| Номер в госреестре | 51829-12 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ООО "Балттранснефтепродукт" по ГПС "Кириши" |
| Изготовитель | ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново |
| Год регистрации | 2012 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ГПС «Кириши» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, измерений времени в координированной шкале времени UTC.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ГПС «Кириши» (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 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.
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 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).
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.
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(кон-трольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Converge | Landis+Gyr Converge 3.5.1 (Converge.msi) | 3.5.001.268 Rev. 64500 | B1E67B8256DE3F55 46A96054A2062A1E | MD5 |
| ЭнергоМо нитор | Energy Monitor (Web Monitor Setup.msi) | 1.8.0.0 | 1E6CE427DAC589A FE884AB490632BC4B | MD5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Генератор XML- отчетов | XML Report Generator (XML Service Setup.msi; XML Client Setup.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 Im-port.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.
Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблице 2.
Номинальная функция преобразования при измерении электрической энергии
W (W )= N • К • К
VVP\VVQ/ 2 A Н т
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).
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики измерительных каналов
| Канал измерений | Состав измерительного канала | |||||||
| Номер ИК | Наименова ние присоеди нения | Вид | Класс точности, коэффициент трансформации, № в реестре СИ | Фаза | Тип | УСПД | Вид электрической энергии | Погрешность, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| КлТ=0^ | A | ТОЛ | - активная | 51.а.о = ± 1,5; | ||||
| ГПС | ТТ | Ктт=1500/5 | B | ТОЛ | Сикон С70 № 2882205 | прямая; | §2.а.о = ± 1,3; | |
| Кириши | № 47959-11 | C | ТОЛ | - активная | 51.р.о = ± 2,3; | |||
| 1 | ЗРУ-6 кВ "Север" ввод №1 | ТН | КлТ=0,5 Ктн=6000/100 № 16687-07 | A B C | НАМИТ- 10 | обратная; - реактивная прямая; | б2.р.о = ± 1,9; 51.а.р = ± 1,6; §2.а.р = ± 1,4; | |
| яч.№5 | Счет чик | КлТ=0^/0,5 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М | - реактивная обратная | $1.р.р = ± 2,7; §2.р.р = ± 2,4. | |||
| КлТ=0^ | A | ТОЛ | - активная | 51.а.о = ± 1,5; | ||||
| ГПС | ТТ | Ктт=1500/5 | B | ТОЛ | Сикон С70 № 2882205 | прямая; | 52.а.о = ± 1,3; | |
| Кириши | № 47959-11 | C | ТОЛ | - активная | 51.р.о = ± 2,3; | |||
| 2 | ЗРУ-6 кВ "Север" ввод №2 | ТН | КлТ=0,5 Ктн=6000/100 № 16687-07 | A B C | НАМИТ- 10 | обратная; - реактивная прямая; | 52.р.о = ± 1,9; §1.а.р = ± 1,6; 52.а.р = ± 1,4; | |
| яч.№30 | Счет чик | КлТ=0^/0,5 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М | - реактивная обратная | $1.р.р = ± 2,7; §2.р.р = ± 2,4. | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| КлТ=0,5Б | A | Т-0,66 | - активная | 51.а.о = ± 1,3; | ||||
| ГПС | ТТ | Ктт=50/5 | B | Т-0,66 | Сикон С70 | прямая; | 52.а.о = ± 1,0; | |
| Кириши | № 22656-07 | C | Т-0,66 | - активная | 51.р.о = ± 2,0; | |||
| ЗРУ-6 кВ | A | обратная; | 52.р.о = ± 1,6; | |||||
| 3 | е в№ -• О £ | ТН | - | B C | - | № 2882205 | - реактивная прямая; | 51.а.р = ± 1,5; 52.а.р = ± 1,2; |
| ТСН-1 | Счет чик | КлТ=0,2Б/0,5 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М | - реактивная обратная | §1.р.р = ± 2,5; §2.р.р = ± 2,2. | |||
| КлТ=0,5Б | A | Т-0,66 | - активная | 51.а.о = ± 1,3; | ||||
| ГПС | ТТ | Ктт=50/5 | B | Т-0,66 | Сикон С70 | прямая; | §2.а.о = ± 1,0; | |
| Кириши | № 22656-07 | C | Т-0,66 | - активная | §1.р.о = ± 2,0; | |||
| ЗРУ-6 кВ | A | обратная; | 52.р.о = ± 1,6; | |||||
| 4 | "Север" яч.№32 | ТН | - | B C | - | № 2882205 | - реактивная прямая; | 51.а.р = ± 1,5; §2.а.р = ± 1,2; |
| ТСН-2 | Счет чик | КлТ=0,2Б/0,5 № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М | - реактивная обратная | §1.р.р = ± 2,5; §2.р.р = ± 2,2. | |||
Примечания:
1 В столбце 9 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 еоБф = 0,8;
52.а.о - границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 1ном и еоБф = 0,8;
81ро - границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии при I = 0,1 • 1ном и БШф = 0,6;
82ро - границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии при I = 1ном и БШф = 0,6;
51.а.р - границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 0,1^ном и еоБф = 0,8;
52.а.р - границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = !ном и еоБф = 0,8;
51рр - границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии при в рабочих условиях применения I = 0,1^ном и БШф = 0,6;
52рр - границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = !ном и БШф = 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 соответствии с МИ 2999-2011. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ.
Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC ± 5 с.
Нормальные условия применения:
- температура окружающего воздуха, °С 21 ... 25;
- относительная влажность воздуха, % 30 ... 80;
- атмосферное давление, кПа (от 630 до 795 мм рт. Ст.) 84 ... 106;
- напряжение питающей сети переменного тока, В 215,6 ... 224,4;
| - частота питающей сети переменного тока, Гц | 49,85 ... 50,15; |
| - индукция внешнего магнитного поля, мТл не более | 0,05. |
| Рабочие условия применения: | |
| - напряжение питающей сети переменного тока, В | 198 ... 242 |
| - частота питающей сети, Гц | 5 9 4 |
| - температура (для ТН и ТТ), °С | [-30] ... 40 |
| - температура (для счетчиков, УСПД) | 5 3 5 |
| - температура (для сервера, АРМ, каналообразующего | |
| и вспомогательного оборудования), °С | 0 3 о |
| - индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл | ,5 0, 0 |
| Среднее время наработки на отказ | 8965 ч |
| Средний срок службы | 12 лет |
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» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ГПС «Кириши».
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части
ООО «Балттранснефтепродукт» по ГПС «Кириши» приведена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность
| Наименование изделия | Кол-во шт. | Примечание |
| Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М | 4 | |
| Трансформатор тока ТОЛ | 6 | |
| Трансформатор тока Т-0,66 | 6 | |
| Трансформатор напряжения НАМИТ-10 | 2 | |
| УСПД Сикон С70 | 1 | |
| УСВ ССВ-1Г.02 | 1 | |
| Программный комплекс «Converge» | 1 | |
| Методика поверки | 1 | |
| Инструкция по эксплуатации ИЭН 1954РД-12.ЭСУ.ИЭ | 1 | |
| Формуляр ИЭН 1954РД-12.ЭСУ.ПС | 1 |
осуществляется по методике поверки МП 51829-12 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ГПС «Кириши». Методика поверки», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 26 октября 2012 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.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «АК «Транснефть» в части ООО «Балттранснефтепродукт» по ГПС «Кириши». Методика измерений электрической энергии. Свидетельство об аттестации № 01.00230/23-2012 от 26.10.2012 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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
Осуществление торговли и товарообменных операций.
