ГРСИ 79024-20: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (Уфимский участок) . Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
79025-20

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (Уфимский участок) , ГРСИ 79024-20

Смотреть ГРСИ
79023-20

Номер госреестра:

79024-20

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО АНК "Башнефть" (Уфимский участок)

Обозначение типа:

Производитель:

ПАО "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть", г.Уфа

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 004

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 78101

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии ПАО АНК «Башнефть» (Уфимский участок)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии ПАО АНК «Башнефть» (Уфимский участок) (далее по тексту - АИИС КУЭ)

предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за

установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной

информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в

себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и

реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-

передачи данных.

2-ой уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 (УСПД),

каналообразующую аппаратуру.

3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

каналообразующую аппаратуру, сервера баз данных (БД), технические средства для

организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации,

автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени

(УСВ) УСВ-2 и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в

аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на

соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные

значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям

силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные

значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за

период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной

мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее

значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК, в состав которых входит УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков

поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с

учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее

накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение

информации по подключенным к УСПД устройствам.

Для ИК, в состав которых не входит УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков

поступает на верхний уровень системы.

Лист № 2

Всего листов 12

На верхнем - третьем уровне сервер БД, расположенный в Уфимском цеху по

эксплуатации электрооборудования, производит сбор результатов измерений, состояния

средств и объектов измерений по группам точек поставки, и передачу полученной информации

на сервер БД, расположенный в Центре обработки данных (ЦОД) ПАО АНК «Башнефть», где

выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение

измерительной информации, ее накопление, оформление отчетных документов, отображение

информации на мониторах АРМ. Один раз в сутки на уровне ИВК АИИС КУЭ формируется

файл отчета с результатами измерений в формате ХМL и передаётся в организации - участники

оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и

смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде XML-файлов

установленных форматов 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 ЭП субъекта рынка.

АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ

утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с

регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети

Internet.

АИИСКУЭимеетсистемуобеспеченияединоговремени(СОЕВ).СОЕВ

предусматривает поддержание единого времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК).

СОЕВ включает в себя устройство синхронизации времени УСВ-2, часы сервера БД, УСПД и

счётчиков.

Сервер БД, расположенный в Уфимском цеху по эксплуатации электрооборудования,

оснащен устройством синхронизации времени УСВ-2. Периодичность сравнения показаний

часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Коррекция часов сервера осуществляется при

расхождении показаний часов на величину, превышающую ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Время УСПД синхронизируется от сервера БД, расположенного в Уфимском цеху по

эксплуатацииэлектрооборудования.Периодичностьсравненияпоказанийчасов

осуществляется при каждом обращении к УСПД, но не реже чем 1 раз в 30 минут. Коррекция

времени осуществляется при расхождении на величину, превышающую ±2 с, но не чаще 1 раза

в сутки.

Для ИК, в состав которых входит УСПД, синхронизация времени счетчиков и УСПД

производится во время сеанса связи со счетчиками, с периодичностью не реже 1 раза в 30

минут. Коррекция текущего времени счетчиков проводится при наличии расхождения

показаний более чем на ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Для ИК, в состав которых не входит УСПД, время счетчиков синхронизируется от

сервера БД, расположенного в Уфимском цеху по эксплуатации электрооборудования, во время

каждого сеанса связи со счетчиками, с периодичностью не реже 1 раза в 30 минут. Коррекция

текущего времени счетчиков проводится при наличии расхождения показаний более чем на ±2

с, но не чаще 1 раза в сутки.

Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции

времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции

времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в состав которого входят

программы, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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 «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО

приведена в таблице 1.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 12

Идентификационные наименования

модулей ПО

не ниже 3.0

Цифровой идентификатор ПО

MD5

Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные признакиЗначение

CalcClients.dll;

CalcLeakage.dll;

CalcLosses.dll;

Metrology.dll;

ParseBin.dll;

ParseIEC.dll;

ParseModbus.dll;

ParsePiramida.dll;

SynchroNSI.dll;

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный

номер) ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового

идентификатора

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические

характеристики приведены в таблицах 2-4.

