тока, В

- частота питающей сети, Гц

- температура (для ТН и ТТ), °С

- температура (для счетчиков, УСПД)

- температура (для сервера, АРМ, каналообразующего

и вспомогательного оборудования), °С

- индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл

Среднее время наработки на отказ

Средний срок службы

198 . 242

49 . 51 [-30] . 40 5 . 35

10 . 30

0 . 0,5

8796 ч

12 лет

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место нанесения - вверху, справа) эксплуатационной документации системы автоматизированной информационно-измерительной     коммерческого     учета     электрической     энергии

ОАО «АК «Транснефть».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Мостранснефтепродукт» по ЛПДС «Володарская» определяется проектной документацией на АИИС КУЭ.

Поверка

осуществляется по методике поверки МП 51830-12 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Мостранснефтепродукт» по ЛПДС «Володарская». Методика поверки», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 26 октября 2012 г. с изменением 1 от 15.01.2015 г.

Межповерочный интервал 4 года.

Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:

- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 °. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;

- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.

Сведения о методах измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Мостранснефтепродукт» по ЛПДС «Володарская». Методика измерений электрической энергии. Свидетельство об аттестации № 01.00230/25-2012 от 26.10.2012 г.

Нормативные документы

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

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

Рекомендации к применению

При осуществлении торговли.

Развернуть полное описание