Лист № 4

Всего листов 12

Состав измерительного канала

ПС 110 кВ Аминево,

КРУН-6 кВ, Ввод 1 6 кВ

Т-1

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

ПС 110 кВ Аминево,

КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ,

яч. 2, ВЛ-6 кВ ф. 2

НАМИТ-10-2

Кл.т. 0,5

Ктн=6000/100

Рег. № 18178-99

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

ПС 110 кВ Аминево,

РУСН-0,4 кВ, ввод

0,4 кВ

СЭТ-4ТМ.03М.09

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

ПС 110 кВ Аминево,

КРУН-6 кВ, Ввод 2 6 кВ

Т-2

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

СИКОН С70

Рег. № 28822-05 /

УСВ-2

Рег. № 41681-10

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

ПС 35 кВ

Александровка, ввод

0,4 кВ ТСН-1

СЭТ-4ТМ.03М.09

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

СИКОН С70

Рег. № 28822-05 /

УСВ-2

Рег. № 41681-10

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Номер и наименование ИК

ТТТНСчетчикУСПД/УССВ

ПС 35 кВ

Александровка,

КРУН-6 кВ, Ввод 1 6 кВ

Т-1

НАМИТ-10-2

Кл.т. 0,5

Ктн=6000/100

Рег. № 18178-99

НАМИТ-10

Кл.т. 0,5

Ктн=6000/100

Рег. № 16687-07

ТПЛ-10с

Кл.т. 0,5

Ктт=300/5

Рег. № 29390-10

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт=150/5

Рег. № 2473-69

ТОП

Кл.т. 0,5

Ктт=100/5

Рег. № 47959-11

ТПЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт=300/5

Рег. № 2363-68

АВК 10

Кл.т. 0,5

Ктт=600/5

Рег. № 47171-11

TШП

Кл.т. 0,5

Ктт=300/5

Рег. № 47957-11

Лист № 5

Всего листов 12

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

НАМИТ-10

Кл.т. 0,5

Ктн=6000/100

Рег. № 16687-07

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

ПС 35 кВ

Александровка, ввод

0,4 кВ ТСН-2

СЭТ-4ТМ.03М.09

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

СИКОН С70

Рег. № 28822-05 /

УСВ-2

Рег. № 41681-10

ПС 35 кВ Ракитово,

КРУН-6кВ, яч. 10,

ВЛ-6 кВ ф. 8

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

- /

УСВ-2

Рег. № 41681-10

ПС 35 кВ Ракитово,

КРУН-6кВ, яч. 8,

ВЛ-6 кВ ф. 6

VSK

Кл.т. 0,5

Ктн=6000/100

Рег. № 47172-11

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

- /

УСВ-2

Рег. № 41681-10

Продолжение таблицы 2

123456

ПС 35 кВ

Александровка,

КРУН-6 кВ, Ввод 2 6 кВ

Т-2

ПС 35 кВ

Александровка,

КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ,

яч. 15, ВЛ-6 кВ ф. 5

АВК 10

Кл.т. 0,5

Ктт=600/5

Рег. № 47171-11

АВК 10

Кл.т. 0,5

Ктт=150/5

Рег. № 47171-11

TОП

Кл.т. 0,5

Ктт=100/5

Рег. № 47959-11

ТОЛ-СЭЩ

Кл.т. 0,5

Ктт=300/5

Рег. № 51623-12

АВК 10

Кл.т. 0,5

Ктт=300/5

Рег. № 47171-11

ТОЛ-СЭЩ

Кл.т. 0,5

Ктт=300/5

Рег. № 51623-12

АВК 10

Кл.т. 0,5

Ктт=200/5

Рег. № 47171-11

Лист № 6

Всего листов 12

ПС 35 кВ Ракитово,

КРУН-6кВ, яч. 6,

ВЛ-6 кВ ф. 4

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

- /

УСВ-2

Рег. № 41681-10

ПС 110 кВ Кушкуль,

РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ,

ввод 1 6 кВ

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

НАМИТ-10

Кл.т. 0,5

Ктн=6000/100

Рег. № 16687-97

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

ПС 110 кВ Кушкуль,

РУСН-0,4 кВ, ввод

0,4 кВ

СЭТ-4ТМ.03М.09

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

ПС 110 кВ Кушкуль,

РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ,

ввод 2 6 кВ

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

СИКОН С70

Рег. № 28822-05 /

УСВ-2

Рег. № 41681-10

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

- /

УСВ-2

Рег. № 41681-10

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

Продолжение таблицы 2

123456

VSK

Кл.т. 0,5

Ктн=6000/100

Рег. № 47172-11

ПС 110 кВ Кушкуль,

РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ,

яч. 17, ВЛ-6 кВ ф. 17

(87)

ВЛ 10 кВ ф.231 от ПС

35 кВ Питяково, оп. 54,

отпайка, РУ-10 кВ

К-112

ПС 110 кВ Авдон, 1

СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ

Авдон – Южная

Сергеевка 1

АВК 10

Кл.т. 0,5

Ктт=200/5

Рег. № 47171-11

ТЛК

Кл.т. 0,5

Ктт=1000/5

Рег. № 9143-83

ТЛК

Кл.т. 0,5

Ктт=100/5

Рег. № 9143-83

ТОП

Кл.т. 0,5

Ктт=100/5

Рег. № 47959-11

ТЛК

Кл.т. 0,5

Ктт=1000/5

Рег. № 9143-83

IMZ

Кл.т. 0,5

Ктт=75/5

Рег. № 16048-97

ТОЛ-35

Кл.т. 0,5S

Ктт=300/5

Рег. № 21256-07

НАМИТ-10

Кл.т. 0,5

Ктн=6000/100

Рег. № 16687-97

НОЛ.08

Кл.т. 0,5

Ктн=10000/100

Рег. № 3345-04

ЗНОМ-35-65

Кл.т. 0,5

Ктн=35000/√3/100/√3

Рег. № 912-07

СИКОН С70

Рег. № 28822-05 /

УСВ-2

Рег. № 41681-10

Лист № 7

Всего листов 12

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

ПС 35 кВ

Н. Надеждино,

КРУН-10 кВ, яч. 8,

ВЛ-10 кВ ф. 8

НАМИ-10

Кл.т. 0,2

Ктн=10000/100

Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

- /

УСВ-2

Рег. № 41681-10

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

- /

УСВ-2

Рег. № 41681-10

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

- /

УСВ-2

Рег. № 41681-10

ПС 110 кВ Нагаево,

1 с.ш. 10кВ, яч. 5,

ВЛ-10 кВ ф. № 5

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

- /

УСВ-2

Рег. № 41681-10

ВЛБ-10 кВ, отпайка от

ВЛ-10 кВ ф. 6 от ПC

35 кВ Гумерово

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

- /

УСВ-2

Рег. № 41681-10

Продолжение таблицы 2

123456

ПС 110 кВ Авдон, 2

СШ 35 кВ, ВЛ 35 кВ

Авдон – Южная

Сергеевка 2

ЗНОМ-35-65

Кл.т. 0,5

Ктн=35000/√3/100/√3

Рег. № 912-07

СИКОН С70

Рег. № 28822-05 /

УСВ-2

Рег. № 41681-10

ПС 110 кВ

Минзитарово,

КРУН-10 кВ яч. 8,

ВЛ-10 кВ ф. 8

ПС 35 кВ Бедеева

Поляна, РУ-10 кВ,

2 с.ш. 10 кВ, яч. 14,

ВЛ-10 кВ ф. 16

ТОЛ-35

Кл.т. 0,5S

Ктт=300/5

Рег. № 21256-07

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5

Ктт=100/5

Рег. № 1276-59

ТПЛ-10с

Кл.т. 0,5

Ктт=100/5

Рег. № 29390-10

ТОЛ-СЭЩ-10

Кл.т. 0,5

Ктт=200/5

Рег. № 32139-11

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт=150/5

Рег. № 2473-00

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт=300/5

Рег. № 2473-69

ТЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт=50/5

Рег. № 2473-69

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн=10000/100

Рег. № 831-69

НАМИ-10

Кл.т. 0,2

Ктн=10000/100

Рег. № 11094-87

НАМИ-10

Кл.т. 0,2

Ктн=10000/100

Рег. № 11094-87

НАМИ-10

Кл.т. 0,2

Ктн=10000/100

Рег. № 11094-87

Лист № 8

Всего листов 12

±5

Номера ИК

Границы погрешности в

рабочих условиях (±δ), %

5,7

4,1

5,6

4,1

5,5

2,9

5,1

4,1

5,6

4,1

Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК

ВидГраницы основной

электроэнергиипогрешности (±δ), %

1, 2, 4, 5, 7, 8,Активная 1,2

13, 14, 16, 17,

21 Реактивная 2,5

Активная 1,0

3, 6, 9, 15

Реактивная 2,1

Активная 1,1

10-12

Реактивная 2,3

Активная 1,2

18, 19

Реактивная 2,5

Активная 1,0

20, 22-24

Реактивная2,2

Пределы допускаемой погрешности

СОЕВ, с

Примечания

1. ХарактеристикиотносительнойпогрешностиИКданыдляизмерения

электроэнергии и средней мощности (30 минут).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95.

3. Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.

Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на ТТ, ТН и счетчики утвержденных типов с

метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии,

что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3

метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные

утвержденных типов. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого

ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Допускается замена ПО на

аналогичное, с версией, не ниже указанной в описании типа. Допускается уменьшение

количества ИК. Изменение наименования ИК, уменьшение количества ИК и замена средств

измерений оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ

порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его

неотъемлемая часть.

Значение

Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от Iном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

от 99 до 101

от 100 до 120

0,87

от 49,8 до 50,2

Лист № 9

Всего листов 12

от +21 до +25

от 90 до 110

от 1(5) до 120

от 0,5

инд

. до 0,8

емк.

от 49,6 до 50,4

120000

140 000

70000

35000

113

от +21 до +25

от -40 до +35

от -40 до +60

от -10 до +50

trial 1

Продолжение таблицы 4

- для счетчиков активной энергии:

ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31819.22-2012

- для счетчиков реактивной энергии:

ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

температура окружающей среды, °С

- для ТТ и ТН

- для электросчетчиков

- для УСПД, УСВ

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики СЕ 304: